JP2022054783A

JP2022054783A - Fuel cell system

Info

Publication number: JP2022054783A
Application number: JP2020161988A
Authority: JP
Inventors: 時穂加藤; Tokio Kato; 慎司城森; Shinji Shiromori
Original assignee: Toyota Motor Corp
Current assignee: Toyota Motor Corp
Priority date: 2020-09-28
Filing date: 2020-09-28
Publication date: 2022-04-07

Abstract

To provide a fuel cell system that can prevent deterioration of a membrane based on a difference in humidity between both electrodes and improve fuel consumption.SOLUTION: Control means comprises gas-liquid separator temperature control means, humidifier control means, storage means, gas humidity determination means, inter-electrode humidity difference determination means, and deterioration prevention means. The storage means stores the in-plane humidity distribution of a fuel cell. The gas humidity determination means determines whether or not the humidities of both a fuel gas and an oxidant gas are equal to or less than a predetermined threshold A. When the humidities are determined to be equal to or less than the predetermined threshold A, the inter-electrode humidity difference determination means acquires the in-plane humidity distribution of the fuel cell from the storage means and determines the in-plane humidity difference of the fuel cell based on the in-plane humidity distribution. When the in-plane humidity difference is equal to or more than a predetermined threshold B, the deterioration prevention means controls at least one of the gas-liquid separator temperature control means and the humidifier control means and controls the in-plane humidity difference to be less than the predetermined threshold B.SELECTED DRAWING: Figure 1

Description

本願は燃料電池システムを開示する。 This application discloses a fuel cell system.

例えば、車載用の燃料電池システムには、電解質膜、該電解質膜の一方の面に配置されるアノード電極、及び該電解質膜の他方の面に配置されるカソード電極を有する燃料電池が搭載されている。燃料電池は、アノード電極に水素等の燃料ガスが、カソード電極に空気等の酸化剤ガスが供給されることにより発電する。この際、極間のイオン電導性を向上させるために燃料ガス及び酸化剤ガスを所定の湿度に調整している。 For example, an in-vehicle fuel cell system comprises a fuel cell having an electrolyte membrane, an anode electrode disposed on one surface of the electrolyte membrane, and a cathode electrode disposed on the other surface of the electrolyte membrane. There is. The fuel cell generates power by supplying a fuel gas such as hydrogen to the anode electrode and an oxidant gas such as air to the cathode electrode. At this time, the fuel gas and the oxidant gas are adjusted to a predetermined humidity in order to improve the ion conductivity between the electrodes.

アノード電極とカソード電極とに供給されるガスに湿度差が生じると、湿度の高い方から低い方へと膜内の水移動が促進される。このとき、水移動に伴って膜内カチオン及び過酸化水素等の膜劣化を引き起こす物質の移動も促進され、膜劣化が加速する。そのため、両極間に供給されるガスの湿度差を小さくするための開発がなされてきた。 When a humidity difference occurs in the gas supplied to the anode electrode and the cathode electrode, water movement in the membrane is promoted from the higher humidity side to the lower humidity side. At this time, the movement of substances that cause membrane deterioration such as intramembrane cations and hydrogen peroxide is promoted along with the movement of water, and the membrane deterioration is accelerated. Therefore, development has been made to reduce the humidity difference of the gas supplied between the two poles.

例えば、特許文献１には、アノード電極とカソード電極との湿潤状態の差が低減されるように、アノード電極とカソード電極とのうち少なくとも一方の湿潤状態を変更する湿潤状態調整手段を備えた燃料電池システムが開示されている。特許文献２には、セル電圧が所定電圧範囲にあるときにはアノードに供給する燃料ガス又はカソードに供給する酸化剤ガスの少なくともいずれか一方のガスの湿度を所定湿度に調整する段階を含む燃料電池の制御方法が開示されている。特許文献３には、燃料電池のアノード入口における燃料ガスの相対湿度が燃料電池のカソード入口における酸化剤ガスの相対湿度よりも高くなるように湿度を調整する燃料電池システムが開示されている。 For example, Patent Document 1 provides a fuel provided with a wet state adjusting means for changing the wet state of at least one of the anode electrode and the cathode electrode so that the difference in the wet state between the anode electrode and the cathode electrode is reduced. The battery system is disclosed. Patent Document 2 includes a step of adjusting the humidity of at least one of the fuel gas supplied to the anode and the oxidant gas supplied to the cathode to a predetermined humidity when the cell voltage is in a predetermined voltage range. The control method is disclosed. Patent Document 3 discloses a fuel cell system that adjusts the humidity so that the relative humidity of the fuel gas at the anode inlet of the fuel cell is higher than the relative humidity of the oxidant gas at the cathode inlet of the fuel cell.

特開２００７－９５３８５号公報Japanese Unexamined Patent Publication No. 2007-95385 特開２００７－１７９７４９号公報Japanese Unexamined Patent Publication No. 2007-179479 特開２００８－２７６０６号公報Japanese Unexamined Patent Publication No. 2008-27606

本発明者らが検討した結果、高温運転時において、両極それぞれの平均湿度が低く、かつ、電極間の面内湿度差が大きいときに膜劣化を引き起こしやすいことを実験的に発見した。上記のように、従来の技術では電極間の湿度差にのみ着目しており、両極それぞれの湿度や電極面内の湿度分布に関わらず、極間の湿度差が大きいときに常に制御を実施する技術であるため、制御頻度が多く燃費が低下する虞があった。 As a result of studies by the present inventors, it has been experimentally discovered that film deterioration is likely to occur when the average humidity of each of the two electrodes is low and the in-plane humidity difference between the electrodes is large during high-temperature operation. As described above, the conventional technology focuses only on the humidity difference between the electrodes, and always controls when the humidity difference between the electrodes is large, regardless of the humidity of each electrode or the humidity distribution in the electrode surface. Since it is a technology, there is a risk that the control frequency will be high and the fuel efficiency will decrease.

そこで、本願の目的は、上記実情を鑑み、両極の湿度差に基づく膜劣化を抑制し、かつ、燃費を向上することができる燃料電池システムを提供することである。 Therefore, an object of the present application is to provide a fuel cell system capable of suppressing film deterioration due to a humidity difference between the two poles and improving fuel efficiency in view of the above circumstances.

本開示は上記課題を解決するための一つの手段として、電解質膜、該電解質膜の一方の面に配置されるアノード電極、及び該電解質膜の他方の面に配置されるカソード電極を有する燃料電池と、燃料電池に流れる電流を計測する電流計測手段と、アノード電極に燃料ガスを流すための燃料ガス供給流路と、燃料ガス供給流路に配置され、アノード電極に燃料ガスを供給する燃料ガス供給手段と、アノード電極から排出された燃料オフガスを燃料ガス流路に循環するための循環流路と、循環流路に配置され、燃料オフガスの液体成分と気体成分とを分離可能な気液分離器と、燃料ガスの圧力を計測する燃料ガス圧力計測手段と、燃料ガスの流量を計測する燃料ガス流量計測手段と、カソード電極に酸化剤ガスを流すための酸化剤ガス供給流路と、酸化剤ガス供給流路に配置され、カソード電極に酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給手段と、酸化剤ガス供給流路に配置され、酸化剤ガスの湿度を制御する加湿器と、酸化剤ガスの圧力を計測する酸化剤ガス圧力計測手段と、酸化剤ガスの流量を計測する酸化剤ガス流量計測手段と、制御手段と、を備え、制御手段は、気液分離器の温度を制御する気液分離器温度制御手段と、加湿器を制御する加湿器制御手段と、記憶手段と、ガス湿度判定手段と、電極間湿度差判定手段と、劣化抑制手段と、を備え、記憶手段は、燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流量、気液分離器の温度、加湿器の状態、並びに、燃料電池の電流値が関係づけられた燃料電池の面内湿度分布を記憶しており、ガス湿度判定手段は、燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の湿度が所定の閾値Ａ以下であるか否かを判定し、電極間湿度差判定手段は、ガス湿度判定手段において燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の湿度が所定の閾値Ａ以下であると判定された場合に、燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流量、気液分離器の温度、加湿器の状態、並びに、燃料電池の電流値の測定値に基づいて、記憶手段から燃料電池の面内湿度分布を取得し、該面内湿度分布に基づいて燃料電池の面内湿度差を判定し、劣化抑制手段は、面内湿度差が所定の閾値Ｂ以上である場合、気液分離器温度制御手段及び加湿器制御手段のうち少なくとも一方を制御し、面内湿度差が所定の閾値Ｂ未満になるように制御する、燃料電池システムを提供する。 The present disclosure is a fuel cell having an electrolyte membrane, an anode electrode arranged on one surface of the electrolyte membrane, and a cathode electrode arranged on the other surface of the electrolyte membrane, as one means for solving the above problems. , A current measuring means for measuring the current flowing through the fuel cell, a fuel gas supply flow path for flowing fuel gas to the anode electrode, and a fuel gas arranged in the fuel gas supply flow path to supply fuel gas to the anode electrode. Gas-liquid separation that is arranged in the supply means, the circulation flow path for circulating the fuel off gas discharged from the anode electrode to the fuel gas flow path, and the circulation flow path, and can separate the liquid component and the gas component of the fuel off gas. A device, a fuel gas pressure measuring means for measuring the pressure of the fuel gas, a fuel gas flow rate measuring means for measuring the flow rate of the fuel gas, an oxidant gas supply flow path for flowing the oxidant gas to the cathode electrode, and oxidation. An oxidant gas supply means arranged in the agent gas supply flow path to supply the oxidant gas to the cathode electrode, a humidifier arranged in the oxidant gas supply flow path to control the humidity of the oxidant gas, and an oxidant gas. The fuel is provided with an oxidant gas pressure measuring means for measuring the pressure of the fuel, an oxidant gas flow rate measuring means for measuring the flow rate of the oxidant gas, and a control means, and the control means controls the temperature of the gas-liquid separator. The storage means includes a liquid separator temperature control means, a humidifier control means for controlling the humidifier, a storage means, a gas humidity determination means, a humidity difference determination means between electrodes, and a deterioration suppressing means, and the storage means is a fuel. The pressure and flow rate of gas and oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator, the state of the humidifier, and the in-plane humidity distribution of the fuel cell related to the current value of the fuel cell are stored, and the gas humidity is determined. The means determines whether or not the humidity of both the fuel gas and the oxidant gas is equal to or less than a predetermined threshold value A, and the means for determining the humidity difference between the electrodes is a means for determining the difference in humidity between the electrodes for both the fuel gas and the oxidant gas in the gas humidity determining means. When it is determined that the humidity is equal to or less than the predetermined threshold value A, the measured values of the pressure and flow rate of the fuel gas and the oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator, the state of the humidifier, and the current value of the fuel cell are used. Based on this, the in-plane humidity distribution of the fuel cell is acquired from the storage means, the in-plane humidity difference of the fuel cell is determined based on the in-plane humidity distribution, and the deterioration suppressing means has the in-plane humidity difference as a predetermined threshold B. In the above case, the present invention provides a fuel cell system that controls at least one of the gas-liquid separator temperature control means and the humidifier control means so that the in-plane humidity difference is less than a predetermined threshold value B.

本開示の燃料電池システムによれば、両極の湿度差に基づく膜劣化を抑制し、かつ、燃費を向上することができる。 According to the fuel cell system of the present disclosure, it is possible to suppress film deterioration due to the humidity difference between the two poles and improve fuel efficiency.

燃料電池システム１００のブロック図である。It is a block diagram of a fuel cell system 100. 燃料電池の運転温度が８０℃のときの実験結果である。This is the experimental result when the operating temperature of the fuel cell is 80 ° C. 燃料電池の運転温度が１００℃のときの実験結果である。This is the experimental result when the operating temperature of the fuel cell is 100 ° C. 燃料電池の運転温度が１０５℃のときの実験結果である。This is the experimental result when the operating temperature of the fuel cell is 105 ° C. 燃料電池の運転温度が１１４℃のときの実験結果である。This is the experimental result when the operating temperature of the fuel cell is 114 ° C. 制御手段５０の処理ルーチンの一例である。This is an example of the processing routine of the control means 50.

本開示の燃料電池システムについて、一実施形態である燃料電池システム１００を用いて説明する。図１は燃料電池システム１００を簡易的に表したブロック図である。 The fuel cell system of the present disclosure will be described with reference to the fuel cell system 100, which is an embodiment. FIG. 1 is a block diagram showing the fuel cell system 100 in a simple manner.

図１の通り、燃料電池システム１００は、燃料電池１０と、燃料ガス配管系２０と、酸化剤ガス配管系３０と、冷却水配管系４０と、制御手段５０と、を備えている。以下、それぞれの構成について説明する。 As shown in FIG. 1, the fuel cell system 100 includes a fuel cell 10, a fuel gas piping system 20, an oxidant gas piping system 30, a cooling water piping system 40, and a control means 50. Hereinafter, each configuration will be described.

＜燃料電池１０＞
燃料電池１０は電解質膜、該電解質膜の一方の面に配置されるアノード電極、及び該電解質膜の他方の面に配置されるカソード電極を有している。具体的には、電解質膜の両面に触媒層が配置されており、触媒層の外側に拡散層が配置され、さらに拡散層の外側に燃料ガス流路又は酸化剤ガス流路が形成されたセパレータが配置されている。燃料電池１０はこのような積層構造を有している。このような燃料電池１０は一般的な燃料電池と同様の構成である。ここで、触媒層及び拡散層はアノード電極又はカソード電極として機能する。また、燃料電池１０は１つのセルからなる形態であってもよく、複数のセルを直列に積層してなる形態であってもよい。 <Fuel cell 10>
The fuel cell 10 has an electrolyte membrane, an anode electrode arranged on one surface of the electrolyte membrane, and a cathode electrode arranged on the other surface of the electrolyte membrane. Specifically, a separator in which catalyst layers are arranged on both sides of the electrolyte membrane, a diffusion layer is arranged outside the catalyst layer, and a fuel gas flow path or an oxidant gas flow path is formed outside the diffusion layer. Is placed. The fuel cell 10 has such a laminated structure. Such a fuel cell 10 has the same configuration as a general fuel cell. Here, the catalyst layer and the diffusion layer function as an anode electrode or a cathode electrode. Further, the fuel cell 10 may be in the form of one cell, or may be in the form of stacking a plurality of cells in series.

燃料電池１０に配置される電解質膜、触媒層、拡散層及びセパレータは特に限定されず、公知のものを使用することができる。例えば、電解質膜としては固体高分子材料からなるイオン交換膜を挙げることができる。触媒層としては、白金系の触媒を挙げることができる。拡散層としては、炭素材料等の多孔質材料を挙げることができる。セパレータとしては、ステンレス鋼等の金属材料やカーボンコンポジット材等の炭素材料を挙げることができる。 The electrolyte membrane, catalyst layer, diffusion layer and separator arranged in the fuel cell 10 are not particularly limited, and known ones can be used. For example, as the electrolyte membrane, an ion exchange membrane made of a solid polymer material can be mentioned. Examples of the catalyst layer include platinum-based catalysts. Examples of the diffusion layer include a porous material such as a carbon material. Examples of the separator include a metal material such as stainless steel and a carbon material such as a carbon composite material.

燃料電池１０はアノード電極に燃料電池が供給され、カソード電極に酸化剤ガスが供給されることにより、電気化学反応が生じて発電する。発電された電流は、例えば車両に備えられる電力負荷に使用されたり、バッテリに蓄電されたりする。燃料電池１０に流れる電流（電流密度）は、燃料電池１０に設置された電流計測手段Ｅにより計測される。計測された電流値は制御手段５０に送信される。 In the fuel cell 10, the fuel cell is supplied to the anode electrode and the oxidizing agent gas is supplied to the cathode electrode, so that an electrochemical reaction occurs to generate electricity. The generated current is used, for example, for a power load provided in a vehicle or stored in a battery. The current (current density) flowing through the fuel cell 10 is measured by the current measuring means E installed in the fuel cell 10. The measured current value is transmitted to the control means 50.

＜燃料ガス配管系２０＞
燃料ガス配管系２０は燃料ガスを燃料電池１０のアノード電極に供給するためのものである。燃料ガス配管系２０は、燃料ガス供給源２１と、燃料ガス供給源２１から供給される燃料ガスを流すための配管である燃料ガス供給流路２２と、燃料電池１０から排出される燃料オフガスを流し、燃料ガス供給流路２２に還流させるための配管である循環流路２５と、燃料オフガス及び液体成分を排出する排気排水流路２８とを有している。また、燃料ガス配管系２０はその他に一般的に燃料ガス配管系に備えられる部材を備えていてもよい。ここで、燃料ガスとは水素ガス又は改質ガスである。 <Fuel gas piping system 20>
The fuel gas piping system 20 is for supplying fuel gas to the anode electrode of the fuel cell 10. The fuel gas piping system 20 supplies the fuel gas supply source 21, the fuel gas supply flow path 22 which is a pipe for flowing the fuel gas supplied from the fuel gas supply source 21, and the fuel off gas discharged from the fuel cell 10. It has a circulation flow path 25 that is a pipe for flowing and returning to the fuel gas supply flow path 22, and an exhaust / drainage flow path 28 that discharges fuel off gas and liquid components. Further, the fuel gas piping system 20 may also include other members generally provided in the fuel gas piping system. Here, the fuel gas is hydrogen gas or reformed gas.

燃料ガス供給源２１は、例えば、高圧水素タンクや水素吸蔵合金などで構成されており、例えば３５ＭＰａ又は７０ＭＰａの水素ガスを貯留する。遮断弁を開くと、燃料ガス供給源２１から燃料ガス供給流路２２に水素ガスが流出する。また、燃料ガス供給源２１は、炭化水素系の燃料から水素リッチな改質ガスを生成する改質器と、この改質器で生成した改質ガスを高圧状態にして蓄圧する高圧ガスタンクと、から構成してもよい。 The fuel gas supply source 21 is composed of, for example, a high-pressure hydrogen tank, a hydrogen storage alloy, or the like, and stores hydrogen gas of, for example, 35 MPa or 70 MPa. When the shutoff valve is opened, hydrogen gas flows out from the fuel gas supply source 21 to the fuel gas supply flow path 22. Further, the fuel gas supply source 21 includes a reformer that generates hydrogen-rich reformed gas from a hydrocarbon-based fuel, and a high-pressure gas tank that stores the reformed gas generated by the reformer in a high-pressure state. It may be composed of.

燃料ガス供給流路２２は、一方が燃料ガス供給源２１に接続され、他方が燃料電池１０のアノード電極に接続されており、アノード極に燃料ガスを流すための配管である。燃料ガス供給流路２２は上流側（燃料ガス供給源２１側）から、レギュレータ２３とインジェクタ２４とをこの順で備えるものである。また、燃料ガス供給源２１とレギュレータ２３との間には、燃料ガスの供給を遮断する遮断弁等が備えられていてもよい。燃料ガスはレギュレータ２３及びインジェクタ２４により、例えば２００ｋＰａ程度まで減圧されて、燃料電池１０に供給される。 One of the fuel gas supply flow path 22 is connected to the fuel gas supply source 21, and the other is connected to the anode electrode of the fuel cell 10, and is a pipe for flowing fuel gas to the anode electrode. The fuel gas supply flow path 22 includes the regulator 23 and the injector 24 in this order from the upstream side (fuel gas supply source 21 side). Further, a shutoff valve or the like for shutting off the supply of fuel gas may be provided between the fuel gas supply source 21 and the regulator 23. The fuel gas is decompressed to, for example, about 200 kPa by the regulator 23 and the injector 24, and is supplied to the fuel cell 10.

レギュレータ２３は、その上流側圧力（一次圧）を、予め設定した二次圧に調圧する装置である。レギュレータ２３は特に限定されず、公知のレギュレータを用いることができる。インジェクタ２４の上流側にレギュレータ２３を配置することにより、インジェクタ２４の上流側圧力を効果的に低減させることができる。 The regulator 23 is a device that regulates the upstream pressure (primary pressure) to a preset secondary pressure. The regulator 23 is not particularly limited, and a known regulator can be used. By arranging the regulator 23 on the upstream side of the injector 24, the pressure on the upstream side of the injector 24 can be effectively reduced.

インジェクタ２４は燃料ガス供給手段であり、燃料ガス供給流路２２に配置され、レギュレータ２３により調圧された燃料ガスをアノード電極に一定流量で供給することができる。インジェクタ２４は、電磁駆動式開閉弁により燃料ガス供給源２１から燃料電池１０への燃料ガスの供給を制御している。インジェクタ２４には燃料ガスの流量を計測する燃料ガス流量計測手段Ｆ１が備えられており、計測された燃料ガスの流量は制御部５０に送信され、その結果に基づいて燃料ガスの流量が制御手段５０によって制御されている。インジェクタ２４により供給された燃料ガスの圧力は、インジェクタ２４よりも下流側（アノード電極側）に配置された燃料ガス圧力計測手段Ｐ１により計測される。燃料ガス圧力計測手段Ｐ１により計測された圧力は、アノード極に供給される燃料ガスの圧力を表している。なお、燃料ガス圧力計測手段Ｐ１及び燃料ガス流量計測手段Ｆ１の配置位置はこれらに限定されない。また、図１のようにレギュレータ２３とインジェクタ２４との間にも圧力計測手段Ｐ２を設けてもよい。 The injector 24 is a fuel gas supply means, is arranged in the fuel gas supply flow path 22, and can supply the fuel gas regulated by the regulator 23 to the anode electrode at a constant flow rate. The injector 24 controls the supply of fuel gas from the fuel gas supply source 21 to the fuel cell 10 by means of an electromagnetically driven on-off valve. The injector 24 is provided with a fuel gas flow rate measuring means F1 for measuring the flow rate of the fuel gas, the measured flow rate of the fuel gas is transmitted to the control unit 50, and the flow rate of the fuel gas is controlled based on the result. It is controlled by 50. The pressure of the fuel gas supplied by the injector 24 is measured by the fuel gas pressure measuring means P1 arranged on the downstream side (anode electrode side) of the injector 24. The pressure measured by the fuel gas pressure measuring means P1 represents the pressure of the fuel gas supplied to the anode electrode. The arrangement positions of the fuel gas pressure measuring means P1 and the fuel gas flow rate measuring means F1 are not limited to these. Further, as shown in FIG. 1, the pressure measuring means P2 may be provided between the regulator 23 and the injector 24.

循環流路２５はアノード電極から排出された燃料オフガスを燃料ガス供給流路２２に循環するための配管であり、燃料オフガスを燃料ガス供給流路２２に還流させる動力としてポンプ２６を備えている。また、循環流路２５は燃料オフガスの液体成分と気体成分とを分離可能な気液分離器２７が配置されている。液体成分とは、主に燃料電池における電気化学反応により生成した水であり、気体成分は燃料ガスである。分離された液体成分は排出され、気体成分は燃料ガス供給流路２２に循環される。また、気液分離器２７は温度制御が可能であり、温度を制御することにより液体成分を加温し、燃料オフガスの湿度を制御する。気液分離器２７の温度制御は制御部５０（気液分離器温度制御手段５１）により行われる。 The circulation flow path 25 is a pipe for circulating the fuel off gas discharged from the anode electrode to the fuel gas supply flow path 22, and is provided with a pump 26 as a power for returning the fuel off gas to the fuel gas supply flow path 22. Further, the circulation flow path 25 is provided with a gas-liquid separator 27 capable of separating the liquid component and the gas component of the fuel off gas. The liquid component is mainly water produced by an electrochemical reaction in a fuel cell, and the gas component is fuel gas. The separated liquid component is discharged, and the gas component is circulated in the fuel gas supply flow path 22. Further, the gas-liquid separator 27 can control the temperature, and by controlling the temperature, the liquid component is heated and the humidity of the fuel off gas is controlled. The temperature of the gas-liquid separator 27 is controlled by the control unit 50 (gas-liquid separator temperature control means 51).

気液分離器２７の液体成分を排出する側には排気排水流路２８が接続されており、その開閉は排気排水弁２９によって行われている。排気排水弁２９は、制御手段５０からの指令によって作動し、循環流路２５内の不純物を含む燃料オフガスと液体成分とを、排気排水流路２８を介して外部に排出する。排気排水弁２９の開弁により、循環流路２５内の燃料オフガス中の不純物の濃度が下がり、循環供給される燃料オフガス中の燃料ガス濃度が上がる。排気排水流路２８は後述する酸化剤オフガス排出流路３６に接続されており、排出される気体、液体は酸化剤オフガス排出流路３６を介して排出される。 An exhaust drainage flow path 28 is connected to the side of the gas-liquid separator 27 that discharges the liquid component, and the opening / closing of the exhaust / drainage flow path 28 is performed by the exhaust / drainage valve 29. The exhaust / drain valve 29 operates according to a command from the control means 50, and discharges the fuel off gas containing impurities in the circulation flow path 25 and the liquid component to the outside through the exhaust / drainage flow path 28. By opening the exhaust / drain valve 29, the concentration of impurities in the fuel off gas in the circulation flow path 25 decreases, and the concentration of the fuel gas in the fuel off gas circulated and supplied increases. The exhaust / drainage flow path 28 is connected to the oxidant off gas discharge flow path 36, which will be described later, and the discharged gas or liquid is discharged via the oxidant off gas discharge flow path 36.

ここで、燃料ガス供給流路２２には、インジェクタ２４とアノード電極との間に加湿器を設けてもよい。これにより、アノード電極に供給される燃料ガスの湿度を制御することができる。この加湿器は後述の加湿器３５と同様の構成を採用することができ、その制御は制御部５０により行われる。 Here, the fuel gas supply flow path 22 may be provided with a humidifier between the injector 24 and the anode electrode. Thereby, the humidity of the fuel gas supplied to the anode electrode can be controlled. This humidifier can adopt the same configuration as the humidifier 35 described later, and its control is performed by the control unit 50.

＜酸化剤ガス配管系３０＞
酸化剤ガス配管系３０は酸化剤ガスをカソード電極に供給するためのものである。酸化剤ガス配管系３０は、カソード電極に酸化剤ガスを流すための配管である酸化剤ガス供給流路３１と、酸化剤ガス供給流路３１に配置されるエアクリーナ３２と、エアクリーナ３２よりも下流側に配置されるエアコンプレッサ３３と、エアコンプレッサ３３よりも下流側に配置されるインタークーラ３４と、インタークーラ３４よりも下流側に配置される加湿器３５と、カソード電極から排出された酸化剤オフガスを排出するための配管である酸化剤オフガス排出流路３６と、を備えている。また、酸化剤ガス配管系３０はその他に一般的に酸化剤ガス配管系に備えられる部材を備えていてもよい。 <Oxidizing agent gas piping system 30>
The oxidant gas piping system 30 is for supplying the oxidant gas to the cathode electrode. The oxidant gas piping system 30 has an oxidant gas supply flow path 31 which is a pipe for flowing the oxidant gas to the cathode electrode, an air cleaner 32 arranged in the oxidant gas supply flow path 31, and a downstream side of the air cleaner 32. The air compressor 33 arranged on the side, the intercooler 34 arranged on the downstream side of the air compressor 33, the humidifier 35 arranged on the downstream side of the intercooler 34, and the oxidant discharged from the cathode electrode. It is provided with an oxidant off-gas discharge flow path 36, which is a pipe for discharging off-gas. Further, the oxidant gas piping system 30 may also include other members generally provided in the oxidant gas piping system.

酸化剤ガス供給流路３１は、酸化剤ガスが例えば空気である場合、外気から取り込んだ空気をカソード電極に流すための配管である。エアクリーナ３２は、酸化剤ガスが例えば空気である場合、空気中に含まれている不純物を除去する装置である。エアコンプレッサ３３は酸化剤ガス供給手段であり、酸化剤ガス供給流路３１に配置され、カソード電極に酸化剤ガスを供給することができる。 The oxidant gas supply flow path 31 is a pipe for flowing the air taken in from the outside air to the cathode electrode when the oxidant gas is, for example, air. The air cleaner 32 is a device for removing impurities contained in the air when the oxidant gas is, for example, air. The air compressor 33 is an oxidant gas supply means, is arranged in the oxidant gas supply flow path 31, and can supply the oxidant gas to the cathode electrode.

エアコンプレッサ３３には酸化剤ガスの流量を計測する酸化剤ガス流量計測手段Ｆ２が備えられており、計測された酸化剤ガスの流量は制御部５０に送信され、その結果に基づいて酸化剤ガスの流量は制御手段５０によって制御されている。エアコンプレッサ３３から供給される酸化剤ガスの圧力は酸化剤ガス圧力計測手段Ｐ３により測定される。酸化剤ガス圧力計測手段Ｐ３により計測された圧力は、カソード極に供給される酸化剤ガスの圧力を表している。酸化剤ガス圧力計測手段Ｐ３はインタークーラ３４と加湿器３５との間に配置されているが、これに限定されない。 The air compressor 33 is provided with an oxidant gas flow rate measuring means F2 for measuring the flow rate of the oxidant gas, and the measured flow rate of the oxidant gas is transmitted to the control unit 50, and the oxidant gas is based on the result. The flow rate of the gas is controlled by the control means 50. The pressure of the oxidant gas supplied from the air compressor 33 is measured by the oxidant gas pressure measuring means P3. The pressure measured by the oxidant gas pressure measuring means P3 represents the pressure of the oxidant gas supplied to the cathode electrode. The oxidant gas pressure measuring means P3 is arranged between the intercooler 34 and the humidifier 35, but is not limited to this.

インタークーラ３４は、後述する冷却水配管系４０から供給された冷却水を用いて、酸化剤ガスの温度を制御することができる。制御された酸化剤ガスの温度は、酸化剤ガス温度計測手段Ｔ１により計測される。酸化剤ガス温度力計測手段Ｔ１はインタークーラ３４と加湿器３５との間に配置されているが、これに限定されない。 The intercooler 34 can control the temperature of the oxidant gas by using the cooling water supplied from the cooling water piping system 40 described later. The controlled oxidant gas temperature is measured by the oxidant gas temperature measuring means T1. The oxidant gas temperature force measuring means T1 is arranged between the intercooler 34 and the humidifier 35, but is not limited thereto.

加湿器３５は酸化剤ガス供給流路３１に配置され、カソードに供給される酸化剤ガスの湿度を制御する装置である。加湿器３５は温度制御が可能であり、温度を制御することにより別途供給された水分を加温し酸化剤ガスの湿度を制御することができる。また、加湿器３５内には加湿を行う流路の他に加湿流路をバイパスする流路が設けられており、酸化剤ガスが通る流路の割合をバルブ等で制御することにより、カソード電極に供給される酸化剤ガスの湿度を制御することができる。このような加湿器３５の温度の制御及び酸化剤ガスが通る流路の割合の制御を含む加湿器の状態の制御は制御部５０（加湿器制御手段５２）により行われる。 The humidifier 35 is a device arranged in the oxidant gas supply flow path 31 and controlling the humidity of the oxidant gas supplied to the cathode. The humidifier 35 can control the temperature, and by controlling the temperature, it is possible to heat the separately supplied water and control the humidity of the oxidant gas. Further, in the humidifier 35, in addition to the flow path for humidifying, a flow path that bypasses the humidification flow path is provided, and the ratio of the flow path through which the oxidant gas passes is controlled by a valve or the like to control the cathode electrode. The humidity of the oxidant gas supplied to the can be controlled. Control of the state of the humidifier including control of the temperature of the humidifier 35 and control of the ratio of the flow path through which the oxidant gas passes is performed by the control unit 50 (humidifier control means 52).

酸化剤オフガス排出流路３６は、カソード電極から排出された酸化剤オフガスを排出するための配管である。酸化剤オフガス排出流路３６には排気排水流路２８が接続されており、燃料オフガス及び酸化剤オフガスが酸化剤オフガス排出流路３６を通り、マフラーを介して外部に排出される。 The oxidant off gas discharge flow path 36 is a pipe for discharging the oxidant off gas discharged from the cathode electrode. An exhaust drainage channel 28 is connected to the oxidant off gas discharge channel 36, and the fuel off gas and the oxidant off gas pass through the oxidant off gas discharge channel 36 and are discharged to the outside through the muffler.

ここで、酸化剤ガス供給流路３１には加湿器３５とカソード電極との間に分流バルブ３７が配置されていてもよい。分流バルブ３７には酸化剤オフガス排出流路に接続されたバイパス流路３８が接続されており、分流バルブ３７の開度を調整することにより、カソード電極に供給される酸化剤ガスの圧力が調整することができる。また、酸化剤オフガス排出流路３６のカソード電極の出口に調圧バルブ３９を配置してもよい。調圧バルブ３９の開度を調整することのより、カソード電極に供給される酸化剤ガスの圧力及びカソード電極から排出される酸化剤オフガスの圧力を調整することができる。 Here, a flow dividing valve 37 may be arranged between the humidifier 35 and the cathode electrode in the oxidant gas supply flow path 31. A bypass flow path 38 connected to the oxidant off gas discharge flow path is connected to the shunt valve 37, and the pressure of the oxidant gas supplied to the cathode electrode is adjusted by adjusting the opening degree of the shunt valve 37. can do. Further, the pressure regulating valve 39 may be arranged at the outlet of the cathode electrode of the oxidant off gas discharge flow path 36. By adjusting the opening degree of the pressure regulating valve 39, the pressure of the oxidant gas supplied to the cathode electrode and the pressure of the oxidant off gas discharged from the cathode electrode can be adjusted.

＜冷却水配管系４０＞
冷却水配管系４０は、冷却水を介して燃料電池１０を冷却するためのものである。冷却水配管系４０は、燃料電池１０の冷却水の入口と出口とを接続し、冷却水を循環させるための配管である冷却水流路４１と、ラジエータ４２と、冷却水供給手段４３と、イオン交換器４４とを備えている。また、冷却水配管系４０はその他に一般的に冷却水配管系に備えられる部材を備えていてもよい。 <Cooling water piping system 40>
The cooling water piping system 40 is for cooling the fuel cell 10 via the cooling water. The cooling water piping system 40 connects the inlet and outlet of the cooling water of the fuel cell 10, and is a piping for circulating the cooling water, which is a cooling water flow path 41, a radiator 42, a cooling water supply means 43, and ions. It is equipped with an exchanger 44. Further, the cooling water piping system 40 may also include other members generally provided in the cooling water piping system.

冷却水流路４１は、燃料電池１０の冷却水の入口と出口とを接続し、冷却水を循環させるための配管である。ラジエータ４２は、冷却水流路４１を流れる冷却水と外気との間で熱交換を行い、冷却水を冷却するものである。冷却水供給手段４３は、冷却水流路４１を循環する冷却水の動力である。イオン交換器４４は冷却水中の不純物を取り除くためのものである。また、上述したように、冷却水流路４１はインタークーラ３４に接続されており、インタークーラ３４に冷却水を供給している。なお、冷却水流路４１は、燃料電池１０との熱交換後の冷却水を効率よく利用するために、空調ヒータ回路等に接続されていてもよい。 The cooling water flow path 41 is a pipe for connecting the inlet and the outlet of the cooling water of the fuel cell 10 and circulating the cooling water. The radiator 42 cools the cooling water by exchanging heat between the cooling water flowing through the cooling water flow path 41 and the outside air. The cooling water supply means 43 is the power of the cooling water circulating in the cooling water flow path 41. The ion exchanger 44 is for removing impurities in the cooling water. Further, as described above, the cooling water flow path 41 is connected to the intercooler 34 and supplies the cooling water to the intercooler 34. The cooling water flow path 41 may be connected to an air conditioning heater circuit or the like in order to efficiently use the cooling water after heat exchange with the fuel cell 10.

冷却水流路４１は、ラジエータ４２の出口に冷却水の温度を計測する冷却水温度計測手段Ｔ２を配置してもよい。冷却水温度計測手段Ｔ２により計測された冷却水の温度は、燃料電池１０に供給される冷却水の温度を表している。また、冷却水流路４１は、燃料電池１０の冷却水の出口に冷却水の温度を計測する出口冷却水温度計測手段Ｔ３を配置してもよい。燃料電池１０の冷却水の出口における冷却水は燃料電池１０との間で十分に熱交換が行われ、燃料電池１０の温度と同等の温度となった冷却水であるので、その温度を計測することにより、燃料電池１０の温度を推定することができる。これらの温度測定手段Ｔ２、Ｔ３によって計測された冷却水の温度は制御手段５０に送信され、その結果に基づいて制御手段５０によって冷却水配管系４０が制御される。 In the cooling water flow path 41, the cooling water temperature measuring means T2 for measuring the temperature of the cooling water may be arranged at the outlet of the radiator 42. The temperature of the cooling water measured by the cooling water temperature measuring means T2 represents the temperature of the cooling water supplied to the fuel cell 10. Further, in the cooling water flow path 41, the outlet cooling water temperature measuring means T3 for measuring the temperature of the cooling water may be arranged at the outlet of the cooling water of the fuel cell 10. The cooling water at the outlet of the cooling water of the fuel cell 10 is sufficiently heat exchanged with the fuel cell 10 and has a temperature equivalent to the temperature of the fuel cell 10, so the temperature is measured. Thereby, the temperature of the fuel cell 10 can be estimated. The temperature of the cooling water measured by these temperature measuring means T2 and T3 is transmitted to the control means 50, and the cooling water piping system 40 is controlled by the control means 50 based on the result.

＜制御手段５０＞
制御手段５０は、ＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、及び入出力インタフェース等を備えるコンピュータシステムであり、燃料電池システム１００の各部を制御する。 <Control means 50>
The control means 50 is a computer system including a CPU, ROM, RAM, an input / output interface, and the like, and controls each part of the fuel cell system 100.

燃料電池システム１００は、燃料電池１０の高温運転時において、両極それぞれの平均湿度が低く、かつ、極間の面内湿度差が大きいときに膜劣化を引き起こしやすいことを本発明者らが知見したことによりなされたものである。 The present inventors have found that the fuel cell system 100 tends to cause film deterioration when the average humidity of both poles is low and the in-plane humidity difference between the poles is large during high-temperature operation of the fuel cell 10. It was made by doing so.

図２～図５に本発明者らが行った実験結果を示した。図２は燃料電池の運転温度が８０℃のときの結果であり、図３は燃料電池の運転温度が１００℃のときの結果であり、図４は燃料電池の運転温度が１０５℃のときの結果であり、図５は燃料電池の運転温度が１１４℃のときの結果である。また、これらの図の縦軸は劣化指数ＦＥＲ（μｇ／ｃｍ^２／ｈｒ）であり、横軸はＡｎＲＨ％／Ｃａ％ＲＨである。劣化指数ＦＥＲは、ある耐久時間ｔ（ｈｒ）でのベンチ生成水中に含まれるＦ^－イオンの量を、発電面積Ａ（ｃｍ^２）と発電時間ｔ（ｈｒ）で割ったものである。ＡｎＲＨ％／Ｃａ％ＲＨはカソード電極の入口における酸化剤ガスの湿度（Ｃａ％ＲＨ）に対するアノード電極の入口における燃料ガスの湿度（Ａｎ％ＲＨ）を表している。 2 to 5 show the results of experiments conducted by the present inventors. FIG. 2 shows the result when the operating temperature of the fuel cell is 80 ° C., FIG. 3 shows the result when the operating temperature of the fuel cell is 100 ° C., and FIG. 4 shows the result when the operating temperature of the fuel cell is 105 ° C. As a result, FIG. 5 shows the result when the operating temperature of the fuel cell is 114 ° C. The vertical axis of these figures is the deterioration index FER (μg / cm ² / hr), and the horizontal axis is An RH% / Ca% RH. The deterioration index FER is obtained by dividing the amount of F ^- ions contained in the bench-generated water at a certain endurance time t (hr) by the power generation area A (cm ² ) and the power generation time t (hr). An RH% / Ca% RH represents the humidity of the fuel gas at the inlet of the anode electrode (An% RH) with respect to the humidity of the oxidant gas at the inlet of the cathode electrode (Ca% RH).

図２、図３より、燃料電池の運転温度が１００℃以下である場合は、電極間の湿度差に関わらず、燃料電池の電解質膜に劣化が生じていない。一方で、図４、図５の結果から、燃料電池の運転温度が１０５℃以上である場合、電極間に湿度差が生じると電解質膜の劣化が生じ、湿度差が大きいほど劣化が促進されることが確認できる。この理由は、燃料電池の温度が高いほどラジカルが生成しやすく、また膜内カチオンや過酸化水素、水等の輸送が活性化されるためであると考えられる。また、図５のように、電極間の湿度差が生じていたとしても、電極それぞれの湿度が高い場合、具体的には電極それぞれの湿度が４０％以上である場合、例外的に劣化が抑制されていることも確認できた。この理由は、電解質膜が湿潤し、膜劣化が大きく抑制されるため、湿度差による劣化促進の寄与が見えにくくなるためであると推測される。 From FIGS. 2 and 3, when the operating temperature of the fuel cell is 100 ° C. or lower, the electrolyte membrane of the fuel cell is not deteriorated regardless of the humidity difference between the electrodes. On the other hand, from the results of FIGS. 4 and 5, when the operating temperature of the fuel cell is 105 ° C. or higher, the electrolyte membrane deteriorates when a humidity difference occurs between the electrodes, and the larger the humidity difference, the faster the deterioration. Can be confirmed. It is considered that the reason for this is that the higher the temperature of the fuel cell, the easier it is for radicals to be generated, and the transport of intramembrane cations, hydrogen peroxide, water, etc. is activated. Further, as shown in FIG. 5, even if there is a humidity difference between the electrodes, deterioration is exceptionally suppressed when the humidity of each electrode is high, specifically, when the humidity of each electrode is 40% or more. It was also confirmed that it was done. It is presumed that the reason for this is that the electrolyte membrane becomes wet and the deterioration of the membrane is greatly suppressed, so that the contribution of deterioration promotion due to the humidity difference becomes difficult to see.

以上の知見より、上記の問題を解決することが可能な制御手段５０の具体的な構成について説明する。 From the above findings, a specific configuration of the control means 50 capable of solving the above problem will be described.

制御部５０は、気液分離器温度制御手段５１と、加湿器制御手段５２と、記憶手段５３と、ガス湿度判定手段５４と、電極間湿度差判定手段５５と、劣化制御手段５６と、を備えている。 The control unit 50 includes a gas-liquid separator temperature control means 51, a humidifier control means 52, a storage means 53, a gas humidity determination means 54, an electrode-to-electrode humidity difference determination means 55, and a deterioration control means 56. I have.

気液分離器温度制御手段５１は気液分離器２７の温度を制御して、気液分離器２７によって分離された液体成分を加温することにより、アノード電極に供給される燃料ガスの湿度を制御するものである。 The gas-liquid separator temperature control means 51 controls the temperature of the gas-liquid separator 27 to heat the liquid component separated by the gas-liquid separator 27, thereby adjusting the humidity of the fuel gas supplied to the anode electrode. It controls.

加湿器制御手段５２は加湿器３５の状態を制御して、カソード電極に供給される酸化剤ガスの湿度を制御するものである。また、加湿器制御手段５２は燃料ガス配管系２０に加湿器が配置されている場合は、当該加湿器も制御する。 The humidifier control means 52 controls the state of the humidifier 35 to control the humidity of the oxidant gas supplied to the cathode electrode. Further, when the humidifier is arranged in the fuel gas piping system 20, the humidifier control means 52 also controls the humidifier.

記憶手段５３は、燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流量、気液分離器２７の温度、加湿器（燃料ガス配管系２０に加湿器が配置されている場合は、当該加湿器を含む）の状態、並びに、燃料電池１０の電流値が関係づけられた燃料電池１０の面内湿度分布を記憶している。面内湿度分布には、アノード電極の面内湿度分布とカソード電極の面内湿度分布との両方を含むものである。面内湿度分布とは、電極面を所定の大きさに区画し、それぞれの区画におけるガス湿度を表示するものである。区画の大きさは特に限定されず、電池の製造に応じて適宜設定することができる。例えば８ｍｍ×８ｍｍである。このような面内湿度分布は実験的に得る、又は所定のシミュレーションソフトにより得ることができる。 The storage means 53 includes the pressure and flow rate of the fuel gas and the oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator 27, and the humidifier (including the humidifier if the humidifier is arranged in the fuel gas piping system 20). It stores the state and the in-plane humidity distribution of the fuel cell 10 in which the current value of the fuel cell 10 is related. The in-plane humidity distribution includes both the in-plane humidity distribution of the anode electrode and the in-plane humidity distribution of the cathode electrode. The in-plane humidity distribution divides the electrode surface into predetermined sizes and displays the gas humidity in each division. The size of the compartment is not particularly limited and can be appropriately set according to the manufacture of the battery. For example, it is 8 mm × 8 mm. Such an in-plane humidity distribution can be obtained experimentally or by a predetermined simulation software.

ガス湿度判定手段５４は、燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の湿度が所定の閾値Ａ以下であるか否かを判定するものである。湿度の判定位置はアノード極及びカソード極の入口である。アノード電極の燃料ガスの入口及びカソード電極の酸化剤ガスの入口における湿度湿度（入口湿度）は、燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流速、気液分離器２７の温度、及び加湿器の状態から推定することができる。「所定の閾値Ａ」とは、高温運転時に、電解質膜の劣化が促進される燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の湿度の上限を実験的に求めたものである。例えば、所定の閾値Ａは４０％である。 The gas humidity determining means 54 determines whether or not the humidity of both the fuel gas and the oxidant gas is equal to or less than a predetermined threshold value A. The humidity determination position is the inlet of the anode pole and the cathode pole. The humidity and humidity (inlet humidity) at the inlet of the fuel gas of the anode electrode and the inlet of the oxidant gas of the cathode electrode are determined from the pressure and flow velocity of the fuel gas and the oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator 27, and the state of the humidifier. Can be estimated. The "predetermined threshold value A" is an experimental determination of the upper limit of the humidity of both the fuel gas and the oxidant gas, in which the deterioration of the electrolyte membrane is promoted during high-temperature operation. For example, the predetermined threshold value A is 40%.

電極間湿度差判定手段５５は、ガス湿度判定手段５４において燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の湿度が所定の閾値Ａ以下であると判定された場合に、燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流量、気液分離器の温度、加湿器の状態、並びに、燃料電池の電流値の測定値に基づいて、記憶手段５３から燃料電池１０の面内湿度分布を取得し、該面内湿度分布に基づいて燃料電池１０の面内湿度差（面内湿度差分布）を判定するものである。「燃料電池１０の面内湿度差」とは、記憶手段５３から取得したアノード電極の面内湿度分布とカソード電極の面内湿度分布とを比較し、燃料電池１０の積層方向における電極間の湿度差を各区画に基づいて分布させたものである。 When the gas humidity determination means 54 determines that the humidity of both the fuel gas and the oxidant gas is equal to or less than a predetermined threshold value A, the electrode-to-electrode humidity difference determining means 55 determines the pressure and flow rate of the fuel gas and the oxidant gas. , The in-plane humidity distribution of the fuel cell 10 is acquired from the storage means 53 based on the measured values of the temperature of the gas-liquid separator, the state of the humidifier, and the current value of the fuel cell, and is based on the in-plane humidity distribution. The in-plane humidity difference (in-plane humidity difference distribution) of the fuel cell 10 is determined. The "in-plane humidity difference of the fuel cell 10" is a comparison between the in-plane humidity distribution of the anode electrode and the in-plane humidity distribution of the cathode electrode acquired from the storage means 53, and the humidity between the electrodes in the stacking direction of the fuel cell 10. The difference is distributed based on each section.

劣化抑制手段５６は、面内湿度差が所定の閾値Ｂ以上であると電解質膜の劣化が促進されるため、その電解質膜の劣化を抑制する手段を具体化したものである。具体的には、次の第１～第３の劣化抑制手段５６がある。 The deterioration suppressing means 56 embodies the means for suppressing the deterioration of the electrolyte membrane because the deterioration of the electrolyte membrane is promoted when the in-plane humidity difference is equal to or more than a predetermined threshold value B. Specifically, there are the following first to third deterioration suppressing means 56.

第１の劣化抑制手段５６は、上記面内湿度差が所定の閾値Ｂ以上である場合、気液分離器温度制御手段５１及び加湿器制御手段５２のうち少なくとも一方を制御し、面内湿度差が所定の閾値Ｂ未満になるように制御するものである。「上記面内湿度差が所定の閾値Ｂ以上である場合」とは、面内湿度差の区画のうち少なくとも一部が所定の閾値Ｂ以上である場合である。言い換えると、面内湿度差の区画のうち１区画でも、湿度差が所定の閾値Ｂ以上であるとこれに該当する。「所定の閾値Ｂ」は、高温運転時に、電解質膜の劣化が促進される面内湿度差の下限値を実験的に求めたものである。例えば、所定の閾値Ｂは２０％であり、好ましくは１０％であり、より好ましくは５％である、特に好ましくは１％であり、最も好ましくは０％である。 When the in-plane humidity difference is equal to or greater than a predetermined threshold value B, the first deterioration suppressing means 56 controls at least one of the gas-liquid separator temperature control means 51 and the humidifier control means 52, and controls the in-plane humidity difference. Is controlled to be less than a predetermined threshold value B. "When the in-plane humidity difference is equal to or greater than a predetermined threshold value B" is a case where at least a part of the in-plane humidity difference compartments is equal to or greater than a predetermined threshold value B. In other words, even in one of the sections of the in-plane humidity difference, it corresponds to the case where the humidity difference is equal to or higher than the predetermined threshold value B. The "predetermined threshold value B" is an experimentally obtained lower limit value of the in-plane humidity difference in which deterioration of the electrolyte membrane is promoted during high temperature operation. For example, the predetermined threshold B is 20%, preferably 10%, more preferably 5%, particularly preferably 1%, and most preferably 0%.

第１の劣化抑制手段５６は、燃料ガス及び酸化剤ガスのうち少なくとも一方の流量を調整して面内湿度差を所定の閾値Ｂ未満になるように制御してもよい。 The first deterioration suppressing means 56 may adjust the flow rate of at least one of the fuel gas and the oxidant gas to control the in-plane humidity difference so as to be less than a predetermined threshold value B.

第２の劣化抑制手段５６は、上記面内湿度差が所定の閾値Ｂ以上である場合、燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の入口湿度が所定の閾値Ａを超えるように制御するものである。燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の入口湿度は、燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流速、気液分離器２７の温度、及び加湿器の状態を制御することで、制御することができる。 The second deterioration suppressing means 56 controls so that the inlet humidity of both the fuel gas and the oxidant gas exceeds the predetermined threshold value A when the in-plane humidity difference is equal to or higher than the predetermined threshold value B. The inlet humidity of both the fuel gas and the oxidant gas can be controlled by controlling the pressure and flow velocity of the fuel gas and the oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator 27, and the state of the humidifier.

第３の劣化抑制手段５６は、上記面内湿度差が所定の閾値Ｂ以上である場合、燃料電池１０の温度を所定の閾値Ｃ未満に冷却するものである。燃料電池１０の冷却は、冷却水配管系４０を制御することにより行う。「所定の閾値Ｃ」は、電解質膜の劣化が促進される温度の下限を実験的に求めたものである。例えば、１０５℃である。好ましくは燃料電池１０の温度を１００℃以下、さらに好ましくは燃料電池１０の温度を８０℃以下に冷却することである。 The third deterioration suppressing means 56 cools the temperature of the fuel cell 10 to less than the predetermined threshold value C when the in-plane humidity difference is equal to or higher than the predetermined threshold value B. The cooling of the fuel cell 10 is performed by controlling the cooling water piping system 40. The "predetermined threshold value C" is an experimentally obtained lower limit of the temperature at which the deterioration of the electrolyte membrane is promoted. For example, 105 ° C. It is preferable to cool the temperature of the fuel cell 10 to 100 ° C. or lower, and more preferably to cool the temperature of the fuel cell 10 to 80 ° C. or lower.

第１～第３の劣化抑制手段５６は単独で採用してもよく、組み合わせて採用してもよい。 The first to third deterioration suppressing means 56 may be adopted alone or in combination.

制御部５０はさらに、燃料電池１０の温度が所定の閾値Ｃ以上であるか否かを判定する温度判定手段５７を備えていてもよい。 The control unit 50 may further include a temperature determining means 57 for determining whether or not the temperature of the fuel cell 10 is equal to or higher than a predetermined threshold value C.

制御部５０は、温度判定手段５７により燃料電池の燃料電池１０の温度が所定の閾値Ｃ以上であると判断された場合に、ガス湿度判定手段５４を行ってもよい。 The control unit 50 may perform the gas humidity determination means 54 when the temperature determination means 57 determines that the temperature of the fuel cell 10 of the fuel cell is equal to or higher than a predetermined threshold value C.

以上、制御手段５０により、両極の湿度差に基づく電解質膜の劣化を抑制することができる。また、両電極の入口湿度、燃料電池の面内湿度差（及び燃料電池の温度）に着目して制御を行うことにより、従来の電極間の湿度差のみに着目していた技術よりも制御頻度を抑制することができ、燃費を向上することができる。 As described above, the control means 50 can suppress the deterioration of the electrolyte membrane due to the humidity difference between the two poles. In addition, by controlling by focusing on the inlet humidity of both electrodes and the in-plane humidity difference (and fuel cell temperature) of the fuel cell, the control frequency is higher than that of the conventional technique focusing only on the humidity difference between the electrodes. Can be suppressed and fuel efficiency can be improved.

以下、上述した制御手段５０における処理ルーチンの一例を説明する。ただし、本開示の燃料電池システムはこれに限定されるものではない。 Hereinafter, an example of the processing routine in the control means 50 described above will be described. However, the fuel cell system of the present disclosure is not limited to this.

図６に制御手段５０の処理ルーチンの一例を示した。図６のとおり、制御手段５０は処理Ｓ１～Ｓ７を備えており、制御部５０はこれらの処理を繰り返し行っている。 FIG. 6 shows an example of the processing routine of the control means 50. As shown in FIG. 6, the control means 50 includes processes S1 to S7, and the control unit 50 repeatedly performs these processes.

処理Ｓ１では、燃料電池１０の温度が所定の閾値Ｃ以上であるか否かを判断する。すなわち、高温運転時であるか否かを判断する。燃料電池１０の温度が所定の閾値Ｃ以上である場合は処理Ｓ２を行う。 In the process S1, it is determined whether or not the temperature of the fuel cell 10 is equal to or higher than a predetermined threshold value C. That is, it is determined whether or not the operation is at high temperature. When the temperature of the fuel cell 10 is equal to or higher than the predetermined threshold value C, the process S2 is performed.

処理Ｓ２では、アノード電極及びカソード電極の入口湿度を推定する。これらの入口湿度は燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流速、気液分離器２７の温度、及び加湿器の状態から推定することができる。 In the process S2, the inlet humidity of the anode electrode and the cathode electrode is estimated. These inlet humidity can be estimated from the pressure and flow velocity of the fuel gas and the oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator 27, and the state of the humidifier.

処理Ｓ３では、処理Ｓ２により算出したアノード電極及びカソード電極の入口湿度の両方が所定の閾値Ａ以下であるか否かを判断する。アノード電極及びカソード電極の入口湿度の両方が所定の閾値Ａ以下である場合は処理Ｓ４を行う。 In the process S3, it is determined whether or not both the inlet humidity of the anode electrode and the cathode electrode calculated by the process S2 are equal to or less than a predetermined threshold value A. When both the inlet humidity of the anode electrode and the inlet humidity of the cathode electrode are equal to or less than the predetermined threshold value A, the process S4 is performed.

処理Ｓ４では、燃料ガス及び酸化剤ガスの圧力及び流量、気液分離器の温度、加湿器の状態、並びに、燃料電池の電流値の測定値に基づいて、記憶手段５３から燃料電池１０の面内湿度分布を取得する。 In the process S4, the surface of the fuel cell 10 from the storage means 53 is based on the measured values of the pressure and flow rate of the fuel gas and the oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator, the state of the humidifier, and the current value of the fuel cell. Obtain the internal humidity distribution.

処理Ｓ５では、処理Ｓ４により得られた燃料電池の面内湿度分布（アノード電極及びカソード電極の面内湿度分布）から、面内湿度差を算出する。 In the treatment S5, the in-plane humidity difference is calculated from the in-plane humidity distribution (in-plane humidity distribution of the anode electrode and the cathode electrode) of the fuel cell obtained in the treatment S4.

処理Ｓ６では、処理Ｓ５により得られた面内湿度差のいずれかの区画が所定の閾値Ｂ以上であるか否かを判断する。電解質膜の劣化が促進されるおそれがあるためである。面内湿度差のいずれかの区画が所定の閾値Ｂ以上である場合、処理Ｓ７を行う。 In the process S6, it is determined whether or not any of the sections of the in-plane humidity difference obtained by the process S5 is equal to or more than a predetermined threshold value B. This is because the deterioration of the electrolyte membrane may be accelerated. When any of the sections of the in-plane humidity difference is equal to or higher than the predetermined threshold value B, the process S7 is performed.

処理Ｓ７では、次の第１～第３の処理Ｓ７のいずれか、又はこれらを組み合わせた処理を行う。第１の処理Ｓ７は、気液分離器温度制御手段５１及び加湿器制御手段５２のうち少なくとも一方を制御し、面内湿度差が所定の閾値Ｂ未満になるように制御する。第２の処理Ｓ７は、燃料ガス及び酸化剤ガスの両方の入口湿度が所定の閾値Ａを超えるように制御する。第３の処理Ｓ７は、燃料電池１０の温度を所定の閾値Ｃ未満に冷却する。 In the process S7, any one of the following first to third processes S7, or a combination thereof is performed. The first process S7 controls at least one of the gas-liquid separator temperature control means 51 and the humidifier control means 52, and controls so that the in-plane humidity difference is less than a predetermined threshold value B. The second process S7 controls so that the inlet humidity of both the fuel gas and the oxidant gas exceeds a predetermined threshold value A. The third process S7 cools the temperature of the fuel cell 10 to less than a predetermined threshold value C.

以上の処理Ｓ１～Ｓ７により、電解質膜の劣化の抑制し、燃料電池システムの燃費を向上することができる。 By the above treatments S1 to S7, deterioration of the electrolyte membrane can be suppressed and the fuel efficiency of the fuel cell system can be improved.

以上、本開示の燃料電池システムについて、一実施形態である燃料電池システム１００を用いて説明した。本開示の燃料電池システムは、従来着目されていなかった両極それぞれの入口湿度及び面内湿度差に着目して制御を行うものであり、これにより電解質膜の劣化の抑制し、燃費を向上するものである。よって、本開示の燃料電池システムは本技術分野において、きわめて有用な技術であるといえる。 The fuel cell system of the present disclosure has been described above using the fuel cell system 100, which is an embodiment. The fuel cell system of the present disclosure focuses on the inlet humidity and the in-plane humidity difference of each of the two poles, which has not been paid attention to in the past, and controls the control, thereby suppressing deterioration of the electrolyte membrane and improving fuel efficiency. Is. Therefore, it can be said that the fuel cell system disclosed in the present disclosure is an extremely useful technique in the present technical field.

１０燃料電池
２０燃料ガス配管系
２１燃料ガス供給源
２２燃料ガス供給流路
２３レギュレータ
２４インジェクタ
２５循環流路
２６ポンプ
２７気液分離器
２８排気排水流路
２９排気排水弁
３０酸化剤ガス配管系
３１酸化剤ガス供給流路
３２エアクリーナ
３３エアコンプレッサ
３４インタークーラ
３５加湿器
３６酸化剤オフガス排出流路
３７分流バルブ
３８バイパス流路
３９調圧バルブ
４０冷却水配管系
４１冷却水流路
４２ラジエータ
４３冷却水供給手段
４４イオン交換器
５０制御手段
５１気液分離器温度制御手段
５２加湿器制御手段
５３記憶手段
５４ガス湿度判定手段
５５電極間湿度差判定手段
５６劣化抑制手段
１００燃料電池システム 10 Fuel cell 20 Fuel gas piping system 21 Fuel gas supply source 22 Fuel gas supply flow path 23 Regulator 24 Injector 25 Circulation flow path 26 Pump 27 Gas-liquid separator 28 Exhaust drainage flow path 29 Exhaust drain valve 30 Oxidant gas piping system 31 Oxidizing agent gas supply flow path 32 Air cleaner 33 Air compressor 34 Intercooler 35 Humidifier 36 Oxidizing agent off gas discharge flow path 37 Dividing valve 38 Bypass flow path 39 Pressure regulating valve 40 Cooling water piping system 41 Cooling water flow path 42 Radiator 43 Cooling water supply Means 44 Ion exchanger 50 Control means 51 Gas-liquid separator Temperature control means 52 Humidifier control means 53 Storage means 54 Gas humidity determination means 55 Inter-electrode humidity difference determination means 56 Deterioration control means 100 Fuel cell system

Claims

A fuel cell having an electrolyte membrane, an anode electrode disposed on one surface of the electrolyte membrane, and a cathode electrode disposed on the other surface of the electrolyte membrane.
A current measuring means for measuring the current flowing through the fuel cell,
A fuel gas supply flow path for flowing fuel gas through the anode electrode,
A fuel gas supply means arranged in the fuel gas supply flow path and supplying fuel gas to the anode electrode,
A circulation flow path for circulating the fuel off gas discharged from the anode electrode to the fuel gas flow path,
A gas-liquid separator arranged in the circulation flow path and capable of separating the liquid component and the gas component of the fuel off gas.
A fuel gas pressure measuring means for measuring the pressure of the fuel gas,
The fuel gas flow rate measuring means for measuring the flow rate of the fuel gas and
An oxidant gas supply flow path for flowing the oxidant gas through the cathode electrode,
An oxidant gas supply means arranged in the oxidant gas supply flow path and supplying the oxidant gas to the cathode electrode,
A humidifier arranged in the oxidant gas supply flow path and controlling the humidity of the oxidant gas,
An oxidant gas pressure measuring means for measuring the pressure of the oxidant gas,
An oxidant gas flow rate measuring means for measuring the oxidant gas flow rate,
With the control means
The control means includes a gas-liquid separator temperature control means for controlling the temperature of the gas-liquid separator, a humidifier control means for controlling the humidifier, a storage means, a gas humidity determination means, and a humidity difference between electrodes. It is equipped with a determination means and a deterioration suppressing means.
The storage means is a surface of the fuel cell to which the pressure and flow rate of the fuel gas and the oxidant gas, the temperature of the gas-liquid separator, the state of the humidifier, and the current value of the fuel cell are related. It remembers the internal humidity distribution and
The gas humidity determining means determines whether or not the humidity of both the fuel gas and the oxidizing agent gas is equal to or less than a predetermined threshold value A.
When the gas humidity determination means determines that the humidity of both the fuel gas and the oxidant gas is equal to or less than a predetermined threshold value A, the electrode-to-electrode humidity difference determining means determines the fuel gas and the oxidant gas. The in-plane humidity distribution of the fuel cell is acquired from the storage means based on the measured values of the pressure and flow rate of the fuel cell, the temperature of the gas-liquid separator, the state of the humidifier, and the current value of the fuel cell. , The in-plane humidity difference of the fuel cell is determined based on the in-plane humidity distribution.
When the in-plane humidity difference is equal to or greater than a predetermined threshold value B, the deterioration suppressing means controls at least one of the gas-liquid separator temperature control means and the humidifier control means, and the in-plane humidity difference is the same. Controlled to be less than a predetermined threshold value B,
Fuel cell system.