JP5024721B2 - 燃料電池システム及びその循環比算出方法 - Google Patents

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本発明は、燃料電池から排出されたガスを、燃料電池に供給されるガスに合流する燃料電池システム、及びその循環比算出方法に関するものである。
従来、燃料電池から排出された水素オフガスを、高圧水素タンクから放出された水素ガスに合流して、再び燃料電池に供給する燃料電池システムが広く知られている。この燃料電池システムでは、高圧水素タンクから燃料電池に通じる供給路の途中に、水素オフガスを供給路に戻すための循環路が接続されている。
一般に、燃料電池の電気化学反応によって水が生成されるため、水素オフガスには多くの水蒸気が含まれている。このため、システム停止後の氷点下において、水素オフガス中の水蒸気が循環路内等で凝縮し、凝縮水が凍結するおそれがある。そこで、特許文献１に記載の燃料電池システムでは、システム停止後に循環路内等の圧力を上げることで、水の凝固点を下げ、循環路内での凍結を抑制するようにしている。
特開２００５−９３１１０号公報
ところで、高圧水素タンク内の水素ガスの温度は、ガス消費に伴う断熱膨張によって低下する。システムの運転が氷点下以下の外気温で行われると、外気温よりも低い供給水素ガスが水素オフガスと合流する。このため、合流部において水素オフガス中の水蒸気が冷却され、最終的に凍結するおそれがあった。しかしながら、従来の燃料電池システムでは、システム運転時の凍結については何ら考慮されておらず、更なる改善が求められていた。
本発明は、システム運転時において、燃料電池に供給されるガスと燃料電池から排出されるガスとの合流部での凍結を抑制できる燃料電池システム及びその循環比算出方法を提供することをその目的としている。
上記目的を達成するための本発明の燃料電池システムは、燃料電池から排出された循環ガスをガス供給源からの供給ガスに合流して燃料電池に供給する燃料電池システムであって、供給ガスに対する循環ガスの流量が、循環ガス中の水蒸気の凝縮潜熱を加味して、当該供給ガスと当該循環ガスとの合流後の合流ガスの温度が所定の温度よりも高くなるように設定されているものである。
この構成によれば、循環比（供給ガスの流量に対する循環ガスの流量の割合）の設定で、循環ガスに含まれる水蒸気の凝縮潜熱を考慮している。これにより、合流後の循環ガス中の水蒸気が供給ガスにより冷却されて凍結しないように、例えば合流ガスの温度を水が凍結する温度よりも高くなるように、循環ガスを供給ガスに合流することができる。したがって、システム運転時において、供給ガスと循環ガスとの合流部での凍結を抑制できる。また、この凍結抑制専用の外部ヒータなどを合流部に設けなくても済む。
好ましくは、ガス供給源は燃料系のガス供給源であり、供給ガス及び循環ガスは燃料電池の燃料極に供給される。
これにより、凍結を抑制した状態で、燃料系の循環ガスを燃料電池の燃料極に循環供給することができる。
ここで、「供給ガス」とは、水素ガスに代表される燃料ガスや、改質処理される場合には水素リッチな燃料ガスを包含する概念である。「供給ガス」は、主として水素ガスを含有するガスをいうが、水素ガス以外のガス（例えばＣＮＧ）であってもよい。また、「循環ガス」とは、主として燃料電池から排出された水素オフガス及び水蒸気を含むものであるが、「循環ガス」には、水素オフガス及び水蒸気に加えて、例えば燃料電池内でクロスリークした窒素ガスが含まれる場合がある。
好ましくは、供給ガスに対する循環ガスの流量は、循環ガスと供給ガスとの合流部での熱収支計算に凝縮潜熱を加味することで、設定されている。
このように、合流部での熱収支を計算する際に凝縮潜熱を加味することで、合流部での熱収支をより正確に計算することができる。そして、この計算結果を基に循環比を設定することで、合流部での凍結を適切に抑制できる。
より好ましくは、前記所定の温度は、合流ガスの圧力における水の凝固点以上である。
こうすることで、合流ガスは水が凍結し始める温度よりも高い温度となるため、合流後の凍結をより一層適切に抑制できる。
ここで、合流ガスの圧力が７６０ｍｍＨＧよりも高ければ、水の凝固点は０℃よりも下がる。したがって、合流ガスの圧力が７６０ｍｍＨＧよりも高い場合に、合流ガスの温度が０℃よりも高くなるように循環比を設定すれば、その循環比は合流後の凍結抑制の観点ではより安全側に設定されることになる。よって、好ましい一態様では、前記所定の温度は０℃であってもよい。
好ましくは、供給ガスに対する循環ガスの流量は、凝縮潜熱を加味して下限値が設定されている。
システム運転時の循環ガスの温度は燃料電池の発電により昇温するが、循環ガスの流量が供給ガスの流量に対して少ないと、両者の合流後に水蒸気が凝縮して凍結するおそれがある。上記のように、供給ガスに対する循環ガスの流量に下限値を設定しておくことで、合流後の凍結を抑制することができる。
好ましくは、本発明の燃料電池システムは、供給ガスと循環ガスとの合流部に送る当該循環ガスの流量を制御可能な循環装置を備える。
この構成によれば、循環装置によって循環ガスの流量を簡単に制御することができる。
より好ましくは、循環装置は、供給ガスの温度、循環ガスの圧力及び外気温の少なくとも一つに応じて、供給ガスに対する循環ガスの流量を可変するとよい。
好ましくは、本発明の燃料電池システムは、ガス供給源から燃料電池のガス入口に至る供給路と、燃料電池のガス出口から供給路との合流部に至る循環路と、を備える。
上記目的を達成するための本発明の燃料電池システムの循環比算出方法は、燃料電池から排出された循環ガスをガス供給源からの供給ガスに合流して燃料電池に供給する燃料電池システムにおいて、供給ガスに対する循環ガスの流量を算出する燃料電池システムの循環比算出方法であって、循環ガス中の水蒸気の凝縮潜熱を加味して、循環ガスと供給ガスとの合流部での熱収支を計算し、当該供給ガスと当該循環ガスとの合流後の合流ガスの温度が所定の温度よりも高くなるように供給ガスに対する循環ガスの流量を設定するものである。
この構成によれば、合流部での熱収支を計算する際に凝縮潜熱を加味することで、合流部での熱収支をより正確に計算することができる。そして、この計算結果を基に、合流後の循環ガス中の水蒸気が供給ガスにより冷却されて凍結しないように、例えば合流ガスの温度を水が凍結する温度よりも高くなるように、循環比を設定することができる。これにより、燃料電池システムの運転時に、循環ガスが供給ガスに合流した際に、その合流部での凍結を抑制できる。
好ましくは、ガス供給源は燃料系のガス供給源であり、供給ガス及び循環ガスは燃料電池の燃料極に供給される。
上記した本発明の燃料電池システム及びその循環比算出方法によれば、システム運転時において、燃料電池に供給されるガスと燃料電池から排出されるガスとの合流部での凍結を抑制できる。
以下、添付図面を参照して、本発明の好適な実施形態に係る燃料電池システム及びその循環比算出方法について説明する。
図１は、本実施形態の燃料電池システムの構成図である。
燃料電池システム１は、燃料電池２と、酸化ガスとしての空気（酸素）を燃料電池２に供給する酸化ガス配管系３と、燃料ガスとしての水素ガスを燃料電池２に供給する燃料ガス配管系４と、燃料電池２に冷媒を供給して燃料電池２を冷却する冷媒配管系５と、システム全体を統括制御する制御装置７と、を備えている。燃料電池システム１は、例えば車両などの移動体に搭載され、車両の動力源に電力を供給する。
燃料電池２は、例えば固体高分子電解質型で構成され、多数の単セルを積層したスタック構造を備えている。燃料電池２の単セルは、イオン交換膜からなる電解質の一方の面に空気極を有し、他方の面に燃料極を有し、さらに空気極及び燃料極を両側から挟みこむように一対のセパレータを有している。一方のセパレータの酸化ガス流路２ａに酸化ガスが供給され、他方のセパレータの燃料ガス流路２ｂに燃料ガスが供給される。供給された燃料ガス及び酸化ガスの電気化学反応により、燃料電池２は電力を発生する。燃料電池２での電気化学反応は発熱反応であり、固体高分子電解質型の燃料電池２の温度は、約６０〜７０℃となる。
酸化ガス配管系３は、燃料電池２に供給される酸化ガスが流れる供給路１１と、燃料電池２から排出された酸化オフガスが流れる排出路１２と、を有している。供給路１１には、フィルタ１３を介して酸化ガスを取り込むコンプレッサ１４と、コンプレッサ１４により圧送される酸化ガスを加湿する加湿器１５と、が設けられている。排出路１２を流れる酸化オフガスは、背圧調整弁１６を通って加湿器１５で水分交換に供された後、最終的に排ガスとしてシステム外の大気中に排気される。
燃料ガス配管系４は、水素ガス供給源２１と、水素ガス供給源２１から燃料電池２に供給される水素ガスが流れる供給路２２と、燃料電池２から排出された循環ガスを供給路２２の合流部Ａに戻すための循環路２３と、循環路２３内の循環ガスを供給路２２に圧送するポンプ２４と、循環路２３に分岐接続されたパージ路２５と、を有している。合流部Ａの上流側の供給路２２には、遮断弁２８が設けられている。循環系２９の流路は、循環路２３と、供給路２２の合流部Ａの下流側流路と、燃料ガス流路２ｂとを順番に連通することで構成されている。
水素ガス供給源２１は、例えば高圧タンクや水素吸蔵合金などで構成され、例えば３５ＭＰａ又は７０ＭＰａの水素ガスを貯留可能に構成されている。供給路２２の上流端は水素ガス供給源２１に連通し、供給路２２の下流端は燃料電池２の燃料ガス入口８に連通している。循環路２３の上流端は燃料電池２の燃料ガス出口９に連通し、循環路２３の下流端は合流部Ａに連通している。水素ガス供給源２１の元弁２６を開くと、供給路２２に水素ガスが流出する。水素ガスは、調圧弁２７その他の減圧弁により、最終的に例えば２００ｋＰａ程度まで減圧されて、燃料ガス入口８を介して燃料ガス流路２ｂに供給される。なお、燃料電池２の要求出力（負荷）に応じて、燃料電池２への水素ガスの供給圧力は調整される。
ここで、以下の説明で用いる「供給ガス」、「循環ガス」及び「合流ガス」を次のように定義する。
「供給ガス」とは、水素ガス供給源２１より供給される燃料電池２への燃料ガスであり、ここでは、水素ガス供給源２１から合流部Ａまでの供給路２２を流れる水素ガスをいう。なお、供給ガスは、高圧タンク内の純度１００％の水素ガスに限定されるものではなく、例えば改質処理される場合には水素リッチな燃料ガスであってもよい。
「循環ガス」とは、燃料電池２から排出される燃料ガスであり、ここでは、燃料電池２の燃料ガス出口９から合流部Ａまでの循環路２３を流れるガスをいう。循環ガスは、主として燃料電池２から排出された水素ガス（以下、水素オフガスという場合がある。）で構成されると共に、水蒸気及び窒素ガスを含むガスである。水蒸気は、主に、燃料電池２の発電反応によって生じた生成水が気化することで、循環ガス中に含まれる。また、窒素ガスは、燃料電池２の空気極からイオン交換膜を介して燃料極に透過、すなわちクロスリークすることで、循環ガス中に含まれる。循環ガスは、合流部Ａで供給ガスに合流して燃料電池２に供給される。
「合流ガス」は、供給ガスと循環ガスとが合流部Ａで合流した後のガスをいい、合流部Ａから燃料ガス入口８までの供給路２２を流れる。
ポンプ２４（循環装置）は、各種のタイプで構成することができ、例えば容積型で構成されている。ポンプ２４は、例えば、図示省略した三相交流のモータと、モータの駆動軸に連結されたインペラを有するコンプレッサ部と、を備えている。モータは、その駆動、停止及び回転数を制御装置７によって制御される。ポンプ２４は、モータの回転数を制御することでインペラの回転数を制御でき、それにより合流部Ａに圧送する循環ガスの流量を制御することができる。
パージ路２５には、遮断弁であるパージ弁３３が設けられている。パージ弁３３が燃料電池システム１の稼動時に適宜開弁することで、循環ガス中の不純物が水素オフガスと共に図示省略した水素希釈器に排出される。パージ弁３３の開弁により、循環ガス中の不純物の濃度が下がり、循環ガス中の水素濃度が上がる。ここで、循環ガス中の不純物には、循環ガスに含有した生成水などの水分のほか、上記した窒素ガスが含まれる。
複数の温度センサ６１，６２や圧力センサ６３，６４が燃料ガス配管系４に設けられている。温度センサ６１は、合流部Ａの上流側の供給路２２に設けられ、供給ガスの温度を検出する。温度センサ６２は、循環路２３に設けられ、循環ガスの温度を検出する。圧力センサ６３は、合流部Ａの下流側の供給路２２に設けられ、合流ガスの圧力を検出する。圧力センサ６４は、循環路２３に設けられ、循環ガスの圧力を検出する。なお、温度センサ及び圧力センサは、上記以外にも燃料ガス配管系４に設けられてもよく、その数及び位置は、適宜設計変更することができる。例えば、供給ガスの圧力、循環ガスの圧力、及び合流ガスの温度を検出する各種センサを設けてもよい。
冷媒配管系５は、燃料電池２内の冷却流路２ｃに連通する冷媒流路４１と、冷媒流路４１に設けられた冷却ポンプ４２と、燃料電池２から排出される冷媒を冷却するラジエータ４３と、ラジエータ４３をバイパスするバイパス流路４４と、ラジエータ４３及びバイパス流路４４への冷却水の通流を設定する切替え弁４５と、を有している。冷媒流路４１は、燃料電池２の冷媒入口の近傍に設けられた温度センサ４６と、燃料電池２の冷媒出口の近傍に設けられた温度センサ４７と、を有している。温度センサ４７が検出する冷媒温度は、燃料電池２の内部温度（以下、燃料電池２の温度という。）を反映する。
制御装置７は、内部にＣＰＵ，ＲＯＭ，ＲＡＭを備えたマイクロコンピュータとして構成される。ＣＰＵは、制御プラグラムに従って所望の演算を実行して、後述するポンプ２４の制御など、種々の処理や制御を行う。ＲＯＭは、ＣＰＵで処理する制御プログラムや制御データを記憶し、後述する循環比を記憶する。ＲＡＭは、主として制御処理のための各種作業領域として使用される。制御装置７は、ガス系統（３，４）や冷媒系統５に用いられる各種の温度センサ４６，４７，６１，６２や圧力センサ６３、６４、並びに燃料電池システム１が置かれる外気温を検出する外気温センサ５１などの検出信号を入力し、ポンプ２４などの各種構成要素に制御信号を出力する。
さて、図２及び図３を参照して、本実施形態に係る燃料電池システム１の循環比算出方法について説明する。
「循環比」とは、供給ガスの流量に対する循環ガスの流量の割合をいい、次式（１）で定義される。
ＣRE＝ＭRE／ＭSUP ・・・（１）
ここで、ＣREは循環比であり、ＭREは循環ガスの流量であり、ＭSUPは供給ガスの流量である。なお、燃料電池２の発電に伴う燃料電池２での水素ガスの消費量は、供給ガスの流量ＭSUPと一致する。
通常、水素供給源２１内の供給ガスは、ガス消費に伴う断熱膨張によって温度が低下する。このため、燃料電池システム１の運転が低温環境下、例えば氷点下以下の外気温下で行われると、供給ガスの温度は氷点下よりも低くなる。一方、循環ガスは、燃料電池２の運転温度に近い温度であり、例えば６０〜７０℃である。合流部Ａで供給ガスと循環ガスとが合流すると、供給ガスは循環ガスによって昇温される一方、循環ガス中の水素オフガス及び水蒸気は供給ガスによって冷却される。合流ガスの温度が水の凝固点以下となると、循環ガス中の水蒸気は凝縮されて水となった後、氷となってしまう。
本発明者は、燃料電池システム１にとって適切な循環比ＣRE、具体的には循環ガス中の水蒸気が最終的に氷とならないような循環比ＣREを算出するのに、合流部Ａでの熱収支に着目し、図２に示す計算モデルを想到した。その計算モデルとは、合流部Ａにおいて、供給ガスが合流ガス温度Ｔ0になるのに必要な受熱量は、循環ガスが合流ガス温度Ｔ0になる時の放熱量に、循環ガス中の水蒸気が全て水になる時の凝縮潜熱を加算したものと等しい、というものである。
そこで、この計算モデルにおいて、合流部Ａにおける供給ガスの流量を１とし、循環ガスの流量をＣREとして、合流部Ａでの熱収支を計算すると、次式（２）のように表すことができる。
（Ｔ0−ＴSup）×１×Ｃｐ(H2)＝（ＴRE−Ｔ0）×ＣRE×Ｃｐ(H2/H2O/N2)＋Ｑ×ＣRE×（Ｐ[T]/ＰRE）・・・（２）
ここで、式（２）で用いた記号は、以下のとおりである。
ＴSup：供給ガスの温度 [℃]
ＴRE：循環ガスの温度 [℃]
Ｔ0：合流ガスの温度 [℃]
Ｃｐ(H2)：水素の定圧モル比熱 [kJ/kmol・K]
Ｃｐ(H2/H2O/N2)：循環ガスの平均定圧モル比熱 [kJ/kmol・K]
Ｑ：水蒸気の凝縮潜熱 [kJ/g]
Ｐ[T]：循環ガス温度ＴREでの飽和水蒸気圧 [kPa]
ＰRE：循環ガスの圧力 [kPa]
式（２）の右辺の第２項「Ｑ×ＣRE×（Ｐ[T]/ＰRE）」は、循環ガス中の水蒸気が全て水になる時の凝縮潜熱を表している。
ここで、潜熱Ｑは、循環ガス温度ＴREによって異なるが、例えば燃料電池２の温度又は循環ガス温度ＴREの最大温度を基準に設定すればよい。その理由は、温度が高いほうが潜熱Ｑは低くなるため、凍結抑制の観点からは安全側で計算することができるからである。例えば、燃料電池２の温度の最大値が７０℃であれば、潜熱は２．３３１ｋＪ／ｇとなるため、この単位を換算した値が潜熱Ｑとなる。本実施形態では、７０℃での潜熱を式（２）の潜熱Ｑに代入して計算した。
飽和水蒸気圧Ｐ[T]は、循環ガス温度ＴREによって異なるが、循環ガス温度ＴREは、上記のとおり例えば６０〜７０℃である。本実施形態では、７０℃での飽和水蒸気圧を式（２）の飽和水蒸気圧Ｐ[T]に代入して計算した。
循環ガス圧力ＰREは、燃料電池２の出口圧力に相当する。循環ガス圧力ＰREは、供給ガス圧力と同様に、燃料電池２の負荷によって変動し、例えば高負荷のときには圧力Ｐ1となり、低負荷のときには圧力Ｐ1よりも低い圧力Ｐ2となる。本実施形態では、これら圧力Ｐ1及びＰ2を式（２）の循環ガス圧力ＰREに代入して計算した。
上記計算モデルでは、水の比熱は水蒸気とすることにした。その理由は、液体の比熱に比べて気体の比熱の方が小さいため、凍結抑制の観点からは安全側で計算することができるからである。また、比熱は理想気体として考えることにした。その理由は、温度による差がほとんどないためである。
さらに、上記計算モデルでは、循環ガスは飽和蒸気であるとした。また、合流部Ａにおける配管からの受熱は考慮をしないことにし、凍結抑制の観点から安全側で計算することにした。なお、循環ガスの平均モル比熱Ｃｐ(H2/H2O/N2)は、水素、水蒸気及び窒素の各定圧モル比熱を平均したものであるが、これらのモル比熱の差は小さいため、他の実施態様ではＣｐ(H2/H2O/N2)に水素の定圧モル比熱を用いてもよい。
また、上記計算モデルでは、合流ガスの温度Ｔ0は、合流ガスの圧力における水の凝固点に設定することができる。合流ガスの圧力は燃料電池２の負荷によって変動するが、例えば上記した圧力２００ｋＰａである場合には、その圧力値は１０１．３ｋＰａ（≒７６０ｍｍＨＧ）よりも大きいので、この圧力における水の凝固点は０℃よりも小さくなる。したがって、式（２）の合流ガス温度Ｔ0には、０℃よりも小さい水の凝固点を代入すればよい。
しかし、本実施形態では、式（２）の合流ガス温度Ｔ0に０℃を代入して計算した。その理由は、合流ガス圧力における水の凝固点よりも高い０℃に、合流ガス温度Ｔ0を設定することで、凍結抑制の観点からは安全側で計算することができるからである。式（２）において、Ｔ0＝０とすると、次式（３）となる。
−ＴSupＣｐ(H2)＝ＴREＣREＣｐ(H2/H2O/N2)＋ＱＣRE（Ｐ[T]/ＰRE）・・・（３）
そして、式（３）において循環比ＣREを変数とし、合流ガス温度が０℃になるときの循環ガス温度ＴREを算出した。ここでは、燃料電池システム１又はこのシステム１を搭載した車両が、ある低温（例えば−２０℃）の環境下におかれた場合を想定し、供給ガス温度ＴSupと循環ガス圧力ＰREの４つの組合せについて算出した。４つの組合せの算出結果を図３において、曲線Ｌ１〜Ｌ４で示す。
曲線Ｌ１は、（ＴSup、ＰRE）＝（Ｔ1、Ｐ1）の場合である。
曲線Ｌ２は、（ＴSup、ＰRE）＝（Ｔ1、Ｐ2）の場合である。
曲線Ｌ３は、（ＴSup、ＰRE）＝（Ｔ2、Ｐ1）の場合である。
曲線Ｌ４は、（ＴSup、ＰRE）＝（Ｔ2、Ｐ2）の場合である。
なお、Ｔ1＜Ｔ2であり、Ｐ1＞Ｐ2である。
ここで、温度Ｔ1は、燃料電池システム１の連続運転時における供給ガス温度であり、例えば−２０℃よりも十分に低い温度である。また、温度Ｔ2は、燃料電池システム１の起動時における供給ガス温度であり、例えば−２０℃に近い温度である。なお、燃料電池システム１の連続運転時には、燃料電池２が発電しており、その発電された電力により車両が走行可能である。
図３について分析する。先ず、曲線Ｌ１に着目すると、曲線Ｌ１よりも上側の領域なら合流ガス温度は０℃を超えることになり、曲線Ｌ１よりも下側の領域なら合流ガス温度が０℃を下回ることになる。この点、他の曲線Ｌ２〜Ｌ４でも同様であり、各曲線Ｌ２〜Ｌ４の上側の領域なら合流ガス温度は０℃を超えることになり、各曲線Ｌ２〜Ｌ４よりも下側の領域なら合流ガス温度が０℃を下回ることになる。
また、曲線Ｌ１と曲線Ｌ２とに着目すると、任意のＣREでは、循環ガス圧力ＰREの高い曲線Ｌ１の方が、合流ガス温度が０℃になるのに、高い循環ガス温度ＴREを要求する。さらに、曲線Ｌ１と曲線Ｌ３とに着目すると、任意のＣREでは、供給ガス温度ＴSupの低い曲線Ｌ１のほうが、合流ガス温度が０℃になるのに、高い循環ガス温度ＴREを要求する。
ここで、循環比ＣREが循環比Ｃ1〜Ｃ4の場合について検討する。なお、Ｃ1＜Ｃ2＜Ｃ3＜Ｃ4の関係にある。
循環比Ｃ1のとき、曲線Ｌ１及びＬ２に示すように、合流ガス温度が０℃以上になるためには、循環ガス温度ＴREは約７０℃以上を要求される。しかし、上記のとおり循環ガス温度ＴREは６０〜７０℃であるから、この要求を満たすことはできない。つまり、−２０℃の低温環境下において循環比ＣREをＣ1に設定したとすると、システム１の連続運転時に合流ガス温度が０℃を下回り、合流部Ａにおいて循環ガス中の水蒸気が最終的に凍結する結果となる。このことから、循環比ＣREは循環比Ｃ1に設定できないことが分かる。
循環比Ｃ2のとき、合流ガス温度が０℃以上になるための循環ガス温度ＴREは、曲線Ｌ２の条件では約５２℃以上を要求され、曲線Ｌ１の条件では約５９℃以上を要求される。循環ガスＴREが６０〜７０℃であることを考慮すると、循環比ＣREをＣ2に設定できなくもない。
しかし、上記のとおり、曲線Ｌ１の条件は、曲線Ｌ２の条件に比べて、循環ガス圧力ＰREが高い、つまり燃料電池２が高負荷となり得る場合である。循環比ＣREをＣ2に設定することは、燃料電池２が低負荷での連続運転時では余裕があると言えるが、燃料電池２が高負荷での連続運転時（例えば高速走行時）では余裕があるとは言えない。特に、−２０℃よりも低い低温環境下であれば、曲線Ｌ１及びＬ２が上側に平行移動するようになり、合流部Ａでの凍結を回避できず、循環比ＣREをＣ2に設定できないことがわかる。
循環比Ｃ3のとき、合流ガス温度が０℃以上になるための循環ガス温度ＴREは、曲線Ｌ１の条件では約４１℃以上を要求される。循環ガスＴREが６０〜７０℃であるから、循環比Ｃ3に設定しても、システム１の連続運転時において合流部Ａでの凍結を回避できると判断できる。
また、循環比Ｃ3のとき、曲線Ｌ３の条件では、合流ガス温度が０℃以上になるための循環ガス温度ＴREとして約２５℃以上を要求される。つまり、循環比Ｃ3のとき、システム１の起動時の凍結を抑制するためには、循環ガス温度ＴREとして約２５℃が要求される。ところが、システム１の起動時には、循環ガス温度ＴREは十分に上昇しておらず、約２５℃に達していない。しかし、３０℃以下の循環ガスであれば、循環ガス中の水蒸気は極少量であるため、昇温中の結露水の凍結による供給路２２の閉塞は回避可能と判断できる。したがって、循環比Ｃ3に設定しても、システム１の起動時において、凍結による流路閉塞が合流部Ａで生じることを回避できると判断できる。
循環比Ｃ4のときは、循環比Ｃ3のときよりも循環ガス温度ＴREの要求値が緩和（低減）される。したがって、循環比Ｃ4と設定しても、システム１の起動時及び連続運転時において、合流部Ａでの凍結による流路閉塞を回避できる。しかし、循環比ＣREが大きいということは、ポンプ２４の回転数（モータ回転数又はインペラ回転数）が多く、ポンプ２４の消費電力が大きい。その結果、循環比ＣREが大き過ぎると、燃料電池システム１全体の効率を下げてしまう。以上の考察から、循環比ＣREは、合流部Ａでの凍結を抑制でき、しかも燃料電池システム１全体の効率を損なわない例えばＣ3を目標値とすればよいことが導き出せる。
以上説明した本実施形態の循環比ＣREの算出方法によれば、合流部Ａでの熱収支計算に循環ガス中の水蒸気の凝縮潜熱を加味しているため、合流部Ａでの熱収支を正確に計算できる。そして、その熱収支計算の結果に基づいて、水蒸気の凍結による合流部Ａでの流路閉塞を回避できる循環比ＣREを、システム１全体の効率を損なわない値に適切に設定できる。したがって、燃料電池システム１の氷点下運転時であっても、合流部Ａでの凍結を抑制でき、凍結抑制専用の外部ヒータなどを合流部Ａに設置しなくても済む。
他の実施態様では、制御装置７は、燃料電池システム１の状況に応じて循環比ＣREを可変するようにしてもよい。例えば、仮に合流部Ａで水分が凍結した時には、循環比ＣREを変更しても良い。この場合には、合流部Ａでの水分凍結を解凍するような循環比ＣREに変えることが好ましく、循環比ＣREを大きくすることが好ましい。同様に、仮に合流部Ａでの凍結が予測される時には、循環比ＣREを変更しても良い。この場合には、合流部Ａで凍結が生じないような循環比ＣREに変えることが好ましく、循環比ＣREを大きくすることが好ましい。なお、循環比ＣREが大きくなるとは、循環ガスの流量ＭREが大きくなることを意味する。
合流部Ａで水分凍結が生じているか否か、及び水分凍結の可能性があるか否かについては、例えばポンプ２４の消費動力や供給路２２の圧力に基づいて、制御装置７が判断することができる。例えばポンプ２４の消費動力が所定の閾値よりも大きくなった場合には、合流部Ａで水分が凍結していると判断される。
循環比ＣREを可変する場合、循環比ＣREの上限値についてはシステム１全体の効率を考慮して決定し、循環比ＣREの下限値については水蒸気の凍結を考慮して決定するとよい。例えば、循環比ＣREの上限値をＣ4に設定し、下限値はＣ2又はＣ3に設定すればよい。合流部Ａでの水分凍結時又は凍結が予測される時に可変される循環比ＣREは、燃料電池２の負荷及び供給ガスの状態（例えば供給ガス温度ＴSup）により決定されると良い。例えば、燃料電池２が高負荷のときには、低負荷のときに比べて循環比ＣREを大きくするとよい。また、供給ガス温度ＴSupが低いときには、それが高いときに比べて循環比ＣREを大きくするとよい。
循環比ＣREの可変は、ポンプ２４を制御することで行うことができる。例えば、ポンプ２４は、供給ガス温度ＴSup、循環ガス圧力ＰRE及び外気温の少なくとも一つに基づいて循環比ＣREを可変すればよく、循環比ＣREの上限値及び下限値を含め、これら要素（ＴSup、ＰRE、外気温）に基づいて循環比ＣREを適宜設定してもよい。そのために、燃料電池システム１は、供給ガス温度ＴSup、循環ガス圧力ＰRE及び外気温の各条件に対応する循環比ＣREのデータを制御装置７のＲＯＭにマップとして記憶させておくとよい。
そして、燃料電池システム１は、起動時や運転時に、供給ガス温度ＴSup、循環ガス圧力ＰRE及び外気温の少なくとも一つをセンサで検出し、その検出結果をもとにＲＯＭから最適な循環比ＣREを読み出し、その循環比ＣREに設定又は変更するとよい。ここで、供給ガス温度ＴSupは例えば温度センサ６１で検出し、循環ガス圧力ＰREは例えば圧力センサ６４で検出し、外気温は外気温センサ５１で検出すればよい。
本発明の燃料電池システム１は、上記した車両以外の二輪等の車両、電車、航空機、船舶、ロボットその他の移動体に搭載することができる。また、燃料電池システム１は、定置用ともすることができ、コージェネレーションシステムに組み込むことができる。また、上記の例では、アノード系（燃料系）のガスの循環比について説明したが、もちろん本実施形態はカソード系の（酸化ガス系）のガスの循環比を算出する際にも適用することができる。
本発明の燃料電池システムの構成図である。 本発明に燃料電池システムの循環比算出方法で用いる計算モデルを示す図である。 図２の計算モデルにより計算した結果を示し、循環比と循環ガス温度との関係を示すグラフである。
符号の説明
１：燃料電池システム、２：燃料電池、２１：ガス供給源、２２：供給路、２３：循環路、２４：ポンプ（循環装置）

Claims (11)

  1. 燃料電池から排出された循環ガスをガス供給源からの供給ガスに合流して当該燃料電池に供給する燃料電池システムであって、
    前記供給ガスに対する前記循環ガスの流量が、前記循環ガス中の水蒸気の凝縮潜熱を加味して、当該供給ガスと当該循環ガスとの合流後の合流ガスの温度が所定の温度よりも高くなるように設定されている、燃料電池システム。
  2. 前記ガス供給源は、燃料系のガス供給源であり、
    前記供給ガス及び前記循環ガスは、前記燃料電池の燃料極に供給される、請求項１に記載の燃料電池システム。
  3. 前記供給ガスに対する前記循環ガスの流量は、前記循環ガスと前記供給ガスとの合流部での熱収支計算に前記凝縮潜熱を加味することで、設定されている請求項１又は２に記載の燃料電池システム。
  4. 前記所定の温度は、前記合流ガスの圧力における水の凝固点以上である、請求項１ないし３のいずれか一項に記載の燃料電池システム。
  5. 前記所定の温度は０℃である、請求項１ないし３のいずれか一項に記載の燃料電池システム。
  6. 前記供給ガスに対する前記循環ガスの流量は、前記凝縮潜熱を加味して下限値が設定されている、請求項１ないし５のいずれか一項に記載の燃料電池システム。
  7. 前記供給ガスと前記循環ガスとの合流部に送る当該循環ガスの流量を制御可能な循環装置を備えている、請求項１ないし６のいずれか一項に記載の燃料電池システム。
  8. 前記循環装置は、前記供給ガスの温度、前記循環ガスの圧力及び外気温の少なくとも一つに応じて、前記供給ガスに対する前記循環ガスの流量を可変する、請求項７に記載の燃料電池システム。
  9. 前記ガス供給源から前記燃料電池のガス入口に至る供給路と、
    前記燃料電池のガス出口から前記供給路との合流部に至る循環路と、を備えた請求項１ないし８のいずれか一項に記載の燃料電池システム。
  10. 燃料電池から排出された循環ガスをガス供給源からの供給ガスに合流して当該燃料電池に供給する燃料電池システムにおいて、前記供給ガスに対する前記循環ガスの流量を算出する燃料電池システムの循環比算出方法であって、
    前記循環ガス中の水蒸気の凝縮潜熱を加味して、前記循環ガスと前記供給ガスとの合流部での熱収支を計算し、当該供給ガスと当該循環ガスとの合流後の合流ガスの温度が所定の温度よりも高くなるように前記供給ガスに対する前記循環ガスの流量を設定する、燃料電池システムの循環比算出方法。
  11. 前記ガス供給源は、燃料系のガス供給源であり、
    前記供給ガス及び前記循環ガスは、前記燃料電池の燃料極に供給される、請求項１０に記載の燃料電池システムの循環比算出方法。
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