JP7074591B2 - 燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法 - Google Patents

燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法 Download PDF

Info

Publication number
JP7074591B2
JP7074591B2 JP2018125800A JP2018125800A JP7074591B2 JP 7074591 B2 JP7074591 B2 JP 7074591B2 JP 2018125800 A JP2018125800 A JP 2018125800A JP 2018125800 A JP2018125800 A JP 2018125800A JP 7074591 B2 JP7074591 B2 JP 7074591B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
fuel cell
phase difference
wet state
value
state
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2018125800A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2020004675A (ja
Inventor
千晶 水谷
茂樹 長谷川
和男 山本
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toyota Motor Corp
Original Assignee
Toyota Motor Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Toyota Motor Corp filed Critical Toyota Motor Corp
Priority to JP2018125800A priority Critical patent/JP7074591B2/ja
Priority to US16/456,134 priority patent/US11217803B2/en
Publication of JP2020004675A publication Critical patent/JP2020004675A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP7074591B2 publication Critical patent/JP7074591B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04828—Humidity; Water content
    • H01M8/0485—Humidity; Water content of the electrolyte
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H01M8/04634—Other electric variables, e.g. resistance or impedance
    • H01M8/04649—Other electric variables, e.g. resistance or impedance of fuel cell stacks
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/389—Measuring internal impedance, internal conductance or related variables
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0202—Collectors; Separators, e.g. bipolar separators; Interconnectors
    • H01M8/0267—Collectors; Separators, e.g. bipolar separators; Interconnectors having heating or cooling means, e.g. heaters or coolant flow channels
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • H01M8/04179—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal by purging or increasing flow or pressure of reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04291—Arrangements for managing water in solid electrolyte fuel cell systems
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/0438—Pressure; Ambient pressure; Flow
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746—Pressure; Flow
    • H01M8/04753—Pressure; Flow of fuel cell reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04858—Electric variables
    • H01M8/04865—Voltage
    • H01M8/0488—Voltage of fuel cell stacks
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04858—Electric variables
    • H01M8/04895—Current
    • H01M8/0491—Current of fuel cell stacks
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/241—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells with solid or matrix-supported electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/2457—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells with both reactants being gaseous or vaporised
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/2465—Details of groupings of fuel cells
    • H01M8/2484—Details of groupings of fuel cells characterised by external manifolds
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Description

本発明は、燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法に関する。
燃料電池の発電を適切に行なうためには、燃料電池内の水分量を適切に把握することが望ましい。燃料電池内部の湿潤状態を判断する技術として、例えば、燃料電池に交流信号を印加して、得られる出力の位相角に基づいて湿潤状態を判定する技術が知られている（例えば、特許文献１参照）。
特開２０１４－２０７０４９号公報
本願発明者は、燃料電池に交流信号を印加したときの燃料電池の出力から抽出される交流成分における位相差、具体的には、交流電流に対する交流電圧の位相のずれと、湿潤状態との間に、一定の相関関係が成立し得ることを確認した。しかしながら、本願発明者は、湿潤状態が過剰に進行したとき、あるいは乾燥状態が過剰に進行したときには、位相差と湿潤状態との間に相関関係が成立しなくなる場合があり、このような場合には、位相差に基づいて湿潤状態を判定できなくなることを、新たな知見として見出した。そこで、位相差と湿潤状態との間に相関関係が成立しなくなるような湿潤不良状態、具体的には湿潤過剰状態や乾燥過剰状態を、適切に判定することが望まれる。
本発明は、以下の形態として実現することが可能である。
（１）本発明の一形態によれば、燃料電池システムが提供される。この燃料電池システムは、燃料電池と；前記燃料電池に対して、反応ガスである燃料ガスおよび酸化ガスを供給する反応ガス供給部と；前記燃料電池から負荷に向けて電流および電圧を取り出して、前記電流および前記電圧を制御するコンバータと；前記コンバータが前記燃料電池から取り出す前記電流および前記電圧の一方に、交流信号を重畳させる交流重畳部と；前記燃料電池の出力から交流成分を抽出し、該交流成分における交流電流に対する交流電圧の位相の遅れである位相差を導出する位相差導出部と；前記燃料電池に供給される反応ガスの流量、前記反応ガスにおけるストイキ比、および、前記燃料電池の出力電流、のうちの少なくともいずれか一つのパラメータの値の、予め定めた第１測定期間における変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断した直後に、予め定めた第２測定期間における前記位相差の変化量の絶対値が、予め定めた位相差基準値以上になった場合に、前記燃料電池の湿潤状態が、湿潤過剰状態あるいは乾燥過剰状態に該当する湿潤不良状態であると推定する第１推定部と；を備える。
この形態の燃料電池システムによれば、燃料電池の湿潤状態が不良になって、位相差と燃料電池の湿潤状態との間に相関関係が成立しなくなる場合であっても、位相差の変化量を利用して、燃料電池が湿潤不良状態になったことを推定することができる。
（２）上記形態の燃料電池システムにおいて、前記第１推定部は、前記第１測定期間における前記パラメータの値の変化量が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、前記パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断することとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、パラメータの値の変化量とパラメータ基準値とを比較することにより、パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えるか否かを判断することができる。
（３）上記形態の燃料電池システムにおいて、前記第１推定部は、前記第１測定期間における前記パラメータの値の変化量の、前記第１測定期間の開始時における前記パラメータの値に対する割合が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、前記パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断することとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、パラメータの値の変化量の、第１測定期間の開始時におけるパラメータの値に対する割合と、パラメータ基準値とを比較することにより、パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えるか否かを判断することができる。
（４）上記形態の燃料電池システムにおいて、前記第１推定部は、前記湿潤状態が前記湿潤不良状態であると推定する際に、前記位相差の変化量が負の値である場合には、前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定し、前記位相差の変化量が正の値である場合には、前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定することとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、位相差の変化量の値の正負の別により、湿潤過剰状態と乾燥過剰状態とを判別することができる。
（５）上記形態の燃料電池システムは、さらに、前記反応ガス供給部を制御するガス制御部を備え；前記ガス制御部は、前記反応ガス供給部を用いて；前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記燃料ガスと前記酸化ガスとのうちの少なくとも一方の量を増加させ；前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記燃料ガスと前記酸化ガスとのうちの少なくとも一方の量を減少させることとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、湿潤過剰状態のときには、反応ガス量を増加させることにより湿潤過剰状態を解消することが可能になり、乾燥過剰状態のときには、反応ガス量を減少させることにより乾燥過剰状態を解消することが可能になる。
（６）上記形態の燃料電池システムは、さらに、前記反応ガス供給部を制御するガス制御部を備え；前記ガス制御部は、前記反応ガス供給部を用いて；前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記反応ガスのストイキ比を増加させ；前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記反応ガスのストイキ比を減少させることとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、湿潤過剰状態のときには、反応ガスのストイキ比を増加させることにより湿潤過剰状態を解消することが可能になり、乾燥過剰状態のときには、反応ガスのストイキ比を減少させることにより乾燥過剰状態を解消することが可能になる。
（７）上記形態の燃料電池システムは、さらに、前記燃料電池の出力電流を制御する出力制御部を備え；前記出力制御部は；前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定されたときには、前記出力電流を減少させ；前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定されたときには、前記出力電流を増加させることとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、湿潤過剰状態のときには、出力電流を減少させることにより湿潤過剰状態を解消することが可能になり、乾燥過剰状態のときには、出力電流を増加させることにより乾燥過剰状態を解消することが可能になる。
（８）上記形態の燃料電池システムは、さらに；前記燃料電池内の水分量と前記位相差との間の関係を記憶する記憶部と；前記位相差導出部が導出した前記位相差を用いて、前記記憶部に記憶された前記関係を参照することにより、前記燃料電池内の水分量を推定する第２推定部と；を備えることとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、燃料電池の湿潤状態が良好である間は、位相差導出部が導出した位相差を用いて燃料電池の湿潤状態を把握することが可能になる。
本発明は、種々の形態で実現することが可能であり、例えば、燃料電池の湿潤状態の推定方法、燃料電池システムの制御方法、その制御方法を実現するコンピュータプログラム、そのコンピュータプログラムを記録した一時的でない記録媒体等の形態で実現することができる。
燃料電池システムの概略構成を表わす説明図である。 交流信号を重畳させたときの位相差θを示す説明図である。 湿潤状態（含水量）と位相差θとの関係の一例を表わす説明図である。 カソードストイキ比と位相差θとの関係を示す説明図である。 酸化ガス流量を段階的に減少させたときの位相差θを示す説明図である。 酸化ガス流量を段階的に増加させたときの位相差θを示す説明図である。 燃料電池において想定される運転状態の例を示す説明図である。 湿潤不良推定処理ルーチンを表わすフローチャートである。 湿潤不良推定処理ルーチンを表わすフローチャートである。 燃料電池システムの概略構成を表わす説明図である。 湿潤不良推定処理ルーチンを表わすフローチャートである。 燃料電池システムの概略構成を表わす説明図である。
Ａ．第１実施形態：
（Ａ－１）燃料電池システムの構成：
図１は、本発明の第１実施形態としての燃料電池システム１０の概略構成を表わす説明図である。燃料電池システム１０は、例えば、電気自動車に搭載して駆動用電源として用いることができる。あるいは、燃料電池システム１０は、定置型電源として用いてもよい。本実施例の燃料電池システム１０は、燃料電池１５と、燃料ガス供給部２０と、酸化ガス供給部３０と、制御部５０と、を備える。そして、燃料電池１５には、電力回路６０が接続されている。燃料ガス供給部２０および酸化ガス供給部３０は、反応ガス供給部とも呼ぶ。
燃料電池１５は、固体高分子形燃料電池であり、発電体としての単セル７０を複数積層したスタック構造を有すると共に、水素を含有する燃料ガスと、酸素を含有する酸化ガスとの供給を受けて発電する。燃料ガスおよび酸化ガスは、電気化学反応で用いるガスであり、反応ガスとも呼ぶ。
単セル７０は、ＭＥＡ（膜電極接合体、Membrane Electrode Assembly）と、ＭＥＡを挟持するように配置された一対のガス拡散層と、各々のガス拡散層の外側に配置された一対のガスセパレータと、を備えている。ＭＥＡは、電解質膜と、電解質膜の各々の面に形成された触媒電極層であるアノードおよびカソードを備える。各単セル７０では、電解質膜を間に介して、アノード側には燃料ガスが流れる流路（アノード側流路）が形成され、カソード側に酸化ガスが流れる流路（カソード側流路）が形成されている。
ＭＥＡを構成する電解質膜は、固体高分子材料、例えばフッ素系樹脂により形成されたプロトン伝導性のイオン交換膜であり、湿潤状態で良好な電子伝導性を示す。カソードおよびアノードは、電解質膜上に形成された層であり、電気化学反応を進行する触媒金属（例えば白金）を担持するカーボン粒子と、プロトン伝導性を有する高分子電解質と、を備えている。ガス拡散層は、ガス透過性および電子伝導性を有する部材によって構成されており、例えば、発泡金属や金属メッシュなどの金属製部材や、カーボンクロスやカーボンペーパなどのカーボン製部材により形成することができる。ガスセパレータは、ガス不透過な導電性部材、例えば、カーボンを圧縮してガス不透過とした緻密質カーボン等のカーボン製部材や、プレス成形したステンレス鋼などの金属製部材により形成することができる。
なお、燃料電池１５の内部には、燃料電池１５を冷却するための冷媒が流れる冷媒流路が形成されているが、図１では、このような冷媒流路、および、冷媒流路内に冷媒を循環させるための冷媒系については、記載を省略している。
燃料ガス供給部２０は、燃料ガスタンク２１と、燃料ガス供給管２２と、燃料ガス排気管２３と、燃料ガス還流管２４と、主止弁４０と、可変調圧弁４２と、気液分離器４５と、水素ポンプ４４と、を備える。燃料ガスタンク２１は、燃料ガスとしての水素ガスが貯蔵される貯蔵装置であり、燃料ガス供給管２２を介して燃料電池１５のアノード側流路に接続されている。燃料ガス供給管２２上において、燃料ガスタンク２１から近い順に、主止弁４０と可変調圧弁４２とが設けられている。可変調圧弁４２は、燃料ガスタンク２１から燃料電池１５へ供給される水素圧（水素量）を調整可能な調圧弁である。
燃料ガス排気管２３は、燃料電池１５から排出されるアノードオフガスが流れる流路である。燃料ガス還流管２４は、燃料ガス排気管２３と、燃料ガス供給管２２における可変調圧弁４２よりも下流側の部位とに接続されている。燃料電池１５から燃料ガス排気管２３に排出されたアノードオフガスは、燃料ガス還流管２４を経由して、再び燃料ガス供給管２２に導かれる。そのため、燃料電池システム１０において、燃料ガスは、発電により水素が消費されつつ、燃料ガス排気管２３、燃料ガス還流管２４、燃料ガス供給管２２の一部、および、燃料電池１５内に形成される燃料ガスの流路を循環する。燃料ガス還流管２４には、流路内で燃料ガスを循環させるための駆動力を発生して燃料ガスの流量を調節するために、水素ポンプ４４が設けられている。
燃料ガス排気管２３と燃料ガス還流管２４との接続部には、気液分離器４５が設けられている。アノードオフガスには、発電で消費されなかった水素と共に、窒素や水蒸気等の不純物が含まれる。気液分離器４５は、アノードオフガス中の水と、ガス（水素および窒素等）とを分離する。本実施形態では、気液分離器４５を介して、上記した流路内を循環する燃料ガスから不純物が除去される。気液分離器４５には、燃料ガス排出管２５が接続されており、燃料ガス排出管２５にはパージ弁４６が設けられている。パージ弁４６が開弁されることにより、気液分離器４５から水とガスとが排出される。
酸化ガス供給部３０は、エアコンプレッサ３１と、酸化ガス供給管３２と、酸化ガス排出管３３と背圧弁３９と、を備える。本実施形態の燃料電池システム１０は、酸化ガスとして、空気を用いる。エアコンプレッサ３１は、空気を圧縮し、酸化ガス供給管３２を介して、燃料電池１５のカソード側流路に空気を供給する。酸化ガス供給管３２は、エアコンプレッサ３１と燃料電池１５とを接続して、燃料電池１５に酸化ガスを供給する。燃料電池１５から排出されるカソードオフガスは、酸化ガス排出管３３を介して、燃料電池システム１０の外部に排出される。酸化ガス排出管３３には、背圧弁３９が設けられており、背圧弁３９の開度を調節することによって、燃料電池１５内における酸化ガスの圧力を調節している。
電力回路６０において、燃料電池１５は、配線６２を介して負荷６５に接続されている。配線６２には、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１が設けられており、燃料電池１５から負荷６５へと電力供給する際には、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１が、燃料電池１５の出力電圧を、負荷６５で利用可能な電圧に昇圧する。また、本実施形態では、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１が燃料電池１５から負荷６５に向けて電流および電圧を取り出して、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１におけるスイッチング制御によって、燃料電池１５から取り出す電流および電圧を制御する。燃料電池システム１０を、車両の駆動用電源として用いる場合には、負荷６５は、少なくとも車両の駆動モータを含むことができる。配線６２には、電流センサ６３および電圧センサ６４が設けられており、燃料電池１５の出力電流および出力電圧を測定可能となっている。
制御部５０は、マイクロコンピュータを中心とした論理回路として構成され、詳しくは、予め設定された制御プログラムに従って演算などを実行するＣＰＵと、ＣＰＵで各種演算処理を実行するのに必要な制御プログラムや制御データ等が予め格納されたＲＯＭと、同じくＣＰＵで各種演算処理をするのに必要な各種データが一時的に読み書きされるＲＡＭと、各種信号を入出力する入出力ポート等を備える。制御部５０は、電力回路６０への出力のための燃料電池システム１０の発電制御を行なう。制御部５０は、エアコンプレッサ３１、背圧弁３９、主止弁４０、可変調圧弁４２、水素ポンプ４４、パージ弁４６、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１等に対して駆動信号を出力する。また、電流センサ６３および電圧センサ６４等から、検出信号を取得する。
なお、図１では、制御部５０を、制御部５０が実行する機能の一部を表わす機能ブロックによって示している。具体的には、制御部５０は、機能ブロックとして、指令信号生成部５１、交流重畳部５２、目標出力決定部５３、位相差導出部５４、第１推定部５５、を備える。
燃料電池１５の発電時には、制御部５０が、燃料ガス供給部２０および酸化ガス供給部３０の各部に駆動信号を出力して（図示せず）、負荷要求に応じた発電が可能となる燃料ガスおよび酸化ガスが燃料電池１５に供給される。そして、制御部５０の指令信号生成部５１が、燃料電池１５に対する負荷要求に基づいて、要求された負荷に対応する電力を燃料電池１５から引き出すためにＤＣ／ＤＣコンバータ６１に出力すべき指令信号（電圧指令値および電流指令値）を生成する。また、制御部５０の交流重畳部５２は、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１が燃料電池１５から取り出す電流または電圧に交流信号を重畳するための重畳信号を生成する。交流信号の重畳は、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１が燃料電池１５から取り出す電流および電圧のいずれに対して行なうことも可能であるが、以下の説明では、電流に対して交流信号を重畳することとする。そして、目標出力決定部５３は、上記指令信号および重畳信号を入力されて、燃料電池１５における目標電圧および目標電流を決定し、決定した目標電圧および目標電流を得るための駆動信号を、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１に出力する。本実施形態では、制御部５０の位相差導出部５４が、電流センサ６３および電圧センサ６４から検出信号を取得して、燃料電池１５の出力から交流成分を抽出し、抽出した交流成分における交流電流に対する交流電圧の位相の遅れである位相差を導出する。その後、第１推定部５５が、位相差導出部５４から取得した位相差の変化量を用いて、燃料電池１５の湿潤状態を推定する。湿潤状態の推定の動作については、後に詳しく説明する。
（Ａ－２）燃料電池の湿潤状態と位相差との関係：
図２は、燃料電池１５の出力電流（直流成分Ｉ）に対して交流信号（交流成分ΔＩ）を重畳させたときに、燃料電池１５の出力の交流成分において、交流電流に対する交流電圧の位相の遅れが位相差θであることを示す説明図である。燃料電池１５におけるインピーダンスは、レジスタンス（移動抵抗）と容量性リアクタンスの和と捉えることができる。このように内部に容量成分を有する燃料電池では、電流の変化に対して電圧の変化が遅れる（還元すると、電圧の変化に対して電流が進む）という関係が、燃料電池内の湿潤状態に関係無く、一般的に生じる。位相差θは、以下の（１）式で表わされる。
θ＝ｔａｎ－１（Ｘ／Ｒ） …（１）
（Ｘは容量性リアクタンスを表わし、Ｒはレジスタンスを表わす。）
図３は、燃料電池１５における湿潤状態（含水量）と位相差θとの関係を調べた結果の一例を表わす説明図である。ここでは、燃料電池１５の温度を、３５℃あるいは７０℃の温度条件で一定に制御すると共に、燃料電池１５における含水状態を種々変化させて、燃料電池１５から取り出す電流に、２０Ｈｚの交流信号を重畳した。そして、燃料電池１５の出力の交流成分における位相差θを導出し、燃料電池１５の含水量Ｗの実測値と位相差θとの関係を調べた。燃料電池１５の温度は、燃料電池１５内を循環する冷媒の温度により調節した。燃料電池１５の含水量は、以下のようにして求めた。すなわち、燃料電池１５の温度を３５℃または７０℃に設定し、燃料電池１５の含水状態を種々設定して燃料電池１５を発電させる際に、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１が燃料電池１５から引き出す電流に交流信号が重畳されるように、ＤＣ／ＤＣコンバータ６１を動作させた。そして、燃料電池１５の出力の交流成分を抽出して位相差θを導出した後、燃料電池１５を解体して乾燥させ、乾燥前後の質量を測定し、乾燥前後の質量差を、燃料電池１５の含水量とした。図３では、横軸に位相差θを示し、縦軸に含水量実測値を示して、上記した測定結果をプロットしている。図３に示すように、燃料電池１５の温度が３５℃である場合と７０℃である場合の各々において、燃料電池１５の含水量と位相差θとの間には、乾燥化が進行するほど位相差θの値が大きくなるという相関関係が認められた。
燃料電池１５の湿潤状態と位相差θとの間に上記のような相関を観察するためには、１～１００Ｈｚの範囲の周波数の交流信号を、燃料電池１５から取り出す電流に重畳すればよい。燃料電池１５から取り出す電流に対して、より高周波数の交流信号を重畳する場合には、得られるインピーダンスは、電荷の移動抵抗を示す抵抗成分がほとんどとなる。すなわち、高周波数の交流信号を重畳する場合には、ガスの移動阻害を伴う湿潤過剰に対する感度が比較的小さくなるといえる。これに対して、より低周波数の交流信号を重畳する場合には、得られるインピーダンスは、抵抗成分に加えて、ガスの移動抵抗を反映するリアクタンスをさらに含む。そこで、本実施形態では、燃料電池１５から取り出す電流に交流信号を重畳することによって燃料電池１５の湿潤状態を判断する際に、十分な計測精度でリアクタンスが得られる周波数として、上記範囲の交流信号を用いている。以下では、燃料電池１５から取り出す電流に対して、湿潤状態の推定のために重畳する１～１００Ｈｚの交流信号を、単に、「低周波数の交流信号」とも呼ぶ。なお、低周波数の交流信号は、５Ｈｚ以上とすることが好ましく、１０Ｈｚ以上とすることがより好ましい。
図４は、燃料電池１５の出力電流および燃料ガスの流量を一定としつつ、酸化ガス流量を変化させることによってカソードストイキ比を変化させて、位相差θを測定した結果を示す説明図である。図４では、横軸にカソードストイキ比を示し、縦軸に位相差θを示す。カソードストイキ比とは、出力電流から理論的に算出される酸化ガスの必要量に対する、実際に燃料電池に供給した酸化ガス量の割合を示す。出力電流が一定の場合には、カソードストイキ比を増加させるほど酸化ガス流量が増加して、酸化ガスによる燃料電池１５からの水分の持ち去り量が増加するため、燃料電池１５の内部では乾燥化が進行する。そして、カソードストイキ比を減少させるほど酸化ガス流量が減少して、酸化ガスによる燃料電池１５からの水分の持ち去り量が減少するため、燃料電池１５の内部は湿潤化が進行する。図３に示すように、乾燥化が進行するほど位相差θの値が大きくなるという関係が常に成立するのであれば、カソードストイキ比が増加するほど位相差θの値は大きくなるはずである。しかしながら、図４に示すように、このような関係が成立しない場合があることが確認された。例えば、カソードストイキ比が異なるために湿潤状態が異なるはずのポイントａ１とポイントａ３、あるいは、ポイントａ２とポイントａ４では、位相差θの値がほぼ同じになった。そこで、燃料電池１５の湿潤状態と位相差θとの関係について、さらに詳しく調べた。
図５Ａは、燃料電池１５の出力電流および燃料ガスの供給量が一定の条件下で、酸化ガス流量を段階的に減少させつつ、位相差θを繰り返し測定した結果の一例を示す説明図である。なお、以下の説明では、位相差θを特定の時間間隔で繰り返し測定する際の時間間隔を、測定周期とも呼ぶ。このように、出力電流を一定とすることで生成水量が一定である条件下で酸化ガス流量を減少させると、酸化ガス流量の減少に伴って酸化ガスによる燃料電池１５からの水分持ち去り量が減少するため、燃料電池１５では湿潤化が進行する。図５Ａ、および後述する図５Ｂでは、燃料電池１５から取り出す電流に対して２０Ｈｚの交流信号を重畳して、１秒の間隔で（測定周期１秒で）位相差θを繰り返し測定した。図５Ａでは、時間ｔ１ａ、ｔ２ａ、ｔ３ａ、ｔ４ａ、ｔ５ａ、ｔ６ａにおいて、酸化ガス流量を段階的に減少させた。時間ｔ１ａ、ｔ２ａ、ｔ３ａ、ｔ４ａでは、酸化ガス流量を減少させた直後には、酸化ガス流量が一定であるときの位相差θの測定周期当たりの変化量に比べて大きな変化量で、位相差θの値が比較的大きく低下した。そして、時間ｔ１ａ－ｔ４ａの間では、位相差θの値は、全体として若干の減少傾向を示した。これに対して、湿潤化がより進行していると考えられる時間ｔ５ａ、ｔ６ａでは、酸化ガス流量を減少させた直後に、酸化ガス流量が一定であるときの位相差θの測定周期当たりの変化量に比べて大きな変化量で、位相差θの値が上昇した。そして、時間ｔ４ａ以後では、位相差θの値は、全体として緩やかな増加傾向を示した。なお、図５Ａでは、時間ｔ１ａ、ｔ２ａ、ｔ３ａ、ｔ４ａにおける位相差θの変化量を、下向き矢印を付して示しており、時間ｔ５ａ、ｔ６ａにおける位相差θの変化量を、上向き矢印を付して示している。
上記のように、湿潤化がある程度進行するまでは、酸化ガス流量を段階的に減少させた直後には、酸化ガス流量が一定であるときの位相差θの測定周期当たりの変化量よりも大きな変化量で位相差θの値が減少する。その中でも、時間ｔ４ａの直後のように、酸化ガス流量の減少に伴う位相差θの値の減少の程度が特に大きくなるポイントの存在が認められた。図５Ａでは、このようなポイントを破線で囲んで示している。そして、このようなポイントの前後では、燃料電池１５の湿潤状態に対する位相差θの値の反応の態様が、大きく変化することが分かった。このことは、上記ポイントを越えて湿潤化が進行すると、過剰な液水によってガスの移動抵抗が急激に増大し、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が大きく変化するためと考えられる。本実施形態では、このように湿潤化が進行して、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が成立しなくなった状態を、「湿潤過剰状態」と呼ぶ。図５Ａとは異なり、酸化ガス流量が徐々に減少して湿潤化が徐々に進行する場合であっても、やがて、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が大きく変化する湿潤過剰状態になると考えられる。しかしながら、このような場合には、徐々に湿潤過剰状態に至ったことを、位相差θの変化量が大きくなることによって認識することは困難である。図５Ａに示すように、燃料電池１５において湿潤化がある程度進行した状態で酸化ガス流量が大きく減少して、上記した湿潤過剰状態に至ると、位相差θの値の変化量、具体的には減少量が、特に大きくなる。したがって、酸化ガス流量が大きく減少したときに、位相差θの値の大きな減少が認められれば、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が成立しなくなる湿潤過剰状態になったと推定できる。
図５Ｂは、燃料電池１５の出力電流および燃料ガスの供給量が一定の条件下で、酸化ガス流量を段階的に増加させつつ、位相差θを繰り返し測定した結果の一例を示す説明図である。このように、出力電流を一定とすることで生成水量が一定である条件下で酸化ガス流量を増加させると、酸化ガス流量の増加に伴って酸化ガスによる燃料電池１５からの水分持ち去り量が増加するため、燃料電池１５では乾燥化が進行する。図５Ｂでは、時間ｔ１ｂ、ｔ２ｂ、ｔ３ｂ、ｔ４ｂ、ｔ５ｂ、ｔ６ｂ、ｔ７ｂ、ｔ８ｂにおいて、酸化ガス流量を段階的に増加させた。酸化ガス流量を増加させた直後には、酸化ガス流量が一定であるときの位相差θの測定周期当たりの変化量に比べて大きな変化量で、位相差θの値が上昇した。そして、時間ｔ４ｂ以前では、位相差θの値は全体として増加傾向を示すが、時間ｔ４ｂ以後では、位相差θの値は全体としてほとんど増加傾向を示さなくなった。なお、図５Ｂでは、時間ｔ１ｂ、ｔ２ｂ、ｔ３ｂ、ｔ４ｂ、ｔ５ｂ、ｔ６ｂ、ｔ７ｂ、ｔ８ｂにおける位相差θの変化量を、上向き矢印を付して示している。
上記のように、酸化ガス流量が急激に増加した直後には、酸化ガス流量が一定であるときの位相差θの測定周期当たりの変化量よりも大きな変化量で位相差θの値が増加する。その中でも、時間ｔ４ｂの直後のように、酸化ガス流量の増加に伴う位相差θの値の増加の程度が特に大きくなるポイントの存在が認められた。図５Ｂでは、このようなポイントを破線で囲んで示している。そして、このようなポイントの前後では、燃料電池１５の湿潤状態に対する位相差θの値の反応の態様が、大きく変化することが分かった。このことは、上記ポイントを越えて乾燥化が進行すると、電解質膜の乾燥によって電荷の移動抵抗が急激に増大し、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が大きく変化するためと考えられる。本実施形態では、このように乾燥化が進行して、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が成立しなくなった状態を、「乾燥過剰状態」と呼ぶ。図５Ｂとは異なり、酸化ガス流量が徐々に増加して乾燥化が徐々に進行する場合であっても、やがて、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が大きく変化する乾燥過剰状態になると考えられる。しかしながら、このような場合には、徐々に乾燥過剰状態に至ったことを、位相差θの変化量が大きくなることによって認識することは困難である。図５Ｂに示すように、燃料電池１５において乾燥化がある程度進行した状態で酸化ガス流量が大きく増加して、上記した乾燥過剰状態に至ると、位相差θの値の変化量、具体的には増加量が、特に大きくなる。したがって、酸化ガス流量が大きく増加したときに、位相差θの値の大きな増加が認められれば、位相差θの値と湿潤状態との間に成立していた相関関係が成立しなくなる乾燥過剰状態になったと推定できる。
このように、本願発明者は、燃料電池１５において湿潤化がある程度進行した状態で酸化ガス流量が大きく減少することにより湿潤過剰状態になるとき、あるいは、燃料電池１５において乾燥化がある程度進行した状態で酸化ガス流量が大きく増加することにより乾燥過剰状態になるときに、位相差θの値が特に大きく変化することを、新たな知見として見出した。湿潤過剰状態および乾燥過剰状態を併せて、湿潤不良状態とも呼ぶ。湿潤不良状態には該当しない状態は、湿潤良好状態とも呼ぶ。燃料電池１５において湿潤不良となる場合は、酸化ガス流量が大きく増減する場合以外にも考えられるため、以下に説明する。
図６は、燃料電池１５において想定される運転状態の例を示す説明図である。図６では、燃料電池１５の運転状態の例として、運転状態１－３を示している。ここでは、燃料電池１５における湿潤状態の変動要因として、燃料ガスと酸化ガスのうちの少なくとも一方である反応ガスの流量（以下、単にガス流量とも呼ぶ）と、ストイキ比と、出力電流と、が示されている。
運転状態１は、ストイキ比が一定、あるいは一定の範囲に保たれる運転状態であり、燃料電池１５の出力電流が変動すると共に、出力電流の変動に応じて上記ストイキ比が保たれるように反応ガスのガス流量が変動する運転状態である。本実施形態の燃料電池システム１０では、通常の運転状態においては、この運転状態１が採用されて、ストイキ比は１以上に設定される。運転状態１では、燃料電池１５に対する負荷要求の変動に対応して出力電流が変動する。そして、所望の電流を出力可能となるように、負荷要求の変動に応じてガス流量も変動する。ガス流量に関しては、燃料ガス流量と酸化ガス流量の双方を負荷要求に応じて変動させてもよく、一方の反応ガス流量は変動を抑えた状態として、主として他方の反応ガスの流量を、出力電流に応じて変動させてもよい。
運転状態１においては、ガス流量の急増時は、出力電流の急増時でもある。このようなときには、ガス流量の増加によって燃料電池１５からの水分持ち去り量が増加すると共に、出力電流の増加によって生成水量が増加する。また、運転状態１においては、ガス流量の急減時は、出力電流の急減時でもある。このようなときには、ガス流量の減少によって燃料電池１５からの水分持ち去り量が減少すると共に、出力電流の減少によって生成水量が減少する。そのため、運転状態１においては、ガス流量の急増時および急減時、並びに、出力電流の急増時および急減時のいずれにおいても、燃料電池１５内部が乾燥過剰状態になる場合もあり、湿潤過剰状態になる場合もある。すなわち、ガス流量や出力電流の大きさ、ガス流量や出力電流の変化の速度、あるいは燃料電池１５の温度等の種々の要因によって、乾燥過剰状態になる場合もあり、湿潤過剰状態になる場合もある。
運転状態２は、燃料電池１５の出力電流が一定、あるいは一定の範囲に保たれる状態において、何らかの原因によりガス流量が変動して、その結果ストイキ比も変動する運転状態である。ガス流量に関しては、燃料ガス流量と酸化ガス流量の双方が変動する場合もあり、一方の反応ガス流量は変動を抑えた状態で、主として他方の反応ガスの流量が変動する場合もある。既述した図５Ａおよび図５Ｂに示した結果は、この運転状態２を模して、変動する反応ガスを酸化ガスとして運転制御を実行した結果である。
運転状態２において、ガス流量急増時は、ストイキ比の急増時でもある。このようなときには、生成水量に対して、燃料電池１５からの水分持ち去り量が増加することにより、燃料電池１５は乾燥過剰状態になり易い。また、運転状態２において、ガス流量急減時は、ストイキ比の急減時でもある。このようなときには、生成水量に対して、燃料電池１５からの水分持ち去り量が減少することにより、燃料電池１５は湿潤過剰状態になり易い。
運転状態３は、燃料電池１５に供給されるガス流量が一定、あるいは一定の範囲に保たれる状態において、何らかの原因により出力電流が変動して、その結果ストイキ比も変動する運転状態である。
運転状態３においては、出力電流の急増時は、ストイキ比の急減時でもある。このようなときには、燃料電池１５からの水分持ち去り量に対して、生成水量が増加することにより、湿潤過剰状態になり易い。また、運転状態３においては、出力電流の急減時は、ストイキ比の急増時でもある。このようなときには、燃料電池１５からの水分持ち去り量に対して、生成水量が減少することにより、燃料電池１５は乾燥過剰状態になり易い。
上記のように、燃料電池１５は、種々の運転状態を採用可能であるが、いずれの場合であっても、湿潤化がある程度進行した状態でさらに湿潤化が急激に進行して湿潤過剰状態になるとき、あるいは、乾燥化がある程度進行した状態でさらに乾燥化が急激に進行して乾燥過剰状態になるときには、図５Ａおよび図５Ｂに示したように、位相差θの値が特に大きく変化すると考えられる。そのため、本実施形態では、燃料電池１５の湿潤状態が急激に変化すると考えられる条件、すなわち、ガス流量、ストイキ比、出力電流のうちの少なくともいずれか一つのパラメータの値が大きく変化したときに、位相差θの値の変化量が予め定めた基準値以上となった場合に、燃料電池の湿潤状態が湿潤不良状態になったと推定している。以下では、このような湿潤不良状態の推定方法について、詳しく説明する。
（Ａ－３）燃料電池の湿潤不良状態を推定する動作：
図７は、燃料電池１５の発電時に制御部５０のＣＰＵで繰り返し実行される湿潤不良推定処理ルーチンを表わすフローチャートである。
本ルーチンが起動されると、制御部５０のＣＰＵは、燃料電池１５の運転条件が変化したか否かを判定する（ステップＳ１００）。具体的には、燃料電池１５に供給される反応ガス（燃料ガスと酸化ガスとのうちの少なくとも一方）の流量、反応ガスにおけるストイキ比、および、燃料電池１５の出力電流、のうちの少なくともいずれか一つのパラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたか否かを判断する。なお、本実施形態では、燃料電池１５の出力電流は交流成分を含むため、上記したパラメータとしての出力電流は、燃料電池１５の出力電流の直流成分とすればよい。
ここで、ステップＳ１００の判断は、上記した各パラメータの値の変化の程度が、位相差θの値の変化量によって推定可能な湿潤不良を燃料電池１５において引き起こし得る程度に急激な変化であるか否かを判断するためのものである。そのため、ステップＳ１００では、予め定めた第１測定期間の前後における、上記した各パラメータの値の変化量を用いて、各パラメータの値の変化の程度が基準を超えたか否かを判断している。第１測定期間は、各パラメータの値の変化が急激であるか否かを判定するために設定されるものであり、例えば、燃料電池１５から取り出す電流に重畳する交流信号における１周期の時間以上とすることができる。また、第１測定期間は、例えば、１０秒以下とすることができ、５秒以下とすることが好ましく、１秒以下とすることがより好ましい。
ステップＳ１００において、例えば、上記第１測定期間における各パラメータの値の変化量が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、上記した各パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断することができる。例えば、上記パラメータがストイキ比である場合に、上記第１測定期間におけるストイキ比の値の変化量が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、パラメータ値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断することができる。
このとき、パラメータ基準値は、湿潤化が進行する場合と乾燥化が進行する場合とで、同じ値を用いてもよく、異なる値を用いてもよい。上記パラメータがストイキ比であって、ストイキ比が増加傾向にある場合、すなわち、乾燥化が進行する傾向にある場合のパラメータ基準値は、例えば０．５を設定することができる。そして、上記パラメータがストイキ比であって、ストイキ比が減少傾向にある場合、すなわち、湿潤化が進行する傾向にある場合のパラメータ基準値は、例えば０．０２を設定することができる。本実施形態のように、燃料電池１５から取り出す電流に低周波数の交流信号を重畳する場合には、燃料電池１５内が湿潤過剰になる際に、燃料電池１５内の水分量に対して位相差θが、より敏感に反応する。そのため、湿潤化が進行する際に用いるパラメータ基準値として、より小さな値を設定することができる。
あるいは、ステップＳ１００において、上記第１測定期間における各パラメータの値の変化量の、第１測定期間の開始時におけるパラメータの値に対する割合が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、上記した各パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断することができる。例えば、上記パラメータが出力電流である場合に、上記第１測定期間における出力電流の変化量の、第１測定期間の開始時における出力電流の値に対する割合が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、パラメータ値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断することができる。パラメータが出力電流であるときのこのようなパラメータ基準値は、例えば、１０％とすることができる。
ステップＳ１００において上記した各パラメータ値の変化量を検出する際に、パラメータが燃料ガス流量である場合には、燃料ガスの流量は、例えば、燃料ガスの流路に流量センサを設けて実測してもよく、あるいは、水素ポンプ４４の駆動量を用いて導出してもよい。また、パラメータが酸化ガス流量である場合には、酸化ガスの流量は、例えば、酸化ガスの流路に流量センサを設けて実測してもよく、あるいは、エアコンプレッサ３１の駆動量から導出してもよい。パラメータが出力電流である場合には、出力電流は、指令信号生成部５１が生成した指令信号から導出してもよく、実測値から導出してもよい。出力電流を実測値から導出する場合には、電流センサ６３の検出値から抽出される直流成分に基づいて導出することができる。パラメータがストイキ比の場合には、ストイキ比は、上記のように導出した出力電流から算出される理論的に必要なガス流量と、上記のように導出した反応ガスの流量と、を用いて算出することができる。
ステップＳ１００において、制御部５０のＣＰＵは、運転条件が変化していないと判断したときには（ステップＳ１００：ＮＯ）本ルーチンを終了し、運転条件が変化したと判断したときには（ステップＳ１００：ＹＥＳ）、運転条件が変化した直後の位相差θの変化量Δθ（以後、位相差変化量Δθとも呼ぶ）を導出する（ステップＳ１１０）。具体的には、運転条件が変化した直後の、第２測定期間における位相差θの値の変化量を導出する。すなわち、ステップＳ１１０では、ステップＳ１００で運転条件が変化したと判断した直後に測定された出力電流値および出力電圧値から交流成分を抽出して、位相差θ１を導出する。また、上記位相差θ１を導出するための測定のタイミングから予め定めた第２測定期間が経過したタイミングで測定された出力電流値および出力電圧値から交流成分を抽出して、位相差θ２を導出する。そして、運転条件が変化した直後の位相差変化量Δθとして、位相差θ１と位相差θ２との差が算出される。このようなステップＳ１１０の動作は、制御部５０における既述した位相差導出部５４が実行する（図１参照）。
ステップＳ１１０では、ステップＳ１００の運転条件の変化に起因する位相差θの変化の大きさによって、燃料電池１５が湿潤不良状態になったか否かを判定するために、位相差変化量Δθを導出している。そのため、位相差変化量Δθを導出するタイミングである、「ステップＳ１００において運転条件が変化した直後」とは、「運転条件が変化した後、運転条件の変化による影響が位相差θの値の変化量に表われるまでの時間」が経過した後であることを示す。このような、運転条件が変化した後、運転条件の変化による影響が位相差θの値の変化量に表われるまでの時間は、例えば、ステップＳ１００において出力電流に基づいて運転条件の変化を判断する場合には、燃料電池１５から取り出す電流に重畳する交流信号における１周期の時間とすることができる。また、ステップＳ１００においてガス流量に基づいて運転条件の変化を判断する際には、検出対象である反応ガスの配管が長く、ガス流量の変化が検知されてから、燃料電池１５に供給されるガス流量が実際に変化するまでに時間を要する場合がある。このような場合には、上記時間は、ガス流量の変化が燃料電池１５に伝わるまでの時間を予め実験的に測定し、測定結果の時間を、例えば上記した燃料電池１５から取り出す電流に重畳する交流信号における１周期の時間に加算した時間とすることができる。このようにして、「運転条件が変化した直後」のタイミングを設定すればよい。
ステップＳ１１０では、位相差変化量Δθを求めるために、ステップＳ１００において運転条件が変化した直後に、既述した位相差θ１を導出し、その後、さらに第２測定期間が経過した後に、位相差θ２を導出する。本実施形態の制御部５０は、特定の頻度で、電流センサ６３および電圧センサ６４を用いて出力電流値および出力電圧値を測定して（以下、サンプリングとも呼ぶ）、交流成分を抽出することによってインピーダンスをモニタリングしている。上記した出力電流値および出力電圧値を測定する頻度を、サンプリング周波数とも呼び、出力電流値および出力電圧値を繰り返し測定する時間間隔を、サンプリング周期とも呼ぶ。上記サンプリング周期は、少なくとも、燃料電池１５から取り出す電流に重畳する交流信号の１周期以上であればよい。交流信号の周期は、燃料電池１５から取り出す電流に重畳する交流信号の周波数が１－１００Ｈｚであれば、１０－１０００ｍｓであり、例えば交流信号の周波数が２０Ｈｚであれば５０ｍｓである。本実施形態の燃料電池システム１０では、このようなサンプリングから得られる交流成分を利用して、位相差変化量Δθを算出している。そのため、位相差θ１の導出と位相差θ２の導出とを行なう時間間隔である第２測定期間は、上記したサンプリング周期の整数倍であればよい。また、第２測定期間は、例えば、１０秒以下とすることができ、５秒以下とすることが好ましく、１秒以下とすることがより好ましい。
ステップＳ１１０において位相差変化量Δθを導出すると、制御部５０のＣＰＵは、位相差変化量Δθの絶対値が、位相差基準値α以上であるか否かを判定する（ステップＳ１２０）。この位相差基準値αは、ステップＳ１００で判定した運転条件変化によって、図５Ａの時間ｔ４ａや図５Ｂの時間ｔ４ｂのように湿潤不良状態が引き起こされたか否かを、位相差変化量Δθの絶対値によって判断するために、予め定められた値である。制御部５０のＣＰＵは、位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値αよりも大きい場合には（ステップＳ１２０：ＹＥＳ）、燃料電池１５が湿潤不良状態であると推定して（ステップＳ１３０）、本ルーチンを終了する。そして、位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値α以下である場合には（ステップＳ１２０：ＮＯ）、燃料電池１５が湿潤良好状態であると推定して（ステップＳ１４０）、本ルーチンを終了する。このようなステップＳ１２０－Ｓ１４０の動作は、制御部５０における既述した第１推定部５５が実行する（図１参照）。
上記した位相差基準値αは、例えば、用いる燃料電池１５に応じて、予め実験を行なって設定することができる。位相差基準値αの設定方法を、以下に説明する。燃料電池１５の運転状態を種々変更すると、燃料電池１５が湿潤不良状態になる場合がある。例えば、反応ガスの流量を抑えて発電を継続したり、比較的高いレベルの出力電流で発電を継続したりする場合には、燃料電池１５の含水量が次第に増加して湿潤過剰状態になる場合がある。燃料電池１５が湿潤過剰などの湿潤不良状態になったか否かは、燃料電池１５における出力特性が変化したか否かにより知ることができる。具体的には、燃料電池１５は、湿潤状態が良好であるときには、出力電流と出力電圧とが良く対応して、一定の出力特性を示すが、燃料電池１５が湿潤不良状態になると、出力電流値に対する出力電圧値の値が低下する。そこで、上記のように燃料電池１５の含水量が増加傾向にあって湿潤不良状態になる前の状態、すなわち、出力特性が変化して出力電流値に対する出力電圧値が低下する前の状態となる運転条件を求めて、湿潤過剰状態になる前の状態を再現することができる。このような湿潤過剰状態になる前の状態で、図５Ａに示したように段階的にいずれかの反応ガスの流量を減少させて、あるいは、段階的に出力電流を増加させて、湿潤化をさらに進行させつつ位相差θを求めることにより、図５Ａの時間ｔ４ａのように、位相差θおよび位相差変化量Δθの傾向が変わるときの位相差変化量Δθの値を求めることができる。
また、燃料電池１５の運転状態を種々変更する際に、例えば、比較的高いレベルの流量で反応ガスの供給を継続したり、出力電流を抑えて発電を継続したりする場合には、燃料電池１５の含水量が次第に減少して乾燥過剰状態になる場合がある。そこで、上記のように燃料電池１５の含水量が減少傾向にあって湿潤不良状態になる前の状態、すなわち、出力特性が変化して出力電流値に対する出力電圧値が低下する前の状態となる運転条件を求めて、乾燥過剰状態になる前の状態を再現することができる。このような乾燥過剰状態になる前の状態で、図５Ｂに示したように段階的にいずれかの反応ガスの流量を増加させて、あるいは、段階的に出力電流を減少させて、乾燥化をさらに進行させつつ位相差θを求めることにより、図５Ｂの時間ｔ４ｂのように、位相差θおよび位相差変化量Δθの傾向が変わるときの位相差変化量Δθの値を求めることができる。
このような実験を複数回行なって、位相差変化量Δθの傾向が変わるときの位相差変化量Δθの値を求め、例えば、これらの位相差変化量Δθの平均値の絶対値、あるいは、これらの位相差変化量Δθの絶対値の最小値を、位相差基準値αとして採用すればよい。なお、燃料電池１５の温度によって、湿潤不良状態になるときの位相差変化量Δθの絶対値の大きさが変わる場合には、燃料電池温度に応じて、異なる位相差基準値αを設定してもよい。この場合には、例えば、燃料電池温度と位相差基準値αとの関係を予めマップとして制御部５０内のメモリに記憶しておけばよい。そして、ステップＳ１２０では、燃料電池１５の温度を測定すると共に、上記マップを参照することにより、燃料電池温度に応じた位相差基準値αを選択すればよい。燃料電池１５の温度は、例えば、燃料電池１５から排出される冷媒温度を測定することにより求めることができる。
以上のように構成された本実施形態の燃料電池システム１０によれば、燃料電池１５の運転条件が変化した直後に、位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値αを越えることにより、燃料電池１５が湿潤不良状態になったと推定することができる。したがって、燃料電池１５の湿潤状態が不良になって、位相差θと湿潤状態との間に相関関係が成立しなくなる場合であっても、位相差変化量Δθを利用して、燃料電池１５が湿潤不良状態になったと推定することができる。
Ｂ．第２実施形態：
第１実施形態では、位相差変化量Δθの絶対値を用いて、燃料電池１５が湿潤不良状態になったことを推定しているが、さらに、湿潤不良状態が湿潤過剰状態であるか乾燥過剰状態であるかを推定してもよい。このような構成を、第２実施形態として説明する。第２実施形態の燃料電池システム１０は、第１実施形態と同様の構成を有するため、共通する部分については同じ参照番号を付して詳しい説明を省略する。
図８は、燃料電池１５の発電時に制御部５０のＣＰＵで繰り返し実行される湿潤不良推定処理ルーチンを表わすフローチャートである。図８において、図７の湿潤不良推定処理ルーチンと共通する工程には同じステップ番号を付して、詳しい説明を省略する。
本ルーチンが起動されると、制御部５０のＣＰＵは、図７と同様にして、燃料電池１５の運転条件が変化したか否かを判定する（ステップＳ１００）。そして、ステップＳ１００において運転条件が変化したと判断したときには（ステップＳ１００：ＹＥＳ）、制御部５０のＣＰＵは、運転条件が変化した直後の位相差変化量Δθを導出する（ステップＳ１１０）。
ステップＳ１１０の後、制御部５０のＣＰＵは、ステップＳ１１０で導出した位相差変化量Δθが、０未満であるか否かを判断する（ステップＳ１１５）。位相差変化量Δθが０未満、すなわち、位相差θの値が減少傾向のときには、燃料電池１５は湿潤化しつつあるといえる。また、位相差変化量Δθが０より大きい、すなわち、位相差θの値が増加傾向のときには、燃料電池１５は乾燥化しつつあるといえる。位相差変化量Δθが０未満である場合には（ステップＳ１１５：ＹＥＳ）、制御部５０のＣＰＵは、位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値βよりも大きいか否かを判断する（ステップＳ１２２）。この位相差基準値βは、第１実施形態の位相差基準値αと同様に、運転条件の変化時に湿潤不良状態（湿潤過剰状態）が引き起こされたか否かを、位相差変化量Δθの絶対値によって判断するために、予め定められた値である。位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値βよりも大きい場合には（ステップＳ１２２：ＹＥＳ）、制御部５０のＣＰＵは、燃料電池１５の湿潤状態が湿潤過剰状態になったと推定して（ステップＳ１３２）、本ルーチンを終了する。
ステップＳ１１５において、位相差変化量Δθが０以上である場合には（ステップＳ１１５：ＮＯ）、制御部５０のＣＰＵは、位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値γよりも大きいか否かを判断する（ステップＳ１２４）。この位相差基準値γは、第１実施形態の位相差基準値αと同様に、運転条件の変化時に湿潤不良状態（乾燥過剰状態）が引き起こされたか否かを、位相差変化量Δθの絶対値によって判断するために、予め定められた値である。位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値γよりも大きい場合には（ステップＳ１２４：ＹＥＳ）、制御部５０のＣＰＵは、燃料電池１５の湿潤状態が乾燥過剰状態であると推定して（ステップＳ１３４）、本ルーチンを終了する。
ステップＳ１２２において位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値β以下である場合（ステップＳ１２２：ＮＯ）、あるいは、ステップＳ１２４において位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値γ以下である場合には（ステップＳ１２４：ＮＯ）、制御部５０のＣＰＵは、燃料電池１５は湿潤良好状態であると推定して（ステップＳ１４０）、本ルーチンを終了する。
ステップＳ１２２で用いる位相差基準値β、およびステップＳ１２４で用いる位相差基準値γは、第１実施形態における位相差基準値αと同様にして設定することができる。すなわち、位相差基準値βは、燃料電池１５が湿潤過剰状態になる前の状態で、段階的にいずれかの反応ガスの流量を減少させて、あるいは、段階的に出力電流を増加させて、湿潤化をさらに進行させつつ位相差θを求めることにより、位相差θおよび位相差変化量Δθの変化の傾向が変わるときの位相差変化量Δθの値として設定することができる。また、位相差基準値γは、燃料電池１５が乾燥過剰状態になる前の状態で、段階的にいずれかの反応ガスの流量を増加させて、あるいは、段階的に出力電流を減少させて、乾燥化をさらに進行させつつ位相差θを求めることにより、位相差θおよび位相差変化量Δθの変化の傾向が変わるときの位相差変化量Δθの値として設定することができる。
このような構成とすれば、第１実施形態と同様の効果が得られることに加えて、さらに、湿潤不良状態であるときに、湿潤過剰状態であるのか乾燥過剰状態であるのかを判別することができる。このとき、位相差基準値βと位相差基準値γとを別々に設定しているため、湿潤過剰状態と乾燥過剰状態との双方に係る判断を、より適切に行なうことが可能になる。位相差基準値βと位相差基準値γとは、同じ値を設定してもよい。
第２実施形態では、第１実施形態と同様に、位相差変化量Δθの絶対値を用いて、燃料電池１５が湿潤不良状態であるか否かを判断している。すなわち、位相差変化量Δθの絶対値と位相差基準値とを比較している。ただし、上記した「位相差変化量Δθの絶対値を用いた判断」とは、第２実施形態として説明した判断と同じ結果が得られる判断であれば、符号を有する位相差変化量Δθの値と、このような位相差変化量Δθの値に対応して設定された位相差基準値とを比較する判断を含むものとする。具体的には、例えば、図８において、ステップＳ１１５、ステップＳ１２２、およびステップＳ１２４の動作を、以下のように変更することができる。すなわち、ステップＳ１１０で導出した位相差変化量Δθの値が－β未満の場合には湿潤過剰状態と判断し、位相差変化量Δθの値が－β以上かつγ以下のときには湿潤良好状態と判断し、位相差変化量Δθの値がγよりも大きい場合には乾燥過剰状態と判断してもよい。なお、ここでは、第２実施形態の位相差基準値βの値を「β」と表わし、位相差基準値γの値を「γ」と表わしている。
また、第２実施形態のように、湿潤不良状態であるときに湿潤過剰状態と乾燥過剰状態とを判別する場合には、図７のステップＳ１２０において位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値αよりも大きいと判断した後に、位相差変化量Δθの値の正負を判定してもよい。位相差変化量Δθの値が負であれば、湿潤過剰状態と判断することができ、位相差変化量Δθの値が正であれば、乾燥過剰状態であると判断することができる。
Ｃ．第３実施形態：
図９は、第３実施形態としての燃料電池システム１１０の概略構成を表わす説明図である。燃料電池システム１１０は、第１実施形態の燃料電池システム１０に類似する構成を有するため、共通する部分には同じ参照番号を付して詳しい説明を省略し、異なる部分について以下に説明する。第３実施形態では、燃料電池１５が湿潤不良状態であると推定されたときに、湿潤不良状態を解消するための制御を行なう。
燃料電池システム１１０が備える制御部５０は、機能ブロックとして、さらにガス制御部５７および出力制御部５８を備える。ガス制御部５７は、反応ガス供給部（燃料ガス供給部２０および酸化ガス供給部３０）を制御することにより、反応ガスの供給状態を制御する。ガス制御部５７は、燃料ガスの供給量を増加又は減少させるための駆動信号を、可変調圧弁４２と水素ポンプ４４とのうちの少なくとも一方に出力する。また、ガス制御部５７は、酸化ガスの供給量を増加または減少させるための駆動信号を、エアコンプレッサ３１に出力する。出力制御部５８は、燃料電池１５の出力電流を制御するものであり、燃料電池１５の出力電流を、負荷要求に基づいて設定される出力電流よりも増加あるいは減少させるための指示信号を、目標出力決定部５３に出力する。
図１０は、燃料電池１５の発電時に制御部５０のＣＰＵで繰り返し実行される湿潤不良推定処理ルーチンを表わすフローチャートである。図１０において、図７の湿潤不良推定処理ルーチンと共通する工程には同じステップ番号を付して、詳しい説明を省略する。
本ルーチンが起動されると、制御部５０のＣＰＵは、図７と同様にして、燃料電池１５の運転条件が変化したか否かを判定する（ステップＳ１００）。そして、ステップＳ１００において運転条件が変化したと判断したときには（ステップＳ１００：ＹＥＳ）、制御部５０のＣＰＵは、運転条件が変化した直後の位相差変化量Δθを導出する（ステップＳ１１０）。そして、位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値α以上であるか否かを判定する（ステップＳ１２０）。
制御部５０のＣＰＵは、位相差変化量Δθの絶対値が位相差基準値αよりも大きい場合には（ステップＳ１２０：ＹＥＳ）、ステップＳ１１０で導出した位相差変化量Δθが、０未満であるか否かを判断する（ステップＳ１２５）。位相差変化量Δθが０未満である場合には（ステップＳ１２５：ＹＥＳ）、制御部５０のＣＰＵは、燃料電池１５の湿潤状態が湿潤過剰状態であると推定して乾燥化処理を実行し（ステップＳ１６０）、本ルーチンを終了する。
ステップＳ１２５において、位相差変化量Δθが０以上である場合には（ステップＳ１２５：ＮＯ）、制御部５０のＣＰＵは、燃料電池１５の湿潤状態が乾燥過剰状態であると推定して湿潤化処理を実行し（ステップＳ１７０）、本ルーチンを終了する。ステップＳ１２５の動作は、制御部５０における第１推定部５５が実行し、ステップＳ１６０およびステップＳ１７０の動作は、ガス制御部５７あるいは出力制御部５８が実行する（図９参照）。
ステップＳ１６０で実行される乾燥化処理は、ガス制御部５７が可変調圧弁４２と水素ポンプ４４とのうちの少なくとも一方を駆動して燃料ガスの供給量を増加させる動作と、ガス制御部５７が可変調圧弁４２と水素ポンプ４４とのうちの少なくとも一方を駆動して燃料ガスのストイキ比を増加させる動作と、ガス制御部５７がエアコンプレッサ３１を駆動して酸化ガスの供給量を増加させる動作と、ガス制御部５７がエアコンプレッサ３１を駆動して酸化ガスのストイキ比を増加させる動作と、出力制御部５８が燃料電池１５の出力電流を減少させる動作と、のうちの少なくともいずれか一つを実行する処理である。
燃料ガスや酸化ガスの供給量を増加させることにより、これらの反応ガスによる水分持ち去り量が増加するため、燃料電池１５の湿潤化を抑えることができる。燃料ガスや酸化ガスのストイキ比を増加させることにより、発電により生じる生成水量に対して、反応ガスによる水分持ち去り量が増加するため、燃料電池１５の湿潤化を抑えることができる。出力電流を減少させることにより、生成水量が減少するため、燃料電池１５の湿潤化を抑えることができる。
このように、反応ガスによる水分持ち去り量が増加すること、および生成水量が減少すること、のうちの少なくともいずれか一つが実現されることにより、湿潤化が抑制される。その結果、湿潤過剰状態から湿潤良好状態への復帰が可能になる。なお、出力電流を減少させる場合には、負荷要求を満たすために不足する電力は、例えば、燃料電池システム１１０が備える図示しないバッテリから供給すればよい。
ステップＳ１７０で実行される湿潤化処理は、ガス制御部５７が可変調圧弁４２と水素ポンプ４４とのうちの少なくとも一方を駆動して燃料ガスの供給量を減少させる動作と、ガス制御部５７が可変調圧弁４２と水素ポンプ４４とのうちの少なくとも一方を駆動して燃料ガスのストイキ比を減少させる動作と、ガス制御部５７がエアコンプレッサ３１を駆動して酸化ガスの供給量を減少させる動作と、ガス制御部５７がエアコンプレッサ３１を駆動して酸化ガスのストイキ比を減少させる動作と、出力制御部５８が燃料電池１５の出力電流を増加させる動作と、のうちの少なくともいずれか一つを実行する処理である。
燃料ガスや酸化ガスの供給量を減少させることにより、これらの反応ガスによる水分持ち去り量が減少するため、燃料電池１５を湿潤化することができる。燃料ガスや酸化ガスのストイキ比を減少させることにより、発電により生じる生成水量に対して、反応ガスによる水分持ち去り量が減少するため、燃料電池１５を湿潤化することができる。出力電流を増加させることにより、生成水量が増加するため、燃料電池１５を湿潤化することができる。
このように、反応ガスによる水分持ち去り量が減少すること、および生成水量が増加すること、のうちの少なくともいずれか一つが実現されることにより、湿潤化が促進される。その結果、乾燥過剰状態から湿潤良好状態への復帰が可能になる。なお、出力電流を増加させる場合には、負荷要求に対して過剰になる電力は、例えば、燃料電池システム１１０が備える図示しないバッテリに充電すればよい。
以上のような構成とすれば、第１実施形態および第２実施形態と同様の効果が得られることに加えて、さらに、湿潤過剰状態や乾燥過剰状態を解消して、燃料電池１５を湿潤良好状態に復帰させることが可能になるという効果が得られる。湿潤良好状態に復帰すると、燃料電池１５は再び、位相差θの値と湿潤状態との間に相関関係が成立する状態となる。
ステップＳ１６０で実行する乾燥化処理、および、ステップＳ１７０で実行する湿潤化処理において、既述した複数の動作のうちのいずれの動作を行なうのかは、予め実行すべき動作を設定しておいてもよい。また、湿潤過剰状態や乾燥過剰状態であると判断されたときに、燃料電池システム１１０の運転状態等に応じて、採用する動作を適宜選択してもよい。
図１０の湿潤不良推定処理におけるステップＳ１６０の乾燥化処理、および、ステップＳ１７０の湿潤化処理として、既述した説明とは異なる処理を行なうことも可能である。例えば、乾燥化処理では、制御部５０のガス制御部５７が、酸化ガス排出管３３に設けた背圧弁３９の開度を増加させて酸化ガスの背圧を低下させることとしてもよい。これにより、酸化ガスによる水分持ち去り量が増加するため、燃料電池１５の湿潤化を抑えることができる。また、湿潤化処理では、ガス制御部５７が、背圧弁３９の開度を減少させて酸化ガスの背圧を上昇させることとしてもよい。これにより、酸化ガスによる水分持ち去り量が減少するため、燃料電池１５を湿潤化することができる。あるいは、燃料電池１５からアノードオフガスが排出される燃料ガス排気管に背圧弁を設け、ガス制御部５７によって上記背圧弁の開度を制御可能としてもよい。この場合には、乾燥化処理および湿潤化処理として、背圧弁３９に関して記載した制御と同様の制御を行なえばよい。
また、酸化ガス供給管３２において加湿器を設け、燃料電池１５への供給に先立って酸化ガスを加湿してもよい。あるいは、燃料ガス供給管２２あるいは燃料ガス還流管２４において、気液分離器４５の下流側に加湿器を設け、燃料電池１５への供給に先立って燃料ガスを加湿してもよい。この場合には、ステップＳ１６０の乾燥化処理として、酸化ガスと燃料ガスとのうちの少なくとも一方における加湿量を減少させる制御を行なえばよい。そして、ステップＳ１７０の湿潤化処理として、酸化ガスと燃料ガスとのうちの少なくとも一方における加湿量を増加させる制御を行なえばよい。
なお、第３実施形態では、図７に示した第１実施形態の湿潤不良推定処理と同様の処理において、ステップＳ１２０で燃料電池１５が湿潤不良状態であると推定されたときに、さらに、位相差変化量Δθの値の正負の別により、湿潤過剰状態と乾燥過剰状態とを判別しているが、異なる構成としてもよい。例えば、図８に示した第２実施形態の湿潤不良推定処理において、ステップＳ１３２で湿潤過剰状態と判断したときに乾燥化処理を実行し、ステップＳ１３４で乾燥過剰状態と判断したときに湿潤化処理を実行することとしてもよい。
Ｄ．他の実施形態：
（Ｄ１）上記各実施形態では、ステップＳ１００で運転条件が変化したと判定されたときに位相差変化量Δθを導出しているが、異なる構成としてもよい。例えば、運転条件が変化したと判定されるとき以外にも、位相差変化量Δθの導出を常に繰り返し実行することとしてもよい。
（Ｄ２）上記各実施形態の燃料電池システムにおいて、制御部５０は、さらに、位相差θの値に基づいて燃料電池１５の湿潤状態を推定する推定部を備えていてもよい。このような構成の一例を以下に説明する。
図１１は、他の実施形態としての燃料電池システム２１０の概略構成を表わす説明図である。燃料電池システム２１０は、第１実施形態の燃料電池システム１０と同様の構成を有しており、制御部５０は、さらに、機能ブロックとして第２推定部８０および記憶部８２を備える。第１実施形態と共通する部分には同じ参照番号を付して詳しい説明を省略する。なお、第２推定部８０および記憶部８２を備える構成は、図９の燃料電池システム１１０に適用してもよい。
記憶部８２は、燃料電池１５が湿潤良好状態であるときの位相差θの値と燃料電池１５内の水分量との関係を記憶するメモリである。燃料電池１５が湿潤良好状態であるときの位相差θの値と燃料電池１５内の水分量との関係は、例えば、図３に示すような位相差θの値と燃料電池１５の含水量との関係を予め実験的に調べた結果を表わすマップとすることができる。燃料電池システム２１０の制御部５０では、既述したいずれかの実施形態と同様の湿潤不良推定処理が実行されるが、ステップＳ１００で運転条件が変化したと判定されるとき以外であっても、位相差導出部５４は、繰り返し位相差θを導出する。第２推定部８０は、湿潤良好状態であると推定されるときには、位相差導出部５４が導出した位相差θの値を用いて、記憶部８２が記憶する上記マップを参照しつつ、燃料電池１５の湿潤状態を推定する動作を繰り返し実行する。このような構成とすれば、湿潤良好状態の間は、位相差θの値を用いて燃料電池１５の湿潤状態を把握することが可能になる。なお、記憶部８２が記憶する既述した関係は、上記したマップに限定されず、例えば、燃料電池１５が湿潤良好状態であるときの位相差θの値と燃料電池１５内の水分量との関係を近似式で表わした関数としてもよい。
本発明は、上述の実施形態に限られるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲において種々の構成で実現することができる。例えば、発明の概要の欄に記載した各形態中の技術的特徴に対応する実施形態の技術的特徴は、上述の課題の一部又は全部を解決するために、あるいは、上述の効果の一部又は全部を達成するために、適宜、差し替えや、組み合わせを行うことが可能である。また、その技術的特徴が本明細書中に必須なものとして説明されていなければ、適宜、削除することが可能である。
１０，１１０，２１０…燃料電池システム、１５…燃料電池、２０…燃料ガス供給部、２１…燃料ガスタンク、２２…燃料ガス供給管、２３…燃料ガス排気管、２４…燃料ガス還流管、２５…燃料ガス排出管、３０…酸化ガス供給部、３１…エアコンプレッサ、３２…酸化ガス供給管、３３…酸化ガス排出管、３９…背圧弁、４０…主止弁、４２…可変調圧弁、４４…水素ポンプ、４５…気液分離器、４６…パージ弁、５０…制御部、５１…指令信号生成部、５２…交流重畳部、５３…目標出力決定部、５４…位相差導出部、５５…第１推定部、５７…ガス制御部、５８…出力制御部、６０…電力回路、６１…ＤＣ／ＤＣコンバータ、６２…配線、６３…電流センサ、６４…電圧センサ、６５…負荷、７０…単セル、８０…第２推定部、８２…記憶部

Claims (9)

  1. 燃料電池システムであって、
    燃料電池と、
    前記燃料電池に対して、反応ガスである燃料ガスおよび酸化ガスを供給する反応ガス供給部と、
    前記燃料電池から負荷に向けて電流および電圧を取り出して、前記電流および前記電圧を制御するコンバータと、
    前記コンバータが前記燃料電池から取り出す前記電流および前記電圧の一方に、交流信号を重畳させる交流重畳部と、
    前記燃料電池の出力から交流成分を抽出し、該交流成分における交流電流に対する交流電圧の位相の遅れである位相差を導出する位相差導出部と、
    前記燃料電池に供給される反応ガスの流量、前記反応ガスにおけるストイキ比、および、前記燃料電池の出力電流、のうちの少なくともいずれか一つのパラメータの値の、予め定めた第１測定期間における変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断した直後に、予め定めた第２測定期間における前記位相差の変化量の絶対値が、予め定めた位相差基準値以上になった場合に、前記燃料電池の湿潤状態が、湿潤過剰状態あるいは乾燥過剰状態に該当する湿潤不良状態であると推定する第１推定部と、
    を備える燃料電池システム。
  2. 請求項１に記載の燃料電池システムであって、
    前記第１推定部は、前記第１測定期間における前記パラメータの値の変化量が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、前記パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断する
    燃料電池システム。
  3. 請求項１に記載の燃料電池システムであって、
    前記第１推定部は、前記第１測定期間における前記パラメータの値の変化量の、前記第１測定期間の開始時における前記パラメータの値に対する割合が、予め定めたパラメータ基準値を超えたときに、前記パラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断する
    燃料電池システム。
  4. 請求項１から請求項３までのいずれか一項に記載の燃料電池システムであって、
    前記第１推定部は、前記湿潤状態が前記湿潤不良状態であると推定する際に、前記位相差の変化量が負の値である場合には、前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定し、前記位相差の変化量が正の値である場合には、前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定する
    燃料電池システム。
  5. 請求項４に記載の燃料電池システムであって、さらに、
    前記反応ガス供給部を制御するガス制御部を備え、
    前記ガス制御部は、前記反応ガス供給部を用いて、
    前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記燃料ガスと前記酸化ガスとのうちの少なくとも一方の量を増加させ、
    前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記燃料ガスと前記酸化ガスとのうちの少なくとも一方の量を減少させる
    燃料電池システム。
  6. 請求項４に記載の燃料電池システムであって、さらに、
    前記反応ガス供給部を制御するガス制御部を備え、
    前記ガス制御部は、前記反応ガス供給部を用いて、
    前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記反応ガスのストイキ比を増加させ、
    前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定されたときには、前記燃料電池に供給する前記反応ガスのストイキ比を減少させる
    燃料電池システム。
  7. 請求項４に記載の燃料電池システムであって、さらに、
    前記燃料電池の出力電流を制御する出力制御部を備え、
    前記出力制御部は、
    前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記湿潤過剰状態であると推定されたときには、前記出力電流を減少させ、
    前記第１推定部によって前記湿潤状態が前記乾燥過剰状態であると推定されたときには、前記出力電流を増加させる
    燃料電池システム。
  8. 請求項４から請求項７までのいずれか一項に記載の燃料電池システムであって、さらに、
    前記燃料電池内の水分量と前記位相差との間の関係を記憶する記憶部と、
    前記位相差導出部が導出した前記位相差を用いて、前記記憶部に記憶された前記関係を参照することにより、前記燃料電池内の水分量を推定する第２推定部と、
    を備える燃料電池システム。
  9. 燃料電池を備える燃料電池システムにおける、前記燃料電池の湿潤状態の推定方法であって、
    前記燃料電池から負荷に向けて電流および電圧を取り出す際の、前記電流および前記電圧の一方に交流信号を重畳し、
    前記燃料電池の出力から交流成分を抽出して、該交流成分における交流電流に対する交流電圧の位相の遅れである位相差を導出し、
    前記燃料電池に供給される反応ガスの流量、前記反応ガスにおけるストイキ比、および、前記燃料電池の出力電流、のうちの少なくともいずれか一つのパラメータの値の変化の程度が、予め定めた基準を超えたと判断した直後に、前記位相差の変化量の絶対値が、予め定めた位相差基準値以上になった場合に、前記燃料電池の湿潤状態が、湿潤過剰状態あるいは乾燥過剰状態に該当する湿潤不良状態であると推定する
    前記燃料電池の湿潤状態の推定方法。
JP2018125800A 2018-07-02 2018-07-02 燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法 Active JP7074591B2 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018125800A JP7074591B2 (ja) 2018-07-02 2018-07-02 燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法
US16/456,134 US11217803B2 (en) 2018-07-02 2019-06-28 Fuel cell system and method for inferring wet state of fuel cell

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018125800A JP7074591B2 (ja) 2018-07-02 2018-07-02 燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2020004675A JP2020004675A (ja) 2020-01-09
JP7074591B2 true JP7074591B2 (ja) 2022-05-24

Family

ID=69055463

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2018125800A Active JP7074591B2 (ja) 2018-07-02 2018-07-02 燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法

Country Status (2)

Country Link
US (1) US11217803B2 (ja)
JP (1) JP7074591B2 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7363680B2 (ja) * 2020-06-24 2023-10-18 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システム

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2008103257A (ja) 2006-10-20 2008-05-01 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
JP2012054082A (ja) 2010-09-01 2012-03-15 Toyota Motor Corp 燃料電池システムおよび該燃料電池システムを搭載する移動体
JP2013045514A (ja) 2011-08-22 2013-03-04 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2014207049A (ja) 2013-04-10 2014-10-30 日産自動車株式会社 燃料電池システム
WO2015125506A1 (ja) 2014-02-19 2015-08-27 日産自動車株式会社 インピーダンス測定装置及びインピーダンス測定装置の制御方法
JP2017107771A (ja) 2015-12-10 2017-06-15 日産自動車株式会社 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5136945B2 (ja) * 2005-07-05 2013-02-06 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システム
US9917315B2 (en) * 2014-11-07 2018-03-13 Nissan Motor Co., Ltd. State determination device and method for fuel cell
KR101832685B1 (ko) * 2015-03-03 2018-02-26 닛산 지도우샤 가부시키가이샤 연료 전지 내부 상태 검출 시스템 및 상태 검출 방법

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2008103257A (ja) 2006-10-20 2008-05-01 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
JP2012054082A (ja) 2010-09-01 2012-03-15 Toyota Motor Corp 燃料電池システムおよび該燃料電池システムを搭載する移動体
JP2013045514A (ja) 2011-08-22 2013-03-04 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2014207049A (ja) 2013-04-10 2014-10-30 日産自動車株式会社 燃料電池システム
WO2015125506A1 (ja) 2014-02-19 2015-08-27 日産自動車株式会社 インピーダンス測定装置及びインピーダンス測定装置の制御方法
JP2017107771A (ja) 2015-12-10 2017-06-15 日産自動車株式会社 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP2020004675A (ja) 2020-01-09
US11217803B2 (en) 2022-01-04
US20200006792A1 (en) 2020-01-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4807000B2 (ja) 性能劣化判定装置及びその方法
JP4753164B2 (ja) 燃料電池システム
KR100985164B1 (ko) 연료전지 시스템 및 연료전지 시스템의 운전방법
CN109565064B (zh) 燃料电池系统和燃料电池系统的控制方法
US10199668B2 (en) Fuel cell system and performance improvement method of fuel cell system
JP6035797B2 (ja) 燃料電池システム
JP5003792B2 (ja) 燃料電池システム
JP2008282658A (ja) 燃料電池システム
JP2008282675A (ja) 燃料電池システム
JP2008282659A (ja) 燃料電池システム
JP2008047368A (ja) 燃料電池システム
JP6052245B2 (ja) 燃料電池システム
JP5186794B2 (ja) 燃料電池システムおよび燃料電池システムにおけるガス圧力調節方法
CN108390088B (zh) 燃料电池系统
JP7074591B2 (ja) 燃料電池システム、および燃料電池の湿潤状態の推定方法
US20100136440A1 (en) Fuel cell apparatus and fuel cell system
JP2008021448A (ja) 燃料電池システムおよび燃料電池の制御方法
JP6052049B2 (ja) 燃料電池システム
JP2008041432A (ja) 燃料電池システムおよびこの制御方法
JP2006221986A (ja) 燃料電池システム
JP2006221987A (ja) 燃料電池システム
JP2011258396A (ja) 燃料電池システム
JP2011100564A (ja) 燃料電池システム
JP6507507B2 (ja) 燃料電池の内部状態推定装置
JP2005228688A (ja) 固体高分子型燃料電池の湿潤状態判定装置

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20210312

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20220419

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20220512

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 7074591

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150