WO2012090871A1 - 燃料電池システム - Google Patents

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WO2012090871A1
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hydrogen
fuel cell
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庄一 塚越
水野　康
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Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a fuel cell system.
  • the properties (composition, amount of heat, etc.) of the hydrogen-containing fuel used in the fuel cell system may change.
  • fuel cell systems shown in Patent Document 1 and Patent Document 2 are known as fuel cell systems for dealing with changes in the properties of hydrogen-containing fuel.
  • the fuel cell system disclosed in Patent Document 1 includes a fuel property measuring unit that measures the property and flow rate of a hydrogen-containing fuel, a fuel cell determination unit that determines the state of the fuel cell, and an output control unit that controls the output of the fuel cell.
  • Fuel cell operation control means for calculating and outputting optimum control parameters.
  • This fuel cell system is one of water vapor supply amount, fuel supply amount, oxidant supply amount, fuel utilization rate, oxidant utilization rate, current density, output voltage, and output current depending on the change in the properties of the hydrogen-containing fuel. To maintain the heat self-sustaining state.
  • an area server is provided for each of a plurality of fuel cells.
  • the center server transmits the set control parameters of the fuel cell system to the area server.
  • Each fuel cell system operates based on the control parameters transmitted to the area server.
  • the control parameter changes the flow rate of fuel, water vapor, air, or the like based on the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the present invention has been made to solve such a problem, and provides a fuel cell system capable of performing an appropriate operation according to a change in the properties of a hydrogen-containing fuel without providing any special equipment.
  • the purpose is to do.
  • a fuel cell system includes a hydrogen generation unit that generates a hydrogen-containing gas using a hydrogen-containing fuel, a cell stack that generates power using the hydrogen-containing gas, and a current in power generation in the cell stack.
  • a current acquisition unit to acquire, a power generation state determination value acquisition unit to acquire a power generation state determination value based on the measurement result of the power generation parameter in power generation in the cell stack, and an estimated value of the power generation parameter predetermined for the current
  • This fuel cell system compares the power generation state determination value with the estimated value, and adjusts the supply amount of the hydrogen-containing fuel based on the increase or decrease of the power generation state determination value with respect to the estimated value.
  • the power generation parameter is influenced by the power generation state in the cell stack in the fuel cell system. Therefore, if other conditions are constant, a change in the power generation state determination value based on the measurement result of the power generation parameter indicates a change in the properties of the hydrogen-containing fuel used for power generation.
  • the estimated value of the power generation parameter is a value determined in advance with respect to the current, and can be used as base data for determining a property change.
  • the estimated value acquisition unit specifies the estimated value based on the current, and the comparison unit determines the estimated value and the power generation state determination value. Can be compared. If the power generation state determination value does not change from the estimated value serving as the base data, it can be determined that there is no property change. On the other hand, when the power generation state determination value has increased or decreased from the estimated value, it can be determined that there is a property change. At this time, the supply amount adjusting unit adjusts the supply amount of the hydrogen-containing fuel, whereby the operation state of the fuel cell system can be brought close to the state before the property change.
  • the fuel cell system uses special equipment. It is possible to cope with property changes without providing them. As described above, the fuel cell system can perform an appropriate operation according to the change in the properties of the hydrogen-containing fuel without providing any special equipment.
  • the fuel cell system includes a first determination unit that determines whether or not a state in which the amount of change in the power generation state determination value is greater than a predetermined threshold has continued for a predetermined time, and the amount of change from the threshold by the first determination unit.
  • a first system stop unit that stops the system when it is determined that the large state has continued for a predetermined time may be further included. If the power generation state determination value changes more than expected due to the influence of the change in the properties of the hydrogen-containing fuel and the state continues for a predetermined time, it can be determined that the supply of hydrogen-containing fuel is abnormal. At this time, the first system stop unit can stop the system.
  • the fuel cell system determines that the amount of change is greater than the threshold by a second determination unit that determines whether or not the amount of change with respect to the estimated value of the power generation state determination value is greater than a predetermined threshold. And a second system stop unit for stopping the system. If the power generation state determination value greatly changes from the estimated value beyond the expected value due to the change in the properties of the hydrogen-containing fuel, it can be immediately determined that the supply of hydrogen-containing fuel is abnormal. At this time, the second system stop unit can stop the system.
  • the power generation parameter is the stack voltage in the cell stack.
  • the stack voltage for a given current varies with the composition of the hydrogen-containing fuel.
  • the stack voltage changes rapidly according to the change in composition. Therefore, by using the stack voltage as the power generation parameter, the fuel cell system can perform highly responsive control with respect to the property change of the hydrogen-containing fuel.
  • the power generation parameter is AC power based on the power generation of the cell stack.
  • AC power like the stack voltage, exhibits high responsiveness to changes in the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the influence of the insufficient amount of heat may be suppressed by a heater or the like. In such a case, even if the influence on the voltage is small, the auxiliary machine loss due to the shortage of heat increases. Therefore, even when the influence on the voltage is small, it is possible to cope with changes in the properties of the hydrogen-containing fuel by using AC power as a power generation parameter. Therefore, by using AC power as a power generation parameter, the fuel cell system can perform control with high responsiveness to changes in the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the power generation parameter is an off-gas combustion temperature at which off-gas from the cell stack is combusted. Since the off-gas combustion temperature is affected by the amount of heat of the hydrogen-containing fuel, the off-gas combustion temperature is highly responsive to property changes. Therefore, by using the off-gas combustion temperature as the power generation parameter, the fuel cell system can perform highly responsive control with respect to the property change of the hydrogen-containing fuel.
  • the power generation parameter is the stack temperature of the cell stack.
  • the stack temperature has a low follow-up capability for small fluctuations in the heat quantity of the hydrogen-containing fuel. That is, the stack temperature can be regarded as a parameter in which fluctuations in the amount of heat of the hydrogen-containing fuel are averaged. Therefore, by using the stack temperature as the power generation parameter, the fuel cell system can cope with the change in the properties of the hydrogen-containing fuel without performing the average processing of the measurement results.
  • the power generation parameter is an exhaust heat recovery heat amount that is an exhaust heat recovery amount in the system.
  • the exhaust heat recovery heat quantity is affected by the heat quantity of the hydrogen-containing fuel, and therefore changes according to the change in properties. For example, in an environment where the temperature is high, both the heat medium before heat recovery and the heat medium after heat recovery increase in temperature. In an environment where the temperature is low, both the heat medium before heat recovery and the heat medium after heat recovery decrease in temperature.
  • the temperature of the heat medium after heat recovery is controlled to be constant by the system, the temperature of the heat medium before heat recovery rises and the heat medium flow rate increases in an environment where the temperature is high. In an environment where the temperature is low, the temperature of the heat medium before heat recovery decreases, and the flow rate of the heat medium decreases.
  • the exhaust heat recovery heat quantity based on the difference in heat quantity between the heat medium before heat recovery and the heat medium after heat recovery is not easily affected by the temperature. Therefore, by using the exhaust heat recovery heat quantity as the power generation parameter, the fuel cell system can cope with the change in the properties of the hydrogen-containing fuel without being affected by the temperature.
  • the power generation parameter is the inlet temperature of the exhaust heat recovery unit that recovers the exhaust heat in the system. Since the exhaust heat recovery device is affected by the amount of heat of the hydrogen-containing fuel, the exhaust heat recovery device changes according to changes in properties.
  • the fuel cell system may include a combustion catalyst as a countermeasure against incomplete combustion of off gas due to misfire or the like in the off gas combustion unit. In this case, the amount of heat of the hydrogen-containing fuel is reflected in the amount of heat of the exhaust gas by the combustion catalyst even if misfire occurs in the off-gas combustion section. Therefore, by using the inlet temperature of the exhaust heat recovery device as a power generation parameter, the fuel cell system can cope with the change in the properties of the hydrogen-containing fuel even when misfiring occurs in the off-gas combustion section.
  • FIG. 1 is a block configuration diagram showing the configuration of the fuel cell system according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the configuration of the control unit.
  • FIG. 3 is a schematic view showing a peripheral configuration of the exhaust heat recovery device.
  • FIG. 4 is an example of a map showing estimated values for power generation parameters.
  • FIG. 5 is a flowchart showing a control process of the fuel cell system according to the first embodiment.
  • FIG. 6 is a flowchart showing a control process of the fuel cell system according to the second embodiment.
  • FIG. 7 is a flowchart showing a control process of the fuel cell system according to the third embodiment.
  • the fuel cell system 1 includes a desulfurization unit 2, a water vaporization unit 3, a hydrogen generation unit 4, a cell stack 5, an off-gas combustion unit 6, a hydrogen-containing fuel supply unit 7, The water supply part 8, the oxidizing agent supply part 9, the power conditioner 10, and the control part 11 are provided.
  • the fuel cell system 1 generates power in the cell stack 5 using a hydrogen-containing fuel and an oxidant.
  • the type of the cell stack 5 in the fuel cell system 1 is not particularly limited, and examples thereof include a polymer electrolyte fuel cell (PEFC), a solid oxide fuel cell (SOFC), and phosphoric acid.
  • a fuel cell fuel cell (PAFC), a molten carbonate fuel cell (MCFC), and other types can be employed.
  • the components shown in FIG. 1 may be omitted as appropriate according to the type of cell stack 5, the type of hydrogen-containing fuel, the reforming method, and the like.
  • hydrocarbon fuel a compound containing carbon and hydrogen in the molecule (may contain other elements such as oxygen) or a mixture thereof is used.
  • hydrocarbon fuels include hydrocarbons, alcohols, ethers, and biofuels. These hydrocarbon fuels are derived from conventional fossil fuels such as petroleum and coal, and synthetic systems such as synthesis gas. Those derived from fuel and those derived from biomass can be used as appropriate. Specific examples of hydrocarbons include methane, ethane, propane, butane, natural gas, LPG (liquefied petroleum gas), city gas, town gas, gasoline, naphtha, kerosene, and light oil. Examples of alcohols include methanol and ethanol. Examples of ethers include dimethyl ether. Examples of biofuels include biogas, bioethanol, biodiesel, and biojet.
  • oxygen-enriched air for example, air, pure oxygen gas (which may contain impurities that are difficult to remove by a normal removal method), or oxygen-enriched air is used.
  • the desulfurization unit 2 desulfurizes the hydrogen-containing fuel supplied to the hydrogen generation unit 4.
  • the desulfurization part 2 has a desulfurization catalyst for removing sulfur compounds contained in the hydrogen-containing fuel.
  • a desulfurization method of the desulfurization unit 2 for example, an adsorptive desulfurization method that adsorbs and removes sulfur compounds and a hydrodesulfurization method that removes sulfur compounds by reacting with hydrogen are employed.
  • the desulfurization unit 2 supplies the desulfurized hydrogen-containing fuel to the hydrogen generation unit 4.
  • the water vaporization unit 3 generates water vapor supplied to the hydrogen generation unit 4 by heating and vaporizing water.
  • heat generated in the fuel cell system 1 such as recovering the heat of the hydrogen generation unit 4, the heat of the off-gas combustion unit 6, or the heat of the exhaust gas may be used.
  • FIG. 1 only heat supplied from the off-gas combustion unit 6 to the hydrogen generation unit 4 is described as an example, but the present invention is not limited to this.
  • the water vaporization unit 3 supplies the generated water vapor to the hydrogen generation unit 4.
  • the hydrogen generation unit 4 generates a hydrogen rich gas using the hydrogen-containing fuel from the desulfurization unit 2.
  • the hydrogen generator 4 has a reformer that reforms the hydrogen-containing fuel with a reforming catalyst.
  • the reforming method in the hydrogen generating unit 4 is not particularly limited, and for example, steam reforming, partial oxidation reforming, autothermal reforming, and other reforming methods can be employed.
  • the hydrogen generator 4 may have a configuration for adjusting the properties in addition to the reformer reformed by the reforming catalyst depending on the properties of the hydrogen rich gas required for the cell stack 5.
  • the hydrogen generation unit 4 is configured to remove carbon monoxide in the hydrogen-rich gas. (For example, a shift reaction part and a selective oxidation reaction part).
  • the hydrogen generation unit 4 supplies a hydrogen rich gas to the anode 12 of the cell stack 5.
  • the cell stack 5 generates power using the hydrogen rich gas from the hydrogen generation unit 4 and the oxidant from the oxidant supply unit 9.
  • the cell stack 5 includes an anode 12 to which a hydrogen-rich gas is supplied, a cathode 13 to which an oxidant is supplied, and an electrolyte 14 disposed between the anode 12 and the cathode 13.
  • the cell stack 5 supplies power to the outside via the power conditioner 10.
  • the cell stack 5 supplies the hydrogen rich gas and the oxidant, which have not been used for power generation, to the off gas combustion unit 6 as off gas.
  • a combustion section for example, a combustor that heats the reformer
  • the hydrogen generation section 4 may be shared with the off-gas combustion section 6.
  • the off gas combustion unit 6 burns off gas supplied from the cell stack 5.
  • the heat generated by the off-gas combustion unit 6 is supplied to the hydrogen generation unit 4 and used for generation of a hydrogen rich gas in the hydrogen generation unit 4.
  • the hydrogen-containing fuel supply unit 7 supplies hydrogen-containing fuel to the desulfurization unit 2.
  • the water supply unit 8 supplies water to the water vaporization unit 3.
  • the oxidant supply unit 9 supplies an oxidant to the cathode 13 of the cell stack 5.
  • the hydrogen-containing fuel supply unit 7, the water supply unit 8, and the oxidant supply unit 9 are configured by a pump, for example, and are driven based on a control signal from the control unit 11.
  • the power conditioner 10 adjusts the power from the cell stack 5 according to the external power usage state. For example, the power conditioner 10 performs a process of converting a voltage and a process of converting DC power into AC power.
  • the control unit 11 performs control processing for the entire fuel cell system 1.
  • the control unit 11 is configured by a device including a CPU (Central Processing Unit), a ROM (Read Only Memory), a RAM (Random Access Memory), and an input / output interface, for example.
  • the control unit 11 is electrically connected to a hydrogen-containing fuel supply unit 7, a water supply unit 8, an oxidant supply unit 9, a power conditioner 10, and other sensors and auxiliary equipment not shown.
  • the control unit 11 acquires various signals generated in the fuel cell system 1 and outputs a control signal to each device in the fuel cell system 1.
  • the fuel cell system 1 can perform an appropriate operation according to a change in the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the control unit 11 can perform an appropriate control process according to the change in the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the control unit 11 includes a current acquisition unit 101, a power generation state determination value acquisition unit 102, an estimated value acquisition unit 103, and a comparison determination unit (comparison unit, first determination unit, second determination unit). ) 104, a system stop unit (first system stop unit, second system stop unit) 105, and an adjustment unit (supply amount adjustment unit) 106.
  • the current acquisition unit 101 of the control unit 11 has a function of acquiring a current in power generation in the cell stack 5.
  • the current acquisition unit 101 of the control unit 11 acquires a current by measuring a sweep current in power generation in the cell stack 5.
  • the current acquisition unit 101 of the control unit 11 measures the sweep current based on the detection result from the measurement unit 16 of the power conditioner 10.
  • the power generation state determination value acquisition unit 102 of the control unit 11 has a function of acquiring a power generation state determination value based on the measurement result of the power generation parameter in power generation in the cell stack 5.
  • the power generation state determination value acquisition unit 102 of the control unit 11 receives detection signals from sensors and measuring instruments arranged at each measurement point in the fuel cell system 1.
  • the power generation state determination value acquisition unit 102 of the control unit 11 acquires a power generation state determination value based on the received detection signal.
  • the value of the power generation parameter varies depending on the power generation state in the cell stack 5.
  • the power generation state in the cell stack 5 is affected by the composition and heat amount (ie, properties) of the hydrogen-containing fuel. Therefore, when other conditions are constant, a change in the value of the power generation parameter indicates a change in the properties of the hydrogen-containing fuel. It is preferable to adopt a power generation parameter that can be measured by a sensor or device in a range provided in a normal fuel cell system that does not assume a change in the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the power generation state determination value is a value obtained based on the measurement result of the power generation parameter.
  • the power generation state determination value is a value by which the power generation state of the cell stack 5 can be determined by comparing with an estimated value determined in advance for the power generation parameter.
  • the measurement value itself of the power generation parameter may be used, a value obtained by averaging the measurement values may be used, or a value obtained by calculating the measurement value so as to be easily compared may be used.
  • the stack voltage in the cell stack 5 can be used as a power generation parameter.
  • the control unit 11 can acquire the stack voltage based on the detection result from the measurement unit 16 of the power conditioner 10.
  • the stack voltage for a given sweep current varies depending on the composition of the hydrogen-containing fuel.
  • the control unit 11 can perform highly responsive control with respect to the property change of the hydrogen-containing fuel.
  • AC power based on the power generation of the cell stack 5 can be used as a power generation parameter.
  • the control unit 11 can acquire AC power based on the detection result from the measurement unit 16 of the power conditioner 10.
  • AC power like the stack voltage, exhibits high responsiveness to changes in the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the fuel cell system 1 may suppress the influence of the shortage of heat by a heater or the like. In such a case, even if the influence on the voltage is small, the auxiliary machine loss due to the shortage of heat increases. Therefore, even when the influence on the voltage is small, it is possible to cope with changes in the properties of the hydrogen-containing fuel by using AC power as a power generation parameter. Therefore, by using AC power as a power generation parameter, the control unit 11 can perform highly responsive control with respect to changes in the properties of the hydrogen-containing fuel.
  • the off-gas combustion temperature can be used as a power generation parameter.
  • the control unit 11 can acquire the off-gas combustion temperature based on the detection result from the temperature sensor 17 that measures the combustion temperature of the off-gas combustion unit 6. Since the off-gas combustion temperature is affected by the amount of heat of the hydrogen-containing fuel, the off-gas combustion temperature is highly responsive to property changes. Therefore, by using the off-gas combustion temperature as the power generation parameter, the control unit 11 can perform highly responsive control with respect to the property change of the hydrogen-containing fuel.
  • the stack temperature of the cell stack 5 can be used as a power generation parameter.
  • the control unit 11 can acquire the stack temperature based on the detection result from the temperature sensor 18 that measures the stack temperature of the cell stack 5.
  • the stack temperature has a low follow-up capability for small fluctuations in the heat quantity of the hydrogen-containing fuel. That is, the stack temperature can be regarded as a parameter in which fluctuations in the amount of heat of the hydrogen-containing fuel are averaged. Therefore, by using the stack temperature as the power generation parameter, the control unit 11 can cope with the change in the properties of the hydrogen-containing fuel without performing the average processing of the measurement results.
  • the exhaust heat recovery heat amount which is the exhaust heat recovery amount in the system
  • the control unit 11 can acquire the exhaust heat recovery amount based on the detection result from the measurement unit 19 that measures the exhaust heat recovery heat amount.
  • the measuring unit 19 can measure the amount of exhaust heat recovery based on the flow rate and temperature of the heat medium with respect to the exhaust heat recovery unit 20.
  • the exhaust heat recovery device 20 recovers the heat of the exhaust gas by the inflowing heat medium W1, and supplies the heat medium W2 having a high temperature to a heat utilization unit (not shown).
  • the exhaust heat recovery heat quantity is affected by the heat quantity of the hydrogen-containing fuel, and therefore changes according to the change in properties.
  • the temperature of both the heat medium W1 before heat recovery and the heat medium W2 after heat recovery rise.
  • the temperature of both the heat medium W1 before heat recovery and the heat medium W2 after heat recovery decreases.
  • the flow rate F of the heat medium changes in place of the temperature.
  • the temperature of the heat medium W1 before heat recovery increases, and the heat medium flow rate F increases.
  • the temperature of the heat medium W1 before heat recovery decreases, and the heat medium flow rate F decreases.
  • the control unit 11 can cope with the change in the properties of the hydrogen-containing fuel without being affected by the temperature.
  • the inlet temperature of the exhaust heat recovery unit 20 that recovers the exhaust heat in the system can be used as a power generation parameter.
  • the control unit 11 can acquire the inlet temperature based on the detection result from the temperature sensor 21 that measures the inlet temperature of the exhaust heat recovery device 20. Since the exhaust heat recovery device 20 is affected by the amount of heat of the hydrogen-containing fuel, the exhaust heat recovery device 20 changes according to changes in properties.
  • the fuel cell system 1 may include a combustion catalyst as a countermeasure against incomplete combustion of off gas due to misfire or the like in the off gas combustion unit 6. In this case, even if misfire occurs in the off-gas combustion unit 6, the amount of heat of the hydrogen-containing fuel is reflected in the amount of heat of the exhaust gas by the combustion catalyst. Therefore, by using the inlet temperature of the exhaust heat recovery unit 20 as a power generation parameter, the control unit 11 can cope with the change in the properties of the hydrogen-containing fuel even when misfiring occurs in the off-gas combustion unit 6.
  • the estimated value acquisition unit 103 of the control unit 11 has a function of acquiring an estimated value of a power generation parameter determined in advance for the current.
  • the estimated value is a predetermined value for the current under a predetermined condition as a base.
  • the estimated value is preferably set to a value when the fuel properties, the fuel utilization rate, the fuel supply amount, and other parameters are ideal conditions.
  • the estimated value is a value estimated by a calculation process in the control unit 11, and may be a value stored in advance in the control unit 11 as a map or a table and read at a predetermined timing, or a predetermined calculation may be performed. It may be a value calculated by performing.
  • the estimated value draws a graph as shown by Xs in FIG. 4, for example.
  • the estimated value Xs shown in FIG. 4 indicates the relationship between the sweep current and the stack voltage when the fuel cell system 1 is in a condition that allows the fuel cell system 1 to operate optimally with respect to the fuel properties, fuel utilization rate, fuel supply amount, and other parameters.
  • the estimated value acquisition unit 103 of the control unit 11 stores a plurality of maps and tables of estimated values according to each condition (for example, the supply amount of fuel, water, oxidant, etc.) in the operation of the fuel cell system 1. An appropriate map or table may be read based on the operating conditions during the control process.
  • an estimated value predetermined for the current is used for each power generation parameter.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 has a function of comparing the power generation state determination value and the estimated value.
  • the comparison / determination unit 104 of the control unit 11 reads out an estimated value corresponding to the condition relating to the operation of the fuel cell system 1 and the acquired current, and compares the estimated value with the acquired power generation state determination value.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 determines that the amount of heat per unit amount of hydrogen-containing fuel and the amount of power generation have increased due to property changes.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 determines that the amount of heat per unit amount of hydrogen-containing fuel and the amount of power generation have decreased due to property changes.
  • the system stop unit 105 of the control unit 11 has a function of stopping the system of the fuel cell system 1 at a predetermined timing.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 has a function of adjusting the supply amount of the hydrogen-containing fuel based on the increase or decrease of the power generation state determination value with respect to the estimated value.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 decreases the supply amount of the hydrogen-containing fuel when the power generation state determination value increases from the estimated value.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 controls the power generation state determination value to approach the estimated value by decreasing the supply amount.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 outputs a control signal set so that the supply amount decreases to the hydrogen-containing fuel supply unit 7.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 increases the supply amount of the hydrogen-containing fuel when the power generation state determination value decreases from the estimated value.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 controls the power generation state determination value to approach the estimated value by increasing the supply amount.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 outputs a control signal set so that the supply amount increases to the hydrogen-containing fuel supply unit 7.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 performs subsequent system control using a control signal in a state where the supply amount is added or subtracted.
  • the adjustment unit 106 of the control unit 11 may set a threshold value such as an upper limit value or a lower limit value for the estimated value, and may adjust the supply amount of the hydrogen-containing fuel when the threshold value is exceeded. Alternatively, the adjustment unit 106 of the control unit 11 may adjust the supply amount each time the power generation state determination value changes from the estimated value.
  • the process shown in FIG. 5 is a process for monitoring the property change of the hydrogen-containing fuel and executing control corresponding to the property change when the property change occurs.
  • the stack voltage is used as the power generation parameter
  • the averaged stack voltage measurement value is used as the power generation state determination value.
  • the process shown in FIG. 5 is repeatedly executed at a predetermined timing in the control unit 11.
  • the current acquisition unit 101 of the control unit 11 measures the sweep current I (step S10), and the power generation state determination value acquisition unit 102 measures the stack voltage E (step S20).
  • the current acquisition unit 101 and the power generation state determination value acquisition unit 102 of the control unit 11 perform an average process of the sweep current I and the stack voltage E measured in S10 and S20 (step S30).
  • the power generation state determination value acquisition unit 102 of the control unit 11 acquires the power generation state determination value X1 (step S40).
  • the power generation state determination value acquisition unit 102 of the control unit 11 acquires the measurement value of the stack voltage E averaged in S30 as the power generation state determination value X1.
  • the estimated value acquisition unit 103 of the control unit 11 acquires the estimated value X s of the power generation parameter for the sweep current I (step S50).
  • the estimated value acquisition unit 103 of the control unit 11 acquires the estimated value X s of the stack voltage for the measured value of the sweep current I averaged in S30.
  • the estimated value acquisition unit 103 of the control unit 11 identifies the stack voltage at the point P s as the estimated value X s for the sweep current I1.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 is configured to compare the power generation state determination value X1 and the estimated value X s, adjusts the supply amount of the hydrogen-containing fuel based on the comparison result. Specifically, the comparison determination unit 104 of the control unit 11, the power generation state determination value X1 determines whether larger than the upper limit threshold value X max which is set for the estimated value X s (step S60). In the example of FIG. 4, when the power generation state determination value X1 was stack voltage at the points P 1, P 2, the comparison determination unit 104 of the control unit 11, the power generation state determination value X1 is is not more than the upper limit threshold X max judge.
  • step S100 the control unit 11 proceeds to a system stop determination process (step S100).
  • the power generation state determination value X1 was stack voltage at point P 1, P 3, the comparison determination unit 104 of the control unit 11, the power generation state determination value X1 is when is less than the lower threshold value X min judge.
  • the power generation state determination value X1 was stack voltage at point P 2
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 the power generation state determination value X1 is determined to lower the threshold value X min smaller.
  • Adjustment unit 106 of the control unit 11, in S80 if the power generation state determination value X1 is determined to lower the threshold X min smaller, performs a process of increasing the supply amount of the hydrogen-containing fuel (step S90). After S90, the control unit 11 proceeds to a system stop determination process (step S100).
  • Control unit 11, in S80 if the power generation state determination value X1 is determined to be equal to or greater than the lower threshold X min, without adjusting the supply amount of the hydrogen-containing fuel, the process proceeds to the system stop determining process (step S100). In the example of FIG. 4, when the power generation state determination value X1 was stack voltage at point P 1, the control unit 11, without adjusting the supply amount of the hydrogen-containing fuel, the process proceeds to S100.
  • the comparison / determination unit 104 of the control unit 11 determines the presence / absence of a command related to the system stop (step S100). Specifically, the comparison / determination unit 104 of the control unit 11 determines the presence / absence of an external system stop command or a system stop command due to an interlock. If it is determined in S100 that there is a system stop command, the system stop unit 105 of the control unit 11 performs a system stop process (step S110) and ends the process shown in FIG. If the comparison determination unit 104 of the control unit 11 determines in S100 that there is no system stop command, it ends the processing shown in FIG. 5 and starts the processing from S10 and S20 again at a predetermined timing.
  • the control process shown in FIG. 5 may be executed constantly during the operation of the fuel cell system 1, or may be executed periodically with a predetermined period.
  • the control unit 11 may store a plurality of maps and tables of estimated values according to the conditions in the operation of the fuel cell system 1, thereby changing the conditions during the operation and controlling. Changes in properties can be monitored. In the case of performing periodically, it is possible to reduce the map or table of estimated values to be stored by controlling the driving conditions at the time of the control processing to be constant each time.
  • the fuel cell system 1 compares the power generation state determination value with the estimated value, and adjusts the supply amount of the hydrogen-containing fuel based on the increase or decrease of the power generation state determination value with respect to the estimated value.
  • the power generation parameter is influenced by the power generation state in the cell stack 5 in the fuel cell system 1. Therefore, if other conditions are constant, a change in the power generation state determination value indicates a change in the properties of the hydrogen-containing fuel used for power generation.
  • the estimated value of the power generation parameter is a value determined in advance with respect to the current, and can be used as base data for determining a property change.
  • the control unit 11 specifies an estimated value based on the current and compares the estimated value with the power generation state determination value. be able to. If the power generation state determination value does not change from the estimated value serving as the base data, it can be determined that there is no property change. On the other hand, when the power generation state determination value has increased or decreased from the estimated value, it can be determined that there is a property change. At this time, the control unit 11 can bring the operation state of the fuel cell system 1 closer to the state before the property change by adjusting the supply amount of the hydrogen-containing fuel.
  • the fuel cell system 1 can continue to operate in the optimum operating state for the fuel cell system 1 as before the property change.
  • the fuel cell system 1 is a special device by using a parameter that can be measured by a sensor or device provided in a normal fuel cell system that does not assume a change in the properties of the hydrogen-containing fuel. It is possible to cope with a change in properties without providing the. As described above, an appropriate operation can be performed according to a change in the properties of the hydrogen-containing fuel without providing any special equipment.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 has a function of determining whether or not a state in which the amount of change in the power generation state determination value is greater than a predetermined threshold has continued for a predetermined time. . If the power generation state determination value changes significantly more than expected due to the influence of the change in the properties of the hydrogen-containing fuel and the state continues for a predetermined time, the comparison / determination unit 104 of the control unit 11 determines that the supply of hydrogen-containing fuel is abnormal. to decide.
  • the system stop unit 105 of the control unit 11 has a function of stopping the system when it is determined that the state where the change amount is greater than the threshold value has continued for a predetermined time.
  • FIG. 6 is a flowchart showing an example of control processing of the fuel cell system 1 according to the second embodiment.
  • the power generation state determination value acquisition unit 102 of the control unit 11 acquires the power generation state determination value acquired in the previous control process as the previous value X2 as a value for obtaining the amount of change in the power generation state determination value (step S120). ). If the previous value does not exist in the first control process, the initial value X0 is used as the previous value X2. Next, the same processing of S10 to S50 as in the first embodiment is executed.
  • the comparison / determination unit 104 of the control unit 11 determines whether or not the state in which the amount of change in the power generation state determination value X1 is larger than the threshold value Y1 has continued for a predetermined time (step S130).
  • the amount of change here is the absolute value of the difference between the power generation state determination value X1 and the previous value X2. As the amount of change, any value may be used as long as it indicates the degree of change in the power generation state determination value X1. For example, the rate of change from the previous value X2 of the power generation state determination value X1 may be used.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 determines in S130 that the state in which the amount of change is greater than the threshold value Y1 has continued for a predetermined time, it determines that a hydrogen-containing fuel supply abnormality has occurred, and the system stop unit 105 The system is stopped (S110). After the system stops, the control process shown in FIG. 6 ends.
  • the control unit 11 executes S60 to S90 similar to those in the first embodiment. After executing S60 to S90, the power generation state determination value X1 is set as the previous value X2 (step S140).
  • the previous value X2 set here is used in S120 in the next control process.
  • the control unit 11 determines that the property change has changed and adjusted the fuel supply amount in S70 and S90, the control unit 11 acquires the power generation state determination value X1 after adjustment again, and the power generation state determination value that has been acquired again.
  • X1 may be set as the previous value X2.
  • control unit 11 executes S100 and S110 similar to those in the first embodiment. If it is determined in S100 that there is a system stop command, the control unit 11 performs a system stop process (step S110) and ends the process shown in FIG. If it is determined in S100 that there is no system stop command, the control unit 11 ends the process shown in FIG. 6 and starts the process from S10 and S20 again at a predetermined timing.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 has a function of determining whether or not the amount of change with respect to the estimated value of the power generation state determination value is greater than a predetermined threshold value.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 can immediately determine that the supply of hydrogen-containing fuel is abnormal.
  • the system stop unit 105 of the control unit 11 has a function of stopping the system when it is determined that the change amount is larger than the threshold value.
  • FIG. 7 is a flowchart showing an example of a control process of the fuel cell system 1 according to the third embodiment.
  • the control unit 11 executes S10 to S50 similar to those in the first embodiment.
  • the comparison determination unit 104 of the control unit 11 determines whether the amount change relative to the estimated value X s of the power generation state determination value X1 is larger than the threshold value Y2 (step S160).
  • the variation here is the absolute value of the difference between the power generation state determination value X1 and the estimated value X s.
  • any value may be used as long as it indicates the degree of change with respect to the estimated value X s of the power generation state determination value X1.
  • the comparison / determination unit 104 of the control unit 11 determines that the amount of change is larger than the threshold value Y2 in S130, it determines that a supply abnormality of the hydrogen-containing fuel has occurred, and the system stop unit 105 stops the system ( S110). After the system stops, the control process shown in FIG. 7 ends.
  • the comparison / determination unit 104 of the control unit 11 determines that a supply abnormality has not occurred when the change amount is determined to be equal to or less than the threshold value Y2 in S160. At this time, the control unit 11 executes S60 to S90 similar to those in the first embodiment. After executing S60 to S90, the control unit 11 executes S100 and S110 similar to those in the first embodiment. If it is determined in S100 that there is a system stop command, the control unit 11 performs a system stop process (step S110), and ends the process shown in FIG. If it is determined in S100 that there is no system stop command, the control unit 11 ends the process shown in FIG. 7 and starts the process again from S10 and S20 at a predetermined timing.
  • the control process may be performed using another power generation parameter.
  • the fuel cell system may perform control processing that combines the second embodiment and the third embodiment. This makes it possible to more reliably monitor the supply abnormality of the hydrogen-containing fuel.
  • the present invention can be used for a fuel cell system.

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Abstract

　水素含有燃料を用いて水素含有ガスを発生させる水素発生部と、水素含有ガスを用いて発電を行うセルスタックと、セルスタックでの発電における電流を取得する電流取得部と、セルスタックでの発電における発電パラメータの測定結果に基づく発電状態判定値を取得する発電状態判定値取得部と、電流に対して予め定められた発電パラメータの推定値を取得する推定値取得部と、発電状態判定値と推定値とを比較する比較部と、推定値に対する発電状態判定値の増減に基づいて、水素含有燃料の供給量を調整する供給量調整部と、を備える燃料電池システム。

Description

燃料電池システム
　本発明は、燃料電池システムに関する。
　燃料電池システムで用いられる水素含有燃料は、性状（組成や熱量など）が変化する場合がある。従来より、水素含有燃料の性状変化に対応するための燃料電池システムとして、例えば、特許文献１及び特許文献２に示す燃料電池システムが知られている。特許文献１に示す燃料電池システムは、水素含有燃料の性状及び流量を計測する燃料性状計測手段と、燃料電池の状態を判定する燃料電池判定手段と、燃料電池の出力を制御する出力制御手段と、最適制御パラメータを演算して出力する燃料電池運転制御手段と、を備えている。この燃料電池システムは、水素含有燃料の性状の変化に応じて、水蒸気供給量、燃料供給量、酸化剤供給量、燃料利用率、酸化剤利用率、電流密度、出力電圧、出力電流の何れかを制御して、熱自立状態を維持している。
　特許文献２に示す燃料電池システムでは、複数の燃料電池毎にエリアサーバーが設けられている。センターサーバーは、設定した燃料電池システムの制御パラメータをエリアサーバーに送信する。各燃料電池システムは、エリアサーバーに送信された制御パラメータに基づいて、運転を行う。制御パラメータは、水素含有燃料の性状に基づいて、燃料や水蒸気や空気などの流量を変更する。
特開２００６－４９０５６号公報 特開２００３－２８２１１６号公報
　しかしながら、特許文献１に係る燃料電池システムは、水素含有燃料の性状を計測するためのセンサーが必要となるため、設置やメンテナンスのためのコストが増加するという問題がある。特許文献２に係る燃料電池システムでは、燃料電池システムのメーカーや機種毎に管理すべき制御パラメータが増加する。従って、データ管理のためにコストが大幅に増加するという問題がある。また、通信網にトラブルが発生した場合、燃料電池システムの運転に支障が生じる可能性がある。更に、エリアサーバーが管理する燃料電池システム群の中において、燃料電池システムごとに水素含有燃料の性状に差が生じた場合も、運転に支障が生じる可能性がある。従って、特別な計測機器や通信網を用いることなく、水素含有燃料の性状の変化に対応することのできる燃料電池システムが求められていた。
　本発明は、このような課題を解決するためになされたものであり、特別な機器を設けることなく、水素含有燃料の性状の変化に応じて適切な運転を行うことのできる燃料電池システムを提供することを目的とする。
　本発明の一側面に係る燃料電池システムは、水素含有燃料を用いて水素含有ガスを発生させる水素発生部と、水素含有ガスを用いて発電を行うセルスタックと、セルスタックでの発電における電流を取得する電流取得部と、セルスタックでの発電における発電パラメータの測定結果に基づく発電状態判定値を取得する発電状態判定値取得部と、電流に対して予め定められた発電パラメータの推定値を取得する推定値取得部と、発電状態判定値と推定値とを比較する比較部と、推定値に対する発電状態判定値の増減に基づいて、水素含有燃料の供給量を調整する供給量調整部と、を備える。
　この燃料電池システムは、発電状態判定値と推定値とを比較し、推定値に対する発電状態判定値の増減に基づいて、水素含有燃料の供給量を調整している。発電パラメータは、燃料電池システム内において、セルスタックでの発電状態によって影響を受けるものである。従って、他の条件が一定であれば、発電パラメータの測定結果に基づく発電状態判定値の変化は、発電に用いられる水素含有燃料の性状の変化を示す。発電パラメータの推定値は、電流に対して予め定められる値であり、性状変化を判断するためのベースデータとして用いることができる。燃料電池システム運転中の所定のタイミングにおける電流及び発電状態判定値が取得された場合、推定値取得部は当該電流に基づいて推定値を特定し、比較部は、その推定値と発電状態判定値とを比較することができる。発電状態判定値が、ベースデータとなる推定値から変化していなければ、性状変化はないと判断できる。一方、発電状態判定値が、推定値から増減していた場合、性状変化があると判断できる。このとき、供給量調整部が、水素含有燃料の供給量を調整することによって、燃料電池システムの運転状態を性状変化前の状態に近づけることができる。発電パラメータとして、水素含有燃料の性状変化を想定していないような通常の燃料電池システム内で設けられているセンサーや機器で測定可能なものを用いることで、燃料電池システムは、特別な機器を設けることなく、性状変化に対応することができる。以上によって、燃料電池システムは、特別な機器を設けることなく、水素含有燃料の性状の変化に応じて適切な運転を行うことができる。
　また、燃料電池システムは、発電状態判定値の変化量が所定の閾値より大きい状態が、所定時間継続したか否かを判定する第一判定部と、第一判定部によって、変化量が閾値より大きい状態が所定時間継続したと判定されたとき、システムを停止する第一システム停止部と、を更に備えてよい。水素含有燃料の性状変化による影響で想定される以上に、発電状態判定値が大きく変化し、その状態が所定時間継続した場合、水素含有燃料の供給異常と判断できる。このとき、第一システム停止部がシステムを停止することができる。
　また、燃料電池システムは、発電状態判定値の推定値に対する変化量が所定の閾値より大きいか否かを判定する第二判定部と、第二判定部によって、変化量が閾値より大きいと判定されたとき、システムを停止する第二システム停止部と、を更に備えてよい。水素含有燃料の性状変化による影響で想定される以上に、発電状態判定値が推定値から大きく変化した場合、直ちに水素含有燃料の供給異常と判断できる。このとき、第二システム停止部がシステムを停止することができる。
　例えば、発電パラメータは、セルスタックでのスタック電圧である。所定の電流に対するスタック電圧は、水素含有燃料の組成に応じて変化する。また、セルスタックは、水素含有燃料による水素含有ガスを直接用いて発電するものであるため、スタック電圧は組成の変化に応じて速やかに変化する。従って、発電パラメータとしてスタック電圧を用いることによって、燃料電池システムは、水素含有燃料の性状変化に対して、応答性の高い制御を行うことができる。
　例えば、発電パラメータは、セルスタックの発電に基づく交流電力である。交流電力は、スタック電圧と同じく、水素含有燃料の性状変化に対して高い応答性を示す。更に、燃料電池システムは、水素含有燃料が熱量不足であった場合に、ヒーター等によって熱量不足による影響を抑制する場合がある。このような場合、電圧への影響が少なくても、熱量不足における補機損失は増加する。従って、電圧への影響が少ない場合であっても、交流電力を発電パラメータとすることで、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。従って、発電パラメータとして交流電力を用いることによって、燃料電池システムは、水素含有燃料の性状変化に対して、応答性の高い制御を行うことができる。
　例えば、発電パラメータは、セルスタックからのオフガスを燃焼させたオフガス燃焼温度である。オフガス燃焼温度は、水素含有燃料が有する熱量に影響を受けるため、性状変化に対して高い応答性を有する。従って、発電パラメータとしてオフガス燃焼温度を用いることによって、燃料電池システムは、水素含有燃料の性状変化に対して、応答性の高い制御を行うことができる。
　例えば、発電パラメータは、セルスタックのスタック温度である。スタック温度は、水素含有燃料の熱量の細かい変動に対する追従性が低い。すなわち、スタック温度は、水素含有燃料の熱量の変動が平均化されたパラメータとみなすことができる。従って、発電パラメータとしてスタック温度を用いることによって、燃料電池システムは、測定結果の平均処理を行うことなく、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。
　例えば、発電パラメータは、システム内の排熱の回収量である排熱回収熱量である。排熱回収熱量は、水素含有燃料が有する熱量に影響を受けるので、性状変化に応じて変化する。例えば、気温が高い環境下では、熱回収前の熱媒体及び熱回収後の熱媒体は、いずれも温度が上がる。また、気温が低い環境下では、熱回収前の熱媒体及び熱回収後の熱媒体は、いずれも温度が下がる。あるいは、熱回収後の熱媒体の温度がシステムによって一定となるように制御されている場合、気温が高い環境下では、熱回収前の熱媒体は温度が上がり、熱媒体流量は増加する。また、気温が低い環境下では、熱回収前の熱媒体は温度が下がり、熱媒体流量は減少する。従って、熱回収前の熱媒体と熱回収後の熱媒体の熱量の差に基づく排熱回収熱量は、気温による影響を受け難い。従って、発電パラメータとして排熱回収熱量を用いることによって、燃料電池システムは、気温の影響を受けることなく、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。
　例えば、発電パラメータは、システム内の排熱を回収する排熱回収器の入口温度である。排熱回収器は、水素含有燃料が有する熱量に影響を受けるので、性状変化に応じて変化する。ここで、燃料電池システムは、オフガス燃焼部での失火などによるオフガスの不完全燃焼の対策として、燃焼触媒を備える場合がある。この場合、オフガス燃焼部で失火となっても、水素含有燃料の熱量は、燃焼触媒によって排ガスの熱量に反映される。従って、発電パラメータとして排熱回収器の入口温度を用いることによって、燃料電池システムは、オフガス燃焼部で失火となった場合でも、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。
　本発明によれば、特別な機器を設けることなく、水素含有燃料の性状の変化に応じて適切な運転を行うことができる。
図１は、本発明の第一実施形態に係る燃料電池システムの構成を示すブロック構成図である。 図２は、制御部の構成を示すブロック構成図である。 図３は、排熱回収器の周辺構成を示す概略図である。 図４は、発電パラメータに対する推定値を示すマップの一例である。 図５は、第一実施形態に係る燃料電池システムの制御処理を示すフローチャートである。 図６は、第二実施形態に係る燃料電池システムの制御処理を示すフローチャートである。 図７は、第三実施形態に係る燃料電池システムの制御処理を示すフローチャートである。
　以下、本発明の好適な実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。なお、各図において同一又は相当部分には同一符号を付し、重複する説明を省略する。
　［第一実施形態］
　図１に示されるように、燃料電池システム１は、脱硫部２と、水気化部３と、水素発生部４と、セルスタック５と、オフガス燃焼部６と、水素含有燃料供給部７と、水供給部８と、酸化剤供給部９と、パワーコンディショナー１０と、制御部１１と、を備えている。燃料電池システム１は、水素含有燃料及び酸化剤を用いて、セルスタック５にて発電を行う。燃料電池システム１におけるセルスタック５の種類は特に限定されず、例えば、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ：Polymer　Electrolyte　Fuel　Cell）、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ：Solid　Oxide　Fuel　Cell）、リン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ：Phosphoric　Acid　Fuel　Cell）、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ：Molten　Carbonate　Fuel　Cell）、及び、その他の種類を採用することができる。なお、セルスタック５の種類、水素含有燃料の種類、及び改質方式等に応じて、図１に示す構成要素を適宜省略してもよい。
　水素含有燃料として、例えば、炭化水素系燃料が用いられる。炭化水素系燃料として、分子中に炭素と水素とを含む化合物（酸素等、他の元素を含んでいてもよい）若しくはそれらの混合物が用いられる。炭化水素系燃料として、例えば、炭化水素類、アルコール類、エーテル類、バイオ燃料が挙げられ、これらの炭化水素系燃料は従来の石油・石炭等の化石燃料由来のもの、合成ガス等の合成系燃料由来のもの、バイオマス由来のものを適宜用いることができる。具体的には、炭化水素類として、メタン、エタン、プロパン、ブタン、天然ガス、ＬＰＧ（液化石油ガス）、都市ガス、タウンガス、ガソリン、ナフサ、灯油、軽油が挙げられる。アルコール類として、メタノール、エタノールが挙げられる。エーテル類として、ジメチルエーテルが挙げられる。バイオ燃料として、バイオガス、バイオエタノール、バイオディーゼル、バイオジェットが挙げられる。
　酸化剤として、例えば、空気、純酸素ガス（通常の除去手法で除去が困難な不純物を含んでもよい）、酸素富化空気が用いられる。
　脱硫部２は、水素発生部４に供給される水素含有燃料の脱硫を行う。脱硫部２は、水素含有燃料に含有される硫黄化合物を除去するための脱硫触媒を有している。脱硫部２の脱硫方式として、例えば、硫黄化合物を吸着して除去する吸着脱硫方式や、硫黄化合物を水素と反応させて除去する水素化脱硫方式が採用される。脱硫部２は、脱硫した水素含有燃料を水素発生部４へ供給する。
　水気化部３は、水を加熱し気化させることによって、水素発生部４に供給される水蒸気を生成する。水気化部３における水の加熱は、例えば、水素発生部４の熱、オフガス燃焼部６の熱、あるいは排ガスの熱を回収する等、燃料電池システム１内で発生した熱を用いてもよい。また、別途ヒータ、バーナ等の他熱源を用いて水を加熱してもよい。なお、図１では、一例としてオフガス燃焼部６から水素発生部４へ供給される熱のみ記載されているが、これに限定されない。水気化部３は、生成した水蒸気を水素発生部４へ供給する。
　水素発生部４は、脱硫部２からの水素含有燃料を用いて水素リッチガスを発生させる。水素発生部４は、水素含有燃料を改質触媒によって改質する改質器を有している。水素発生部４での改質方式は、特に限定されず、例えば、水蒸気改質、部分酸化改質、自己熱改質、その他の改質方式を採用できる。なお、水素発生部４は、セルスタック５に要求される水素リッチガスの性状によって、改質触媒により改質する改質器の他に性状を調整するための構成を有する場合もある。例えば、セルスタック５のタイプが固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）やリン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ）であった場合、水素発生部４は、水素リッチガス中の一酸化炭素を除去するための構成（例えば、シフト反応部、選択酸化反応部）を有する。水素発生部４は、水素リッチガスをセルスタック５のアノード１２へ供給する。
　セルスタック５は、水素発生部４からの水素リッチガス及び酸化剤供給部９からの酸化剤を用いて発電を行う。セルスタック５は、水素リッチガスが供給されるアノード１２と、酸化剤が供給されるカソード１３と、アノード１２とカソード１３との間に配置される電解質１４と、を備えている。セルスタック５は、パワーコンディショナー１０を介して、電力を外部へ供給する。セルスタック５は、発電に用いられなかった水素リッチガス及び酸化剤をオフガスとして、オフガス燃焼部６へ供給する。なお、水素発生部４が備えている燃焼部（例えば、改質器を加熱する燃焼器など）をオフガス燃焼部６と共用してもよい。
　オフガス燃焼部６は、セルスタック５から供給されるオフガスを燃焼させる。オフガス燃焼部６によって発生する熱は、水素発生部４へ供給され、水素発生部４での水素リッチガスの発生に用いられる。
　水素含有燃料供給部７は、脱硫部２へ水素含有燃料を供給する。水供給部８は、水気化部３へ水を供給する。酸化剤供給部９は、セルスタック５のカソード１３へ酸化剤を供給する。水素含有燃料供給部７、水供給部８、及び酸化剤供給部９は、例えばポンプによって構成されており、制御部１１からの制御信号に基づいて駆動する。
　パワーコンディショナー１０は、セルスタック５からの電力を、外部での電力使用状態に合わせて調整する。パワーコンディショナー１０は、例えば、電圧を変換する処理や、直流電力を交流電力へ変換する処理を行う。
　制御部１１は、燃料電池システム１全体の制御処理を行う。制御部１１は、例えばＣＰＵ（Central　Processing　Unit）、ＲＯＭ（Read　Only　Memory）、ＲＡＭ（Random　Access　Memory）、及び入出力インターフェイスを含んで構成されたデバイスによって構成される。制御部１１は、水素含有燃料供給部７、水供給部８、酸化剤供給部９、パワーコンディショナー１０、その他、図示されないセンサや補機と電気的に接続されている。制御部１１は、燃料電池システム１内で発生する各種信号を取得すると共に、燃料電池システム１内の各機器へ制御信号を出力する。
　本実施形態に係る燃料電池システム１は、水素含有燃料の性状変化に応じ、適切な運転を行うことができる。制御部１１は、水素含有燃料の性状変化に応じ、適切な制御処理を行うことができる。図２に示すように、制御部１１は、電流取得部１０１と、発電状態判定値取得部１０２と、推定値取得部１０３と、比較判定部（比較部、第一判定部、第二判定部）１０４と、システム停止部（第一システム停止部、第二システム停止部）１０５と、調整部（供給量調整部）１０６と、を備えている。
　制御部１１の電流取得部１０１は、セルスタック５での発電における電流を取得する機能を有する。制御部１１の電流取得部１０１は、セルスタック５での発電における掃引電流を測定することによって、電流を取得する。制御部１１の電流取得部１０１は、パワーコンディショナー１０の測定部１６からの検出結果に基づいて、掃引電流を測定する。制御部１１の発電状態判定値取得部１０２は、セルスタック５での発電における発電パラメータの測定結果に基づく発電状態判定値を取得する機能を有する。制御部１１の発電状態判定値取得部１０２は、燃料電池システム１内の各計測点に配置されたセンサーや計測器からの検出信号を受信する。制御部１１の発電状態判定値取得部１０２は、受信した検出信号に基づいて、発電状態判定値を取得する。
　発電パラメータの値は、セルスタック５での発電状態によって変化する。セルスタック５での発電状態は、水素含有燃料の組成や熱量（すなわち性状）に影響を受けるものである。従って、他の条件が一定である場合、発電パラメータの値の変化は、水素含有燃料の性状の変化を示す。水素含有燃料の性状変化を前提としていない通常の燃料電池システムに設けられている範囲のセンサーや機器によって測定可能なものを、発電パラメータとして採用することが好ましい。
　発電状態判定値は、発電パラメータの測定結果に基づいて得られる値である。発電状態判定値は、発電パラメータに対して予め定められた推定値と比較することにより、セルスタック５の発電状態を判定することができる値である。発電状態判定値として、発電パラメータの測定値そのものを用いてもよく、測定値を平均処理した値を用いてもよく、比較し易いように測定値を演算処理した値を用いてもよい。
　具体的に、発電パラメータとして、セルスタック５でのスタック電圧を用いることができる。制御部１１は、パワーコンディショナー１０の測定部１６からの検出結果に基づいて、スタック電圧を取得することができる。所定の掃引電流に対するスタック電圧は、水素含有燃料の組成に応じて変化する。また、セルスタック５は、水素含有燃料による水素リッチガスを直接用いて発電するものであるため、スタック電圧は組成の変化に応じて速やかに変化する。従って、発電パラメータとしてスタック電圧を用いることによって、制御部１１は、水素含有燃料の性状変化に対して、応答性の高い制御を行うことができる。
　また、発電パラメータとして、セルスタック５の発電に基づく交流電力を用いることができる。制御部１１は、パワーコンディショナー１０の測定部１６からの検出結果に基づいて、交流電力を取得することができる。交流電力は、スタック電圧と同じく、水素含有燃料の性状変化に対して高い応答性を示す。更に、燃料電池システム１は、水素含有燃料が熱量不足であった場合に、ヒーター等によって熱量不足による影響を抑制する場合がある。このような場合、電圧への影響が少なくても、熱量不足における補機損失は増加する。従って、電圧への影響が少ない場合であっても、交流電力を発電パラメータとすることで、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。従って、発電パラメータとして交流電力を用いることによって、制御部１１は、水素含有燃料の性状変化に対して、応答性の高い制御を行うことができる。
　また、発電パラメータとして、オフガス燃焼温度を用いることができる。制御部１１は、オフガス燃焼部６の燃焼温度を測定する温度センサー１７からの検出結果に基づいて、オフガス燃焼温度を取得することができる。オフガス燃焼温度は、水素含有燃料が有する熱量に影響を受けるため、性状変化に対して高い応答性を有する。従って、発電パラメータとしてオフガス燃焼温度を用いることによって、制御部１１は、水素含有燃料の性状変化に対して、応答性の高い制御を行うことができる。
　また、発電パラメータとして、セルスタック５のスタック温度を用いることができる。制御部１１は、セルスタック５のスタック温度を測定する温度センサー１８からの検出結果に基づいて、スタック温度を取得することができる。スタック温度は、水素含有燃料の熱量の細かい変動に対する追従性が低い。すなわち、スタック温度は、水素含有燃料の熱量の変動が平均化されたパラメータとみなすことができる。従って、発電パラメータとしてスタック温度を用いることによって、制御部１１は、測定結果の平均処理を行うことなく、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。
　また、発電パラメータとして、システム内の排熱の回収量である排熱回収熱量を用いることができる。図３に示すように、制御部１１は、排熱回収熱量を測定する測定部１９からの検出結果に基づいて、排熱回収量を取得することができる。測定部１９は、排熱回収器２０に対する熱媒体の流量及び温度に基づいて、排熱回収量を測定することができる。排熱回収器２０は、流入させた熱媒体Ｗ１によって排ガスの熱を回収し、高温となった熱媒体Ｗ２を熱利用部（不図示）へ供給する。排熱回収熱量は、水素含有燃料が有する熱量に影響を受けるので、性状変化に応じて変化する。更に、例えば、気温が高い環境下では、熱回収前の熱媒体Ｗ１及び熱回収後の熱媒体Ｗ２は、いずれも温度が上がる。また、気温が低い環境下では、熱回収前の熱媒体Ｗ１及び熱回収後の熱媒体Ｗ２は、いずれも温度が下がる。また、熱回収後の熱媒体Ｗ２の温度がシステムにより制御されている場合は、温度の変わりに熱媒体の流量Ｆが変化する。この場合、例えば、気温が高い環境下では、熱回収前の熱媒体Ｗ１の温度が上がり、熱媒体流量Ｆは増加する。また、気温が低い環境下では、熱回収前の熱媒体Ｗ１の温度が下がり、熱媒体流量Ｆは減少する。従って、熱媒体Ｗ１と熱媒体Ｗ２の熱量の差に基づく排熱回収熱量は、気温による影響を受け難い。従って、発電パラメータとして排熱回収熱量を用いることによって、制御部１１は、気温の影響を受けることなく、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。
　また、発電パラメータとして、システム内の排熱を回収する排熱回収器２０の入口温度を用いることができる。図３に示すように、制御部１１は、排熱回収器２０の入口温度を測定する温度センサー２１からの検出結果に基づいて、入口温度を取得することができる。排熱回収器２０は、水素含有燃料が有する熱量に影響を受けるので、性状変化に応じて変化する。ここで、燃料電池システム１は、オフガス燃焼部６での失火などによるオフガスの不完全燃焼の対策として、燃焼触媒を備える場合がある。この場合、オフガス燃焼部６で失火となっても、水素含有燃料の熱量は、燃焼触媒によって排ガスの熱量に反映される。従って、発電パラメータとして排熱回収器２０の入口温度を用いることによって、制御部１１は、オフガス燃焼部６で失火となった場合でも、水素含有燃料の性状変化に対応することができる。
　制御部１１の推定値取得部１０３は、電流に対して予め定められた発電パラメータの推定値を取得する機能を有する。推定値は、ベースとなる所定の条件下において、電流に対して予め定められる値である。推定値は、例えば、燃料電池システム１の運転において、燃料の性状、燃料利用率、燃料供給量、その他のパラメータについて理想的な条件とした場合の値に設定することが好ましい。推定値は、制御部１１内での演算処理により推定される値であり、例えば、マップやテーブルとして制御部１１に予め記憶され、所定のタイミングで読み出される値でもよく、または、所定の計算を行うことで算出される値であってもよい。発電パラメータとしてスタック電圧を用いた場合、推定値は、例えば図４のＸｓに示すようなグラフを描く。図４に示す推定値Ｘｓは、燃料の性状、燃料利用率、燃料供給量、その他のパラメータについて燃料電池システム１を最適に運転できる条件とした場合の、掃引電流とスタック電圧の関係を示す。制御部１１の推定値取得部１０３は、燃料電池システム１の運転における各条件（例えば、燃料、水、酸化剤の供給量等）に応じて、推定値のマップやテーブルを複数記憶しておき、制御処理時における運転条件に基づいて適切なマップやテーブルを読み出してもよい。発電パラメータとしてスタック電圧以外のものを用いる場合、各発電パラメータについて、電流に対して予め定められる推定値を用いる。
　制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値と推定値とを比較する機能を有する。制御部１１の比較判定部１０４は、燃料電池システム１の運転に関する条件及び取得した電流に応じた推定値を読み出し、取得した発電状態判定値と比較する。発電状態判定値が推定値から増加した場合、制御部１１の比較判定部１０４は、性状変化により、水素含有燃料の単位量あたりの熱量や発電量が増加したと判断する。また、発電状態判定値が推定値から減少した場合、制御部１１の比較判定部１０４は、性状変化により、水素含有燃料の単位量あたりの熱量や発電量が減少したと判断する。制御部１１のシステム停止部１０５は、所定のタイミングで燃料電池システム１のシステム停止を行う機能を有している。
　制御部１１の調整部１０６は、推定値に対する発電状態判定値の増減に基づいて、水素含有燃料の供給量を調整する機能を有する。制御部１１の調整部１０６は、発電状態判定値が推定値から増加した場合、水素含有燃料の供給量を減少させる。制御部１１の調整部１０６は、供給量を減少させることによって、発電状態判定値が推定値に近づくように制御する。制御部１１の調整部１０６は、供給量が減少するように設定された制御信号を、水素含有燃料供給部７に出力する。制御部１１の調整部１０６は、発電状態判定値が推定値から減少した場合、水素含有燃料の供給量を増加させる。制御部１１の調整部１０６は、供給量を増加させることによって、発電状態判定値が推定値に近づくように制御する。制御部１１の調整部１０６は、供給量が増加するように設定された制御信号を、水素含有燃料供給部７に出力する。制御部１１の調整部１０６は、供給量が上乗せ、または差し引かれた状態の制御信号を用いて、その後のシステム制御を行う。制御部１１の調整部１０６は、推定値に対して上限値や下限値などの閾値を設定し、閾値を超えた場合に、水素含有燃料の供給量を調整してもよい。あるいは、制御部１１の調整部１０６は、発電状態判定値が推定値から変化するたびに供給量を調整してもよい。
　次に、図５を参照して、本実施形態に係る燃料電池システム１の制御処理の一例について説明する。図５に示す処理は、水素含有燃料の性状変化を監視すると共に、性状変化が起こった場合に、当該性状変化に対応した制御を実行する処理である。図５に示す例では、発電パラメータとしてスタック電圧が用いられ、発電状態判定値として平均処理されたスタック電圧の測定値が用いられる。図５に示す処理は、制御部１１において所定のタイミングで繰り返し実行される。
　図５に示すように、制御部１１の電流取得部１０１は、掃引電流Ｉを測定する（ステップＳ１０）と共に、発電状態判定値取得部１０２は、スタック電圧Ｅを測定する（ステップＳ２０）。制御部１１の電流取得部１０１及び発電状態判定値取得部１０２は、Ｓ１０及びＳ２０で測定した掃引電流Ｉ及びスタック電圧Ｅの平均処理を行う（ステップＳ３０）。次に、制御部１１の発電状態判定値取得部１０２は、発電状態判定値Ｘ１を取得する（ステップＳ４０）。制御部１１の発電状態判定値取得部１０２は、Ｓ３０において平均処理されたスタック電圧Ｅの測定値を発電状態判定値Ｘ１として取得する。
　次に、制御部１１の推定値取得部１０３は、掃引電流Ｉに対する発電パラメータの推定値Ｘｓを取得する（ステップＳ５０）。制御部１１の推定値取得部１０３は、Ｓ３０において平均処理された掃引電流Ｉの測定値に対する、スタック電圧の推定値Ｘｓを取得する。図４の例において、制御部１１の推定値取得部１０３は、掃引電流Ｉ１に対して、点Ｐｓにおけるスタック電圧を推定値Ｘｓと特定する。
　次に、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１と推定値Ｘｓとを比較すると共に、比較結果に基づいて水素含有燃料の供給量を調整する。具体的に、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１が、推定値Ｘｓに対して設定された上限閾値Ｘｍａｘより大きいか否かを判定する（ステップＳ６０）。図４の例において、発電状態判定値Ｘ１が点Ｐ１，Ｐ２におけるスタック電圧であった場合、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１は上限閾値Ｘｍａｘ以下であると判定する。一方、発電状態判定値Ｘ１が点Ｐ３におけるスタック電圧であった場合、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１は上限閾値Ｘｍａｘより大きいと判定する。制御部１１の比較判定部１０４は、Ｓ６０において、発電状態判定値Ｘ１が上限閾値Ｘｍａｘより大きいと判定した場合、水素含有燃料の供給量を減少させる処理を行う（ステップＳ７０）。Ｓ７０の後、制御部１１は、システム停止判定処理へ移行する（ステップＳ１００）。
　制御部１１の比較判定部１０４は、Ｓ６０において、発電状態判定値Ｘ１が上限閾値Ｘｍａｘ以下であると判定した場合、発電状態判定値Ｘ１が、推定値Ｘｓに対して設定された下限閾値Ｘｍｉｎより小さいか否かを判定する（ステップＳ８０）。図４の例において、発電状態判定値Ｘ１が点Ｐ１，Ｐ３におけるスタック電圧であった場合、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１は下限閾値Ｘｍｉｎ以上であると判定する。一方、発電状態判定値Ｘ１が点Ｐ２におけるスタック電圧であった場合、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１は下限閾値Ｘｍｉｎより小さいと判定する。制御部１１の調整部１０６は、Ｓ８０において、発電状態判定値Ｘ１が下限閾値Ｘｍｉｎより小さいと判定した場合、水素含有燃料の供給量を増加させる処理を行う（ステップＳ９０）。Ｓ９０の後、制御部１１は、システム停止判定処理へ移行する（ステップＳ１００）。制御部１１は、Ｓ８０において、発電状態判定値Ｘ１が下限閾値Ｘｍｉｎ以上であると判定した場合、水素含有燃料の供給量を調整することなく、システム停止判定処理へ移行する（ステップＳ１００）。図４の例において、発電状態判定値Ｘ１が点Ｐ１におけるスタック電圧であった場合、制御部１１は、水素含有燃料の供給量を調整することなく、Ｓ１００へ移行する。
　制御部１１の比較判定部１０４は、システム停止に関する指令の有無を判定する（ステップＳ１００）。具体的に、制御部１１の比較判定部１０４は、外部からのシステム停止指令や、インターロックによるシステム停止指令の有無を判定する。制御部１１のシステム停止部１０５は、Ｓ１００において、システム停止指令があると判定された場合はシステム停止処理を行い（ステップＳ１１０）、図５に示す処理を終了する。制御部１１の比較判定部１０４は、Ｓ１００において、システム停止指令が無いと判定した場合は、図５に示す処理を終了し、所定のタイミングで再びＳ１０，Ｓ２０から処理を開始する。
　図５に示す制御処理は、燃料電池システム１の運転中に常時実行してもよく、所定の期間を設けて定期的に実行してもよい。常時実行する場合、制御部１１は、推定値のマップやテーブルを燃料電池システム１の運転における条件に合わせて複数記憶しておくことで、運転中に条件を変更して制御している場合も性状変化を監視することができる。定期的に実行する場合、制御処理時における運転の条件を毎回一定となるように制御することで、記憶しておく推定値のマップやテーブルを減らすことができる。
　以上により、燃料電池システム１は、発電状態判定値と推定値とを比較し、推定値に対する発電状態判定値の増減に基づいて、水素含有燃料の供給量を調整している。発電パラメータは、燃料電池システム１内において、セルスタック５での発電状態によって影響を受けるものである。従って、他の条件が一定であれば、発電状態判定値の変化は、発電に用いられる水素含有燃料の性状の変化を示す。発電パラメータの推定値は、電流に対して予め定められる値であり、性状変化を判断するためのベースデータとして用いることができる。燃料電池システム１運転中の所定のタイミングにおける電流及び発電状態判定値が取得された場合、制御部１１は当該電流に基づいて推定値を特定し、その推定値と発電状態判定値とを比較することができる。発電状態判定値が、ベースデータとなる推定値から変化していなければ、性状変化はないと判断できる。一方、発電状態判定値が、推定値から増減していた場合、性状変化があると判断できる。このとき、制御部１１は、水素含有燃料の供給量を調整することによって、燃料電池システム１の運転状態を性状変化前の状態に近づけることができる。これにより、性状変化前と同じく燃料電池システム１にとって最適な運転状態にて、燃料電池システム１が運転を続行することができる。発電パラメータとして、水素含有燃料の性状変化を想定していないような通常の燃料電池システム内で設けられているセンサーや機器で測定可能なものを用いることで、燃料電池システム１は、特別な機器を設けることなく、性状変化に対応することができる。以上によって、特別な機器を設けることなく、水素含有燃料の性状の変化に応じて適切な運転を行うことができる。
　［第二実施形態］
　図６を参照して、本発明の第二実施形態に係る燃料電池システム１について説明する。第二実施形態に係る燃料電池システムにおいて、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値の変化量が所定の閾値より大きい状態が、所定時間継続したか否かを判定する機能を有する。水素含有燃料の性状変化による影響で想定される以上に、発電状態判定値が大きく変化し、その状態が所定時間継続した場合、制御部１１の比較判定部１０４は、水素含有燃料の供給異常と判断する。制御部１１のシステム停止部１０５は、変化量が閾値より大きい状態が所定時間継続したと判定したとき、システムを停止する機能を有する。
　図６は、第二実施形態に係る燃料電池システム１の制御処理の一例を示すフローチャートである。まず、制御部１１の発電状態判定値取得部１０２は、発電状態判定値の変化量を得るための値として、前回の制御処理で取得した発電状態判定値を前回値Ｘ２として取得する（ステップＳ１２０）。なお、初回の制御処理であって前回値が存在しない場合は、初期値Ｘ０を前回値Ｘ２として用いる。次に、第一実施形態と同様のＳ１０～Ｓ５０の処理を実行する。Ｓ５０の後、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１の変化量が閾値Ｙ１よりも大きい状態が、所定時間継続したか否かを判定する（ステップＳ１３０）。ここでの変化量とは、発電状態判定値Ｘ１と前回値Ｘ２との差の絶対値である。なお、変化量としては、発電状態判定値Ｘ１の変化の度合いを示すものであればどのような値を用いてもよい。例えば、発電状態判定値Ｘ１の前回値Ｘ２からの変化率を用いてもよい。
　制御部１１の比較判定部１０４は、Ｓ１３０において変化量が閾値Ｙ１より大きい状態が所定時間継続したと判定した場合、水素含有燃料の供給異常が発生していると判断し、システム停止部１０５は、システムを停止する（Ｓ１１０）。システム停止後、図６に示す制御処理は終了する。
　制御部１１の比較判定部１０４は、Ｓ１３０において変化量が閾値Ｙ１より大きい状態が所定時間継続していないと判定した場合、発電状態判定値Ｘ１の変化量が小さく、供給異常は発生していないと判断する。あるいは、制御部１１の比較判定部１０４は、測定値の振動などによって発電状態判定値Ｘ１が瞬間的に変化したにすぎず、供給異常は発生していないと判断する。このとき、制御部１１は、第一実施形態と同様のＳ６０～Ｓ９０を実行する。Ｓ６０～Ｓ９０を実行した後、発電状態判定値Ｘ１を前回値Ｘ２として設定する（ステップＳ１４０）。ここで設定した前回値Ｘ２は、次回の制御処理におけるＳ１２０で用いられる。なお、制御部１１は、性状変化が変化したと判断してＳ７０、Ｓ９０で燃料供給量を調整した場合、調整後の発電状態判定値Ｘ１を再度取得し直し、取得し直した発電状態判定値Ｘ１を前回値Ｘ２として設定してもよい。
　Ｓ１４０の後、制御部１１は、第一実施形態と同様のＳ１００、Ｓ１１０を実行する。制御部１１は、Ｓ１００において、システム停止指令があると判定した場合はシステム停止処理を行い（ステップＳ１１０）、図６に示す処理を終了する。制御部１１は、Ｓ１００において、システム停止指令が無いと判定した場合は、図６に示す処理を終了し、所定のタイミングで再びＳ１０，Ｓ２０から処理を開始する。
　［第三実施形態］
　図７を参照して、本発明の第三実施形態に係る燃料電池システム１について説明する。第三実施形態に係る燃料電池システムにおいて、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値の推定値に対する変化量が所定の閾値より大きいか否かを判定する機能を有する。水素含有燃料の性状変化による影響で想定される以上に、発電状態判定値が推定値から大きく変化した場合、制御部１１の比較判定部１０４は、直ちに水素含有燃料の供給異常と判断できる。制御部１１のシステム停止部１０５は、変化量が閾値より大きいと判定されたとき、システムを停止する機能を有する。
　図７は、第三実施形態に係る燃料電池システム１の制御処理の一例を示すフローチャートである。まず、制御部１１は、第一実施形態と同様のＳ１０～Ｓ５０を実行する。Ｓ５０の後、制御部１１の比較判定部１０４は、発電状態判定値Ｘ１の推定値Ｘｓに対する変化量が閾値Ｙ２よりも大きいか否かを判定する（ステップＳ１６０）。ここでの変化量とは、発電状態判定値Ｘ１と推定値Ｘｓとの差の絶対値である。なお、変化量としては、発電状態判定値Ｘ１の推定値Ｘｓに対する変化の度合いを示すものであればどのような値を用いてもよい。例えば、発電状態判定値Ｘ１の推定値Ｘｓからの変化率を用いてもよい。
　制御部１１の比較判定部１０４は、Ｓ１３０において変化量が閾値Ｙ２より大きいと判定した場合、水素含有燃料の供給異常が発生していると判断し、システム停止部１０５は、システムを停止する（Ｓ１１０）。システム停止後、図７に示す制御処理は終了する。
　制御部１１の比較判定部１０４は、Ｓ１６０において変化量が閾値Ｙ２以下と判定した場合、供給異常は発生していないと判断する。このとき、制御部１１は、第一実施形態と同様のＳ６０～Ｓ９０を実行する。Ｓ６０～Ｓ９０を実行した後、制御部１１は、第一実施形態と同様のＳ１００、Ｓ１１０を実行する。制御部１１は、Ｓ１００において、システム停止指令があると判定した場合はシステム停止処理を行い（ステップＳ１１０）、図７に示す処理を終了する。制御部１１は、Ｓ１００において、システム停止指令が無いと判定した場合は、図７に示す処理を終了し、所定のタイミングで再びＳ１０，Ｓ２０から処理を開始する。
　以上、本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明に係る燃料電池システムは、実施形態に係る上記燃料電池システム１に限定されない。
　例えば、図４～図７に示す例では、発電パラメータとしてスタック電圧を用いた場合について説明したが、他の発電パラメータを用いて制御処理を行ってもよい。また、燃料電池システムは、第二実施形態及び第三実施形態を組み合わせた制御処理を行ってもよい。これによって、水素含有燃料の供給異常を一層確実に監視できる。
　本発明は、燃料電池システムに利用可能である。
　１…燃料電池システム、４…水素発生部、５…セルスタック、１１…制御部、１０１…電流取得部、１０２…発電状態判定値取得部、１０３…推定値取得部、１０４…比較判定部（比較部、第一判定部、第二判定部）、１０５…システム停止部（第一システム停止部、第二システム停止部）、１０６…調整部（供給量調整部）。

Claims (9)

  1. 　水素含有燃料を用いて水素含有ガスを発生させる水素発生部と、
    　前記水素含有ガスを用いて発電を行うセルスタックと、
    　前記セルスタックでの発電における電流を取得する電流取得部と、
    　前記セルスタックでの発電における発電パラメータの測定結果に基づく発電状態判定値を取得する発電状態判定値取得部と、
    　前記電流に対して予め定められた前記発電パラメータの推定値を取得する推定値取得部と、
    　前記発電状態判定値と前記推定値とを比較する比較部と、
    　前記推定値に対する前記発電状態判定値の増減に基づいて、前記水素含有燃料の供給量を調整する供給量調整部と、を備える燃料電池システム。
  2. 　前記発電状態判定値の変化量が所定の閾値より大きい状態が、所定時間継続したか否かを判定する第一判定部と、
    　前記第一判定部によって、前記変化量が前記閾値より大きい状態が所定時間継続したと判定されたとき、システムを停止する第一システム停止部と、を更に備える請求項１記載の燃料電池システム。
  3. 　前記発電状態判定値の前記推定値に対する変化量が所定の閾値より大きいか否かを判定する第二判定部と、
    　前記第二判定部によって、前記変化量が前記閾値より大きいと判定されたとき、システムを停止する第二システム停止部と、を更に備える請求項１記載の燃料電池システム。
  4. 　前記発電パラメータは、前記セルスタックでのスタック電圧である請求項１～３の何れか一項記載の燃料電池システム。
  5. 　前記発電パラメータは、前記セルスタックの発電に基づく交流電力である請求項１～３の何れか一項記載の燃料電池システム。
  6. 　前記発電パラメータは、前記セルスタックからのオフガスを燃焼させたオフガス燃焼温度である請求項１～３の何れか一項記載の燃料電池システム。
  7. 　前記発電パラメータは、前記セルスタックのスタック温度である請求項１～３の何れか一項記載の燃料電池システム。
  8. 　前記発電パラメータは、システム内の排熱の回収量である排熱回収熱量である請求項１～３の何れか一項記載の燃料電池システム。
  9. 　前記発電パラメータは、システム内の排熱を回収する排熱回収器の入口温度である請求項１～３の何れか一項記載の燃料電池システム。
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