WO2014017028A1 - 燃料電池システム及びその運転方法 - Google Patents

燃料電池システム及びその運転方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2014017028A1
WO2014017028A1 PCT/JP2013/004072 JP2013004072W WO2014017028A1 WO 2014017028 A1 WO2014017028 A1 WO 2014017028A1 JP 2013004072 W JP2013004072 W JP 2013004072W WO 2014017028 A1 WO2014017028 A1 WO 2014017028A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fuel cell
stoichiometric ratio
cell system
anode
anode gas
Prior art date
Application number
PCT/JP2013/004072
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
良一 難波
茂樹 長谷川
Original Assignee
トヨタ自動車株式会社
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 トヨタ自動車株式会社 filed Critical トヨタ自動車株式会社
Priority to CN201380032986.4A priority Critical patent/CN104396074B/zh
Priority to JP2014526738A priority patent/JP6231477B2/ja
Priority to US14/415,812 priority patent/US20150207158A1/en
Publication of WO2014017028A1 publication Critical patent/WO2014017028A1/ja

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
    • H01M8/04082—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
    • 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
    • H01M8/04104—Regulation of differential pressures
    • 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
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04067—Heat exchange or temperature measuring elements, thermal insulation, e.g. heat pipes, heat pumps, fins
    • 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
    • H01M8/04701—Temperature
    • 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
    • H01M8/04761—Pressure; Flow of fuel cell exhausts
    • 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
    • H01M8/04783—Pressure differences, e.g. between anode and cathode
    • 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
    • H01M8/04791—Concentration; Density
    • H01M8/04798—Concentration; Density 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
    • H01M4/00—Electrodes
    • H01M4/86—Inert electrodes with catalytic activity, e.g. for fuel cells
    • H01M4/90—Selection of catalytic material
    • H01M4/92—Metals of platinum group
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a fuel cell.
  • the cathode inlet is an inlet through which cathode gas such as air flows into each single cell constituting the fuel cell stack.
  • drying of the entrance of the cathode is suppressed by increasing the flow rate of the fuel gas or decreasing the pressure of the fuel gas (for example, Patent Document 1).
  • the inventors of the present application foresee a problem that drying of the anode entrance is likely to occur due to future technological development.
  • the anode inlet is an inlet through which anode gas containing hydrogen or the like flows into each single cell constituting the fuel cell stack.
  • the technology development means that the current density is increased due to the miniaturization of the fuel cell stack (for example, 1.4 to 2.5 A / cm 2 ), and the amount of platinum per unit area of the electrode is further reduced on the cathode side. (For example, 0.2 mg / cm 2 or less).
  • the gas diffusion resistance increases when the amount of platinum on the cathode side is reduced.
  • Increasing the current density with increased gas diffusion resistance tends to increase the in-plane position of the cathode where the oxygen partial pressure is high, that is, the local current density near the cathode entrance, while reducing the oxygen partial pressure.
  • the amount of moisture generated at the in-plane position where the local current density is difficult to increase decreases. Therefore, the vicinity of the cathode outlet is easily dried.
  • the amount of moisture supplied from the vicinity of the cathode outlet to the vicinity of the anode inlet decreases when the flow directions of the cathode gas and the anode gas oppose each other.
  • the amount of water supplied in the vicinity of the anode entrance is less than the amount of moisture removed (evaporation) in the vicinity of the anode entrance, the anode entrance is dried. If the anode entrance is dried, the power generation performance of the entire fuel cell is reduced.
  • the problem to be solved by the present invention is based on such a situation.
  • the fuel cell system may be equipped with a humidification module.
  • Humidification modules include those that humidify the cathode gas and those that humidify the anode gas.
  • the cathode gas is used as a non-humidified gas.
  • the humidification module for humidifying the anode gas is not installed, the anode gas is used as a non-humidified gas. Drying of the anode inlet is facilitated when the anode gas is humidified while the cathode gas is a non-humidified gas, compared to when both the cathode gas and the anode gas are humidified. It is further accelerated if both are non-humidified gases. In such a case, the above problem becomes more serious.
  • the present invention is for solving at least a part of the above-described problems, and can be realized as the following modes.
  • a fuel cell system in which the mass of a platinum catalyst contained per 1 cm 2 in the cathode-side electrode is 0.2 mg or less.
  • the fuel cell system includes a fuel cell stack and a drying suppression unit.
  • the fuel cell stack is supplied with the anode gas and the cathode gas so that the flow direction of the anode gas supplied to the anode and the flow direction of the cathode gas supplied to the cathode face each other.
  • the drying suppression unit controls the temperature of the fuel cell stack to 30 ° C. or higher and 65 ° C.
  • controlling to 5 or less, controlling the outlet pressure of the anode gas to 100 kPa to 250 kPa, and controlling the stoichiometric ratio of the anode gas to 1.25 to 5 is executed.
  • the anode is used during power generation with a current density of 1.4 A / cm 2 or more.
  • the drying of the entrance can be suppressed.
  • the temperature of the fuel cell stack at 30 ° C. or higher and 65 ° C. or lower is often a value equal to or lower than the temperature of the fuel cell stack under normal conditions during power generation with a current density of 1.4 A / cm 2 or higher. That is, the drying suppression unit lowers the temperature of the fuel cell stack as compared with the case of normal conditions. If the temperature of the fuel cell stack decreases, drying of the anode entrance is suppressed.
  • the stoichiometric ratio of the cathode gas of 1.0 or more and 1.5 or less is often a value equal to or less than the stoichiometric ratio of the cathode gas under normal conditions during power generation with a current density of 1.4 A / cm 2 or more. That is, the drying suppression unit lowers the stoichiometric ratio of the cathode gas as compared with the normal condition. If the stoichiometric ratio of the cathode gas decreases, the amount of water vapor (evaporation amount) that the cathode gas takes away from the fuel cell stack is reduced. As a result, the cathode outlet in particular gets wet.
  • the stoichiometric ratio is a ratio calculated by dividing the amount of reaction gas supplied to the fuel cell by the required amount of reaction gas of the fuel cell based on the required power generation amount.
  • the outlet pressure of the anode gas of 100 kPa or more and 250 kPa or less is often a value higher than the outlet pressure of the anode gas under normal conditions. That is, the drying suppression unit increases the outlet pressure of the anode gas as compared with the normal condition.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas of 1.0 or more and 1.5 or less is often a value less than or equal to the stoichiometric ratio of the anode gas under normal conditions. That is, the drying suppression unit lowers the stoichiometric ratio of the anode gas as compared with the normal condition.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas is decreased, that is, if the flow rate of the anode gas is decreased, the amount of moisture taken away from the inlet of the anode by the anode gas is decreased. As a result, drying of the anode entrance is suppressed.
  • “At the time of power generation at a current density of 1.4 A / cm 2 or more” means, for example, when power generation at a current density of 1.4 A / cm 2 or more is executed, or a current of 1.4 A / cm 2 or more For example, when a shift to power generation due to density is predicted.
  • pressure means absolute pressure.
  • the drying suppression unit controls the temperature of the fuel cell stack to 30 ° C. or more and 65 ° C. or less, and controls the stoichiometric ratio of the cathode gas to 1.0 or more and 1.5 or less. According to this fuel cell system, as described above, drying of the anode entrance can be suppressed.
  • the drying suppression unit controls the temperature of the fuel cell stack to 30 ° C. or more and 50 ° C. or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the temperature of the fuel cell stack to 30 ° C. or higher and 40 ° C. or lower. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the stoichiometric ratio of the cathode gas to 1.0 or more and 1.3 or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the stoichiometric ratio of the cathode gas to 1.0 or more and 1.2 or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the fuel cell system includes a target temperature setting unit that sets the target temperature of the fuel cell stack to a value under normal operating conditions.
  • the drying suppression unit is calculated by dividing the difference obtained by subtracting the target temperature set by the drying suppression unit from the target temperature set by the target temperature setting unit by the stoichiometric ratio of the cathode gas set to the target value.
  • the temperature of the fuel cell stack and the stoichiometric ratio of the cathode gas are controlled so that the quotient obtained is 8.3 ° C. or higher. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the effect of lowering the temperature of the fuel cell stack can be confirmed, for example, by returning the temperature of the fuel cell stack to a normal condition (for example, 65 ° C.).
  • the drying suppression unit controls the temperature of the fuel cell stack and the stoichiometric ratio of the cathode gas so that the quotient is 10 ° C. or higher. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit ends the control of the temperature of the fuel cell stack when the cell voltage is achieved to be equal to or lower than the reference value. According to this fuel cell system, it is possible to return to normal conditions at an appropriate timing.
  • the drying suppression unit finishes the control of the temperature of the fuel cell stack when the temperature of the fuel cell stack is achieved below the target value. According to this fuel cell system, it is possible to return to normal conditions at an appropriate timing.
  • the drying suppression unit ends the control of the stoichiometric ratio of the cathode gas when the cell voltage is achieved to be equal to or lower than the reference value. According to this fuel cell system, it is possible to return to normal conditions at an appropriate timing.
  • the drying suppression unit finishes the control of the stoichiometric ratio of the cathode gas when the stoichiometric ratio of the cathode gas has reached the target value or less. According to this fuel cell system, it is possible to return to normal conditions at an appropriate timing.
  • the drying suppression unit controls the outlet pressure of the anode gas to 100 kPa or more and 250 kPa or less, and controls the stoichiometric ratio of the anode gas to 1.25 or more and 5 or less. According to this fuel cell system, as described above, drying of the anode entrance is suppressed.
  • the drying suppression unit controls the outlet pressure of the anode gas to 150 kPa or more and 250 kPa or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the outlet pressure of the anode gas to 150 kPa or more and 200 kPa or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed. If the anode gas flow rate is too low, the anode outlet will dry. Therefore, drying of the anode inlet and outlet can be suppressed by keeping the outlet pressure of the anode gas within an appropriate range.
  • the drying suppression unit controls the stoichiometric ratio of the anode gas to 1.25 or more and 4 or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the stoichiometric ratio of the anode gas to 1.25 or more and 3 or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the stoichiometric ratio of the anode gas to 1.25 or more and 2 or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the stoichiometric ratio of the anode gas to 1.25 or more and 1.66 or less. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit includes the anode gas outlet pressure and the anode so that a quotient calculated by dividing the anode gas outlet pressure by the anode gas stoichiometric ratio is 50 kPa or more. Control the stoichiometric ratio of gas. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • the drying suppression unit controls the outlet pressure of the anode gas and the stoichiometric ratio of the anode gas so that the quotient is 83 kPa or more. According to this fuel cell system, drying of the anode entrance can be further suppressed.
  • this system may or may not have the drying suppression unit described above.
  • the drying suppression unit in another form may or may not control the temperature of the fuel cell stack, may or may not control the cathode gas stoichiometric ratio, and controls the outlet pressure of the anode gas.
  • the drying suppression unit may control at least one of the four parameters.
  • the drying suppression unit includes, for example, at least controlling the temperature of the fuel cell stack to 30 ° C. or more and 50 ° C.
  • the drying suppression unit satisfies at least one of, for example, controlling the outlet pressure of the anode gas to 150 kPa or more and 250 kPa or less and controlling the stoichiometric ratio of the anode gas to 1.25 or more and 4 or less. Does not have to be satisfied.
  • the drying suppression unit is based on the technical idea of increasing or decreasing the value with respect to the normal condition without limiting the numerical value for at least one of the above four parameters. If not.
  • a system can be realized as a fuel cell system, for example, but can also be realized as a system other than the fuel cell system. According to such a configuration, it is possible to solve at least one of various problems such as downsizing of the system, cost reduction, resource saving, easy manufacture, and improvement in usability. Any or all of the technical features of each form of the fuel cell system described above can be applied to this system.
  • the present invention can be realized in various forms other than the above.
  • the present invention can be realized in the form of an operation method of the fuel cell system, a program for realizing the operation method, a non-temporary storage medium storing the program, and the like.
  • the block block diagram which shows schematic structure of a fuel cell vehicle. The figure explaining the amount of platinum per unit area.
  • the flowchart which shows a drying suppression process.
  • the flowchart which shows an anode stoichiometric ratio control process.
  • the flowchart which shows a cathode stoichiometric ratio control process.
  • the flowchart which shows a cooling water temperature control process.
  • the flowchart which shows an anode pressure control process.
  • the table which shows the measured value of a cell voltage and sheet resistance when an anode stoichiometric ratio control process and an anode pressure control process are performed.
  • the table which shows the measured value of a cell voltage and sheet resistance when a cathode stoichiometric ratio control process and a cooling water temperature control process are performed.
  • the graph which shows the measured value of a cell voltage and sheet resistance when an anode stoichiometric ratio control process and an anode pressure control process are performed by making the outlet pressure of anode gas into a horizontal axis.
  • the graph which shows the influence by the change of the value which divided the reduction value of the cooling water temperature by the stoichiometric ratio of cathode gas The graph which shows the relationship between local current density and in-plane position, and the relationship between local area resistance and in-plane position.
  • FIG. 1A is a block configuration diagram showing a schematic configuration of the fuel cell vehicle 20.
  • the fuel cell vehicle 20 is a four-wheel vehicle, and includes a fuel cell system 30, a power supply mechanism 80, a drive mechanism 90, and a control unit 100 as shown in FIG. 1A.
  • the fuel cell system 30 employs a polymer electrolyte fuel cell and generates electric power through a reaction between hydrogen and oxygen.
  • the fuel cell system 30 includes a fuel cell stack 40, an anode gas supply / discharge mechanism 50, a cathode gas supply / discharge mechanism 60, and a cooling water circulation mechanism 70.
  • the fuel cell stack 40 is formed by stacking a plurality of single cells 41.
  • FIG. 1B is a view of the membrane electrode assembly 43 constituting the single cell 41 as viewed from the cathode side.
  • the membrane electrode assembly 43 has a configuration in which electrode application portions 47 are formed on both surfaces of the electrolyte membrane portion 45.
  • the cathode-side electrode application unit 47 includes a low amount of platinum catalyst supported on carbon nanotubes. The low amount is, for example, 0.2 mg / cm 2 or less in the electrode application part 47 on the cathode side. In other embodiments, any value may be used, for example, X mg or less (X is an arbitrary value included in 0.01 to 1).
  • platinum supported on carbon black may be employed instead of platinum supported on carbon nanotubes as described above, or a platinum alloy supported on carbon black may be employed.
  • This platinum alloy may be, for example, an alloy of platinum with at least one of aluminum, chromium, manganese, iron, cobalt, nickel, zirconium, molybdenum, ruthenium, rhodium, palladium, panadium, tungsten, iridium, titanium, and lead.
  • the anode gas supply / discharge mechanism 50 supplies an anode gas containing hydrogen to the fuel cell stack 40 and discharges the anode gas from the fuel cell stack 40.
  • the anode gas supply / discharge mechanism 50 includes a hydrogen tank 51, a regulator 52, an anode gas circulation pump 53, a purge valve 54, a discharge path 55, an anode gas pressure gauge 56, and an injector 57.
  • the hydrogen tank 51 stores hydrogen.
  • the regulator 52 supplies the hydrogen stored in the hydrogen tank 51 to the injector 57 after reducing the pressure to a predetermined pressure.
  • the injector 57 supplies the hydrogen supplied from the regulator 52 to the anode of each single cell 41 as an anode gas after adjusting the flow rate and pressure.
  • the anode gas circulation pump 53 supplies the anode gas discharged from the anode without being consumed to the fuel cell stack 40 again.
  • the anode gas pressure gauge 56 measures the outlet pressure of the anode gas.
  • the outlet pressure of the anode gas is a pressure immediately after the anode gas is discharged from the fuel cell stack 40.
  • the purge valve 54 is opened as necessary to discharge the anode gas discharged from the anode via the discharge path 55.
  • the discharge path 55 is a path that connects a path through which the anode gas circulates in the anode gas supply / discharge mechanism 50 and a cathode gas discharge path 66 (described later) provided in the cathode gas supply / discharge mechanism 60.
  • the anode gas discharged from the purge valve 54 to the discharge path 55 is diluted and then discharged from the cathode gas discharge path 66 to the atmosphere.
  • the anode gas supply / discharge mechanism 50 controls the outlet pressure of the anode gas and the stoichiometric ratio with a target value set separately as a target.
  • the control of the anode gas outlet pressure and the stoichiometric ratio is realized by controlling the operations of the anode gas circulation pump 53, the purge valve 54 and the injector 57.
  • the stoichiometric ratio is controlled by assuming that the hydrogen partial pressure in the anode gas is constant. Instead of assuming that the hydrogen partial pressure is constant, measured values may be used.
  • the cathode gas supply / discharge mechanism 60 supplies the cathode gas to the fuel cell stack 40 and discharges the cathode gas from the fuel cell stack 40.
  • the flow of cathode gas and the flow of anode gas supplied to each single cell 41 are opposed to each other.
  • the cathode gas supply / discharge mechanism 60 includes a cathode gas supply path 61, an air compressor 62, an air flow meter 63, a cathode gas discharge path 66, a pressure adjusting shut valve 67, and a cathode gas pressure gauge 68.
  • the cathode gas supply path 61 and the cathode gas discharge path 66 are channels that connect the fuel cell stack 40 and the atmosphere opening.
  • An air cleaner (not shown) is provided at the air opening of the cathode gas supply path 61.
  • the air compressor 62 is provided in the middle of the cathode gas supply path 61, and sucks air from the atmosphere opening side of the cathode gas supply path 61 to compress it. The compressed air is supplied to the fuel cell stack 40 as a cathode gas.
  • the air flow meter 63 measures the flow rate of air sucked by the air compressor 62.
  • the cathode gas pressure gauge 68 is provided in the middle of the cathode gas discharge path 66 and measures the pressure of the cathode gas immediately after being discharged from the fuel cell stack 40.
  • the pressure adjusting shut valve 67 is provided in the cathode gas discharge path 66 and adjusts the flow path cross-sectional area of the cathode gas discharge path 66 according to the valve opening.
  • the cathode gas supply / discharge mechanism 60 controls the stoichiometric ratio of the cathode gas with a target value set separately as a target.
  • the control of the stoichiometric ratio of the cathode gas is realized by controlling the operations of the air compressor 62 and the pressure adjusting shut valve 67.
  • the stoichiometric ratio is controlled by assuming that the oxygen partial pressure in the air is constant. Instead of assuming that the oxygen partial pressure is constant, measured values may be used.
  • the cooling water circulation mechanism 70 cools the fuel cell stack 40.
  • the cooling water circulation mechanism 70 includes a radiator 71, a cooling water circulation pump 72, and a water temperature gauge 73.
  • the cooling water circulation mechanism 70 circulates the cooling water between the fuel cell stack 40 and the radiator 71 in order to control the temperature of the fuel cell stack 40. By this circulation, heat absorption in the fuel cell stack 40 and heat dissipation in the radiator 71 are performed.
  • the water temperature meter 73 measures the coolant temperature immediately after being discharged from the radiator 71. With such a configuration, the cooling water circulation mechanism 70 can control the temperature of the cooling water immediately after being discharged from the radiator 71, and thus can control the temperature of the fuel cell stack 40. Control of the cooling water temperature is realized by controlling the amount of circulation by the cooling water circulation pump 72 and the operation of the cooling fan of the radiator 71.
  • the power supply mechanism 80 supplies power to the electric device.
  • the electric devices are, for example, a motor 91 that drives drive wheels 92, an air compressor 62, and the like.
  • the power supply mechanism 80 monitors the power generation by the fuel cell stack 40.
  • the monitoring of power generation is, for example, measurement of current density, cell voltage, and cell area resistance.
  • the measurement of the current density, the cell voltage, and the sheet resistance is performed by calculation based on the measurement value of the generated current and / or generated voltage of the entire fuel cell stack 40.
  • the control unit 100 is an ECU including a CPU, a RAM, a ROM, and a drying suppression unit 110 inside.
  • the control unit 100 controls the fuel cell system 30 and the power supply mechanism 80 described so far in response to a request for power generation.
  • FIG. 2 is a flowchart showing the drying suppression process.
  • the execution subject of the drying suppression process is a drying suppression unit provided in the control unit 100.
  • the trigger for starting the drying suppression process is that a high load operation has been requested for a predetermined time or more.
  • the high load operation is an operation for generating power with a current density of 1.4 A / cm 2 or more, for example.
  • the purpose of the drying suppression process is to improve power generation performance by suppressing drying near the entrance of the anode when high load operation is required.
  • an anode stoichiometric ratio control process (see FIG. 3) is performed (step S300).
  • a cathode stoichiometric ratio control process (see FIG. 4) is performed (step S400).
  • a cooling water temperature control process (refer FIG. 5) is performed (step S500).
  • an anode pressure control process (see FIG. 6) is performed (step S600), and the process returns to the anode stoichiometric control process.
  • the drying suppression process may be finished before executing all the processes as the four subroutines.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the anode stoichiometric control process.
  • the target value of the stoichiometric ratio of the anode gas is changed so as to be lower than the normal condition (step S310). Specific numerical values will be described later.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas decreases toward the target value by the control by the control unit 100.
  • This control is performed mainly for the purpose of suppressing drying of the anode entrance. When drying of the anode entrance is suppressed, the cell voltage tends to increase and the sheet resistance tends to decrease.
  • step S320 it is next determined whether a request for high load operation is continued (step S320). If it is determined that the request for high load operation is continuing (step S320, YES), it is determined whether the cell voltage has been achieved to be equal to or higher than the target voltage V1 (step S330). If it is determined that the cell voltage is not equal to or higher than the target voltage V1 (step S330, NO), it is determined whether or not the area resistance has reached the target resistance R1 or lower (step S340). If it is determined that the sheet resistance is not equal to or less than the target resistance R1 (step S340, NO), the process returns to step S320.
  • step S320 Demand for high-load operation is a premise for performing drying suppression processing. Therefore, if the request for high load operation is not continued (step S320, NO), the changed target value (here, the target value of the stoichiometric ratio of the anode gas) is restored (step S370) to suppress drying. The process ends. If the request for the high load operation is continued (step S320, YES), the above-described determination (steps S330, 340, 350) regarding the cell voltage, the sheet resistance, and the stoichiometric ratio of the anode gas is repeatedly executed.
  • step S360 determines whether or not to continue the drying suppression process. If it determines with not continuing a drying suppression process (step S360, NO), step S370 mentioned above will be performed and a drying suppression process will be complete
  • Whether to continue the drying suppression process is determined by comprehensively determining the energy balance of the fuel cell vehicle 20. For example, it is performed by taking into consideration the fuel consumption and the load of each component. As an example, when the outlet pressure of the anode gas is increased in the anode pressure control process described later, an upper limit is provided for the time to increase, and it is determined that the drying suppression process is not continued when the upper limit is reached.
  • the purpose of setting an upper limit for the time is to limit the time during which the load of the anode gas supply / discharge mechanism 50 becomes large. Increasing the outlet pressure of the anode gas increases the load on the anode gas supply / discharge mechanism 50.
  • FIG. 4 is a flowchart showing the cathode stoichiometric ratio control process.
  • the target value of the stoichiometric ratio of the cathode gas is changed to be lower than normal conditions (step S410).
  • the stoichiometric ratio of the cathode gas decreases toward the target value by the control by the control unit 100. This control is performed for the purpose of suppressing drying of the inlet of the anode and removing an oxide film formed on the cathode catalyst.
  • the oxygen partial pressure of the cathode gas decreases particularly near the cathode outlet.
  • the cell voltage decreases.
  • step S420 it is determined whether the request for high load operation continues (step S420). If it determines with the request
  • a target value for example, 0.4V
  • step S420 If the request for high load operation is not continued (step S420, NO), the changed target value (here, the target value of the stoichiometric ratio between the cathode gas and the anode gas) is restored (step S470), The drying suppression process is terminated. If the request for high load operation continues (step S420, YES), the above-described determination (steps S430 and 450) regarding the cell voltage and cathode gas stoichiometric ratio is repeated.
  • the cathode gas stoichiometric ratio decreases, the cell voltage decreases as described above. As a result, if it is determined that the cell voltage is equal to or lower than the target value (step S430, YES), it is estimated that the effect of the cathode stoichiometric ratio control process can be obtained, and the target value of the cathode gas stoichiometric ratio is set to the normal condition. (Step S460), the process proceeds to the next step of the drying suppression process. In the present embodiment, the process proceeds to the cooling water temperature control process (step S500). The effect mentioned here is that the removal of the oxide film produced on the surface of the catalytic metal (platinum) on the cathode side is particularly promoted.
  • step S450 YES
  • step S460 the target value of the cathode gas stoichiometric ratio is returned to the normal condition value (step S460), and the process proceeds to the next step of the drying suppression process. move on.
  • the effect mentioned here is that the drying at the entrance of the anode is particularly suppressed.
  • FIG. 5 is a flowchart showing the cooling water temperature control process.
  • the target value of the coolant temperature is changed so as to be lower than the normal condition (step S510).
  • step S530 it is determined whether the cell voltage has been achieved to be equal to or lower than the target voltage V2 (step S530).
  • the target voltage V2 is smaller than the target voltage V1, for example, 0.4V. If it is determined that the cell voltage is not lower than or equal to the target voltage V2 (step S530, NO), it is determined whether or not the cooling water temperature has reached the changed target value or lower (step S550). When it is determined that the cooling water temperature is not lower than the target value (step S550, NO), the process returns to step S520.
  • step S520 determines with the request
  • the changed target value will be returned to the value of a normal condition (step S570), and a drying suppression process will be complete
  • the target values of the stoichiometric ratio of the cathode gas and the cooling water temperature are returned to the normal condition values.
  • step S530, YES the target voltage of the cooling water temperature is returned to the normal condition value
  • step S560 the process proceeds to the next step of the drying suppression process.
  • the process proceeds to the anode pressure control process (step S600).
  • step S530 the reason for returning the cooling water temperature to the normal condition is that it is presumed that the removal of the oxide film was promoted by the decrease in the cell voltage.
  • step S550 the reason for returning the target value of the cooling water temperature to the normal condition is that the anode entrance is presumed to be wet as the temperature of the fuel cell stack 40 decreases.
  • FIG. 6 is a flowchart showing the anode pressure control process.
  • the target value of the anode gas outlet pressure is changed to be higher than the normal condition (step S610).
  • the target value of the outlet pressure of the anode gas is increased, the outlet pressure of the anode gas is increased by the control by the control unit 100, and drying of the inlet of the anode is suppressed. As a result, the cell voltage increases and the sheet resistance decreases.
  • step S620 it is determined whether the request for high load operation continues (step S620). If it determines with the request
  • step S640 If it is determined that the area resistance is not less than or equal to the target resistance R1 (step S640, NO), it is determined whether or not the outlet pressure of the anode gas has reached the changed target value or more (step S650). If it is determined that the outlet pressure of the anode gas is not equal to or higher than the target value (step S650, NO), the process returns to step S620.
  • step S620 determines with the request
  • the changed target value will be returned to the value of a normal condition (step S670), and a drying suppression process will be complete
  • the target values of the stoichiometric ratio of the anode gas and the outlet pressure of the anode gas are returned to the normal condition values.
  • step S660 it is determined whether to continue the drying suppression process (step S660). ). If it determines with not continuing a drying suppression process (step S660, NO), step S670 mentioned above will be performed and a drying suppression process will be complete
  • step S630 The reason why it is determined whether the drying suppression process is finished when YES in step S630 or YES in step S640 is that the anode gas inlet is presumed to be wet.
  • step S650 the reason for proceeding to the next step of the drying suppression process while keeping the target value of the anode gas outlet pressure high is that the cell is in spite of the fact that the anode gas outlet pressure has reached the target value. That is, the voltage and the sheet resistance did not reach the target values.
  • step S650 if it is determined that the outlet pressure of the anode gas is equal to or higher than the target value (step S650, YES), the process proceeds to the next step of the drying suppression process.
  • the anode stoichiometric ratio control process is executed (step S300).
  • the drying suppression process described above can be changed to various forms.
  • the order in which the anode stoichiometric ratio control process, the cathode stoichiometric ratio control process, the cooling water temperature control process, and the anode pressure control process are executed may be changed in any way.
  • the order in the above-described embodiment is arranged in order from processing with high responsiveness. In addition to this, for example, if the processing is performed in order from the largest effect, the cooling water temperature control processing, the cathode stoichiometric ratio control processing, the anode pressure control processing, and the anode stoichiometric ratio control processing may be performed in this order. Any two or more processes may be executed at the same time without executing them in order.
  • At least one of the anode stoichiometric ratio control process, the cathode stoichiometric ratio control process, the cooling water temperature control process, and the anode pressure control process may be executed.
  • any one of the cell voltage and the sheet resistance may be used as a trigger for determining whether or not the drying suppression process is finished.
  • any one of step S330 and step S340 may be omitted.
  • a sheet resistance may be adopted as a parameter for determining whether or not the drying suppression process is finished in addition to or instead of the cell voltage.
  • step S430 may be changed to “Area resistance is greater than or equal to target value?”.
  • a sudden increase in current density may be used as a start trigger for the drying suppression process.
  • Drying suppression treatment is particularly useful when power generation is performed at a high current density when a humidification mechanism for the cathode gas or a humidification mechanism for the cathode gas and the anode gas is used and a low amount of platinum catalyst is used on the cathode side. Demonstrate the effect. However, even if at least one of these conditions is not satisfied, the drying suppression process is effective when the vicinity of the anode inlet and / or the vicinity of the cathode outlet is dried or expected to be dried. .
  • FIG. 7A is a table showing measured values of the cell voltage when the anode stoichiometric control process and the anode pressure control process are executed as the drying suppression process.
  • FIG. 7B is a table showing measured values of sheet resistance when the anode stoichiometric control process and the anode pressure control process are executed as the drying suppression process.
  • Each of the target value of the anode gas stoichiometric ratio and the target value of the outlet pressure of the anode gas was measured for a plurality of values.
  • FIG. 8A is a table showing measured values of the cell voltage when the cathode stoichiometric ratio control process and the cooling water temperature control process are executed.
  • FIG. 8B is a table showing measured values of sheet resistance when the cathode stoichiometric ratio control process and the cooling water temperature control process are executed. Each of the target value of the cathode gas stoichiometric ratio and the target value of the cooling water temperature was measured for a plurality of values.
  • Average shown in FIG. 7 and FIG. 8 is an average value of measured values when one parameter is the same.
  • the average when the stoichiometric ratio of the anode gas is 5 is an average of the measured values under four conditions where the stoichiometric ratio of the anode gas is 5 and the outlet pressure of the anode gas is 100, 150, 200, or 250 kPa.
  • the “change rate” shown in FIGS. 7 and 8 is a value indicating how much the average has changed from the reference value.
  • the reference value for the stoichiometric ratio of the anode gas is 5, the reference value for the outlet pressure of the anode gas is 100 kPa, the reference value for the stoichiometric cathode gas is 1.5, and the reference value for the cooling water temperature is 65 ° C. These reference values are used as normal conditions.
  • the thick frame shown in FIG. 7 and FIG. 8 shows a preferable range. The reason will be described later.
  • Each measured value shown in FIG. 7 can be used as the target voltage V1 in the drying suppression process.
  • Each measured value shown in FIG. 8 can be used as the target resistance R1 in the drying suppression process.
  • 200 kPa is adopted as the target value of the outlet pressure of the anode gas and 1.25 is adopted as the target value of the stoichiometric ratio of the anode gas
  • 0.498 V is set as the target voltage V1
  • 77.88 m ⁇ ⁇ cm 2 is set as the target resistance R1.
  • values obtained by increasing or decreasing these values by a predetermined ratio can be used.
  • FIG. 9 is a graph showing the change rate of the cell voltage shown in FIGS. 7 (A) and 8 (A).
  • any parameter other than the reference value is preferable to the reference value because the cell voltage is larger than that of the reference value.
  • the outlet pressure of the anode gas is preferably 150 to 200 kPa rather than 250 kPa.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably from 1.25 to 3, more preferably from 1.25 to 2, more preferably from 1.25 to 1.4. .
  • the stoichiometric ratio of the cathode gas is preferably 1 to 1.2 rather than 1.3.
  • the cooling water temperature is preferably 30 to 40 ° C. rather than 50 ° C.
  • the effect due to the cooling water temperature is most prominent, followed by the effect due to the stoichiometric ratio of the cathode gas.
  • the reason for this is presumed that the cooling water temperature control process and the cathode stoichiometric ratio control process remove the oxide film on the cathode surface of the cathode as described above in addition to moistening the inlet of the anode. . It is considered that the reason why the oxide film on the cathode is removed is that the cooling water temperature control process and the cathode stoichiometric ratio control process cause a decrease in cell voltage, that is, a decrease in cathode potential, and that the cathode becomes wet. .
  • the cathode moisture has an effect of removing impurities adhering to the platinum surface of the cathode.
  • An impurity is a sulfonic acid group, for example.
  • the sulfonic acid group is released from, for example, the electrolyte membrane part 45 or the ionomer.
  • the ionomer is included in the electrode application unit 47, for example.
  • the control of the anode gas outlet pressure and the stoichiometric ratio is advantageous in that the cell voltage does not decrease once and the effect can be obtained quickly unlike the control of the cooling water temperature and the stoichiometric ratio of the cathode gas. It is.
  • FIG. 10 is a graph showing the rate of change of the sheet resistance shown in FIGS. 7B and 8B.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 3, more preferably 1.25 to 2, more preferably 1.25 to 1.66 is preferred.
  • the cell voltage described with reference to FIG. 9, 1.25 to 1.4 is more preferable.
  • the preferred range for the other parameters is the same as for cell voltage. As shown in FIG. 10, the effect due to the cooling water temperature is the most prominent, and then the effect due to the stoichiometric ratio of the anode gas is significant.
  • FIG. 11 (A) is a graph of the numerical values shown in FIG. 7 (A).
  • the vertical axis of this graph is the cell voltage, and the horizontal axis is the outlet pressure of the anode gas.
  • FIG. 11B is a graphical representation of the numerical values shown in FIG.
  • the vertical axis of this graph is the sheet resistance, and the horizontal axis is the outlet pressure of the anode gas.
  • the numerical value given to each curve in the graph indicates the stoichiometric ratio of the anode gas.
  • the cell voltage is larger when the anode outlet pressure is 150 to 250 kPa than when the anode outlet pressure is 100 kPa. Therefore, the outlet pressure of the anode is preferably 150 to 250 kPa.
  • the cell voltage is larger when the anode outlet pressure is 150 to 200 kPa than when the anode outlet pressure is 250 kPa. Therefore, the outlet pressure of the anode is preferably 150 to 200 kPa.
  • FIG. 11A shows an approximate curve by a quadratic function.
  • the peak of these quadratic curves falls within 191 to 201 kPa. Therefore, in the present embodiment, the outlet pressure of the anode gas is preferably 191 to 201 kPa.
  • the outlet pressure of the anode gas is preferably 150 to 250 kPa and more preferably 200 to 250 kPa when the stoichiometric ratio of the anode gas is 5.
  • the outlet pressure of the anode gas is preferably 150 to 200 kPa when the stoichiometric ratio of the anode gas is 1.2 to 1.66 or 4.
  • FIG. 12 (A) is a graph of the numerical values shown in FIG. 7 (A).
  • the vertical axis of this graph is the cell voltage, and the horizontal axis is the stoichiometric ratio of the anode gas.
  • FIG. 12B is a graph showing the numerical values shown in FIG.
  • the vertical axis of this graph is the sheet resistance, and the horizontal axis is the stoichiometric ratio of the anode gas.
  • the numerical value given to each curve in the graph indicates the outlet pressure of the anode gas.
  • the cell voltage is higher when the anode gas stoichiometric ratio is 1.25 to 4 than when the anode gas stoichiometric ratio is 5. Therefore, when the outlet pressure of the anode gas is 150 to 250 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 4.
  • the cell voltage is higher when the anode gas stoichiometric ratio is 1.25 to 3 than when the anode gas stoichiometric ratio is 4 to 5. large. Therefore, when the outlet pressure of the anode gas is 150 to 200 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 3.
  • the anode gas stoichiometric ratio is 1.25 to 2 compared to the anode gas stoichiometric ratio 3 to 5.
  • the cell voltage is larger. Therefore, when the outlet pressure of the anode gas is 150 to 250 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 2.
  • the anode stoichiometric ratio is 1.25 to 1.66 compared to when the anode gas stoichiometric ratio is 2 to 5.
  • the cell voltage is higher. Therefore, when the outlet pressure of the anode gas is 200 to 250 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 1.66.
  • the anode gas stoichiometric ratio is 1.25 to 4 compared to the anode gas stoichiometric ratio of 5.
  • the sheet resistance is small. Therefore, when the outlet pressure of the anode gas is 100 to 200 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 4.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas is 1.25 to 3, compared with when the stoichiometric ratio of the anode gas is 4 to 5.
  • the area resistance is smaller. Therefore, when the outlet pressure of the anode gas is 100 to 200 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 3.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas is 1.25 to 2, compared to when the anode gas stoichiometric ratio is 3 to 5.
  • the area resistance is smaller. Accordingly, when the outlet pressure of the anode gas is 100 to 200 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 2.
  • the stoichiometric ratio of the anode gas is 1.25 to 1.66, compared to when the anode gas stoichiometric ratio is 2 to 5.
  • the area resistance is smaller. Therefore, when the outlet pressure of the anode gas is 150 kPa, the stoichiometric ratio of the anode gas is preferably 1.25 to 1.66.
  • FIG. 13 (A) is a graph of the numerical values shown in FIG. 8 (A).
  • the vertical axis of this graph is the cell voltage, and the horizontal axis is the stoichiometric ratio of the cathode gas.
  • FIG. 13B is a graph of the numerical values shown in FIG.
  • the vertical axis of this graph is sheet resistance, and the horizontal axis is the stoichiometric ratio of the cathode gas.
  • subjected to each curve in a graph shows cooling water temperature.
  • the cathode gas stoichiometric ratio is 1.0 to 1.3 compared to 1.5.
  • the cell voltage is large. Therefore, when the cooling water temperature is 30 to 40 ° C. or 65 ° C., the stoichiometric ratio of the cathode gas is preferably 1.0 to 1.3.
  • the cell voltage is larger when the stoichiometric ratio of the cathode gas is 1.0 to 1.2 than when the cathode gas stoichiometric ratio is 1.3. Therefore, the stoichiometric ratio of the cathode gas is preferably 1.0 to 1.2.
  • the stoichiometric ratio of the cathode gas is preferably 1.0 to 1.3.
  • the sheet resistance is smaller when the cathode gas stoichiometric ratio is 1.0 to 1.2 than when the cathode gas stoichiometric ratio is 1.3. Therefore, when the cooling water temperature is 65 ° C., the stoichiometric ratio of the cathode gas is preferably 1.0 to 1.2.
  • FIG. 14 (A) is a graph of the numerical values shown in FIG. 8 (A).
  • the vertical axis of this graph is the cell voltage, and the horizontal axis is the cooling water temperature.
  • FIG. 14B is a graph showing the numerical values shown in FIG.
  • the vertical axis of this graph is the sheet resistance, and the horizontal axis is the cooling water temperature.
  • the numerical value given to each curve in the graph indicates the stoichiometric ratio of the cathode gas.
  • the cooling water temperature is preferably 30 to 50 ° C.
  • the cell voltage is larger when the cooling water temperature is 30 to 40 ° C. than when it is 50 ° C. Therefore, the cooling water temperature is preferably 30 to 40 ° C.
  • the cooling water temperature is preferably 30 to 50 ° C.
  • the cooling water temperature is preferably 30 to 40 ° C.
  • FIG. 15A is a graph in which the vertical axis represents the cell voltage and the horizontal axis represents the quotient (hereinafter referred to as “value ⁇ ”) calculated by dividing the outlet pressure of the anode gas by the stoichiometric ratio of the anode gas.
  • FIG. 15B is a graph in which the vertical axis represents area resistance and the horizontal axis represents value ⁇ .
  • the value ⁇ is 83 kPa or more
  • the average value of the cell voltage is increased and the variation of the cell voltage is reduced as compared with the case where the value ⁇ is less than 83 kPa.
  • the value ⁇ is 83 kPa or more
  • the (average value ⁇ standard deviation) of the cell voltage is 0.496 ⁇ 0.0016 (V).
  • the value ⁇ is less than 83 kPa
  • the (average value ⁇ standard deviation) of the cell voltage is 0.492 ⁇ 0.0025 (V). Therefore, the value ⁇ is preferably 83 kPa or more.
  • a thick frame in FIG. 7A indicates a range satisfying that the value ⁇ is 83 kPa or more.
  • the value ⁇ when the value ⁇ is 50 kPa or more, the average value of the sheet resistance becomes lower and the variation in sheet resistance is reduced compared to the case where the value ⁇ is less than 50 kPa.
  • the (average value ⁇ standard deviation) of the sheet resistance is 80.5 ⁇ 2.0 (m ⁇ ⁇ cm 2 ).
  • the value ⁇ is less than 50 kPa, the (average value ⁇ standard deviation) of the sheet resistance is 86.1 ⁇ 2.3 (m ⁇ ⁇ cm 2 ). Therefore, the value ⁇ is preferably 50 kPa or more.
  • a thick frame in FIG. 7B indicates a range satisfying that the value ⁇ is 50 kPa or more.
  • FIG. 16A is a graph in which the vertical axis represents the cell voltage and the horizontal axis represents the quotient (hereinafter referred to as “value ⁇ ”) calculated by dividing the reduction value of the cooling water temperature by the stoichiometric ratio of the cathode gas. is there.
  • the reduction value of the cooling water temperature is the difference between the changed target value of the cooling water temperature and the target value (65 ° C.) of the cooling water temperature under normal conditions. For example, if the target value of the changed cooling water temperature is 30 ° C., the reduction value is 35 ° C.
  • FIG. 16B is a graph in which the vertical axis represents area resistance and the horizontal axis represents value ⁇ .
  • the value ⁇ is 8.3 ° C. or higher
  • the average value of the cell voltage is higher and the variation in the cell voltage is larger than when the value ⁇ is less than 8.3 ° C. Reduced.
  • the value ⁇ is 8.3 ° C. or higher
  • the (average value ⁇ standard deviation) of the cell voltage is 0.565 ⁇ 0.008 (V).
  • the value ⁇ is less than 8.3 ° C.
  • the (average value ⁇ standard deviation) of the cell voltage is 0.533 ⁇ 0.0014 (V). Therefore, the value ⁇ is preferably 8.3 ° C. or higher.
  • a thick frame in FIG. 8A indicates a range where the value ⁇ satisfies 8.3 ° C. or more.
  • the value ⁇ when the value ⁇ is 10 ° C. or higher, the average value of the sheet resistance becomes lower and the variation in sheet resistance is reduced as compared with the case where the value ⁇ is less than 10 ° C.
  • the value ⁇ is 10 ° C. or more
  • the (average value ⁇ standard deviation) of the sheet resistance is 66.1 ⁇ 0.0 (m ⁇ ⁇ cm 2 ).
  • the value ⁇ is less than 10 ° C.
  • the (average value ⁇ standard deviation) of the sheet resistance is 71.4 ⁇ 3.9 (m ⁇ ⁇ cm 2 ). Therefore, the value ⁇ is preferably 10 ° C. or higher.
  • a thick frame in FIG. 8B indicates a range where the value ⁇ satisfies 10 ° C. or more.
  • FIG. 17 is a graph showing the relationship between local current density and in-plane position, and the relationship between local area resistance and in-plane position.
  • This measurement was performed under conditions where the current density of the entire fuel cell stack 40 was 2.4 A / cm 2 .
  • This measurement was performed under two conditions. The two conditions are a case where the drying suppression process is executed and a case where the normal condition is used.
  • the execution of the drying suppression process mentioned here is an execution of a cathode stoichiometric ratio control process and a cooling water temperature control process.
  • the target value of the stoichiometric ratio of the cathode gas was set to 1.0, and the target value of the cooling water temperature was set to 30 ° C.
  • the difference between the maximum value and the minimum value of the local current density when the drying suppression process is executed is smaller than the local current density under the normal condition.
  • a small difference means that the local current density is leveled.
  • the value of the local current density when the drying suppression process is executed is lower at any in-plane position than the local current density under the normal condition. Particularly in the vicinity of the anode entrance, the sheet resistance is remarkably reduced. This decrease is presumed to be due to the fact that drying near the anode entrance was suppressed by the drying suppression treatment.
  • FIG. 18 is a graph showing the relationship between cell voltage and current density, and the relationship between sheet resistance and current density. This measurement was performed under the same two conditions as described for FIG.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiments, examples, and modifications, and can be realized by various configurations without departing from the spirit thereof.
  • the technical features in the embodiments, examples, and modifications corresponding to the technical features in each embodiment described in the summary section of the invention are to solve some or all of the above-described problems, or In order to achieve part or all of the above-described effects, replacement or combination can be performed as appropriate. If the technical feature is not described as essential in the present specification, it can be deleted as appropriate.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Inert Electrodes (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)

Abstract

　課題は、カソード側の電極において１ｃｍ2当たりに含まれる白金触媒の質量が０．２ｍｇ以下である燃料電池システムによって１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電をする際に、燃料電池スタックのアノードの入り口の乾燥を抑制することである。この課題を解決するために、燃料電池スタックの温度を３０℃以上６５℃以下に制御すること、カソードガスのストイキ比を１．０以上１．５以下に制御すること、アノードガスの出口圧力を１００ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御すること、及びアノードガスのストイキ比を１．２５以上５以下に制御することの少なくとも何れか１つを実行する。

Description

燃料電池システム及びその運転方法
　本発明は、燃料電池に関する。
　従来から、燃料電池におけるカソードの入り口が乾燥するという課題が知られている。カソードの入り口とは、空気などのカソードガスが燃料電池スタックを構成する各単セルに流入する入り口のことである。従来技術では、燃料ガスの流量を増加させたり、燃料ガスの圧力を低下させたりすることによって、カソードの入り口の乾燥を抑制していた（例えば特許文献１）。
特開２００９－２５９７５８号公報
　本願の発明者らは、今後の技術開発によって、アノードの入り口の乾燥が生じやすくなるという課題を予見した。アノードの入り口とは、水素などを含むアノードガスが燃料電池スタックを構成する各単セルに流入する入り口のことである。その技術開発とは、燃料電池スタックの小型化のために電流密度が大きくなり（例えば１．４～２．５Ａ／ｃｍ2）、カソード側において、電極の単位面積当たりの白金量が更に低減される（例えば０．２ｍｇ／ｃｍ2以下）等の状況をもたらすものである。
　例えば、カーボンナノチューブを使用する場合に、カソード側の白金量が低減されると、ガス拡散抵抗が増大する。ガス拡散抵抗が増大した状態において電流密度を大きくすると、酸素分圧が高いカソードの面内位置、つまりカソードの入り口付近における局所電流密度が上がりやすくなる一方で、酸素分圧が低くなるカソードの面内位置、つまりカソードの出口付近における局所電流密度が上がりにくくなる。局所電流密度が上がりにくい面内位置における水分の生成量は、減少する。よって、カソードの出口付近が乾燥しやすくなる。この結果、カソードガスとアノードガスとの流れの向きが対向する場合にカソードの出口付近からアノードの入り口付近に供給される水分量は、減少する。アノードの入り口付近に供給される水分量が、アノードの入り口付近における水分の持ち去り量（蒸発量）を下回ると、アノードの入り口が乾燥する。アノードの入り口が乾燥すれば、燃料電池全体の発電性能が低下する。本願発明が解決しようとする課題は、このような状況に鑑みたものである。
　ところで燃料電池システムは、加湿モジュールを搭載する場合がある。加湿モジュールは、カソードガスを加湿するものと、アノードガスを加湿するものとがある。カソードガスを加湿する加湿モジュールが搭載されない場合、カソードガスは無加湿ガスとして使用される。アノードガスを加湿する加湿モジュールが搭載されない場合、アノードガスは無加湿ガスとして使用される。アノードの入り口の乾燥は、カソードガスとアノードガスとの両方が加湿される場合に比べ、アノードガスが加湿される一方でカソードガスが無加湿ガスであると促進され、カソードガスとアノードガスとの両方が無加湿ガスであると更に促進される。このような場合、上記課題はより深刻になる。
　本発明は、上述の課題の少なくとも一部を解決するためのものであり、以下の形態として実現できる。
（１）本発明の一形態によれば、カソード側の電極において１ｃｍ2当たりに含まれる白金触媒の質量が０．２ｍｇ以下である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、燃料電池スタックと、乾燥抑制部とを備える。燃料電池スタックは、アノードに対して供給されるアノードガスの流れの向きと、カソードに対して供給されるカソードガスの流れの向きとが互いに対向するようにアノードガスとカソードガスとの供給を受ける。乾燥抑制部は、１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電の際に、燃料電池スタックの温度を３０℃以上６５℃以下に制御すること、カソードガスのストイキ比を１．０以上１．５以下に制御すること、アノードガスの出口圧力を１００ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御すること、及びアノードガスのストイキ比を１．２５以上５以下に制御することの少なくとも何れか１つを実行する。
　この燃料電池システムによれば、カソード側の電極において１ｃｍ2当たりに含まれる白金触媒の質量が０．２ｍｇ以下であっても、１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電の際に、アノードの入り口の乾燥を抑制できる。３０℃以上６５℃以下の燃料電池スタックの温度は、１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電時の通常条件における燃料電池スタックの温度以下の値であることが多い。つまり、乾燥抑制部は、通常条件の場合よりも、燃料電池スタックの温度を低下させる。燃料電池スタックの温度が低下すれば、アノードの入り口の乾燥が抑制される。１．０以上１．５以下のカソードガスのストイキ比は、１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電時の通常条件におけるカソードガスのストイキ比以下の値であることが多い。つまり、乾燥抑制部は、通常条件の場合よりも、カソードガスのストイキ比を低下させる。カソードガスのストイキ比が低下すれば、カソードガスが燃料電池スタックから持ち去る水蒸気の量（蒸発量）が低減される。この結果、特にカソードの出口が湿る。カソードガスとアノードガスとの流れが互いに対向しているので、カソードの出口が湿れば、アノードの入り口が湿る。よって、アノードの入り口の乾燥が抑制される。ストイキ比とは、燃料電池に供給される反応ガス量を、要求される発電量に基づく燃料電池の必要反応ガス量で割ることによって算出される比のことである。１００ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下のアノードガスの出口圧力は、通常条件におけるアノードガスの出口圧力以上の値であることが多い。つまり、乾燥抑制部は、通常条件の場合よりも、アノードガスの出口圧力を上昇させる。アノードガスの出口圧力が上昇すれば、アノードガスの流量が減少する。アノードガスの流量が減少すれば、アノードガスによってアノードの入り口から持ち去られる水分量が減少する。この結果、アノードの入り口の乾燥が抑制される。１．０以上１．５以下のアノードガスのストイキ比は、通常条件におけるアノードガスのストイキ比以下の値であることが多い。つまり、乾燥抑制部は、通常条件の場合よりも、アノードガスのストイキ比を低下させる。アノードガスのストイキ比が低下すれば、つまり、アノードガスの流量が減少すれば、アノードガスによってアノードの入り口から持ち去られる水分量が減少する。この結果、アノードの入り口の乾燥が抑制される。「１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電の際」とは、例えば、１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電を実行している時や、１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電への移行を予測した時などである。本願においては、圧力は絶対圧を意味する。
（２）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、燃料電池スタックの温度を３０℃以上６５℃以下に制御し、カソードガスのストイキ比を１．０以上１．５以下に制御する。この燃料電池システムによれば、先述した通り、アノードの入り口の乾燥を抑制できる。
（３）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、燃料電池スタックの温度を３０℃以上５０℃以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（４）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、燃料電池スタックの温度を３０℃以上４０℃以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（５）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、カソードガスのストイキ比を１．０以上１．３以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（６）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、カソードガスのストイキ比を１．０以上１．２以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（７）上記形態の燃料電池システムにおいて、前記燃料電池スタックの目標温度を、通常の運転条件における値に設定する目標温度設定部を備える。乾燥抑制部は、目標温度設定部によって設定される目標温度から、乾燥抑制部によって設定される目標温度を引いて得られる差を、目標値に設定されるカソードガスのストイキ比で割ることによって算出される商が８．３℃以上になるように、燃料電池スタックの温度とカソードガスのストイキ比とを制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。燃料電池スタックの温度を下げた効果は、例えば、燃料電池スタックの温度を通常の条件（例えば６５℃）に戻すことによって確認できる。
（８）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、前記商が１０℃以上になるように、燃料電池スタックの温度とカソードガスのストイキ比とを制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（９）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、セル電圧が基準値以下となることを達成した場合に、燃料電池スタックの温度の制御を終える。この燃料電池システムによれば、適切なタイミングによって、通常条件に戻ることができる。
（１０）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、燃料電池スタックの温度が目標値以下となることを達成した場合に、燃料電池スタックの温度の制御を終える。この燃料電池システムによれば、適切なタイミングによって、通常条件に戻ることができる。
（１１）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、セル電圧が基準値以下となることを達成した場合に、カソードガスのストイキ比の制御を終える。この燃料電池システムによれば、適切なタイミングによって、通常条件に戻ることができる。
（１２）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、カソードガスのストイキ比が目標値以下となることを達成した場合に、カソードガスのストイキ比の制御を終える。この燃料電池システムによれば、適切なタイミングによって、通常条件に戻ることができる。
（１３）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスの出口圧力を１００ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御し、アノードガスのストイキ比を１．２５以上５以下に制御する。この燃料電池システムによれば、先述した通り、アノードの入り口の乾燥が抑制される。
（１４）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスの出口圧力を１５０ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（１５）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスの出口圧力を１５０ｋＰａ以上２００ｋＰａ以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。アノードガスの流量が少なすぎると、アノードの出口が乾燥する。よって、アノードガスの出口圧力を適切な範囲に収めることによって、アノードの入り口と出口との乾燥を抑制できる。
（１６）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスのストイキ比を１．２５以上４以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（１７）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスのストイキ比を１．２５以上３以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（１８）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスのストイキ比を１．２５以上２以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（１９）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスのストイキ比を１．２５以上１．６６以下に制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（２０）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、アノードガスの出口圧力をアノードガスのストイキ比で割ることによって算出される商が５０ｋＰａ以上になるように、アノードガスの出口圧力とアノードガスのストイキ比とを制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
（２１）上記形態の燃料電池システムにおいて、乾燥抑制部は、前記商が８３ｋＰａ以上になるように、アノードガスの出口圧力とアノードガスのストイキ比とを制御する。この燃料電池システムによれば、アノードの入り口の乾燥をより抑制できる。
　例えば、本発明の一形態において、このシステムは、先述した乾燥抑制部を有していても良く、有していなくても良い。別の形態における乾燥抑制部は、例えば、燃料電池スタックの温度を制御してもしなくても良いし、カソードガスのストイキ比を制御してもしなくても良いし、アノードガスの出口圧力を制御してもしなくても良いし、アノードガスのストイキ比を制御してもしなくても良い。つまり、上記別の形態における乾燥抑制部は、４つのパラメータの少なくとも１つを制御すれば良い。別の形態における乾燥抑制部は、例えば、燃料電池スタックの温度を３０℃以上５０℃以下に制御することと、カソードガスのストイキ比を１．０以上１．３以下に制御することとの少なくとも一方を満たしても満たさなくても良い。別の形態における乾燥抑制部は、例えば、アノードガスの出口圧力を１５０ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御することと、アノードガスのストイキ比を１．２５以上４以下に制御することとの少なくとも一方を満たしても満たさなくても良い。
　別の形態における乾燥抑制部は、例えば、上記４つのパラメータの少なくとも何れか１つについて、数値限定を伴わずに、通常条件に対して値を高くする又は低くするという技術思想に基づくようにしてもしなくても良い。こうしたシステムは、例えば燃料電池システムとして実現できる一方、燃料電池システム以外の他のシステムとしても実現できる。このような形態によれば、システムの小型化や、低コスト化、省資源化、製造の容易化、使い勝手の向上等の種々の課題の少なくとも１つを解決できる。先述した燃料電池システムの各形態の技術的特徴の一部または全部は、何れもこのシステムに適用できる。
　本発明は、上記以外の種々の形態でも実現できる。例えば、燃料電池システムの運転方法、その運転方法を実現するためのプログラム、そのプログラムを記憶した一時的でない記憶媒体等の形態で実現できる。
燃料電池自動車の概略構成を示すブロック構成図。 単位面積当たりの白金量を説明する図。 乾燥抑制処理を示すフローチャート。 アノードストイキ比制御処理を示すフローチャート。 カソードストイキ比制御処理を示すフローチャート。 冷却水温度制御処理を示すフローチャート。 アノード圧力制御処理を示すフローチャート。 アノードストイキ比制御処理およびアノード圧力制御処理が実行された場合のセル電圧と面積抵抗との測定値を示すテーブル。 カソードストイキ比制御処理および冷却水温度制御処理が実行された場合のセル電圧と面積抵抗との測定値を示すテーブル。 セル電圧の変化率を表したグラフ。 面積抵抗の変化率を表したグラフ。 アノードストイキ比制御処理およびアノード圧力制御処理が実行された場合のセル電圧と面積抵抗との測定値を、アノードガスの出口圧力を横軸にして示すグラフ。 アノードストイキ比制御処理およびアノード圧力制御処理が実行された場合のセル電圧と面積抵抗との測定値を、アノードガスのストイキ比を横軸にして示すグラフ。 カソードストイキ比制御処理および冷却水温度制御処理が実行された場合のセル電圧と面積抵抗との測定値を、カソードガスのストイキ比を横軸にして示すグラフ。 カソードストイキ比制御処理および冷却水温度制御処理が実行された場合のセル電圧と面積抵抗との測定値を、冷却水温度を横軸にして示すグラフ。 アノードガスの出口圧力をアノードガスのストイキ比で割った値の変化による影響を示すグラフ。 冷却水温度の低減値をカソードガスのストイキ比で割った値の変化による影響を示すグラフ。 局所電流密度および面内位置の関係並びに局所面積抵抗および面内位置の関係を示すグラフ。 セル電圧および電流密度の関係並びに面積抵抗および電流密度の関係を示すグラフ。
ハードウェア構成（図１Ａ）：
　図１Ａは、燃料電池自動車２０の概略構成を示すブロック構成図である。燃料電池自動車２０は、四輪自動車であり、図１Ａに示すように燃料電池システム３０、電力供給機構８０、駆動機構９０及び制御ユニット１００を備える。
　燃料電池システム３０は、固体高分子形燃料電池を採用し、水素と酸素との反応によって発電をする。燃料電池システム３０は、燃料電池スタック４０、アノードガス供給排出機構５０、カソードガス供給排出機構６０及び冷却水循環機構７０を備える。
　燃料電池スタック４０は、複数の単セル４１を積層して形成される。図１Ｂは、単セル４１を構成する膜電極接合体４３をカソード側から見た図である。膜電極接合体４３は、電解質膜部４５の両面に電極塗布部４７が形成された構成を有する。カソード側の電極塗布部４７は、カーボンナノチューブに担持された低量の白金触媒を含む。低量とは、例えば、カソード側の電極塗布部４７において０．２ｍｇ／ｃｍ2以下である。なお、他の実施形態においては、どのような値でも良く、例えば、Ｘｍｇ以下（Ｘは０．０１～１に含まれる任意の値）でも良い。なお、触媒として、上記のようにカーボンナノチューブに担持された白金の代わりに、カーボンブラックに担持された白金を採用してもよいし、カーボンブラックに担持された白金合金を採用してもよい。この白金合金は、例えば、アルミニウム、クロム、マンガン、鉄、コバルト、ニッケル、ジルコニウム、モリブデン、ルテニウム、ロジウム、パラジウム、パナジウム、タングステン、イリジウム、チタン及び鉛の少なくとも１つと白金との合金でもよい。
　アノードガス供給排出機構５０は、燃料電池スタック４０に水素を含むアノードガスを供給し、燃料電池スタック４０からアノードガスを排出する。アノードガス供給排出機構５０は、水素タンク５１、レギュレータ５２、アノードガス循環ポンプ５３、パージバルブ５４、排出経路５５、アノードガス圧力計５６及びインジェクタ５７を備える。
　水素タンク５１は、水素を貯蔵する。レギュレータ５２は、水素タンク５１に貯蔵された水素を、所定圧力に減圧した上でインジェクタ５７に供給する。インジェクタ５７は、レギュレータ５２から供給された水素を、流量と圧力とを調整した上でアノードガスとして各単セル４１のアノードに供給する。アノードガス循環ポンプ５３は、消費されずにアノードから排出されたアノードガスを、燃料電池スタック４０に再度供給する。アノードガス圧力計５６は、アノードガスの出口圧力を計測する。アノードガスの出口圧力とは、アノードガスが燃料電池スタック４０から排出された直後の圧力である。
　パージバルブ５４は、アノードから排出されたアノードガスを排出経路５５経由で排出するために、必要に応じて開かれる。排出経路５５は、アノードガス供給排出機構５０においてアノードガスが循環する経路と、カソードガス供給排出機構６０に備えられるカソードガス排出路６６（後述）とをつなぐ経路である。パージバルブ５４から排出経路５５へ排出されたアノードガスは、希釈された後、カソードガス排出路６６から大気に排出される。
　アノードガス供給排出機構５０は、これらの構成によって、アノードガスの出口圧力とストイキ比とを、別途設定される目標値を目標にして制御する。詳細には、アノードガスの出口圧力とストイキ比との制御は、アノードガス循環ポンプ５３、パージバルブ５４及びインジェクタ５７の動作を制御することによって実現される。ストイキ比の制御は、アノードガスに占める水素分圧が一定であると見なして行われる。水素分圧が一定であると見なす代わりに、実測値を用いても良い。
　カソードガス供給排出機構６０は、燃料電池スタック４０にカソードガスを供給し、燃料電池スタック４０からカソードガスを排出する。単セル４１それぞれに供給されるカソードガスの流れ及びアノードガスの流れは、互いに対向する。カソードガス供給排出機構６０は、カソードガス供給路６１とエアコンプレッサ６２と空気流量計６３とカソードガス排出路６６と圧力調整シャットバルブ６７とカソードガス圧力計６８とを備える。
　カソードガス供給路６１及びカソードガス排出路６６は、燃料電池スタック４０と大気開放口とを接続する流路である。カソードガス供給路６１の大気開放口には、エアクリーナ（図示なし）が設けられている。エアコンプレッサ６２は、カソードガス供給路６１の途中に設けられ、カソードガス供給路６１の大気開放口側から空気を吸入して圧縮する。圧縮された空気は、カソードガスとして燃料電池スタック４０に供給される。空気流量計６３は、エアコンプレッサ６２によって吸入される空気の流量を計測する。
　カソードガス圧力計６８は、カソードガス排出路６６の途中に設けられ、燃料電池スタック４０から排出された直後のカソードガスの圧力を計測する。圧力調整シャットバルブ６７は、カソードガス排出路６６に設けられ、バルブ開度に応じてカソードガス排出路６６の流路断面積を調整する。カソードガス供給排出機構６０は、これらの構成によって、カソードガスのストイキ比を、別途設定される目標値を目標にして制御する。詳細には、カソードガスのストイキ比の制御は、エアコンプレッサ６２と圧力調整シャットバルブ６７との動作を制御することによって実現される。ストイキ比の制御は、空気に占める酸素分圧が一定であると見なして行われる。酸素分圧が一定であると見なす代わりに、実測値を用いても良い。
　冷却水循環機構７０は、燃料電池スタック４０を冷却する。冷却水循環機構７０は、ラジエータ７１と冷却水循環ポンプ７２と水温計７３とを備える。冷却水循環機構７０は、燃料電池スタック４０の温度を制御するために、燃料電池スタック４０とラジエータ７１との間において冷却水を循環させる。この循環によって、燃料電池スタック４０における吸熱とラジエータ７１における放熱とが行われる。水温計７３は、ラジエータ７１から排出された直後の冷却水温度を計測する。冷却水循環機構７０は、このような構成によって、ラジエータ７１から排出された直後の冷却水温度を制御でき、ひいては燃料電池スタック４０の温度を制御できる。冷却水温度の制御は、冷却水循環ポンプ７２による循環量と、ラジエータ７１の冷却用ファンとの動作を制御することによって実現される。
　電力供給機構８０は、電動機器に電力を供給する。電動機器とは、例えば、駆動輪９２を駆動するモータ９１、エアコンプレッサ６２などである。電力供給機構８０は、燃料電池スタック４０による発電を監視する。発電の監視とは、例えば、電流密度、セル電圧、セルの面積抵抗の計測である。電流密度とセル電圧と面積抵抗との計測は、燃料電池スタック４０全体の発電電流及び／又は発電電圧の測定値に基づく演算によって行う。
　制御ユニット１００は、内部にＣＰＵとＲＡＭとＲＯＭと乾燥抑制部１１０とを備えるＥＣＵである。制御ユニット１００は、発電の要求に応じて、これまでに説明した燃料電池システム３０及び電力供給機構８０などを制御する。
乾燥抑制処理（図２）：
　図２は、乾燥抑制処理を示すフローチャートである。乾燥抑制処理の実行主体は、制御ユニット１００に備えられた乾燥抑制部である。乾燥抑制処理の開始の契機は、高負荷運転が所定時間以上、要求されたことである。高負荷運転とは、例えば１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電をする運転である。乾燥抑制処理の目的は、高負荷運転が要求された場合に、アノードの入り口付近の乾燥を抑制することによって、発電性能を向上させることである。
　乾燥抑制処理を開始すると初めに、アノードストイキ比制御処理（図３参照）を行う（ステップＳ３００）。次に、カソードストイキ比制御処理（図４参照）を行う（ステップＳ４００）。続いて、冷却水温度制御処理（図５参照）を行う（ステップＳ５００）。次に、アノード圧力制御処理（図６参照）を行い（ステップＳ６００）、アノードストイキ比制御処理に戻る。但し、上記４つのサブルーチンとしての処理全てを実行する前に、乾燥抑制処理を終える場合がある。
アノードストイキ比制御処理（図３）：
　図３は、アノードストイキ比制御処理を示すフローチャートである。まず、アノードガスのストイキ比の目標値を通常条件よりも低くなるよう変更する（ステップＳ３１０）。具体的な数値は後述する。アノードガスのストイキ比の目標値を低くすると、制御ユニット１００による制御によって、アノードガスのストイキ比は目標値に向けて低下する。この制御は、アノードの入り口の乾燥を抑制することを主な目的として行われる。アノードの入り口の乾燥が抑制されると、セル電圧は高くなりやすくなり、面積抵抗は低くなりやすくなる。
　アノードガスのストイキ比の目標値を低くすることによる上記変化を前提として、次に、高負荷運転の要求が継続しているかを判定する（ステップＳ３２０）。高負荷運転の要求が継続していると判定すると（ステップＳ３２０、ＹＥＳ）、セル電圧が目標電圧Ｖ１以上となることを達成したかを判定する（ステップＳ３３０）。セル電圧が目標電圧Ｖ１以上でないと判定すると（ステップＳ３３０、ＮＯ）、面積抵抗が目標抵抗Ｒ１以下となることを達成したかを判定する（ステップＳ３４０）。面積抵抗が目標抵抗Ｒ１以下でないと判定すると（ステップＳ３４０、ＮＯ）、ステップＳ３２０に戻る。
　高負荷運転の要求は、乾燥抑制処理を行う前提である。よって、高負荷運転の要求が継続していなければ（ステップＳ３２０、ＮＯ）、変更されている目標値（ここではアノードガスのストイキ比の目標値）を元に戻して（ステップＳ３７０）、乾燥抑制処理を終了する。高負荷運転の要求が継続していれば（ステップＳ３２０、ＹＥＳ）、セル電圧、面積抵抗、アノードガスのストイキ比に関する上記判定（ステップＳ３３０、３４０、３５０）を繰り返し実行する。
　アノードの入り口の乾燥が抑制されていくと、先述したようにセル電圧は上昇し、面積抵抗は低下する。この結果、セル電圧が目標電圧Ｖ１以上となるか（ステップＳ３３０、ＹＥＳ）、面積抵抗が目標抵抗Ｒ１以下となると（ステップＳ３４０、ＹＥＳ）、乾燥抑制処理を終了する一応の条件は満たされたと推定して、次に、乾燥抑制処理を継続するかを判定する（ステップＳ３６０）。乾燥抑制処理を継続しないと判定すると（ステップＳ３６０、ＮＯ）、先述したステップＳ３７０を実行し、乾燥抑制処理を終える。
　乾燥抑制処理を継続するかの判定（ステップＳ３６０）は、燃料電池自動車２０のエネルギーバランスを総合的に判定することによって行う。例えば、燃費や各部品の負荷等を考慮することによって行う。その一例として、後述するアノード圧力制御処理においてアノードガスの出口圧力を上昇させる場合、上昇させる時間に上限を設け、その上限に達したら乾燥抑制処理を継続しないと判定する。このように時間に上限を設ける目的は、アノードガス供給排出機構５０の負荷が大きくなる時間を制限することである。アノードガスの出口圧力を上昇させると、アノードガス供給排出機構５０の負荷が大きくなる。
　アノードガスのストイキ比の目標値を下げて、アノードガスのストイキ比を制御していても、セル電圧と面積抵抗との何れもが目標値に達しないまま（ステップＳ３３０ＮＯ、ステップＳ３４０ＮＯ）、アノードガスのストイキ比が目標値に達することがあり得る（ステップＳ３５０、ＹＥＳ）。この場合には、アノードガスのストイキ比の低下制御によってはアノードの入り口の乾燥抑制が十分に達成できなかったと推定し、アノードガスのストイキ比の目標値を低くしたまま乾燥抑制処理の次のステップに進む。
カソードストイキ比制御処理（図４）：
　図４は、カソードストイキ比制御処理を示すフローチャートである。まず、カソードガスのストイキ比の目標値を通常条件よりも低くなるよう変更する（ステップＳ４１０）。カソードガスのストイキ比の目標値を低くすると、制御ユニット１００による制御によって、カソードガスのストイキ比は目標値に向けて低下する。この制御は、アノードの入り口の乾燥を抑制することと、カソードの触媒に生成した酸化皮膜を除去することとを目的として行われる。一方で、カソードガスのストイキ比が低くなると、特にカソードの出口付近においてカソードガスの酸素分圧が低下する。カソードガスの酸素分圧が低下すると、セル電圧は低くなる。
　次に、高負荷運転の要求が継続しているか判定する（ステップＳ４２０）。高負荷運転の要求が継続していると判定すると（ステップＳ４２０、ＹＥＳ）、セル電圧が目標値（例えば０．４Ｖ）以下となることを達成したかを判定する（ステップＳ４３０）。セル電圧が目標値以下でないと判定すると（ステップＳ４３０、ＮＯ）、カソードガスのストイキ比が、変更された目標値以下となることを達成したかを判定する（ステップＳ４５０）。カソードガスのストイキ比が目標値以下でないと判定すると（ステップＳ４５０、ＮＯ）、ステップＳ４２０に戻る。
　高負荷運転の要求が継続していなければ（ステップＳ４２０、ＮＯ）、変更されている目標値（ここではカソードガスとアノードガスとのストイキ比の目標値）を元に戻して（ステップＳ４７０）、乾燥抑制処理を終了する。高負荷運転の要求が継続していれば（ステップＳ４２０、ＹＥＳ）、セル電圧、カソードガスのストイキ比に関する上記判定（ステップＳ４３０、４５０）を繰り返し実行する。
　カソードガスのストイキ比が低下していくと、先述したようにセル電圧は低下する。この結果、セル電圧が目標値以下となった（ステップＳ４３０、ＹＥＳ）と判定すると、カソードストイキ比制御処理による効果を得ることができたと推定して、カソードガスのストイキ比の目標値を通常条件の値に戻し（ステップＳ４６０）、乾燥抑制処理の次のステップに進む。本実施形態の場合、冷却水温度制御処理に進む（ステップＳ５００）。ここで言う効果とは、特にカソード側の触媒金属（白金）表面に生成した酸化皮膜の除去が促進されることである。
　カソードガスのストイキ比の目標値を下げて、カソードガスのストイキ比を制御していても、セル電圧が目標値に達しないまま（ステップＳ４３０ＮＯ）、カソードガスのストイキ比が目標値に達することがあり得る（ステップＳ４５０、ＹＥＳ）。この場合にも、カソードストイキ比制御処理による効果を得ることができた推定して、カソードガスのストイキ比の目標値を通常条件の値に戻し（ステップＳ４６０）、乾燥抑制処理の次のステップに進む。ここで言う効果とは、特にアノードの入り口の乾燥が抑制されることである。
冷却水温度制御処理（図５）：
　図５は、冷却水温度制御処理を示すフローチャートである。まず、冷却水温度の目標値を通常条件よりも低くなるように変更する（ステップＳ５１０）。次に、高負荷運転の要求が継続しているか判定する（ステップＳ５２０）。
　高負荷運転の要求が継続していると判定すると（ステップＳ５２０、ＹＥＳ）、セル電圧が目標電圧Ｖ２以下となることを達成したかを判定する（ステップＳ５３０）。目標電圧Ｖ２は、目標電圧Ｖ１より小さく、例えば０．４Ｖである。セル電圧が目標電圧Ｖ２以下でないと判定すると（ステップＳ５３０、ＮＯ）、冷却水温度が、変更された目標値以下を達成したかを判定する（ステップＳ５５０）。冷却水温度が目標値以下でないと判定すると（ステップＳ５５０、ＮＯ）、ステップＳ５２０に戻る。
　一方、高負荷運転の要求が継続していないと判定すると（ステップＳ５２０、ＮＯ）、変更されている目標値を通常条件の値に戻し（ステップＳ５７０）、乾燥抑制処理を終える。本実施形態の場合、カソードガスのストイキ比と冷却水温度との目標値を通常条件の値に戻す。
　一方、セル電圧が目標電圧Ｖ２以下である（ステップＳ５３０、ＹＥＳ）又は冷却水温度が目標値以下である（ステップＳ５５０、ＹＥＳ）と判定すると冷却水温度の目標値を通常条件の値に戻し（ステップＳ５６０）、乾燥抑制処理の次のステップに進む。本実施形態の場合、アノード圧力制御処理に進む（ステップＳ６００）。
　ステップＳ５３０でＹＥＳの場合に、冷却水温度を通常条件に戻す理由は、セル電圧の低下によって、酸化皮膜の除去が促進されたと推定されることである。ステップＳ５５０でＹＥＳの場合に、冷却水温度の目標値を通常条件に戻す理由は、燃料電池スタック４０の温度が低下することによって、アノードの入り口が湿ったと推定されることである。
アノード圧力制御処理（図６）：
　図６は、アノード圧力制御処理を示すフローチャートである。まず、アノードガスの出口圧力の目標値を通常条件よりも高くなるよう変更する（ステップＳ６１０）。アノードガスの出口圧力の目標値を高くすると、制御ユニット１００による制御によってアノードガスの出口圧力が上昇し、アノードの入り口の乾燥が抑制される。この結果、セル電圧は高くなり、面積抵抗は低くなる。
　次に、高負荷運転の要求が継続しているか判定する（ステップＳ６２０）。高負荷運転の要求が継続していると判定すると（ステップＳ６２０、ＹＥＳ）、セル電圧が目標電圧Ｖ１以上となることを達成したかを判定する（ステップＳ６３０）。セル電圧が目標電圧Ｖ１以上でないと判定すると（ステップＳ６３０、ＮＯ）、面積抵抗が目標抵抗Ｒ１以下かを判定する（ステップＳ６４０）。
　面積抵抗が目標抵抗Ｒ１以下でないと判定すると（ステップＳ６４０、ＮＯ）、アノードガスの出口圧力が、変更された目標値以上となることを達成したかを判定する（ステップＳ６５０）。アノードガスの出口圧力が目標値以上でないと判定すると（ステップＳ６５０、ＮＯ）、ステップＳ６２０に戻る。
　一方、高負荷運転の要求が継続していないと判定すると（ステップＳ６２０、ＮＯ）、変更されている目標値を通常条件の値に戻し（ステップＳ６７０）、乾燥抑制処理を終える。本実施形態の場合、アノードガスのストイキ比とアノードガスの出口圧力との目標値を通常条件の値に戻す。
　一方、セル電圧が目標電圧Ｖ１以上である（ステップＳ６３０、ＹＥＳ）又は面積抵抗が目標抵抗Ｒ１以下である（ステップＳ６４０、ＹＥＳ）と判定すると、乾燥抑制処理を継続するかを判定する（ステップＳ６６０）。乾燥抑制処理を継続しないと判定すると（ステップＳ６６０、ＮＯ）、先述したステップＳ６７０を実行し、乾燥抑制処理を終える。
　ステップＳ６３０でＹＥＳ又はステップＳ６４０でＹＥＳの場合に乾燥抑制処理を終えるかを判定する理由は、アノードガスの入り口が湿ったと推定されることである。ステップＳ６５０でＹＥＳの場合に、アノードガスの出口圧力の目標値を高くしたまま、乾燥抑制処理の次のステップに進む理由は、アノードガスの出口圧力が目標値に達したにも関わらず、セル電圧と面積抵抗とが目標値に達しなかったことである。
　一方、アノードガスの出口圧力が目標値以上であると判定すると（ステップＳ６５０、ＹＥＳ）、乾燥抑制処理の次のステップに進む。本実施形態の場合、アノードストイキ比制御処理を実行する（ステップＳ３００）。
他の実施形態：
　以上に説明した乾燥抑制処理は、種々の形態に変更できる。例えば、アノードストイキ比制御処理、カソードストイキ比制御処理、冷却水温度制御処理およびアノード圧力制御処理が実行される順序は、どのように入れ替えられても良い。先述した実施形態における順序は、応答性が高い処理から順に並べたものである。この他、例えば、効果が大きい処理から順に実行するのであれば、冷却水温度制御処理、カソードストイキ比制御処理、アノード圧力制御処理、アノードストイキ比制御処理の順で実行すると良い。順に実行せずに、何れか２つ以上の処理が同時に実行されても良い。
　アノードストイキ比制御処理、カソードストイキ比制御処理、冷却水温度制御処理およびアノード圧力制御処理は、少なくとも何れか１つが実行されれば良い。
　アノードストイキ比制御処理及び／又はアノード圧力制御処理において、乾燥抑制処理を終えるか否かの判定を行うためのトリガとして、セル電圧と面積抵抗との何れか一方でも良い。例えば、アノードストイキ比制御処理において、ステップＳ３３０とステップＳ３４０との何れか１つを省いても良い。
　カソードストイキ比制御処理及び／又は冷却水温度制御処理において、乾燥抑制処理を終えるか否かの判定を行うためのパラメータとして、セル電圧に加えて又は代えて、面積抵抗を採用しても良い。例えば、カソードストイキ比制御処理において、ステップＳ４３０を「面積抵抗が目標値以上？」に変更しても良い。乾燥抑制処理を開始するタイミングは、種々考えられる。例えば、電流密度が急激に上昇したことを乾燥抑制処理の開始トリガにしても良い。
　乾燥抑制処理は、カソードガスに対する加湿機構の廃止、あるいはカソードガス及びアノードガスに対する加湿機構の廃止と共に、カソード側に低量の白金触媒を採用した場合に、高電流密度による発電を行うとき、特に効果を発揮する。但し、これらの条件の少なくとも１つが満たされなくとも、アノードの入り口付近及び／又はカソードの出口付近が乾燥した場合、或いは乾燥することが予想される場合に、乾燥抑制処理の実行は有効である。
実施例：
　図７（Ａ）は、乾燥抑制処理としてアノードストイキ比制御処理およびアノード圧力制御処理が実行された場合のセル電圧の測定値を示すテーブルである。図７（Ｂ）は、乾燥抑制処理としてアノードストイキ比制御処理およびアノード圧力制御処理が実行された場合の面積抵抗の測定値を示すテーブルである。アノードガスのストイキ比の目標値およびアノードガスの出口圧力の目標値それぞれについて、複数の値を対象にして測定を行った。
　図８（Ａ）は、カソードストイキ比制御処理および冷却水温度制御処理が実行された場合のセル電圧の測定値を示すテーブルである。図８（Ｂ）は、カソードストイキ比制御処理および冷却水温度制御処理が実行された場合の面積抵抗の測定値を示すテーブルである。カソードガスのストイキ比の目標値および冷却水温度の目標値それぞれについて、複数の値を対象にして測定を行った。
　図７と図８とに示された「平均」とは、一方のパラメータが同じ場合の測定値の平均値のことである。例えば、アノードガスのストイキ比が５の場合の平均は、アノードガスのストイキ比が５、且つアノードガスの出口圧力が１００、１５０、２００又は２５０ｋＰａの４通りの条件における測定値の平均である。
　図７と図８とに示された「変化率」とは、上記の平均が基準値からどの程度、変化したかを示す値である。アノードガスのストイキ比の基準値は５、アノードガスの出口圧力の基準値は１００ｋＰａ、カソードガスのストイキの基準値は１．５、冷却水温度の基準値は６５℃である。これら基準値は、通常条件として用いられる。図７と図８とに示された太枠は、好ましい範囲を示す。その理由は後述する。
　図７に示された各測定値は、乾燥抑制処理における目標電圧Ｖ１として用いることができる。図８に示された各測定値は、乾燥抑制処理における目標抵抗Ｒ１として用いることができる。例えば、アノードガスの出口圧力の目標値として２００ｋＰａを、アノードガスのストイキ比の目標値として１．２５を採用した場合、目標電圧Ｖ１に０．４９８Ｖ、目標抵抗Ｒ１に７７．８８ｍΩ・ｃｍ2を採用できる。これらの値の代わりに、これらの値を所定割合、増大または減少させた値を用いることもできる。
　図９は、図７（Ａ）と図８（Ａ）とに示したセル電圧の変化率をグラフで表したものである。図９に示すように、何れのパラメータについても、基準値以外の場合は、基準値の場合よりもセル電圧が大きいので、基準値の場合よりも好ましい。更に好ましい数値範囲としては、図９に示すように、アノードガスの出口圧力は、２５０ｋＰａよりも、１５０～２００ｋＰａの方が好ましい。図９に示すように、アノードガスのストイキ比は、４よりも１．２５～３の方が好ましく、更に１．２５～２の方が好ましく、更に１．２５～１．４の方が好ましい。図９に示すように、カソードガスのストイキ比は、１．３よりも１～１．２の方が好ましい。図９に示すように、冷却水温度は、５０℃よりも３０～４０℃の方が好ましい。
　図９に示すように、冷却水温度による効果が最も顕著であり、次いでカソードガスのストイキ比による効果が顕著である。この理由は、冷却水温度制御処理およびカソードストイキ比制御処理が、アノードの入り口を湿らせることに加えて、先述したようにカソード側の白金表面の酸化皮膜を除去することであると推定される。カソードの酸化皮膜が除去される理由は、冷却水温度制御処理およびカソードストイキ比制御処理によって、セル電圧の低下つまりカソードの電位の低下が引き起こされること、及びカソードが湿ることであると考えられる。カソードの水分は、カソードの白金表面に付着した不純物を除去する効果がある。不純物とは、例えば、スルホン酸基である。スルホン酸基は、例えば、電解質膜部４５又はアイオノマから遊離する。アイオノマは、例えば、電極塗布部４７に含まれる。この効果を更に増強するためには、冷却水温度制御処理を実行した後に、カソードストイキ比制御を実行するのが好ましい。カソードの白金表面の酸化皮膜と、白金表面の不純物との除去に効果的である。
　一方、アノードガスの出口圧力およびストイキ比の制御は、冷却水温度およびカソードガスのストイキ比の制御とは異なり、セル電圧が一旦、低下することがなく、素早く効果を得ることができる点において有利である。アノード圧力制御処理とアノードストイキ比制御処理とを実行する場合は、アノード圧力制御処理の実行の後にアノードストイキ比制御処理を実行するのが好ましい。圧力制御の応答性は、ストイキ比が高い（流量が多い）方が良好だからである。
　図１０は、図７（Ｂ）と図８（Ｂ）とに示した面積抵抗の変化率をグラフで表したものである。何れのパラメータについても、基準値以外の場合は、基準値の場合よりも面積抵抗が小さいので、基準値の場合よりも好ましい。更に好ましい数値範囲としては、図１０に示すように、アノードガスのストイキ比は、４よりも１．２５～３の方が好ましく、更に１．２５～２の方が好ましく、更に１．２５～１．６６の方が好ましい。図９と共に説明したセル電圧も考慮すると、更に１．２５～１．４の方が好ましい。他のパラメータについての好ましい範囲は、セル電圧の場合と同じである。図１０に示すように、冷却水温度による効果が最も顕著であり、次いでアノードガスのストイキ比による効果が顕著である。
　図１１（Ａ）は、図７（Ａ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸はセル電圧であり、横軸はアノードガスの出口圧力である。図１１（Ｂ）は、図７（Ｂ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸は面積抵抗であり、横軸はアノードガスの出口圧力である。グラフにおける各曲線に付された数値は、アノードガスのストイキ比を示す。
　図１１（Ａ）に示すように、何れのアノードガスのストイキ比の場合においても、アノードの出口圧力が１００ｋＰａのときに比べて、１５０～２５０ｋＰａのときの方が、セル電圧が大きい。よって、アノードの出口圧力は１５０～２５０ｋＰａが好ましい。
　図１１（Ａ）に示すように、何れのアノードガスのストイキ比の場合においても、アノードの出口圧力が２５０ｋＰａのときに比べて、１５０～２００ｋＰａのときの方が、セル電圧が大きい。よって、アノードの出口圧力は１５０～２００ｋＰａが好ましい。
　図１１（Ａ）に示すように、セル電圧は、アノードガスの出口圧力の増加に対して、単調増加はしない。図１１（Ａ）は、２次関数による近似曲線を示す。これら２次曲線のピークは、１９１～２０１ｋＰａに収まる。よって、本実施形態においては、アノードガスの出口圧力は１９１～２０１ｋＰａが好ましい。
　図１１（Ｂ）に示すように、アノードガスのストイキ比が５の場合、アノードガスの出口圧力の増加に対して、面積抵抗は単調減少する。よって、アノードガスの出口圧力は、アノードガスのストイキ比が５の場合、１５０～２５０ｋＰａが好ましく、更に２００～２５０ｋＰａが好ましい。
　図１１（Ｂ）に示すように、アノードガスのストイキ比が１．２～１．６６又は４の場合、アノードの出口圧力が１００ｋＰａのときよりも、１５０～２００ｋＰａのときの方が、面積抵抗が小さい。よって、アノードガスの出口圧力は、アノードガスのストイキ比が１．２～１．６６又は４の場合、１５０～２００ｋＰａが好ましい。
　図１２（Ａ）は、図７（Ａ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸はセル電圧であり、横軸はアノードガスのストイキ比である。図１２（Ｂ）は、図７（Ｂ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸は面積抵抗であり、横軸はアノードガスのストイキ比である。グラフにおける各曲線に付された数値は、アノードガスの出口圧力を示す。
　図１２（Ａ）に示すように、アノードガスの出口圧力が１５０～２５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が５のときよりも、１．２５～４のときの方が、セル電圧が大きい。よって、アノードガスの出口圧力が１５０～２５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～４が好ましい。
　図１２（Ａ）に示すように、アノードガスの出口圧力が１５０～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が４～５のときよりも、１．２５～３のときの方が、セル電圧が大きい。よって、アノードガスの出口圧力が１５０～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～３が好ましい。
　図１２（Ａ）に示すように、アノードガスの出口圧力が１５０～２５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が３～５のときに比べて、アノードのストイキ比が１．２５～２のときの方が、セル電圧が大きい。よって、アノードガスの出口圧力が１５０～２５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～２が好ましい。
　図１２（Ａ）に示すように、アノードガスの出口圧力が２００～２５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が２～５のときに比べて、アノードのストイキ比が１．２５～１．６６のときの方が、セル電圧が大きい。よって、アノードガスの出口圧力が２００～２５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～１．６６が好ましい。
　図１２（Ｂ）に示すように、アノードガスの出口圧力が１００～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が５のときに比べて、アノードガスのストイキ比が１．２５～４のときの方が、面積抵抗が小さい。よって、アノードガスの出口圧力が１００～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～４が好ましい。
　図１２（Ｂ）に示すように、アノードガスの出口圧力が１００～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が４～５のときに比べて、アノードガスのストイキ比が１．２５～３のときの方が、面積抵抗が小さい。よって、アノードガスの出口圧力が１００～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～３が好ましい。
　図１２（Ｂ）に示すように、アノードガスの出口圧力が１００～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が３～５のときに比べて、アノードガスのストイキ比が１．２５～２のときの方が、面積抵抗が小さい。よって、アノードガスの出口圧力が１００～２００ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～２が好ましい。
　図１２（Ｂ）に示すように、アノードガスの出口圧力が１５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比が２～５のときに比べて、アノードガスのストイキ比が１．２５～１．６６のときの方が、面積抵抗が小さい。よって、アノードガスの出口圧力が１５０ｋＰａの場合、アノードガスのストイキ比は１．２５～１．６６が好ましい。
　図１３（Ａ）は、図８（Ａ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸はセル電圧であり、横軸はカソードガスのストイキ比である。図１３（Ｂ）は、図８（Ｂ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸は面積抵抗であり、横軸はカソードガスのストイキ比である。グラフにおける各曲線に付された数値は、冷却水温度を示す。
　図１３（Ａ）に示すように、冷却水温度が３０～４０℃又は６５℃の場合、カソードガスのストイキ比が１．５のときに比べて１．０～１．３のときの方が、セル電圧が大きい。よって、冷却水温度が３０～４０℃又は６５℃の場合、カソードガスのストイキ比は１．０～１．３が好ましい。何れの冷却水温度の場合においても、カソードガスのストイキ比が１．３のときに比べて１．０～１．２のときの方が、セル電圧が大きい。よって、カソードガスのストイキ比は１．０～１．２が好ましい。
　図１３（Ｂ）に示すように、冷却水温度が５０～６５℃の場合、カソードガスのストイキ比が１．５のときに比べて１．０～１．３のときの方が、面積抵抗が小さい。よって冷却水温度が５０～６５℃の場合、カソードガスのストイキ比は１．０～１．３が好ましい。冷却水温度が６５℃の場合、カソードガスのストイキ比が１．３のときよりも、１．０～１．２のときの方が、面積抵抗が小さい。よって、冷却水温度が６５℃の場合、カソードガスのストイキ比は１．０～１．２が好ましい。
　図１４（Ａ）は、図８（Ａ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸はセル電圧であり、横軸は冷却水温度である。図１４（Ｂ）は、図８（Ｂ）に示した数値をグラフで表したものである。このグラフの縦軸は面積抵抗であり、横軸は冷却水温度である。グラフにおける各曲線に付された数値は、カソードガスのストイキ比を示す。
　図１４（Ａ）に示すように、何れの冷却水温度の場合においても、冷却水温度が６５℃のときに比べて３０～５０℃のときの方が、セル電圧が大きい。よって、冷却水温度は、３０～５０℃が好ましい。図１４（Ａ）に示すように、何れの冷却水温度の場合においても、セル電圧は、冷却水温度が３０～４０℃のときの方が、５０℃のときに比べて値が大きい。よって、冷却水温度は、３０～４０℃が好ましい。
　図１４（Ｂ）に示すように、カソードガスのストイキ比が１．２～１．５の場合、冷却水温度が６５℃のときに比べて３０～５０℃のときの方が、面積抵抗が小さい。よって、カソードガスのストイキ比が１．２～１．５の場合、冷却水温度は３０～５０℃が好ましい。図１４（Ｂ）に示すように、カソードガスのストイキ比が１．２～１．５の場合、冷却水温度が５０℃のときに比べて３０～４０℃のときの方が、面積抵抗が小さい。よって、カソードガスのストイキ比が１．２～１．５の場合、冷却水温度は３０～４０℃が好ましい。
　図１１～図１４に示されるように、一方のパラメータを変化させれば、他方のパラメータが通常条件であったとしても、セル電圧の上昇および面積抵抗の下降が起きる。このことは、アノードストイキ比制御処理、カソードストイキ比制御処理、冷却水温度制御処理およびアノード圧力制御処理の何れか１つの実行によっても、効果が得られることを意味する。
　図１５（Ａ）は、縦軸をセル電圧、横軸をアノードガスの出口圧力をアノードガスのストイキ比で割ることによって算出される商（以下「値α」と言う）にとったグラフである。図１５（Ｂ）は縦軸を面積抵抗、横軸を値αにとったグラフである。
　図１５（Ａ）に示すように、値αが８３ｋＰａ以上の場合、値αが８３ｋＰａ未満の場合に比べて、セル電圧の平均値が高くなると共に、セル電圧のばらつきが低減される。値αが８３ｋＰａ以上の場合、セル電圧の（平均値±標準偏差）は、０．４９６±０．００１６（Ｖ）である。値αが８３ｋＰａ未満の場合、セル電圧の（平均値±標準偏差）は、０．４９２±０．００２５（Ｖ）である。よって、値αは８３ｋＰａ以上が好ましい。図７（Ａ）の太枠は、値αが８３ｋＰａ以上であることを満たす範囲を示す。
　図１５（Ｂ）に示すように、値αが５０ｋＰａ以上の場合、値αが５０ｋＰａ未満の場合に比べて、面積抵抗の平均値が低くなると共に、面積抵抗のばらつきが低減される。値αが５０ｋＰａ以上の場合、面積抵抗の（平均値±標準偏差）は、８０．５±２．０（ｍΩ・ｃｍ2）である。値αが５０ｋＰａ未満の場合、面積抵抗の（平均値±標準偏差）は、８６．１±２．３（ｍΩ・ｃｍ2）である。よって、値αは５０ｋＰａ以上が好ましい。図７（Ｂ）の太枠は、値αが５０ｋＰａ以上であることを満たす範囲を示す。
　図１６（Ａ）は、縦軸をセル電圧、横軸を冷却水温度の低減値をカソードガスのストイキ比で割ることによって算出される商（以下「値β」と言う）にとったグラフである。冷却水温度の低減値とは、変更された冷却水温度の目標値と、通常条件における冷却水温度の目標値（６５℃）との差である。例えば、変更された冷却水温度の目標値が３０℃であれば、低減値は３５℃である。図１６（Ｂ）は、縦軸を面積抵抗、横軸を値βにとったグラフである。
　図１６（Ａ）に示すように、値βが８．３℃以上の場合、値βが８．３℃未満の場合に比べて、セル電圧の平均値が高くなると共に、セル電圧のばらつきが低減される。値βが８．３℃以上の場合、セル電圧の（平均値±標準偏差）は、０．５６５±０．００８（Ｖ）である。値βが８．３℃未満の場合、セル電圧の（平均値±標準偏差）は、０．５３３±０．００１４（Ｖ）である。よって、値βは８．３℃以上が好ましい。図８（Ａ）の太枠は、値βが８．３℃以上であることを満たす範囲を示す。
　図１６（Ｂ）に示すように、値βが１０℃以上の場合、値βが１０℃未満の場合に比べて、面積抵抗の平均値が低くなると共に、面積抵抗のばらつきが低減される。値βが１０℃以上の場合、面積抵抗の（平均値±標準偏差）は、６６．１±０．０（ｍΩ・ｃｍ2）である。値βが１０℃未満の場合、面積抵抗の（平均値±標準偏差）は、７１．４±３．９（ｍΩ・ｃｍ2）である。よって、値βは１０℃以上が好ましい。図８（Ｂ）の太枠は、値βが１０℃以上であることを満たす範囲を示す。
　図１７は、局所電流密度および面内位置の関係、並びに局所面積抵抗および面内位置の関係を示すグラフである。この測定は、燃料電池スタック４０全体の電流密度が２．４Ａ／ｃｍ2となる条件下において行われた。この測定は、２つの条件下において行われた。２つの条件とは、乾燥抑制処理を実行した場合と、通常条件の場合とである。ここで言う乾燥抑制処理の実行とは、カソードストイキ比制御処理と冷却水温度制御処理との実行である。カソードガスのストイキ比の目標値は１．０、冷却水温度の目標値は３０℃に設定した。
　乾燥抑制処理を実行した場合の局所電流密度は、通常条件の場合の局所電流密度に比べて、図１７に示すように、最大値と最小値との差が小さい。この差が小さいことは、局所電流密度が平準化されていることを意味する。図１７に示すように、乾燥抑制処理を実行した場合の局所電流密度は、通常条件の場合の局所電流密度に比べて、何れの面内位置においても値が低下している。特にアノード入り口付近においては、面積抵抗が顕著に低下している。この低下は、乾燥抑制処理によって、アノード入り口付近の乾燥が抑制されたことに起因すると推定される。
　図１８は、セル電圧および電流密度の関係、並びに面積抵抗および電流密度の関係を示すグラフである。この測定は、図１７について説明したものと同じ２つの条件下において行われた。
　図１８に示すように、電流密度が０．８Ａ／ｃｍ2以下においては、セル電圧および面積抵抗ともに、乾燥抑制処理を実行した場合と通常条件の場合との差は小さい。これに対して、電流密度が１．４Ａ／ｃｍ2以上においては電流密度が大きくなればなる程、通常条件の場合よりも乾燥抑制処理を実行した場合の方が好ましい値を得ることができる。なぜなら、アノード入り口付近の乾燥は、電流密度が大きければ大きい程、進行しやすいからである。よって、電流密度が大きければ大きい程、乾燥抑制処理を実行するのが好ましい。特に電流密度が１．４Ａ／ｃｍ2以上の場合において、乾燥抑制処理を実行するのが好ましい。
　本発明は、上述の実施形態や実施例、変形例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によって実現できる。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、実施例、変形例中の技術的特徴は、上述の課題の一部または全部を解決するために、或いは、上述の効果の一部また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できる。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、削除することできる。
　　２０…燃料電池自動車
　　３０…燃料電池システム
　　４０…燃料電池スタック
　　４１…単セル
　　４３…膜電極接合体
　　４５…電解質膜部
　　４７…電極塗布部
　　５０…アノードガス供給排出機構
　　５１…水素タンク
　　５２…レギュレータ
　　５３…アノードガス循環ポンプ
　　５４…パージバルブ
　　５５…排出経路
　　５６…アノードガス圧力計
　　５７…インジェクタ
　　６０…カソードガス供給排出機構
　　６１…カソードガス供給路
　　６２…エアコンプレッサ
　　６３…空気流量計
　　６６…カソードガス排出路
　　６７…圧力調整シャットバルブ
　　６８…カソードガス圧力計
　　７０…冷却水循環機構
　　７１…ラジエータ
　　７２…冷却水循環ポンプ
　　７３…水温計
　　８０…電力供給機構
　　９０…駆動機構
　　９１…モータ
　　９２…駆動輪
　　１００…制御ユニット
　　１１０…乾燥抑制部

Claims (22)

  1. 　カソード側の電極において１ｃｍ2当たりに含まれる白金触媒の質量が０．２ｍｇ以下である燃料電池システムであって、
    　アノードに対して供給されるアノードガスの流れの向きと、カソードに対して供給されるカソードガスの流れの向きとが互いに対向するように前記アノードガスと前記カソードガスとの供給を受ける燃料電池スタックと、
    　１．４Ａ／ｃｍ2以上の電流密度による発電の際に、前記燃料電池スタックの温度を３０℃以上６５℃以下に制御すること、前記カソードガスのストイキ比を１．０以上１．５以下に制御すること、前記アノードガスの出口圧力を１００ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御すること、及び前記アノードガスのストイキ比を１．２５以上５以下に制御することの少なくとも何れか１つを実行する乾燥抑制部と
    　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、
    　前記乾燥抑制部は、前記燃料電池スタックの温度を３０℃以上６５℃以下に制御し、前記カソードガスのストイキ比を１．０以上１．５以下に制御する
    　を備える燃料電池システム。
  3. 　請求項２に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記燃料電池スタックの温度を３０℃以上５０℃以下に制御する
    　燃料電池システム。
  4. 　請求項３に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記燃料電池スタックの温度を３０℃以上４０℃以下に制御する
    　燃料電池システム。
  5. 　請求項２から請求項４の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記カソードガスのストイキ比を１．０以上１．３以下に制御する
    　燃料電池システム。
  6. 　請求項５に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記カソードガスのストイキ比を１．０以上１．２以下に制御する
    　燃料電池システム。
  7. 　請求項２から請求項６の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部による温度制御が終了した後に、前記燃料電池スタックの目標温度を、通常の運転条件における値に設定する目標温度設定部を備え、
    　前記乾燥抑制部は、前記目標温度設定部によって設定される目標温度から、前記乾燥抑制部によって設定される目標温度を引いて得られる差を、前記目標値に設定されるカソードガスのストイキ比で割ることによって算出される商が８．３℃以上になるように、前記燃料電池スタックの温度と前記カソードガスのストイキ比とを制御する
    　燃料電池システム。
  8. 　請求項７に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記商が１０℃以上になるように、前記燃料電池スタックの温度と前記カソードガスのストイキ比とを制御する
    　燃料電池システム。
  9. 　請求項２から請求項８の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、セル電圧が基準値以下となることを達成した場合に、前記燃料電池スタックの温度の制御を終える
    　燃料電池システム。
  10. 　請求項２から請求項９の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記燃料電池スタックの温度が目標値以下となることを達成した場合に、前記燃料電池スタックの温度の制御を終える
    　燃料電池システム。
  11. 　請求項２から請求項１０の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、セル電圧が基準値以下となることを達成した場合に、前記カソードガスのストイキ比の制御を終える
    　燃料電池システム。
  12. 　請求項２から請求項１１の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記カソードガスのストイキ比が目標値以下となることを達成した場合に、前記カソードガスのストイキ比の制御を終える
    　燃料電池システム。
  13. 　請求項１に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスの出口圧力を１００ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御し、前記アノードガスのストイキ比を１．２５以上５以下に制御する
    　を備える燃料電池システム。
  14. 　請求項１３に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスの出口圧力を１５０ｋＰａ以上２５０ｋＰａ以下に制御する
    　燃料電池システム。
  15. 　請求項１４に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスの出口圧力を１５０ｋＰａ以上２００ｋＰａ以下に制御する
    　燃料電池システム。
  16. 　請求項１３から請求項１５の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスのストイキ比を１．２５以上４以下に制御する
    　燃料電池システム。
  17. 　請求項１６に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスのストイキ比を１．２５以上３以下に制御する
    　燃料電池システム。
  18. 　請求項１７に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスのストイキ比を１．２５以上２以下に制御する
    　燃料電池システム。
  19. 　請求項１８に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスのストイキ比を１．２５以上１．６６以下に制御する
    　燃料電池システム。
  20. 　請求項１３から請求項１９の何れか１つに記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記アノードガスの出口圧力を前記アノードガスのストイキ比で割ることによって算出される商が５０ｋＰａ以上になるように、前記アノードガスの出口圧力と前記アノードガスのストイキ比とを制御する
    　燃料電池システム。
  21. 　請求項２０に記載の燃料電池システムであって、
    　前記乾燥抑制部は、前記商が８３ｋＰａ以上になるように、前記アノードガスの出口圧力と前記アノードガスのストイキ比とを制御する
    　燃料電池システム。
  22. 　請求項１から請求項２１の何れか１つの燃料電池システムの運転方法。
PCT/JP2013/004072 2012-07-23 2013-07-01 燃料電池システム及びその運転方法 WO2014017028A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201380032986.4A CN104396074B (zh) 2012-07-23 2013-07-01 燃料电池系统及其运转方法
JP2014526738A JP6231477B2 (ja) 2012-07-23 2013-07-01 燃料電池システム及びその運転方法
US14/415,812 US20150207158A1 (en) 2012-07-23 2013-07-01 Fuel cell system and its operating method

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JPPCT/JP2012/004666 2012-07-23
JP2012004666 2012-07-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014017028A1 true WO2014017028A1 (ja) 2014-01-30

Family

ID=49996856

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2013/004072 WO2014017028A1 (ja) 2012-07-23 2013-07-01 燃料電池システム及びその運転方法

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20150207158A1 (ja)
JP (1) JP6231477B2 (ja)
CN (1) CN104396074B (ja)
WO (1) WO2014017028A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2016015302A (ja) * 2014-07-02 2016-01-28 現代自動車株式会社Ｈｙｕｎｄａｉｍｏｔｏｒ Ｃｏｍｐａｎｙ 燃料電池システムの運転制御方法
DE102014013197A1 (de) * 2014-09-06 2016-03-10 Otto-Von-Guericke-Universität Magdeburg Brennstoffzellensystem und Verfahren zur Bewertung des Zustands des Wasserhaushalts
JP2016126827A (ja) * 2014-12-26 2016-07-11 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システムおよび燃料電池の運転制御方法
US10886547B2 (en) 2018-02-09 2021-01-05 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel cell system

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101838510B1 (ko) * 2016-03-11 2018-03-14 현대자동차주식회사 증발냉각식의 연료 전지 시스템과 그것을 위한 냉각 제어 방법
JP6414158B2 (ja) * 2016-07-25 2018-10-31 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システム
JP6809401B2 (ja) * 2017-07-12 2021-01-06 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システム
JP6847816B2 (ja) * 2017-11-10 2021-03-24 本田技研工業株式会社 車両用プラントの制御装置
CN113036188B (zh) * 2021-05-25 2021-08-03 北京亿华通科技股份有限公司 一种燃料电池系统的控制方法

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004327091A (ja) * 2003-04-21 2004-11-18 Honda Motor Co Ltd 燃料電池スタック
JP2007515759A (ja) * 2003-12-19 2007-06-14 ヌヴェラ・フュエル・セルズ・インコーポレーテッド 増湿されない空気を対向供給される膜燃料電池
JP2008059998A (ja) * 2006-09-01 2008-03-13 Univ Of Tokyo 燃料電池の運転方法及び燃料電池システム
JP2008117699A (ja) * 2006-11-07 2008-05-22 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2009259758A (ja) * 2008-03-26 2009-11-05 Toyota Motor Corp 燃料電池システム及び燃料電池の運転方法
JP2010186678A (ja) * 2009-02-13 2010-08-26 Equos Research Co Ltd 燃料電池用触媒層
JP2011228248A (ja) * 2010-03-31 2011-11-10 Equos Research Co Ltd 燃料電池用反応層
JP2011238360A (ja) * 2010-05-06 2011-11-24 Denso Corp 燃料電池システム

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3530793B2 (ja) * 1999-12-28 2004-05-24 本田技研工業株式会社 燃料電池およびその運転方法
DE10216144A1 (de) * 2002-04-12 2003-11-06 Bayer Ag Substituierte 2-Phenyl-3(2H)-Pyridazinone
US7462415B2 (en) * 2003-09-24 2008-12-09 General Motors Corporation Flow field plate arrangement for a fuel cell
JP5141474B2 (ja) * 2008-09-29 2013-02-13 トヨタ自動車株式会社 燃料電池および燃料電池システム
CN102300640A (zh) * 2009-01-23 2011-12-28 株式会社爱考斯研究 燃料电池用催化剂层及其所使用的催化剂
JP2013527571A (ja) * 2010-04-26 2013-06-27 スリーエム イノベイティブ プロパティズ カンパニー 低減されたアノード反応物質圧力を介した燃料電池水管理

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004327091A (ja) * 2003-04-21 2004-11-18 Honda Motor Co Ltd 燃料電池スタック
JP2007515759A (ja) * 2003-12-19 2007-06-14 ヌヴェラ・フュエル・セルズ・インコーポレーテッド 増湿されない空気を対向供給される膜燃料電池
JP2008059998A (ja) * 2006-09-01 2008-03-13 Univ Of Tokyo 燃料電池の運転方法及び燃料電池システム
JP2008117699A (ja) * 2006-11-07 2008-05-22 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2009259758A (ja) * 2008-03-26 2009-11-05 Toyota Motor Corp 燃料電池システム及び燃料電池の運転方法
JP2010186678A (ja) * 2009-02-13 2010-08-26 Equos Research Co Ltd 燃料電池用触媒層
JP2011228248A (ja) * 2010-03-31 2011-11-10 Equos Research Co Ltd 燃料電池用反応層
JP2011238360A (ja) * 2010-05-06 2011-11-24 Denso Corp 燃料電池システム

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2016015302A (ja) * 2014-07-02 2016-01-28 現代自動車株式会社Ｈｙｕｎｄａｉｍｏｔｏｒ Ｃｏｍｐａｎｙ 燃料電池システムの運転制御方法
DE102014013197A1 (de) * 2014-09-06 2016-03-10 Otto-Von-Guericke-Universität Magdeburg Brennstoffzellensystem und Verfahren zur Bewertung des Zustands des Wasserhaushalts
JP2016126827A (ja) * 2014-12-26 2016-07-11 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システムおよび燃料電池の運転制御方法
US10886547B2 (en) 2018-02-09 2021-01-05 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel cell system
DE102018133581B4 (de) 2018-02-09 2023-05-04 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Brennstoffzellensystem

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2014017028A1 (ja) 2016-07-07
CN104396074A (zh) 2015-03-04
JP6231477B2 (ja) 2017-11-15
US20150207158A1 (en) 2015-07-23
CN104396074B (zh) 2017-05-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6231477B2 (ja) 燃料電池システム及びその運転方法
US10122030B2 (en) Fuel cell system and method of controlling operation of fuel cell
JP5156797B2 (ja) 燃料電池システム
JP5477141B2 (ja) 燃料電池システム及び制御方法
JP5333575B2 (ja) 燃料電池システム
US8148033B2 (en) Fuel cell system with suppressed noise and vibration
JP6052245B2 (ja) 燃料電池システム
JP5867360B2 (ja) 燃料電池システムおよび方法
JP5239201B2 (ja) 燃料電池システムおよび燃料電池システムにおける不純物排出方法
JP6079227B2 (ja) 燃料電池システム
JP2008269911A (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
JP5581880B2 (ja) 燃料電池システム
JP2009016155A (ja) 燃料電池の制御装置および燃料電池システム
JP2009129879A (ja) 燃料電池システムおよび燃料電池システムの制御方法
US9318760B2 (en) Fuel cell and method of operating fuel cell
JP2008021448A (ja) 燃料電池システムおよび燃料電池の制御方法
JP5835463B2 (ja) 燃料電池システム
JP5794179B2 (ja) 燃料電池システムおよび燃料電池の制御方法
WO2015136677A1 (ja) 燃料電池システム
JP2007042445A (ja) 燃料電池システム及び燃料電池システムの発電停止方法
JP2017073376A (ja) 燃料電池システム及び燃料電池システムの性能向上方法
JP5273032B2 (ja) 燃料電池の制御装置および燃料電池システム
JP6315714B2 (ja) 燃料電池システムの運転制御方法
JP2012129081A (ja) 燃料電池システムの運転方法
KR101438617B1 (ko) 연료전지 시스템의 운전방법

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13822854

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2014526738

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 14415812

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13822854

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1