WO2016157320A1 - 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法 - Google Patents

燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2016157320A1
WO2016157320A1 PCT/JP2015/059712 JP2015059712W WO2016157320A1 WO 2016157320 A1 WO2016157320 A1 WO 2016157320A1 JP 2015059712 W JP2015059712 W JP 2015059712W WO 2016157320 A1 WO2016157320 A1 WO 2016157320A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fuel cell
flow rate
temperature
fuel
stack
Prior art date
Application number
PCT/JP2015/059712
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
修久 池田
青木 哲也
Original Assignee
日産自動車株式会社
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 日産自動車株式会社 filed Critical 日産自動車株式会社
Priority to US15/561,179 priority Critical patent/US10020523B2/en
Priority to EP15887473.5A priority patent/EP3276724B1/en
Priority to PCT/JP2015/059712 priority patent/WO2016157320A1/ja
Priority to KR1020177030402A priority patent/KR101892889B1/ko
Priority to CN201580078391.1A priority patent/CN107431226B/zh
Priority to CA2981161A priority patent/CA2981161C/en
Priority to JP2017508851A priority patent/JP6432675B2/ja
Publication of WO2016157320A1 publication Critical patent/WO2016157320A1/ja

Links

Images

Classifications

    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • H01M8/04179Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal by purging or increasing flow or pressure of reactants
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04067Heat exchange or temperature measuring elements, thermal insulation, e.g. heat pipes, heat pumps, fins
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04492Humidity; Ambient humidity; Water content
    • H01M8/04529Humidity; Ambient humidity; Water content of the electrolyte
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537Electric variables
    • H01M8/04604Power, energy, capacity or load
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04701Temperature
    • H01M8/04708Temperature of fuel cell reactants
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746Pressure; Flow
    • H01M8/04753Pressure; Flow of fuel cell reactants
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04828Humidity; Water content
    • H01M8/0485Humidity; Water content of the electrolyte
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04858Electric variables
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M2008/1095Fuel cells with polymeric electrolytes
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2220/00Batteries for particular applications
    • H01M2220/20Batteries in motive systems, e.g. vehicle, ship, plane
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10Energy storage using batteries
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30Hydrogen technology
    • Y02E60/50Fuel cells

Definitions

  • the present invention relates to a fuel cell system for adjusting a flow rate of fuel supplied to a fuel cell and a temperature of the fuel cell, and a control method for the fuel cell system.
  • Japanese Patent No. 5104950 discloses a fuel cell that maintains the wet state of the electrolyte membrane by increasing or decreasing the flow rate of the fuel supplied to the electrolyte membrane when the dry operation for reducing the wetness (water content) of the electrolyte membrane is completed. A system is disclosed.
  • the oxidant gas supplied to the fuel cell is humidified by water vapor accompanying power generation, the water vapor is discharged from the fuel cell together with the unused oxidant gas. For this reason, when the dry operation is performed, the temperature of the fuel cell is raised in order to increase the amount of water vapor that can be held in the oxidant gas.
  • the present invention has been made paying attention to such problems, and an object of the present invention is to provide a fuel cell system and a fuel cell system control method for efficiently controlling the wet state of the fuel cell.
  • a fuel cell system includes a fuel supply unit that supplies fuel to an electrolyte membrane of a fuel cell, an oxidant supply unit that supplies an oxidant to the electrolyte membrane, and the oxidant supply unit.
  • Power generation control means for controlling power generation of the fuel cell by controlling supply of an oxidant and fuel supply by the fuel supply means.
  • the fuel cell system includes: a wet state detection unit that detects a wet state of the electrolyte membrane; a flow rate adjustment unit that adjusts a flow rate of fuel supplied to the fuel cell by the fuel supply unit; and the oxidant supply unit.
  • Temperature adjusting means for adjusting the temperature of the oxidant supplied to the fuel cell.
  • the power generation control means reduces the flow rate of the fuel when the moisture content of the electrolyte membrane is reduced by a signal output from the wetness state detection means, compared to when the moisture content of the electrolyte membrane is increased, and the wet status.
  • the temperature of the oxidizing agent is raised in accordance with a signal from the detecting means.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a configuration of a fuel cell in an embodiment of the present invention.
  • 2 is a cross-sectional view of the fuel cell shown in FIG. 1 taken along the line II-II.
  • FIG. 3 is a diagram showing the configuration of the fuel cell system in the present embodiment.
  • FIG. 4 is a block diagram illustrating an example of a functional configuration of a controller that controls the fuel cell system.
  • FIG. 5 is a diagram showing an example of a functional configuration for detecting the wet state of the electrolyte membrane in the fuel cell.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of the relationship between the magnitude of the load connected to the fuel cell and the minimum temperature of the fuel cell.
  • FIG. 7 is a diagram showing the relationship between the magnitude of the load connected to the fuel cell and the target wet state of the electrolyte membrane.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating an example of a functional configuration for calculating the target flow rate of the anode gas supplied to the fuel cell.
  • FIG. 9 is a diagram showing the relationship between the flow rate ratio of the anode gas and the cathode gas supplied to the fuel cell and the relative humidity of the cathode gas.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating an example of a functional configuration for calculating the target temperature of the cooling water supplied to the fuel cell stack.
  • FIG. 11 is a flowchart illustrating an example of a control method for controlling the fuel cell system according to the first embodiment.
  • FIG. 12 is a time chart showing changes in the state of the fuel cell system when a dry operation for reducing the water content of the electrolyte membrane is executed.
  • FIG. 13 is a time chart showing changes in the state of the fuel cell system when the temperature of the fuel cell is used instead of the minimum temperature of the fuel cell in the dry operation.
  • FIG. 14 is a diagram illustrating an example of a functional configuration for controlling power generation of the fuel cell according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG. 15 is a diagram showing the relationship between the operation of the anode circulation pump and the anode gas flow rate.
  • FIG. 16 is a flowchart showing an example of a control method of the fuel cell system in the second embodiment.
  • FIG. 17 is a time chart showing changes in the state of the fuel cell system when the dry operation is executed.
  • FIG. 18 is a time chart showing an example of a state change of the fuel cell system in a dry operation in which the wetness is lowered during a transition.
  • FIG. 19 is a time chart showing an example of a change in the state of the fuel cell system when the amount of decrease during transition is increased.
  • FIG. 20 is a diagram illustrating an example of the configuration of the impedance measuring apparatus.
  • the fuel cell includes an anode electrode as a fuel electrode, a cathode electrode as an oxidant electrode, and an electrolyte membrane disposed so as to be sandwiched between these electrodes.
  • An anode gas containing hydrogen is supplied as fuel to the anode electrode of the fuel cell.
  • a cathode gas containing oxygen as an oxidant is supplied to the cathode electrode of the fuel cell.
  • the fuel cell generates power using an anode gas containing hydrogen and a cathode gas containing oxygen.
  • the electrode reaction that proceeds in both the anode electrode and the cathode electrode is as follows.
  • Anode electrode 2H 2 ⁇ 4H + + 4e ⁇ (1)
  • Cathode electrode 4H + + 4e ⁇ + O 2 ⁇ 2H 2 O (2) Due to the electrode reactions (1) and (2), the fuel cell generates an electromotive force of about 1 V (volt).
  • FIG. 1 and 2 are views for explaining the configuration of a fuel cell 10 according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a perspective view of the fuel cell 10
  • FIG. 2 is a cross-sectional view of the fuel cell 10 shown in FIG.
  • the fuel cell 10 includes a membrane electrode assembly (MEA) 11, and an anode separator 12 and a cathode separator 13 disposed so as to sandwich the MEA 11.
  • MEA membrane electrode assembly
  • the MEA 11 includes an electrolyte membrane 111, an anode electrode 112, and a cathode electrode 113.
  • the MEA 11 has an anode electrode 112 on one surface side of the electrolyte membrane 111 and a cathode electrode 113 on the other surface side.
  • the electrolyte membrane 111 is a proton conductive ion exchange membrane formed of a fluorine-based resin.
  • the electrolyte membrane 111 exhibits good electrical conductivity with an appropriate degree of wetness.
  • the wetness of the electrolyte membrane 111 corresponds to the amount of water (water content) contained in the electrolyte membrane 111. It means that the moisture content of the electrolyte membrane 111 increases as the wetness level increases, and the moisture content of the electrolyte membrane 111 decreases as the wetness level decreases.
  • the anode electrode 112 includes a catalyst layer 112A and a gas diffusion layer 112B.
  • the catalyst layer 112 ⁇ / b> A is a member formed of platinum or carbon black particles carrying platinum or the like, and is provided in contact with the electrolyte membrane 111.
  • the gas diffusion layer 112B is disposed outside the catalyst layer 112A.
  • the gas diffusion layer 112B is a member formed of carbon cloth having gas diffusibility and conductivity, and is provided in contact with the catalyst layer 112A and the anode separator 12.
  • the cathode electrode 113 includes a catalyst layer 113A and a gas diffusion layer 113B.
  • the catalyst layer 113A is disposed between the electrolyte membrane 111 and the gas diffusion layer 113B, and the gas diffusion layer 113B is disposed between the catalyst layer 113A and the cathode separator 13.
  • the anode separator 12 is disposed outside the gas diffusion layer 112B.
  • the anode separator 12 includes a plurality of anode gas passages 121 for supplying anode gas to the anode electrode 112.
  • the anode gas flow path 121 is formed as a groove-shaped passage. That is, the anode gas channel 121 constitutes a fuel channel through which fuel passes through the other surface of the electrolyte membrane 111.
  • the cathode separator 13 is disposed outside the gas diffusion layer 113B.
  • the cathode separator 13 includes a plurality of cathode gas passages 131 for supplying cathode gas to the cathode electrode 113.
  • the cathode gas channel 131 is formed as a groove-shaped passage. That is, the cathode gas channel 131 constitutes an oxidant channel through which the oxidant passes with respect to one surface of the electrolyte membrane 111.
  • the cathode separator 13 includes a plurality of cooling water passages 141 for supplying cooling water for cooling the fuel cell 10.
  • the cooling water channel 141 is formed as a groove-shaped passage. That is, the cooling water channel 141 constitutes a refrigerant channel through which a refrigerant for cooling the fuel cell 10 passes.
  • the cathode separator 13 is configured such that the flow direction of the cooling water flowing through the cooling water flow channel 141 and the flow direction of the cathode gas flowing through the cathode gas flow channel 131 are the same. Note that these flow directions may be opposite to each other. Moreover, you may comprise so that these flow directions may have a predetermined angle.
  • the anode separator 12 and the cathode separator 13 are configured such that the flow direction of the anode gas flowing through the anode gas flow path 121 and the flow direction of the cathode gas flowing through the cathode gas flow path 131 are opposite to each other. Moreover, you may comprise so that these flow directions may have a predetermined angle.
  • FIG. 3 is a configuration diagram showing an example of the fuel cell system 100 according to the first embodiment of the present invention.
  • the fuel cell system 100 constitutes a power supply system that supplies an anode gas and a cathode gas necessary for power generation from the outside to the fuel cell, and generates the fuel cell according to an electric load.
  • the fuel cell system 100 includes a fuel cell stack 1, a cathode gas supply / discharge device 2, an anode gas supply / discharge device 3, a stack cooling device 4, a load device 5, an impedance measurement device 6, and a controller 200. .
  • the fuel cell stack 1 is a stacked battery in which a plurality of fuel cells 10 are stacked as described above.
  • the fuel cell stack 1 is connected to the load device 5 and supplies power to the load device 5.
  • the fuel cell stack 1 generates a DC voltage of, for example, several hundred V (volts).
  • the cathode gas supply / discharge device 2 is a device that supplies cathode gas to the fuel cell stack 1 and discharges cathode off-gas discharged from the fuel cell stack 1 to the atmosphere. That is, the cathode gas supply / discharge device 2 constitutes an oxidant supply means for supplying an oxidant to the electrolyte membrane 111 of the fuel cell 10.
  • the cathode gas supply / discharge device 2 includes a cathode gas supply passage 21, a compressor 22, a flow rate sensor 23, a pressure sensor 24, a cathode gas discharge passage 25, and a cathode pressure regulating valve 26.
  • the cathode gas supply passage 21 is a passage for supplying cathode gas to the fuel cell stack 1. One end of the cathode gas supply passage 21 is open, and the other end is connected to the cathode gas inlet hole of the fuel cell stack 1.
  • the compressor 22 is provided in the cathode gas supply passage 21.
  • the compressor 22 takes in oxygen-containing air from the open end of the cathode gas supply passage 21 and supplies the air to the fuel cell stack 1 as cathode gas.
  • the rotation speed of the compressor 22 is controlled by the controller 200.
  • the flow sensor 23 is provided in the cathode gas supply passage 21 between the compressor 22 and the fuel cell stack 1.
  • the flow sensor 23 detects the flow rate of the cathode gas supplied to the fuel cell stack 1.
  • the flow rate of the cathode gas supplied to the fuel cell stack 1 is simply referred to as “cathode gas flow rate”.
  • the flow sensor 23 outputs a signal that detects the cathode gas flow rate to the controller 200.
  • the pressure sensor 24 is provided in the cathode gas supply passage 21 between the compressor 22 and the fuel cell stack 1.
  • the pressure sensor 24 detects the pressure of the cathode gas supplied to the fuel cell stack 1.
  • the pressure of the cathode gas supplied to the fuel cell stack 1 is simply referred to as “cathode gas pressure”.
  • the pressure sensor 24 outputs a signal that detects the cathode gas pressure to the controller 200.
  • the cathode gas discharge passage 25 is a passage for discharging the cathode off gas from the fuel cell stack 1.
  • One end of the cathode gas discharge passage 25 is connected to the cathode gas outlet hole of the fuel cell stack 1, and the other end is opened.
  • the cathode pressure regulating valve 26 is provided in the cathode gas discharge passage 25.
  • the cathode pressure regulating valve 26 is controlled to open and close by the controller 200.
  • the cathode gas pressure is adjusted to a desired pressure by this open / close control.
  • the cathode pressure regulating valve 26 opens as the opening degree of the cathode pressure regulating valve 26 increases, and the cathode pressure regulating valve 26 closes as the opening degree of the cathode pressure regulating valve 26 increases.
  • the anode gas supply / discharge device 3 is a device for supplying anode gas to the fuel cell stack 1 and circulating the anode off-gas discharged from the fuel cell stack 1 to the fuel cell stack 1. That is, the anode gas supply / discharge device 3 constitutes a fuel supply means for supplying fuel to the electrolyte membrane 111 of the fuel cell 10.
  • the anode gas supply / discharge device 3 includes a high-pressure tank 31, an anode gas supply passage 32, an anode pressure regulating valve 33, an ejector 34, an anode gas circulation passage 35, an anode circulation pump 36, a pressure sensor 37, and a purge valve. 38.
  • the high pressure tank 31 stores the anode gas supplied to the fuel cell stack 1 in a high pressure state.
  • the anode gas supply passage 32 is a passage for supplying the anode gas stored in the high-pressure tank 31 to the fuel cell stack 1.
  • One end of the anode gas supply passage 32 is connected to the high-pressure tank 31, and the other end is connected to the anode gas inlet hole of the fuel cell stack 1.
  • the anode pressure regulating valve 33 is provided in the anode gas supply passage 32 between the high pressure tank 31 and the ejector 34.
  • As the anode pressure regulating valve 33 for example, an electromagnetic valve capable of changing the opening degree of the valve in stages is used.
  • the anode pressure regulating valve 33 is controlled to open and close by the controller 200. By this opening / closing control, the pressure of the anode gas supplied to the fuel cell stack 1 is adjusted.
  • the ejector 34 is provided in the anode gas supply passage 32 between the anode pressure regulating valve 33 and the fuel cell stack 1.
  • the ejector 34 is a mechanical pump provided at a portion where the anode gas circulation passage 35 joins the anode gas supply passage 32.
  • the ejector 34 sucks the anode off gas from the fuel cell stack 1 by accelerating the flow rate of the anode gas supplied from the anode pressure regulating valve 33 to generate a negative pressure.
  • the ejector 34 discharges the anode off gas together with the anode gas supplied from the anode pressure regulating valve 33 to the fuel cell stack 1.
  • the ejector 34 includes, for example, a conical nozzle whose opening is narrowed from the anode pressure regulating valve 33 toward the fuel cell stack 1 and a diffuser having a suction port for sucking the anode off gas from the fuel cell stack 1.
  • the anode gas circulation passage 35 may be simply joined to the anode gas supply passage 32.
  • the anode gas circulation passage 35 is a passage through which the anode off gas from the fuel cell stack 1 is circulated to the anode gas supply passage 32.
  • One end of the anode gas circulation passage 35 is connected to the anode gas outlet hole of the fuel cell stack 1, and the other end is connected to the suction port of the ejector 34.
  • the anode circulation pump 36 is provided in the anode gas circulation passage 35.
  • the anode circulation pump 36 circulates the anode off gas through the fuel cell stack 1 via the ejector 34.
  • the rotation speed of the anode circulation pump 36 is controlled by the controller 200. Thereby, the flow rate of the anode gas circulating through the fuel cell stack 1 is adjusted.
  • the flow rate of the anode gas circulating through the fuel cell stack 1 is simply referred to as “anode gas circulation flow rate”.
  • the purge valve 38 is provided in the anode gas discharge passage branched from the anode gas circulation passage 35.
  • the purge valve 38 discharges impurities contained in the anode off gas to the outside. Impurities are nitrogen gas in the air that has permeated the electrolyte membrane 111 from the cathode gas flow path 131, generated water accompanying power generation, and the like.
  • the opening degree of the purge valve 38 is controlled by the controller 200.
  • the anode gas discharge passage joins the cathode gas discharge passage 25 on the downstream side of the cathode pressure regulating valve 26.
  • the anode off-gas discharged from the purge valve 38 is mixed with the cathode off-gas in the cathode gas discharge passage 25, so that the hydrogen concentration in the mixed gas is set to a value equal to or lower than the discharge allowable concentration.
  • the stack cooling device 4 is a device that supplies a coolant for cooling the fuel cell 10 to the fuel cell stack 1 and adjusts the fuel cell stack 1 to a temperature suitable for power generation.
  • cooling water is used as the refrigerant.
  • the stack cooling device 4 functions as a gas temperature adjusting device for increasing the temperature of the cathode gas passing through the cathode gas flow path 131 in order to increase the amount of water vapor in the cathode gas discharged from the fuel cell stack 1. That is, the stack cooling device 4 constitutes temperature adjusting means for adjusting the temperature of the oxidant supplied to the fuel cell 10.
  • the stack cooling device 4 includes a cooling water circulation passage 41, a cooling water pump 42, a radiator 43, a bypass passage 44, a three-way valve 45, an inlet water temperature sensor 46, and an outlet water temperature sensor 47.
  • the cooling water circulation passage 41 is a passage for circulating cooling water through the fuel cell stack 1. One end of the cooling water circulation passage 41 is connected to the cooling water inlet hole of the fuel cell stack 1, and the other end is connected to the cooling water outlet hole of the fuel cell stack 1.
  • the cooling water pump 42 is provided in the cooling water circulation passage 41.
  • the cooling water pump 42 supplies cooling water to the fuel cell stack 1 via the radiator 43.
  • the rotation speed of the cooling water pump 42 is controlled by the controller 200.
  • the amount of heat dissipated from the fuel cell 10 to the coolant increases as the rotational speed of the coolant pump 42 increases.
  • the temperature of the battery stack 1 decreases.
  • the lower the rotational speed of the cooling water pump 42 the lower the heat exchange rate, and thus the temperature of the fuel cell stack 1 increases.
  • the radiator 43 is provided in the cooling water circulation passage 41 downstream of the cooling water pump 42.
  • the radiator 43 cools the cooling water warmed in the fuel cell stack 1 with a fan.
  • the bypass passage 44 is a passage that bypasses the radiator 43 and that directly circulates the cooling water discharged from the fuel cell stack 1 to the fuel cell stack 1.
  • One end of the bypass passage 44 is connected to the coolant circulation passage 41 between the coolant pump 42 and the radiator 43, and the other end is connected to one end of the three-way valve 45.
  • the bypass passage 44 may be provided with a heater for warming up the fuel cell stack 1 when the fuel cell system 100 is started below zero.
  • the three-way valve 45 adjusts the temperature of the cooling water supplied to the fuel cell stack 1.
  • the three-way valve 45 is realized by a thermostat.
  • the three-way valve 45 is provided at a portion where the bypass passage 44 in the coolant circulation passage 41 joins between the radiator 43 and the coolant inlet hole of the fuel cell stack 1.
  • the cooling water passage from the radiator 43 to the fuel cell stack 1 is blocked, and only the cooling water that has passed through the bypass passage 44 is used as fuel. Supply to the battery stack 1. As a result, cooling water having a higher temperature than the cooling water passing through the radiator 43 flows through the fuel cell stack 1.
  • the opening of the cooling water passage from the radiator 43 to the fuel cell stack 1 starts to gradually increase.
  • the three-way valve 45 mixes the cooling water that has passed through the bypass passage 44 and the cooling water that has passed through the radiator 43, and supplies the cooling water to the fuel cell stack 1. As a result, cooling water having a temperature lower than that of the cooling water passing through the bypass passage 44 flows through the fuel cell stack 1.
  • the inlet water temperature sensor 46 and the outlet water temperature sensor 47 detect the temperature of the cooling water.
  • the temperature of the cooling water is used as the temperature of the fuel cell stack 1 or the temperature of the cathode gas.
  • the temperature of the fuel cell stack 1 is also referred to as “stack temperature”.
  • the inlet water temperature sensor 46 is provided in the cooling water circulation passage 41 located in the vicinity of the cooling water inlet hole formed in the fuel cell stack 1.
  • the inlet water temperature sensor 46 detects the temperature of the cooling water flowing into the cooling water inlet hole of the fuel cell stack 1.
  • the temperature of the cooling water flowing into the cooling water inlet hole of the fuel cell stack 1 is referred to as “stack inlet water temperature”.
  • the inlet water temperature sensor 46 outputs a signal that detects the stack inlet water temperature to the controller 200.
  • the outlet water temperature sensor 47 is provided in the cooling water circulation passage 41 located in the vicinity of the cooling water outlet hole formed in the fuel cell stack 1.
  • the outlet water temperature sensor 47 detects the temperature of the cooling water discharged from the fuel cell stack 1.
  • the temperature of the cooling water discharged from the fuel cell stack 1 is referred to as “stack outlet water temperature”.
  • the outlet water temperature sensor 47 outputs a signal that detects the stack outlet water temperature to the controller 200.
  • the load device 5 is driven by receiving the generated power supplied from the fuel cell stack 1.
  • the load device 5 includes, for example, an electric motor that drives the vehicle, a part of an auxiliary device that assists the power generation of the fuel cell stack 1, a control unit that controls the electric motor, and the like.
  • Examples of the auxiliary equipment of the fuel cell stack 1 include the compressor 22, the anode circulation pump 36, the cooling water pump 42, and the like.
  • the load device 5 includes a DC / DC converter, an electric motor inverter is connected to one of the DC / DC converters, a battery is connected to the other, and a power supply line between the DC / DC converter and the battery is supplemented.
  • the structure which connects a part of machine may be sufficient.
  • the control unit that controls the load device 5 outputs the required power required for the fuel cell stack 1 to the controller 200. For example, the required power of the load device 5 increases as the amount of depression of an accelerator pedal provided in the vehicle increases.
  • a current sensor 51 and a voltage sensor 52 are disposed between the load device 5 and the fuel cell stack 1.
  • the current sensor 51 is connected to a power supply line between the positive terminal 1p of the fuel cell stack 1 and the load device 5.
  • the current sensor 51 detects the current output from the fuel cell stack 1 to the load device 5 as the output power of the fuel cell stack 1.
  • the current output from the fuel cell stack 1 to the load device 5 is referred to as “stack output current”.
  • the current sensor 51 outputs a signal that detects the stack output current to the controller 200.
  • the voltage sensor 52 is connected between the positive terminal 1p and the positive terminal 1n in the fuel cell stack 1.
  • the voltage sensor 52 detects an inter-terminal voltage that is a voltage between the positive terminal 1p and the positive terminal 1n in the fuel cell stack 1.
  • the terminal voltage of the fuel cell stack 1 is referred to as “stack output voltage”.
  • the voltage sensor 52 outputs a signal that detects the stack output voltage to the controller 200.
  • the impedance measuring device 6 is a device that detects the wet state of the electrolyte membrane 111.
  • the impedance measuring device 6 measures the internal impedance of the fuel cell stack 1 correlated with the wet state of the electrolyte membrane 111.
  • the internal impedance of the fuel cell stack 1 is used as a parameter indicating the wet state of the electrolyte membrane 111.
  • the fuel cell stack 1 is provided with a positive electrode tab connected in series with the positive electrode terminal 1p and a negative electrode tab connected in series with the positive electrode terminal 1n.
  • the impedance measuring device 6 is provided on each of the positive electrode tab and the negative electrode tab. Is connected.
  • the impedance measuring device 6 supplies an alternating current having a frequency suitable for detecting the electric resistance of the electrolyte membrane 111 to the positive electrode terminal 1p.
  • the frequency suitable for detecting the electric resistance of the electrolyte membrane is hereinafter referred to as “electrolyte membrane response frequency”.
  • the impedance measuring device 6 detects an AC voltage generated between the positive electrode terminal 1p and the positive electrode terminal 1n by an AC current having an electrolyte membrane response frequency, and the amplitude of the detected AC voltage is supplied to the positive electrode terminal 1p.
  • the internal impedance is calculated by dividing by.
  • the fuel cell 10 located in the middle is provided with a halfway tab, and the impedance measuring device 6 is also connected to the middle tab.
  • the halfway tab is grounded in the impedance measuring device 6.
  • the impedance measuring device 6 supplies an alternating current having an electrolyte membrane response frequency to both the positive terminal 1p and the positive terminal 1n.
  • the impedance measuring device 6 calculates the internal impedance on the positive electrode side by dividing the amplitude of the alternating voltage between the positive electrode terminal 1p and the halfway tab by the amplitude of the alternating current supplied to the positive electrode terminal 1p. Furthermore, the impedance measuring device 6 calculates the internal impedance on the negative electrode side by dividing the amplitude of the alternating voltage between the positive electrode terminal 1n and the halfway tab by the amplitude of the alternating current supplied to the positive electrode terminal 1n.
  • HFR High Frequency Resistance
  • the controller 200 includes a microcomputer that includes a central processing unit (CPU), a read-only memory (ROM), a random access memory (RAM), and an input / output interface (I / O interface).
  • CPU central processing unit
  • ROM read-only memory
  • RAM random access memory
  • I / O interface input / output interface
  • the controller 200 includes output signals from the flow sensor 23, the pressure sensor 24, the pressure sensor 37, the inlet water temperature sensor 46, the outlet water temperature sensor 47, the current sensor 51, the voltage sensor 52, and the impedance measuring device 6 and the requirements of the load device 5. Power is input. These signals are used as parameters relating to the operating state of the fuel cell system 100.
  • the controller 200 controls the flow rate and pressure of the cathode gas by controlling the compressor 22 and the cathode pressure regulating valve 26 according to the operating state of the fuel cell system 100, and also controls the anode pressure regulating valve 33 and the anode circulation pump 36. Thus, the flow rate and pressure of the anode gas are controlled. Furthermore, the controller 200 controls the temperature of the fuel cell 10 and the cathode gas in the fuel cell stack 1 by controlling the cooling water pump 42 and the three-way valve 45 in accordance with the operating state of the fuel cell system 100.
  • the controller 200 calculates the target flow rate and target pressure of the cathode gas and the target flow rate and target pressure of the anode gas based on the required power of the load device 5.
  • the controller 200 controls the rotational speed of the compressor 22 and the opening degree of the cathode pressure regulating valve 26 based on the target flow rate and target pressure of the cathode gas, and the anode circulation pump based on the target flow rate and target pressure of the anode gas.
  • the rotational speed of 36 and the opening degree of the anode pressure regulating valve 33 are controlled.
  • the controller 200 calculates a stack target temperature for maintaining the power generation performance of the fuel cell stack 1, and controls the rotation speed of the cooling water pump 42 based on the stack target temperature. For example, when the stack temperature is higher than the stack target temperature, the controller 200 increases the rotation speed of the cooling water pump 42 as compared with the case where the stack temperature is lower than the stack target temperature.
  • the controller 200 operates the wet state of the fuel cell stack 1 so that the wet state of the fuel cell stack 1 is suitable for power generation within a range where the required power of the load device 5 can be secured.
  • the transition of the wet state of the fuel cell stack 1 to the dry (dry) side that is, the reduction of excess moisture in the electrolyte membrane 111 is referred to as “dry operation”.
  • the transition of the wet state of the fuel cell stack 1 to the wet (wet) side that is, the increase of moisture in the electrolyte membrane 111 is referred to as “wet operation”.
  • the controller 200 controls the cathode gas flow rate, the cathode gas pressure, the anode gas flow rate, and the stack temperature.
  • the cathode gas flow rate control by the controller 200 is mainly executed by the compressor 22, and the cathode gas pressure control is mainly executed by the cathode pressure regulating valve 26.
  • the controller 200 increases the cathode gas flow rate or decreases the cathode gas pressure in order to increase the amount of water discharged from the fuel cell stack 1.
  • the controller 200 decreases the cathode gas flow rate or increases the cathode gas pressure.
  • the anode gas flow rate control by the controller 200 is mainly executed by the anode circulation pump 36.
  • the anode gas flowing through the anode gas passage 121 shown in FIG. 2 is humidified by water vapor leaking (permeating) from the downstream side of the cathode gas passage 131 through the electrolyte membrane 111.
  • the flow rate of the humidified anode gas is increased, the moisture contained in the anode gas tends to spread from the upstream to the downstream of the anode gas flow path 121, and the wetness of the fuel cell stack 1 is likely to increase.
  • the controller 200 increases the flow rate of the anode gas circulating through the fuel cell stack 1 in order to increase the flow rate of the anode gas humidified in the fuel cell stack 1.
  • the controller 200 decreases the flow rate of the anode gas circulating through the fuel cell stack 1.
  • the stack temperature control by the controller 200 is mainly executed by the cooling water pump 42.
  • the temperature of the fuel cell 10 is higher than the stack inlet water temperature. Therefore, if the flow rate of the cooling water flowing through the cooling water channel 141 shown in FIG. 2 is reduced, the temperature of the cathode gas flowing through the cathode gas channel 131 increases. The temperature of the fuel cell 10 itself rises. When the cathode gas temperature in the cathode gas channel 131 rises, the amount of water vapor that can be held by the cathode gas increases, so that the water discharged from the fuel cell stack 1 increases. As described above, when the stack temperature is raised, the moisture discharged from the fuel cell stack 1 increases, so that the wetness of the fuel cell stack 1 decreases.
  • the controller 200 increases the stack temperature so that the temperature of the cathode gas in the fuel cell stack 1 increases.
  • the controller 200 decreases the stack temperature.
  • the controller 200 executes the weight reduction control for reducing the flow rate of the anode gas circulating through the fuel cell stack 1 in preference to the temperature increase control for increasing the stack temperature in the dry operation.
  • FIG. 4 is a block diagram illustrating an example of a functional configuration of the controller 200 according to the present embodiment. Here, control parameters when performing the dry operation are shown.
  • the controller 200 includes a film wet state detection unit 201, a power generation control unit 202, an anode gas supply / discharge device command unit 203, and a stack cooling device command unit 204.
  • the power generation control unit 202 includes an anode gas target flow rate calculation unit 220 and a stack target temperature calculation unit 230.
  • the membrane wet state detection unit 201 constitutes a wet state detection unit that detects the wet state of the electrolyte membrane 111 in the fuel cell stack 1.
  • the membrane wet state detection unit 201 acquires the HFR of the fuel cell stack 1 measured by the impedance measuring device 6 as wet state information indicating the wetness of the electrolyte membrane 111.
  • the HFR output from the impedance measurement device 6 is referred to as “measurement HFR”.
  • the membrane wet state detection unit 201 calculates a target water balance for maintaining the wet state of the electrolyte membrane 111 in a state suitable for power generation based on the measured HFR from the impedance measuring device 6.
  • the target water balance is a parameter indicating the excess or deficiency of moisture with respect to the target wet state of the electrolyte membrane 111. That is, the target water balance is a parameter that correlates with the wetness of the electrolyte membrane 111.
  • the membrane wet state detection unit 201 determines that the moisture of the electrolyte membrane 111 is large, and the target water balance is minus (negative) smaller than zero (0). Set the value of.
  • the power generation control unit 202 executes a wet operation for increasing the moisture in the electrolyte membrane 111.
  • the membrane wet state detection unit 201 determines that the moisture of the electrolyte membrane 111 is low, and sets the target water balance to a positive (positive) value greater than zero. Set.
  • the power generation control unit 202 performs a dry operation for reducing excess moisture in the electrolyte membrane 111.
  • the film wet state detection unit 201 outputs the calculated target water balance to the anode gas target flow rate calculation unit 220 and the stack target temperature calculation unit 230.
  • the membrane wet state detection unit 201 outputs, for example, the stack temperature to the anode gas target flow rate calculation unit 220 as the temperature of the cathode gas flowing in the fuel cell stack 1.
  • the membrane wet state detection unit 201 calculates the lowest stack temperature, which is the operation temperature for making the electrolyte membrane 111 wet most by the wet operation.
  • the minimum stack temperature is set to the lower limit of the range in which the stack cooling device 4 can adjust the temperature of the fuel cell stack 1 in the wet operation. That is, the minimum stack temperature is an operation temperature at the time of wet operation used for maximizing the water content of the electrolyte membrane 111 within a range in which the power generation of the fuel cell stack 1 can be stably controlled.
  • the film wet state detection unit 201 increases the minimum stack temperature because the amount of heat radiated from the fuel cell 10 increases as the required power of the load device 5 increases.
  • the film wet state detection unit 201 outputs the calculated minimum stack temperature to the anode gas target flow rate calculation unit 220.
  • the film wet state detection unit 201 may generate wet state information using the temperature of the fuel cell stack 1 instead of the measurement HFR.
  • the membrane wet state detection unit 201 calculates the average value of the stack inlet water temperature and the stack outlet water temperature as the temperature of the fuel cell stack 1.
  • membrane wet state detection part 201 produces
  • the film wet state detection unit 201 may generate wet state information using the required power of the load device 5 instead of the measurement HFR.
  • the film wet state detection unit 201 acquires the required power from the control unit of the load device 5, refers to a predetermined wet estimation map, and wet state information associated with the acquired required power Is generated.
  • the membrane wet state detection unit 201 increases the degree of wetness of the electrolyte membrane 111 indicated in the wet state information because the amount of generated water generated with power generation increases as the required power of the load device 5 increases.
  • the power generation control unit 202 controls power generation of the fuel cell 10 by controlling supply of anode gas by the anode pressure regulating valve 33 and anode circulation pump 36 and supply of cathode gas by the compressor 22 and cathode pressure regulating valve 26. Configure.
  • the power generation control unit 202 increases the stack temperature according to the size of the target water balance while reducing the anode gas flow rate as compared with the case of performing the wet operation. That is, the power generation control unit 202 reduces the anode gas circulation flow rate and reduces the membrane wetness when reducing the water content of the electrolyte membrane 111 based on the signal from the membrane wet state detection unit 201 as compared with increasing the water content of the electrolyte membrane 111. In response to a signal from the state detection unit 201, the temperature of the cathode gas flowing in the fuel cell stack 1 is increased.
  • the power generation control unit 202 when the dry operation is executed, performs control to reduce the anode gas flow rate by the anode circulation pump 36 in preference to the control to increase the stack temperature by the cooling water pump 42. Execute.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 calculates an anode gas target flow rate for controlling the anode gas flow rate supplied to the fuel cell stack 1.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 calculates the required load flow rate of the anode gas necessary for power generation of the fuel cell stack 1 based on the required power of the load device 5 and maintains the wet state of the fuel cell stack 1. The required anode gas wetting flow rate is calculated. The anode gas target flow rate calculation unit 220 outputs the larger one of the load request flow rate and the wet request flow rate of the anode gas to the anode gas supply / discharge device command unit 203 as the anode gas target flow rate.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 acquires the target water balance and the minimum stack temperature from the membrane wet state detection unit 201, acquires the measured value of the cathode gas flow rate from the flow rate sensor 23, and the pressure sensor 24. Get the measured value of cathode gas pressure.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 calculates an anode gas wetting request flow rate used for wet control based on the target water balance, the minimum stack temperature, the measured value of the cathode gas flow rate, and the measured value of the cathode gas pressure. To do.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 increases the anode gas wetting request flow rate in order to increase the water content of the electrolyte membrane 111 as the target water balance increases.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 decreases the anode gas wetting request flow rate in order to reduce the water content of the electrolyte membrane 111 as the target water balance decreases.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 decreases the anode gas wetting request flow rate in order to reduce the moisture in the anode gas circulating through the fuel cell stack 1 as the minimum stack temperature decreases. On the other hand, the anode gas target flow rate calculation unit 220 increases the required anode gas wetting flow rate as the minimum stack temperature increases.
  • the minimum stack temperature set by the film wet state detection unit 201 is usually lower than the measured value of the stack temperature.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 can reduce the required anode gas wetting flow rate in the dry operation as compared with the case where the measured value of the stack temperature is used. Furthermore, by using the minimum stack temperature, the required anode gas wetting flow rate can be reduced even faster within a range where the fuel cell system 100 can be operated safely.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 outputs the calculated anode gas wetting request flow rate to the stack target temperature calculation unit 230.
  • the stack target temperature calculation unit 230 calculates a stack target temperature for adjusting the temperature of the fuel cell stack 1.
  • the stack target temperature calculation unit 230 outputs the stack target temperature to the stack cooling device command unit 204.
  • the stack target temperature calculation unit 230 acquires the required anode gas wetting flow rate from the anode gas target flow rate calculation unit 220 and acquires the target water balance from the membrane wet state detection unit 201. Further, the stack target temperature calculation unit 230 acquires a measured value of the cathode gas flow rate from the flow sensor 23 and acquires a measured value of the cathode gas pressure from the pressure sensor 24.
  • the stack target temperature calculation unit 230 calculates the stack target temperature used for the wet control based on the required anode gas wetting flow rate, the target water balance, the measured value of the cathode gas flow rate, and the measured value of the cathode gas pressure. .
  • the stack target temperature calculation unit 230 lowers the stack target temperature in order to reduce the moisture in the cathode gas discharged from the fuel cell stack 1 as the target water balance increases. On the other hand, the stack target temperature calculation unit 230 increases the stack target temperature in order to increase the water discharged from the fuel cell stack 1 as the target water balance decreases.
  • the anode gas supply / discharge device command unit 203 controls the rotation speed of the anode circulation pump 36 and the opening of the anode pressure regulating valve 33 so that the circulation flow rate of the anode gas circulating through the fuel cell stack 1 becomes the anode gas target flow rate. To do.
  • the stack cooling device command unit 204 controls the rotation speed of the cooling water pump 42 so that the temperature of the fuel cell stack 1 becomes the stack target temperature.
  • the stack cooling device command unit 204 sets the rotational speed of the coolant pump 42 so that the temperature of the fuel cell stack 1 becomes the stack target temperature. The opening degree of the three-way valve 45 is controlled.
  • FIG. 5 is a block diagram illustrating an example of a functional configuration of the film wet state detection unit 201.
  • the film wet state detection unit 201 includes a priority control unit 201A and a target water balance calculation unit 201B.
  • the priority control unit 201A sets the order of controlling the operation of the anode gas supply / discharge device 3 and the operation of the stack cooling device 4.
  • the priority control unit 201 ⁇ / b> A controls the operation of the anode gas supply / exhaust device 3 with priority over the operation of the stack cooling device 4 when performing a dry operation for reducing the moisture of the electrolyte membrane 111.
  • the priority control unit 201A when the dry operation is executed by the power generation control unit 202, the priority control unit 201A sets the minimum stack temperature during the wet operation in the anode gas target flow rate calculation unit 220.
  • the priority control unit 201A includes a stack target current calculation unit 211 and a minimum stack temperature calculation unit 212.
  • the stack target current calculation unit 211 calculates a stack target current based on the load connected to the fuel cell stack 1. For example, in the stack target current calculation unit 211, the IV (current voltage) characteristics of the fuel cell stack 1 are recorded in advance. When the stack target current calculation unit 211 acquires the required power from the load device 5, the stack target current calculation unit 211 refers to the IV characteristics of the fuel cell stack 1 and calculates the current as the acquired generated power as the stack target current.
  • the IV characteristic of the fuel cell stack 1 may be estimated based on the stack output current and the stack output voltage when the output current of the fuel cell stack 1 is changed.
  • the stack target current calculation unit 211 outputs the stack target current to the anode gas target flow rate calculation unit 220 and the minimum stack temperature calculation unit 212.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 calculates the minimum stack temperature Tmin when the fuel cell stack 1 is most cooled within the operation range of the stack cooling device 4 based on the stack target current.
  • a minimum stack temperature map indicating the relationship between the stack target current and the minimum stack temperature is recorded in the minimum stack temperature calculation unit 212 in advance. Details of the minimum stack temperature map will be described later with reference to FIG.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 When acquiring the stack target current, the minimum stack temperature calculation unit 212 refers to the minimum stack temperature map and calculates the minimum stack temperature T min related to the acquired stack target current. The minimum stack temperature calculation unit 212 may calculate the minimum stack temperature T min based on the rotational speed of the cooling water pump 42, the opening degree of the three-way valve 45, or the like.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 executes a dry operation for reducing the water content of the electrolyte membrane 111 or a wet operation for increasing the water content of the electrolyte membrane 111 based on the target water balance from the feedback control unit 214. Judge whether or not.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 determines that the dry operation is started when the target water balance is larger than a predetermined upper limit threshold.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 acquires the target water balance at a predetermined sampling cycle, and determines that the dry operation is started when the current value of the target water balance is smaller than the previous value. Also good.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 When it is determined that the dry operation is started, the minimum stack temperature calculation unit 212 outputs the minimum stack temperature T min to the anode gas target flow rate calculation unit 220.
  • the temperature raising control for increasing the stack temperature may be disabled.
  • the lowest stack temperature calculation unit 212 outputs a measured value of the stack temperature instead of the lowest stack temperature Tmin .
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 calculates a value obtained by averaging the detected value from the inlet water temperature sensor 46 and the detected value from the outlet water temperature sensor 47 as a measured value of the stack temperature.
  • the calculation in the minimum stack temperature calculation unit 212 may be stopped.
  • the required flow rate of the anode gas wetting is calculated using the actual cooling water temperature (stack temperature) supplied to the fuel cell stack 1, so that the stack temperature control system The dry operation suitable for the abnormal state can be executed.
  • the lowest stack temperature calculation unit 212 outputs an average value of the stack inlet water temperature and the stack outlet water temperature as a measured value of the stack temperature. Even when it is determined that the wet operation is started, the minimum stack temperature calculation unit 212 outputs the minimum stack temperature T min in the same manner as when it is determined that the dry operation is started. You may do it.
  • the target water balance calculation unit 201B includes a target HFR calculation unit 213 and a feedback control unit 214.
  • the target HFR calculator 213 calculates a target HFR for controlling the wet state of the electrolyte membrane 111 to a target state according to the operating state of the fuel cell stack 1.
  • a film wetting control map showing the relationship between the stack output current and the target HFR is recorded in advance in the target HFR calculating unit 213.
  • the film wetting control map will be described in detail with reference to FIG.
  • the target HFR calculation unit 213 calculates a target HFR related to the acquired stack output current Is with reference to the film wetting control map.
  • the target HFR calculating unit 213 may calculate the target HFR based on the stack output current Is using a predetermined calculation formula. Further, the target HFR calculation unit 213 may calculate the target HFR using the required power of the load device 5 instead of the stack output current Is.
  • the target HFR calculating unit 213 outputs the calculated target HFR to the feedback control unit 214.
  • the feedback control unit 214 calculates a target water balance Q w_t for increasing or decreasing the water content of the electrolyte membrane 111 so that the wet state of the electrolyte membrane 111 becomes a target state.
  • the feedback control unit 214 acquires the target HFR from the target HFR calculation unit 213 and acquires the measurement HFR from the impedance measurement device 6. Then, the feedback control unit 214 calculates the target water balance Q w_t so that the deviation between the measured HFR and the target HFR converges to zero.
  • the feedback control unit 214 calculates the target water balance by subtracting the target HFR from the measured HFR to obtain a deviation between the measured HFR and the target HFR, and executing PI control based on the deviation.
  • the feedback control unit 214 outputs the calculated target water balance to the minimum stack temperature calculation unit 212 and the anode gas target flow rate calculation unit 220.
  • FIG. 6 is a conceptual diagram illustrating an example of a minimum stack temperature map set in the minimum stack temperature calculation unit 212.
  • the horizontal axis is the stack target current, and the output power of the fuel cell stack 1 increases as the stack target current increases.
  • the vertical axis is the minimum stack temperature.
  • the minimum stack temperature is set for each stack target current.
  • the minimum stack temperature is a value measured in advance or a value calculated in advance when the rotation speed of the fan provided in the cooling water pump 42 or the radiator 43 is set to a predetermined upper limit value.
  • the stack target current is within a large current range that is larger than the predetermined current value I 1 , the amount of heat generated by the fuel cell stack 1 increases, so that the minimum stack temperature increases as the stack target current increases.
  • FIG. 7 is a conceptual diagram illustrating an example of a film wetting control map set in the target HFR calculating unit 213.
  • the horizontal axis represents the stack output current, and the output power of the fuel cell stack 1 increases as the stack output current increases.
  • the vertical axis is the target HFR. The larger the target HFR, the easier the electrolyte membrane 111 dries, and the smaller the target HFR, the easier the electrolyte membrane 111 gets wet.
  • the target HFR is set so that the flow of the cathode gas is not hindered due to the liquid water staying in the cathode gas flow path 131.
  • the target HFR decreases as the stack output current increases.
  • the reason for setting in this way is that the smaller the cathode gas flow rate supplied to the fuel cell stack 1, the more easily the cathode gas flow is hindered by the liquid water staying in the cathode gas channel 131. Therefore, the target HFR at the time of low load operation where the required power of the load device 5 is low is set higher than that at the time of normal operation.
  • the target HFR within the large current range is set to a constant value that is smaller than the target HFR within the small current range.
  • FIG. 8 is a block diagram illustrating an example of a functional configuration of the anode gas target flow rate calculation unit 220.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 includes an anode gas load required flow rate calculation unit 221, a power generation generated water amount calculation unit 222, a target drainage amount calculation unit 223, a minimum temperature saturated water vapor pressure calculation unit 224, and a cathode relative humidity calculation unit 225. Including.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 further includes an anode / cathode flow rate ratio calculation unit 226, an anode gas wetting request flow rate calculation unit 227, and an anode gas target flow rate setting unit 228.
  • the anode gas load required flow rate calculation unit 221 calculates a load required flow rate that is the minimum anode gas flow rate required for power generation of the fuel cell stack 1 based on the required power of the load device 5.
  • a load required flow rate map indicating the relationship between the stack target current and the anode gas flow rate is recorded in advance.
  • the anode gas load request flow rate calculation unit 221 acquires the stack target current from the stack target current calculation unit 211, the anode gas load request flow rate calculation unit 221 refers to the load request flow rate map and determines the anode gas flow rate associated with the acquired stack target current as the load request flow rate. Calculate as
  • the anode gas load request flow rate calculation unit 221 outputs the calculated load request flow rate to the anode gas target flow rate setting unit 228.
  • the power generation generated water amount calculation unit 222 calculates a power generation generated water amount that is the total amount of water generated by the power generation of each fuel cell 10 in the fuel cell stack 1 based on the output current of the fuel cell stack 1.
  • the power generation generated water amount calculation unit 222 acquires the stack output current Is from the current sensor 51, and calculates the power generation generated water amount Qw_in based on the stack output current Is as shown in the following equation (3).
  • N is the number of fuel cells 10 and F [C / mol] is the Faraday constant (96485.39). Further, “60” is a converted value from a second unit (sec) to a minute unit (min), and “22.4” is a volume of 1 mol (mol) of an ideal gas in a standard state.
  • the generated power generation water amount calculation unit 222 outputs the calculated generated power generation water amount Q w_in to the target drainage amount calculation unit 223.
  • the target drainage amount calculation unit 223 calculates a target drainage amount Qw_out that is moisture to be discharged from the fuel cell stack 1 by calculating a difference between the power generation generated water amount Qw_in and the target water balance Qw_t .
  • the target water discharge amount calculation unit 223, as the following formula (4) by subtracting the target water balance Q W_t from the generator water quantity Q W_in, calculates a target amount of waste water Q w_out.
  • Minimum temperature saturated steam pressure calculating unit 224 based on the minimum stack temperature T min is set by the priority control unit 201A, and calculates the saturated vapor pressure P Sat_min at a minimum stack temperature T min.
  • the minimum temperature saturated water vapor pressure calculation unit 224 obtains the minimum stack temperature T min from the minimum stack temperature calculation unit 212 and, based on the minimum stack temperature T min , the minimum temperature as shown in the following equation (4).
  • the saturated water vapor pressure P sat — min is calculated.
  • the cathode relative humidity calculation unit 225 calculates a cathode outlet relative humidity RH c_out that indicates a ratio of the humidity of the cathode gas to the humidity of the anode gas in the fuel cell stack 1 based on the minimum temperature saturated water vapor pressure P sat — min .
  • the cathode outlet relative humidity RH c_out is the cathode gas humidity at the outlet (downstream) side of the cathode gas channel 131 shown in FIG. 2 and the anode gas at the inlet (upstream) side of the anode gas channel 121. It is the value divided by the humidity.
  • the cathode relative humidity calculation unit 225 acquires the measured value Q c_sens of the cathode gas flow rate from the flow sensor 23 and acquires the measured value P c_sens of the cathode gas pressure from the pressure sensor 24.
  • the cathode relative humidity calculation unit 225 calculates the cathode outlet relative humidity RH based on the minimum temperature saturated water vapor pressure P sat_min , the cathode gas pressure P c_sens , the cathode gas flow rate Q c_sens, and the target drainage amount Q w_out as shown in the following equation (6). c_out is calculated.
  • the cathode relative humidity calculation unit 225 outputs the calculated cathode outlet relative humidity RH c_out_min to the anode / cathode flow ratio calculation unit 226.
  • the anode / cathode flow ratio calculation unit 226 calculates an anode / cathode flow ratio K ac_min indicating a ratio of the anode gas flow rate to the cathode gas flow rate based on the cathode outlet relative humidity RH c_out_min .
  • a flow rate map showing the relationship between the cathode outlet relative humidity and the anode / cathode flow rate ratio is recorded in advance in the anode / cathode flow rate calculation unit 226. Details of the flow rate ratio map will be described later with reference to FIG.
  • the anode / cathode flow ratio calculation unit 226 obtains the cathode outlet relative humidity RH c_out_min from the cathode relative humidity calculation unit 225
  • the anode / cathode flow rate related to the cathode outlet relative humidity RH c_out_min is referred to by referring to the flow rate ratio map.
  • the ratio K ac_min is calculated.
  • the anode / cathode flow rate calculation unit 226 outputs the calculated anode / cathode flow rate ratio K ac_min to the anode gas wetting request flow rate calculation unit 227.
  • the anode gas wetting request flow rate calculation unit 227 calculates an anode gas wetting request flow rate Q a_rw for setting the wet state of the fuel cell stack 1 to a target state.
  • Anode gas wet required flow rate calculation unit 227 as follows (7), by multiplying the anode / cathode flow ratio K Ac_min the cathode gas flow rate measurement value Q C_sense, calculates the anode gas wetting required flow rate Q A_rw .
  • the anode gas wetting request flow rate calculation unit 227 outputs the calculated anode gas wetting request flow rate Q a_rw to the stack target temperature calculation unit 230 and the anode gas target flow rate setting unit 228.
  • the anode gas target flow rate setting unit 228 uses the larger one of the anode gas wetting request flow rate Q a_rw and the load request flow rate from the anode gas load request flow rate calculation unit 221 as the anode gas target flow rate, and the anode gas supply / discharge device command unit It outputs to 203.
  • FIG. 9 is a conceptual diagram showing an example of a flow rate map set in the anode / cathode flow rate calculation unit 226.
  • the vertical axis represents the cathode outlet relative humidity indicating the relative humidity of the cathode gas discharged from the fuel cell stack 1
  • the horizontal axis represents the anode / cathode flow rate ratio indicating the ratio of the anode gas flow rate to the cathode gas flow rate.
  • the flow rate ratio map showing the relationship between the cathode outlet relative humidity and the anode / cathode flow rate ratio is set in advance by experimental data or the like when the cathode gas flow rate and the anode gas flow rate are mutually changed in this embodiment.
  • the characteristics of the flow rate ratio map are set using, for example, an average value when the cathode gas pressure, stack temperature, hydrogen concentration, or the like is changed, or a value with small variations in characteristics.
  • the anode / cathode flow ratio K ac_min based on the lowest stack temperature T min increases as the cathode outlet relative humidity RH c_out decreases. For this reason, when the cathode gas flow rate is constant, the anode gas flow rate increases as the cathode outlet relative humidity RH c_out decreases.
  • the cathode outlet relative humidity RH c_out in order to reduce the anode gas wetting required flow rate Q a_rw as much as possible during the dry operation.
  • the saturated water vapor pressure P sat_min in order to increase the cathode outlet relative humidity RH c_out , the saturated water vapor pressure P sat_min must be reduced from the relationship of the equation (6), and in order to reduce the saturated water vapor pressure P sat_min , the equation From the relationship (5), it is necessary to reduce the set value of the stack temperature.
  • the priority control unit 201A illustrated in FIG. 5 determines that the dry operation is performed, the minimum stack temperature T min is set to the anode gas target instead of the measured value of the stack temperature.
  • the flow rate calculation unit 220 is set.
  • the saturated water vapor pressure P sat — min is reduced compared to the case where the measured value of the stack temperature is simply used, so that the cathode outlet relative humidity RH c — out can be increased.
  • the anode / cathode flow rate ratio K pc_sens becomes small, so that the anode gas wetting required flow rate Q a_rw can be lowered early.
  • FIG. 10 is a block diagram illustrating an example of a functional configuration of the stack target temperature calculation unit 230.
  • the stack target temperature calculation unit 230 includes a target saturated water vapor pressure calculation unit 231 and a target cooling water temperature conversion unit 232.
  • the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 calculates a target saturated water vapor pressure P sat_t for maintaining the wetness of the electrolyte membrane 111 at a target value based on the anode gas wetting required flow rate Q a_rw .
  • the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 acquires the anode gas wetting request flow rate Q a_rw and acquires the measured value Q c_sens of the cathode gas flow rate from the flow rate sensor 23. Then, the target saturated water vapor pressure calculator 231 calculates the anode / cathode flow rate ratio K ac based on the anode gas wetting request flow rate Q a_rw and the cathode gas flow rate Q c_sens as shown in the following equation (8).
  • the humidity RH c_out is calculated.
  • the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 acquires the measured value P c_sens of the cathode gas pressure from the pressure sensor 24, and acquires the target drainage amount Q w_out from the target drainage amount calculation unit 223. As shown in FIG. 4, the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 obtains the target water balance Q w_t from the membrane wet state detection unit 201 and calculates the target drainage amount Q w_out based on the equation (4). It may be.
  • the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 performs the target saturated water vapor based on the target drainage amount Qw_out , the cathode gas pressure P c_sens , the cathode outlet relative humidity RH c_out, and the cathode gas flow rate Q c_sens as shown in the following equation (9).
  • the pressure P sat — t is calculated.
  • the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 outputs the calculated target saturated water vapor pressure P sat — t to the target cooling water temperature conversion unit 232.
  • the target cooling water temperature conversion unit 232 converts the target saturated water vapor pressure P sat — t into a target cooling water temperature T t that is a target value of the cooling water temperature in the fuel cell stack 1.
  • the target cooling water temperature conversion unit 232 calculates the target cooling water temperature T t based on the target saturated water vapor pressure P sat — t as shown in the following equation (10).
  • the target cooling water temperature conversion unit 232 outputs the target cooling water temperature T t to the stack cooling device command unit 204 as the stack target temperature.
  • the target saturated water vapor pressure P is reduced as the anode gas wetting required flow rate Q a — rw decreases in consideration of the characteristics of the cathode outlet relative humidity in the fuel cell 10.
  • sat_t is low.
  • the lower the target saturated water vapor pressure P sat — t the lower the stack target temperature Tt.
  • the stack target temperature T t decreases as the anode gas wetting request flow rate Q a — rw decreases. Therefore, the power generation control unit 202 decreases the stack temperature as the anode gas flow rate decreases.
  • the power generation control unit 202 increases the stack temperature as the wetness of the electrolyte membrane 111 increases.
  • the power generation control unit 202 can quickly increase the stack target temperature if the target discharge amount Q w_out does not decrease even when the anode gas wetting request flow rate Q a_rw is being decreased. That is, the power generation control unit 202 can increase the stack temperature increase amount if the wetness of the fuel cell stack 1 does not decrease when the anode gas flow rate is decreased in the dry operation.
  • FIG. 11 is a flowchart showing an example of a control method for controlling the fuel cell system 100 in the present embodiment. This control method is repeatedly executed at a predetermined cycle.
  • step S1 the controller 200 detects the operating state of the fuel cell stack 1.
  • the controller 200 detects the HFR of the fuel cell stack 1 using the impedance measuring device 6 shown in FIG. 3, detects the cathode gas flow rate using the flow rate sensor 23, and uses the pressure sensor 24. Detect the cathode gas pressure.
  • Step S1 constitutes a wet state detection step of detecting the wet state of the electrolyte membrane 111.
  • step S2 the controller 200 acquires the measured value of the cathode gas flow rate from the flow sensor 23 and acquires the measured value of the cathode gas pressure from the pressure sensor 24.
  • step S3 the controller 200 acquires a measurement HFR correlated with the electrolyte membrane 111 from the impedance measurement device 6 as a parameter indicating the wet state of the fuel cell stack 1.
  • step S4 the controller 200 calculates a target HFR for maintaining the power generation performance of the fuel cell stack 1.
  • the target HFR calculating unit 213 illustrated in FIG. 5 acquires the stack output current from the current sensor 51, and is related to the acquired stack output current using the target HFR map illustrated in FIG. A target HFR is calculated.
  • step S5 the membrane wet state detection unit 201 of the controller 200 calculates a target water balance for compensating for the excess or deficiency of moisture with respect to the wet state of the electrolyte membrane 111 so that the measured HFR converges to the target HFR.
  • the feedback control unit 214 shown in FIG. 5 calculates the target water balance based on the target HFR and the measured HFR.
  • step S6 the controller 200 determines whether or not a dry operation is performed based on the wet state of the electrolyte membrane 111. For example, the controller 200 determines that the dry operation is performed when the measured HFR is smaller than the target HFR.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 shown in FIG. 5 determines whether or not the target water balance exceeds a predetermined upper limit value, and when the target water balance exceeds a predetermined upper limit value, the dry operation is performed. Is determined to be executed.
  • step S7 the controller 200 calculates the minimum stack temperature of the fuel cell stack 1 by the stack cooling device 4 when the dry operation is executed.
  • the minimum stack temperature calculation unit 212 acquires the stack target current, and calculates the minimum stack temperature associated with the acquired stack target current using the minimum stack temperature map shown in FIG.
  • step S8 when the dry operation is executed, the controller 200 calculates the anode gas target flow rate based on the minimum stack temperature, the target water balance, the cathode gas flow rate, and the cathode gas pressure.
  • the electrical generation product water amount calculating unit 222 calculates a power generation amount of produced water Q W_in based on stack output current I s from a current sensor 51. Then the target wastewater calculating unit 223, as illustrated in formula (4), from the generator water quantity Q W_in by subtracting the target water balance Q W_t calculates a target amount of waste water Q w_out.
  • the minimum temperature saturated steam pressure calculating unit 224 as illustrated in formula (5), based on the minimum stack temperature T min, to calculate the minimum temperature saturated vapor pressure P sat_min.
  • the cathode relative humidity calculation unit 225 calculates the cathode outlet relative humidity based on the minimum temperature saturated water vapor pressure P sat_min , the cathode gas pressure P c_sens , the target drainage amount Q w_out, and the cathode gas flow rate Q c_sens as shown in Equation (6).
  • RH c_out_min is calculated.
  • the anode / cathode flow ratio calculation unit 226 calculates an anode / cathode flow ratio K ac_min related to the cathode outlet relative humidity RH c_out_min using the flow ratio map shown in FIG.
  • the anode gas wetting request flow rate calculation unit 227 calculates the anode gas wetting request flow rate Q a_rw based on the anode / cathode flow rate ratio K ac_min as shown in Expression (7).
  • the anode gas load required flow rate calculation unit 221 calculates the anode gas load required flow rate based on the stack target current, and the anode gas target flow rate setting unit 228 calculates the larger one of the anode gas load required flow rate and the wet required flow rate. Is set as the anode gas target flow rate.
  • step S9 the power generation control unit 202 calculates the stack target temperature based on the anode gas wetting request flow rate, the target water balance, the cathode gas pressure, and the cathode gas flow rate.
  • the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 calculates the anode / cathode flow ratio K ac based on the anode gas wetting request flow rate Q r_w and the cathode gas flow rate Q c_sens as shown in Expression (8). Then, the target saturated water vapor pressure calculator 231 calculates the cathode outlet relative humidity RH c_out associated with the anode / cathode flow ratio K ac using the flow ratio map shown in FIG.
  • the target saturated water vapor pressure calculation unit 231 performs the target saturated water vapor pressure based on the cathode outlet relative humidity RH c_out , the target drainage amount Q w_out , the cathode gas pressure P c_sens, and the cathode gas flow rate Q c_sens as shown in Expression (9).
  • P sat — t is calculated.
  • the target cooling water temperature conversion unit 232 calculates the target cooling water temperature T t based on the target saturated water vapor pressure P sat — t as shown in Expression (10), and sets the target cooling water temperature T t as the stack target temperature. Output.
  • step S9 when the moisture of the electrolyte membrane 111 is reduced by a signal related to the wet state of the electrolyte membrane 111, the flow rate of the fuel is decreased and the electrolyte membrane 111 is reduced as compared with the case of increasing the moisture of the electrolyte membrane 111.
  • a power generation control step for increasing the temperature of the oxidant in accordance with a signal indicating the wet state of the battery is configured.
  • step S10 the controller 200 controls the rotation speed of the anode circulation pump 36 based on the anode gas target flow rate, and controls the rotation speed of the cooling water pump 42 based on the stack target temperature. That is, step S10 constitutes a flow rate adjusting step for adjusting the flow rate of the fuel supplied to the fuel cell 10 and a temperature adjusting step for adjusting the temperature of the oxidant supplied to the fuel cell 10.
  • step S6 If the wet operation is performed in step S6, the controller 200 proceeds to the process of step S11.
  • step S11 when it is determined that the wet operation is performed, the controller 200 calculates the temperature of the fuel cell stack 1.
  • the controller 200 acquires the stack inlet water temperature from the inlet water temperature sensor 46, acquires the stack outlet temperature from the outlet water temperature sensor 47, and calculates the average value of the stack inlet water temperature and the stack outlet water temperature as the stack temperature. .
  • step S12 when it is determined that the dry operation is performed, the controller 200 determines the anode gas target flow rate based on the stack temperature, the target water balance, the cathode gas flow rate, and the cathode gas pressure calculated in step S11. Calculate. Then, each process of step S9 and step S10 is performed sequentially, and the control method of the fuel cell system 100 is complete
  • FIG. 12 is a time chart showing changes in the operating state of the fuel cell system 100 during the dry operation in the present embodiment.
  • FIG. 12 (A) is a flowchart showing a change in the target water balance to compensate for excess or deficiency of moisture in the fuel cell stack 1.
  • the target water balance increases or decreases within a predetermined range so that the wetness of the electrolyte membrane 111 is maintained at the target value.
  • FIG. 12B is a flowchart showing changes in the flow rate of the anode gas supplied to the fuel cell stack 1.
  • FIG. 12C is a flowchart showing a change in the temperature of the cooling water circulating through the fuel cell stack 1. When the temperature of the cooling water rises, the temperature of the cathode gas passing through the fuel cell stack 1 rises and the stack temperature rises.
  • FIG. 12 (D) is a flowchart showing a change in circulating storage water in the anode gas circulating through the fuel cell stack 1.
  • the circulating storage water is the amount of water vapor stored in the anode gas circulation path from the ejector 34 through the fuel cell stack 1 to the suction port of the ejector 34.
  • the horizontal axis of each figure from FIG. 12 (A) to FIG. 12 (D) is a common time axis.
  • the priority control unit 201A determines that the dry operation is executed by the power generation control unit 202, and the priority control unit 201A sets the minimum stack temperature as the cathode gas temperature in the anode gas target flow rate calculation unit 220.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 calculates the anode gas wetting request flow rate based on the target water balance and the minimum stack temperature. Here, since the anode gas wetting request flow rate is larger than the load request flow rate, the anode gas target flow rate calculation unit 220 outputs the anode gas wetting request flow rate as the anode gas target flow rate.
  • the decrease amount per unit time of the anode gas target flow rate that is, the decrease rate is compared with the decrease rate of the anode gas target flow rate when the actual stack temperature is used. growing. Thereby, the rotational speed of the anode circulation pump 36 is lowered, and the flow rate of the anode gas passing through the fuel cell stack 1 is lowered. Along with this, the amount of water vapor mixed in the anode gas decreases, so that the circulating storage water decreases as shown in FIG.
  • the stack target temperature calculation unit 230 calculates the stack target temperature based on the anode gas wetting request flow rate and the target water balance. As described above, the anode gas wetting request flow rate is set to a small value as the target water balance decreases, so that the stack target temperature is kept constant without increasing.
  • the anode gas flow rate is decreased so as to follow the decrease in the target water balance, so that an increase in stack temperature can be suppressed.
  • the stack target temperature calculation unit 230 increases the stack target temperature in accordance with the decrease in the target water balance.
  • the dry operation for reducing the anode gas flow rate by the anode circulation pump 36 is limited
  • the dry operation for increasing the cathode gas temperature by the cooling water pump 42 is executed. That is, in the dry operation, the controller 200 executes the reduction control for reducing the anode gas flow rate by the anode circulation pump 36 in preference to the temperature increase control for increasing the cathode gas temperature by the cooling water pump 42.
  • FIG. 13 is a time chart showing a change in the operating state of the fuel cell system when the temperature increase control of the cathode gas temperature is executed prior to the decrease control of the anode gas flow rate as a comparative example.
  • the fuel cell system 100 includes an anode gas supply / discharge device 3 as fuel supply means for supplying fuel (anode gas) to the electrolyte membrane 111 of the fuel cell 10, and the electrolyte membrane 111. And a cathode gas supply / discharge device 2 as an oxidant supply means for supplying an oxidant (cathode gas).
  • the fuel cell system 100 includes a controller 200 as power generation control means for controlling power generation of the fuel cell 10 by controlling supply of an oxidant by the cathode gas supply / discharge device 2 and fuel supply by the anode gas supply / discharge device 3. .
  • the fuel cell system 100 includes an impedance measuring device 6 as a wet state detecting unit that detects a wet state of the electrolyte membrane 111 and an anode circulation pump as a flow rate adjusting unit that adjusts the flow rate of the fuel supplied to the fuel cell 10. 36 and a stack cooling device 4 as temperature adjusting means for adjusting the temperature of the oxidant supplied to the fuel cell 10.
  • an impedance measuring device 6 as a wet state detecting unit that detects a wet state of the electrolyte membrane 111 and an anode circulation pump as a flow rate adjusting unit that adjusts the flow rate of the fuel supplied to the fuel cell 10.
  • 36 and a stack cooling device 4 as temperature adjusting means for adjusting the temperature of the oxidant supplied to the fuel cell 10.
  • the fuel cell system 100 is controlled by the controller 200. Whether the controller 200 acquires a signal related to the wetness of the electrolyte membrane 111 from the impedance measuring device 6 and executes a dry operation or a wet operation to reduce excess moisture of the electrolyte membrane 111 using the acquired signal. Judging.
  • the controller 200 When executing the dry operation, the controller 200 reduces the flow rate of the fuel supplied to the fuel cell 10 as compared with the case where the wet operation is performed, and the fuel according to the signal from the impedance measuring device 6. The temperature of the oxidant flowing through the battery 10 is increased.
  • the controller 200 when performing a dry operation for reducing the wetness of the electrolyte membrane 111, the controller 200 reduces the anode gas flow rate while the wetness of the electrolyte membrane 111 does not fall to the target value for maintaining the power generation performance. Then, the temperature of the fuel cell 10 is raised using the stack cooling device 4.
  • the controller 200 decreases the anode gas flow rate and increases the temperature of the fuel cell 10. .
  • the controller 200 reduces the flow rate of the anode gas supplied to the fuel cell 10 and reduces the flow rate of the electrolyte membrane 111 in accordance with the wetness of the electrolyte membrane 111 when the moisture content of the electrolyte membrane 111 is reduced. Increase the cathode gas temperature.
  • the temperature of the fuel cell 10 can be suppressed from increasing and the moisture in the anode gas can be suppressed, so that it is necessary to reduce excess moisture in the electrolyte membrane 111. Time can be shortened. Therefore, the wet state of the fuel cell 10 can be controlled efficiently.
  • the controller 200 increases the rotational speed of the compressor 22 in order to increase the cathode gas flow rate compared to the wet operation. For this reason, if dry operation becomes long, the power consumption of the compressor 22 will increase.
  • the wasteful operation shown in FIG. 13 can be reduced, and excess water in the electrolyte membrane 111 can be reduced, so that an increase in power consumption of the fuel cell system 100 can be suppressed, The wet state of the fuel cell 10 can be controlled efficiently.
  • the controller 200 when the controller 200 executes the dry operation, the controller 200 performs the reduction control for reducing the flow rate of the anode gas by the anode circulation pump 36 than the temperature increase control for increasing the temperature of the cathode gas by the cooling water pump 42. Priority is also given to execution.
  • the time required for the dry operation can be shortened as described above. Further, since the rotation speed of the anode circulation pump 36 is lowered first, the power consumption of the anode circulation pump 36 is compared with the case where the rotation speed of the cooling water pump 42 is lowered first as shown in FIG. Can be reduced.
  • the controller 200 reduces the target water balance corresponding to the difference between the measured HFR and the target HFR correlated with the wetness of the electrolyte membrane 111 while decreasing the anode gas flow rate. Raise the stack temperature to converge.
  • the power generation control unit 202 decreases the anode gas flow rate and raises the temperature of the cathode gas so that the difference between the wetness of the electrolyte membrane 111 and the target value becomes small.
  • the controller 200 includes a priority control unit 201A, an anode gas target flow rate calculation unit 220, and a stack target temperature calculation unit 230.
  • the priority control unit 201A sets the order of controlling the operation of the cooling water pump 42 and the operation of the anode circulation pump 36. When executing the dry operation, the priority control unit 201A sets the operation order of the anode circulation pump 36 to be higher than the operation order of the cooling water pump 42, and prioritizes the operation of the cooling water pump 42. Make it work.
  • the priority control unit 201 ⁇ / b> A sets the minimum stack temperature set when the moisture of the electrolyte membrane 111 is increased to the upper limit by the wet operation as the anode gas target of the fuel cell 10.
  • the flow rate calculation unit 220 is set.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 reduces the anode gas flow rate based on the minimum stack temperature and the target water balance based on the measured HFR.
  • the stack target temperature calculation unit 230 controls the temperature of the fuel cell stack 1 based on the anode gas target flow rate and the target water balance for wetness control.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 when performing a dry operation, the anode gas supplied to the fuel cell 10 based on the temperature lower than the temperature of the fuel cell 10 and the wetness of the electrolyte membrane 111. Reduce the flow rate.
  • the stack target temperature calculation unit 230 controls the temperature of the fuel cell 10 based on the target flow rate of the anode gas and the wetness of the electrolyte membrane 111.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 decreases the anode gas target flow rate for wet control as the stack temperature decreases.
  • the stack target temperature calculation unit 230 increases the stack target temperature as the anode gas target flow rate decreases, as described in FIG.
  • the stack temperature at the time of the wet operation (low temperature control) is input to the anode gas target flow rate calculation unit 220. Therefore, in the anode gas target flow rate calculation unit 220, the stack target temperature calculation unit 230 It is recognized that a wet operation is being performed instead of a dry operation. For this reason, the anode gas target flow rate calculation unit 220 further increases the amount of decrease in the anode gas flow rate per unit time as compared with the case where the current stack temperature is higher than the stack temperature during the wet operation. On the other hand, since the anode gas target flow rate for wetting control is input to the stack target temperature calculation unit 230, the anode gas target flow rate calculation unit 220 increases the stack temperature as usual.
  • the controller 200 can execute the weight reduction control for reducing the anode gas flow rate in preference to the temperature increase control for increasing the stack temperature. For this reason, the time required for the dry operation can be shortened.
  • the priority control unit 201A sets the minimum stack temperature to a predetermined lower limit value within a range in which the stack cooling device 4 can adjust the stack temperature.
  • the controller 200 can maximize the decrease rate of the flow rate of the anode gas supplied to the fuel cell stack 1 within a range in which the fuel cell stack 1 can be stably controlled. For this reason, the time required for the dry operation can be further shortened.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 measures the rate of decrease of the anode gas flow rate for the temperature of the fuel cell stack 1 instead of the minimum stack temperature when performing a dry operation. Increase compared to the rate of decrease when the value is used. Then, the stack target temperature calculation unit 230 lowers the stack target temperature as the anode gas target flow rate for wet control decreases, and increases the stack target temperature as the wetness of the electrolyte membrane 111 increases.
  • the stack target temperature calculation unit 230 can supplement the dry operation by the anode gas target flow rate calculation unit 220 while suppressing unnecessary temperature increase control.
  • the anode gas supply / discharge device 3 is provided in the anode gas circulation passage 35 for circulating the anode gas discharged from the fuel cell 10 to the fuel cell 10 and the anode gas circulation passage 35.
  • an anode circulation pump 36 that adjusts the circulation flow rate of the anode gas that is circulated to the engine 10.
  • the wetness of the electrolyte membrane 111 is likely to be increased by the moisture contained in the anode gas as the circulation flow rate of the anode gas is increased.
  • the controller 200 when performing the dry operation, the controller 200 reduces the circulation flow rate of the anode gas, thereby reducing the anode gas in the anode gas that circulates through the fuel cell 10 via the anode gas circulation passage 35. Moisture can be reduced.
  • the controller 200 increases the stack temperature after reducing the circulation flow rate of the anode gas. As a result, the moisture in the fuel cell stack 1 is reduced and then the stack temperature is raised, so that the dry operation can be executed efficiently while suppressing the humidification of the electrolyte membrane 111 due to the moisture in the anode gas. .
  • the fuel cell 10 includes the cathode gas passage 131 that allows the cathode gas to pass through one surface of the electrolyte membrane 111 and the other surface of the electrolyte membrane 111. And an anode gas passage 121 for passing the anode gas in a direction opposite to the direction of the cathode gas flowing through the cathode gas passage 131. Further, the fuel cell 10 is formed between the upper surface of the cathode gas channel 131, that is, between the anode gas channel 121 and the cathode gas channel 131, and a cooling water flow through which cooling water (refrigerant) for cooling the fuel cell 10 is passed. Path 141 is included.
  • the stack cooling device 4 supplies cooling water to the cooling water flow channel 141 in the same direction as the cathode gas flowing through the cathode gas flow channel 131, and the anode gas supply / discharge device 3 is discharged from one end of the anode gas flow channel 121.
  • the anode gas is circulated to the other end of the anode gas passage 121.
  • the temperature of the cathode gas on the downstream side becomes higher than the temperature of the cathode gas on the upstream side of the cathode gas channel 131 due to the cooling water passing through the cooling water channel 141. Further, as the cathode gas flows from the upstream to the downstream of the cathode gas channel 131, the moisture of the cathode gas increases. For this reason, the cathode gas on the downstream side of the cathode gas flow channel 131 contains a larger amount of water vapor than the cathode gas on the upstream side.
  • the water vapor on the downstream side of the cathode gas channel 131 passes through the electrolyte membrane 111 and is mixed into the anode gas on the upstream side of the anode gas channel 121.
  • the anode gas upstream of the anode gas flow path 121 contains water vapor.
  • the water vapor in the anode gas permeates the electrolyte membrane 111 and returns to the anode gas upstream of the cathode gas passage 131.
  • the water vapor accompanying power generation circulates in the fuel cell 10.
  • the impedance measuring device 6 detects the impedance of the fuel cell 10 and outputs the detected signal to the controller 200 as a parameter correlated with the wetness of the electrolyte membrane 111.
  • the membrane wet state detection unit 201 calculates a target water balance correlated with the wetness of the electrolyte membrane 111 based on the impedance. Thereby, the power generation control unit 202 can accurately execute a dry operation for reducing the wetness of the electrolyte membrane 111.
  • the stack target temperature is calculated using the required anode gas wetting flow rate.
  • the load request flow rate is selected as the anode gas target flow rate
  • the anode gas wetting request flow rate and the actual anode gas flow rate may greatly deviate, and extra time may be required for the dry operation. .
  • the second embodiment of the present invention an example of a fuel cell system in which the difference between the target value of the anode gas flow rate used for calculating the stack target temperature and the anode gas flow rate supplied to the fuel cell stack 1 is reduced will be described.
  • the configuration of the fuel cell system according to the present embodiment is the same as the configuration of the fuel cell system 100 shown in FIG.
  • FIG. 14 is a block diagram showing an example of the configuration of the power generation control unit 202A in the second embodiment of the present invention.
  • the power generation control unit 202A calculates the stack target temperature using the estimated value of the anode gas flow rate instead of the anode gas wetting request flow rate.
  • the power generation control unit 202A includes an anode gas flow rate estimation unit 240. Since other configurations are the same as those in the first embodiment, the same reference numerals are given and description thereof is omitted here.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 estimates the anode gas flow rate supplied to the fuel cell stack 1.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 estimates the anode gas flow rate based on the operating state of the anode gas supply / discharge device 3.
  • a flow rate estimation map showing the relationship between the rotation speed of the anode circulation pump 36 and the anode gas flow rate is recorded in advance in the anode gas flow rate estimation unit 240. Details of the flow rate estimation map will be described later with reference to FIG.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 acquires the rotation speed of the anode circulation pump 36 from, for example, a rotation speed sensor provided in the anode circulation pump 36.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 calculates the anode gas flow rate related to the acquired rotation speed with reference to the flow rate estimation map.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 outputs the calculated anode gas flow rate to the stack target temperature calculation unit 230.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 sets the estimated value of the anode gas flow rate in the stack target temperature calculation unit 230 instead of the anode gas wetting request flow rate. As a result, the stack target temperature corresponding to the actual anode gas flow rate is calculated, so that the dry operation based on the anode gas flow rate can be appropriately supplemented by controlling the stack temperature.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 may be provided in the priority control unit 201 illustrated in FIG.
  • FIG. 15 is a diagram illustrating an example of a flow rate estimation map set in the anode gas flow rate estimation unit 240.
  • the horizontal axis represents the rotational speed of the anode circulation pump 36
  • the vertical axis represents the anode gas flow rate.
  • the anode gas flow rate increases as the rotation speed of the anode circulation pump 36 increases.
  • the stack target temperature calculation unit 230 the stack target temperature is calculated using the anode gas flow rate [NL / min] in the standard state.
  • NL Normal Liter indicates liters in a standard state.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 converts the anode gas flow rate Q [L / min] calculated by the flow rate estimation map shown in FIG. 15 into the anode gas flow rate Q 0 [NL / min] in the standard state.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 acquires the anode gas pressure P from the pressure sensor 37 and acquires the stack inlet water temperature T from the inlet water temperature sensor 46. Then, the anode gas flow rate estimation unit 240 calculates the anode gas flow rate Q 0 in the standard state based on the anode gas flow rate Q, the anode gas pressure P, and the stack inlet water temperature T as shown in the following equation (11).
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 outputs the anode gas flow rate Q 0 in the standard state to the stack target temperature calculation unit 230. Then, the stack target temperature calculation unit 230 substitutes the anode gas flow rate Q 0 in the standard state for the anode gas wetting request flow rate Q a_rw in Equation (8).
  • FIG. 16 is a flowchart showing an example of a control method of the fuel cell system 100 in the present embodiment.
  • step S20 is added after the processes of step S8 and step S12. Therefore, only the process of step S20 will be described below.
  • step S20 the anode gas flow rate estimation unit 240 estimates the flow rate of the anode gas circulating through the fuel cell stack 1 based on the rotation speed of the anode circulation pump 36.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 when the anode gas flow rate estimation unit 240 acquires the rotation speed of the anode circulation pump 36, the anode gas flow rate estimation unit 240 refers to the flow rate estimation map illustrated in FIG. 15 and calculates the anode gas flow rate related to the acquired rotation speed. calculate.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 converts the calculated anode gas flow rate Q into the standard anode gas flow rate Q 0 as shown in equation (11).
  • step S9 the stack target temperature calculation unit 230 calculates the anode / cathode flow rate ratio K ac using the anode gas flow rate Q 0 instead of the anode gas wetting request flow rate Q a_rw in the equation (8).
  • the stack target temperature calculation unit 230 calculates the stack target temperature Tt based on the calculated anode / cathode flow rate ratio K ac .
  • FIG. 17 is a time chart showing changes in the operating state of the fuel cell system 100 in the present embodiment.
  • the vertical axis of each figure from FIG. 17 (A) to FIG. 17 (D) is the same as the vertical axis of each figure from FIG. 12 (A) to FIG. 12 (D). It is a common time axis.
  • the change in the operation state of the fuel cell system 100 according to the present embodiment is indicated by a solid line
  • the change in the operation state of the fuel cell system 100 according to the first embodiment shown in FIG. 12 is indicated by a broken line.
  • the target water balance is switched from rising to lowering, and the dry operation is started.
  • the output value of the anode gas load request flow rate calculation unit 221 shown in FIG. 8 is larger than a predetermined lower limit value of the anode gas wetting request flow rate.
  • the anode gas target flow rate is limited by the load request flow rate.
  • the difference between the actual anode gas flow rate and the required anode gas wetting flow rate increases.
  • the required anode gas wetting flow rate is input to the stack target temperature calculation unit 230. Therefore, even if the difference between the actual anode gas flow rate and the required anode gas wetting flow rate increases, FIG. As shown by the broken line, the temperature of the cooling water does not rise.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 estimates the anode gas flow rate based on the rotation speed of the anode circulation pump 36 and outputs the estimated value to the stack target temperature calculation unit 230.
  • the target stack temperature is calculated using the estimated value of the anode gas flow rate, even if the reduction control of the anode gas flow rate is restricted due to some requirement, the stack target temperature is reduced according to the decrease in the target water balance.
  • the target temperature can be raised.
  • the power generation control unit 202A is configured so that the target water balance is reduced according to the actual anode gas flow rate even in a state where the actual anode gas flow rate and the anode gas wetting request flow rate are different.
  • Stack temperature can be increased. That is, even when the wetness of the electrolyte membrane 111 is not fully adjusted by the reduction control for reducing the anode gas flow rate, the temperature increase control for increasing the stack temperature is executed. Can be complemented.
  • FIG. 18 is a flowchart showing a change in the operating state of the fuel cell system 100 when the target water balance falls in a pulse shape.
  • the vertical axis of each figure from FIG. 18 (A) to FIG. 18 (D) is the same as the vertical axis of each figure from FIG. 17 (A) to FIG. 17 (D). It is a common time axis.
  • the anode gas flow rate is indicated by a solid line, and the anode gas target flow rate is indicated by a broken line. Even if the anode gas flow rate changes steeply, the estimated value of the anode gas flow rate output from the anode gas flow rate estimation unit 240 is substantially the same value as the actual anode gas flow rate.
  • the target water balance quickly decreases as shown in FIG.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 calculates an anode gas target flow rate that can achieve the target water balance.
  • the anode gas flow rate decreases with a delay from the target value due to a response delay of the anode circulation pump 36 and the like.
  • the stack target temperature calculation unit 230 increases the stack target temperature by the difference between the estimated value of the anode gas flow rate and the target value, so that the temperature of the cooling water rises transiently as shown in FIG. .
  • the circulating storage water increases transiently as shown in FIG.
  • the stack target temperature calculation unit 230 lowers the stack target temperature by the amount that has been increased transiently, so that the temperature of the coolant that has risen transiently decreases as shown in FIG. As a result, as shown in FIG. 18D, the circulating storage water is lowered.
  • the anode gas flow rate is reduced to the target value as shown in FIG. 18 (B), and accordingly, the temperature of the cooling water is lowered as shown in FIG. 18 (C) to reach a steady state.
  • the power generation control unit 202A executes the stack temperature increase control by the delay amount because the amount reduction control by the anode circulation pump 36 is delayed. . That is, when executing the transient dry operation, the power generation control unit 202A reduces the anode gas flow rate and reduces the difference between the wetness of the electrolyte membrane 111 and the target value for maintaining the power generation performance. Increase the temperature of the cathode gas.
  • the temperature rise control for increasing the temperature of the cathode gas is executed so as to complement the weight loss control for reducing the anode gas flow rate, so that the efficiency and early can be achieved.
  • moisture in the electrolyte membrane 111 can be reduced.
  • the power generation control unit 202A decreases the stack temperature as the anode gas flow rate approaches the target value. Thereby, the circulating storage water is reduced, and the wetness of the electrolyte membrane 111 is likely to be lowered, so that the dry operation can be performed efficiently.
  • FIG. 19 is a flowchart showing a change in the operating state of the fuel cell system 100 when the target water balance has a large decrease in comparison with FIG.
  • the target water balance sharply decreases as in FIG.
  • the amount of decrease in the target water balance is larger than that in FIG. 18A, as shown in FIG.
  • the reduction range of the target water balance is large, the reduction range of the anode gas target flow rate is also large as shown in FIG. 19 (A). As a result, the amount of circulating storage water decreases.
  • the temperature of the cooling water can be increased while reducing the circulating storage water, so that the target water balance can be achieved quickly.
  • the power generation control unit 202A reduces the anode gas flow rate.
  • stack temperature increase control is started. That is, the power generation control unit 202A raises the stack temperature before the flow rate of the anode gas reaches the lower limit value determined by the wet control.
  • the power generation control unit 202A when the degree of decrease in the wetness of the electrolyte membrane 111 exceeds a predetermined value, reduces the anode gas flow rate by the anode circulation pump 36, and raises the temperature of the cathode gas. Are executed in parallel. Thereby, it is possible to efficiently perform the dry operation while shifting the wetness of the electrolyte membrane 111 to a state in which the electrolyte membrane 111 is easily lowered.
  • a flow sensor may be provided in the anode gas supply passage 32 downstream of the ejector 34, and a detection signal of the flow sensor may be input to the stack target temperature calculation unit 230. Thereby, a more accurate dry operation can be executed.
  • the anode gas target flow rate calculation unit 220 performs a dry operation at a temperature lower than the temperature of the fuel cell 10 and the wetness of the electrolyte membrane 111, as in the first embodiment.
  • the anode gas flow rate is reduced based on the measured HFR correlated with the.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 is based on the rotational speed of the anode circulation pump 36 and the anode gas pressure detected by the pressure sensor 37, and the fuel cell.
  • the anode gas flow rate circulating through the stack 1 is estimated.
  • the stack target temperature calculation unit 230 uses the estimated value of the anode gas flow rate instead of the anode gas wetting request flow rate shown in FIG. 4 so that the difference between the measured HFR and the target HFR becomes small. Increase temperature.
  • the stack target temperature calculation unit 230 The stack temperature can be controlled based on the equivalent value.
  • the stack temperature can be raised according to the difference between the estimated value of the anode gas flow rate and the target value for the wet control (anode gas wetting required flow rate) according to the target water balance. it can.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 sets the estimated value of the anode gas flow rate by setting the estimated value of the anode gas flow rate in the stack target temperature calculation unit 230 instead of the required flow rate of the anode gas wetting in the dry operation during the transition.
  • the anode circulation pump 36 and the cooling water pump 42 can be operated simultaneously according to the difference between the target value and the target value.
  • the anode gas flow rate estimation unit 240 constitutes a priority control unit that sets the operation order of the anode circulation pump 36 and the operation order of the cooling water pump 42 equally in the dry operation during the transition. Thereby, in the dry operation at the time of transition, the operation of the anode circulation pump 36 and the cooling water pump 42 can be performed without waiting for the operation of the anode circulation pump 36 according to the difference between the estimated value of the anode gas flow rate and the target value. Can be operated in parallel.
  • the stack target temperature calculation unit 230 can increase the stack temperature in accordance with the actual decrease amount of the anode gas flow rate, so that the dry operation can be executed more efficiently than in the first embodiment.
  • the time required for the dry operation can be shortened.
  • FIG. 20 is a block diagram showing an example of the configuration of the impedance measuring device 6.
  • the impedance measuring device 6 is connected to the intermediate terminal 1C in addition to the positive electrode terminal (cathode electrode side terminal) 1B and the negative electrode terminal (anode electrode side terminal) 1A of the fuel cell stack 1. The portion connected to the midway terminal 1C is grounded.
  • the impedance measuring device 6 includes a positive side voltage measurement sensor 61 that measures the positive side AC potential difference V1 of the positive terminal 1B with respect to the midway terminal 1C, and a negative side voltage measurement that measures the negative side AC potential difference V2 of the negative terminal 1A with respect to the midway terminal 1C. Sensor 62.
  • the impedance measuring device 6 applies an alternating current I2 to a positive side AC power supply unit 63 that applies an alternating current I1 to a circuit that includes the positive terminal 1B and the intermediate terminal 1C, and a circuit that includes the negative terminal 1A and the intermediate terminal 1C.
  • the controller 65 Based on the negative electrode side AC power supply unit 64, the controller 65 that adjusts the amplitude and phase of the AC current I1 and the AC current I2, and the positive side AC potential differences V1 and V2 and the AC currents I1 and I2, the inside of the fuel cell stack 1 And an impedance calculation unit 66 for calculating the impedance Z.
  • the controller 65 adjusts the amplitude and phase of the alternating current I1 and the alternating current I2 so that the positive side AC potential difference V1 and the negative side AC potential difference V2 are equal.
  • the impedance calculation unit 66 includes hardware such as an AD converter and a microcomputer chip (not shown) and a software configuration such as a program for calculating impedance.
  • the impedance calculator 66 calculates the internal impedance Z1 from the halfway terminal 1C to the positive terminal 1B by dividing the positive side AC potential difference V1 by the AC current I1, and divides the negative side AC potential difference V2 by the AC current I2. An internal impedance Z2 from the midway terminal 1C to the negative electrode terminal 1A is calculated. Further, the impedance calculator 66 calculates the total impedance Z of the fuel cell stack 1 by taking the sum of the internal impedance Z1 and the internal impedance Z2.
  • the impedance measuring device 6 is connected to the fuel cell stack 1 and outputs AC currents I 1 and I 2 to the fuel cell stack 1, and the positive electrode of the fuel cell stack 1.
  • the positive side AC potential difference V1 which is a potential difference obtained by subtracting the potential of the middle portion 1C from the potential of the side 1B
  • the negative polarity which is a potential difference obtained by subtracting the potential of the middle portion 1C from the potential of the negative side 1A of the fuel cell stack 1.
  • the controller 65 as an AC adjusting unit that adjusts the AC currents I1 and I2 based on the side AC potential difference V2, and the fuel based on the adjusted AC currents I1 and I2, the positive side AC potential difference V1, and the negative side AC potential difference V2
  • the controller 65 is configured so that the positive-side AC potential difference V1 on the positive side of the fuel cell stack 1 and the negative-side AC potential difference V2 on the negative side substantially coincide with the alternating current I1 and the negative electrode applied by the positive-side AC power supply unit 63.
  • the amplitude and phase of the alternating current I2 applied by the side alternating-current power supply unit 64 are adjusted.
  • the amplitude of the positive-side AC potential difference V1 is equal to the amplitude of the negative-side AC potential difference V2, so that the positive terminal 1B and the negative terminal 1A are substantially equipotential (hereinafter, this is referred to as equipotential control). ). Therefore, since the alternating currents I1 and I2 for impedance measurement are prevented from flowing to the load device 5, the power generation by the fuel cell 10 is prevented from being affected.
  • the measurement AC potential is superimposed on the voltage generated by the power generation, so that the positive side AC potential difference V1 and the negative side AC potential difference V2 themselves increase.
  • the phases and amplitudes of the positive-side AC potential difference V1 and the negative-side AC potential difference V2 do not change, high-precision impedance measurement can be performed as in the case where the fuel cell 10 is not in the power generation state.
  • an alternating current may be supplied to the fuel cell stack 1 from a predetermined current source, an output alternating voltage may be measured, and an impedance may be calculated based on the alternating current and the output alternating voltage.
  • the power generation control unit 202 calculates the anode gas target flow rate and the stack target temperature using the measured values of the cathode gas flow rate and pressure, but the anode gas is calculated using the average values of the cathode gas flow rate and pressure.
  • the target flow rate and the stack target temperature may be calculated.
  • the membrane wet state detection unit 201 calculates the target water balance and outputs the target water balance to both the anode gas target flow rate calculation unit 220 and the stack target temperature calculation unit 230.
  • the unit 201 may calculate the target discharge amount based on the target water balance, and output the target discharge amount to both instead of the target water balance.
  • the priority control unit 201A is provided in the film wet state detection unit 201.
  • the priority control unit 201A may be provided in the power generation control unit 202.
  • the cathode gas flow rate estimating unit 240 is provided in the power generation control unit 202A.
  • the cathode gas flow rate estimating unit 240 may be provided in the priority control unit 201A.
  • the controller 200 may execute the following wetting control.
  • the controller 200 determines whether or not to perform the dry operation based on the target water balance (target drainage amount). For example, the controller 200 determines whether or not the target water balance is smaller than a predetermined threshold (for example, zero), and executes the dry operation when the target water balance is smaller than the predetermined threshold.
  • a predetermined threshold for example, zero
  • the controller 200 decreases the anode gas flow rate to a predetermined lower limit flow rate by the reduction control, and then increases the cooling water flow rate to the predetermined upper limit flow rate by the temperature increase control to increase the temperature of the cathode gas. Raise. Even with such simple control, the dry operation can be completed early.

Abstract

 燃料電池システムは、燃料電池の電解質膜に燃料と酸化剤を供給し、酸化剤の供給と燃料の供給を制御して燃料電池の発電を制御する。燃料電池システムは、電解質膜の湿潤状態を検出し、燃料電池に供給される燃料の流量を調整し、燃料電池に供給される酸化剤の温度を調整する。燃料電池システムは、湿潤状態に関する信号により電解質膜の水分を減らすときには、電解質膜の水分を増やすときに比べて、燃料の流量を減少させるとともに、湿潤状態に関する信号に応じて酸化剤の温度を上昇させる。

Description

燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法
 この発明は、燃料電池に供給される燃料の流量と燃料電池の温度を調整する燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法に関する。
 特許第5104950号公報には、電解質膜の湿潤度(含水量)を下げるドライ操作が終了すると、電解質膜に供給される燃料の流量を増減することにより、電解質膜の湿潤状態を維持する燃料電池システムが開示されている。
 上述のような燃料電池システムにおいて、燃料電池に供給される酸化剤ガスは、発電に伴う水蒸気によって加湿されるため、その水蒸気は、使用されなかった酸化剤ガスと共に燃料電池から排出される。このため、ドライ操作を実行するときには、酸化剤ガスに保持できる水蒸気量を増やすために、燃料電池の温度を上昇させる。
 しかしながら、燃料電池の温度上昇に伴って燃料ガスで保持できる水蒸気量も増加するため、酸化剤ガスから電解質膜を透過して燃料ガスに混入する水蒸気量も増加する。燃料ガス中の水蒸気が増加すると、燃料ガスの水分によって電解質膜の湿潤度が下がりにくくなるため、ドライ操作に要する時間が長くなるという問題がある。
 本発明は、このような問題点に着目してなされたものであり、効率良く燃料電池の湿潤状態を制御する燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法を提供することを目的とする。
 本発明のある態様によれば、燃料電池システムは、燃料電池の電解質膜に燃料を供給する燃料供給手段と、前記電解質膜に酸化剤を供給する酸化剤供給手段と、前記酸化剤供給手段による酸化剤の供給と前記燃料供給手段による燃料の供給とを制御して前記燃料電池の発電を制御する発電制御手段とを備える。燃料電池システムは、前記電解質膜の湿潤状態を検出する湿潤状態検出手段と、前記燃料供給手段により前記燃料電池に供給される燃料の流量を調整する流量調整手段と、前記酸化剤供給手段により前記燃料電池に供給される酸化剤の温度を調整する温度調整手段と、を含む。前記発電制御手段は、前記湿潤状態検出手段から出力される信号により前記電解質膜の水分を減らすときには、前記電解質膜の水分を増やすときに比べて、前記燃料の流量を減少させるとともに、前記湿潤状態検出手段からの信号に応じて前記酸化剤の温度を上昇させることを特徴とする。
図1は、本発明の実施形態における燃料電池の構成を示す斜視図である。 図2は、図1に示した燃料電池のII-II断面図である。 図3は、本実施形態における燃料電池システムの構成を示す図である。 図4は、燃料電池システムを制御するコントローラの機能構成の一例を示すブロック図である。 図5は、燃料電池における電解質膜の湿潤状態を検出する機能構成の一例を示す図である。 図6は、燃料電池に接続される負荷の大きさと燃料電池の最低温度との関係の一例を示す図である。 図7は、燃料電池に接続される負荷の大きさと電解質膜の目標とする湿潤状態との関係を示す図である。 図8は、燃料電池に供給されるアノードガスの目標流量を演算する機能構成の一例を示す図である。 図9は、燃料電池に供給されるアノードガスとカソードガスの流量比と、カソードガスの相対湿度との関係を示す図である。 図10は、燃料電池スタックに供給される冷却水の目標温度を演算する機能構成の一例を示す図である。 図11は、第1実施形態における燃料電池システムを制御する制御方法の一例を示すフローチャートである。 図12は、電解質膜の水分を減らすドライ操作を実行したときの燃料電池システムの状態変化を示すタイムチャートである。 図13は、ドライ操作において燃料電池の最低温度の代わりに燃料電池の温度を用いたときの燃料電池システムの状態変化を示すタイムチャートである。 図14は、本発明の第2実施形態における燃料電池の発電を制御する機能構成の一例を示す図である。 図15は、アノード循環ポンプの動作とアノードガス流量との関係を示す図である。 図16は、第2実施形態における燃料電池システムの制御方法の一例を示すフローチャートである。 図17は、ドライ操作を実行したときの燃料電池システムの状態変化を示すタイムチャートである。 図18は、過渡時において湿潤度を低下させるドライ操作における燃料電池システムの状態変化の一例を示すタイムチャートである。 図19は、過渡時の低下量を大きくしたときの燃料電池システムの状態変化の一例を示すタイムチャートである。 図20は、インピーダンス測定装置の構成の一例を示す図である。
 以下、添付図面を参照しながら本発明の実施形態について説明する。
 (第1実施形態)
 燃料電池は、燃料極としてのアノード電極と、酸化剤極としてのカソード電極と、これら電極に挟まれるように配置される電解質膜と、から構成されている。燃料電池のアノード電極には、燃料として、水素を含有するアノードガスが供給される。燃料電池のカソード電極には、酸化剤として、酸素を含有するカソードガスが供給される。
 燃料電池は、水素を含有するアノードガス及び酸素を含有するカソードガスを用いて発電する。アノード電極及びカソード電極の両電極において進行する電極反応は、以下の通りである。
   アノード電極: 2H → 4H+4e        ・・・(1)
   カソード電極: 4H+4e+O → 2HO     ・・・(2)
 これら(1)(2)の電極反応によって、燃料電池は1V(ボルト)程度の起電力を生じる。
 図1及び図2は、本発明の一実施形態における燃料電池10の構成を説明するための図である。図1は、燃料電池10の斜視図であり、図2は、図1に示した燃料電池10のII-II断面図である。
 図1及び図2に示すように、燃料電池10は、膜電極接合体(MEA)11と、MEA11を挟むように配置されるアノードセパレータ12及びカソードセパレータ13と、を備える。
 MEA11は、電解質膜111と、アノード電極112と、カソード電極113とから構成されている。MEA11は、電解質膜111の一方の面側にアノード電極112を有しており、他方の面側にカソード電極113を有している。
 電解質膜111は、フッ素系樹脂により形成されたプロトン伝導性のイオン交換膜である。電解質膜111は、適度な湿潤度で良好な電気伝導性を示す。ここにいう電解質膜111の湿潤度とは、電解質膜111に含まれる水分の量(含水量)に相当する。湿潤度が高くなるほど、電解質膜111の水分が増加して湿った状態となり、湿潤度が低くなるほど、電解質膜111の水分が減少することを意味する。
 アノード電極112は、触媒層112Aとガス拡散層112Bとを備える。触媒層112Aは、白金又は白金等が担持されたカーボンブラック粒子により形成された部材であって、電解質膜111と接するように設けられる。ガス拡散層112Bは、触媒層112Aの外側に配置される。ガス拡散層112Bは、ガス拡散性及び導電性を有するカーボンクロスで形成された部材であって、触媒層112A及びアノードセパレータ12と接するように設けられる。
 アノード電極112と同様に、カソード電極113も触媒層113Aとガス拡散層113Bとを備える。触媒層113Aは電解質膜111とガス拡散層113Bとの間に配置され、ガス拡散層113Bは触媒層113Aとカソードセパレータ13との間に配置される。
 アノードセパレータ12は、ガス拡散層112Bの外側に配置される。アノードセパレータ12は、アノード電極112にアノードガスを供給するための複数のアノードガス流路121を備えている。アノードガス流路121は、溝状通路として形成されている。すなわち、アノードガス流路121は、電解質膜111の他方の面に対して燃料を通す燃料流路を構成する。
 カソードセパレータ13は、ガス拡散層113Bの外側に配置される。カソードセパレータ13は、カソード電極113にカソードガスを供給するための複数のカソードガス流路131を備えている。カソードガス流路131は、溝状通路として形成されている。すなわち、カソードガス流路131は、電解質膜111の一方の面に対して酸化剤を通す酸化剤流路を構成する。
 また、カソードセパレータ13は、燃料電池10を冷却するための冷却水を供給するための複数の冷却水流路141を備えている。冷却水流路141は、溝状通路として形成されている。すなわち、冷却水流路141は、燃料電池10を冷却するための冷媒を通す冷媒流路を構成する。
 図2に示すように、カソードセパレータ13は、冷却水流路141を流れる冷却水の流れ方向とカソードガス流路131を流れるカソードガスの流れ方向とが互いに同じ向きとなるように構成されている。なお、これらの流れ方向が互いに逆向きとなるように構成されてもよい。また、これらの流れ方向が所定の角度をもつように構成されてもよい。
 また、アノードセパレータ12及びカソードセパレータ13は、アノードガス流路121を流れるアノードガスの流れ方向とカソードガス流路131を流れるカソードガスの流れ方向とが互いに逆向きとなるように構成されている。また、これらの流れ方向が所定の角度をもつように構成されてもよい。
 このような燃料電池10を自動車用電源として使用する場合には、電動モータから要求される電力が大きいため、数百枚の燃料電池10を積層した燃料電池スタック1が構成される。そして、燃料電池スタック1にアノードガス及びカソードガスを供給する燃料電池システム100を構成して、車両を駆動させるための電力を取り出す。
 図3は、本発明の第1実施形態における燃料電池システム100の一例を示す構成図である。
 燃料電池システム100は、燃料電池に対して外部から発電に必要となるアノードガス及びカソードガスを供給し、電気負荷に応じて燃料電池を発電させる電源システムを構成する。
 燃料電池システム100は、燃料電池スタック1と、カソードガス給排装置2と、アノードガス給排装置3と、スタック冷却装置4と、負荷装置5と、インピーダンス測定装置6と、コントローラ200とを含む。
 燃料電池スタック1は、上述のとおり、複数の燃料電池10が積層された積層電池である。燃料電池スタック1は、負荷装置5に接続されて負荷装置5に電力を供給する。燃料電池スタック1は、例えば数百V(ボルト)の直流の電圧を生じる。
 カソードガス給排装置2は、燃料電池スタック1にカソードガスを供給すると共に、燃料電池スタック1から排出されるカソードオフガスを大気に排出する装置である。すなわち、カソードガス給排装置2は、燃料電池10の電解質膜111に酸化剤を供給する酸化剤供給手段を構成する。
 カソードガス給排装置2は、カソードガス供給通路21と、コンプレッサ22と、流量センサ23と、圧力センサ24と、カソードガス排出通路25と、カソード調圧弁26とを含む。
 カソードガス供給通路21は、燃料電池スタック1にカソードガスを供給するための通路である。カソードガス供給通路21の一端は開口しており、他端は、燃料電池スタック1のカソードガス入口孔に接続される。
 コンプレッサ22は、カソードガス供給通路21に設けられる。コンプレッサ22は、カソードガス供給通路21の開口端から酸素を含有する空気を取り込み、その空気をカソードガスとして燃料電池スタック1に供給する。コンプレッサ22の回転速度は、コントローラ200によって制御される。
 流量センサ23は、コンプレッサ22と燃料電池スタック1との間のカソードガス供給通路21に設けられる。流量センサ23は、燃料電池スタック1に供給されるカソードガスの流量を検出する。以下では、燃料電池スタック1に供給されるカソードガスの流量のことを単に「カソードガス流量」という。流量センサ23は、カソードガス流量を検出した信号をコントローラ200に出力する。
 圧力センサ24は、コンプレッサ22と燃料電池スタック1との間のカソードガス供給通路21に設けられる。圧力センサ24は、燃料電池スタック1に供給されるカソードガスの圧力を検出する。以下では、燃料電池スタック1に供給されるカソードガスの圧力のことを単に「カソードガス圧力」という。圧力センサ24は、カソードガス圧力を検出した信号をコントローラ200に出力する。
 カソードガス排出通路25は、燃料電池スタック1からカソードオフガスを排出するための通路である。カソードガス排出通路25の一端は、燃料電池スタック1のカソードガス出口孔に接続され、他端は開口している。
 カソード調圧弁26は、カソードガス排出通路25に設けられる。カソード調圧弁26としては、例えば弁の開度を段階的に変更可能な電磁弁が用いられる。カソード調圧弁26は、コントローラ200によって開閉制御される。この開閉制御によってカソードガス圧力が所望の圧力に調節される。カソード調圧弁26の開度が大きくなるほど、カソード調圧弁26が開き、カソード調圧弁26の開度が大きくなるほど、カソード調圧弁26が閉じる。
 アノードガス給排装置3は、燃料電池スタック1にアノードガスを供給すると共に、燃料電池スタック1から排出されるアノードオフガスを燃料電池スタック1に循環させる装置である。すなわち、アノードガス給排装置3は、燃料電池10の電解質膜111に燃料を供給する燃料供給手段を構成する。
 アノードガス給排装置3は、高圧タンク31と、アノードガス供給通路32と、アノード調圧弁33と、エゼクタ34と、アノードガス循環通路35と、アノード循環ポンプ36と、圧力センサ37と、パージ弁38とを含む。
 高圧タンク31は、燃料電池スタック1に供給されるアノードガスを高圧状態に保って貯蔵する。
 アノードガス供給通路32は、高圧タンク31に貯蔵されたアノードガスを燃料電池スタック1に供給するための通路である。アノードガス供給通路32の一端は、高圧タンク31に接続され、他端は、燃料電池スタック1のアノードガス入口孔に接続される。
 アノード調圧弁33は、高圧タンク31とエゼクタ34との間のアノードガス供給通路32に設けられる。アノード調圧弁33としては、例えば弁の開度を段階的に変更可能な電磁弁が用いられる。アノード調圧弁33は、コントローラ200によって開閉制御される。この開閉制御によって、燃料電池スタック1に供給されるアノードガスの圧力が調節される。
 エゼクタ34は、アノード調圧弁33と燃料電池スタック1との間のアノードガス供給通路32に設けられる。エゼクタ34は、アノードガス供給通路32に対してアノードガス循環通路35が合流する部分に設けられる機械式ポンプである。エゼクタ34をアノードガス供給通路32に設けることにより、簡易な構成で燃料電池スタック1にアノードオフガスを循環させることができる。
 エゼクタ34は、アノード調圧弁33から供給されるアノードガスの流速を加速させて負圧を生じさせることにより、燃料電池スタック1からのアノードオフガスを吸引する。エゼクタ34は、そのアノードオフガスを、アノード調圧弁33から供給されるアノードガスと共に燃料電池スタック1に吐出する。
 エゼクタ34は、例えば、アノード調圧弁33から燃料電池スタック1に向かって開口を狭くした円錐状のノズルと、燃料電池スタック1からアノードオフガスを吸引する吸引口を備えたディフューザとにより構成される。なお、本実施形態ではエゼクタ34を用いたが、単にアノードガス供給通路32にアノードガス循環通路35を合流させるものであってもよい。
 アノードガス循環通路35は、燃料電池スタック1からのアノードオフガスをアノードガス供給通路32に循環させる通路である。アノードガス循環通路35の一端は、燃料電池スタック1のアノードガス出口孔に接続され、他端は、エゼクタ34の吸引口に接続される。
 アノード循環ポンプ36は、アノードガス循環通路35に設けられる。アノード循環ポンプ36は、エゼクタ34を介して燃料電池スタック1にアノードオフガスを循環させる。アノード循環ポンプ36の回転速度は、コントローラ200によって制御される。これにより、燃料電池スタック1を循環するアノードガスの流量が調整される。以下では、燃料電池スタック1を循環するアノードガスの流量のことを単に「アノードガス循環流量」という。
 パージ弁38は、アノードガス循環通路35から分岐したアノードガス排出通路に設けられる。パージ弁38は、アノードオフガスに含まれる不純物を外部に排出する。不純物とは、カソードガス流路131から電解質膜111を透過してきた空気中の窒素ガスや、発電に伴う生成水などのことである。パージ弁38の開度は、コントローラ200によって制御される。
 なお、図示されていないが、アノードガス排出通路は、カソード調圧弁26よりも下流側のカソードガス排出通路25に合流する。これにより、パージ弁38から排出されるアノードオフガスはカソードガス排出通路25内でカソードオフガスと混合されるので、混合ガス中の水素濃度が排出許容濃度以下の値に設定される。
 スタック冷却装置4は、燃料電池10を冷却するための冷媒を燃料電池スタック1に供給し、燃料電池スタック1を発電に適した温度に調整する装置である。本実施形態では冷媒として冷却水が用いられる。
 また、スタック冷却装置4は、燃料電池スタック1から排出されるカソードガス中の水蒸気量を増やすために、カソードガス流路131を通過するカソードガスの温度を高くするガス温度調整装置として機能する。すなわち、スタック冷却装置4は、燃料電池10に供給される酸化剤の温度を調整する温度調整手段を構成する。
 スタック冷却装置4は、冷却水循環通路41と、冷却水ポンプ42と、ラジエータ43と、バイパス通路44と、三方弁45と、入口水温センサ46と、出口水温センサ47とを含む。
 冷却水循環通路41は、燃料電池スタック1に冷却水を循環させる通路である。冷却水循環通路41の一端は、燃料電池スタック1の冷却水入口孔に接続され、他端は、燃料電池スタック1の冷却水出口孔に接続される。
 冷却水ポンプ42は、冷却水循環通路41に設けられる。冷却水ポンプ42は、ラジエータ43を介して燃料電池スタック1に冷却水を供給する。冷却水ポンプ42の回転速度は、コントローラ200によって制御される。
 例えば、燃料電池スタック1の温度が冷却水の温度よりも高い状態においては、冷却水ポンプ42の回転速度が高くなるほど、燃料電池10から冷却水へ熱が放散される熱量が増加するため、燃料電池スタック1の温度が低下する。一方、冷却水ポンプ42の回転速度が低くなるほど、熱交換率が低下するため、燃料電池スタック1の温度が上昇する。
 ラジエータ43は、冷却水ポンプ42よりも下流の冷却水循環通路41に設けられる。ラジエータ43は、燃料電池スタック1において温められた冷却水をファンにより冷却する。
 バイパス通路44は、ラジエータ43をバイパスする通路であって、燃料電池スタック1から排出される冷却水を燃料電池スタック1に直接循環させる通路である。バイパス通路44の一端は、冷却水ポンプ42とラジエータ43との間の冷却水循環通路41に接続され、他端は、三方弁45の一端に接続される。なお、バイパス通路44には、燃料電池システム100の零下起動時に燃料電池スタック1を暖機するためのヒータが設けられてもよい。
 三方弁45は、燃料電池スタック1に供給される冷却水の温度を調整する。三方弁45は、本実施形態ではサーモスタットにより実現される。三方弁45は、ラジエータ43と燃料電池スタック1の冷却水入口孔との間の冷却水循環通路41におけるバイパス通路44が合流する部分に設けられる。
 三方弁45においては、冷却水の温度が所定の開弁温度以下のときにはラジエータ43から燃料電池スタック1への冷却水通路が遮断された状態となり、バイパス通路44を経由してきた冷却水のみを燃料電池スタック1に供給する。これにより、燃料電池スタック1には、ラジエータ43を経由してくる冷却水に比べて高温の冷却水が流れることになる。
 一方、冷却水の温度が上述の開弁温度よりも高くなると、ラジエータ43から燃料電池スタック1への冷却水通路の開口が徐々に大きくなり始める。そして三方弁45は、バイパス通路44を経由してきた冷却水と、ラジエータ43を経由してきた冷却水とを混合して、これらの冷却水を燃料電池スタック1に供給する。これにより、燃料電池スタック1には、バイパス通路44を経由してくる冷却水に比べて低温の冷却水が流れることになる。
 入口水温センサ46及び出口水温センサ47は、冷却水の温度を検出する。冷却水の温度は、燃料電池スタック1の温度やカソードガスの温度として用いられる。以下では、燃料電池スタック1の温度のことを「スタック温度」ともいう。
 入口水温センサ46は、燃料電池スタック1に形成された冷却水入口孔の近傍に位置する冷却水循環通路41に設けられる。入口水温センサ46は、燃料電池スタック1の冷却水入口孔に流入する冷却水の温度を検出する。以下では、燃料電池スタック1の冷却水入口孔に流入する冷却水の温度のことを「スタック入口水温」という。入口水温センサ46は、スタック入口水温を検出した信号をコントローラ200に出力する。
 出口水温センサ47は、燃料電池スタック1に形成された冷却水出口孔の近傍に位置する冷却水循環通路41に設けられる。出口水温センサ47は、燃料電池スタック1から排出された冷却水の温度を検出する。以下では、燃料電池スタック1から排出された冷却水の温度のことを「スタック出口水温」という。出口水温センサ47は、スタック出口水温を検出した信号をコントローラ200に出力する。
 負荷装置5は、燃料電池スタック1から供給される発電電力を受けることにより駆動する。負荷装置5としては、例えば、車両を駆動する電動モータや、燃料電池スタック1の発電を補助する補機の一部、電動モータを制御する制御ユニットなどによって構成される。燃料電池スタック1の補機としては、例えば、コンプレッサ22や、アノード循環ポンプ36、冷却水ポンプ42などが挙げられる。
 あるいは、負荷装置5は、DC/DCコンバータを備え、DC/DCコンバータの一方に電動モータインバータを接続し、他方にバッテリを接続すると共に、DC/DCコンバータとバッテリとの間の電源線に補機の一部を接続する構成であってもよい。なお、負荷装置5を制御する制御ユニットは、燃料電池スタック1に要求する要求電力をコントローラ200に出力する。例えば、車両に設けられたアクセルペダルの踏み込み量が大きくなるほど、負荷装置5の要求電力は大きくなる。
 負荷装置5と燃料電池スタック1との間には、電流センサ51と電圧センサ52とが配置される。
 電流センサ51は、燃料電池スタック1の正極端子1pと負荷装置5との間の電源線に接続される。電流センサ51は、燃料電池スタック1から負荷装置5に出力される電流を燃料電池スタック1の出力電力として検出する。以下では、燃料電池スタック1から負荷装置5に出力される電流のことを「スタック出力電流」という。電流センサ51は、スタック出力電流を検出した信号をコントローラ200に出力する。
 電圧センサ52は、燃料電池スタック1における正極端子1pと正極端子1nとの間に接続される。電圧センサ52は、燃料電池スタック1における正極端子1pと正極端子1nとの間の電圧である端子間電圧を検出する。以下では、燃料電池スタック1の端子間電圧のことを「スタック出力電圧」という。電圧センサ52は、スタック出力電圧を検出した信号をコントローラ200に出力する。
 インピーダンス測定装置6は、電解質膜111の湿潤状態を検出する装置である。インピーダンス測定装置6は、電解質膜111の湿潤状態と相関のある燃料電池スタック1の内部インピーダンスを測定する。
 一般に、電解質膜の含水量が少なくなるほど、すなわち電解質膜が乾き気味になるほど、内部インピーダンスの電気抵抗成分は大きくなる。一方、電解質膜の含水量が多くなるほど、すなわち電解質膜が濡れ気味になるほど、内部インピーダンスの電気抵抗成分は小さくなる。このため、電解質膜111の湿潤状態を示すパラメータとして、燃料電池スタック1の内部インピーダンスが用いられる。
 燃料電池スタック1には、正極端子1pと直列に接続された正極タブと、正極端子1nと直列に接続された負極タブとが設けられており、正極タブ及び負極タブの各々にインピーダンス測定装置6が接続される。インピーダンス測定装置6は、電解質膜111の電気抵抗を検出するのに適した周波数を有する交流電流を正極端子1pに供給する。電解質膜の電気抵抗を検出するのに適した周波数のことを以下では「電解質膜応答周波数」という。インピーダンス測定装置6は、電解質膜応答周波数の交流電流によって正極端子1pと正極端子1nとの間に生じる交流電圧を検出し、検出した交流電圧の振幅を、正極端子1pに供給した交流電流の振幅で除算することにより、内部インピーダンスを算出する。
 本実施形態では、燃料電池スタック1に積層された各燃料電池10のうち、中途に位置する燃料電池10に中途タブを設け、その中途タブにもインピーダンス測定装置6が接続される。中途タブがインピーダンス測定装置6において接地される。
 そして、インピーダンス測定装置6は、電解質膜応答周波数の交流電流を正極端子1p及び正極端子1nの双方に供給する。インピーダンス測定装置6は、正極端子1pと中途タブとの間の交流電圧の振幅を、正極端子1pに供給した交流電流の振幅で除算することにより正極側の内部インピーダンスを算出する。さらにインピーダンス測定装置6は、正極端子1nと中途タブとの間の交流電圧の振幅を、正極端子1nに供給した交流電流の振幅で除算することにより負極側の内部インピーダンスを算出する。
 以下では、電解質膜応答周波数によって測定される内部インピーダンスのことをHFR(High Frequency Resistance;高周波数抵抗)という。インピーダンス測定装置6は、算出したHFRをコントローラ200に出力する。
 コントローラ200は、中央演算装置(CPU)、読み出し専用メモリ(ROM)、ランダムアクセスメモリ(RAM)、及び入出力インタフェース(I/Oインタフェース)を備えたマイクロコンピューターで構成される。
 コントローラ200には、流量センサ23、圧力センサ24、圧力センサ37、入口水温センサ46、出口水温センサ47、電流センサ51、電圧センサ52、及びインピーダンス測定装置6の各出力信号と負荷装置5の要求電力とが入力される。これらの信号は、燃料電池システム100の運転状態に関するパラメータとして用いられる。
 コントローラ200は、燃料電池システム100の運転状態に応じて、コンプレッサ22及びカソード調圧弁26を制御することでカソードガスの流量及び圧力を制御すると共に、アノード調圧弁33及びアノード循環ポンプ36を制御することでアノードガスの流量及び圧力を制御する。さらにコントローラ200は、燃料電池システム100の運転状態に応じて、冷却水ポンプ42及び三方弁45を制御することで燃料電池スタック1における燃料電池10の温度、及びカソードガスの温度を制御する。
 例えば、コントローラ200は、負荷装置5の要求電力に基づいて、カソードガスの目標流量及び目標圧力、並びにアノードガスの目標流量及び目標圧力を演算する。コントローラ200は、カソードガスの目標流量及び目標圧力に基づいて、コンプレッサ22の回転速度とカソード調圧弁26の開度とを制御すると共に、アノードガスの目標流量及び目標圧力に基づいて、アノード循環ポンプ36の回転速度とアノード調圧弁33の開度とを制御する。
 また、コントローラ200は、燃料電池スタック1の発電性能を維持するためのスタック目標温度を演算し、そのスタック目標温度に基づいて、冷却水ポンプ42の回転速度を制御する。例えば、コントローラ200は、スタック温度がスタック目標温度よりも高い場合には、冷却水ポンプ42の回転速度を、スタック温度がスタック目標温度よりも低い場合に比べて高くする。
 このような燃料電池システム100では、各電解質膜111の湿潤度(含水量)が高くなり過ぎたり低くなり過ぎたりすると、発電性能が低下する。燃料電池スタック1を効率的に発電させるには、燃料電池スタック1の電解質膜111を適度な湿潤度に維持することが重要である。そのため、コントローラ200は、負荷装置5の要求電力を確保できる範囲内において、燃料電池スタック1の湿潤状態が発電に適した状態となるように、燃料電池スタック1の湿潤状態を操作する。
 以下では、燃料電池スタック1の湿潤状態を乾燥(ドライ)側に遷移させること、すなわち電解質膜111の余計な水分を減らすことを「ドライ操作」という。また、燃料電池スタック1の湿潤状態を湿潤(ウェット)側に遷移させること、すなわち電解質膜111の水分を増やすことを「ウェット操作」という。
 燃料電池スタック1の湿潤状態を操作する湿潤制御においては、コントローラ200は、カソードガス流量、カソードガス圧力、アノードガス流量、及びスタック温度を制御する。
 コントローラ200によるカソードガス流量制御は、主にコンプレッサ22により実行され、カソードガス圧力制御は、主にカソード調圧弁26により実行される。
 例えば、ドライ操作では、コントローラ200は、燃料電池スタック1から排出する水分を増やすために、カソードガス流量を大きくしたり、カソードガス圧力を低くしたりする。一方、ウェット操作では、コントローラ200は、カソードガス流量を小さくしたり、カソードガス圧力を高くしたりする。
 コントローラ200によるアノードガス流量制御は、主にアノード循環ポンプ36により実行される。
 図2に示したアノードガス流路121を流れるアノードガスは、カソードガス流路131の下流側から電解質膜111を介してリーク(透過)してきた水蒸気によって加湿される。加湿されたアノードガス流量を増加させると、アノードガスに含まれる水分が、アノードガス流路121の上流から下流まで行き渡りやすくなり、燃料電池スタック1の湿潤度が増加しやすくなる。
 そのため、コントローラ200は、ウェット操作を実行する場合には、燃料電池スタック1内で加湿されるアノードガスの流量を増やすために、燃料電池スタック1を循環するアノードガス流量を増加させる。一方、ドライ操作を実行する場合には、コントローラ200は、燃料電池スタック1を循環するアノードガス流量を減少させる。
 コントローラ200によるスタック温度制御は、主に冷却水ポンプ42により実行される。
 通常、燃料電池10の温度はスタック入口水温よりも高いため、図2に示した冷却水流路141を流れる冷却水の流量を減らすと、カソードガス流路131を流れるカソードガスの温度が上昇すると共に燃料電池10自体の温度が上昇する。カソードガス流路131のカソードガス温度が上昇すると、そのカソードガスで保持できる水蒸気量が増加するため、燃料電池スタック1から排出される水分が増加する。このように、スタック温度を上昇させると、燃料電池スタック1から排出される水分が増えるので、燃料電池スタック1の湿潤度が低下する。
 そのため、コントローラ200は、ドライ操作を実行する場合には、燃料電池スタック1内のカソードガスの温度が上昇するようにスタック温度を高くする。一方、ウェット操作を実行する場合には、コントローラ200は、スタック温度を低くする。
 しかしながら、ドライ操作を実行する場合にスタック温度を高くすると、カソードガスの温度が上昇するだけでなく、アノードガスの温度も上昇するので、アノードガスで保持できる水蒸気量も増加する。その結果、カソードガス流路131から電解質膜111を介してアノードガス流路121に移動してくる水蒸気量が増加し、この水蒸気によって電解質膜111の湿潤度が下がりにくくなり、ドライ操作に要する時間が長くなる。状況によっては、アノードガス流路121に移動してくる水蒸気量が増加することが原因となり、ドライ操作中に電解質膜111の水分が増加してしまう場合がある。このような事態を発明者らは知見した。
 そこで本実施形態では、コントローラ200は、ドライ操作においてスタック温度を高くする昇温制御よりも優先して、燃料電池スタック1を循環するアノードガス流量を減らす減量制御を実行する。
 図4は、本実施形態におけるコントローラ200の機能構成の一例を示すブロック図である。ここでは、ドライ操作を実行するときの制御パラメータが示されている。
 コントローラ200は、膜湿潤状態検出部201と、発電制御部202と、アノードガス給排装置指令部203と、スタック冷却装置指令部204とを含む。発電制御部202は、アノードガス目標流量演算部220とスタック目標温度演算部230とを含む。
 膜湿潤状態検出部201は、燃料電池スタック1における電解質膜111の湿潤状態を検出する湿潤状態検出手段を構成する。
 膜湿潤状態検出部201は、電解質膜111の湿潤度を示す湿潤状態情報として、インピーダンス測定装置6により測定される燃料電池スタック1のHFRを取得する。以下では、インピーダンス測定装置6から出力されるHFRのことを「測定HFR」という。
 膜湿潤状態検出部201は、インピーダンス測定装置6からの測定HFRに基づいて、電解質膜111の湿潤状態を発電に適した状態に維持するための目標水収支を演算する。目標水収支は、電解質膜111の目標とする湿潤状態に対しての水分の過不足を示すパラメータである。すなわち、目標水収支は、電解質膜111の湿潤度と相関のあるパラメータである。
 例えば、膜湿潤状態検出部201は、測定HFRが目標とする値よりも小さい場合には、電解質膜111の水分が多いと判定し、目標水収支をゼロ(0)よりも小さなマイナス(負)の値を設定する。電解質膜111の水分が少ないと判定された場合には、発電制御部202により電解質膜111の水分を増やすウェット操作が実行される。
 一方、測定HFRが目標とする値よりも大きい場合には、膜湿潤状態検出部201は、電解質膜111の水分が少ないと判定し、目標水収支をゼロよりも大きなプラス(正)の値に設定する。電解質膜111の水分が少ないと判定された場合には、発電制御部202により電解質膜111の余剰の水分を減らすドライ操作が実行される。
 膜湿潤状態検出部201は、演算した目標水収支を、アノードガス目標流量演算部220とスタック目標温度演算部230とに出力する。
 また、膜湿潤状態検出部201は、ウェット操作が実行される場合には、燃料電池スタック1内を流れるカソードガスの温度として、例えばスタック温度をアノードガス目標流量演算部220に出力する。
 一方、膜湿潤状態検出部201は、ドライ操作が実行される場合には、ウェット操作によって電解質膜111を最も湿った状態にするための操作温度である最低スタック温度を演算する。
 最低スタック温度は、ウェット操作においてスタック冷却装置4が燃料電池スタック1の温度を調整できる範囲の下限値に設定される。すなわち、最低スタック温度は、燃料電池スタック1の発電を安定して制御できる範囲で電解質膜111の水分を最大にするために用いられるウェット操作時の操作温度である。
 例えば、膜湿潤状態検出部201は、負荷装置5の要求電力が大きくなるほど、燃料電池10から放熱される熱量が増加することになるため、最低スタック温度を高くする。膜湿潤状態検出部201は、演算した最低スタック温度をアノードガス目標流量演算部220に出力する。
 なお、膜湿潤状態検出部201は、測定HFRの代わりに、燃料電池スタック1の温度を用いて湿潤状態情報を生成するものであってもよい。この場合には、膜湿潤状態検出部201は、スタック入口水温とスタック出口水温の平均値を燃料電池スタック1の温度として算出する。そして膜湿潤状態検出部201は、予め定められた湿潤推定マップを参照して、算出した平均値に対応付けられた湿潤状態情報を生成し、その湿潤状態情報に基づいて目水収支を算出する。
 または、膜湿潤状態検出部201は、測定HFRの代わりに、負荷装置5の要求電力を用いて湿潤状態情報を生成するものであってもよい。この場合には、膜湿潤状態検出部201は、負荷装置5の制御ユニットから要求電力を取得し、予め定められた湿潤推定マップを参照して、取得した要求電力に対応付けられた湿潤状態情報を生成する。例えば、膜湿潤状態検出部201は、負荷装置5の要求電力が大きくなるほど、発電に伴う生成水の発生量が増加するため、湿潤状態情報に示される電解質膜111の湿潤度を大きくする。
 発電制御部202は、アノード調圧弁33及びアノード循環ポンプ36によるアノードガスの供給と、コンプレッサ22及びカソード調圧弁26によるカソードガスの供給とを制御して燃料電池10の発電を制御する発電制御手段を構成する。
 発電制御部202は、ドライ操作を実行する場合には、ウェット操作を実行する場合に比べて、アノードガス流量を減らしつつ、目標水収支の大きさに応じてスタック温度を高くする。すなわち、発電制御部202は、膜湿潤状態検出部201からの信号により電解質膜111の水分を減らすときには、電解質膜111の水分を増やすときに比べて、アノードガス循環流量を減少させると共に、膜湿潤状態検出部201からの信号に応じて、燃料電池スタック1内を流れるカソードガスの温度を上昇させる。
 本実施形態では、発電制御部202は、ドライ操作が実行される場合には、冷却水ポンプ42によるスタック温度を高くする制御よりも優先して、アノード循環ポンプ36によるアノードガス流量を減らす制御を実行する。
 アノードガス目標流量演算部220は、燃料電池スタック1に供給されるアノードガス流量を制御するためのアノードガス目標流量を演算する。
 アノードガス目標流量演算部220は、負荷装置5の要求電力に基づいて、燃料電池スタック1の発電に必要なアノードガスの負荷要求流量を演算すると共に、燃料電池スタック1の湿潤状態を維持するためのアノードガス湿潤要求流量を演算する。アノードガス目標流量演算部220は、アノードガスの負荷要求流量と湿潤要求流量のうち大きい方の値を、アノードガス目標流量としてアノードガス給排装置指令部203に出力する。
 本実施形態では、アノードガス目標流量演算部220は、膜湿潤状態検出部201から目標水収支と最低スタック温度を取得し、流量センサ23からカソードガス流量の計測値を取得し、圧力センサ24からカソードガス圧力の計測値を取得する。
 アノードガス目標流量演算部220は、目標水収支と、最低スタック温度と、カソードガス流量の計測値と、カソードガス圧力の計測値とに基づいて、湿潤制御に用いられるアノードガス湿潤要求流量を演算する。
 アノードガス目標流量演算部220は、目標水収支が大きくなるほど、電解質膜111の水分を増やすために、アノードガス湿潤要求流量を大きくする。一方、アノードガス目標流量演算部220は、目標水収支が小さくなるほど、電解質膜111の水分を減らすために、アノードガス湿潤要求流量を小さくする。
 アノードガス目標流量演算部220は、最低スタック温度が低くなるほど、燃料電池スタック1を循環するアノードガス中の水分を減らすために、アノードガス湿潤要求流量を小さくする。一方、アノードガス目標流量演算部220は、最低スタック温度が高くなるほど、アノードガス湿潤要求流量を大きくする。
 本実施形態では、膜湿潤状態検出部201により設定される最低スタック温度は、通常、スタック温度の計測値よりも低い。このため、アノードガス目標流量演算部220は、ドライ操作において、スタック温度の計測値を用いる場合に比べて、アノードガス湿潤要求流量を小さくすることができる。さらに最低スタック温度を用いることにより、燃料電池システム100を安全に運転できる範囲で、アノードガス湿潤要求流量をより一層速く小さくすることができる。
 アノードガス目標流量演算部220は、演算したアノードガス湿潤要求流量をスタック目標温度演算部230に出力する。
 スタック目標温度演算部230は、燃料電池スタック1の温度を調整するためのスタック目標温度を演算する。スタック目標温度演算部230は、そのスタック目標温度をスタック冷却装置指令部204に出力する。
 スタック目標温度演算部230は、アノードガス目標流量演算部220からアノードガス湿潤要求流量を取得し、膜湿潤状態検出部201から目標水収支を取得する。さらにスタック目標温度演算部230は、流量センサ23からカソードガス流量の計測値を取得し、圧力センサ24からカソードガス圧力の計測値を取得する。
 スタック目標温度演算部230は、アノードガス湿潤要求流量と、目標水収支と、カソードガス流量の計測値と、カソードガス圧力の計測値とに基づいて、湿潤制御に用いられるスタック目標温度を演算する。
 スタック目標温度演算部230は、目標水収支が大きくなるほど、燃料電池スタック1から排出されるカソードガス中の水分を減らすために、スタック目標温度を低くする。一方、スタック目標温度演算部230は、目標水収支が小さくなるほど、燃料電池スタック1から排出される水分を増やすために、スタック目標温度を高くする。
 アノードガス給排装置指令部203は、燃料電池スタック1を循環するアノードガスの循環流量がアノードガス目標流量となるように、アノード循環ポンプ36の回転速度とアノード調圧弁33の開度とを制御する。
 スタック冷却装置指令部204は、燃料電池スタック1の温度がスタック目標温度となるように、冷却水ポンプ42の回転速度を制御する。なお、三方弁45の開度がコントローラ200で制御される場合には、スタック冷却装置指令部204は、燃料電池スタック1の温度がスタック目標温度となるように、冷却水ポンプ42の回転速度と三方弁45の開度とを制御する。
 図5は、膜湿潤状態検出部201の機能構成の一例を示すブロック図である。
 膜湿潤状態検出部201は、優先制御部201Aと目標水収支演算部201Bとを含む。
 優先制御部201Aは、アノードガス給排装置3の動作とスタック冷却装置4の動作とを制御する順位を設定する。優先制御部201Aは、電解質膜111の水分を減らすドライ操作を実行する場合には、アノードガス給排装置3の動作をスタック冷却装置4の動作よりも優先して制御する。
 本実施形態では、優先制御部201Aは、発電制御部202によりドライ操作が実行される場合には、アノードガス目標流量演算部220にウェット操作時の最低スタック温度を設定する。優先制御部201Aは、スタック目標電流演算部211と最低スタック温度演算部212とを含む。
 スタック目標電流演算部211は、燃料電池スタック1に接続される負荷に基づいて、スタック目標電流を演算する。例えば、スタック目標電流演算部211には、燃料電池スタック1のIV(電流電圧)特性が予め記録されている。そしてスタック目標電流演算部211は、負荷装置5から要求電力を取得すると、燃料電池スタック1のIV特性を参照して、取得した発電電力となる電流をスタック目標電流として算出する。なお、燃料電池スタック1のIV特性は、燃料電池スタック1の出力電流を変化させたときのスタック出力電流とスタック出力電圧に基づいて推定したものであってもよい。
 スタック目標電流演算部211は、そのスタック目標電流をアノードガス目標流量演算部220と最低スタック温度演算部212とに出力する。
 最低スタック温度演算部212は、スタック目標電流に基づいて、スタック冷却装置4の動作範囲内で燃料電池スタック1を最も冷却したときの最低スタック温度Tminを演算する。
 本実施形態では、スタック目標電流と最低スタック温度との関係を示す最低スタック温度マップが、最低スタック温度演算部212に予め記録されている。最低スタック温度マップの詳細については、図6を参照して後述する。
 最低スタック温度演算部212は、スタック目標電流を取得すると、最低スタック温度マップを参照して、取得したスタック目標電流に関係付けられた最低スタック温度Tminを算出する。なお、最低スタック温度演算部212は、冷却水ポンプ42の回転速度や三方弁45の開度などに基づいて、最低スタック温度Tminを演算するものであってもよい。
 また、最低スタック温度演算部212は、フィードバック制御部214からの目標水収支に基づいて、電解質膜111の水分を減らすドライ操作が実行されるか、電解質膜111の水分を増やすウェット操作が実行されるかを判断する。
 例えば、最低スタック温度演算部212は、目標水収支が、予め定められた上限閾値よりも大きい場合には、ドライ操作が開始されると判定する。あるいは、最低スタック温度演算部212は、所定のサンプリング周期で目標水収支を取得し、目標水収支の今回値が前回値よりも小さい場合には、ドライ操作が開始されると判定するようにしてもよい。
 ドライ操作が開始されると判定された場合には、最低スタック温度演算部212は、最低スタック温度Tminをアノードガス目標流量演算部220に出力する。
 また、冷却水コンプレッサ42や三方弁45に異常が発生した場合等には、スタック温度を高くする昇温制御が不能となることがある。このような場合には、最低スタック温度演算部212は、最低スタック温度Tminに代えて、スタック温度の計測値を出力する。この場合には、最低スタック温度演算部212は、入口水温センサ46からの検出値と出口水温センサ47からの検出値を平均した値をスタック温度の計測値として算出する。なお、スタック温度制御不能時には、最低スタック温度演算部212での演算を停止するようにしてもよい。
 このようにスタック温度が制御不能な場合には、燃料電池スタック1に供給されている実際の冷却水の温度(スタック温度)を用いてアノードガス湿潤要求流量が算出されるので、スタック温度制御系の異常状態に適したドライ操作を実行することができる。
 一方、ウェット操作が開始されると判定された場合には、最低スタック温度演算部212は、スタック入口水温とスタック出口水温の平均値を、スタック温度の計測値として出力する。なお、最低スタック温度演算部212は、ウェット操作が開始されると判定された場合であっても、ドライ操作が開始されると判定されたときと同じように、最低スタック温度Tminを出力するようにしてもよい。
 目標水収支演算部201Bは、目標HFR演算部213とフィードバック制御部214とを含む。
 目標HFR演算部213は、燃料電池スタック1の動作状態に応じて、電解質膜111の湿潤状態を目標とする状態に制御するための目標HFRを演算する。
 本実施形態では、スタック出力電流と目標HFRとの関係を示す膜湿潤制御マップが目標HFR演算部213に予め記録される。膜湿潤制御マップについては、図7を参照して詳細に説明する。
 目標HFR演算部213は、電流センサ51からスタック出力電流Isを取得すると、膜湿潤制御マップを参照して、取得したスタック出力電流Isに関係付けられた目標HFRを算出する。
 なお、目標HFR演算部213は、予め定められた演算式を用いて、スタック出力電流Isに基づき目標HFRを演算するものであってもよい。また、目標HFR演算部213は、スタック出力電流Isの代わりに負荷装置5の要求電力を用いて目標HFRを算出するものであってもよい。
 目標HFR演算部213は、算出した目標HFRをフィードバック制御部214に出力する。
 フィードバック制御部214は、電解質膜111の湿潤状態が目標とする状態になるように、電解質膜111の水分を増減させるための目標水収支Qw_tを演算する。
 本実施形態では、フィードバック制御部214は、目標HFR演算部213から目標HFRを取得し、インピーダンス測定装置6から計測HFRを取得する。そしてフィードバック制御部214は、計測HFRと目標HFRの偏差がゼロに収束するように目標水収支Qw_tを演算する。
 例えば、フィードバック制御部214は、計測HFRから目標HFRを減算することにより、計測HFRと目標HFRとの偏差を求め、その偏差に基づいてPI制御を実行することにより、目標水収支を算出する。
 フィードバック制御部214は、算出した目標水収支を最低スタック温度演算部212とアノードガス目標流量演算部220とに出力する。
 図6は、最低スタック温度演算部212に設定される最低スタック温度マップの一例を示す観念図である。ここでは、横軸がスタック目標電流であり、スタック目標電流が大きくなるほど、燃料電池スタック1の出力電力が大きくなる。また、縦軸が最低スタック温度である。
 膜湿潤制御マップには、スタック目標電流ごとに最低スタック温度が設定される。最低スタック温度は、冷却水ポンプ42やラジエータ43に備えられたファンの回転速度を所定の上限値に設定したときのスタック温度を事前に計測した値、又は事前に計算した値である。
 スタック目標電流がゼロから所定の電流値I1までの小電流範囲内にあるときは、燃料電池スタック1の発熱量が小さいため、最低スタック温度は一定である。
 スタック目標電流が所定の電流値I1よりも大きい大電流範囲内にあるときには、燃料電池スタック1の発熱量が大きくなるため、スタック目標電流が大きくなるほど、最低スタック温度は大きくなる。
 図7は、目標HFR演算部213に設定される膜湿潤制御マップの一例を示す観念図である。
 図7では、横軸がスタック出力電流であり、スタック出力電流が大きくなるほど、燃料電池スタック1の出力電力が大きくなる。また、縦軸が目標HFRであり、この目標HFRが大きくなるほど、電解質膜111が乾き易くなり、目標HFRが小さくなるほど、電解質膜111が湿りやすくなる。
 膜湿潤制御マップには、カソードガス流路131に滞留する液水が原因でカソードガスの流れが阻害されないように目標HFRが設定される。
 スタック出力電流がゼロから所定の電流値I2までの小電流範囲内にあるときは、スタック出力電流が大きくなるほど、目標HFRが小さくなる。
 このように設定される理由は、燃料電池スタック1に供給されるカソードガス流量が少なくなるほど、カソードガス流路131に滞留する液水によってカソードガスの流れが阻害され易くなるからである。そのため、負荷装置5の要求電力が低い低負荷運転時の目標HFRは、通常運転時に比べて高く設定される。
 スタック出力電流が所定の電流値I2よりも大きい大電流範囲内にあるときには、カソードガス流量が十分に大きくなるため、燃料電池スタック1内に滞留する液水の影響が小さくなる。そのため、大電流範囲内の目標HFRは、小電流範囲内の目標HFRよりも小さく、且つ、一定の値に設定される。
 図8は、アノードガス目標流量演算部220の機能構成の一例を示すブロック図である。
 アノードガス目標流量演算部220は、アノードガス負荷要求流量演算部221と、発電生成水量演算部222と、目標排水量算出部223と、最低温度飽和水蒸気圧演算部224と、カソード相対湿度演算部225とを含む。さらにアノードガス目標流量演算部220は、アノード/カソード流量比演算部226と、アノードガス湿潤要求流量演算部227と、アノードガス目標流量設定部228とを含む。
 アノードガス負荷要求流量演算部221は、負荷装置5の要求電力に基づいて、燃料電池スタック1の発電に最低限必要となるアノードガス流量である負荷要求流量を演算する。
 例えば、アノードガス負荷要求流量演算部221には、スタック目標電流とアノードガス流量との関係を示す負荷要求流量マップが予め記録される。アノードガス負荷要求流量演算部221は、スタック目標電流演算部211からスタック目標電流を取得すると、負荷要求流量マップを参照して、取得したスタック目標電流に関連付けられたアノードガス流量を、負荷要求流量として算出する。
 アノードガス負荷要求流量演算部221は、算出した負荷要求流量をアノードガス目標流量設定部228に出力する。
 発電生成水量演算部222は、燃料電池スタック1の出力電流に基づいて、燃料電池スタック1において各燃料電池10の発電により生成される水の総量である発電生成水量を演算する。
 本実施形態では、発電生成水量演算部222は、電流センサ51からスタック出力電流Isを取得し、スタック出力電流Isに基づいて、次式(3)のとおり、発電生成水量Qw_inを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
 なお、Nは燃料電池10の枚数であり、F[C/mol]はファラデー定数(96485.39)である。また、「60」は秒単位(sec)から分単位(min)への換算値であり、「22.4」は標準状態の理想気体1モル(mol)の体積である。
 発電生成水量演算部222は、算出した発電生成水量Qw_inを目標排水量算出部223に出力する。
 目標排水量算出部223は、発電生成水量Qw_inと目標水収支Qw_tとの差分を算出することにより、燃料電池スタック1から排出すべき水分である目標排水量Qw_outを算出する。本実施形態では、目標排水量算出部223は、次式(4)のとおり、発電生成水量Qw_inから目標水収支Qw_tを減算することにより、目標排水量Qw_outを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
 最低温度飽和水蒸気圧演算部224は、優先制御部201Aにより設定される最低スタック温度Tminに基づいて、最低スタック温度Tminのときの飽和水蒸気圧Psat_minを演算する。
 本実施形態では、最低温度飽和水蒸気圧演算部224は、最低スタック温度演算部212から最低スタック温度Tminを取得し、最低スタック温度Tminに基づいて、次式(4)のとおり、最低温度飽和水蒸気圧Psat_minを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
 式(5)に従って、最低スタック温度Tminが高くなるほど、最低温度飽和水蒸気圧Psat_minは高くなる。最低温度飽和水蒸気圧演算部224は、算出した最低温度飽和水蒸気圧Psat_minをカソード相対湿度演算部225に出力する。
 カソード相対湿度演算部225は、最低温度飽和水蒸気圧Psat_minに基づいて、燃料電池スタック1におけるアノードガスの湿度に対するカソードガスの湿度の比率を示すカソード出口相対湿度RHc_outを演算する。
 本実施形態では、カソード出口相対湿度RHc_outは、図2に示したカソードガス流路131の出口(下流)側におけるカソードガスの湿度を、アノードガス流路121の入口(上流)側におけるアノードガスの湿度により除算した値である。
 カソード相対湿度演算部225は、流量センサ23からカソードガス流量の計測値Qc_sensを取得し、圧力センサ24からカソードガス圧力の計測値Pc_sensを取得する。カソード相対湿度演算部225は、次式(6)のとおり、最低温度飽和水蒸気圧Psat_minとカソードガス圧力Pc_sensとカソードガス流量Qc_sensと目標排水量Qw_outとに基づいて、カソード出口相対湿度RHc_outを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
 式(6)のように、最低温度飽和水蒸気圧Psat_minが高くなるほど、カソード出口相対湿度RHc_out_minは低くなる。カソード相対湿度演算部225は、算出したカソード出口相対湿度RHc_out_minをアノード/カソード流量比演算部226に出力する。
 アノード/カソード流量比演算部226は、カソード出口相対湿度RHc_out_minに基づいて、カソードガス流量に対するアノードガス流量の比率を示すアノード/カソード流量比Kac_minを演算する。
 本実施形態では、カソード出口相対湿度とアノード/カソード流量比との関係を示す流量比マップが、アノード/カソード流量比演算部226に予め記録される。流量比マップの詳細については、図9を参照して後述する。
 アノード/カソード流量比演算部226は、カソード相対湿度演算部225からカソード出口相対湿度RHc_out_minを取得すると、流量比マップを参照して、カソード出口相対湿度RHc_out_minに関係付けられたアノード/カソード流量比Kac_minを算出する。
 アノード/カソード流量比演算部226は、算出したアノード/カソード流量比Kac_minをアノードガス湿潤要求流量演算部227に出力する。
 アノードガス湿潤要求流量演算部227は、アノード/カソード流量比Kac_minに基づいて、燃料電池スタック1の湿潤状態を目標とする状態にするためのアノードガス湿潤要求流量Qa_rwを演算する。
 アノードガス湿潤要求流量演算部227は、次式(7)のとおり、アノード/カソード流量比Kac_minをカソードガス流量の計測値Qc_senseに乗算することにより、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
 アノードガス湿潤要求流量演算部227は、算出したアノードガス湿潤要求流量Qa_rwを、スタック目標温度演算部230とアノードガス目標流量設定部228とに出力する。
 アノードガス目標流量設定部228は、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwとアノードガス負荷要求流量演算部221からの負荷要求流量とのうち大きい方の値をアノードガス目標流量としてアノードガス給排装置指令部203に出力する。
 図9は、アノード/カソード流量比演算部226に設定される流量比マップの一例を示す観念図である。ここでは、縦軸が、燃料電池スタック1から排出されるカソードガスの相対湿度を示すカソード出口相対湿度であり、横軸がカソードガス流量に対するアノードガス流量の比率を示すアノード/カソード流量比である。
 カソード出口相対湿度とアノード/カソード流量比との関係を示す流量比マップは、本実施形態においてカソードガス流量とアノードガス流量とを互いに変化させたときの実験データ等によって予め設定される。なお、流量比マップの特性は、例えば、カソードガス圧力や、スタック温度、水素濃度などを変化させたときの平均値や、特性のバラツキが小さい値を用いて設定される。
 図9に示すように、カソード出口相対湿度RHc_outが小さくなるほど、最低スタック温度Tminに基づくアノード/カソード流量比Kac_minは大きくなる。このため、カソードガス流量が一定の場合には、カソード出口相対湿度RHc_outが小さくなるほど、アノードガス流量が大きくなる。
 したがって、ドライ操作時において、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwを極力小さくするには、カソード出口相対湿度RHc_outを大きくする必要がある。上述のとおり、カソード出口相対湿度RHc_outを大きくするには、式(6)の関係から、飽和水蒸気圧Psat_minを小さくしなければならず、この飽和水蒸気圧Psat_minを小さくするには、式(5)の関係から、スタック温度の設定値を小さくする必要がある。
 そのため、本実施形態では、図5に示した優先制御部201Aが、ドライ操作が実行されると判定された場合には、スタック温度の計測値の代わりに、最低スタック温度Tminをアノードガス目標流量演算部220に設定する。
 これにより、単にスタック温度の計測値を用いる場合に比べて、飽和水蒸気圧Psat_minが小さくなるので、カソード出口相対湿度RHc_outを大きくすることができる。このため、ドライ操作時には、アノード/カソード流量比Kpc_sensが小さくなるので、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwを早期に下げることができる。
 図10は、スタック目標温度演算部230の機能構成の一例を示すブロック図である。
 スタック目標温度演算部230は、目標飽和水蒸気圧演算部231と目標冷却水温度変換部232とを含む。
 目標飽和水蒸気圧演算部231は、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwに基づいて、電解質膜111の湿潤度を目標とする値に維持するための目標飽和水蒸気圧Psat_tを演算する。
 本実施形態では、目標飽和水蒸気圧演算部231は、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwを取得し、流量センサ23からカソードガス流量の計測値Qc_sensを取得する。そして目標飽和水蒸気圧演算部231は、次式(8)のとおり、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwとカソードガス流量Qc_sensとに基づいて、アノード/カソード流量比Kacを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
 目標飽和水蒸気圧演算部231は、アノード/カソード流量比Kacを算出すると、図10に示した流量比マップを参照して、算出したアノード/カソード流量比Kacに関係付けられたカソード出口相対湿度RHc_outを算出する。
 次に目標飽和水蒸気圧演算部231は、圧力センサ24からカソードガス圧力の計測値Pc_sensを取得し、目標排水量算出部223から目標排水量Qw_outを取得する。なお、目標飽和水蒸気圧演算部231は、図4に示したように、膜湿潤状態検出部201から目標水収支Qw_tを取得し、式(4)に基づいて目標排水量Qw_outを演算するものであってもよい。
 そして、目標飽和水蒸気圧演算部231は、次式(9)のとおり、目標排水量Qw_outとカソードガス圧力Pc_sensとカソード出口相対湿度RHc_outとカソードガス流量Qc_sensとに基づいて、目標飽和水蒸気圧Psat_tを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
 目標飽和水蒸気圧演算部231は、算出した目標飽和水蒸気圧Psat_tを目標冷却水温度変換部232に出力する。
 目標冷却水温度変換部232は、目標飽和水蒸気圧Psat_tを、燃料電池スタック1における冷却水温度の目標値である目標冷却水温度Ttに変換する。目標冷却水温度変換部232は、次式(10)のとおり、目標飽和水蒸気圧Psat_tに基づいて、目標冷却水温度Ttを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
 目標冷却水温度変換部232は、目標冷却水温度Ttをスタック目標温度としてスタック冷却装置指令部204に出力する。
 このように、式(8)及び式(9)の関係から、燃料電池10におけるカソード出口相対湿度の特性を考慮した上で、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwが低下するほど、目標飽和水蒸気圧Psat_tが低くなる。そして、式(10)の関係から、目標飽和水蒸気圧Psat_tが低くなるほど、スタック目標温度Ttが低くなる。このため、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwが低下するほど、スタック目標温度Ttが低くなる。したがって、発電制御部202は、アノードガス流量を少なくするほど、スタック温度を低下させる。
 一方、式(9)の関係から、目標排出量Qw_outが大きくなるほど、目標飽和水蒸気圧Psat_tは高くなるので、スタック目標温度Ttが高くなる。したがって、発電制御部202は、電解質膜111の湿潤度が高くなるほど、スタック温度を上昇させる。
 これにより、発電制御部202は、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwを下げている状態であっても、目標排出量Qw_outが低下しなければ、スタック目標温度を迅速に上昇させることができる。すなわち、発電制御部202は、ドライ操作において、アノードガス流量を減少させたときに、燃料電池スタック1の湿潤度が下がらなければ、スタック温度の上昇量を大きくすることができる。
 図11は、本実施形態における燃料電池システム100を制御する制御方法の一例を示すフローチャートである。この制御方法は、所定の周期で繰り返し実行される。
 ステップS1においてコントローラ200は、燃料電池スタック1の運転状態を検出する。本実施形態では、コントローラ200は、図3に示したインピーダンス測定装置6を用いて燃料電池スタック1のHFRを検出し、流量センサ23を用いてカソードガス流量を検出し、圧力センサ24を用いてカソードガス圧力を検出する。なお、ステップS1は、電解質膜111の湿潤状態を検出する湿潤状態検出ステップを構成する。
 ステップS2においてコントローラ200は、流量センサ23からカソードガス流量の計測値を取得し、圧力センサ24からカソードガス圧力の計測値を取得する。
 ステップS3においてコントローラ200は、燃料電池スタック1の湿潤状態を示すパラメータとして、インピーダンス測定装置6から、電解質膜111と相関のある測定HFRを取得する。
 ステップS4においてコントローラ200は、燃料電池スタック1の発電性能を維持するための目標HFRを演算する。本実施形態では、図5に示した目標HFR演算部213が、電流センサ51からスタック出力電流を取得し、図7に示した目標HFRマップを用いて、取得したスタック出力電流に関係付けられた目標HFRを算出する。
 ステップS5においてコントローラ200の膜湿潤状態検出部201は、測定HFRが目標HFRに収束するように、電解質膜111の湿潤状態に対する水分の過不足を補うための目標水収支を演算する。本実施形態では、図5に示したフィードバック制御部214が、目標HFRと測定HFRとに基づいて目標水収支を算出する。
 ステップS6においてコントローラ200は、電解質膜111の湿潤状態に基づいて、ドライ操作が実行されるか否かを判断する。例えば、コントローラ200は、測定HFRが目標HFRよりも小さい場合には、ドライ操作が実行されると判定する。本実施形態では、図5に示した最低スタック温度演算部212が、目標水収支が所定の上限値を超えたか否かを判断し、目標水収支が所定の上限値を超えた場合にドライ操作が実行されると判定する。
 ステップS7においてコントローラ200は、ドライ操作が実行される場合には、スタック冷却装置4による燃料電池スタック1の最低スタック温度を演算する。本実施形態では、最低スタック温度演算部212が、スタック目標電流を取得し、図6に示した最低スタック温度マップを用いて、取得したスタック目標電流に関連付けられた最低スタック温度を算出する。
 ステップS8においてコントローラ200は、ドライ操作が実行される場合には、最低スタック温度と目標水収支とカソードガス流量とカソードガス圧力とに基づいて、アノードガス目標流量を演算する。
 本実施形態では、発電生成水量演算部222が、式(3)のとおり、電流センサ51からのスタック出力電流Isに基づいて発電生成水量Qw_inを演算する。次に目標排水量算出部223が、式(4)のとおり、発電生成水量Qw_inから目標水収支Qw_tを減算して目標排水量Qw_outを算出する。
 そして、最低温度飽和水蒸気圧演算部224が、式(5)のとおり、最低スタック温度Tminに基づいて、最低温度飽和水蒸気圧Psat_minを算出する。次にカソード相対湿度演算部225が、式(6)のとおり、最低温度飽和水蒸気圧Psat_minとカソードガス圧力Pc_sensと目標排水量Qw_outとカソードガス流量Qc_sensとに基づいて、カソード出口相対湿度RHc_out_minを算出する。
 さらに、アノード/カソード流量比演算部226が、図10に示した流量比マップを用いて、カソード出口相対湿度RHc_out_minに関係付けられたアノード/カソード流量比Kac_minを算出する。次にアノードガス湿潤要求流量演算部227が、式(7)のとおり、アノード/カソード流量比Kac_minに基づいて、アノードガス湿潤要求流量Qa_rwを算出する。
 また、アノードガス負荷要求流量演算部221が、スタック目標電流に基づいてアノードガス負荷要求流量を算出し、アノードガス目標流量設定部228は、アノードガスの負荷要求流量と湿潤要求流量のうち大きい方をアノードガス目標流量として設定する。
 次にステップS9において、発電制御部202は、アノードガス湿潤要求流量と目標水収支とカソードガス圧力とカソードガス流量とに基づいて、スタック目標温度を演算する。
 本実施形態では、目標飽和水蒸気圧演算部231が、式(8)のとおり、アノードガス湿潤要求流量Qr_wとカソードガス流量Qc_sensとに基づいて、アノード/カソード流量比Kacを算出する。そして目標飽和水蒸気圧演算部231は、図10に示した流量比マップを用いて、アノード/カソード流量比Kacに関連付けられたカソード出口相対湿度RHc_outを算出する。
 そして、目標飽和水蒸気圧演算部231が、式(9)のとおり、カソード出口相対湿度RHc_outと目標排水量Qw_outとカソードガス圧力Pc_sensとカソードガス流量Qc_sensとに基づいて、目標飽和水蒸気圧Psat_tを算出する。次に、目標冷却水温度変換部232が、式(10)のとおり、目標飽和水蒸気圧Psat_tに基づいて、目標冷却水温度Ttを算出し、目標冷却水温度Ttをスタック目標温度として出力する。
 このステップS7からステップS9までは、電解質膜111の湿潤状態に関する信号により電解質膜111の水分を減らすときには、電解質膜111の水分を増やすときに比べて、燃料の流量を減少させるとともに、電解質膜111の湿潤状態を示す信号に応じて酸化剤の温度を上昇させる発電制御ステップを構成する。
 ステップS10においてコントローラ200は、アノードガス目標流量に基づいてアノード循環ポンプ36の回転速度を制御し、スタック目標温度に基づいて冷却水ポンプ42の回転速度を制御する。すなわち、ステップS10は、燃料電池10に供給される燃料の流量を調整する流量調整ステップと、燃料電池10に供給される酸化剤の温度を調整する温度調整ステップとを構成する。
 また、ステップS6でウェット操作が実行される場合には、コントローラ200は、ステップS11の処理に進む。
 ステップS11においてコントローラ200は、ウェット操作が実行されると判定された場合には、燃料電池スタック1の温度を算出する。本実施形態では、コントローラ200は、入口水温センサ46からスタック入口水温を取得し、出口水温センサ47からスタック出口温度を取得し、スタック入口水温とスタック出口水温を平均した値をスタック温度として算出する。
 ステップS12においてコントローラ200は、ドライ操作が実行されると判定された場合には、ステップS11で算出したスタック温度と目標水収支とカソードガス流量とカソードガス圧力とに基づいて、アノードガス目標流量を演算する。この後、ステップS9及びステップS10の各処理が順次実行されて、燃料電池システム100の制御方法が終了する。
 図12は、本実施形態におけるドライ操作時の燃料電池システム100の運転状態の変化を示すタイムチャートである。
 図12(A)は、燃料電池スタック1における水分の過不足を補うための目標水収支の変化を示すフローチャートである。図12(A)では、電解質膜111の湿潤度が目標とする値に維持されるように目標水収支が所定の範囲で増減する。
 図12(B)は、燃料電池スタック1に供給されるアノードガス流量の変化を示すフローチャートである。図12(C)は、燃料電池スタック1を循環する冷却水の温度の変化を示すフローチャートである。冷却水の温度が上昇すると、燃料電池スタック1を通過するカソードガスの温度が上昇すると共にスタック温度が上昇する。
 図12(D)は、燃料電池スタック1を循環するアノードガス中の循環保管水の変化を示すフローチャートである。循環保管水とは、エゼクタ34から燃料電池スタック1を介してエゼクタ34の吸引口までのアノードガス循環経路中に保管される水蒸気量のことである。図12(A)から図12(D)までの各図の横軸は、互いに共通の時間軸である。
 時刻1において、図12(A)に示すように、目標水収支が上昇から低下に切り替わる。これに伴って優先制御部201Aは、発電制御部202によりドライ操作が実行されると判定し、優先制御部201Aが、カソードガス温度として最低スタック温度をアノードガス目標流量演算部220に設定する。
 そして、アノードガス目標流量演算部220は、目標水収支と最低スタック温度とに基づいて、アノードガス湿潤要求流量を算出する。ここでは、アノードガス湿潤要求流量が負荷要求流量よりも大きいため、アノードガス目標流量演算部220は、アノードガス湿潤要求流量をアノードガス目標流量として出力する。
 最低スタック温度は、実際のスタック温度よりも低いため、アノードガス目標流量の単位時間あたりの減少量、すなわち減少速度は、実際のスタック温度を用いたときのアノードガス目標流量の減少速度に比べて大きくなる。これにより、アノード循環ポンプ36の回転速度が下げられ、燃料電池スタック1を通過するアノードガス流量が低下する。これに伴い、アノードガス中に混入する水蒸気量が減少するため、図12(D)に示すように、循環保管水が低下する。
 一方、スタック目標温度演算部230は、アノードガス湿潤要求流量と目標水収支とに基づいて、スタック目標温度を算出する。上述のとおり、目標水収支の低下に合わせてアノードガス湿潤要求流量は小さな値に設定されるので、スタック目標温度は大きくならずに一定に維持される。
 このため、図12(A)から図12(C)までの各図に示すように、冷却水の温度が上昇する前に、目標水収支が低下するようにアノードガス流量が減少する。
 このように時刻t0から時刻1までは、目標水収支の低下に追随するようにアノードガス流量を減少させるので、スタック温度の上昇を抑制することができる。
 時刻t1では、図12(B)に示すようにアノードガス流量が所定の下限値まで低下する。これに伴って、スタック目標温度演算部230は、目標水収支の低下に合わせて、スタック目標温度を高くする。
 スタック目標温度の上昇に応じて冷却水ポンプ42の回転速度が下げられるので、冷却水と燃料電池スタック1との間の熱交換率が低下し、冷却水の温度が低下する。このとき、図12(C)に示すように、冷却水の温度が目標値に達するまでには一定の時間を要するため、冷却水の温度は徐々に上昇する。その結果、図12(D)に示すように循環保管水の低下が遅くなる。
 時刻t12から時刻t13までは、図12(A)から図12(C)までの各図に示すように、アノードガス流量が下限値に維持された状態において、目標水収支の低下に応じて冷却水の温度が上昇する。これにより、図12(D)に示すように循環保管水が低下する。
 このように、アノード循環ポンプ36によるアノードガス流量を減らすドライ操作(減量制御)が制限された後に、冷却水ポンプ42によるカソードガス温度を高くするドライ操作(昇温制御)が実行される。すなわち、コントローラ200は、ドライ操作において、アノード循環ポンプ36によるアノードガス流量を減らす減量制御を、冷却水ポンプ42によるカソードガス温度を高くする昇温制御よりも優先して実行する。
 図13は、比較例として、アノードガス流量の減量制御よりも先にカソードガス温度の昇温制御を実行したときの燃料電池システムの運転状態の変化を示すタイムチャートである。
 時刻t10においてドライ操作が開始され、図13(C)に示すように、アノードガス流量が減少する前に、冷却水の温度が上昇する。
 これに伴い、アノードガス温度が上昇してアノードガス中の水蒸気量が増加するため、図13(D)に示すように循環保管水が増加する。さらにアノードガス流量は一定に維持されるため、循環保管水が増加した状態で維持される。その結果、電解質膜111の湿潤度が下がりにくくなるため、ドライ操作に時間を要することになる。また、所定の時間内に目標水収支が低下するようにカソードガス流量を増加させようとすると、コンプレッサ22の消費電力が増加してしまう。
 冷却水の温度が所定の上限値に達した時刻t11において、アノード循環ポンプ36の回転速度が下げられ、図13(A)に示すようにアノードガス流量が下げられる。
 図13に示すように、アノードガス流量の減量制御よりも先に冷却水温度の昇温制御を実行すると、循環保管水が増加するため、電解質膜111の湿潤度が下がりにくくなり、ドライ操作に要する時間が長くなる。また、時刻t10から時刻t11までの冷却水温度の昇温制御が完了するまでアノード循環ポンプ36の回転速度を一定に維持する操作は無駄であり、この無駄な操作によってアノード循環ポンプ36の消費電力が増加してしまう。
 本発明の第1実施形態によれば、燃料電池システム100は、燃料電池10の電解質膜111に燃料(アノードガス)を供給する燃料供給手段としてのアノードガス給排装置3と、電解質膜111に酸化剤(カソードガス)を供給する酸化剤供給手段としてのカソードガス給排装置2とを含む。燃料電池システム100は、カソードガス給排装置2による酸化剤の供給とアノードガス給排装置3による燃料の供給とを制御して燃料電池10の発電を制御する発電制御手段としてのコントローラ200を備える。
 さらに、燃料電池システム100は、電解質膜111の湿潤状態を検出する湿潤状態検出手段としてのインピーダンス測定装置6と、燃料電池10に供給される燃料の流量を調整する流量調整手段としてのアノード循環ポンプ36と、燃料電池10に供給される酸化剤の温度を調整する温度調整手段としてのスタック冷却装置4とを含む。
 この燃料電池システム100は、コントローラ200により制御される。コントローラ200は、インピーダンス測定装置6から電解質膜111の湿潤度に関する信号を取得し、その取得した信号を用いて電解質膜111の余分な水分を減らすドライ操作を実行するか、ウェット操作を実行するかを判断する。
 そしてドライ操作を実行する場合には、コントローラ200は、ウェット操作を実行する場合に比べて、燃料電池10に供給される燃料の流量を減少させると共に、インピーダンス測定装置6からの信号に応じて燃料電池10を流れる酸化剤の温度を上昇させる。
 このため、電解質膜111の湿潤度を下げるドライ操作を実行する場合において、コントローラ200は、アノードガス流量を減らしつつ、電解質膜111の湿潤度が発電性能を維持するための目標値まで下がらないときには、スタック冷却装置4を用いて燃料電池10の温度を上昇させる。
 また、ドライ操作を実行する場合において、アノードガス流量を減らしても電解質膜111の湿潤度が目標値から乖離するときには、コントローラ200は、アノードガス流量を減少させると共に燃料電池10の温度を上昇させる。
 あるいは、ドライ操作時において、アノードガス流量を減少させて電解質膜111の湿潤度が目標値に追随するときには、燃料電池10の温度の上昇を抑制する。
 このようにコントローラ200は、電解質膜111の水分を減らすときには、電解質膜111の水分を増やすときに比べて、燃料電池10に供給されるアノードガス流量を減らすと共に、電解質膜111の湿潤度に応じてカソードガスの温度を高くする。
 これにより、ドライ操作において、アノードガス流量を減らす前に、燃料電池10の温度が高くなってアノードガス中の水分が増加するのを抑制できるので、電解質膜111の余分な水分を減らすのに要する時間を短くすることができる。したがって、燃料電池10の湿潤状態を効率よく制御することができる。
 また、ドライ操作では、コントローラ200は、ウェット操作に比べて、カソードガス流量を増やすためにコンプレッサ22の回転速度を高くする。このため、ドライ操作が長くなると、コンプレッサ22の消費電力が増加してしまう。これに対して本実施形態によれば、図13に示した無駄な操作を削減し、かつ、電解質膜111の余分な水分を減らせるので、燃料電池システム100の消費電力の増加を抑制でき、効率よく燃料電池10の湿潤状態を制御することができる。
 また本実施形態によれば、コントローラ200は、ドライ操作を実行するときには、アノード循環ポンプ36によるアノードガスの流量を減らす減量制御を、冷却水ポンプ42によるカソードガスの温度を高くする昇温制御よりも優先して実行する。
 これにより、上述のとおり、ドライ操作に要する時間を短くすることができる。さらに、アノード循環ポンプ36の回転速度が先に下げられるので、図13(C)に示したように冷却水ポンプ42の回転速度を先に下げたときに比べて、アノード循環ポンプ36の消費電力を低減することができる。
 また本実施形態によれば、コントローラ200は、ドライ操作では、アノードガス流量を減少させながら、電解質膜111の湿潤度と相関のある測定HFRと目標HFRとの差分に相当する目標水収支がゼロに収束するようにスタック温度を上昇させる。
 すなわち、発電制御部202は、電解質膜111の水分を減らすときには、アノードガス流量を減少させると共に、電解質膜111の湿潤度と目標値との差分が小さくなるように、カソードガスの温度を上昇させる。
 これにより、アノードガス流量を減少させただけでは、電解質膜111の湿潤度が下がらないような状況において、スタック温度を高くする昇温制御が実行されるので、アノードガス流量を減らす減量制御を補完することができる。したがって、電解質膜111の湿潤度と目標値との乖離が大きい状態であっても、電解質膜111の余分な水分を迅速に排出でき、ドライ操作に要する時間を短縮することができる。
 また本実施形態によれば、コントローラ200は、優先制御部201Aとアノードガス目標流量演算部220とスタック目標温度演算部230とを備える。
 優先制御部201Aは、冷却水ポンプ42の動作とアノード循環ポンプ36の動作とを制御する順位を設定する。そして優先制御部201Aは、ドライ操作を実行するときには、アノード循環ポンプ36の動作順位を冷却水ポンプ42の動作順位よりも高くし、冷却水ポンプ42の動作よりも優先してアノード循環ポンプ36を動作させる。
 本実施形態では、優先制御部201Aは、ドライ操作を実行するときには、ウェット操作で電解質膜111の水分を上限まで増やすときに設定される最低スタック温度を燃料電池10のカソードガス温度としてアノードガス目標流量演算部220に設定する。
 アノードガス目標流量演算部220は、ドライ操作を実行する場合には、最低スタック温度と、測定HFRに基づく目標水収支とに基づいて、アノードガス流量を減少させる。そしてスタック目標温度演算部230は、湿潤制御のためのアノードガス目標流量と目標水収支とに基づいて、燃料電池スタック1の温度を制御する。
 すなわち、アノードガス目標流量演算部220は、ドライ操作を実行する場合には、燃料電池10の温度よりも低い温度と電解質膜111の湿潤度とに基づいて、燃料電池10に供給されるアノードガス流量を減少させる。これと共にスタック目標温度演算部230は、アノードガスの目標流量と電解質膜111の湿潤度とに基づいて、燃料電池10の温度を制御する。
 本実施形態では、アノードガス目標流量演算部220は、図8で述べたように、スタック温度が低くなるほど、湿潤制御用のアノードガス目標流量を減少させる。これと共にスタック目標温度演算部230は、図10で述べたように、アノードガス目標流量が減少するほど、スタック目標温度を上昇させる。
 このように、ドライ操作時には、アノードガス目標流量演算部220に対してウェット操作(低温制御)時のスタック温度が入力されるので、アノードガス目標流量演算部220では、スタック目標温度演算部230によってドライ操作ではなくウェット操作が実行されていると認識される。このため、アノードガス目標流量演算部220は、ウェット操作時のスタック温度よりも高い現在のスタック温度を用いた場合に比べて、アノードガス流量の単位時間あたりの減少幅をより一層大きくする。一方、スタック目標温度演算部230に対しては湿潤制御用のアノードガス目標流量が入力されるので、アノードガス目標流量演算部220は、通常どおり、スタック温度を上昇させる。
 したがって、コントローラ200は、ドライ操作を実行する場合には、アノードガス流量を減らす減量制御を、スタック温度を高くする昇温制御よりも優先して実行することができる。このため、ドライ操作に要する時間を短くすることができる。
 また本実施形態によれば、優先制御部201Aは、最低スタック温度を、スタック冷却装置4がスタック温度を調整できる範囲の所定の下限値に設定する。これにより、コントローラ200は、燃料電池スタック1を安定に制御できる範囲で、燃料電池スタック1に供給されるアノードガス流量の減少速度を最大にすることができる。このため、ドライ操作に要する時間をより短くすることができる。
 また本実施形態によれば、アノードガス目標流量演算部220は、ドライ操作を実行する場合には、アノードガス流量を減少させる減少速度を、最低スタック温度の代わりに燃料電池スタック1の温度の計測値を用いたときの減少速度に比べて大きくする。そして、スタック目標温度演算部230は、湿潤制御用のアノードガス目標流量が減少するほど、スタック目標温度を低下させ、かつ、電解質膜111の湿潤度が大きくなるほど、スタック目標温度を上昇させる。
 これにより、アノードガス流量を減少させただけでは電解質膜111の湿潤度が下がらないような状況では、スタック温度を高くし、アノードガス流量を減少させるだけで電解質膜111の湿潤度が下がるような状況では、スタック温度の上昇を抑制できる。したがって、スタック目標温度演算部230は、無駄な昇温制御を抑制しつつ、アノードガス目標流量演算部220によるドライ操作を補完することができる。
 また本実施形態によれば、アノードガス給排装置3は、燃料電池10から排出されるアノードガスを燃料電池10に循環させるアノードガス循環通路35と、アノードガス循環通路35に設けられ、燃料電池10に循環されるアノードガスの循環流量を調整するアノード循環ポンプ36とを備える。
 このように、アノードガスを燃料電池スタック1に循環させる燃料電池システム100では、アノードガスの循環流量を増やすほど、アノードガスに含まれる水分によって電解質膜111の湿潤度が高くなりやすい。
 これに対して本実施形態によれば、コントローラ200は、ドライ操作を実行するときには、アノードガスの循環流量を減らすことにより、アノードガス循環通路35を介して燃料電池10を循環するアノードガス中の水分を少なくすることができる。
 このため、コントローラ200は、アノードガスの循環流量を減らした後に、スタック温度を上昇させる。これにより、燃料電池スタック1内の水分を減らしてから、スタック温度を上昇させるので、アノードガス中の水分に起因する電解質膜111の加湿を抑えながら、効率的にドライ操作を実行することができる。
 また本実施形態によれば、図2に示したように燃料電池10は、電解質膜111の一方の面に対してカソードガスを通すカソードガス流路131と、電解質膜111の他方の面に対してカソードガス流路131に流れるカソードガスの向きとは反対の向きにアノードガスを通すアノードガス流路121とを含む。さらに燃料電池10は、カソードガス流路131の上面、すなわちアノードガス流路121とカソードガス流路131との間に形成され、燃料電池10を冷却するための冷却水(冷媒)を通す冷却水流路141を含む。そして、スタック冷却装置4は、カソードガス流路131を流れるカソードガスと同じ向きに冷却水を冷却水流路141に供給し、アノードガス給排装置3は、アノードガス流路121の一端から排出されるアノードガスをアノードガス流路121の他端に循環させる。
 このような燃料電池10では、冷却水流路141を通過する冷却水により、カソードガス流路131の上流側のカソードガスの温度よりも下流側のカソードガスの温度が高くなる。また、カソードガス流路131の上流から下流へカソードガスが流れるについて、カソードガスの水分が増加する。このため、カソードガス流路131の下流側のカソードガスには、上流側のカソードガスに比べて水蒸気が多量に含まれる。
 そして、カソードガス流路131の下流側の水蒸気は、電解質膜111を透過してアノードガス流路121の上流側のアノードガスに混入する。このため、アノードガス流路121の上流側のアノードガスには水蒸気が含まれることになる。そのアノードガスがアノードガス流路121の下流に進むにつれて、アノードガス中の水蒸気が電解質膜111を透過してカソードガス流路131の上流側のアノードガスに戻る。このように、発電に伴う水蒸気は燃料電池10内で循環する。
 このような燃料電池10の構造においては、ドライ操作を実行する際にスタック温度を高くすると、カソードガスの温度だけでなく、アノードガスの温度も高くなるため、燃料電池10内で循環する水蒸気量が増大しやすい。そのため、本実施形態のように、ドライ操作において燃料電池10に供給されるアノードガスの循環流量を減らした後に、スタック温度を上昇させることにより、燃料電池スタック1のドライ操作をより一層効率的に実行することができる。
 また、本実施形態によれば、インピーダンス測定装置6は、燃料電池10のインピーダンスを検出し、その検出した信号を電解質膜111の湿潤度と相関のあるパラメータとしてコントローラ200に出力する。膜湿潤状態検出部201が、そのインピーダンスに基づいて電解質膜111の湿潤度と相関のある目標水収支を算出する。これにより、発電制御部202は、電解質膜111の湿潤度を下げるドライ操作を正確に実行することができる。
 (第2実施形態)
 なお、本実施形態ではアノードガス湿潤要求流量を用いてスタック目標温度を算出した。このような算出手法では、アノードガス目標流量として負荷要求流量が選択されているときには、アノードガス湿潤要求流量と実際のアノードガス流量とが大きく乖離してドライ操作に余計な時間を要する場合がある。
 そこで本発明の第2実施形態では、スタック目標温度の算出に用いられるアノードガス流量の目標値と燃料電池スタック1に供給されるアノードガス流量との乖離を小さくした燃料電池システムの例について説明する。なお、本実施形態の燃料電池システムの構成は、図3に示した燃料電池システム100の構成と同様である。
 図14は、本発明の第2実施形態における発電制御部202Aの構成の一例を示すブロック図である。
 本実施形態では、発電制御部202Aは、アノードガス湿潤要求流量の代わりにアノードガス流量の推定値を用いてスタック目標温度を演算する。また、発電制御部202Aは、図4に示した構成に加えて、アノードガス流量推定部240を備えている。他の構成については、第1実施形態と同様の構成であるため、同一符号を付してここでの説明を省略する。
 アノードガス流量推定部240は、燃料電池スタック1に供給されるアノードガス流量を推定する。アノードガス流量推定部240は、アノードガス給排装置3の運転状態に基づいて、アノードガス流量を推定する。
 本実施形態では、アノード循環ポンプ36の回転速度とアノードガス流量との関係を示す流量推定マップが、アノードガス流量推定部240に予め記録される。なお、流量推定マップの詳細については、図15を参照して後述する。
 そして、アノードガス流量推定部240は、例えばアノード循環ポンプ36に設けられた回転速度センサから、アノード循環ポンプ36の回転速度を取得する。アノードガス流量推定部240は、アノード循環ポンプ36の回転速度を取得すると、流量推定マップを参照して、取得した回転速度に関係付けられたアノードガス流量を算出する。アノードガス流量推定部240は、算出したアノードガス流量をスタック目標温度演算部230に出力する。
 このように、アノードガス流量推定部240は、アノードガス湿潤要求流量の代りに、アノードガス流量の推定値をスタック目標温度演算部230に設定する。これにより、実際のアノードガス流量に応じたスタック目標温度が算出されるので、アノードガス流量によるドライ操作をスタック温度の制御によって適切に補完することができる。なお、アノードガス流量推定部240は、図5に示した優先制御部201に備えられてもよい。
 図15は、アノードガス流量推定部240に設定される流量推定マップの一例を示す図である。ここでは、横軸がアノード循環ポンプ36の回転速度であり、縦軸がアノードガス流量である。
 図15に示すように、アノード循環ポンプ36の回転速度が高くなるほど、アノードガス流量が大きくなる。
 なお、スタック目標温度演算部230では、スタック目標温度は、標準状態でのアノードガス流量[NL/min]を用いて算出される。NL(Normal Liter)は、標準状態でのリットルを示す。
 そのため、アノードガス流量推定部240は、図15に示した流量推定マップにより算出したアノードガス流量Q[L/min]を標準状態でのアノードガス流量Q0[NL/min]に変換する。
 具体的には、アノードガス流量推定部240は、圧力センサ37からアノードガス圧力Pを取得し、入口水温センサ46からスタック入口水温Tを取得する。そしてアノードガス流量推定部240は、次式(11)のとおり、アノードガス流量Qとアノードガス圧力Pとスタック入口水温Tとに基づいて、標準状態でのアノードガス流量Q0を算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
 アノードガス流量推定部240は、標準状態でのアノードガス流量Q0をスタック目標温度演算部230に出力する。そしてスタック目標温度演算部230は、標準状態でのアノードガス流量Q0を、式(8)中のアノードガス湿潤要求流量Qa_rwに代入する。
 図16は、本実施形態における燃料電池システム100の制御方法の一例を示すフローチャートである。
 ここでは、ステップS8及びステップS12の処理後にステップS20の処理が追加されている。そのため、以下ではステップS20の処理についてのみ説明する。
 ステップS20においてアノードガス流量推定部240は、アノード循環ポンプ36の回転速度に基づいて、燃料電池スタック1を循環するアノードガスの流量を推定する。
 本実施形態では、アノードガス流量推定部240は、アノード循環ポンプ36の回転速度を取得すると、図15に示した流量推定マップを参照して、取得した回転速度に関係付けられたアノードガス流量を算出する。アノードガス流量推定部240は、式(11)のとおり、算出したアノードガス流量Qを標準状態のアノードガス流量Q0に変換する。
 この後、ステップS9でスタック目標温度演算部230は、式(8)中のアノードガス湿潤要求流量Qa_rwの代りにアノードガス流量Q0を用いて、アノード/カソード流量比Kacを算出する。スタック目標温度演算部230は、算出したアノード/カソード流量比Kacに基づいて、スタック目標温度Ttを算出する。
 図17は、本実施形態における燃料電池システム100の運転状態の変化を示すタイムチャートである。
 図17(A)から図17(D)まで各図の縦軸は、図12(A)から図12(D)までの各図の縦軸と同じであり、各図の横軸は、互いに共通の時間軸である。
 ここでは、本実施形態による燃料電池システム100の運転状態の変化が実線により示され、図12で示した第1実施形態による燃料電池システム100の運転状態の変化が破線により示されている。
 時刻t20においては、図12と同じように、目標水収支が上昇から低下に切り替えられ、ドライ操作が開始される。ここでは、図8で示したアノードガス負荷要求流量演算部221の出力値が、アノードガス湿潤要求流量の所定の下限値よりも大きい。
 そのため、時刻t21において、図17(B)に示すように、アノードガス目標流量が負荷要求流量により制限される。その結果、実際のアノードガス流量とアノードガス湿潤要求流量との乖離が大きくなる。
 第1実施形態では、アノードガス湿潤要求流量が、スタック目標温度演算部230に入力されるため、実際のアノードガス流量とアノードガス湿潤要求流量との乖離が大きくなっても、図17(C)の破線に示すように冷却水の温度は上昇しない。
 これに対して本実施形態では、アノードガス流量推定部240が、アノード循環ポンプ36の回転速度に基づいてアノードガス流量を推定し、推定した値をスタック目標温度演算部230に出力する。
 このため、アノードガス流量の推定値を用いてスタック目標温度が演算されるので、アノードガス流量の減量制御が何らかの要求により制限されている状況であっても、目標水収支の低下に応じてスタック目標温度を上昇させることができる。
 したがって、図17(B)に示すようにアノードガス流量の低下が制限されている状況では、図17(C)に示すように、目標水収支の低下に合わせて冷却水の温度が上昇する。これにより、図17(D)に示すように、循環保管水が、第1実施形態と同じように減少する。
 このように、発電制御部202Aは、実際のアノードガス流量とアノードガス湿潤要求流量とが乖離するような状態であっても、実際のアノードガス流量に応じて、目標水収支が低下するようにスタック温度を上昇させることができる。すなわち、電解質膜111の湿潤度が、アノードガス流量を減らす減量制御にて調整しきれない状態になっても、スタック温度を高くする昇温制御が実行されるので、昇温制御によってドライ操作を補完することができる。
 図18は、目標水収支がパルス状に低下したときの燃料電池システム100の運転状態の変化を示すフローチャートである。
 図18(A)から図18(D)まで各図の縦軸は、図17(A)から図17(D)までの各図の縦軸と同じであり、各図の横軸は、互いに共通の時間軸である。
 図18(B)には、アノードガス流量が実線により示され、アノードガス目標流量が破線により示されている。なお、アノードガス流量が急峻に変化したとしても、アノードガス流量推定部240から出力されるアノードガス流量の推定値は、実際のアノードガス流量とほぼ同じ値を示す。
 時刻t30において、図18(A)に示すように目標水収支が素早く低下する。このような状況としては、例えば、車両の加速時において負荷装置5の要求出力が極端に大きくなり、図7に示したように、目標HFRが短時間に低下するような状況が想定される。
 図18(B)に示すように、アノードガス目標流量演算部220は、目標水収支を達成できるアノードガス目標流量を算出する。これに対して、アノード循環ポンプ36の応答遅れなどが原因となり、アノードガス流量は目標値よりも遅れて低下する。
 時刻t30の直後は、アノードガス流量の推定値と目標値との乖離が大きいため、アノード循環ポンプ36によるドライ制御が十分に行われない。そのため、スタック目標温度演算部230が、アノードガス流量の推定値と目標値の差分だけ、スタック目標温度を高くするので、図18(C)に示すように冷却水の温度が過渡的に上昇する。その結果、図18(D)に示すように循環保管水が過渡的に増加する。
 時刻t30から時間が経過するにつれて、アノードガス流量が目標値に近づくため、アノードガス流量の推定値と目標値の差分が小さくなる。これに伴い、スタック目標温度演算部230が、過渡的に高くした分だけスタック目標温度を低くするので、図18(C)に示すように、過渡的に上昇した冷却水の温度が低下する。その結果、図18(D)に示すように、循環保管水が低下する。
 時刻t31において、図18(B)に示すようにアノードガス流量が目標値まで低下し、これに伴って、図18(C)に示すように冷却水の温度が低下して定常状態となる。
 このように、発電制御部202Aは、目標水収支が過渡的に低下する場合には、アノード循環ポンプ36による減量制御に遅れが生じるため、その遅れた分だけスタック温度の昇温制御を実行する。すなわち、発電制御部202Aは、過渡時のドライ操作を実行するときには、アノードガス流量を減少させると共に、電解質膜111の湿潤度と発電性能を維持するための目標値との差分が小さくなるようにカソードガスの温度を上昇させる。
 これにより、電解質膜111の水分を迅速に減らすときには、アノードガス流量を減らす減量制御を補完するように、カソードガスの温度を高くする昇温制御が実行されるので、効率的、かつ、早期に、電解質膜111の水分を減らすことができる。
 また、発電制御部202Aは、目標水収支が過渡的に低下する場合には、アノードガス流量が目標値に近づくに従って、スタック温度を低下させる。これにより、循環保管水が減少し、電解質膜111の湿潤度が下がりやすくなるので、ドライ操作を効率的に実行することができる。
 図19は、図18に比べて、目標水収支の低下幅が大きいときの燃料電池システム100の運転状態の変化を示すフローチャートである。
 時刻t40において、図18(A)と同様に、目標水収支が急峻に低下する。ここでは、目標水収支の低下幅が、図18(A)と比較して大きいため、図19(C)に示すように、冷却水の温度の上昇量も大きい。
 また、目標水収支の低下幅が大きいことから、図19(A)に示すようにアノードガス目標流量の低下幅も大きくなるので、図19(D)に示すようにアノードガス流量の低下に応じて循環保管水の減少量も大きくなる。
 このため、本実施形態では、循環保管水を減らしつつ、冷却水の温度を上昇させることができるので、素早く目標水収支を達成することができる。
 このように、過渡状態での目標水収支の低下幅が、アノードガス流量の減量制御だけで電解質膜111の湿潤度を下げられないほど大きいときは、発電制御部202Aは、アノードガス流量の減量制御が完了する前に、スタック温度の昇温制御を開始する。すなわち、発電制御部202Aは、アノードガスの流量が湿潤制御により定められた下限値に達する前に、スタック温度を上昇させる。
 したがって、発電制御部202Aは、電解質膜111の湿潤度の下げ幅が所定の値を超えたときには、アノード循環ポンプ36によるアノードガス流量を減らす減量制御と共に、カソードガスの温度を高くする昇温制御を並行して実行する。これにより、電解質膜111の湿潤度を下げやすい状態にシフトさせながら、効率よくドライ操作を実行することができる。
 なお、本実施形態ではコントローラ200がアノードガス流量を推定する例について説明した。しかしながら、圧力センサ37の代りに流量センサをエゼクタ34よりも下流のアノードガス供給通路32に設け、その流量センサの検出信号をスタック目標温度演算部230に入力するようにしてもよい。これにより、より正確なドライ操作を実行することができる。
 本発明の第2実施形態によれば、アノードガス目標流量演算部220は、第1実施形態と同じように、ドライ操作において、燃料電池10の温度よりも低い温度と、電解質膜111の湿潤度と相関のある測定HFRとに基づいて、アノードガス流量を減少させる。
 さらに本実施形態によれば、第1実施形態とは異なり、アノードガス流量推定部240が、アノード循環ポンプ36の回転速度と、圧力センサ37で検出されるアノードガス圧力とに基づいて、燃料電池スタック1を循環するアノードガス流量を推定する。そして、スタック目標温度演算部230は、図4に示したアノードガス湿潤要求流量の代わりにアノードガス流量の推定値を用いて、測定HFRと目標HFRとの差分が小さくなるように、カソードガスの温度を上昇させる。
 このため、アノードガス湿潤要求流量とは別の要求に基づく流量、例えば負荷要求流量によりアノードガス流量が制御されている状態であっても、スタック目標温度演算部230は、実際のアノードガス流量と同等の値に基づいて、スタック温度を制御できる。
 これにより、過渡時のドライ操作において、アノードガス流量の推定値と目標水収支に応じた湿潤制御用の目標値(アノードガス湿潤要求流量)との差分に応じて、スタック温度を上昇させることができる。
 したがって、過渡時のドライ操作において、アノードガス湿潤要求流量の代りにアノードガス流量の推定値をスタック目標温度演算部230に設定することにより、アノードガス流量推定部240は、アノードガス流量の推定値と目標値の差分に応じて、アノード循環ポンプ36と冷却水ポンプ42とを同時に動作させることができる。
 すなわち、アノードガス流量推定部240は、過渡時のドライ操作においては、アノード循環ポンプ36の動作順位と冷却水ポンプ42の動作順位とを同等に設定する優先制御部を構成する。これにより、過渡時のドライ操作において、アノードガス流量の推定値と目標値の差分に応じて、アノード循環ポンプ36の動作を待つことなく、アノード循環ポンプ36の動作をと冷却水ポンプ42とを並行して動作させることができる。
 このようにスタック目標温度演算部230は、実際のアノードガス流量の減少量に合わせてスタック温度を上昇させることができるようになるので、第1実施形態に比べて、効率良くドライ操作を実行でき、ドライ操作に要する時間を短縮することができる。
 次に、上記実施形態におけるインピーダンス測定装置6の構成例について説明する。
 図20は、インピーダンス測定装置6の構成の一例を示すブロック図である。
 インピーダンス測定装置6は、燃料電池スタック1の正極端子(カソード極側端子)1B及び負極端子(アノード極側端子)1Aの他に、中途端子1Cに接続されている。なお、中途端子1Cに接続された部分はアースされている。
 インピーダンス測定装置6は、中途端子1Cに対する正極端子1Bの正極側交流電位差V1を測定する正極側電圧測定センサ61と、中途端子1Cに対する負極端子1Aの負極側交流電位差V2を測定する負極側電圧測定センサ62と、を含む。
 さらに、インピーダンス測定装置6は、正極端子1Bと中途端子1Cからなる回路に交流電流I1を印加する正極側交流電源部63と、負極端子1Aと中途端子1Cからなる回路に交流電流I2を印加する負極側交流電源部64と、これら交流電流I1及び交流電流I2の振幅や位相を調整するコントローラ65と、正極側交流電位差V1、V2及び交流電流I1、I2に基づいて、燃料電池スタック1の内部インピーダンスZを演算するインピーダンス演算部66と、を含む。
 コントローラ65は、正極側交流電位差V1と負極側交流電位差V2が等しくなるように、交流電流I1と交流電流I2の振幅及び位相を調節する。
 インピーダンス演算部66は、図示しないAD変換器やマイコンチップ等のハードウェア、及びインピーダンスを算出するプログラム等のソフトウェア構成を含む。
 インピーダンス演算部66は、正極側交流電位差V1を交流電流I1で除して、中途端子1Cから正極端子1Bまでの内部インピーダンスZ1を算出し、負極側交流電位差V2を交流電流I2で除して、中途端子1Cから負極端子1Aまでの内部インピーダンスZ2を算出する。さらに、インピーダンス演算部66は、内部インピーダンスZ1と内部インピーダンスZ2の和をとることで、燃料電池スタック1の全インピーダンスZを算出する。
 本実施形態によれば、インピーダンス測定装置6は、燃料電池スタック1に接続されて、該燃料電池スタック1に交流電流I1,I2を出力する交流電源部63,64と、燃料電池スタック1の正極側1Bの電位から中途部分1Cの電位を引いて求めた電位差である正極側交流電位差V1と、燃料電池スタック1の負極側1Aの電位から中途部分1Cの電位を引いて求めた電位差である負極側交流電位差V2と、に基づいて交流電流I1,I2を調整する交流調整部としてのコントローラ65と、調整された交流電流I1,I2並びに正極側交流電位差V1及び負極側交流電位差V2に基づいて燃料電池スタック1のインピーダンスZを演算するインピーダンス演算部66と、を有する。
 コントローラ65は、燃料電池スタック1の正極側の正極側交流電位差V1が負極側の負極側交流電位差V2と実質的に一致するように、正極側交流電源部63により印加される交流電流I1及び負極側交流電源部64により印加される交流電流I2の振幅及び位相を調節する。これにより、正極側交流電位差V1の振幅と負極側交流電位差V2の振幅とが等しくなるので、正極端子1Bと負極端子1Aが実質的に等電位となる(以下ではこれを等電位制御と記載する)。したがって、インピーダンス計測のための交流電流I1、I2が負荷装置5に流れることが防止されるので、燃料電池10による発電に影響を与えることが防止される。
 また、燃料電池スタック1が発電状態であっても、発電により生じた電圧に計測用交流電位が重畳されることとなるので、正極側交流電位差V1及び負極側交流電位差V2の値自体は大きくなるが、正極側交流電位差V1及び負極側交流電位差V2の位相や振幅自体が変わるわけではないので、燃料電池10が発電状態ではない場合と同様に高精度なインピーダンス計測を実行することができる。
 さらに、インピーダンスZの測定のための回路構成等も種々の変更が可能である。例えば、燃料電池スタック1に所定の電流源から交流電流を供給するようにして、出力される交流電圧を測定し、当該交流電流と出力交流電圧に基づきインピーダンスを計算するようにしても良い。
 以上、本発明の各実施形態について説明したが、上記実施形態は本発明の適用例の一部を示したに過ぎず、本発明の技術的範囲を上記実施形態の具体的構成に限定する趣旨ではない。
 例えば、上記実施形態では発電制御部202がカソードガス流量及び圧力の計測値を用いてアノードガス目標流量及びスタック目標温度を演算したが、カソードガス流量及び圧力の平均的な値を用いてアノードガス目標流量及びスタック目標温度を演算するようにしてもよい。
 また、本実施形態では膜湿潤状態検出部201が目標水収支を演算し、その目標水収支をアノードガス目標流量演算部220及びスタック目標温度演算部230の両者に出力したが、膜湿潤状態検出部201が目標水収支に基づいて目標排出量を算出し、目標水収支の代りに目標排出量を両者に出力するようにしてもよい。
 また、本実施形態では優先制御部201Aを膜湿潤状態検出部201に備える構成であったが、優先制御部201Aを発電制御部202に備える構成であってもよい。
 また、本実施形態ではカソードガス流量推定部240を発電制御部202Aに備える構成であったが、カソードガス流量推定部240を優先制御部201Aに備える構成であってもよい。
 また、他の実施形態としてコントローラ200は次のような湿潤制御を実行するものであってもよい。コントローラ200は、目標水収支(目標排水量)に基づいて、ドライ操作を実行するか否かを判定する。例えば、コントローラ200は、目標水収支が所定の閾値(例えばゼロ)よりも小さいか否かを判断し、目標水収支が所定の閾値よりも小さい場合には、ドライ操作を実行する。このドライ操作においては、コントローラ200は、減量制御により、アノードガス流量を、所定の下限流量まで減少させ、その後、昇温制御により冷却水流量を所定の上限流量まで上昇させてカソードガスの温度を上昇させる。このような簡易な制御であっても、ドライ操作を早期に完了することができる。
 なお、上記実施形態は、適宜組み合わせ可能である。

Claims (11)

  1.  燃料電池の電解質膜に燃料を供給する燃料供給手段と、前記電解質膜に酸化剤を供給する酸化剤供給手段と、前記酸化剤供給手段による酸化剤の供給と前記燃料供給手段による燃料の供給とを制御して前記燃料電池の発電を制御する発電制御手段と、を備えた燃料電池システムにおいて、
     前記電解質膜の湿潤状態を検出する湿潤状態検出手段と、
     前記燃料供給手段により前記燃料電池に供給される燃料の流量を調整する流量調整手段と、
     前記酸化剤供給手段により前記燃料電池に供給される酸化剤の温度を調整する温度調整手段と、を含み、
     前記発電制御手段は、前記湿潤状態検出手段から出力される信号により前記電解質膜の水分を減らすときには、前記電解質膜の水分を増やすときに比べて、前記燃料の流量を減少させるとともに、前記湿潤状態検出手段からの信号に応じて前記酸化剤の温度を上昇させる、
    ことを特徴とす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、
     前記発電制御手段は、前記電解質膜の水分を減らすときには、前記流量調整手段による前記燃料の流量を減らす制御を、前記温度調整手段による前記酸化剤の温度を高くする制御よりも優先して実行する、
    燃料電池システム。
  3.  請求項1又は請求項2に記載の燃料電池システムであって、
     前記発電制御手段は、前記電解質膜の水分を減らすときには、前記燃料の流量を減少させるとともに、前記湿潤状態検出手段からの信号により前記電解質膜の湿潤度と目標値との差分が小さくなるように前記酸化剤の温度を上昇させる、
    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、
     前記温度調整手段は、前記燃料電池に冷媒を供給する冷却装置を含み、
     前記発電制御手段は、
     前記温度調整手段の動作と前記流量調整手段の動作とを制御する順位を設定する優先制御部と、
     前記燃料電池の温度と前記電解質膜の湿潤度とに基づいて、前記燃料電池に供給される燃料の流量を減少させる流量演算部と、
     前記燃料の流量と前記電解質膜の湿潤度とに基づいて、前記燃料電池の温度を制御する温度演算部と、を含み、
     前記優先制御部は、前記電解質膜の水分を減らすドライ操作を実行する場合には、前記燃料電池の温度よりも低いウェット操作時の温度を前記燃料電池の温度として前記流量演算部に設定する、
    燃料電池システム。
  5.  請求項4に記載の燃料電池システムであって、
     前記ウェット操作時の温度は、前記冷却装置が前記燃料電池の温度を調整できる範囲の下限値に設定される、
    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、
     前記流量演算部は、前記ドライ操作を実行する場合には、前記燃料電池に供給される燃料の流量を減少させる減少速度を、前記ウェット操作時の温度の代わりに前記燃料電池の温度を用いたときの減少速度に比べて大きくし、
     前記温度演算部は、前記燃料電池に供給される燃料の流量が減少するほど、前記燃料電池の温度を低下させ、かつ、前記電解質膜の湿潤度が大きくなるほど、前記燃料電池の温度を上昇させる、
    燃料電池システム。
  7.  請求項1から請求項6までのいずれか1項に記載の燃料電池システムであって、
     前記燃料供給手段は、
     前記燃料電池から排出される燃料を前記燃料電池に循環させる循環通路と、
     前記循環通路に設けられ、前記燃料電池に循環される燃料の循環流量を調整する循環ポンプと、を備え、
     前記発電制御手段は、前記電解質膜の水分を減らすときには、前記燃料の循環流量を減らすことにより、前記循環通路を介して前記燃料電池を循環する燃料に含まれる水分を少なくする、
    燃料電池システム。
  8.  請求項1から請求項7までのいずれか1項に記載の燃料電池システムであって、
     前記燃料電池は、
     当該燃料電池を冷却するための冷媒を通す冷媒流路と、
     前記電解質膜の一方の面に対して酸化剤を通す酸化剤流路と、
     前記電解質膜の他方の面に対して前記酸化剤通路に流れる酸化剤の向きとは反対の向きに燃料を通す燃料流路と、を含み、
     前記温度調整手段は、前記冷媒流路に前記冷媒を供給し、
     前記燃料供給手段は、前記燃料流路の一端から排出される燃料を前記燃料流路の他端に循環させる、
    燃料電池システム。
  9.  請求項1から請求項6までのいずれか1項に記載の燃料電池システムであって、
     前記湿潤状態検出手段は、前記燃料電池のインピーダンスを検出し、当該インピーダンスを前記電解質膜の湿潤度に関する信号として前記発電制御手段に出力する、
    燃料電池システム。
  10.  請求項7に記載の燃料電池システムであって、
     前記燃料電池は、積層電池により構成され、
     前記湿潤状態検出手段は、前記積層電池のインピーダンスを測定する測定装置を含み、
     前記測定装置は、
     前記積層電池に接続されて該積層電池に交流電流を出力する交流電源部と、
     前記積層電池の正極側の電位から該積層電池の中途部分の電位を引いて求めた電位差である正極側交流電位差と、前記燃料電池の負極側の電位から前記中途部分の電位を引いて求めた電位差である負極側交流電位差とに基づいて、交流電流を調整する交流調整部と、
     前記調整された交流電流、前記正極側交流電位差及び前記負極側交流電位差に基づいて、前記燃料電池のインピーダンスを演算する演算部と、を含む、
    燃料電池システム。
  11.  燃料電池の電解質膜に燃料を供給する燃料供給手段と、前記電解質膜に酸化剤を供給する酸化剤供給手段と、前記酸化剤供給手段による酸化剤の供給と前記燃料供給手段による燃料の供給とを制御して前記燃料電池の発電を制御する発電制御手段と、を備えた燃料電池システムの制御方法であって、
     前記電解質膜の湿潤状態を検出する湿潤状態検出ステップと、
     前記燃料供給手段により前記燃料電池に供給される燃料の流量を調整する流量調整ステップと、
     前記酸化剤供給手段により前記燃料電池に供給される酸化剤の温度を調整する温度調整ステップと、を含み、
     前記電解質膜の湿潤状態に関する信号により前記電解質膜の水分を減らすときには、前記電解質膜の水分を増やすときに比べて、前記燃料の流量を減少させるとともに、前記電解質膜の湿潤状態を示す信号に応じて前記酸化剤の温度を上昇させる発電制御ステップと、
    を含むことを特徴とする燃料電池システムの制御方法。
PCT/JP2015/059712 2015-03-27 2015-03-27 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法 WO2016157320A1 (ja)

Priority Applications (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/561,179 US10020523B2 (en) 2015-03-27 2015-03-27 Fuel cell system and control method for fuel cell system
EP15887473.5A EP3276724B1 (en) 2015-03-27 2015-03-27 Fuel cell system and fuel cell system control method
PCT/JP2015/059712 WO2016157320A1 (ja) 2015-03-27 2015-03-27 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法
KR1020177030402A KR101892889B1 (ko) 2015-03-27 2015-03-27 연료 전지 시스템 및 연료 전지 시스템의 제어 방법
CN201580078391.1A CN107431226B (zh) 2015-03-27 2015-03-27 燃料电池系统以及燃料电池系统的控制方法
CA2981161A CA2981161C (en) 2015-03-27 2015-03-27 Fuel cell system and control method for fuel cell system
JP2017508851A JP6432675B2 (ja) 2015-03-27 2015-03-27 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2015/059712 WO2016157320A1 (ja) 2015-03-27 2015-03-27 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016157320A1 true WO2016157320A1 (ja) 2016-10-06

Family

ID=57005713

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2015/059712 WO2016157320A1 (ja) 2015-03-27 2015-03-27 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10020523B2 (ja)
EP (1) EP3276724B1 (ja)
JP (1) JP6432675B2 (ja)
KR (1) KR101892889B1 (ja)
CN (1) CN107431226B (ja)
CA (1) CA2981161C (ja)
WO (1) WO2016157320A1 (ja)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2019102430A (ja) * 2017-12-01 2019-06-24 パナソニックIpマネジメント株式会社 燃料電池システム
WO2019242189A1 (zh) * 2018-06-21 2019-12-26 中山大洋电机股份有限公司 一种燃料电池及其控制方法
JP7132088B2 (ja) * 2018-11-02 2022-09-06 株式会社Soken 燃料電池システム
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 (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004165058A (ja) * 2002-11-14 2004-06-10 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システムの制御装置
JP2005093111A (ja) * 2003-09-12 2005-04-07 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システムの制御装置
WO2008056617A1 (fr) * 2006-11-06 2008-05-15 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Système de pile à combustible
JP2009187689A (ja) * 2008-02-04 2009-08-20 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
JP2009245826A (ja) * 2008-03-31 2009-10-22 Equos Research Co Ltd 燃料電池スタック及び燃料電池システム
JP2011014429A (ja) * 2009-07-03 2011-01-20 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
JP2011028937A (ja) * 2009-07-23 2011-02-10 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム及び燃料電池システムの運転方法
JP2012109182A (ja) * 2010-11-19 2012-06-07 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
WO2012114432A1 (ja) * 2011-02-21 2012-08-30 トヨタ自動車株式会社 燃料電池
JP2014044846A (ja) * 2012-08-27 2014-03-13 Toyota Motor Corp 燃料電池の制御方法および燃料電池システム
WO2014057868A1 (ja) * 2012-10-09 2014-04-17 日産自動車株式会社 積層電池のインピーダンス測定装置
WO2014141752A1 (ja) * 2013-03-12 2014-09-18 日産自動車株式会社 インピーダンス測定装置及びインピーダンス測定装置の制御方法

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7862935B2 (en) * 2005-05-17 2011-01-04 Gm Global Technology Operations, Inc. Management via dynamic water holdup estimator in a fuel cell
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
JP5156797B2 (ja) * 2010-06-17 2013-03-06 本田技研工業株式会社 燃料電池システム
CA2825935C (en) 2011-03-01 2016-06-28 Nissan Motor Co., Ltd. Setting and control of target wet state in fuel cell system

Patent Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004165058A (ja) * 2002-11-14 2004-06-10 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システムの制御装置
JP2005093111A (ja) * 2003-09-12 2005-04-07 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システムの制御装置
WO2008056617A1 (fr) * 2006-11-06 2008-05-15 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Système de pile à combustible
JP2009187689A (ja) * 2008-02-04 2009-08-20 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
JP2009245826A (ja) * 2008-03-31 2009-10-22 Equos Research Co Ltd 燃料電池スタック及び燃料電池システム
JP2011014429A (ja) * 2009-07-03 2011-01-20 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
JP2011028937A (ja) * 2009-07-23 2011-02-10 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム及び燃料電池システムの運転方法
JP2012109182A (ja) * 2010-11-19 2012-06-07 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
WO2012114432A1 (ja) * 2011-02-21 2012-08-30 トヨタ自動車株式会社 燃料電池
JP2014044846A (ja) * 2012-08-27 2014-03-13 Toyota Motor Corp 燃料電池の制御方法および燃料電池システム
WO2014057868A1 (ja) * 2012-10-09 2014-04-17 日産自動車株式会社 積層電池のインピーダンス測定装置
WO2014141752A1 (ja) * 2013-03-12 2014-09-18 日産自動車株式会社 インピーダンス測定装置及びインピーダンス測定装置の制御方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20180048003A1 (en) 2018-02-15
KR20170125988A (ko) 2017-11-15
CA2981161C (en) 2018-07-17
EP3276724B1 (en) 2019-03-06
JPWO2016157320A1 (ja) 2018-02-01
KR101892889B1 (ko) 2018-08-28
JP6432675B2 (ja) 2018-12-05
US10020523B2 (en) 2018-07-10
CN107431226B (zh) 2019-06-21
CA2981161A1 (en) 2016-10-06
CN107431226A (zh) 2017-12-01
EP3276724A1 (en) 2018-01-31
EP3276724A4 (en) 2018-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6477896B2 (ja) 燃料電池システムの制御装置及び燃料電池システムの制御方法
US10312537B2 (en) Control method for fuel cell system and fuel cell system
CA2940020C (en) Fuel cell system and control method for fuel cell system
JP5522309B2 (ja) 燃料電池システム
JP6432675B2 (ja) 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法
JP5812118B2 (ja) 燃料電池システム
US10164275B2 (en) Fuel cell system
JP6540407B2 (ja) 燃料電池システムの湿潤制御装置及び湿潤制御方法
JP6512047B2 (ja) 燃料電池システムの湿潤制御装置及び湿潤制御方法
JP6540408B2 (ja) 燃料電池システムの湿潤制御装置及び湿潤制御方法
WO2016125231A1 (ja) 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法

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: 15887473

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017508851

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15561179

Country of ref document: US

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2981161

Country of ref document: CA

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2015887473

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20177030402

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A