JP2006216255A - Fuel cell system and method of controlling the same - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は燃料電池システム及びその制御方法に関し、特に、燃料電池の発熱を放熱器以外の手段により冷却する燃料電池システム及びその制御方法に関する。 The present invention relates to a fuel cell system and a control method thereof, and more particularly, to a fuel cell system that cools heat generated by a fuel cell by means other than a radiator and a control method thereof.
燃料電池システムは、燃料電池へ供給される燃料ガス及び酸化剤ガスの化学的反応により発電を行う発電システムである。燃料電池システムでは、この化学的反応により発熱が生じるが、従来から、この発熱を放熱器以外の手段により冷却するための技術が盛んに行われている（例えば、特許文献１参照）。 The fuel cell system is a power generation system that generates power by a chemical reaction between a fuel gas and an oxidant gas supplied to the fuel cell. In the fuel cell system, heat is generated by this chemical reaction. Conventionally, techniques for cooling the heat by means other than a radiator have been actively performed (for example, see Patent Document 1).
特許文献１に開示された燃料電池システムは、燃料電池の発熱量を検出する発熱量検出手段と、燃料電池内部に存在する内部水分の蒸発量を制御する蒸発量制御手段とを備える。発熱量検出手段にて検出した燃料電池の発熱量に基づいて、蒸発量制御手段により内部水分の蒸発量を制御する。燃料電池の発熱量は、燃料電池が出力する電力、燃料電池が出力する電流、または燃料電池の温度に基づいて検出する。内部水分の蒸発量制御は、燃料電池に供給される水素、酸素の加湿量調整、あるいは燃料電池に供給される水素、酸素の流量調整、燃料電池に供給される水素、酸素の圧力調整により行う。
特許文献１では、燃料電池内に存在する内部水分の蒸発量を調整することで、内部水分の蒸発潜熱を利用して燃料電池の発熱量を抑制している。また、内部水分の蒸発量制御は、燃料電池に供給する燃料ガス（水素）及び酸化剤ガス（酸素）の流量増大、あるいは燃料電池に供給する水素、酸素の圧力低減により行われている。
In
そのため、内部水分の蒸発量は、燃料電池へ供給される燃料ガス或いは酸化剤ガスに含まれる含水量と燃料電池での化学的反応により生じる生成水量との総水分量により制限され、内部水分の蒸発潜熱を利用できる流量増大代あるいは圧力低減代には限界値が存在する。したがって、燃料電池システムのガス流量及びガス圧力の動作点によっては、内部水分の蒸発潜熱を利用して発熱量を抑制することができない可能性があるという問題点があった。 Therefore, the amount of evaporation of internal moisture is limited by the total moisture content of the water content contained in the fuel gas or oxidant gas supplied to the fuel cell and the amount of water generated by the chemical reaction in the fuel cell. There is a limit value for the flow rate increase allowance or pressure decrease allowance that can use latent heat of vaporization. Therefore, depending on the operating point of the gas flow rate and gas pressure of the fuel cell system, there is a problem in that it may not be possible to suppress the heat generation amount using the latent heat of vaporization of internal moisture.
上記問題点を解決するため、本発明は、燃料電池へ供給される燃料ガス及び酸化剤ガスの化学的反応により発電を行う燃料電池システム及びその制御方法であって、燃料電池システムは、燃料電池の発熱量を推定する発熱量推定手段と、燃料電池へ供給される燃料ガス或いは酸化剤ガスに含まれる含水量を推定するガス含水量推定手段と、化学的反応により生じる生成水量を推定する生成水量推定手段と、燃料電池内部に存在する内部水分の蒸発量を推定する蒸発量推定手段と、内部水分の蒸発量を制御する蒸発量制御手段とを有し、発熱量推定手段にて推定した発熱量が増大した時に、ガス含水量推定手段にて推定した含水量と、生成水量推定手段にて推定した生成水量と、蒸発量推定手段にて推定した蒸発量とに基づいて、蒸発量制御手段は前記内部水分の蒸発量を制御することを要旨とする。 In order to solve the above problems, the present invention provides a fuel cell system that generates power by a chemical reaction between a fuel gas and an oxidant gas supplied to the fuel cell, and a control method thereof. The fuel cell system is a fuel cell. A calorific value estimating means for estimating the calorific value of the gas, a gas water content estimating means for estimating the water content contained in the fuel gas or oxidant gas supplied to the fuel cell, and a generation for estimating the amount of water produced by the chemical reaction It has water amount estimation means, evaporation amount estimation means for estimating the evaporation amount of internal moisture present inside the fuel cell, and evaporation amount control means for controlling the evaporation amount of internal moisture. Evaporation amount control based on the water content estimated by the gas water content estimation means, the generated water amount estimated by the generated water amount estimation means, and the evaporation amount estimated by the evaporation amount estimation means when the calorific value increases hand It is summarized in that to control the amount of evaporation of the internal water.
本発明に係わ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よれば、燃料電池の発熱量が増大した時に、含水量、生成水分量、及び蒸発量に基づいて、燃料電池で凝縮水が生じているか否かを判定し、凝縮水の蒸発潜熱を利用して燃料電池の発熱量を低減することができるので、正確に凝縮水の蒸発量を増大させて燃料電池の発熱量を低減することができる。 According to the fuel cell system and the control method for the fuel cell system according to the present invention, when the calorific value of the fuel cell increases, the condensed water is generated in the fuel cell based on the water content, the generated water amount, and the evaporation amount. The amount of heat generated by the fuel cell can be reduced by using the latent heat of vaporization of the condensed water, and the amount of heat generated by the fuel cell can be reduced by accurately increasing the amount of evaporation of the condensed water. it can.
以下図面を参照して、本発明の実施の形態を説明する。図面の記載において同一あるいは類似の部分には同一あるいは類似な符号を付している。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings. In the description of the drawings, the same or similar parts are denoted by the same or similar reference numerals.
（第１の実施の形態）
[燃料電池システムの全体構成]
図１に示すように、本発明の第１の実施の形態に係わる燃料電池システムは、その全体構成として、燃料ガス及び酸化剤ガスからなる反応ガスが供給されて当該反応ガスの化学的反応により発電を行う燃料電池３と、燃料電池３へ燃料ガスの一例としての水素ガスを供給するコンプレッサ１と、燃料電池３へ酸化剤ガスの一例としての大気（空気）を供給するコンプレッサ１と、水素ガスを貯蔵する水素タンク２０と、水素ガス及び空気の圧力を検出する圧力センサ１１、１５と、水素ガス及び空気の温度を検出する温度センサ１２、１６と、水素ガス及び空気の湿度を検出する湿度センサ１３、１７と、水素ガス及び空気の流量を検出する流量計１４、１８と、水素ガス及び空気の圧力を調整する圧力調整弁６、７と、燃料電池３での前述した化学的反応により生じる発熱を装置外部へ放出する放熱器の一例としてのラジエータ９及びポンプ８と、ラジエータ９及びポンプ８を循環する冷却水の温度を検出する温度センサ１９と、各センサ及び流量計（１１〜１９）からのセンサ信号を受信してコンプレッサ１、２及び圧力調整弁６、７へ制御信号を送信するシステム制御装置１０とを備える。
(First embodiment)
[Overall configuration of fuel cell system]
As shown in FIG. 1, the fuel cell system according to the first embodiment of the present invention has, as its entire structure, a reaction gas composed of a fuel gas and an oxidant gas is supplied and a chemical reaction of the reaction gas is performed. A
「燃料電池」は、水素ガスが供給されるアノード４及び空気が供給されるカソード５が電解質膜を挟持した燃料電池セル（単位セル）のみならず、電気的に直列に接続した複数の単位セルを備える燃料電池スタックをも含む概念である。以後、燃料電池の一例として、燃料電池スタックを例にとり説明を続ける。
“Fuel cell” is not only a fuel cell (unit cell) in which an
燃料ガス（ここでは水素ガス）はアノード４へ供給され、酸化剤ガス（ここでは空気）はカソード５へ供給され、水素ガス及び空気は燃料電池スタック３内で化学的に反応して電力を発生する。その際、カソード５から、空気中の一部の酸素が消費され且つ発電により生成された水分を含んだカソードオフガスが排出される。一方、アノード４から、消費されずに残された水素ガスを含むアノードオフガスが排出される。上述した水素ガス及び空気の流れは、それぞれアノード系流路及びカソード系流路により実現されている。また、冷却液の流れは、冷却水系流路により実現されている。以下に、これらの流路について詳細に説明する。
Fuel gas (here, hydrogen gas) is supplied to the
アノード系流路について説明する。アノード系流路のうちアノード４の上流側には、コンプレッサ１が設けられ、コンプレッサ１は水素タンク２０からの水素ガスを昇圧し、より高圧状態の水素ガスをアノード４に供給することができる。アノード４の下流側には圧力調整弁６が設けられ、圧力調整弁６は燃料電池スタック３の発電量（出力電力）に応じて要求される供給水素圧力（アノード運転圧力）を調整する。コンプレッサ１の下流側には、圧力センサ１１、温度センサ１２、湿度センサ１３、及び流量計１４が設けられ、それぞれアノード運転圧力、アノード入口温度、アノード入口湿度、アノードガス流量を測定できる。なおここでは、圧力センサ１１、温度センサ１２、湿度センサ１３、及び流量計１４は、コンプレッサ１の下流側であってアノード４の上流側に配置されている場合について説明する。
The anode system flow path will be described. The
カソード系流路について説明する。カソード系流路のうちカソード５の上流側には、コンプレッサ２が設けられ、コンプレッサ２は大気からの空気を昇圧し、より高圧状態の空気をカソード５に供給することができる。カソード５の下流側には圧力調整弁７が設けられ、圧力調整弁７は燃料電池スタック３の出力電力に応じて要求される供給空気圧力（カソード運転圧力）を調整する。コンプレッサ２の下流側には、圧力センサ１５、温度センサ１６、湿度センサ１７、及び流量計１８が設けられ、それぞれカソード運転圧力、カソード入口温度、カソード入口湿度、カソードガス流量を測定できる。なおここでは、圧力センサ１５、温度センサ１６、湿度センサ１７、及び流量計１８は、コンプレッサ２の下流側であってカソード５の上流側に配置されている場合について説明する。
The cathode system flow path will be described. A compressor 2 is provided on the upstream side of the cathode 5 in the cathode channel, and the compressor 2 can pressurize air from the atmosphere and supply air in a higher pressure state to the cathode 5. A pressure adjustment valve 7 is provided on the downstream side of the cathode 5, and the pressure adjustment valve 7 adjusts the supply air pressure (cathode operating pressure) required according to the output power of the
冷却水系流路について説明する。冷却水系流路は、燃料電池スタック３、ラジエータ９、及びポンプ８を接続する１つの循環流路を構成する。ポンプ８は燃料電池スタック３へ冷却水を供給することで、冷却水は燃料電池スタック３から熱を吸収する。燃料電池スタック３の下流側にはラジエータ９が設けられ、冷却水はラジエータ９から燃料電池システムの外部へ熱を放熱する。燃料電池スタック３の下流側には温度センサ１９が設けられ、温度センサ１９は冷却水の温度を測定する。
The cooling water system flow path will be described. The cooling water system flow path constitutes one circulation flow path that connects the
[システム制御装置の構成及び動作等]
次に、システム制御装置１０について説明する。システム制御装置１０は、燃料電池スタック３に電気的に接続され、燃料電池スタック３を構成する各燃料電池セルの電流値や電圧値、燃料電池スタック３全体での電流値や電圧値を取得する。なお図示は省略したが、システム制御装置１０は、コンプレッサ１、２、圧力調整弁６、７、各センサ及び流量計（１１〜１９）に電気的に接続され、前述したセンサ信号により各センサ及び流量計（１１〜１９）からセンサ値及び流量値を取得し、前述した制御信号によりコンプレッサ１、２及び圧力調整弁６、７を制御する。
[System controller configuration and operation]
Next, the
システム制御装置１０の具体的な構成について説明する。図１に示すように、システム制御装置１０は、燃料電池スタック３での化学的反応による発熱量を推定する発熱量推定手段３１（発熱量推定部）と、燃料電池スタック３へ供給される水素ガス或いは空気に含まれる含水量を推定するガス含水量推定手段３２（ガス含水量推定部）と、燃料電池スタック３での化学的反応により生じる生成水量を推定する生成水量推定手段３３（生成水量推定部）と、燃料電池スタック３内部に存在する内部水分の蒸発量を推定する蒸発量推定手段３４（蒸発量推定部）と、当該内部水分の蒸発量を制御する蒸発量制御手段３５（蒸発量制御部）と、燃料電池スタック３の出力電力を制御する電力制御手段３６（電力制御部）と、蒸発量制御部３５が内部水分の蒸発量を増大させた後の燃料電池システムの発熱量を予測する発熱量予測手段３７（発熱量予測部）と、燃料電池システムの効率を予測する効率予測手段３８（効率予測部）とを有する。
A specific configuration of the
発熱量推定部３４にて推定した発熱量が所定発熱量よりも増大した場合に、ガス含水量推定部３２にて推定した含水量と、生成水量推定部３３にて推定した生成水量と、蒸発量推定部３４にて推定した蒸発量とに基づいて、蒸発量制御部３５は内部水分の蒸発量を制御する。ここで、「所定発熱量」は、燃料電池システム構成部品の性能を低下させることのない所要発熱量より低く選定されてある。
When the calorific value estimated by the calorific
ガス含水量推定部３２にて推定した含水量及び生成水量推定部３３にて推定した生成水量の総和が、蒸発量推定部３４にて推定した蒸発量より多い場合に、蒸発量制御部３５は内部水分の蒸発量を増大させる。
When the sum of the water content estimated by the gas water
一方、ガス含水量推定部３２にて推定した含水量及び生成水量推定部３３にて推定した生成水量の総和が、蒸発量推定部３４にて推定した蒸発量以下である場合に、電力制御部３６は出力電力を制限する。
On the other hand, when the sum of the water content estimated by the gas water
発熱量予測部３７にて予測した予測発熱量が発熱量推定部３１にて推定した発熱量より多い場合に、電力制御部３６は出力電力を制限する。つまり、含水量及び生成水量の総和が蒸発量より多い場合であっても、予測発熱量が発熱量より多い場合には、蒸発量制御部３５は内部水分の蒸発量を増大させずに、電力制御部３６が出力電力を制限する。
When the predicted heat generation amount predicted by the heat generation
蒸発量制御部３５は、水素ガスの流量を調整する水素ガス流量調整部あるいは空気の流量を調整する空気流量調整部の少なくとも一方を備えることが望ましい。この場合、蒸発量制御部３５は、燃料電池システムの効率が最大となるように、水素ガス流量調整部による水素ガスの流量の増大あるいは空気流量調整部による空気の流量の増大の少なくとも一方を行うことにより内部水分の蒸発量を増大させる。なお、第１の実施の形態において、水素ガス流量調整部及び空気流量調整部の一例として、コンプレッサ１、２によりガス流量が調整される場合について説明する。
The evaporation
蒸発量制御部３５は、水素ガスの圧力を調整する水素ガス圧力調整部あるいは空気の圧力を調整する空気圧力調整部の少なくとも一方を備えていることが望ましい。この場合、蒸発量制御部３５は、燃料電池システムの効率が最大となるように、水素ガス圧力調整部による水素ガスの圧力の減少あるいは空気圧力調整部による空気の圧力の減少の少なくとも一方を行うことにより内部水分の蒸発量を増大させる。なお、後述する第２の実施の形態において、水素ガス圧力調整部及び空気圧力調整部の一例として、圧力調整弁６、７によりガス圧力が調整される場合について説明する。
The evaporation
次に、システム制御装置１０の動作を説明する。
Next, the operation of the
（１）先ず、システム制御装置１０は、図示を省略した外気温センサ及び車速センサから、それぞれの外気温度信号および車速信号を受信する。そして、取得した外気温及び車速に基づいて冷却水の放熱量θradを算出する。
(1) First, the
（２）燃料電池スタック３全体での電流値及び電圧値を取得し、当該電流値及び電圧値に基づいて水素ガスと空気との化学的反応により生じる高位発熱量θhh及び反応生成水量（生成水量）を算出する。ここで「高位発熱量θhh」とは化学的反応により生じた生成水が全て凝縮した場合での発熱量を示す。
(2) The current value and voltage value of the entire
（３）アノード４及びカソード５へ供給される水素ガス、空気に含まれる水量（含水量）及び排出される水量（蒸発量Ｑout_H2O）を算出する。ここで、含水量は、ガス含水量推定部３２により水素ガス、空気のそれぞれの流量、圧力、温度、及び湿度から算出される。蒸発量Ｑout_H2Oも、蒸発量推定部３４により水素ガス、空気のそれぞれの流量、圧力、温度、及び湿度から算出される。なお、水素ガス、空気の流量は、流量計１４、１８により検出される。燃料電池スタック３のガス供給口での圧力（入口圧力）は、圧力センサ１１、１５により検出される。燃料電池スタック３のガス排出口での圧力（出口圧力）は、入口圧力からアノード系流路及びカソード系流路での圧力損失を減じることにより容易に予測できる。燃料電池スタック３のガス供給口での温度（入口温度）は、温度センサ１２、１６で検出される。燃料電池スタック３のガス排出口での温度（出口温度）は、冷却水の温度と同一と仮定して、温度センサ１９から検出される。燃料電池スタック３のガス供給口での湿度（入口湿度）は、湿度センサ１３、１７で検出される。燃料電池スタック３のガス排出口での湿度（出口湿度）は、水蒸気圧が飽和していると仮定して、出口温度に応じた飽和蒸気圧を用いて算出される。ただし、出口湿度は、含水量と生成水量との総量により蒸発できる水の量が制限されるため、水蒸気圧が飽和することができない場合には、含水量と生成水量に基づき算出される。
(3) The hydrogen gas supplied to the
（４）蒸発量Ｑout_H2Oから水の蒸発熱θevaを算出して高位発熱量θhhからこの蒸発熱θevaを減算することにより、燃料電池スタック３の発熱量θhを算出する。
(4) By the evaporation amount Q Out_H2O by calculating the evaporation heat theta eva water subtracting the evaporation heat theta eva from gross calorific theta hh, it calculates the calorific value theta h of the
（５）次に、含水量と生成水量との総和Ｑin_H2Oから蒸発量Ｑout_H2Oを減算し、燃料電池スタック３での余剰な凝縮水量を算出する。
(5) Next, the evaporation amount Qout_H2O is subtracted from the sum Qin_H2O of the water content and the generated water amount to calculate the surplus condensed water amount in the
（６）発熱量θhが放熱量θradより高いか否かを判断し、発熱量θhが放熱量θevaより高いと判断した場合には発熱量θhを放熱量θevaから決まる要求発熱量まで低減する制御を行う。ここで、燃料電池スタック３内に凝縮水が存在する場合には、水の蒸発量の増大による蒸発熱θevaの増大により発熱量θhの低減を行う。凝縮水が存在しない場合には、燃料電池スタック３の出力制限により発熱量θhの低減を行う。
(6) heating value theta h it is determined whether the above heat dissipation theta rad, calorific theta h determines the calorific value theta h from the heat radiation amount theta eva when determining that higher heat radiation theta eva request Control to reduce the amount of heat generated. Here, if there is condensed water in the
なお、内部水分の蒸発量を増大させるためには、水素ガス、空気の流量増大あるいは圧力低減の少なくとも一方を行う必要がある。 In order to increase the amount of evaporation of internal moisture, it is necessary to increase at least one of the flow rate of hydrogen gas and air or reduce the pressure.
しかしながら、燃料電池スタック３が出力する電力をグロス電力、グロス電力から燃料電池スタック３を駆動する補機の消費電力を減算した電力をネット出力とし、ネット電力を一定に管理する場合について考える。燃料電池スタック３に供給する水素ガス、空気の流量を増大させる場合、蒸発熱が増大する一方、燃料電池スタック３を駆動する補機の一例であるコンプレッサ１、２の消費電力も増大するため、燃料電池スタック３の出力電力を増大させる必要がある。この結果、グロス電力が増大し発熱量が増大するため、ガス流量の増大代によっては燃料電池スタック３の発熱量が増大する可能性があるという問題点がある。
However, let us consider a case in which the net power is managed constant, with the power output from the
また、燃料電池スタック３に供給する水素ガス、空気の圧力を低減させる場合、蒸発熱が増大する一方、燃料電池スタック３の効率、即ち電流−電圧特性が低下するため、燃料電池スタック３の出力電力を増大させる必要がある。この結果、グロス電力の増大及び電流−電圧特性の低下により発熱量θhが増大するので、圧力の減少代によっては発熱量θhが増大する可能性があるという問題点がある。
Further, when the pressure of hydrogen gas and air supplied to the
そこで、本発明の実施の形態では、まず、燃料電池スタック３内に余剰な凝縮水が存在するか否かを判断する。余剰な凝縮水が存在しないと判断した場合には、内部水分の蒸発潜熱を利用した発熱量θhの低減が困難であるため、燃料電池スタック３の出力制限を行う。一方、余剰な凝縮水が存在すると判断した場合には、内部水分の蒸発量を増大させて発熱量θhを低減できると予測したならば、水素ガス、空気の流量増大或いは水素ガス、空気の圧力低減の少なくとも一方を行う。内部水分の蒸発量を増大させ発熱量θhを低減できないと予測したならば、燃料電池スタック３の出力制限を行う。
Therefore, in the embodiment of the present invention, first, it is determined whether or not excess condensed water exists in the
システム制御装置１０は、例えば図２に示すような、ラジエータ９の冷却性能、即ちラジエータ９の単位時間当たりの放熱量の情報（マップＡ）を記憶した情報記憶部を備える。図２では、単位時間当たりの放熱量は、外気温が低くなるほど、車速が高くなるほど、大きくなる。なおこれは、冷却水のラジエータ９の入口温度、即ち温度センサ１９の検出した温度を一定とした場合の結果である。したがって、システム制御装置１０は、図２のマップＡを冷却水温度に対して備えておけば、放熱量θradを予測することができる。
For example, as shown in FIG. 2, the
システム制御装置１０内の上記情報記憶部は、更に、例えば図３に示すような、燃料電池スタック３での水素ガスと酸素（空気）の化学的反応で生じる単位時間当たりの高位発熱量の情報（マップＢ）を記憶している。図３では、高位発熱量は、燃料電池スタック３の負荷（出力電力）が大きいほど、大きくなる。また運転圧力が高くなると、燃料電池スタック３の効率が高くなるため、高位発熱量は小さくなる。したがって、システム制御装置１０は、図３のマップＢを備えておけば、燃料電池スタック３の高位発熱量θhhを予測することができる。
The information storage unit in the
システム制御装置１０内の上記情報記憶部は、更に、例えば図４に示すような、燃料電池スタック３での水素ガスと空気の化学反応により生じる単位時間当たりの生成水量と燃料電池スタック３の負荷との関係を示す情報（テーブルＡ）を記憶している。図４では、生成水量は、負荷が大きくなるほど、反応に必要な水素ガスと空気がより多く必要になるため、多くなる。したがって、システム制御装置１０は、図４のテーブルＡを備えておけば、燃料電池スタック３の生成水量を予測できる。
The information storage unit in the
システム制御装置１０内の上記情報記憶部は、更に、例えば図５に示すような、燃料電池スタック３の負荷に対する目標運転圧力の関係を示す情報（テーブルＢ）を記憶している。図５では、燃料電池スタック３へ要求される負荷（出力電力）が高くなるにしたがって、目標運転圧力も高くなる。なお、図５のテーブルＢは、通常発電時における燃料電池システムの効率が最大となる圧力として選定している。また、アノード４の目標入口圧力とカソード５の目標入口圧力とは同一として選定している。
The information storage unit in the
システム制御装置１０内の上記情報記憶部は、更に、例えば図６に示すような、燃料電池スタック３の負荷に対するアノードガス流量（水素ガスの流量）の関係を示す情報（テーブルＣ）を記憶している。図６では、燃料電池スタック３へ要求される負荷（出力電力）が高くなるにしたがって、水素ガスの流量も高くなる。なお、図６のテーブルＣは、燃料電池スタック３の発電に必要な水素ガスの最小流量に基づき選定している。
The information storage unit in the
[燃料電池システムの制御方法]
次に、図７のフローチャートを参照して、図１の燃料電池システムを制御する方法を説明する。なお、図７のフローチャートは、水素ガス、空気の流量を制御することにより内部水分の蒸発量を増大させて発熱量を低減する方法を示す。
[Control method of fuel cell system]
Next, a method for controlling the fuel cell system of FIG. 1 will be described with reference to the flowchart of FIG. Note that the flowchart of FIG. 7 shows a method of reducing the heat generation amount by increasing the evaporation amount of internal moisture by controlling the flow rates of hydrogen gas and air.
（イ）先ずＳ１０段階において、システム制御装置１０は、外気温センサ、車速センサを用いて外気温、車速を検出する。Ｓ２０段階に進み、外気温、車速から図２のマップＡを参照して、ラジエータ９の単位時間当たりの放熱量θradを算出する。
(A) First, in step S10, the
（ロ）Ｓ３０段階に進み、燃料電池スタック３の出力電力量を検出し、圧力センサ１１から水素ガスの燃料電池スタック３の入口圧力を検出する。なお、燃料電池スタック３の入口圧力は、アノード４及びカソード５ともに同一となるように圧力調整弁６、７により調整している。よって、圧力センサ１５から空気の入口圧力を検出しても構わない。
(B) Proceeding to step S30, the output electric energy of the
（ハ）Ｓ４０段階に進み、発熱量推定部３１は、出力電力量及び入口圧力から図３のマップＢを参照して、燃料電池スタック３の単位時間当たりの高位発熱量θhhを算出する。Ｓ５０段階に進み、圧力センサ１１、１５、温度センサ１２、１６、湿度センサ１３、１７、流量計１４、１８からそれぞれの水素ガスの流量、空気の流量、水素ガスの入口圧力、空気の入口圧力、水素ガスの入口温度、空気の入口温度、水素ガスの入口湿度、空気の入口湿度を検出し、これらのガス状態量の検出値に基づき、ガス含水量推定部３２はアノード４及びカソード５の単位時間当たりの含水量を算出する。次に、出力電力から図４のテーブルＡを参照して、生成水量推定部３３は単位時間当たりの生成水量を算出する。さらに、含水量と生成水量との総和Ｑin_H2Oを算出する。
(C) Proceeding to step S40, the heat generation
（ニ）Ｓ６０段階に進み、冷却水の温度、Ｓ５０段階で求めたガス状態量、含水量と生成水量との総和Ｑin_H2Oに基づき、蒸発量推定部３４はアノード４及びカソード５の単位時間当たりの蒸発量Ｑout_H2Oを算出する。Ｓ７０段階に進み、蒸発量Ｑout_H2Oに基づき、単位時間当たりの蒸発熱θevaを算出する。
(D) Proceeding to step S60, the evaporation
（ホ）Ｓ８０段階に進み、放熱量θradと燃料電池スタック３での発熱量θh（高位発熱量θhhから蒸発熱θevaを減算した熱量）との比較を行う。放熱量θradが発熱量θhより低い場合（Ｓ８０段階においてＹＥＳ）、発熱量推定部３４にて推定した発熱量が所定発熱量よりも増大したと判断して、Ｓ９０段階に進む。一方、放熱量θradが発熱量θh以上である場合（Ｓ８０段階においてＮＯ）、発熱量が所定発熱量よりも増大していないと判断して、Ｓ１０段階に戻る。
(E) Proceeding to step S80, the heat release amount θ rad is compared with the heat generation amount θ h in the fuel cell stack 3 (heat amount obtained by subtracting the evaporation heat θ eva from the higher heat generation amount θ hh ). When the heat release amount θ rad is lower than the heat generation amount θ h (YES in step S80), it is determined that the heat generation amount estimated by the heat generation
（ヘ）Ｓ９０段階において、含水量と生成水量との総和Ｑin_H2Oと蒸発量Ｑout_H2Oとの比較を行う。含水量と生成水量との総和Ｑin_H2Oが排水量Ｑout_H2Oより多い場合（Ｓ９０段階においてＹＥＳ）、燃料電池スタック３内に余剰な凝縮水が存在すると判断して、Ｓ１１０段階に進む。Ｓ１１０段階以降にて、当該凝縮水の蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することができるか否か、換言すれば、内部水分の蒸発量の増大により発熱量の低減が可能であるか否かの判断を行う。含水量と生成水量との総和Ｑin_H2Oが排水量Ｑout_H2Oよ以下である場合（Ｓ９０段階においてＮＯ）、燃料電池スタック３内に余剰な凝縮水が存在しないため、当該凝縮水の蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することが困難であると判断して、Ｓ１００段階に進む。Ｓ１００段階において、燃料電池スタック３の出力制限により発熱量θhの低減を行う。
(F) In step S90, the sum Q in_H2O of the water content and the amount of produced water is compared with the evaporation amount Q out_H2O . When the sum Q in_H2O of the water content and the generated water amount is larger than the drainage amount Q out_H2O (YES in step S90), it is determined that excess condensed water exists in the
（ト）Ｓ１１０段階において、目標ガス流量（ここでは空気の流量）の仮値を設定する。なお、仮値は、仮値に微増量した値（流量Ｑ’＝Ｑ’ + △Ｑ （Ｑ’：仮値、△Ｑ：微増量））として設定している。仮値の初期値は、現燃料電池システムの運転状態での目標ガス流量として設定している。Ｓ１２０段階に進み、目標ガス流量の仮値に応じた必要出力電力量Ｐ’を算出する。 (G) In step S110, a temporary value of the target gas flow rate (here, air flow rate) is set. The provisional value is set as a value slightly increased to the provisional value (flow rate Q ′ = Q ′ + ΔQ (Q ′: provisional value, ΔQ: slight increase amount)). The initial value of the provisional value is set as the target gas flow rate in the operating state of the current fuel cell system. Proceeding to step S120, the required output power amount P 'corresponding to the provisional value of the target gas flow rate is calculated.
（チ）Ｓ１３０段階に進み、必要出力電力量Ｐ’から図５のテーブルＢを参照して、燃料電池スタック３の目標入口圧力を算出する。必要電力量Ｐ’と目標入口圧力から図３のマップＢを参照して、燃料電池スタック３の単位時間当たりの高位発熱量θ’hhを算出する。Ｓ１４０段階に進み、必要出力電力量Ｐ’から図６のテーブルＣを参照して、水素ガスの流量（アノードガス流量）を算出する。温度センサ１２、１６、湿度センサ１３、１７からそれぞれの水素ガスの入口温度、空気の入口温度、水素ガスの入口湿度、空気の入口湿度を検出する。ガス状態量の目標値及びこれらの検出値に基づき、アノード４及びカソード５の単位時間当たりの含水量を算出する。次に、必要出力電力量Ｐ’から図４のテーブルＡを参照して、単位時間当たりの生成水量を算出する。さらに、含水量と反応生成水量との総和Ｑ’in_H2Oを算出する。
(H) Proceeding to step S130, the target inlet pressure of the
（リ）Ｓ１５０段階に進み、温度センサ１９から冷却水の温度を検出する。次に、冷却水温度、ガス状態量の目標値及び検出値、含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oに基づき、アノード４及びカソード５の単位時間当たりの蒸発量Ｑ’out_H2Oを算出する。Ｓ１６０段階に進み、蒸発量Ｑ’out_H2Oに基づき、単位時間当たりの蒸発熱θ’evaを算出する。
(I) Proceeding to step S150, the temperature sensor 19 detects the temperature of the cooling water. Next, the evaporation amount Q ′ out — H 2 O per unit time of the
（ヌ）Ｓ１７０段階に進み、含水量と反応生成水量との総和Ｑ’in_H2Oと蒸発量Ｑ’out_H2Oとの比較を行う。含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量Ｑ’out_H2Oより多い場合（Ｓ１７０段階においてＹＥＳ）、凝縮水が存在すると判断して、Ｓ１８０段階に進む。一方、含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量Ｑ’out_H2O以下である場合（Ｓ１７０段階においてＮＯ）、当該凝縮水が存在しないため蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することが困難であると判断して、Ｓ２００段階に進み、Ｓ１００段階と同様に、燃料電池システムの出力制限により発熱量θhの低減を行う。 (Nu) Proceeding to step S170, the total Q'in_H2O of the water content and the amount of reaction product water is compared with the evaporation amount Q'out_H2O . When the sum Q ′ in — H 2 O of the water content and the generated water amount is larger than the evaporation amount Q ′ out_H 2 O (YES in step S170), it is determined that condensed water exists, and the process proceeds to step S180. On the other hand, when the sum Q ′ in_H 2 O of the water content and the amount of generated water is equal to or less than the evaporation amount Q ′ out_H 2 O (NO in step S170), since the condensed water does not exist, the heat generation amount can be reduced using latent heat of evaporation. it is determined that it is difficult, the flow proceeds to step S200, similarly to step S100, performs the reduction of the heating value theta h by output restriction of the fuel cell system.
（ル）Ｓ１８０段階において、放熱量θ’radと燃料電池スタック３での発熱量θ’h（高位発熱量θ’hhから蒸発熱θ’evaを減算した値）との比較を行う。放熱量θ’radが発熱量θ’h以下である場合（Ｓ１８０段階においてＮＯ）、Ｓ１１０段階に戻り、再度、Ｓ１１０段階以降にて、内部水分の蒸発量θ’evaの増大により発熱量θ’hの低減が可能であるか否かの判断を行う。放熱量θ’radが発熱量θ’hより高い場合（Ｓ１８０段階においてＹＥＳ）、凝縮水の蒸発潜熱を利用して燃料電池スタック３の発熱量を低減することができるので、Ｓ１９０段階に進む。
(L) In step S180, the heat release amount θ ′ rad is compared with the heat generation amount θ ′ h (a value obtained by subtracting the evaporation heat θ ′ eva from the higher heat generation amount θ ′ hh ). If heat dissipation theta 'rad calorific value theta' or less h (NO in step S180), the process returns to step S110, again at step S110 and later, 'calorific value by increasing the eva theta' evaporation theta internal moisture Judge whether h can be reduced. If the heat release amount θ ′ rad is higher than the heat generation amount θ ′ h (YES in step S180), the heat generation amount of the
（ヲ）Ｓ１９０段階において、目標カソードガス（空気）流量の変更を行い、目標カソードガス流量となるようにコンプレッサ２を制御する。これにより蒸発量制御部３５は凝縮水の蒸発量を増大させて燃料電池スタック３の発熱量を低減することができる。
(W) In step S190, the target cathode gas (air) flow rate is changed, and the compressor 2 is controlled to achieve the target cathode gas flow rate. Thus, the evaporation
[第１の実施の形態による効果]
以上説明したように、第１の実施形態によれば、以下に示すような効果が生じる。
[Effects of First Embodiment]
As described above, according to the first embodiment, the following effects are produced.
ガス含水量推定部３２にて推定した含水量、生成水量推定部３３にて推定した生成水分量、蒸発量推定部３４にて推定した蒸発量に基づいて、燃料電池スタック３で凝縮水が生じているか否かを判定することができるため、燃料電池スタックの発熱量θ’hが所定発熱量より増大した場合において、凝縮水が生じていることを判定した場合には、凝縮水の蒸発潜熱を利用して燃料電池スタックの発熱量を低減することができるので、蒸発量制御部３５にて凝縮水の蒸発量を増大させて燃料電池スタック３の発熱量を低減することができる＜請求項１の効果＞。
Condensed water is generated in the
ガス含水量推定部３２にて推定した含水量及び生成水量推定部３３にて推定した生成水量の総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量推定部３４にて推定した蒸発量Ｑ’out_H2Oより多い場合、すなわち燃料電池スタック３内に余剰な凝縮水が存在する場合には、当該凝縮水の蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することができる。したがって、蒸発量制御部３５にて燃料電池スタック３内の凝縮水の蒸発量を増大させることにより、電力制御部３６にて燃料電池スタック３の出力電力を制限せずに発熱量を低減することができる＜請求項２の効果＞。
When the sum Q ′ in — H 2 O of the water content estimated by the gas water
ガス含水量推定部３２にて推定した含水量と生成水量推定部３３にて推定した水分量の総和Ｑ’in_H2Oが、蒸発量推定部３４にて推定した蒸発量Ｑ’out_H2Oと等しい場合及び少ない場合、すなわち燃料電池スタック３内に余剰な凝縮水が存在しない場合には、当該凝縮水の蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することが困難であるので、電力制御部３６にて出力電力の制限して、発熱量を低減することができる＜請求項３の効果＞。
The sum Q ′ in — H 2 O of the water content estimated by the gas water
ガス含水量推定部３２にて推定した含水量と生成水量推定部３３にて推定した生成水量の総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量推定部３４にて推定した蒸発量Ｑ’out_H2Oがより多い場合、すなわち燃料電池スタック３に余剰な凝縮水が存在する場合において、
燃料電池スタック３内の凝縮水の蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することができる可能性がある一方、燃料電池スタック３の負荷（出力電力）の増大あるいは燃料電池スタック３の効率低下により燃料電池スタック３の発熱量が増大する可能性がある場合には、発熱量予測部３７にて予測した予測発熱量と発熱量推定部３１にて推定した発熱量とを比較する。
When the sum Q ′ in — H 2 O of the water content estimated by the gas water
While there is a possibility that the amount of heat generated can be reduced by using the latent heat of vaporization of the condensed water in the
これにより、当該予測発熱量が当該発熱量以下である場合には、蒸発量制御部３５にて燃料電池スタック３内の凝縮水の蒸発量を増大させ、電力制御部３６にて出力制限を行うことなく発熱量を低減することができる。一方、当該予測発熱量が当該発熱量より多い場合には、電力制御部３６は出力電力を制限して、発熱量を低減することができる＜請求項４の効果＞。
Accordingly, when the predicted heat generation amount is equal to or less than the heat generation amount, the evaporation
その他、第１の実施の形態によれば、以下に示す効果が生じる。 In addition, according to the first embodiment, the following effects occur.
燃料電池スタック３の発熱量がラジエータ９の放熱量から決まる要求発熱量より増大している場合において、蒸発量制御部３５は発熱量を低減する制御を行う。
When the heat generation amount of the
しかし、燃料電池スタック３への入水量（含水量）と生成水量の総和から排水量（蒸発量）を減算して決まる余剰な凝縮水が存在している場合には、燃料電池スタック３のガス流量を増大させることにより、内部水分の蒸発潜熱を利用して燃料電池スタック３の発熱量を低減できる可能性がある。その一方で、燃料電池スタック３の負荷（出力電力量）の増大あるいは燃料電池スタック３の発電効率の低下により燃料電池スタック３の発熱量が増大する可能性がある。従って、内部水分を蒸発させ発熱量を低減できると予測した場合には、燃料電池スタック３のガス流量を増大させる制御を行うことにより、出力制限を行うことなく発熱量を低減することができる。一方、ガス流量を増大させても発熱量を低減できないと予測した場合には、燃料電池スタック３の出力制限を行うことにより発熱量を低減することができる。
However, if there is surplus condensed water determined by subtracting the amount of drainage (evaporation) from the sum of the amount of water entering the fuel cell stack 3 (water content) and the amount of produced water, the gas flow rate of the
また、余剰な凝縮水が存在しない場合には、内部水分の蒸発潜熱を利用した発熱量の低減が困難であるため、燃料電池スタック３の出力制限を行うことにより発熱量を低減することができる。
In addition, when there is no excessive condensed water, it is difficult to reduce the heat generation amount using the latent heat of evaporation of the internal moisture, and thus the heat generation amount can be reduced by limiting the output of the
（第２の実施の形態）
第２の実施の形態では、第１の実施の形態での目標カソードガス（空気）流量の変更を行う代わりに、燃料電池スタック３の目標入口圧力の変更を行うことにより、凝縮水の蒸発量を増大させて燃料電池スタック３の発熱量を低減する場合について説明する。
(Second Embodiment)
In the second embodiment, instead of changing the target cathode gas (air) flow rate in the first embodiment, the target inlet pressure of the
第２の実施の形態に係わる燃料電池システムの全体構成は、図１に示すそれと同じであり、図示及び説明を省略する。同様に、システム制御装置１０の構成も、図１と同様であり図示及び説明を省略する。
The overall configuration of the fuel cell system according to the second embodiment is the same as that shown in FIG. 1, and illustration and description thereof are omitted. Similarly, the configuration of the
システム制御装置１０内の上記情報記憶部は、更に、例えば図８に示すような、燃料電池スタック３の負荷に対するカソードガス流量（空気の流量）の関係を示す情報（テーブルＤ）を記憶している。図８では、燃料電池スタック３へ要求される負荷（出力電力）が高くなるにしたがって、空気の流量も高くなる。なお、図８のテーブルＤは、燃料電池スタック３の発電に必要な空気の最小流量に基づき選定している。
The information storage unit in the
次に、図９のフローチャートを参照して、第２の実施の形態に係わる燃料電池システムの制御方法を説明する。なお、図９のフローチャートは、水素ガス、空気の圧力を制御することにより内部水分の蒸発量を増大させて発熱量を低減する方法を示す。また、図９のフローチャートは、図７のフローチャートの一部を変更したものである。図９のＳ３１０〜Ｓ４００は、図７のＳ１０〜Ｓ１００と同じであるため、説明を省略し、Ｓ４１０より説明する。 Next, a control method of the fuel cell system according to the second embodiment will be described with reference to the flowchart of FIG. Note that the flowchart of FIG. 9 shows a method of reducing the heat generation amount by increasing the evaporation amount of internal moisture by controlling the pressures of hydrogen gas and air. Further, the flowchart of FIG. 9 is obtained by changing a part of the flowchart of FIG. S310 to S400 in FIG. 9 are the same as S10 to S100 in FIG.
（Ａ）Ｓ４１０段階において、燃料電池スタック３の目標入口圧力の仮値を設定する。なお、仮値は、仮値に微減量した値（圧力Ｐr’＝Ｐr’ + △Ｐr （Ｐr’：仮値、△Ｐr：微減量））として設定している。仮値の初期値は、現燃料電池システムの運転状態での目標入口圧力として設定している。
(A) In step S410, a temporary value of the target inlet pressure of the
（Ｂ）Ｓ４２０段階に進み、燃料電池スタック３の目標入口圧力の仮値に応じた必要出力電力量Ｐ’を算出する。Ｓ４３０段階に進み、必要電力量Ｐ’と目標入口圧力から図３のマップＢを参照して、燃料電池スタック３の単位時間当たりの高位発熱量θ’hhを算出する。
(B) Proceeding to step S420, the required output power amount P ′ corresponding to the temporary value of the target inlet pressure of the
（Ｃ）Ｓ４４０段階において、必要出力電力量Ｐ’から図６のテーブルＣを参照して、水素ガスの流量を算出する。次に、必要出力電力量Ｐ’から図８のテーブルＤを参照して、空気の流量を算出する。温度センサ１２、１６、湿度センサ１３、１７からそれぞれの水素ガスの入口温度、空気の入口温度、水素ガスの入口湿度、空気の入口湿度を検出する。ガス状態量の目標値及びこれらの検出値に基づき、アノード４及びカソード５の単位時間当たりの含水量を算出する。次に、必要出力電力量Ｐ’から図４のテーブルＡを参照して、単位時間当たりの生成水量を算出する。さらに、含水量と反応生成水量との総和Ｑ’in_H2Oを算出する。
(C) In step S440, the flow rate of the hydrogen gas is calculated from the required output power amount P ′ with reference to the table C in FIG. Next, the flow rate of air is calculated from the required output power amount P ′ with reference to the table D of FIG. The temperature sensors 12 and 16 and the humidity sensors 13 and 17 detect the hydrogen gas inlet temperature, the air inlet temperature, the hydrogen gas inlet humidity, and the air inlet humidity, respectively. Based on the target value of the gas state quantity and these detected values, the water content per unit time of the
（Ｄ）Ｓ４５０段階に進み、温度センサ１９から冷却水の温度を検出する。次に、冷却水温度、ガス状態量の目標値及び検出値、含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oに基づき、アノード４及びカソード５の単位時間当たりの蒸発量Ｑ’out_H2Oを算出する。Ｓ４６０段階に進み、蒸発量Ｑ’out_H2Oに基づき、単位時間当たりの蒸発熱θ’evaを算出する。
(D) Proceeding to step S450, the temperature of the cooling water is detected from the temperature sensor 19. Next, the evaporation amount Q ′ out — H 2 O per unit time of the
（Ｅ）Ｓ４７０段階に進み、含水量と反応生成水量との総和Ｑ’in_H2Oと蒸発量Ｑ’out_H2Oとの比較を行う。含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量Ｑ’out_H2Oより多い場合（Ｓ４７０段階においてＹＥＳ）、凝縮水が存在すると判断して、Ｓ４８０段階に進む。一方、含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量Ｑ’out_H2O以下である場合（Ｓ４７０段階においてＮＯ）、当該凝縮水が存在しないため蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することが困難であると判断して、Ｓ５００段階に進み、Ｓ４００段階と同様に、燃料電池システムの出力制限により発熱量θhの低減を行う。 (E) Proceeding to step S470, the sum Q ′ in — H 2 O of the water content and the amount of reaction product water is compared with the evaporation amount Q ′ out_H 2 O. When the sum Q ′ in — H 2 O of the water content and the generated water amount is larger than the evaporation amount Q ′ out_H 2 O (YES in step S470), it is determined that condensed water exists, and the process proceeds to step S480 . On the other hand, when the sum Q ′ in_H 2 O of the water content and the generated water amount is equal to or less than the evaporation amount Q ′ out_H 2 O (NO in step S470), since the condensed water does not exist, the heat generation amount can be reduced by using latent heat of evaporation. it is determined that it is difficult, the flow proceeds to step S500, similarly to step S400, performs the reduction of the heating value theta h by output restriction of the fuel cell system.
（Ｆ）Ｓ４８０段階において、放熱量θ’radと燃料電池スタック３での発熱量θ’h（高位発熱量θ’hhから蒸発熱θ’evaを減算した値）との比較を行う。放熱量θ’radが発熱量θ’h以下である場合（Ｓ４８０段階においてＮＯ）、Ｓ４１０段階に戻り、再度、Ｓ４１０段階以降にて、内部水分の蒸発量θ’evaの増大により発熱量θ’hの低減が可能であるか否かの判断を行う。放熱量θ’radが発熱量θ’hより高い場合（Ｓ４８０段階においてＹＥＳ）、凝縮水の蒸発潜熱を利用して燃料電池スタック３の発熱量を低減することができるので、Ｓ４９０段階に進む。
(F) In step S480, the heat release amount θ ′ rad is compared with the heat generation amount θ ′ h (a value obtained by subtracting the evaporation heat θ ′ eva from the higher heat generation amount θ ′ hh ). If heat dissipation theta 'rad calorific value theta' or less h (NO in S480 step), the process returns to step S410, again at step S410 and later, 'calorific value by increasing the eva theta' evaporation theta internal moisture Judge whether h can be reduced. If the heat release amount θ ′ rad is higher than the heat generation amount θ ′ h (YES in step S480), the heat generation amount of the
（Ｇ）Ｓ４９０段階において、燃料電池スタック３の目標入口圧力の変更を行い、目標入口圧力となるように圧力調整弁６、７を制御する。これにより蒸発量制御部３５は凝縮水の蒸発量を増大させて燃料電池スタック３の発熱量を低減することができる。
(G) In step S490, the target inlet pressure of the
以上説明したように、第２の実施形態によれば、以下に示すような効果が生じる。 As described above, according to the second embodiment, the following effects are produced.
燃料電池スタック３の発熱量がラジエータ９の放熱量から決まる要求発熱量より増大している場合において、蒸発量制御部３５は発熱量を低減する制御を行う。
When the heat generation amount of the
しかし、燃料電池スタック３への入水量（含水量）と生成水量の総和から排水量（蒸発量）を減算して決まる余剰な凝縮水が存在している場合には、燃料電池スタック３のガス流量を増大させることにより、内部水分の蒸発潜熱を利用して燃料電池スタック３の発熱量を低減できる可能性がある。その一方で、燃料電池スタック３の負荷（出力電力量）の増大あるいは燃料電池スタック３の発電効率の低下により燃料電池スタック３の発熱量が増大する可能性がある。従って、内部水分を蒸発させ発熱量を低減できると予測した場合には、燃料電池スタック３のガス圧力を低減させる制御を行うことにより、出力制限を行うことなく発熱量を低減することができる。一方、ガス圧力を低減させても発熱量を低減できないと予測した場合には、燃料電池スタック３の出力制限を行うことにより発熱量を低減することができる。
However, if there is surplus condensed water determined by subtracting the amount of drainage (evaporation) from the sum of the amount of water entering the fuel cell stack 3 (water content) and the amount of produced water, the gas flow rate of the
また、余剰な凝縮水が存在しない場合には、内部水分の蒸発潜熱を利用した発熱量の低減が困難であるため、燃料電池スタック３の出力制限を行うことにより発熱量を低減することができる。
In addition, when there is no excessive condensed water, it is difficult to reduce the heat generation amount using the latent heat of evaporation of the internal moisture, and thus the heat generation amount can be reduced by limiting the output of the
（第３の実施の形態）
第３の実施の形態では、第１の実施の形態での目標カソードガス（空気）流量の変更と、第２の実施の形態での燃料電池スタック３の目標入口圧力の変更とを行うことにより、凝縮水の蒸発量を増大させて燃料電池スタック３の発熱量を低減する場合について説明する。
(Third embodiment)
In the third embodiment, by changing the target cathode gas (air) flow rate in the first embodiment and changing the target inlet pressure of the
第３の実施の形態に係わる燃料電池システムの全体構成は、図１に示すそれと同じであり、図示及び説明を省略する。同様に、システム制御装置１０の構成も、図１と同様であり図示及び説明を省略する。
The overall configuration of the fuel cell system according to the third embodiment is the same as that shown in FIG. 1, and illustration and description thereof are omitted. Similarly, the configuration of the
システム制御装置１０内の上記情報記憶部は、更に、例えば図１０に示すような、ガス圧力及びガス流量に対する燃料電池スタックの効率を示す情報（マップＣ）を記憶している。なお、図１０のマップＣは、燃料電池スタック３の負荷を一定とした場合でのシステム効率のマップである。
The information storage unit in the
次に、図１１のフローチャートを参照して、第３の実施の形態に係わる燃料電池システムの制御方法を説明する。なお、図１１のフローチャートは、水素ガス、空気の圧力を制御する方法を示す。また、図１１のフローチャートは、図７のフローチャートの一部を変更したものである。図７のＳ１０〜Ｓ１００は、内容が同一であるため、図示及び説明を省略し、Ｓ６００より説明する。 Next, a control method of the fuel cell system according to the third embodiment will be described with reference to the flowchart of FIG. In addition, the flowchart of FIG. 11 shows the method of controlling the pressure of hydrogen gas and air. Further, the flowchart of FIG. 11 is obtained by changing a part of the flowchart of FIG. Since S10 to S100 in FIG. 7 are the same, illustration and description are omitted, and description will be made from S600.
（ａ）Ｓ６００段階において、内部水分の蒸発量の増大により発熱量の低減が可能であるか否かの判断を行うために必要なデータとして、フラグをゼロに設定する。Ｓ６１０段階に進み、目標ガス流量（ここでは空気の流量）の仮値を設定する。なお、仮値は、仮値に微増量した値（流量Ｑ’＝Ｑ’ + △Ｑ （Ｑ：仮値、△Ｑ：微増量））として設定してある。仮値の初期値は、現燃料電池システムの運転状態での目標ガス流量として設定している。 (A) In step S600, a flag is set to zero as data necessary for determining whether or not the calorific value can be reduced by increasing the evaporation amount of internal moisture. Proceeding to step S610, a temporary value of the target gas flow rate (here, air flow rate) is set. The provisional value is set as a value slightly increased to the provisional value (flow rate Q ′ = Q ′ + ΔQ (Q: provisional value, ΔQ: slight increase amount)). The initial value of the provisional value is set as the target gas flow rate in the operating state of the current fuel cell system.
（ｂ）Ｓ６１１段階において、目標ガス流量の仮値と所定ガス流量とを比較する。仮値が所定ガス流量より小さい場合（Ｓ６１１段階においてＹＥＳ）、Ｓ６１２段階へ進む。仮値が所定ガス流量以上である場合（Ｓ６１１段階においてＮＯ）、Ｓ６０５段階に進む。なお、「所定ガス流量」は、ガス供給装置が吐出可能な最大ガス流量として選定している。 (B) In step S611, the provisional value of the target gas flow rate is compared with the predetermined gas flow rate. If the provisional value is smaller than the predetermined gas flow rate (YES in step S611), the process proceeds to step S612. If the provisional value is greater than or equal to the predetermined gas flow rate (NO in step S611), the process proceeds to step S605. The “predetermined gas flow rate” is selected as the maximum gas flow rate that can be discharged by the gas supply device.
（ｃ）Ｓ６１２段階において、燃料電池スタック３の目標入口圧力の仮値を設定する。なお、仮値は、仮値に微減量した値（圧力Ｐr’＝Ｐr’ + △Ｐr （Ｐr：仮値、△Ｐr：微減量））として設定してある。仮値の初期値は、現燃料電池システムの運転状態での目標入口圧力として設定している。
(C) In step S612, a temporary value of the target inlet pressure of the
（ｄ）Ｓ６１３段階に進み、目標ガス圧力の仮値と所定ガス圧力とを比較する。仮値が所定ガス圧力より大きい場合（Ｓ６１３段階においてＹＥＳ）、Ｓ６２０段階に進む。仮値が所定ガス圧力以下である場合（Ｓ６１３段階においてＮＯ）、Ｓ６１０段階に戻る。 (D) Proceeding to step S613, the provisional value of the target gas pressure is compared with the predetermined gas pressure. When the provisional value is larger than the predetermined gas pressure (YES in step S613), the process proceeds to step S620. If the provisional value is equal to or lower than the predetermined gas pressure (NO in step S613), the process returns to step S610.
（ｅ）Ｓ６２０段階に進み、燃料電池スタック３の目標入口圧力の仮値に応じた必要出力電力量Ｐ’を算出する。Ｓ６３０段階に進み、必要電力量Ｐ’と目標入口圧力から図３のマップＢを参照して、燃料電池スタック３の単位時間当たりの高位発熱量θ’hhを算出する。
(E) Proceeding to step S620, the required output power amount P ′ corresponding to the temporary value of the target inlet pressure of the
（ｆ）Ｓ６４０に進み、必要出力電力量Ｐ’から図８のテーブルＣを参照して、水素ガス流量を算出する。温度センサ１２、１６、湿度センサ１３、１７からそれぞれの水素ガスの入口温度、空気の入口温度、水素ガスの入口湿度、空気の入口湿度を検出する。ガス状態量の目標値およびこれらの検出値に基づき、アノード４及びカソード５の単位時間当たりの含水量を算出する。次に、出力電力から図５のテーブルＡを参照して、単位時間当たりの生成水量を算出する。さらに、含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oを算出する。
(F) Proceeding to S640, the hydrogen gas flow rate is calculated from the required output power amount P ′ with reference to the table C of FIG. The temperature sensors 12 and 16 and the humidity sensors 13 and 17 detect the hydrogen gas inlet temperature, the air inlet temperature, the hydrogen gas inlet humidity, and the air inlet humidity, respectively. Based on the target value of the gas state quantity and these detected values, the water content per unit time of the
（ｇ）Ｓ６５０段階に進み、温度センサ１９から冷却水の温度を検出する。次に、冷却水温度、ガス状態量の目標値及び検出値、含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oに基づき、アノード４及びカソード５の単位時間当たりの蒸発量Ｑ’out_H2Oを算出する。Ｓ６６０段階に進み、蒸発量Ｑ’out_H2Oに基づき、単位時間当たりの蒸発熱θ’evaを算出する。
(G) Proceeding to step S650, the temperature sensor 19 detects the temperature of the cooling water. Next, the evaporation amount Q ′ out — H 2 O per unit time of the
（ｈ）Ｓ６７０段階に進み、含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oと蒸発量Ｑ’out_H2Oとの比較を行う。含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量Ｑ’out_H2Oより多い場合（Ｓ６７０段階においてＹＥＳ）、燃料電池スタック３内に余剰な凝縮水が存在すると判断して、Ｓ６８０段階に進む。含水量と生成水量との総和Ｑ’in_H2Oが蒸発量Ｑ’out_H2O以下である場合（Ｓ６７０段階においてＮＯ）、当該凝縮水が存在しないため蒸発潜熱を利用して発熱量を低減することが困難であると判断して、Ｓ６１０段階に戻る。
(H) Proceeding to step S670, the sum Q ′ in — H 2 O of the water content and the amount of generated water is compared with the evaporation amount Q ′ out_H 2 O. When the sum Q ′ in — H 2 O of the water content and the generated water amount is larger than the evaporation amount Q ′ out_H 2 O (YES in step S670), it is determined that excess condensed water exists in the
（ｉ）Ｓ６８０段階において、放熱量θ’radと燃料電池スタック３での発熱量θ’h（高位発熱量θ’hhから蒸発熱θ’evaを減算した値）との比較を行う。放熱量θ’radが発熱量θ’h以下である場合（Ｓ６８０段階においてＮＯ）、Ｓ６１２段階に戻る。放熱量θ’radが発熱量θ’hより高い場合（Ｓ６８０段階においてＹＥＳ）、Ｓ７１０段階に進む。 (I) In step S680, the heat release amount θ ′ rad is compared with the heat generation amount θ ′ h (a value obtained by subtracting the evaporation heat θ ′ eva from the higher heat generation amount θ ′ hh ). When the heat release amount θ ′ rad is equal to or less than the heat release amount θ ′ h (NO in step S680), the process returns to step S612. When the heat release amount θ ′ rad is higher than the heat generation amount θ ′ h (YES in step S680), the process proceeds to step S710.
（ｊ）Ｓ７１０段階において、目標空気流量と目標入口圧力から、図１０に示すマップＣを参照して、燃料電池スタック３の効率βを算出する。ガス圧力を増大すると燃料電池スタック３の発電効率が高くなるが、補機の消費電力が増大するため、システム効率が低下すること、また、ガス流量が増大すると、補機の消費電力が増大するため、システム効率が低下することに基づき算出している。
(J) In step S710, the efficiency β of the
（ｋ）Ｓ７２０段階に進み、Ｓ７１０段階で算出した効率βと効率β0とを比較する。次に、効率の高い方の目標ガス流量と目標入口圧力との組み合わせを保持する。なお、効率β0の初期値は０として選定している。また、この効率βと効率β0とを比較の終了後には、初期値β0には効率の高い方の値を設定する。 (K) Proceeding to step S720, the efficiency β calculated in step S710 is compared with the efficiency β 0 . Next, the combination of the target gas flow rate with the higher efficiency and the target inlet pressure is maintained. The initial value of efficiency β 0 is selected as 0. Further, after the comparison between the efficiency β and the efficiency β 0 is completed, a value with higher efficiency is set as the initial value β 0 .
（ｍ）Ｓ７３０段階に進み、内部水分の蒸発量の増大により発熱量の低減が可能であると判断したことを示すデータとして、フラグを１に設定する。その後、Ｓ６１０段階に戻る。 (M) Proceeding to step S730, the flag is set to 1 as data indicating that it is determined that the amount of heat generation can be reduced by increasing the evaporation amount of internal moisture. Thereafter, the process returns to step S610.
（ｎ）一方、Ｓ６１１段階においてＮＯの場合、Ｓ６０５段階において、フラグが１である場合に、Ｓ６９０段階に進む。フラグが1でないならば、Ｓ７００段階に進み、燃料電池システムの出力制限により発熱量θhの低減を行う。Ｓ６９０段階において、目標ガス流量及び目標入口圧力をＳ７２０段階で保持した値へ変更し、目標ガス流量及び目標入口圧力となるようにコンプレッサ１、２及び圧力調整弁６、７を制御する。
(N) On the other hand, if NO in step S611, if the flag is 1 in step S605, the process proceeds to step S690. If the flag is not 1, the process proceeds to S700 steps performed to reduce the heating value theta h by output restriction of the fuel cell system. In step S690, the target gas flow rate and the target inlet pressure are changed to the values held in step S720, and the
以上説明したように、第３の実施形態によれば、以下に示すような効果が生じる。 As described above, according to the third embodiment, the following effects are produced.
電力制御部３６にて出力制限を行うことなく蒸発量制御部３５にて燃料電池スタック３内の余剰水分（内部水分）の蒸発量を増大させて発熱量を低減する場合において、燃料電池システムの効率βがより高くなるガス流量の動作点を選定することにより、燃費の低下を抑制することができる＜請求項５の効果＞。
When the evaporation
電力制御部３６にて出力制限を行うことなく蒸発量制御部３５にて燃料電池スタック３内の余剰水分（内部水分）の蒸発量を増大させて発熱量を低減する場合において、燃料電池システムの効率がより高くなるガス流量あるいはガス圧力の動作点を選定することができるので、燃費の低下を抑制することができる＜請求項６の効果＞。
（その他の実施の形態）
上記のように、本発明は、第１乃至第３の実施の形態によって記載したが、この開示の一部をなす論述及び図面はこの発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施の形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。
When the evaporation
(Other embodiments)
As described above, the present invention has been described according to the first to third embodiments. However, it should not be understood that the description and drawings constituting a part of this disclosure limit the present invention. From this disclosure, various alternative embodiments, examples and operational techniques will be apparent to those skilled in the art.
例えば、図１に示した燃料電池システムの全体構成には、燃料電池スタック３へ供給する水素ガスあるいは空気の少なくとも一方を加湿する加湿装置を備えていてもよい。即ち、蒸発量制御部３５は、水素ガスあるいは空気の少なくとも一方の加湿量を調整する加湿量調整手段を備えていてもよい。この場合、加湿装置による加湿量を通常運転時より減少させることにより、内部水分の蒸発量を増大させて発熱量を低減することができる。このため、燃料電池スタック３のガス流量あるいはガス圧力の動作点の変更において、ガス流量の増大代あるいはガス圧力の低減代を少なくすることができる。従って、燃料電池システムの効率βがより高くなるガス流量あるいはガス圧力の動作点を選定することができるので、燃費の低下を抑制することができる。
For example, the entire configuration of the fuel cell system shown in FIG. 1 may include a humidifier that humidifies at least one of hydrogen gas or air supplied to the
このように、本発明はここでは記載していない様々な実施の形態等を包含するということを理解すべきである。したがって、本発明はこの開示から妥当な特許請求の範囲に係る発明特定事項によってのみ限定されるものである。 Thus, it should be understood that the present invention includes various embodiments and the like not described herein. Therefore, the present invention is limited only by the invention specifying matters according to the scope of claims reasonable from this disclosure.
本発明は、放熱器（ラジエータ）以外の手段により燃料電池スタックの冷却能力を向上させる制御装置及び制御方法に利用することができる。 The present invention can be used in a control device and a control method for improving the cooling capacity of a fuel cell stack by means other than a radiator.
１、２…コンプレッサ
３…燃料電池スタック（燃料電池）
４…アノード
５…カソード
６、７…圧力調整弁
８…ポンプ
９…ラジエータ
１０…システム制御装置
１１、１５…圧力センサ
１２、１６、１９…温度センサ
１３、１７…湿度センサ
１４、１８…流量計
２０…水素タンク
３１…発熱量推定部（発熱量推定手段）
３２…ガス含水量推定部（ガス含水量推定手段）
３３…生成水量推定部（生成水量推定手段）
３４…蒸発量推定部（蒸発量推定手段）
３５…蒸発量制御部（蒸発量制御手段）
３６…電力制御部（電力制御手段）
３７…発熱量予測部（発熱量予測手段）
３８…効率予測手段
θeva…放熱量
θeva…蒸発熱
θhh…高位発熱量
θh…発熱量
θrad…放熱量
1, 2 ...
DESCRIPTION OF
32 ... Gas water content estimation part (gas water content estimation means)
33 ... Generated water amount estimation unit (generated water amount estimation means)
34: Evaporation amount estimation unit (evaporation amount estimation means)
35: Evaporation amount control unit (evaporation amount control means)
36 ... Power control unit (power control means)
37 ... Heat generation amount prediction unit (heat generation amount prediction means)
38 ... Efficiency prediction means θeva ... Heat release amount θeva ... Evaporation heat θhh ... Higher heat release amount θh ... Heat release amount θrad ... Heat release amount
Claims (14)
前記燃料電池の発熱量を推定する発熱量推定手段と、
前記燃料電池へ供給される前記燃料ガス或いは酸化剤ガスに含まれる含水量を推定するガス含水量推定手段と、
前記化学的反応により生じる生成水量を推定する生成水量推定手段と、
前記燃料電池内部に存在する内部水分の蒸発量を推定する蒸発量推定手段と、
前記内部水分の蒸発量を制御する蒸発量制御手段とを有し、
前記発熱量推定手段にて推定した発熱量が増大した時に、前記ガス含水量推定手段にて推定した含水量と、前記生成水量推定手段にて推定した生成水量と、前記蒸発量推定手段にて推定した蒸発量とに基づいて、前記蒸発量制御手段は前記内部水分の蒸発量を制御することを特徴とする燃料電池システム。 In a fuel cell system that generates power by a chemical reaction between a fuel gas and an oxidant gas supplied to the fuel cell,
A calorific value estimating means for estimating the calorific value of the fuel cell;
Gas water content estimation means for estimating the water content contained in the fuel gas or oxidant gas supplied to the fuel cell;
A generated water amount estimating means for estimating a generated water amount generated by the chemical reaction;
An evaporation amount estimating means for estimating an evaporation amount of internal moisture existing inside the fuel cell;
Evaporation amount control means for controlling the evaporation amount of the internal moisture,
When the heat generation amount estimated by the heat generation amount estimation means increases, the water content estimated by the gas water content estimation means, the generated water amount estimated by the generated water amount estimation means, and the evaporation amount estimation means The fuel cell system, wherein the evaporation amount control means controls the evaporation amount of the internal moisture based on the estimated evaporation amount.
前記ガス含水量推定手段にて推定した含水量及び前記生成水量推定手段にて推定した生成水量の総和が、前記蒸発量推定手段にて推定した蒸発量以下である場合に、前記電力制御手段は前記出力電力を制限することを特徴とする請求項２記載の燃料電池システム。 Power control means for controlling the output power of the fuel cell;
When the sum of the water content estimated by the gas water content estimation unit and the generated water amount estimated by the generated water amount estimation unit is equal to or less than the evaporation amount estimated by the evaporation amount estimation unit, the power control unit The fuel cell system according to claim 2, wherein the output power is limited.
前記蒸発量制御手段が前記内部水分の蒸発量を増大させた後の前記燃料電池システムの発熱量を予測する発熱量予測手段とを有し、
前記発熱量予測手段にて予測した予測発熱量が前記発熱量推定手段にて推定した発熱量より多い場合に、前記電力制御手段は前記出力電力を制限することを特徴とする請求項２又は３記載の燃料電池システム。 Power control means for controlling the output power of the fuel cell;
A calorific value predicting means for predicting a calorific value of the fuel cell system after the evaporation amount control means increases the evaporation amount of the internal moisture;
4. The power control unit limits the output power when the predicted heat generation amount predicted by the heat generation amount prediction unit is larger than the heat generation amount estimated by the heat generation amount estimation unit. The fuel cell system described.
前記蒸発量制御手段は、前記燃料ガスの流量を調整する燃料ガス流量調整手段あるいは前記酸化剤ガスの流量を調整する酸化剤ガス流量調整手段の少なくとも一方を備え、
前記蒸発量制御手段は、前記燃料電池システムの効率が最大となるように、前記燃料ガス流量調整手段による前記燃料ガスの流量の増大あるいは前記酸化剤ガス流量調整手段による前記酸化剤ガスの流量の増大の少なくとも一方を行うことにより前記内部水分の蒸発量を増大させることを特徴とする請求項１乃至４の何れか１項記載の燃料電池システム。 An efficiency predicting means for predicting the efficiency of the fuel cell system;
The evaporation amount control means includes at least one of a fuel gas flow rate adjusting means for adjusting the flow rate of the fuel gas or an oxidant gas flow rate adjusting means for adjusting the flow rate of the oxidant gas,
The evaporation amount control means increases the flow rate of the fuel gas by the fuel gas flow rate adjustment means or sets the flow rate of the oxidant gas by the oxidant gas flow rate adjustment means so that the efficiency of the fuel cell system is maximized. 5. The fuel cell system according to claim 1, wherein the amount of evaporation of the internal moisture is increased by performing at least one of the increases.
前記蒸発量制御手段は、前記燃料ガスの圧力を調整する燃料ガス圧力調整手段あるいは前記酸化剤ガスの圧力を調整する酸化剤ガス圧力調整手段の少なくとも一方を備え、
前記蒸発量制御手段は、前記燃料電池システムの効率が最大となるように、前記燃料ガス圧力調整手段による前記燃料ガスの圧力の減少あるいは前記酸化剤ガス圧力調整手段による前記酸化剤ガスの圧力の減少の少なくとも一方を行うことにより前記内部水分の蒸発量を増大させることを特徴とする請求項１乃至５何れか１項記載の燃料電池システム。 An efficiency predicting means for predicting the efficiency of the fuel cell system;
The evaporation amount control means includes at least one of a fuel gas pressure adjusting means for adjusting the pressure of the fuel gas or an oxidant gas pressure adjusting means for adjusting the pressure of the oxidant gas,
The evaporation amount control means reduces the pressure of the fuel gas by the fuel gas pressure adjusting means or reduces the pressure of the oxidant gas by the oxidant gas pressure adjusting means so that the efficiency of the fuel cell system is maximized. 6. The fuel cell system according to claim 1, wherein the amount of evaporation of the internal moisture is increased by performing at least one of the reductions.
前記蒸発量制御手段は、前記加湿量調整手段が前記加湿量を通常運転時より減少させることにより前記内部水分の蒸発量を増大させることを特徴とする請求項１乃至４何れか１項記載の燃料電池システム。 The evaporation amount control means includes a humidification amount adjusting means for adjusting a humidification amount of at least one of the fuel gas or the oxidant gas,
5. The evaporation amount control unit according to claim 1, wherein the humidification amount adjustment unit increases the evaporation amount of the internal moisture by decreasing the humidification amount from that during normal operation. 6. Fuel cell system.
前記燃料電池の発熱量を推定するステップと、
前記燃料電池へ供給される前記燃料ガス或いは酸化剤ガスに含まれる含水量を推定するステップと、
前記化学的反応により生じる生成水量を推定するステップと、
前記燃料電池内部に存在する内部水分の蒸発量を推定するステップと、
前記発熱量が増大した時に、前記含水量と前記生成水量と前記蒸発量とに基づいて、前記内部水分の蒸発量を制御するステップ
とを有することを特徴とする燃料電池システムの制御方法。 In a control method of a fuel cell system for generating power by a chemical reaction between a fuel gas and an oxidant gas supplied to the fuel cell,
Estimating the amount of heat generated by the fuel cell;
Estimating the water content contained in the fuel gas or oxidant gas supplied to the fuel cell;
Estimating the amount of water produced by the chemical reaction;
Estimating the amount of evaporation of internal moisture present inside the fuel cell;
And a step of controlling the evaporation amount of the internal moisture based on the water content, the generated water amount, and the evaporation amount when the calorific value increases.
前記予測した発熱量が前記推定した発熱量より多い場合に前記燃料電池の出力電力を制限するステップ
とを更に有することを特徴とする請求項９又は１０記載の燃料電池システムの制御方法。 Predicting the amount of heat generated by the fuel cell system after increasing the amount of evaporation of the internal moisture;
The method of controlling a fuel cell system according to claim 9 or 10, further comprising: limiting output power of the fuel cell when the predicted heat generation amount is larger than the estimated heat generation amount.
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