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JP2007035567A - Fuel cell system - Google Patents

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JP2007035567A
JP2007035567A JP2005220780A JP2005220780A JP2007035567A JP 2007035567 A JP2007035567 A JP 2007035567A JP 2005220780 A JP2005220780 A JP 2005220780A JP 2005220780 A JP2005220780 A JP 2005220780A JP 2007035567 A JP2007035567 A JP 2007035567A
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Japan
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fuel cell
temperature
flow rate
gas flow
power generation
Prior art date
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Withdrawn
Application number
JP2005220780A
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Japanese (ja)
Inventor
Fumio Kagami
文雄 各務
Yukihiro Yoshizawa
幸大 吉澤
Keigo Ikezoe
圭吾 池添
Naoya Matsuoka
直哉 松岡
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Nissan Motor Co Ltd
Original Assignee
Nissan Motor Co Ltd
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Publication date
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Abstract

【課題】 燃料電池システムのシステム効率の低下を抑制しつつ、低温運転時のフラッディング現象に基づく出力低下を防止した燃料電池システムを提供する。
【解決手段】 コントロールユニット５０のガス流量制御手段により、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度が所定温度以下のとき、燃料電池スタック１の温度と該所定温度との差に基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げ、燃料電池スタック１の温度が該所定温度に達した時に該ガス流量が通常発電時のガス流量となるように、燃料電池スタック１の温度の上昇と共に該ガス流量を下げる制御を行う。
【選択図】 図１PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a fuel cell system in which a decrease in output based on a flooding phenomenon during low temperature operation is prevented while suppressing a decrease in system efficiency of the fuel cell system.
When a temperature of a fuel cell stack 1 based on a temperature sensor (temperature detection means) 3 is equal to or lower than a predetermined temperature by a gas flow rate control means of a control unit 50, a difference between the temperature of the fuel cell stack 1 and the predetermined temperature is detected. (At least one) of the oxidant gas (fuel gas) or the gas flow during normal power generation when the temperature of the fuel cell stack 1 reaches the predetermined temperature. Control is performed to lower the gas flow rate as the temperature of the fuel cell stack 1 rises so that the flow rate becomes the same.
[Selection] Figure 1

Description

本発明は燃料電池システムに係り、特に、燃料電池システムのシステム効率の低下を抑制しつつ、低温運転時のフラッディング現象に基づく出力低下を防止した燃料電池システムに関する。   The present invention relates to a fuel cell system, and more particularly to a fuel cell system that prevents a decrease in output due to a flooding phenomenon during low-temperature operation while suppressing a decrease in system efficiency of the fuel cell system.

燃料電池システムは、燃料電池の燃料極に燃料ガスとして水素を供給し、燃料電池の酸化剤極に酸化剤ガスとして空気を供給し、これら水素と空気中の酸素とを電気化学的に反応させて発電電力を得るものである。このような燃料電池システムは、例えば自動車の動力源等として実用化に大きな期待が寄せられており、現在、実用化に向けての研究開発が盛んに行われている。   The fuel cell system supplies hydrogen as a fuel gas to the fuel electrode of the fuel cell, supplies air as the oxidant gas to the oxidant electrode of the fuel cell, and causes the hydrogen and oxygen in the air to react electrochemically. To obtain generated power. Such a fuel cell system is highly expected to be put into practical use, for example, as a power source for automobiles, and research and development for practical use are being actively carried out.

燃料電池システムに用いられる燃料電池としては。例えば自動車に搭載する上で好適なものとして、固体高分子タイプの燃料電池が知られている。固体高分子タイプの燃料電池は、燃料極と酸化剤極との間に電解質膜として固体高分子膜が設けられたものである。この固体高分子タイプの燃料電池では、固体高分子膜がイオン伝導体として機能し、燃料極で水素が水素イオンと電子とに分離される反応が起き、酸化剤極で空気中の酸素と水素イオンと電子とから水を生成する反応が行われる。   As a fuel cell used in a fuel cell system. For example, a solid polymer type fuel cell is known as being suitable for mounting in an automobile. A solid polymer type fuel cell is provided with a solid polymer membrane as an electrolyte membrane between a fuel electrode and an oxidant electrode. In this solid polymer type fuel cell, the solid polymer membrane functions as an ion conductor, a reaction occurs in which hydrogen is separated into hydrogen ions and electrons at the fuel electrode, and oxygen and hydrogen in the air at the oxidant electrode. A reaction for generating water from ions and electrons is performed.

このように、固体高分子膜は飽和含水することによりイオン伝導性電解質として機能すると共に、水素と酸素とを分離する機能も有するが、固体高分子膜の含水量が不足すると、イオン抵抗が高くなり、水素と酸素とが混合して燃料電池としての発電ができなくなってしまう。したがって、固体高分子電解質型の燃料電池システムでは、外部から水分を供給して積極的に固体高分子膜を加湿する必要があり、例えば燃料電池スタックに供給される酸化ガスを加湿する等、何らかの加湿手段が設けられている。   As described above, the solid polymer membrane functions as an ion conductive electrolyte by saturated water content, and also has a function of separating hydrogen and oxygen. However, when the water content of the solid polymer membrane is insufficient, the ionic resistance is high. Therefore, hydrogen and oxygen are mixed and power generation as a fuel cell cannot be performed. Therefore, in the solid polymer electrolyte type fuel cell system, it is necessary to positively humidify the solid polymer membrane by supplying moisture from the outside, for example, by humidifying the oxidizing gas supplied to the fuel cell stack. Humidification means is provided.

ただし、運転条件等によっては、加湿された酸化ガスに含まれる水分の一部が凝縮して水滴となったり、更には空気極において生ずる生成水が残留して液滴となり、これらが電極表面に付着して、燃料電池スタック内での水溢れ（いわゆるフラッディング）を引き起こす場合がある。フラッディングは、電極表面に付着した水滴によって電極へのガスの拡散が阻害される現象であり、電圧低下や出力低下の原因となる。   However, depending on the operating conditions, etc., some of the moisture contained in the humidified oxidant gas may condense into water droplets, or the generated water generated at the air electrode may remain and form droplets, which may be deposited on the electrode surface. It may adhere and cause water overflow (so-called flooding) in the fuel cell stack. Flooding is a phenomenon in which the diffusion of gas to the electrode is hindered by water droplets adhering to the electrode surface, and causes a voltage drop and an output drop.

このような問題を解決するものとして、特開２０００−１０６２０６号公報に開示の「燃料電池システム」では、燃料電池システムの運転開始後の比較的早期段階に発生する燃料電極側での急激なフラッディング現象に基づく出力低下の問題を解消するため、電解質膜の雰囲気温度が低く、燃料電池に対する出力要求が所定より大きいときに、反応制限手段により燃料ガスと酸化剤ガスとの反応を制限（燃料ガスの供給量を制限）し、また、昇温手段により電解質膜の雰囲気温度を上昇させるようにしている。
特開２０００−１０６２０６号公報 In order to solve such a problem, in the “fuel cell system” disclosed in Japanese Patent Application Laid-Open No. 2000-106206, rapid flooding on the fuel electrode side that occurs at a relatively early stage after the start of operation of the fuel cell system. In order to solve the problem of output reduction based on the phenomenon, when the ambient temperature of the electrolyte membrane is low and the output requirement for the fuel cell is larger than a predetermined value, the reaction limiting means limits the reaction between the fuel gas and the oxidant gas (fuel gas In addition, the atmospheric temperature of the electrolyte membrane is raised by a temperature raising means.
JP 2000-106206 A

しかしながら、上述した特許文献１に開示された技術においては、フラッディング発生時に負荷を制限しているのでフラッディングを防止することはできるが、負荷に伴う反応熱が低下してしまうため燃料電池スタックの昇温が遅くなり、迅速な起動ができない。   However, in the technique disclosed in Patent Document 1 described above, since the load is limited when flooding occurs, it is possible to prevent flooding, but the reaction heat associated with the load decreases, so the fuel cell stack rises. The temperature becomes slow and quick startup is not possible.

また加熱手段によりフラッディング防止を実施しているが、加熱にエネルギが必要となるため燃料電池システムの効率が低下するという事情があった。   Moreover, although the flooding prevention is implemented by the heating means, there is a circumstance that the efficiency of the fuel cell system is lowered because energy is required for heating.

本発明は、上記従来の事情に鑑みてなされたものであって、燃料電池システムのシステム効率の低下を抑制しつつ、低温運転時のフラッディング現象に基づく出力低下を防止し得る燃料電池システムを提供することを目的としている。   The present invention has been made in view of the above-described conventional circumstances, and provides a fuel cell system capable of preventing a decrease in output based on a flooding phenomenon during low temperature operation while suppressing a decrease in system efficiency of the fuel cell system. The purpose is to do.

上記目的を解決するため、本発明は、燃料ガスおよび酸化剤ガスの供給により発電を行う燃料電池と、前記燃料電池に燃料ガスを供給する燃料ガス供給手段と、前記燃料電池に酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給手段と、前記燃料電池の温度を検出または予測する温度検知手段と、前記温度検知手段に基づく前記燃料電池の温度が所定温度以下のとき、前記燃料電池の温度と前記所定温度との差に基づき、前記燃料ガスまたは前記酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を通常発電時よりも上げ、前記燃料電池の温度が前記所定温度に達した時に該ガス流量が通常発電時のガス流量となるように、前記燃料電池の温度上昇と共に該ガス流量を下げるガス流量制御手段と、を備えることを特徴とする。   In order to solve the above-mentioned object, the present invention provides a fuel cell that generates power by supplying fuel gas and oxidant gas, fuel gas supply means for supplying fuel gas to the fuel cell, and oxidant gas for the fuel cell. Supplying oxidant gas supply means, temperature detecting means for detecting or predicting the temperature of the fuel cell, and when the temperature of the fuel cell based on the temperature detecting means is equal to or lower than a predetermined temperature, the temperature of the fuel cell and the predetermined temperature Based on the difference from the temperature, the gas flow rate of at least one of the fuel gas or the oxidant gas is increased from that during normal power generation, and when the temperature of the fuel cell reaches the predetermined temperature, the gas flow rate is Gas flow rate control means for reducing the gas flow rate as the temperature of the fuel cell rises so as to achieve a gas flow rate.

本発明に係る燃料電池システムでは、燃料電池の温度が低い場合は燃料ガスまたは酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を上げることでフラッディングを防止することができ、燃料電池スタックの温度上昇とともに該ガス流量を下げているので、フラッディング防止に必要となる燃料ガスまたは酸化剤ガスの流量増大を最小限に抑制することができる。結果として、燃料電池の負荷を下げることなくフラッディングを解消しているので、燃料電池の温度が低い状態から、より迅速に燃料電池の温度を上昇させることができ、さらに、燃料ガスまたは酸化剤ガスの流量増大に伴う燃料電池システムの効率低下を最小限に抑制することができる。   In the fuel cell system according to the present invention, when the temperature of the fuel cell is low, flooding can be prevented by increasing the gas flow rate of at least one of the fuel gas and the oxidant gas. Since the flow rate is reduced, an increase in the flow rate of the fuel gas or oxidant gas necessary for preventing flooding can be minimized. As a result, since the flooding is eliminated without reducing the load of the fuel cell, the temperature of the fuel cell can be increased more quickly from a low temperature of the fuel cell, and further, the fuel gas or the oxidant gas The decrease in the efficiency of the fuel cell system due to the increase in the flow rate of the fuel can be minimized.

以下、本発明の燃料電池システムの実施例について図面を参照して詳細に説明する。   Hereinafter, embodiments of the fuel cell system of the present invention will be described in detail with reference to the drawings.

図１は本発明の実施例に係る燃料電池システムの構成図である。本実施例の燃料電池システムは、例えば燃料電池車両の駆動動力源として用いられるものである。   FIG. 1 is a configuration diagram of a fuel cell system according to an embodiment of the present invention. The fuel cell system of the present embodiment is used as a driving power source of a fuel cell vehicle, for example.

本実施例の燃料電池システムの概略的構成は、図１に示すように、燃料ガスおよび酸化剤ガスの供給により発電を行う燃料電池スタック１を備える。なお、燃料電池スタック１の単位セルの概念図を図２に示す。   As shown in FIG. 1, the schematic configuration of the fuel cell system of the present embodiment includes a fuel cell stack 1 that generates electric power by supplying fuel gas and oxidant gas. In addition, the conceptual diagram of the unit cell of the fuel cell stack 1 is shown in FIG.

また、酸化剤ガス供給手段の一部として、酸化剤ガス供給配管１３および酸化剤ガス排出配管１５を備え、燃料ガス供給手段の一部として、燃料ガス供給配管６および燃料ガス排出配管１０を備えている。また、負荷系として負荷制御ユニット６０を備え、さらに制御系として、各構成要素の制御を行うコントロールユニット５０を備えた構成である。   The oxidant gas supply pipe 13 and the oxidant gas discharge pipe 15 are provided as part of the oxidant gas supply means, and the fuel gas supply pipe 6 and the fuel gas discharge pipe 10 are provided as part of the fuel gas supply means. ing. Further, the load system includes a load control unit 60, and the control system includes a control unit 50 that controls each component.

次に、燃料電池スタック１および各系について詳しく説明する。まず、燃料電池スタック１は、酸化剤ガスが供給される酸化剤極と燃料ガスが供給される燃料極とが電解質を挟んで重ね合わされて発電セルが構成されると共に、図２に示すような構成の燃料電池単セルを複数枚積層したものから成っており、燃料電池スタック１の外部の燃料ガス供給手段から供給された燃料ガスと酸化剤ガス供給手段から供給された酸化剤ガスとが、それぞれ燃料ガス流路１０９と酸化剤ガス流路１１０とに供給され、電気化学反応により発電する。   Next, the fuel cell stack 1 and each system will be described in detail. First, the fuel cell stack 1 includes a power generation cell in which an oxidant electrode to which an oxidant gas is supplied and a fuel electrode to which a fuel gas is supplied are overlapped with an electrolyte interposed therebetween, as shown in FIG. The fuel cell is composed of a plurality of stacked fuel cell single cells, the fuel gas supplied from the fuel gas supply means outside the fuel cell stack 1 and the oxidant gas supplied from the oxidant gas supply means. The fuel gas channel 109 and the oxidant gas channel 110 are respectively supplied to generate power by an electrochemical reaction.

図２において、燃料電池単セル１００は、例えば、固体高分子膜からなる高分子電解質膜１０２の両面に燃料極１０３および酸化剤極１０４をそれぞれ形成した膜電極接合体（ＭＥＡ）と、該ＭＥＡの両面にそれぞれ配置された燃料極拡散層１０５および酸化剤極拡散層１０６と、セパレータ１０７，１０８とを有し、セパレータ１０７と燃料極拡散層１０５との間に燃料ガス流路１０９が、セパレータ１０８と酸化剤極拡散層１０６との間に酸化剤ガス流路１１０がそれぞれ設けられた構造を備えている。   In FIG. 2, a fuel cell single cell 100 includes, for example, a membrane electrode assembly (MEA) in which a fuel electrode 103 and an oxidant electrode 104 are formed on both surfaces of a polymer electrolyte membrane 102 made of a solid polymer membrane, and the MEA. The fuel electrode diffusion layer 105, the oxidant electrode diffusion layer 106, and the separators 107 and 108 are disposed on both sides of the fuel cell. The fuel gas channel 109 is provided between the separator 107 and the fuel electrode diffusion layer 105. The oxidant gas flow path 110 is provided between the oxidant electrode diffusion layer 106 and the oxidant gas diffusion layer 106.

高分子電解質膜１０２は、フッ素系樹脂等の固体高分子材料によりプロトン伝導性の膜として形成されている。この膜の両面に配設される２つの電極は、白金または、白金とその他の金属からなる触媒層とガス拡散層からなり、触媒の存在する面が高分子電解質膜１０２と接触するように形成されている。ガス流路１０９，１１０は、ガス不透過である緻密性カーボン材等の片面、または両面に配置された多数のリブにより形成され、酸化剤ガス、燃料ガスはそれぞれのガス入口から供給され、ガス出口から排出される。   The polymer electrolyte membrane 102 is formed as a proton conductive membrane from a solid polymer material such as a fluorine-based resin. The two electrodes disposed on both sides of the membrane are composed of a catalyst layer made of platinum or platinum and other metals and a gas diffusion layer, and are formed so that the surface on which the catalyst exists is in contact with the polymer electrolyte membrane 102. Has been. The gas passages 109 and 110 are formed by a large number of ribs arranged on one side or both sides of a dense carbon material or the like that is impermeable to gas, and oxidant gas and fuel gas are supplied from the respective gas inlets. It is discharged from the exit.

燃料電池スタック１は、以上説明したスタック構造を有して、水素（燃料ガス）と空気中の酸素（酸化剤ガス）とを基にした電気化学反応により、化学エネルギを電気エネルギに変換するものである。燃料極に水素ガスが、酸化剤極に空気が供給され、以下に示す電極反応が進行され、電力が発電される。   The fuel cell stack 1 has the stack structure described above, and converts chemical energy into electrical energy by an electrochemical reaction based on hydrogen (fuel gas) and oxygen in the air (oxidant gas). It is. Hydrogen gas is supplied to the fuel electrode and air is supplied to the oxidizer electrode, and the electrode reaction shown below proceeds to generate electric power.

（数１）
燃料極 ： ２Ｈ2 →４Ｈ+ ＋４ｅ- （１）
（数２）
酸化剤極 ： ４Ｈ+ ＋４ｅ- ＋Ｏ2 →２Ｈ2Ｏ （２）
すなわち、燃料極１０３に燃料が供給されると、燃料極１０３では式(１)の反応式が進行して水素イオンが生成する。この生成した水素イオンが水和状態で電解質（固体高分子電解質型燃料電池の場合は固体高分子電解質膜１０２）を透過（拡散）して酸化剤極１０４に至り、この酸化剤極１０４に酸素含有ガス（例えば空気）が供給されていると、酸化剤極１０４では式(２)の反応式が進行する。これら式(１)および式(２)の電極反応が各極で進行することで、燃料電池は起電力を生じることとなる。 (Equation 1)
Fuel electrode: 2H 2 → 4H + + 4e − (1)
(Equation 2)
Oxidant electrode: 4H + + 4e − + O 2 → 2H 2 O (2)
That is, when fuel is supplied to the fuel electrode 103, the reaction formula (1) proceeds at the fuel electrode 103 to generate hydrogen ions. The generated hydrogen ions permeate (diffuse) through the electrolyte (in the case of a solid polymer electrolyte fuel cell, the solid polymer electrolyte membrane 102) in a hydrated state and reach the oxidant electrode 104. When the containing gas (for example, air) is supplied, the reaction formula (2) proceeds at the oxidizer electrode 104. As the electrode reactions of these formulas (1) and (2) proceed at each pole, the fuel cell generates an electromotive force.

次に、燃料電池スタック１で発電を行うには、燃料ガスである水素や酸化剤ガスである空気を各発電セルの燃料極や酸化剤極に供給する必要があり、燃料電池システムでは、そのための機構として水素供給系（燃料ガス供給手段）および空気供給系（酸化剤ガス供給手段）が設けられている。図３に、水素供給系、空気供給系および冷却機構の具体的構成を例示する。   Next, in order to generate power with the fuel cell stack 1, it is necessary to supply hydrogen, which is fuel gas, or air, which is oxidant gas, to the fuel electrode or oxidant electrode of each power generation cell. As the mechanism, a hydrogen supply system (fuel gas supply means) and an air supply system (oxidant gas supply means) are provided. FIG. 3 illustrates specific configurations of the hydrogen supply system, the air supply system, and the cooling mechanism.

水素供給系は、例えば、水素タンク４、圧力制御弁５、水素供給流路（燃料ガス供給配管）６、エゼクタ７を備える。そして、水素供給源である水素タンク４から供給される水素が、圧力制御弁５で減圧され、水素供給流路６およびエゼクタ７を通って燃料電池スタック１の燃料極に送り込まれるようになっている。燃料電池スタック１の燃料極圧力は圧力センサ８によって検出され、コントロールユニット５０が圧力センサ８の検出値をフィードバックして圧力制御弁５の動作を制御することで、燃料電池スタック１の燃料極圧力が所望の圧力に保たれる。   The hydrogen supply system includes, for example, a hydrogen tank 4, a pressure control valve 5, a hydrogen supply channel (fuel gas supply pipe) 6, and an ejector 7. Then, the hydrogen supplied from the hydrogen tank 4 which is a hydrogen supply source is decompressed by the pressure control valve 5 and is sent to the fuel electrode of the fuel cell stack 1 through the hydrogen supply flow path 6 and the ejector 7. Yes. The fuel electrode pressure of the fuel cell stack 1 is detected by the pressure sensor 8, and the control unit 50 feeds back the detection value of the pressure sensor 8 to control the operation of the pressure control valve 5. Is maintained at the desired pressure.

燃料電池スタック１では、供給された水素が全て消費されるわけではなく、残った水素（燃料電池スタック１の燃料極から排出される水素）は、新たに水素タンク４から供給されて水素供給流路６を流れる水素とエゼクタ７にて混合されて、再度燃料電池スタック１の燃料極に供給される。このため、燃料電池スタック１の燃料極出口側には水素循環流路９が接続されており、燃料電池スタック１の燃料極から排出される水素が水素循環流路９を通ってエゼクタ７に環流されるようになっている。エゼクタ７は、水素供給流路６を流れる水素の流体エネルギを利用して、水素循環流路９を流れる水素を循環させる。   In the fuel cell stack 1, not all of the supplied hydrogen is consumed, and the remaining hydrogen (hydrogen discharged from the fuel electrode of the fuel cell stack 1) is newly supplied from the hydrogen tank 4 and supplied to the hydrogen supply flow. The hydrogen flowing in the path 6 is mixed with the ejector 7 and supplied again to the fuel electrode of the fuel cell stack 1. Therefore, a hydrogen circulation passage 9 is connected to the fuel electrode outlet side of the fuel cell stack 1, and hydrogen discharged from the fuel electrode of the fuel cell stack 1 flows back to the ejector 7 through the hydrogen circulation passage 9. It has come to be. The ejector 7 uses the fluid energy of hydrogen flowing through the hydrogen supply flow path 6 to circulate hydrogen flowing through the hydrogen circulation flow path 9.

また、燃料電池スタック１の燃料極出口側には、水素循環流路９から分岐するようにして、燃料電池スタック１の燃料極からの水素を空気排出流路１５の圧力制御弁１６の下流へ導入するための水素排気流路（燃料ガス排出配管）１０が接続されており、この水素排気流路１０の水素循環流路９との分岐位置の下流側にパージ弁１１が設けられている。このパージ弁１１は、燃料電池スタック１の燃料極から排出される水素の流路を切り替える機能を有するものであり、水素パージを行う際に開放されて、燃料電池スタック１の燃料極から排出される水素が、水素排気流路１０を介して空気排出流路１５の圧力制御弁１６下流へ導入される。この導入部には図示せぬ水素拡散器により、水素系からパージされた水素は空気系内に希釈されて外部に排出される。   Further, hydrogen from the fuel electrode of the fuel cell stack 1 is branched downstream of the pressure control valve 16 of the air discharge channel 15 so as to branch from the hydrogen circulation channel 9 to the fuel electrode outlet side of the fuel cell stack 1. A hydrogen exhaust passage (fuel gas discharge pipe) 10 for introduction is connected, and a purge valve 11 is provided on the downstream side of a branch position of the hydrogen exhaust passage 10 and the hydrogen circulation passage 9. The purge valve 11 has a function of switching the flow path of hydrogen discharged from the fuel electrode of the fuel cell stack 1, and is opened when performing hydrogen purge and discharged from the fuel electrode of the fuel cell stack 1. Hydrogen is introduced downstream of the pressure control valve 16 of the air discharge passage 15 through the hydrogen exhaust passage 10. The hydrogen purged from the hydrogen system is diluted into the air system by a hydrogen diffuser (not shown) in this introduction portion and discharged to the outside.

また、上述したように、水素を循環させて使用する場合、水素の循環に伴って系内に窒素やＣＯ等の不純物質が蓄積される場合があり、不純物質が過度に蓄積されると水素分圧が降下して燃料電池スタック１の効率低下に繋がると供に、循環ガスの平均質量が増加するため、エゼクタ７での水素循環流量が低下するので、このような場合には、パージ弁１１を開放して水素をパージすることで、不純物質を水素と共に水素排気流路８から系外に排出する。   Further, as described above, when hydrogen is circulated and used, impurities such as nitrogen and CO may accumulate in the system as the hydrogen circulates. Since the partial pressure is lowered and the efficiency of the fuel cell stack 1 is lowered, the average mass of the circulating gas is increased, so that the hydrogen circulation flow rate in the ejector 7 is lowered. In such a case, the purge valve 11 is opened and the hydrogen is purged, so that the impurity is discharged out of the system from the hydrogen exhaust flow path 8 together with the hydrogen.

一方、空気供給系は、外気を吸入して燃料電池スタック１の酸化剤極に空気を圧送するためのコンプレッサ１２および空気供給流路（酸化剤ガス供給配管）１３を備え、コンプレッサ１２によって空気供給流路１３内に空気が送り込まれて、燃料電池スタック１の酸化剤極へと供給されるようになっている。空気供給流路１３には、マイクロダストや硫黄分、コンプレッサ１２から排出されるオイル等をトラップするフィルタ１４が設けられており、燃料電池スタック１の酸化剤極には、このフィルタ１４で清浄化され、さらに加湿器１７によって加湿された空気が供給されることになる。   On the other hand, the air supply system includes a compressor 12 and an air supply passage (oxidant gas supply pipe) 13 for sucking outside air and pumping air to the oxidant electrode of the fuel cell stack 1. Air is fed into the flow path 13 and supplied to the oxidant electrode of the fuel cell stack 1. The air supply flow path 13 is provided with a filter 14 for trapping microdust, sulfur, oil discharged from the compressor 12, and the like. The oxidant electrode of the fuel cell stack 1 is cleaned by this filter 14. Further, the air humidified by the humidifier 17 is supplied.

また、燃料電池スタック１の酸化剤極出口側には、当該燃料電池スタック１から空気を排出するための空気排気流路（酸化剤ガス排出配管）１５が接続されており、燃料電池スタック１で消費されなかった酸素および空気中の他の成分は、空気排気流路１５を通して系外に排出されるようになっている。なお、燃料電池スタック１で生成した水分は水分凝縮装置１８によって回収される。   Further, an air exhaust passage (oxidant gas discharge pipe) 15 for discharging air from the fuel cell stack 1 is connected to the oxidant electrode outlet side of the fuel cell stack 1. Oxygen that has not been consumed and other components in the air are discharged out of the system through the air exhaust passage 15. The water generated in the fuel cell stack 1 is collected by the water condensing device 18.

また、空気排気流路１５には圧力制御弁１６が設けられており、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力は圧力センサ１９によって検出され、コントロールユニット５０が圧力センサ１９の検出値をフィードバックして圧力制御弁１６の動作を制御することで、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。   In addition, a pressure control valve 16 is provided in the air exhaust passage 15, the oxidant electrode pressure of the fuel cell stack 1 is detected by the pressure sensor 19, and the control unit 50 feeds back the detection value of the pressure sensor 19. By controlling the operation of the pressure control valve 16, the oxidant electrode pressure of the fuel cell stack 1 is maintained at a desired pressure.

さらに、本実施例の燃料電池システムでは、燃料電池スタック１を冷却する冷却機構が設けられている。例えば、固体高分子電解質型の燃料電池スタック１は、適正な作動温度が８０℃程度と比較的低く、過熱時にはこれを冷却することが必要となる。冷却機構は、冷媒を循環させる冷却液循環流路３３および冷却液ポンプ３４を有し、例えば水にエチレングリコール等の凍結防止剤を混入した冷却液を循環させて燃料電池スタック１を冷却し、これを最適な温度に維持する。   Furthermore, in the fuel cell system of the present embodiment, a cooling mechanism for cooling the fuel cell stack 1 is provided. For example, the solid polymer electrolyte fuel cell stack 1 has a relatively low proper operating temperature of about 80 ° C., and it is necessary to cool it when overheated. The cooling mechanism has a coolant circulation channel 33 and a coolant pump 34 for circulating the coolant, and cools the fuel cell stack 1 by circulating a coolant in which an antifreezing agent such as ethylene glycol is mixed in water, for example. This is maintained at an optimum temperature.

冷却機構の冷却液循環流路３３中には、ラジエータ３５が設けられている。ラジエータ３５は、コントロールユニット５０によって動作制御される図示しないラジエータファンにより、ラジエータ出口温度が所望の温度になるように冷却液を温度調整する。また、ラジエータ３５と並列にバイパス流路３６が設けられると共に、分岐部分にサーモスタット三方切り替え弁３７が設けられており、冷却液の温度に応じてこの三方切り替え弁３７が動作することで冷却液の流路が切り替えられる。なお、三方切り替え弁３７が冷却液の流路を切り替える温度は、例えば５０℃に設定される。   A radiator 35 is provided in the coolant circulation passage 33 of the cooling mechanism. The radiator 35 uses a radiator fan (not shown) whose operation is controlled by the control unit 50 to adjust the temperature of the coolant so that the radiator outlet temperature becomes a desired temperature. In addition, a bypass flow path 36 is provided in parallel with the radiator 35, and a thermostat three-way switching valve 37 is provided at a branching portion, and the three-way switching valve 37 operates according to the temperature of the cooling liquid, thereby The flow path is switched. The temperature at which the three-way switching valve 37 switches the coolant flow path is set to 50 ° C., for example.

また、燃料電池スタック１の冷却液入口および冷却液出口には、それぞれ温度センサ４１，４２が設置されており、燃料電池スタック１に入る前の冷却液温度が温度センサ４１により検出され、燃料電池スタック１から出た直後の冷却液温度が温度センサ４２により検出される。これら温度センサ４１，４２の検出値はコントロールユニット５０に送られ、燃料電池スタック１に設置された温度センサ３の検出値と共に、燃料電池スタック１の冷却制御に用いられる。   Further, temperature sensors 41 and 42 are respectively installed at the coolant inlet and the coolant outlet of the fuel cell stack 1, and the coolant temperature before entering the fuel cell stack 1 is detected by the temperature sensor 41, and the fuel cell. The coolant temperature immediately after exiting the stack 1 is detected by the temperature sensor 42. The detected values of the temperature sensors 41 and 42 are sent to the control unit 50 and used for cooling control of the fuel cell stack 1 together with the detected values of the temperature sensor 3 installed in the fuel cell stack 1.

コントロールユニット５０は、例えばＣＰＵやＲＯＭ、ＲＡＭ、周辺インターフェース等を有するマイクロコンピュータとして構成されている。また、燃料電池スタック１にはセル電圧センサ２および温度センサ（温度検知手段）３が付設されており、コントロールユニット５０は、これら各種センサおよび他の各種センサの検出値を読み込んで、その検出値に対する判断、演算結果により、各種制御信号を出力して、燃料電池システムの各部における動作を制御する。   The control unit 50 is configured as a microcomputer having, for example, a CPU, ROM, RAM, peripheral interface, and the like. Further, a cell voltage sensor 2 and a temperature sensor (temperature detection means) 3 are attached to the fuel cell stack 1, and the control unit 50 reads the detection values of these various sensors and other various sensors and detects the detection values. Various control signals are output according to the determination and the calculation result, and the operation of each part of the fuel cell system is controlled.

コントロールユニット５０は、構成要素としてガス流量制御手段を備えているが、これはＣＰＵ上で実行されるプログラムの機能的なまとまりを表したものであり、ガス流量制御手段は、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度が所定温度以下のとき、燃料電池スタック１の温度と該所定温度との差に基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げ、燃料電池スタック１の温度が該所定温度に達した時に該ガス流量が通常発電時のガス流量となるように、燃料電池スタック１の温度上昇と共に該ガス流量を下げる制御を行う。   The control unit 50 includes gas flow rate control means as a constituent element, which represents a functional group of programs executed on the CPU, and the gas flow rate control means includes a temperature sensor (temperature detection). Means) When the temperature of the fuel cell stack 1 based on 3 is equal to or lower than a predetermined temperature, based on the difference between the temperature of the fuel cell stack 1 and the predetermined temperature, the gas flow rate (at least one) of (fuel gas) or oxidant gas Is increased from that during normal power generation, and when the temperature of the fuel cell stack 1 reaches the predetermined temperature, the gas flow rate is decreased as the temperature of the fuel cell stack 1 increases so that the gas flow rate becomes the gas flow rate during normal power generation. Take control.

例えば、燃料電池スタック１を燃料電池車両の動力源として使用する場合、キーオン後に速やかな負荷取り出しが要求されるが、起動時の燃料電池スタック１の温度が比較的低い場合は、燃料ガスまたは酸化剤ガスの飽和蒸気圧が低いため、上記反応により生成した水分が蒸発せずに酸化剤極１０４内に残留するため、酸化剤極１０４での酸化剤ガスの拡散を阻害して式（２）の反応が阻害され、燃料電池スタック１の電圧が低下する、いわゆるフラッディングが発生しやすくなる。   For example, when the fuel cell stack 1 is used as a power source for a fuel cell vehicle, quick load removal is required after key-on, but when the temperature of the fuel cell stack 1 at the time of startup is relatively low, fuel gas or oxidation Since the saturated vapor pressure of the oxidant gas is low, the water generated by the above reaction does not evaporate and remains in the oxidant electrode 104, thereby inhibiting the diffusion of the oxidant gas at the oxidant electrode 104, and the equation (2) Thus, the so-called flooding, in which the voltage of the fuel cell stack 1 decreases, is likely to occur.

そこで、本実施例では、燃料電池システム起動時の燃料電池スタック１の温度が比較的低い場合は、燃料ガスまたは酸化剤ガスの流量を上げ、燃料電池スタック１の温度が上昇すると、ガス流量を通常発電時の流量に戻すことで、フラッディングを防止すると共に燃料電池スタック１からの迅速な負荷取り出しを実現し、またガス流量増大に伴う燃料電池システムの効率低下を抑制している。   Therefore, in this embodiment, when the temperature of the fuel cell stack 1 at the time of starting the fuel cell system is relatively low, the flow rate of the fuel gas or oxidant gas is increased, and when the temperature of the fuel cell stack 1 is increased, the gas flow rate is increased. By returning to the flow rate at the time of normal power generation, flooding is prevented, and a quick load removal from the fuel cell stack 1 is realized, and a decrease in efficiency of the fuel cell system due to an increase in gas flow rate is suppressed.

次に、以上のように構成される本実施例の燃料電池システムの運転時の動作について、図４〜図６を参照しながら説明する。ここで、図４は本実施例の燃料電池システムの運転制御を説明するフローチャート、図５は実施例１における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図、図６は酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係について実施例１と従来例とを対比して例示する説明図である。   Next, the operation at the time of operation of the fuel cell system of the present embodiment configured as described above will be described with reference to FIGS. Here, FIG. 4 is a flowchart for explaining the operation control of the fuel cell system of the present embodiment, FIG. 5 is an explanatory diagram illustrating the relationship between the change in the oxidant gas flow rate and the fuel cell stack temperature in the first embodiment, and FIG. It is explanatory drawing which illustrates the relationship between an agent gas flow rate change and a fuel cell stack temperature in comparison with Example 1 and a prior art example.

まず、コントロールユニット５０は、温度センサ（温度検知手段）３により燃料電池スタックの温度を検知してスタック温度Ｔstackを取得する（ステップＳ１０１）。   First, the control unit 50 detects the temperature of the fuel cell stack by the temperature sensor (temperature detection means) 3 and acquires the stack temperature Tstack (step S101).

次に、このスタック温度Ｔstackを所定温度Ｔsetと比較して（ステップＳ１０２）、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔset以上のときには、ステップＳ１０６に進んで通常発電制御に移行する。また、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに満たないときには、ステップＳ１０３に進んで酸化剤ガス流量制御を開始する。   Next, the stack temperature Tstack is compared with a predetermined temperature Tset (step S102), and when the stack temperature Tstack is equal to or higher than the predetermined temperature Tset, the process proceeds to step S106 and shifts to normal power generation control. Further, when the stack temperature Tstack is less than the predetermined temperature Tset, the process proceeds to step S103 and the oxidant gas flow rate control is started.

酸化剤ガス流量制御を開始（ステップＳ１０３）して、所定時間経過したら再びスタック温度Ｔstackを取得（ステップＳ１０４）して、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したか否かを判断する（ステップＳ１０５）。スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔset以上のときには、ステップＳ１０６に進んで通常発電制御に移行し、また、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達していないときには、ステップＳ１０３に戻って酸化剤ガス流量制御を継続する。   The oxidant gas flow rate control is started (step S103), and when a predetermined time has elapsed, the stack temperature Tstack is acquired again (step S104), and it is determined whether or not the stack temperature Tstack has reached the predetermined temperature Tset (step S105). ). When the stack temperature Tstack is equal to or higher than the predetermined temperature Tset, the routine proceeds to step S106 and shifts to the normal power generation control. When the stack temperature Tstack does not reach the predetermined temperature Tset, the routine returns to step S103 and the oxidant gas flow rate control is continued. To do.

図５を参照して具体的に説明すると、例えば、燃料電池スタック１を燃料電池車両の動力源として使用する場合、キーオン後に負荷取り出しが要求されるが、図５（ａ）に示すように、起動時のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetよりも低い場合は、酸化剤ガス流量制御（ステップＳ１０３）が開始される。酸化剤ガス流量制御では、図５（ｂ）に示すように、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackと所定温度Ｔsetの差に基づき、発電開始時の酸化剤ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定し、該酸化剤ガス流量に相応する酸化剤極圧力が設定されて、圧力センサ１９の検出値フィードバックによる圧力制御弁１６の制御により、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。その後、燃料電池スタック１の温度は発電継続とともに上昇していくが、酸化剤ガス流量は燃料電池スタック１の温度上昇とともに低下させ、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したときに通常運転時の酸化剤ガス流量となるように制御する。   Specifically, referring to FIG. 5, for example, when the fuel cell stack 1 is used as a power source of a fuel cell vehicle, load removal is required after key-on, but as shown in FIG. When the stack temperature Tstack at the time of activation is lower than the predetermined temperature Tset, the oxidant gas flow rate control (step S103) is started. In the oxidant gas flow rate control, as shown in FIG. 5B, based on the difference between the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 and the predetermined temperature Tset, the oxidant gas flow rate at the start of power generation (from the flow rate during normal power generation). And the oxidant electrode pressure corresponding to the oxidant gas flow rate is set, and the pressure control valve 16 is controlled by the detection value feedback of the pressure sensor 19 to control the oxidant electrode of the fuel cell stack 1. The pressure is maintained at the desired pressure. Thereafter, the temperature of the fuel cell stack 1 rises as power generation continues, but the oxidant gas flow rate decreases as the temperature of the fuel cell stack 1 rises, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches a predetermined temperature Tset. The oxidant gas flow rate during normal operation is controlled.

以上説明したように、本実施例の燃料電池システムでは、コントロールユニット５０のガス流量制御手段は、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度Ｔstackが所定温度Ｔset以下のとき、燃料電池スタック１の温度Ｔstackと該所定温度Ｔsetとの差に基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げ、燃料電池スタック１の温度Ｔstackが該所定温度Ｔsetに達した時に該ガス流量が通常発電時のガス流量となるように、燃料電池スタック１の温度Ｔstackの上昇と共に該ガス流量を下げる制御を行う。   As described above, in the fuel cell system of the present embodiment, the gas flow rate control means of the control unit 50 is configured such that when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 based on the temperature sensor (temperature detection means) 3 is equal to or lower than the predetermined temperature Tset. Based on the difference between the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 and the predetermined temperature Tset, the gas flow rate (at least one) of (fuel gas or) oxidant gas is increased from that during normal power generation, and the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 is Control is performed to decrease the gas flow rate as the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 rises so that the gas flow rate becomes the gas flow rate during normal power generation when the predetermined temperature Tset is reached.

燃料電池システム起動時の燃料電池スタック１の温度Ｔstackが低い場合、酸化剤極反応面で水分が過剰となり、図６（ｂ−２）に示すように、燃料電池スタック１の電圧が急激に低下する現象、いわゆるフラッディングが発生しやすくなるが、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量を上げることで、図６（ａ−２）に示すように、燃料電池スタック１の電圧をほぼ一定に保ってフラッディングを解消することができる。   When the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the time of starting the fuel cell system is low, water becomes excessive on the oxidant electrode reaction surface, and the voltage of the fuel cell stack 1 rapidly decreases as shown in FIG. 6 (b-2). However, by increasing the gas flow rate of the (fuel gas or) oxidant gas, the voltage of the fuel cell stack 1 is made almost constant as shown in FIG. This can be done to eliminate flooding.

また、燃料電池スタック１は、発電することによりスタック温度Ｔstackが上昇し、スタック温度Ｔstackが高いほどフラッディングは解消されるので、スタック温度Ｔstackの上昇とともに（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量を下げることで、フラッディングの解消に必要となる（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量増加を最小限に抑制することができる。   In addition, the fuel cell stack 1 generates a stack temperature Tstack as a result of power generation, and the higher the stack temperature Tstack, the more the flooding is eliminated. Therefore, as the stack temperature Tstack increases, the gas flow rate of the oxidant gas (fuel gas) increases. By lowering, an increase in the gas flow rate of (oxidizing gas) (fuel gas or oxidizer gas) necessary for eliminating flooding can be minimized.

したがって、燃料電池スタック１の負荷を下げることなくフラッディングを解消できるため、燃料電池スタック１の温度Ｔstackが低い状態から、より迅速に通常の運転温度まで燃料電池スタック１の温度Ｔstackを上昇させることができる。また、温度上昇とともに（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量を下げているので、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの増大に伴う燃料電池システムの効率低下を最小限に抑制することができる。   Accordingly, since the flooding can be eliminated without reducing the load of the fuel cell stack 1, the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 can be raised more quickly from the low temperature Tstack of the fuel cell stack 1 to the normal operating temperature. it can. Moreover, since the gas flow rate of the (oxidizing gas) (fuel gas or) is decreased as the temperature rises, it is possible to minimize a decrease in efficiency of the fuel cell system due to an increase in the (oxidizing gas) or (fuel gas).

次に、本発明の実施例２に係る燃料電池システムについて説明する。実施例２の燃料電池システムの構成は、実施例１の構成（図１，図２および図３）と同等であり、各構成要素の具体的説明を省略する。   Next, a fuel cell system according to Example 2 of the present invention will be described. The configuration of the fuel cell system of Example 2 is the same as the configuration of Example 1 (FIGS. 1, 2 and 3), and a specific description of each component will be omitted.

ただし、起動時に、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度Ｔstackが零度以下であって零下発電を行うとき、コントロールユニット５０のガス流量制御手段において、該零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値に基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げる点が実施例１とは異なる。   However, at the time of start-up, when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 based on the temperature sensor (temperature detection means) 3 is less than zero degree and performs sub-zero power generation, the gas flow rate control means of the control unit 50 uses the fuel during the sub-zero power generation. The difference from the first embodiment is that the gas flow rate (at least one) of the (fuel gas or) oxidant gas is increased from that during normal power generation based on the integrated value of the removal load of the battery stack 1.

次に、本実施例の燃料電池システムの運転時の動作について、図７〜図９を参照しながら説明する。ここで、図７は本実施例の燃料電池システムの運転制御を説明するフローチャート、図８は零下発電前後の負荷の変化と零下発電時の負荷の積分値を例示する説明図、図９は実施例２における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。   Next, the operation at the time of operation of the fuel cell system of the present embodiment will be described with reference to FIGS. Here, FIG. 7 is a flowchart for explaining the operation control of the fuel cell system of this embodiment, FIG. 8 is an explanatory diagram illustrating the load change before and after subzero power generation, and the integrated value of the load at subzero power generation, and FIG. 6 is an explanatory diagram illustrating the relationship between a change in oxidant gas flow rate and a fuel cell stack temperature in Example 2. FIG.

まず、コントロールユニット５０は、温度センサ（温度検知手段）３により燃料電池スタックの温度を検知してスタック温度Ｔstackを取得する（ステップＳ２０１）。   First, the control unit 50 detects the temperature of the fuel cell stack by the temperature sensor (temperature detection means) 3 and acquires the stack temperature Tstack (step S201).

次に、このスタック温度Ｔstackを氷点（０℃）と比較して（ステップＳ２０２）、スタック温度Ｔstackが氷点（０℃）以上のときには、ステップＳ２０６に進み、また、スタック温度Ｔstackが氷点（０℃）に満たないときには、ステップＳ２０３に進んで零下発電制御を開始する。   Next, the stack temperature Tstack is compared with the freezing point (0 ° C.) (step S202). When the stack temperature Tstack is equal to or higher than the freezing point (0 ° C.), the process proceeds to step S206. ), The process proceeds to step S203 to start sub-zero power generation control.

零下発電制御を開始（ステップＳ２０３）して、所定時間経過したら再びスタック温度Ｔstackを取得（ステップＳ２０４）して、スタック温度Ｔstackが氷点（０℃）に達したか否かを判断する（ステップＳ２０５）。スタック温度Ｔstackが氷点（０℃）以上のときには、ステップＳ２０６に進み、また、スタック温度Ｔstackが氷点（０℃）に達していないときには、ステップＳ２０３に戻って零下発電制御を継続する。   The sub-zero power generation control is started (step S203), and when a predetermined time has elapsed, the stack temperature Tstack is acquired again (step S204), and it is determined whether or not the stack temperature Tstack has reached the freezing point (0 ° C.) (step S205). ). When the stack temperature Tstack is equal to or higher than the freezing point (0 ° C.), the process proceeds to step S206. When the stack temperature Tstack has not reached the freezing point (0 ° C.), the process returns to step S203 and the subzero power generation control is continued.

次に、ステップＳ２０６では、スタック温度Ｔstackを所定温度Ｔsetと比較して、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔset以上のときには、ステップＳ２１０に進んで通常発電制御に移行する。また、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに満たないときには、ステップＳ２０７に進んで酸化剤ガス流量制御を開始する。   Next, in step S206, the stack temperature Tstack is compared with the predetermined temperature Tset, and when the stack temperature Tstack is equal to or higher than the predetermined temperature Tset, the process proceeds to step S210 and shifts to normal power generation control. When the stack temperature Tstack is less than the predetermined temperature Tset, the process proceeds to step S207 to start the oxidant gas flow rate control.

酸化剤ガス流量制御を開始（ステップＳ２０７）して、所定時間経過したら再びスタック温度Ｔstackを取得（ステップＳ２０８）して、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したか否かを判断する（ステップＳ２０９）。スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔset以上のときには、ステップＳ２１０に進んで通常発電制御に移行し、また、スタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達していないときには、ステップＳ２０７に戻って酸化剤ガス流量制御を継続する。   The oxidant gas flow rate control is started (step S207), and when the predetermined time has elapsed, the stack temperature Tstack is acquired again (step S208), and it is determined whether or not the stack temperature Tstack has reached the predetermined temperature Tset (step S209). ). When the stack temperature Tstack is equal to or higher than the predetermined temperature Tset, the process proceeds to step S210 and shifts to the normal power generation control. When the stack temperature Tstack does not reach the predetermined temperature Tset, the process returns to step S207 and the oxidant gas flow rate control is continued. To do.

一般的に、起動時に、燃料電池スタック１の温度Ｔstackが零度以下のときには、図８に示すように、零下発電を行った後、スタック温度Ｔstackが氷点に達してから通常発電に移行する。このような零下発電を行う場合、本実施例では、図９に示すように、酸化剤ガス流量制御（ステップＳ２０７）の後に通常発電に移行するようにしている。   In general, when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 is less than or equal to zero degrees at the start-up, as shown in FIG. 8, after sub-zero power generation, the stack temperature Tstack reaches the freezing point and shifts to normal power generation. In the case where such sub-zero power generation is performed, in this embodiment, as shown in FIG. 9, after the oxidant gas flow rate control (step S207), transition to normal power generation is performed.

すなわち、図９（ａ−１）に示すように、零下起動完了後の発電開始時に酸化剤ガス流量制御（ステップＳ２０７）が開始される。酸化剤ガス流量制御では、図９（ｂ−１）に示すように、零下発電時の零下発電を開始してから燃料電池スタック１の温度Ｔstackが氷点（０℃）に達するまでの燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値（図８中のＡ）に基づき、発電開始時の酸化剤ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定し、該酸化剤ガス流量に相応する酸化剤極圧力が設定されて、圧力センサ１９の検出値フィードバックによる圧力制御弁１６の制御により、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。その後、燃料電池スタック１の温度は発電継続とともに上昇していくが、酸化剤ガス流量は燃料電池スタック１の温度上昇とともに低下させ、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したときに通常運転時の酸化剤ガス流量となるように制御する。   That is, as shown in FIG. 9 (a-1), the oxidant gas flow rate control (step S207) is started at the start of power generation after the start-up below zero is completed. In the oxidant gas flow rate control, as shown in FIG. 9 (b-1), the fuel cell stack from the start of subzero power generation during subzero power generation until the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches the freezing point (0 ° C.). Based on the integral value (A in FIG. 8) of the take-out load of 1, the oxidant gas flow rate at the start of power generation is determined (a gas flow rate larger than the flow rate during normal power generation) and corresponds to the oxidant gas flow rate. The oxidant electrode pressure is set, and the oxidant electrode pressure of the fuel cell stack 1 is maintained at a desired pressure by control of the pressure control valve 16 by detection value feedback of the pressure sensor 19. Thereafter, the temperature of the fuel cell stack 1 rises as power generation continues, but the oxidant gas flow rate decreases as the temperature of the fuel cell stack 1 rises, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches a predetermined temperature Tset. The oxidant gas flow rate during normal operation is controlled.

なお、図９（ａ−２）および（ｂ−２）に示すように、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａが大きいほど、燃料電池スタック１の温度が氷点（０℃）に達した後の酸化剤ガス流量を大きく設定している。   As shown in FIGS. 9A-2 and 9B-2, as the integral value A of the take-out load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation is larger, the temperature of the fuel cell stack 1 becomes the freezing point (0 ° C. ), The oxidant gas flow rate is set large.

以上説明したように、本実施例の燃料電池システムでは、起動時に、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度Ｔstackが零度以下であって零下発電を行うとき、コントロールユニット５０のガス流量制御手段において、該零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａに基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げるようにしている。   As described above, in the fuel cell system according to the present embodiment, at the time of start-up, when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 based on the temperature sensor (temperature detecting means) 3 is less than zero degrees and power generation below zero is performed, the control unit 50 In the gas flow rate control means, based on the integral value A of the take-out load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation, the gas flow rate (at least one) of (fuel gas) or oxidant gas is made higher than that during normal power generation. I have to.

燃料電池スタック１を零下から起動させた後は、燃料電池スタック１の電極により多くの水分が蓄積されているため、燃料電池スタック１の温度が氷点以上の比較的低い温度である場合はフラッディングが発生しやすくなる。また、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａが大きいほど、零下発電により生成した水分が多いことから、酸化剤極に蓄積されている水分がより多く、零下発電後のフラッディングが発生しやすくなる。   After starting the fuel cell stack 1 from below zero, a large amount of water is accumulated in the electrodes of the fuel cell stack 1, and therefore flooding occurs when the temperature of the fuel cell stack 1 is relatively low above the freezing point. It tends to occur. Further, the larger the integral value A of the take-off load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation, the more water is generated by sub-zero power generation, so more water is accumulated in the oxidizer electrode, and flooding after sub-zero power generation Is likely to occur.

本実施例では、燃料電池スタック１の零下発電時の取り出し負荷の積分値Ａに基づき、零下発電によって燃料電池スタック１の電極に蓄積された水分を予測し、該取り出し負荷の積分値Ａに基づいて（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量を制御する（上げる）ことで、零下発電後に酸化剤極に蓄積された水分量に基づいて（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量を制御していることとなり、必要に応じた最低限の（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量に増大させることが可能となるので、より効果的にフラッディングを解消し、零下からの迅速な起動を可能にすると共に、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量増大に伴う燃料電池システムの効率低下を最小限に抑制することができる。   In this embodiment, the water accumulated in the electrode of the fuel cell stack 1 by sub-zero power generation is predicted based on the integral value A of the take-out load during sub-zero power generation of the fuel cell stack 1, and based on the integral value A of the take-out load. By controlling (increasing) the gas flow rate of the oxidant gas (fuel gas or), the gas flow rate of the oxidant gas (fuel gas or) is controlled based on the amount of water accumulated in the oxidant electrode after subzero power generation. As a result, it is possible to increase the gas flow rate of the minimum (fuel gas or oxidant gas) as necessary, eliminating flooding more effectively and enabling quick start-up from below zero. In addition, a decrease in the efficiency of the fuel cell system accompanying an increase in the gas flow rate of the (fuel gas) or oxidant gas can be minimized.

次に、本発明の実施例３に係る燃料電池システムについて説明する。実施例３の燃料電池システムの構成は、実施例１の構成（図１，図２および図３）と同等であり、各構成要素の具体的説明を省略する。   Next, a fuel cell system according to Example 3 of the present invention will be described. The configuration of the fuel cell system of Example 3 is the same as the configuration of Example 1 (FIGS. 1, 2 and 3), and a specific description of each component will be omitted.

ただし、起動時に、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度Ｔstackが零度以下であって零下発電を行うとき、コントロールユニット５０のガス流量制御手段において、該零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度に基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げる点が実施例１とは異なる。   However, at the time of start-up, when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 based on the temperature sensor (temperature detection means) 3 is less than zero degree and performs sub-zero power generation, the gas flow control means of the control unit 50 starts the start of the sub-zero power generation. The difference from Example 1 is that the gas flow rate (at least one) of (fuel gas or) oxidant gas is increased from that during normal power generation based on the temperature of the fuel cell stack 1 in FIG.

次に、本実施例の燃料電池システムの運転時の動作について、図１０を参照しながら説明する。ここで、図１０は実施例３における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。なお、動作制御の手順は実施例２（図７）と同一である。   Next, the operation at the time of operation of the fuel cell system of the present embodiment will be described with reference to FIG. Here, FIG. 10 is an explanatory diagram illustrating the relationship between the change in the oxidant gas flow rate and the fuel cell stack temperature in the third embodiment. The operation control procedure is the same as that of the second embodiment (FIG. 7).

本実施例では、図１０（ａ−１）に示すように、零下起動完了後の発電開始時に酸化剤ガス流量制御（図７のステップＳ２０７）が開始される。酸化剤ガス流量制御では、図１０（ｂ−１）に示すように、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度Ｔstackに基づき、発電開始時の酸化剤ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定し、該酸化剤ガス流量に相応する酸化剤極圧力が設定されて、圧力センサ１９の検出値フィードバックによる圧力制御弁１６の制御により、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。その後、燃料電池スタック１の温度は発電継続とともに上昇していくが、酸化剤ガス流量は燃料電池スタック１の温度上昇とともに低下させ、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したときに通常運転時の酸化剤ガス流量となるように制御する。   In the present embodiment, as shown in FIG. 10 (a-1), the oxidant gas flow rate control (step S207 in FIG. 7) is started at the start of power generation after completion of the below-zero startup. In the oxidant gas flow rate control, as shown in FIG. 10 (b-1), based on the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the start of subzero power generation, the oxidant gas flow rate at the start of power generation (the flow rate during normal power generation). And the oxidant electrode pressure corresponding to the oxidant gas flow rate is set, and the control of the pressure control valve 16 by feedback of the detection value of the pressure sensor 19 causes the oxidant of the fuel cell stack 1 to be determined. The extreme pressure is maintained at the desired pressure. Thereafter, the temperature of the fuel cell stack 1 rises as power generation continues, but the oxidant gas flow rate decreases as the temperature of the fuel cell stack 1 rises, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches a predetermined temperature Tset. The oxidant gas flow rate during normal operation is controlled.

なお、図１０（ａ−２）および（ｂ−２）に示すように、燃料電池スタック１の温度Ｔstackが低いほど、燃料電池スタック１の温度Ｔstackが氷点（０℃）に達した後の酸化剤ガス流量を大きく設定している。   As shown in FIGS. 10 (a-2) and (b-2), the lower the temperature Tstack of the fuel cell stack 1, the more the oxidation after the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches the freezing point (0 ° C.). The agent gas flow rate is set large.

以上説明したように、本実施例の燃料電池システムでは、起動時に、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度Ｔstackが零度以下であって零下発電を行うとき、コントロールユニット５０のガス流量制御手段において、該零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度Ｔstackに基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げるようにしている。   As described above, in the fuel cell system according to the present embodiment, at the time of start-up, when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 based on the temperature sensor (temperature detecting means) 3 is less than zero degrees and power generation below zero is performed, the control unit 50 In this gas flow rate control means, based on the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the start of starting the sub-zero power generation, the gas flow rate (at least one) of (fuel gas) or oxidant gas is set higher than that during normal power generation. Yes.

燃料電池スタック１の零下からの起動において、起動開始の燃料電池スタック１の温度Ｔstackにより燃料電池スタック１の零下での運転時間が変わり、燃料電池スタック１の電極に蓄積される水分量も変わることになる。つまり、零下発電開始温度が低いほど、氷点（０℃）に達するまでの時間が長くなるため、零下発電において酸化剤極に蓄積される水分量は多くなるので、零下発電後にフラッディングが発生しやすくなる。   When starting the fuel cell stack 1 from below zero, the operating time of the fuel cell stack 1 below zero varies depending on the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the start of startup, and the amount of water accumulated in the electrodes of the fuel cell stack 1 also changes. become. That is, the lower the subzero power generation start temperature, the longer it takes to reach the freezing point (0 ° C.), so the amount of moisture accumulated in the oxidizer electrode during subzero power generation increases, so flooding is likely to occur after subzero power generation. Become.

本実施例では、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度Ｔstackに基づき、零下発電によって燃料電池スタック１の電極に蓄積される水分量を予測評価し、該起動開始時の燃料電池スタック１の温度Ｔstackに基づいて（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量を制御する（上げる）ことで、零下発電後に酸化剤極に蓄積された水分量に基づいて（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量を制御していることとなり、実施例２と比較してより簡素な制御手順で、必要に応じた最低限の（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量に増大させることが可能となるので、より効果的にフラッディングを解消し、零下からの迅速な起動を可能にすると共に、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量増大に伴う燃料電池システムの効率低下を最小限に抑制することができる。   In the present embodiment, based on the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the start of start-up of sub-zero power generation, the amount of water accumulated in the electrode of the fuel cell stack 1 by sub-zero power generation is predicted and evaluated, and the fuel cell stack 1 at the start of start-up By controlling (increasing) the gas flow rate of the oxidant gas (fuel gas or) based on the temperature Tstack of the fuel gas (or fuel gas) based on the amount of water accumulated in the oxidant electrode after subzero power generation Since the gas flow rate is controlled, it is possible to increase the gas flow rate of the minimum (fuel gas or) oxidant gas as necessary with a simpler control procedure compared to the second embodiment. Therefore, the flooding can be eliminated more effectively, enabling quick start-up from below zero and reducing the efficiency of the fuel cell system due to the increase in the gas flow rate of (fuel gas) or oxidant gas. It can be minimized.

次に、本発明の実施例４に係る燃料電池システムについて説明する。図１１は本発明の実施例に係る燃料電池システムの構成図である。同図に示すように、実施例４の燃料電池システムの構成は、実施例１の構成（図１，図２および図３）とほぼ同等であるが、コントロールユニット５１の制御の下で燃料電池スタック１を加熱する加熱手段７０を備えた点が異なる。なお、コントロールユニット５１は、実施例１のコントロールユニット５０と同様にマイクロコンピュータとして構成されている。   Next, a fuel cell system according to Example 4 of the present invention will be described. FIG. 11 is a configuration diagram of a fuel cell system according to an embodiment of the present invention. As shown in the figure, the configuration of the fuel cell system of the fourth embodiment is almost the same as the configuration of the first embodiment (FIGS. 1, 2 and 3), but the fuel cell is controlled under the control of the control unit 51. The difference is that a heating means 70 for heating the stack 1 is provided. The control unit 51 is configured as a microcomputer in the same manner as the control unit 50 of the first embodiment.

また、実施例２および実施例３と同様に、起動時に、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度Ｔstackが零度以下のときに零下発電を行うが、コントロールユニット５１のガス流量制御手段において、零下発電において加熱手段７０を使用したか否かに基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を変化させる点が異なる。   Similarly to the second and third embodiments, at the time of start-up, subzero power generation is performed when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 based on the temperature sensor (temperature detection means) 3 is less than zero degrees. The flow rate control means is different in that the gas flow rate (at least one) of (fuel gas or) oxidant gas is changed based on whether or not the heating means 70 is used in sub-zero power generation.

次に、本実施例の燃料電池システムの運転時の動作について、図１２を参照しながら説明する。ここで、図１２は実施例４における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。なお、動作制御の手順は実施例２（図７）と同一である。   Next, the operation at the time of operation of the fuel cell system of the present embodiment will be described with reference to FIG. Here, FIG. 12 is an explanatory diagram illustrating the relationship between the change in the oxidant gas flow rate and the fuel cell stack temperature in the fourth embodiment. The operation control procedure is the same as that of the second embodiment (FIG. 7).

本実施例では、図１２（ａ−１）に示すように、零下起動完了後の発電開始時に酸化剤ガス流量制御（図７のステップＳ２０７）が開始される。酸化剤ガス流量制御では、零下発電時に加熱手段７０を使用しなかった場合には、図１０（ｂ−１）に示すように、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａ、或いは、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度Ｔstackに基づき、発電開始時の酸化剤ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定し、該酸化剤ガス流量に相応する酸化剤極圧力が設定されて、圧力センサ１９の検出値フィードバックによる圧力制御弁１６の制御により、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。その後、燃料電池スタック１の温度は発電継続とともに上昇していくが、酸化剤ガス流量は燃料電池スタック１の温度上昇とともに低下させ、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したときに通常運転時の酸化剤ガス流量となるように制御する。   In this embodiment, as shown in FIG. 12 (a-1), the oxidant gas flow rate control (step S207 in FIG. 7) is started at the start of power generation after completion of the below-zero startup. In the oxidant gas flow rate control, when the heating means 70 is not used during sub-zero power generation, as shown in FIG. 10 (b-1), the integrated value A of the take-out load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation, Alternatively, based on the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the start of sub-zero power generation, the oxidant gas flow rate at the start of power generation is determined (a gas flow rate larger than the flow rate during normal power generation), and the oxidant gas flow rate is determined accordingly. The oxidant electrode pressure is set, and the oxidant electrode pressure of the fuel cell stack 1 is maintained at a desired pressure by the control of the pressure control valve 16 by the detection value feedback of the pressure sensor 19. Thereafter, the temperature of the fuel cell stack 1 rises as power generation continues, but the oxidant gas flow rate decreases as the temperature of the fuel cell stack 1 rises, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches a predetermined temperature Tset. The oxidant gas flow rate during normal operation is controlled.

また、零下発電において加熱手段７０を使用した場合には、図１２（ａ−２）および（ｂ−２）に示すように、加熱手段７０を使用しなかった場合よりも酸化剤ガス流量を小さく設定して、同様のガス圧力制御を行う。   Further, when the heating means 70 is used in sub-zero power generation, the oxidant gas flow rate is smaller than that when the heating means 70 is not used, as shown in FIGS. 12 (a-2) and (b-2). Set and perform similar gas pressure control.

以上説明したように、本実施例の燃料電池システムでは、起動時に、温度センサ（温度検知手段）３に基づく燃料電池スタック１の温度Ｔstackが零度以下であって零下発電を行うとき、コントロールユニット５０のガス流量制御手段において、零下発電時に加熱手段７０を使用したか否かに基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を変化させるようにしている。   As described above, in the fuel cell system according to the present embodiment, at the time of start-up, when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 based on the temperature sensor (temperature detecting means) 3 is less than zero degrees and power generation below zero is performed, the control unit 50 In the gas flow rate control means, the gas flow rate (at least one) of (fuel gas) or oxidant gas is changed based on whether or not the heating means 70 is used during sub-zero power generation.

燃料電池スタック１の零下からの起動においては、加熱手段７０による外部加熱の有無は燃料電池スタック１の零下での発電時間に大きく影響するので、外部加熱を使用したか否かによって（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を変化させることで、より最適なガス流量制御が可能となる。   When starting the fuel cell stack 1 from below zero, the presence or absence of external heating by the heating means 70 greatly affects the power generation time of the fuel cell stack 1 below zero, so depending on whether or not external heating is used (fuel gas or ) By changing the gas flow rate (at least one) of the oxidant gas, more optimal gas flow rate control is possible.

つまり、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）制御因子として、実施例２および実施例３のような燃料電池スタックの電極に蓄積されている水分量のみではなく、加熱手段７０による外部加熱の有無も付加しているため、より緻密な制御が可能となる。   That is, not only the amount of water accumulated in the electrodes of the fuel cell stack as in Example 2 and Example 3 but also the heating means 70 as the (at least one) control factor of (fuel gas) or oxidant gas. Since the presence or absence of external heating is also added, more precise control is possible.

次に、本発明の実施例５に係る燃料電池システムについて説明する。実施例５の燃料電池システムの構成は、実施例１の構成（図１，図２および図３）または実施例４の構成（図１１，図２および図３）と同等であり、各構成要素の具体的説明を省略する。   Next, a fuel cell system according to Embodiment 5 of the present invention will be described. The configuration of the fuel cell system of Example 5 is the same as the configuration of Example 1 (FIGS. 1, 2, and 3) or the configuration of Example 4 (FIGS. 11, 2, and 3). The specific explanation of is omitted.

ただし、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷に基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げる点が異なる。   However, the difference is that the gas flow rate (at least one) of (fuel gas or) oxidant gas is increased from that during normal power generation based on the take-out load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop in the previous operation of the fuel cell system. .

次に、本実施例の燃料電池システムの運転時の動作について、図１３を参照しながら説明する。ここで、図１３は実施例５における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。なお、動作制御の手順は実施例１（図４）または実施例２（図７）と同一である。   Next, the operation at the time of operation of the fuel cell system of the present embodiment will be described with reference to FIG. FIG. 13 is an explanatory diagram illustrating the relationship between the change in the oxidant gas flow rate and the fuel cell stack temperature in the fifth embodiment. The operation control procedure is the same as in the first embodiment (FIG. 4) or the second embodiment (FIG. 7).

本実施例では、図１３（ａ−１）に示すように、酸化剤ガス流量制御（図４のステップＳ１０３または図７のステップＳ２０７）が開始されると、図１３（ｂ−１）に示すように、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷、並びに、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackと所定温度Ｔsetの差（実施例１参照）、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａ（実施例２参照）、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度Ｔstack（実施例３参照）、或いは、加熱手段７０による外部加熱の有無（実施例４参照）に基づき、発電開始時の酸化剤ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定し、該酸化剤ガス流量に相応する酸化剤極圧力が設定されて、圧力センサ１９の検出値フィードバックによる圧力制御弁１６の制御により、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。その後、燃料電池スタック１の温度は発電継続とともに上昇していくが、酸化剤ガス流量は燃料電池スタック１の温度上昇とともに低下させ、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したときに通常運転時の酸化剤ガス流量となるように制御する。   In this embodiment, as shown in FIG. 13 (a-1), when the oxidant gas flow rate control (step S103 in FIG. 4 or step S207 in FIG. 7) is started, it is shown in FIG. 13 (b-1). As described above, the take-out load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop in the previous operation of the fuel cell system, the difference between the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 and the predetermined temperature Tset (see Example 1), The integrated value A of the take-out load of the fuel cell stack 1 (see Example 2), the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the start of starting sub-zero power generation (see Example 3), or the presence or absence of external heating by the heating means 70 (implementation) Based on Example 4), the oxidant gas flow rate at the start of power generation is determined (a gas flow rate larger than the flow rate during normal power generation), and the oxidant pole pressure corresponding to the oxidant gas flow rate is set. By controlling the pressure control valve 16 by the detection value feedback of the pressure sensor 19, the oxidant electrode pressure of the fuel cell stack 1 is maintained at a desired pressure. Thereafter, the temperature of the fuel cell stack 1 rises as power generation continues, but the oxidant gas flow rate decreases as the temperature of the fuel cell stack 1 rises, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches a predetermined temperature Tset. The oxidant gas flow rate during normal operation is controlled.

なお、図１３（ａ−２）および（ｂ−２）に示すように、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷が大きいほど、酸化剤ガス流量制御開始時の酸化剤ガス流量を大きく設定している。   As shown in FIGS. 13 (a-2) and (b-2), the larger the take-out load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop in the previous operation of the fuel cell system, the larger the oxidant gas flow rate control start time. The oxidant gas flow rate is set large.

以上説明したように、本実施例の燃料電池システムでは、コントロールユニット５０または５１のガス流量制御手段は、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷に基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げるようにしている。   As described above, in the fuel cell system of the present embodiment, the gas flow rate control means of the control unit 50 or 51 is based on the removal load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop in the previous operation of the fuel cell system ( The gas flow rate (at least one) of the fuel gas or oxidant gas is set higher than that during normal power generation.

燃料電池スタック１に残留・蓄積される水分量は、前回発電時の負荷の状態（停止条件）により変動するので、前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷に基づき、該取り出し負荷が大きいほど（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を大きく上げることにより、必要に応じた最低限の（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量に増大させることが可能となるので、より効果的にフラッディングを解消し、零下または比較的低い温度からの迅速な起動を可能にすると共に、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量増大に伴う燃料電池システムの効率低下を最小限に抑制することができる。   The amount of moisture remaining and accumulated in the fuel cell stack 1 varies depending on the load state (stop condition) at the time of the previous power generation, so that the take-off load is based on the take-out load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop at the previous operation. It is possible to increase the gas flow rate of (at least one of) the oxidant gas (fuel gas or) to the minimum (fuel gas or) oxidant gas flow rate as required by increasing the gas flow rate (at least one) of the oxidant gas. Therefore, the flooding can be more effectively eliminated, enabling quick start-up from below zero or a relatively low temperature, and reducing the efficiency of the fuel cell system as the gas flow rate of (fuel gas) or oxidant gas increases. It can be minimized.

次に、本発明の実施例６に係る燃料電池システムについて説明する。実施例６の燃料電池システムの構成は、実施例１の構成（図１，図２および図３）または実施例４の構成（図１１，図２および図３）と同等であり、各構成要素の具体的説明を省略する。   Next, a fuel cell system according to Example 6 of the present invention will be described. The configuration of the fuel cell system of Example 6 is the same as the configuration of Example 1 (FIGS. 1, 2, and 3) or the configuration of Example 4 (FIGS. 11, 2, and 3). The specific explanation of is omitted.

ただし、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる燃料電池スタック１の温度、該パージにおけるパージガス流量、或いは、該パージの継続時間の何れかに基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げる点が異なる。   However, based on either the temperature of the fuel cell stack 1 due to purging at the time of the previous stoppage of the fuel cell system, the purge gas flow rate in the purge, or the duration of the purge (of fuel gas or) oxidant gas ( The difference is that the gas flow rate (at least one) is higher than that during normal power generation.

次に、本実施例の燃料電池システムの運転時の動作について、図１４を参照しながら説明する。ここで、図１４は実施例６における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。なお、動作制御の手順は実施例１（図４）または実施例２（図７）と同一である。   Next, the operation at the time of operation of the fuel cell system of the present embodiment will be described with reference to FIG. Here, FIG. 14 is an explanatory diagram illustrating the relationship between the change in the oxidant gas flow rate and the fuel cell stack temperature in the sixth embodiment. The operation control procedure is the same as in the first embodiment (FIG. 4) or the second embodiment (FIG. 7).

本実施例では、図１４（ａ−１）に示すように、酸化剤ガス流量制御（図４のステップＳ１０３または図７のステップＳ２０７）が開始されると、図１４（ｂ−１）に示すように、当該燃料電池システムの前回運転停止時の水素パージによる燃料電池スタック１の温度、該パージにおけるパージガス流量、或いは、該パージの継続時間の何れか、並びに、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackと所定温度Ｔsetの差（実施例１参照）、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａ（実施例２参照）、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度Ｔstack（実施例３参照）、加熱手段７０による外部加熱の有無（実施例４参照）、或いは、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷（実施例５参照）に基づき、発電開始時の酸化剤ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定し、該酸化剤ガス流量に相応する酸化剤極圧力が設定されて、圧力センサ１９の検出値フィードバックによる圧力制御弁１６の制御により、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。その後、燃料電池スタック１の温度は発電継続とともに上昇していくが、酸化剤ガス流量は燃料電池スタック１の温度上昇とともに低下させ、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したときに通常運転時の酸化剤ガス流量となるように制御する。   In this embodiment, as shown in FIG. 14 (a-1), when the oxidant gas flow rate control (step S103 in FIG. 4 or step S207 in FIG. 7) is started, it is shown in FIG. 14 (b-1). As described above, either the temperature of the fuel cell stack 1 due to the hydrogen purge at the previous stop of the fuel cell system, the purge gas flow rate in the purge, or the duration of the purge, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 And the predetermined temperature Tset (see Example 1), the integrated value A (see Example 2) of the take-out load of the fuel cell stack 1 during subzero power generation, and the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 at the start of subzero power generation start (implementation) (See Example 3), the presence or absence of external heating by the heating means 70 (see Example 4), or the removal of the fuel cell stack 1 just before stopping during the previous operation of the fuel cell system. Based on the discharge load (see Example 5), the oxidant gas flow rate at the start of power generation is determined (a gas flow rate larger than the flow rate during normal power generation), and the oxidant pole pressure corresponding to the oxidant gas flow rate is determined. The oxidant electrode pressure of the fuel cell stack 1 is maintained at a desired pressure by the control of the pressure control valve 16 by the detection value feedback of the pressure sensor 19 being set. Thereafter, the temperature of the fuel cell stack 1 rises as power generation continues, but the oxidant gas flow rate decreases as the temperature of the fuel cell stack 1 rises, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches a predetermined temperature Tset. The oxidant gas flow rate during normal operation is controlled.

なお、図１４（ａ−２）および（ｂ−２）に示すように、前回運転停止時の水素パージによる燃料電池スタック１の温度が低いほど、また、該パージにおけるパージガス流量が少ないほど、また、該パージの継続時間が短いほど、酸化剤ガス流量制御開始時の酸化剤ガス流量を大きく設定している。   As shown in FIGS. 14 (a-2) and (b-2), the lower the temperature of the fuel cell stack 1 due to the hydrogen purge during the previous operation stop, and the smaller the purge gas flow rate in the purge, The shorter the duration of the purge, the larger the oxidant gas flow rate at the start of the oxidant gas flow rate control.

以上説明したように、本実施例の燃料電池システムでは、コントロールユニット５０または５１のガス流量制御手段は、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる燃料電池スタック１の温度、該パージにおけるパージガス流量、或いは、該パージの継続時間の何れかに基づき、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を通常発電時よりも上げるようにしている。   As described above, in the fuel cell system of the present embodiment, the gas flow rate control means of the control unit 50 or 51 includes the temperature of the fuel cell stack 1 due to the purge at the previous stop of the fuel cell system, the purge gas in the purge Based on either the flow rate or the duration of the purge, the gas flow rate (at least one) of the (fuel gas) or oxidant gas is set higher than that during normal power generation.

燃料電池スタック１に蓄積される水分量は、前回運転停止時のパージ条件により変動する。本実施例では、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる燃料電池スタック１の温度、該パージにおけるパージガス流量、或いは、該パージの継続時間の何れかに基づき、前回運転停止時の水素パージによる燃料電池スタック１の温度が低いほど、また、該パージにおけるパージガス流量が少ないほど、また、該パージの継続時間が短いほど、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスの（少なくとも一方の）ガス流量を大きく上げることにより、必要に応じた最低限の（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量に増大させることが可能となるので、より効果的にフラッディングを解消し、零下または比較的低い温度からの迅速な起動を可能にすると共に、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量増大に伴う燃料電池システムの効率低下を最小限に抑制することができる。   The amount of water accumulated in the fuel cell stack 1 varies depending on the purge conditions when the previous operation was stopped. In this embodiment, based on the temperature of the fuel cell stack 1 due to the purge at the previous stop of the fuel cell system, the purge gas flow rate at the purge, or the duration of the purge, the hydrogen purge at the previous stop of the operation is performed. The lower the temperature of the fuel cell stack 1 according to the above, the smaller the purge gas flow rate in the purge, and the shorter the purge duration, the (fuel gas) or (at least one) oxidant gas flow rate is reduced. A large increase makes it possible to increase the gas flow rate of the minimum (fuel gas or oxidant gas) as required, so that the flooding can be more effectively eliminated and the temperature from below zero or relatively low temperature can be reduced. Enables quick start-up and reduces the efficiency of the fuel cell system with increased gas flow (fuel gas or oxidant gas) It can be suppressed to a minimum.

次に、本発明の実施例７に係る燃料電池システムについて説明する。実施例７の燃料電池システムの構成は、実施例４の構成（図１１，図２および図３）と同等であり、各構成要素の具体的説明を省略する。   Next, a fuel cell system according to Example 7 of the present invention will be described. The configuration of the fuel cell system of Example 7 is the same as that of Example 4 (FIGS. 11, 2, and 3), and a specific description of each component will be omitted.

ただし、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａ（実施例２参照）、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度（実施例３参照）、零下発電において加熱手段７０を使用したか否か（実施例４参照）、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷（実施例５参照）、或いは、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる燃料電池スタック１の温度、該パージにおけるパージガス流量、若しくは、該パージの継続時間（実施例６参照）の何れかに基づき、所定温度Ｔsetを変える点が異なる。   However, the integral value A of the take-out load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation (see Example 2), the temperature of the fuel cell stack 1 at the start of sub-zero power generation (see Example 3), and the heating means 70 in sub-zero power generation Whether the fuel cell system 1 was used (see Example 4), the removal load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop of the fuel cell system during the previous operation (see Example 5), or the previous stop of the fuel cell system The difference is that the predetermined temperature Tset is changed based on any one of the temperature of the fuel cell stack 1 by purging, the purge gas flow rate in the purging, or the duration of the purging (see Example 6).

次に、本実施例の燃料電池システムの運転時の動作について、図１５を参照しながら説明する。ここで、図１５は実施例７における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。なお、動作制御の手順は実施例２（図７）と同一である。   Next, the operation at the time of operation of the fuel cell system of the present embodiment will be described with reference to FIG. Here, FIG. 15 is an explanatory diagram illustrating the relationship between the change in the oxidant gas flow rate and the fuel cell stack temperature in the seventh embodiment. The operation control procedure is the same as that of the second embodiment (FIG. 7).

本実施例では、図１５（ａ−１）に示すように、零下起動完了後の発電開始時に酸化剤ガス流量制御（図７のステップＳ２０７）が開始される。酸化剤ガス流量制御では、図１５（ｂ−１）に示すように、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackと所定温度Ｔsetの差（実施例１参照）、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａ（実施例２参照）、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度Ｔstack（実施例３参照）、加熱手段７０による外部加熱の有無（実施例４参照）、或いは、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷（実施例５参照）、或いは、当該燃料電池システムの前回運転停止時の水素パージによる燃料電池スタック１の温度、該パージにおけるパージガス流量、若しくは、該パージの継続時間（実施例６参照）の何れかに基づき、発電開始時の酸化剤ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定し、該酸化剤ガス流量に相応する酸化剤極圧力が設定されて、圧力センサ１９の検出値フィードバックによる圧力制御弁１６の制御により、燃料電池スタック１の酸化剤極圧力が所望の圧力に保たれる。その後、燃料電池スタック１の温度は発電継続とともに上昇していくが、酸化剤ガス流量は燃料電池スタック１の温度上昇とともに低下させ、燃料電池スタック１のスタック温度Ｔstackが所定温度Ｔsetに達したときに通常運転時の酸化剤ガス流量となるように制御する。   In this embodiment, as shown in FIG. 15 (a-1), the oxidant gas flow rate control (step S207 in FIG. 7) is started at the start of power generation after the start-up below zero is completed. In the oxidant gas flow rate control, as shown in FIG. 15 (b-1), the difference between the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 and the predetermined temperature Tset (see Example 1), the removal of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation Load integrated value A (see Example 2), temperature Tstack of fuel cell stack 1 at the start of starting sub-zero power generation (see Example 3), presence / absence of external heating by heating means 70 (see Example 4), or The take-out load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop at the previous operation of the fuel cell system (see Example 5), or the temperature of the fuel cell stack 1 by the hydrogen purge at the previous stop of the fuel cell system, Based on either the purge gas flow rate or the purge duration (see Example 6), the oxidant gas flow rate at the start of power generation is greater than the flow rate during normal power generation. And the oxidant electrode pressure corresponding to the oxidant gas flow rate is set, and the oxidant electrode pressure of the fuel cell stack 1 is controlled by the control of the pressure control valve 16 by the detection value feedback of the pressure sensor 19. Is maintained at the desired pressure. Thereafter, the temperature of the fuel cell stack 1 rises as power generation continues, but the oxidant gas flow rate decreases as the temperature of the fuel cell stack 1 rises, and the stack temperature Tstack of the fuel cell stack 1 reaches a predetermined temperature Tset. The oxidant gas flow rate during normal operation is controlled.

なお、本実施例では、例えば、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａが図１５（ａ−１）および（ｂ−１）よりも大きい場合には、図１５（ａ−２）に示すように、所定温度Ｔsetより高い所定温度Ｔset’を設定し、また図１５（ｂ−２）に示すように、酸化剤ガス流量制御開始時の酸化剤ガス流量もより大きな値に設定される。   In this embodiment, for example, when the integral value A of the take-out load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation is larger than FIGS. 15A-1 and 15B-1, FIG. 2), a predetermined temperature Tset ′ higher than the predetermined temperature Tset is set, and as shown in FIG. 15B-2, the oxidant gas flow rate at the start of the oxidant gas flow rate control is also set to a larger value. Is set.

以上説明したように、本実施例の燃料電池システムでは、コントロールユニット５０または５１のガス流量制御手段は、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａ（実施例２参照）、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度（実施例３参照）、零下発電において加熱手段７０を使用したか否か（実施例４参照）、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷（実施例５参照）、或いは、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる燃料電池スタック１の温度、該パージにおけるパージガス流量、若しくは、該パージの継続時間（実施例６参照）の何れかに基づき、所定温度Ｔsetを変えるようにしている。   As described above, in the fuel cell system of the present embodiment, the gas flow rate control means of the control unit 50 or 51 uses the integral value A (see Embodiment 2) of the take-out load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation. The temperature of the fuel cell stack 1 at the start of power generation (see Example 3), whether or not the heating means 70 has been used in sub-zero power generation (see Example 4), the fuel immediately before the stop at the previous operation of the fuel cell system Removal load of the battery stack 1 (see Example 5), or the temperature of the fuel cell stack 1 by purging when the previous operation stop of the fuel cell system, the purge gas flow rate in the purge, or the duration of the purge (Example) 6), the predetermined temperature Tset is changed.

燃料電池スタック１に蓄積される水分量によって、フラッディングが発生する燃料電池スタック１の温度は変動するため、上記諸量に応じて所定温度Ｔsetを変えることにより、必要に応じた最低限の（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量に増大させることが可能となるので、より効果的にフラッディングを解消し、零下または比較的低い温度からの迅速な起動を可能にすると共に、（燃料ガスまたは）酸化剤ガスのガス流量増大に伴う燃料電池システムの効率低下を最小限に抑制することができる。   Since the temperature of the fuel cell stack 1 at which flooding occurs varies depending on the amount of water accumulated in the fuel cell stack 1, the predetermined temperature Tset is changed according to the above-mentioned various amounts, so that the minimum (fuel) Gas or oxidant gas flow rate can be increased, thus more effectively eliminating flooding, allowing quick start-up from below zero or relatively low temperatures and (fuel gas or) A decrease in efficiency of the fuel cell system accompanying an increase in the gas flow rate of the oxidant gas can be minimized.

すなわち、零下発電時の燃料電池スタック１の取り出し負荷の積分値Ａが大きいほど（実施例２参照）所定温度をより高く設定すると共にガス流量を上げ、また、零下発電の起動開始における燃料電池スタック１の温度が低いほど（実施例３参照）所定温度をより高く設定すると共にガス流量を上げ、零下発電において加熱手段７０を使用した場合には（実施例４参照）所定温度をより低く設定すると共にガス流量をより低く設定し、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の燃料電池スタック１の取り出し負荷が高いほど（実施例５参照）所定温度をより高く設定すると共にガス流量を上げ、さらに、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる燃料電池スタック１の温度が低いほど、該パージにおけるパージガス流量が少ないほど、若しくは、該パージの継続時間が短いほど（実施例６参照）所定温度をより高く設定すると共にガス流量を上げるようにすることにより、発電開始前から酸化剤極に蓄積されている水分量を元に、ガス流量と所定温度の両方を制御しているので、より最適な制御が可能となり、より確実にフラッディングを回避することができる。   That is, the larger the integrated value A of the take-out load of the fuel cell stack 1 during sub-zero power generation (see Example 2), the higher the predetermined temperature and the higher the gas flow rate, and the fuel cell stack at the start of sub-zero power generation start. When the temperature of 1 is lower (see Example 3), the predetermined temperature is set higher and the gas flow rate is increased. When the heating means 70 is used in sub-zero power generation (see Example 4), the predetermined temperature is set lower. And the gas flow rate is set lower, the higher the take-out load of the fuel cell stack 1 immediately before the stop in the previous operation of the fuel cell system is higher (see Example 5), the higher the predetermined temperature and the higher the gas flow rate, Further, the lower the temperature of the fuel cell stack 1 due to the purge at the time of the previous operation stop of the fuel cell system, the lower the purge gas in the purge. The smaller the amount or the shorter the duration of the purge (see Example 6), the higher the predetermined temperature is set and the gas flow rate is increased. Since both the gas flow rate and the predetermined temperature are controlled based on the amount of moisture present, more optimal control is possible, and flooding can be avoided more reliably.

〔変形例〕
以上説明した各実施例においては、燃料電池スタック１の温度Ｔstackを検出または予測する温度検知手段として、温度センサ３を用いたが、コントロールユニット５０内に燃料電池スタック１の温度Ｔstackを予測する温度予測手段を備えた構成としても良い。この場合、燃料電池スタック１の温度Ｔstackを予測する手法としては、公知のものを用いれば良く、例えば、燃料電池スタック１の発熱量および冷却機構の冷却性能に基づき予測する手法、燃料電池スタック１の電圧または電流に基づき予測する手法、燃料電池スタック１の冷却液出口の冷却液温度に基づき予測する手法、或いは、冷却液ポンプ３４の運転状態に基づき予測する手法など、種々の手法が考えられる。 [Modification]
In each of the embodiments described above, the temperature sensor 3 is used as the temperature detecting means for detecting or predicting the temperature Tstack of the fuel cell stack 1, but the temperature for predicting the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 in the control unit 50 is used. It is good also as a structure provided with the prediction means. In this case, as a method for predicting the temperature Tstack of the fuel cell stack 1, a known method may be used. For example, a method for predicting based on the heat generation amount of the fuel cell stack 1 and the cooling performance of the cooling mechanism, the fuel cell stack 1 Various methods are conceivable, such as a method for predicting based on the voltage or current of the fuel cell, a method for predicting based on the coolant temperature at the coolant outlet of the fuel cell stack 1, or a method for predicting based on the operating state of the coolant pump 34. .

また、各実施例では、コントロールユニット５０のガス流量制御手段において、燃料電池スタック１の温度Ｔstackが所定温度Ｔset以下のときに、酸化剤ガスのガス流量を制御する（図４のステップＳ１０３および図７のステップＳ２０７）ようにしたが、それぞれの実施例において括弧書きで示したように、燃料ガスのガス流量を制御するようにしても良い。この場合、発電開始時の燃料ガス流量を（通常発電時の流量よりも大きいガス流量に）決定すると、該燃料ガス流量に相応する燃料極圧力が設定されて、圧力センサ８の検出値フィードバックによる圧力制御弁５の制御により、燃料電池スタック１の燃料極圧力が所望の圧力に保たれることとなる。   In each embodiment, the gas flow rate control means of the control unit 50 controls the gas flow rate of the oxidant gas when the temperature Tstack of the fuel cell stack 1 is equal to or lower than the predetermined temperature Tset (step S103 in FIG. 4 and FIG. 4). However, the flow rate of the fuel gas may be controlled as shown in parentheses in each embodiment. In this case, if the fuel gas flow rate at the start of power generation is determined (a gas flow rate larger than the flow rate during normal power generation), the fuel electrode pressure corresponding to the fuel gas flow rate is set and the detected value feedback of the pressure sensor 8 is used. By controlling the pressure control valve 5, the fuel electrode pressure of the fuel cell stack 1 is maintained at a desired pressure.

さらに、ガス流量制御をガス圧力制御によって実現したが、直接的にガス流量制御を行うようにしても良い。   Further, although the gas flow rate control is realized by the gas pressure control, the gas flow rate control may be directly performed.

本発明の実施例１に係る燃料電池システムの構成図である。1 is a configuration diagram of a fuel cell system according to Embodiment 1 of the present invention. FIG. 燃料電池スタック１の単位セルの概念図である。2 is a conceptual diagram of a unit cell of the fuel cell stack 1. FIG. 水素供給系、空気供給系および冷却機構の具体的構成を例示する構成図である。It is a block diagram which illustrates the specific structure of a hydrogen supply system, an air supply system, and a cooling mechanism. 実施例１の燃料電池システムの運転制御を説明するフローチャートである。2 is a flowchart illustrating operation control of the fuel cell system according to the first embodiment. 実施例１における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。6 is an explanatory diagram illustrating the relationship between the change in the oxidant gas flow rate and the fuel cell stack temperature in Example 1. FIG. 酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係について実施例１と従来例とを対比して例示する説明図である。It is explanatory drawing which illustrates the relationship between an oxidant gas flow rate change and a fuel cell stack temperature by contrasting Example 1 and a prior art example. 実施例２の燃料電池システムの運転制御を説明するフローチャートである。6 is a flowchart illustrating operation control of the fuel cell system according to the second embodiment. 零下発電前後の負荷の変化と零下発電時の負荷の積分値を例示する説明図である。It is explanatory drawing which illustrates the change of the load before and behind zero power generation, and the integral value of the load at the time of zero power generation. 実施例２における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。6 is an explanatory diagram illustrating the relationship between a change in oxidant gas flow rate and a fuel cell stack temperature in Example 2. FIG. 実施例３における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。FIG. 6 is an explanatory diagram illustrating the relationship between a change in oxidant gas flow rate and a fuel cell stack temperature in Example 3. 本発明の実施例４に係る燃料電池システムの構成図である。It is a block diagram of the fuel cell system which concerns on Example 4 of this invention. 実施例４における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。FIG. 10 is an explanatory diagram illustrating the relationship between a change in oxidant gas flow rate and a fuel cell stack temperature in Example 4. 実施例５における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。FIG. 10 is an explanatory diagram illustrating the relationship between a change in oxidant gas flow rate and a fuel cell stack temperature in Example 5. 実施例６における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。FIG. 10 is an explanatory diagram illustrating the relationship between a change in oxidant gas flow rate and a fuel cell stack temperature in Example 6. 実施例７における酸化剤ガス流量変化と燃料電池スタック温度の関係を例示する説明図である。FIG. 10 is an explanatory diagram illustrating the relationship between a change in oxidant gas flow rate and a fuel cell stack temperature in Example 7.

符号の説明Explanation of symbols

１ 燃料電池スタック
２ セル電圧センサ
３ 温度センサ
４ 水素タンク
５，１６，３１ 圧力制御弁
６ 水素供給流路（燃料ガス供給配管）
７ エゼクタ
８，１９，３０ 圧力センサ
９ 水素循環流路
１０ 水素排気流路（燃料ガス排出配管）
１１ パージ弁
１２ コンプレッサ
１３ 空気供給流路（酸化剤ガス供給配管）
１４ フィルタ
１５ 空気排気流路（酸化剤ガス排出配管）
１７ 加湿器
１８ 水分凝縮装置
３３ 冷却液循環流路
３４ 冷却液ポンプ
３５ ラジエータ
３６ バイパス流路
３７ サーモスタット三方切替弁
３９ イオンフィルタ
４１，４２ 温度センサ
５０．５１ コントロールユニット（制御手段）
６０ 負荷制御ユニット
７０ 加熱手段
１００ 燃料電池単セル
１０２ 高分子電解質膜
１０３ 燃料極
１０４ 酸化剤極
１０５ 燃料極拡散層
１０６ 酸化剤極拡散層
１０７，１０８ セパレータ
１０９ 燃料ガス流路
１１０ 酸化剤ガス流路 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Fuel cell stack 2 Cell voltage sensor 3 Temperature sensor 4 Hydrogen tank 5, 16, 31 Pressure control valve 6 Hydrogen supply flow path (fuel gas supply piping)
7 Ejector 8, 19, 30 Pressure sensor 9 Hydrogen circulation flow path 10 Hydrogen exhaust flow path (fuel gas discharge piping)
11 Purge valve 12 Compressor 13 Air supply flow path (oxidant gas supply piping)
14 Filter 15 Air exhaust passage (Oxidant gas discharge piping)
17 Humidifier 18 Moisture Condensing Device 33 Coolant Circulation Channel 34 Coolant Pump 35 Radiator 36 Bypass Channel 37 Thermostat Three-way Switching Valve 39 Ion Filter 41, 42 Temperature Sensor 50.51 Control Unit (Control Unit)
60 Load Control Unit 70 Heating Means 100 Fuel Cell Single Cell 102 Polymer Electrolyte Membrane 103 Fuel Electrode 104 Oxidant Electrode 105 Fuel Electrode Diffusion Layer 106 Oxidant Electrode Diffusion Layer 107, 108 Separator 109 Fuel Gas Channel 110 Oxidant Gas Channel

Claims (7)

燃料ガスおよび酸化剤ガスの供給により発電を行う燃料電池と、
前記燃料電池に燃料ガスを供給する燃料ガス供給手段と、
前記燃料電池に酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給手段と、
前記燃料電池の温度を検出または予測する温度検知手段と、
前記温度検知手段に基づく前記燃料電池の温度が所定温度以下のとき、前記燃料電池の温度と前記所定温度との差に基づき、前記燃料ガスまたは前記酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を通常発電時よりも上げ、前記燃料電池の温度が前記所定温度に達した時に該ガス流量が通常発電時のガス流量となるように、前記燃料電池の温度上昇と共に該ガス流量を下げるガス流量制御手段と、
を有することを特徴とする燃料電池システム。 A fuel cell that generates power by supplying fuel gas and oxidant gas;
Fuel gas supply means for supplying fuel gas to the fuel cell;
An oxidant gas supply means for supplying an oxidant gas to the fuel cell;
Temperature detecting means for detecting or predicting the temperature of the fuel cell;
When the temperature of the fuel cell based on the temperature detection means is equal to or lower than a predetermined temperature, the flow rate of at least one of the fuel gas and the oxidant gas is normally generated based on the difference between the temperature of the fuel cell and the predetermined temperature. Gas flow rate control means for lowering the gas flow rate as the temperature of the fuel cell rises so that the gas flow rate becomes the gas flow rate during normal power generation when the temperature of the fuel cell reaches the predetermined temperature. ,
A fuel cell system comprising: 起動時に、前記温度検知手段に基づく前記燃料電池の温度が零度以下であって零下発電を行うとき、前記ガス流量制御手段は、該零下発電時の前記燃料電池の取り出し負荷の積分値に基づき、前記燃料ガスまたは前記酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を通常発電時よりも上げることを特徴とする請求項１に記載の燃料電池システム。   At startup, when the temperature of the fuel cell based on the temperature detection means is less than zero degrees and performs sub-zero power generation, the gas flow rate control means is based on the integral value of the load taken out of the fuel cell at the time of sub-zero power generation, 2. The fuel cell system according to claim 1, wherein the flow rate of at least one of the fuel gas and the oxidant gas is increased from that during normal power generation. 起動時に、前記温度検知手段に基づく前記燃料電池の温度が零度以下であって零下発電を行うとき、前記ガス流量制御手段は、該零下発電の起動開始における前記燃料電池の温度に基づき、前記燃料ガスまたは前記酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を通常発電時よりも上げることを特徴とする請求項１に記載の燃料電池システム。   At the time of startup, when the temperature of the fuel cell based on the temperature detection means is less than or equal to zero degrees and performs sub-zero power generation, the gas flow rate control means, based on the temperature of the fuel cell at the start of startup of the sub-zero power generation, 2. The fuel cell system according to claim 1, wherein the gas flow rate of at least one of the gas and the oxidant gas is increased from that during normal power generation. 前記燃料電池を加熱する加熱手段を有し、
前記ガス流量制御手段は、前記零下発電において前記加熱手段を使用したか否かに基づき、前記燃料ガスまたは前記酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を変化させることを特徴とする請求項２または請求項３の何れか１項に記載の燃料電池システム。 Heating means for heating the fuel cell;
The gas flow control means changes the gas flow rate of at least one of the fuel gas and the oxidant gas based on whether or not the heating means is used in the sub-zero power generation. 4. The fuel cell system according to any one of items 3. 前記ガス流量制御手段は、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の前記燃料電池の取り出し負荷に基づき、前記燃料ガスまたは前記酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を通常発電時よりも上げることを特徴とする請求項１〜請求項４の何れか１項に記載の燃料電池システム。   The gas flow rate control means increases the gas flow rate of at least one of the fuel gas and the oxidant gas from that during normal power generation based on the take-out load of the fuel cell immediately before the stop in the previous operation of the fuel cell system. The fuel cell system according to any one of claims 1 to 4, wherein: 前記ガス流量制御手段は、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる前記燃料電池の温度、該パージにおけるパージガス流量、或いは、該パージの継続時間の何れかに基づき、前記燃料ガスまたは前記酸化剤ガスの少なくとも一方のガス流量を通常発電時よりも上げることを特徴とする請求項１〜請求項５の何れか１項に記載の燃料電池システム。   The gas flow rate control means is based on either the temperature of the fuel cell by purging at the time of previous shutdown of the fuel cell system, the purge gas flow rate in the purge, or the duration of the purge. The fuel cell system according to any one of claims 1 to 5, wherein a gas flow rate of at least one of the agent gas is increased compared to that during normal power generation. 前記ガス流量制御手段は、零下発電時の前記燃料電池の取り出し負荷の積分値、零下発電の起動開始における前記燃料電池の温度、零下発電において前記加熱手段を使用したか否か、当該燃料電池システムの前回運転時における停止直前の前記燃料電池の取り出し負荷、或いは、当該燃料電池システムの前回運転停止時のパージによる前記燃料電池の温度、該パージにおけるパージガス流量、若しくは、該パージの継続時間の何れかに基づき、前記所定温度を変えることを特徴とする請求項２〜請求項６の何れか１項に記載の燃料電池システム。   The gas flow rate control means includes an integral value of the fuel cell take-out load during sub-zero power generation, a temperature of the fuel cell at the start of sub-zero power generation, whether the heating means is used in sub-zero power generation, the fuel cell system The fuel cell take-out load immediately before the stop in the previous operation of the fuel cell, or the temperature of the fuel cell by the purge at the previous stop of the fuel cell system, the purge gas flow rate in the purge, or the duration of the purge The fuel cell system according to any one of claims 2 to 6, wherein the predetermined temperature is changed based on the above.
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