特許の英語（特許翻訳分野）

life is * times or more

Further, the more preferable value of the cycle life is 550 times or more and the still more preferable value thereof is 600 times or more.
US Pat. 5654115 - Kabushiki Kaisha Toshiba

Thereby, it is found that the service life is increased 40 times or more by the present invention.
US Pat. 5520297 - Hitachi, Ltd.

The axial depth D of each notch life is set to be five times or more the diameter of the magnet wire Wa.
US Pat. 6127760 - Kabushiki Kaisha Toshiba

※USPTOにおいては、「life is * times or more」は、すべて日本企業

[Claims] 特表2006-525630およびWO2004100298

【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料電池のスタックを含む電源システムを動作させる方法であって、随時に、
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップと、
前記燃料電池のスタックを電流パルス化した後の少なくともある期間中に、燃料電池電圧を最大燃料電池電圧レベルより下にクランプするステップと
を含む、方法。
【請求項２】
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップが、
前記燃料電池のスタックの両端間に短絡回路パスを設けるステップと、
前記燃料電池のスタックの両端間の前記短絡回路パスを取り除くステップと
を含む、請求項１記載の方法。
【請求項３】
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップが、
前記燃料電池のスタックの両端間に負荷を電気的に接続するステップと、
前記燃料電池のスタックの両端間から負荷を電気的に切り離すステップと
を含む、請求項１記載の方法。
【請求項４】
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップが、前記燃料電池のスタックを定期的に短絡するため、前記燃料電池のスタックの電源バスの両端間に電気的に接続された少なくとも１台のスイッチを動作させるステップを含む、請求項１記載の方法。
【請求項５】
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップが、毎分当たり約１回ずつ前記燃料電池のスタックの両端間に短絡回路パスを設けるため、前記燃料電池のスタックの電源バスの両端間に電気的に接続された少なくとも１台のスイッチを動作させるステップを含む、請求項１記載の方法。
【請求項６】
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップが、毎分当たり約１回ずつ前記燃料電池のスタックの両端間に短絡回路パスを設け、前記燃料電池のスタックの両端間に前記短絡回路パスを設けた後に約５００ミリ秒で前記短絡回路パスを取り除くため、前記燃料電池のスタックの電源バスの両端間に電気的に接続された少なくとも１台のスイッチを動作させるステップを含む、請求項１記載の方法。
【請求項７】
随時に、前記燃料電池のスタックの両端間の電圧を決定するステップをさらに含み、
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップは、前記燃料電池のスタックの両端間の前記決定された電圧がスレッショルド電圧を上回るときに前記燃料電池のスタックの両端間に短絡回路パスを設けるため、前記燃料電池のスタックの電源バスの両端間に電気的に接続された少なくとも１台のスイッチを動作させるステップを含む、
請求項１記載の方法。
【請求項８】
随時に、前記燃料電池のスタックに電気的に接続された蓄電装置の実際の充電状態を決定するステップと、
前記決定された充電状態に基づいて前記蓄電装置の希望の充電状態を維持するため前記燃料電池のスタックの電源バスの両端間に電気的に接続された少なくとも１台のスイッチの動作の周波数を決定するステップと
をさらに含み、
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップが、前記決定された周波数で前記燃料電池のスタックの両端間で短絡回路パスを設け、取り除くために、前記決定された周波数で前記燃料電池のスタックの前記電力パスの出力の両端間に電気的に接続された前記少なくとも１台のスイッチを動作させるステップを含む、
請求項１記載の方法。
【請求項９】
負荷条件を決定するステップと、
前記決定された負荷条件に基づいて前記燃料電池のスタックの電源バスの両端間に電気的に接続された少なくとも１台のスイッチの動作の周波数を決定するステップと
をさらに含み、
前記燃料電池のスタックを電流パルス化するステップが、前記決定された周波数で前記燃料電池のスタックの両端間で短絡回路パスを設け、取り除くために、前記決定された周波数で前記燃料電池のスタックの前記電力パスの出力の両端間に電気的に接続された前記少なくとも１台のスイッチを動作させるステップを含む、
請求項１記載の方法。
【請求項１０】
燃料電池電圧を最大燃料電池電圧レベルより下にクランプするステップが、前記燃料電池のスタックを電流パルス化する前に、蓄電装置から負荷に電力を供給するステップと、前記燃料電池のスタックを電流パルス化した後にある期間に亘って前記燃料電池のスタックから前記蓄電装置を充電するステップとを含む、請求項１記載の方法。
【請求項１１】
前記燃料電池のスタックを最小燃料電池電圧レベルより上にクランプするステップをさらに含む、請求項１記載の方法。
【請求項１２】
少なくとも１台の負荷に給電するため、燃料電池スタック、及び、前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続された少なくとも１台の蓄電装置を含む電源システムを動作させる方法であって、
随時に前記燃料電池スタックを一時的に短絡するステップと、
少なくとも前記燃料電池スタックを短絡している間に前記蓄電装置から前記負荷へ電力を供給するステップと
を含む、方法。
【請求項１３】
前記燃料電池の電圧を最大燃料電池スタック電圧レベルより下にクランプするステップをさらに含む、請求項１２記載の方法。
【請求項１４】
前記燃料電池スタックを短絡する前のある期間に亘って前記蓄電装置から前記負荷へ電流を供給するステップと、
燃料電池スタック電圧を最大燃料電池スタック電圧レベルより下にクランプするため、前記燃料電池スタックの短絡後に前記燃料電池スタックから前記蓄電装置へ電流を供給するステップと
をさらに含む、請求項１２記載の方法。
【請求項１５】
前記燃料電池スタックを短絡する前のある期間に亘って前記蓄電装置から前記負荷へ供給される電流の量を削減するステップと、
前記燃料電池スタックを短絡する前のある期間に亘って前記蓄電装置から前記負荷へある量の電流を供給するステップと、
燃料電池スタック電圧を最大燃料電池スタック電圧レベルより下にクランプするため、前記燃料電池スタックの短絡後に前記燃料電池スタックから前記蓄電装置へ電流を供給するステップと
をさらに含む、請求項１２記載の方法。
【請求項１６】
随時に負荷条件を決定するステップと、
前記決定された負荷条件がスレッショルド負荷条件を上回るまで前記燃料電池スタックの一時的な短絡を中断するステップと
をさらに含む、請求項１２記載の方法。
【請求項１７】
随時に、スタック電圧がプリセット電圧限界より降下するときを決定するステップをさらに含み、
随時に前記燃料電池スタックを一時的に短絡するステップは、前記スタック電圧が前記プリセット電圧限界より降下したという決定に応じて前記燃料電池スタックを一時的に短絡するステップを含む、
請求項１２記載の方法。
【請求項１８】
随時に、スタック電圧が前記蓄電装置の浮動電圧より降下するときを決定するステップをさらに含み、
随時に前記燃料電池スタックを一時的に短絡するステップは、前記スタック電圧が前記蓄電装置の前記浮動電圧より降下したという決定に応じて前記燃料電池スタックを一時的に短絡するステップを含む、
請求項１２記載の方法。
【請求項１９】
随時に、スタック電圧がプリセット電圧限界より降下するときを決定するステップをさらに含み、
随時に前記燃料電池スタックを一時的に短絡するステップが、前記スタック電圧が前記プリセット電圧限界より降下したという決定に応じて前記燃料電池スタックを一時的に短絡するステップと、前記燃料電池スタックの短絡の周波数に基づいて汚染物質の測定量を決定するステップとを含む、
請求項１２記載の方法。
【請求項２０】
燃料電池のスタック、及び、負荷に電力を供給するため電気的に接続可能である蓄電装置を含む電源システムを動作させる方法であって、随時に、
前記燃料電池のスタックの両端間に電気的短絡回路を設けるために少なくとも１台のスイッチを動作させるステップと、
前記燃料電池のスタックの両端間の前記電気的短絡回路を取り除くために前記少なくとも１台のスイッチを動作させるステップと、
前記燃料電池のスタックを短絡している間に前記蓄電装置から前記負荷へ電力を供給するステップと、
前記燃料電池のスタックの両端間の短絡回路パスを取り除いた後の少なくともある期間中に燃料電池電圧を最大燃料電池電圧レベルより下にクランプするステップと
を含む、方法。
【請求項２１】
随時は定期的な時間基準である、請求項２０記載の方法。
【請求項２２】
前記燃料電池のスタックの両端間の前記電気的短絡回路を取り除くために前記少なくとも１台のスイッチを動作させるステップが、前記燃料電池のスタックの両端間に電気的短絡回路を設けるために少なくとも１台のスイッチを動作させるステップの後に約５００ミリ秒で行われる、請求項２０記載の方法。
【請求項２３】
随時に、前記燃料電池スタックの両端間の電圧を決定するステップをさらに含み、
随時に、前記燃料電池のスタックの両端間に電気的短絡回路を設けるために少なくとも１台のスイッチを動作させるステップが、前記燃料電池スタックの両端間の前記決定された電圧がスレッショルド電圧を上回るときに前記電気的短絡回路を設けるために前記少なくとも１台のスイッチを動作させるステップを含む、請求項２０記載の方法。
【請求項２４】
燃料電池電圧を最大燃料電池電圧レベルより下にクランプするステップが、前記燃料電池のスタックの両端間に前記短絡回路パスを設ける前に前記蓄電装置から前記負荷へ電力を供給するステップと、前記燃料電池のスタックの両端間の前記短絡回路パスを取り除いた後にある期間に亘って前記燃料電池のスタックから前記蓄電装置を充電するステップとを含む、請求項２０記載の方法。
【請求項２５】
負荷及びバランスオブシステム（ｂａｌａｎｃｅ ｏｆ ｓｙｓｔｅｍ）に給電するため、燃料電池スタック、及び、前記燃料電池スタックに電気的に接続されたエネルギー蓄積装置を含む電源システムを動作させる方法であって、
前記燃料電池スタックによって前記負荷及び前記バランスオブシステムに供給されているスタック電流を測定するステップと、
前記燃料電池スタックの短絡中に前記負荷及び前記バランスオブシステムによって要求されるエネルギーの量を決定するステップと、
短絡後に取り去られるエネルギーの量を決定するステップと、
短絡中に前記負荷及び前記バランスオブシステムによって要求されるエネルギーの前記決定されたエネルギーの量に基づいて、かつ、短絡後に取り去られるエネルギーの前記決定されたエネルギーの量に基づいて前記エネルギー蓄積装置から予め除去されるべきエネルギーの量を決定するステップと、
現在の負荷で前記蓄積装置から前記決定されたエネルギーの量を予め除去するために必要な時間を決定するステップと、
前記負荷及び前記バランスオブシステムを前記燃料電池スタックから切断するステップと、
前記負荷及び前記バランスオブシステムを切断した後に前記蓄電装置からエネルギーを予め除去するために必要な前記決定された時間に、前記燃料電池スタックを短絡するステップと、
前記負荷及び前記バランスオブシステムを前記燃料電池スタックに再接続するステップと、
短絡持続時間に亘る前記燃料電池スタックの短絡後に前記燃料電池スタックの短絡を終了するステップと
を含む、方法。
【請求項２６】
燃料電池スタックと、
前記燃料電池スタックを随時に短絡する手段と、
前記燃料電池スタックの短絡の直後の少なくともある期間中に最大燃料電池スタック電圧レベルより下に燃料電池スタック電圧をクランプする手段と
を含む、少なくとも１台の負荷に電力を供給する、電源システム。
【請求項２７】
前記燃料電池スタック電圧をクランプする手段が前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続されたツェナーダイオードを含む、請求項２６記載の電源システム。
【請求項２８】
前記燃料電池スタック電圧をクランプする手段が前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続されたシャントレギュレータを含む、請求項２６記載の電源システム。
【請求項２９】
前記燃料電池スタック電圧をクランプする手段が前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続された蓄電装置を含む、請求項２６記載の電源システム。
【請求項３０】
前記燃料電池スタック電圧をクランプする手段が前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続されたトランジスタを動作させる制御ロジックを実行するコントローラを含む、請求項２６記載の電源システム。
【請求項３１】
電源バスと、
前記電源バスの両端間に電気的に接続された燃料電池スタックと、
燃料電池スタックの両端間に電気的に接続され、前記燃料電池スタックを電流パルス化するため動作するパルススイッチと、
前記燃料電池スタックを随時に電流パルス化するように前記パルススイッチを選択的に制御するため接続されたコントローラと、
前記燃料電池スタックの電流パルス化の後に続く少なくともある期間中にスタック電圧をクランプするスタック電圧クランプ手段と
を含む、電源システム。
【請求項３２】
前記コントローラが前記燃料電池スタックを定期的に短絡するため前記パルススイッチを動作させる発振器を含む、請求項３１記載の電源システム。
【請求項３３】
前記コントローラが前記燃料電池スタックを電流パルス化するように前記燃料電池スタックの両端間に負荷を定期的に電気的に接続するため前記パルススイッチを動作させる発振器を含む、請求項３１記載の電源システム。
【請求項３４】
前記スタック電圧クランプ手段が前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続された蓄電装置を含む、請求項３１記載の電源システム。
【請求項３５】
前記スタック電圧クランプ手段が並列に電気的に接続された蓄電装置を含み、
前記蓄電装置が少なくとも１台のバッテリー及びスーパーキャパシタを含む、
請求項３１記載の電源システム。
【請求項３６】
前記スタック電圧クランプ手段が燃料電池スタック電圧をクランプするため前記燃料電池スタックの両端間に電気的に接続されたツェナーダイオードを含む、請求項３１記載の電源システム。
【請求項３７】
前記スタック電圧クランプ手段が燃料電池スタック電圧をクランプするため前記燃料電池スタックの両端間に電気的に接続されたシャントレギュレータを含み、
前記シャントレギュレータが、ツェナーダイオード、抵抗、及び、入力端子と出力端子と制御端子を有するトランジスタを含み、
前記ツェナーダイオードが前記燃料電池スタックの出力と前記トランジスタの前記制御端子との間に電気的に接続され、
前記抵抗が前記ツェナーダイオードと前記トランジスタの前記制御端子との間で直列に電気的に接続される、
請求項３１記載の電源システム。
【請求項３８】
前記コントローラが前記パルススイッチによる前記燃料電池スタックの電気的な短絡を定期的に引き起こす発振器を含み、
前記スタック電圧クランプ手段が、
前記電源バス上で感知された電圧を表す信号を供給するため接続された電圧センサと、
前記コントローラに組み込まれ、前記パルススイッチにスレッショルドレベルを上回る燃料電池スタック電圧に応じて前記燃料電池スタックを電気的に短絡させるシャントレギュレータロジックと
を含む、請求項３１記載の電源システム。
【請求項３９】
前記スタック電圧クランプ手段が、
蓄電装置と、
前記燃料電池スタックと並列に前記電源バスの両端間に電気的に接続されたツェナーダイオードと、
前記燃料電池スタックと前記蓄電装置との間に直列に電気的に接続された燃料電池スタック絶縁スイッチであって、前記コントローラがこの燃料電池スタック絶縁スイッチを制御するためさらに接続されている燃料電池スタック絶縁スイッチと、
前記燃料電池スタックからの出力電流を感知し、前記感知された電流を表す結果の値を前記コントローラへ供給するように配置された電流センサと、
前記蓄電装置を短絡から保護するため前記燃料電池スタックと前記蓄電装置との間に電気的に接続されたダイオードと
を含む、請求項３１記載の電源システム。
【請求項４０】
前記スタック電圧クランプ手段が、
蓄電装置と、
互いに直列に電気的に接続された第１の金属酸化物半導体電解効果トランジスタ及び第１のショットキーダイオードと、
互いに直列に電気的に接続され、前記第１の金属酸化物半導体電界効果トランジスタ及び前記第１のショットキーダイオードと並列に電気的に接続された少なくとも第２の金属酸化物半導体電解効果トランジスタ及び第２のショットキーダイオードと
を含み、前記第１及び第２の金属酸化物半導体電界効果トランジスタと前記第１及び第２のショットキーダイオードが前記燃料電池スタックと前記蓄電装置との間に電気的に接続される、
請求項３１記載の電源システム。
【請求項４１】
燃料電池スタックと、
電気的に接続され、燃料電池スタックを電気的に短絡するため動作する短絡スイッチと、
前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続された蓄電装置と、
前記蓄電装置を電気的短絡から保護するため前記燃料電池スタックと前記蓄電装置との間に電気的に接続されたダイオードと、
前記燃料電池スタックを随時に短絡するため前記短絡スイッチを選択的に制御するように接続されたコントローラと
を含む、少なくとも１台の負荷に電力を供給する、電源システム。
【請求項４２】
前記コントローラが前記燃料電池スタックを定期的に短絡するため前記短絡スイッチを動作させる発振器を含む、請求項４１記載の電源システム。
【請求項４３】
前記燃料電池スタックによって給電される電気的負荷がスレッショルド値を上回るときに前記燃料電池スタックを定期的に短絡するため前記短絡スイッチを動作させる発振器を含む、請求項４１記載の電源システム。
【請求項４４】
前記コントローラが、前記燃料電池スタックの短絡に続く少なくともある期間中に前記燃料電池スタックから前記蓄電装置へ電流を引き出すことにより、前記コントローラに前記燃料電池スタックのスタック電圧をクランプさせる制御ロジックを実行する、請求項４１記載の電源システム。
【請求項４５】
前記コントローラが、
前記蓄電装置を希望のレベルまで使い果たすために必要な期間を決定し、
前記燃料電池スタックを短絡する前に、前記決定された期間に亘って前記燃料電池スタックから前記負荷を電気的に切り離し、
前記燃料電池スタックの短絡に続く少なくともある期間中に前記燃料電池スタックから前記蓄電装置へ電流を引き出すことにより、
前記コントローラに前記燃料電池スタックのスタック電圧をクランプさせる制御ロジックを実行する、請求項４１記載の電源システム。
【請求項４６】
前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続され、前記蓄電装置の浮動電圧にほぼ等しい破壊電圧を有するツェナーダイオードをさらに含む、請求項４１記載の電源システム。
【請求項４７】
ツェナーダイオード、トランジスタ、及び、前記ツェナーダイオードと前記トランジスタのスイッチング端子との間に接続された抵抗を含み、前記トランジスタが前記燃料電池スタックと並列に電気的に接続されている、シャントレギュレータをさらに含む、請求項４１記載の電源システム。
【請求項４８】
バランスオブシステム、負荷、及び、前記蓄電装置を、前記燃料電池スタックから電気的に切り離すため動作するスタック絶縁スイッチをさらに含む、請求項４１記載の電源システム。

1. A method of operating a power system comprising a stack of fuel cells, the method comprising: from time-to-time, current pulsing the stack of fuel cells ; and clamping a fuel cell voltage below a maximum fuel cell voltage level during at least a period after current pulsing the stack of fuel cells.

2. The method of claim 1 wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises: providing a short circuit path across the stack of fuel cells ; and removing the short circuit path across the stack of fuel cells.

3. The method of claim 1 wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises: electrically coupling a load across the stack of fuel cells ; and electrically uncoupling the load from across the stack of fuel cells.

4. The method of claim 1 wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises operating at least one switch electrically coupled across a power bus of the stack of fuel cells to short the stack of fuel cells on a periodic basis.

5. The method of claim 1 wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises operating at least one switch electrically coupled across a power bus of the stack of fuel cells to provide a short circuit path across the stack of fuel cells approximately once every minute.

6. The method of claim 1 wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises operating at least one switch electrically coupled across a power bus of the stack of fuel cells to provide a short circuit path across the stack of fuel cells approximately once every minute, and to remove the short circuit path approximately 500 milliseconds after providing the short circuit path across the stack of fuel cells.

7. The method of claim 1, further comprising: from time-to-time, determining a voltage across the stack of fuel cells, and wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises operating at least one switch electrically coupled across a power bus of the stack of fuel cells to provide a short circuit path across the stack of fuel cells when the determined voltage across the stack of fuel cells exceeds a threshold voltage.

8. The method of claim 1, further comprising: from time-to-time, determining an actual charge state of an electrical storage device electrically coupled to the stack of fuel cells ; and determining a frequency of operation of at least one switch electrically coupled across a power bus of the stack of fuel cells to maintain a desired charge state of the electrical storage device based on the determined charge state; and wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises operating the at least one switch electrically coupled across the output of the bus of the stack of fuel cells at the determined frequency to provide and to remove a short circuit path across the stack of fuel cells at the determined frequency.

9. The method of claim 1, further comprising: determining a load condition; and determining a frequency of operation of at least one switch electrically coupled across a power bus of the stack of fuel cells based on the determined load condition, and wherein current pulsing the stack of fuel cells comprises operating the at least one switch electrically coupled across the output of the bus of the stack of fuel cells at the determined frequency to provide and to remove a short circuit path across the stack of fuel cells at the determined frequency.

10. The method of claim 1 wherein clamping a fuel cell voltage below a maximum fuel cell voltage level comprises supplying power to the load from the electrical storage device before current pulsing the stack of fuel cells, and recharging the electrical storage device from the fuel cell stack for a period after current pulsing the stack of fuel cells.

11. The method of claim 1, further comprising: clamping the fuel cell voltage above a minimum fuel cell voltage level.

12. A method of operating a power system to power at least one load, the power system comprising a fuel cell stack and at least one electrical storage device electrically coupled in parallel with the fuel cell stack, the method comprising: temporarily shorting the fuel cell stack from time-to-time; and supplying power from the electrical storage device to the load at least while shorting the fuel cell stack.

13. The method of claim 12, further comprising: clamping a voltage on the fuel cells below a maximum fuel cell stack voltage level.

14. The method of claim 12, further comprising: supplying current from the electrical storage device to the load for a period prior to shorting the fuel cell stack; and supplying current from the fuel cell stack to the electrical storage device after the shorting of the fuel cell stack to clamp a fuel cell stack voltage below a maximum fuel cell stack voltage level.

15. The method of claim 12, further comprising: reducing an amount of current supplied from the fuel cell stack to the load for a period prior to shorting the fuel cell stack; supplying an amount of current from the electrical storage device to the load for a period prior to shorting the fuel cell stack; and supplying current from the fuel cell stack to the electrical storage device after the shorting of the fuel cell stack to clamp a fuel cell stack voltage below a maximum fuel cell stack voltage level.

16. The method of claim 12, further comprising: determining a load condition from time-to-time; and ceasing the temporarily shorting of the fuel cell stack until the determined load condition exceeds a threshold load condition.

17. The method of claim 12, further comprising: from time-to-time, determining when a stack voltage falls below a preset voltage limit ; and wherein temporarily shorting the fuel cell stack from time-to-time comprises temporarily shorting the fuel cell stack in response to determining that the stack voltage has fallen below the preset voltage limit.

18. The method of claim 12, further comprising: from time-to-time, determining when a stack voltage falls below a float voltage of the electrical storage device; and wherein temporarily shorting the fuel cell stack from time-to-time comprises temporarily shorting the fuel cell stack in response to determining that the stack voltage has fallen below the float voltage of the electrical storage device.

19. The method of claim 12, further comprising: from time-to-time, determining when a stack voltage falls below a preset voltage limit ; and wherein temporarily shorting the fuel cell stack from time-to-time comprises temporarily shorting the fuel cell stack in response to determining that the stack voltage has fallen below the preset voltage limit ; and determining a measure of polluants based on a frequency of the shorting of the fuel cell stack.

20. A method of operating a power system comprising a stack of fuel cells and an electrical storage device electrically couplable to supply power to a load, the method comprising: from time-to-time, operating at least one switch to provide an electrical short circuit across the stack of fuel cells ; operating the at least one switch to remove the electrical short circuit across the stack of fuel cells ; supplying power from the electrical storage device to the load at least while shorting the fuel cell stack; and clamping a fuel cell voltage below a maximum fuel cell voltage level during at least a period after removing the short circuit path across the stack of fuel cells.

21. The method of claim 20 wherein from time-to-time is a periodic basis.

22. The method of claim 20 wherein operating the at least one switch to remove the electrical short circuit across the stack of fuel cells occurs approximately 500 milliseconds after operating the at least one switch to provide the electrical short circuit across the stack of fuel cells.

23. The method of claim 20, further comprising: from time-to-time, determining a voltage across the stack of fuel cells, and wherein from time-to-time, operating at least one switch to provide an electrical short circuit across the stack of fuel cells comprises operating the at least one switch to provide the electrical short circuit when the determined voltage across the stack of fuel cells exceeds a threshold voltage.

24. The method of claim 20 wherein clamping a fuel cell voltage below a maximum fuel cell voltage level comprises supplying power to the load from the electrical storage device before providing the short circuit path across the stack of fuel cells, and recharging the electrical storage device from the fuel cell stack for a period after removing the short circuit path across the stack of fuel cells.

25. A method of operating a power system having a fuel cell stack and an energy storage device electrically coupled to the fuel cell stack, to power a load and a balance of system, the method comprising: measuring a stack current being supplied by the fuel cell stack to the load and the balance of system; determining an amount of energy required by the load and the balance of system during a short circuit of the fuel cell stack; determining an amount of energy to be clipped off after the short circuit; determining an amount of energy to be pre-removed from the energy storage device based on the determined amount of energy required by the load and the balance of system during the short circuit and based on the determined amount of energy to be clipped off after the short circuit; determining a time required to pre-remove the determined amount of energy from the electrical storage device at a present load ; disconnecting the load and the balance of system from the fuel cell stack; the determined time required to pre-remove energy from the electrical storage device after disconnecting the load and the balance of system, shorting the fuel cell stack; reconnecting the load and the balance of system to the fuel cell stack; and stopping the shorting of the fuel cell stack after shorting the fuel cell stack for a shorting duration.

26. A power system for providing power to at least one load, the power system comprising: a fuel cell stack; means for shorting the fuel cell stack from time-to-time; and means for clamping a fuel cell stack voltage below of maximum fuel cell stack voltage level at least during a period immediately following the shorting of the fuel cell stack.

27 : The power system of claim 26 wherein the means for clamping a fuel cell stack voltage comprises a zener diode electrically coupled in parallel with the fuel cell stack.

28. The power system of claim 26 wherein the means for clamping a fuel cell stack voltage comprises a shunt regulator electrically coupled in parallel with the fuel cell stack.

29. The power system of claim 26 wherein the means for clamping a fuel cell stack voltage comprises an electrical storage device electrically coupled in parallel with the fuel cell stack.

30. The power system of claim 26 wherein the means for clamping a fuel cell stack voltage comprises a controller executing control logic that operates a transistor electrically coupled in parallel with the fuel cell stack.

31. A power system, comprising: a power bus; a fuel cell stack electrically coupled across the power bus; a pulsing switch electrically coupled across the fuel cell stack and operable to current pulse the fuel cell stack; a controller coupled to selectively control the pulsing switch to current pulse the fuel cell stack from time-to-time; and stack voltage clamping means for clamping a stack voltage at least during a period following the current pulsing of the fuel cell stack.

32. The power system of claim 31 wherein the controller comprises: an oscillator that operates the pulsing switch to periodically short the fuel cell stack.

33. The power system of claim 31 wherein the controller comprises: an oscillator that operates the pulsing switch to periodically electrically couple a load across the fuel cell stack to current pulse the fuel cell stack.

34. The power system of claim 31 wherein the stack voltage clamping means comprises: an electrical storage device electrically coupled in parallel with the fuel cell stack.

35. The power system of claim 31 wherein the stack voltage clamping means comprises: an electrical storage device electrically coupled in parallel, wherein the electrical storage device comprises at least one of a battery and a super-capacitor.

36. The power system of claim 31 wherein the stack voltage clamping means comprises: a zener diode electrically coupled across the fuel cell stack to clamp a fuel cell stack voltage.

37. The power system of claim 31 wherein the stack voltage clamping means comprises: a shunt regulator electrically coupled across the fuel cell stack to clamp a fuel cell stack voltage, the shunt regulator comprising a zener diode, a resistor, and a transistor having an input terminal, an output terminal and a control terminal, the zener diode electrically coupled between an output of the fuel cell stack and the control terminal of the transistor, and resistor electrically coupled in series between the zener diode and the control terminal of the transistor.

38. The power system of claim 31 wherein the controller comprises an oscillator that periodically causes the pulsing switch to electrically short the fuel cell stack and wherein the stack voltage clamping means comprises: a voltage sensor coupled to provide a signal representing a voltage sensed on the power bus; and shunt regulator logic implemented in the controller that causes the pulsing switch to electrically short the fuel cell stack in response to a fuel cell stack voltage exceeding a threshold voltage.

39. The power system of claim 31 wherein the stack voltage clamping means comprises: an electrical storage device; a zener diode electrically coupled across the power bus in parallel with the fuel cell stack; an fuel cell stack isolation switch electrically coupled in series between the fuel cell stack and the electrical storage device, wherein the controller is further coupled to control the fuel cell stack isolation switch; a current sensor positioned to sense an output current from the fuel cell stack and provide a resulting value representing the sensed current to the controller ; and a diode electrically coupled between the fuel cell stack and the electrical storage device to protect the electrical storage device from shorting.

40. The power system of claim 31 wherein the stack voltage clamping means comprises: an electrical storage device; a first metal oxide semiconductor field effect transistor and a first Schottky diode electrically coupled in series to one another; and at least a second metal oxide semiconductor field effect transistor and a second Schottky diode electrically coupled in series to one another and electrically coupled in parallel to the first metal oxide semiconductor field effect transistor and the first Schottky diode, the first and the second metal oxide semiconductor field effect transistors and the first and the second Schottky diodes electrically coupled between the fuel cell stack and the electrical storage device.

41. A power system for providing power to at least one load, the power system comprising: a fuel cell stack; a shorting switch electrically coupled and operable to electrically short the fuel cell stack; an electrical storage device electrically coupled in parallel with the fuel cell stack; a diode electrically coupled between the fuel cell stack and the electrical storage device to protect the electrical storage device from electrical shorts; and a controller coupled to selectively control the shorting switch to short the fuel cell stack from time-to-time.

42. The power system of claim 41 wherein the controller comprises: an oscillator coupled to operate the shorting switch to periodically short the fuel cell stack.

43. The power system of claim 41 wherein the controller comprises: an oscillator coupled to operate the shorting switch to periodically short the fuel cell stack when an electrical load supplied by the fuel cell stack is above a threshold value.

44. The power system of claim 41 wherein the controller executes a control logic that causes the controller to clamp a stack voltage of the fuel cell stack by: drawing current from the fuel cell stack to the electrical storage device at least during a period following the shorting of the fuel cell stack.

45. The power system of claim 41 wherein the controller executes a control logic that causes the controller to clamp a stack voltage of the fuel cell stack by: determining a period of time required to drain the electrical storage device to a desired level ; electrically uncoupling the load from the fuel cell stack for the determined period of time, before shorting the fuel cell stack; and drawing current from the fuel cell stack to the electrical storage device at least during a period following the shorting of the fuel cell stack.

46. The power system of claim 41, further comprising: a zener diode electrically coupled in parallel with the fuel cell stack, the zener diode having a breakdown voltage approximately equal to a float voltage of the electrical storage device.

47. The power system of claim 41, further comprising: a shunt regulator comprising a zener diode, a transistor and a resistor coupled between the zener diode and a switching terminal of the transistor, the transistor electrically coupled in parallel with the fuel cell stack.

48. The power system of claim 41, further comprising: a stack isolation switch operable to electrically uncoupled a balance of system, a load and the electrical storage device, from the fuel cell stack.

「特表2006-525630およびWO2004100298より引用」

燃料電池電力システムの性能を改善するための方法及び装置

【発明の詳細な説明】
【背景技術】
【０００１】
（発明の背景）
（発明の分野）
本発明は燃料電池電力システムに係わり、特に、燃料電池電力システムの燃料電池スタックの性能を改善する方法及び装置に関する
（関連技術の説明）
燃料電池は、電流を発生するため、水素を含む燃料の流れと酸素を含む酸化剤の流れとに電気化学的に反応する。燃料電池のスタックを利用する燃料電池電力システムは、多種多様の輸送、携帯型及び定置型の電力アプリケーションに使用される。
【０００２】
プラチナ（Ｐｔ）を含む触媒を利用する燃料電池では性能損失が観察されている。たとえば、定電流の条件下で、高分子電解膜燃料電池の電圧は、典型的に、当初は０．９Ｖの高さであるが、かなり急速に降下し始める。同様に、定電圧の条件下で、特に、高電圧のとき、初期電流はその最初の出力値から急降下する。この性能損失は、触媒の一酸化炭素、及び、水からの酸素の吸収による陰極触媒の活性を含む種々の原因による。
【０００３】
この性能劣化を覆すため複数のアプローチが採用されている。たとえば、米国特許第５６０１９３６号明細書は、燃料電池の陽極及び陰極への逆ＤＣ電位の印加を開示する。カナダ国特許第２２８４５８９号明細書は、陽極と陰極を一時的に短絡させることによる、又は、外部ＤＣ電圧源を用いる正の電圧パルスの生成による陽極電位のパルス化を開示する。逆に、米国特許出願第２００１／００４４０４０号Ａ１明細書は、性能劣化を覆すように有効なパルス幅でセル電圧を低下させるため陰極を出力負荷へ切り換えることを開示する。米国特許第６０９６４４８号明細書は、過渡負荷をスタックに接続することにより燃料電池スタックを消耗する燃料を開示する。米国特許第６０９６４４９号と米国特許第６４５１４７０号Ｂ１明細書はどちらも燃料セルの周期的な短絡を開示する。
【０００４】
米国特許第６０９６４４９号は、システム内の燃料セル毎に対応する多数の分流制御回路に接続された分流コントローラを開示する。分流コントローラは、１対の電圧源と、陽極と陰極を一体的に結合するバイパス回路と、燃料セル毎に関連付けられた電流センサとをさらに含む。分流コントローラは、燃料ガスの燃料電池への供給を終了する燃料ガス閉止弁をさらに制御する。
【０００５】
これらのアプローチには一つ以上の欠点がある。第一に、これらのアプローチは、燃料電池スタックが短絡されるか、又は、その電流若しくは電圧がパルス化されるときに、外部負荷に電力変動を生じさせる。これは、外部負荷がこのような電力変動の大きさ及び／又は周波数に耐えられないアプリケーションで問題になる。或いは、外部負荷はパルス化中に燃料電池スタックから切り離され、負荷への電力供給を遮断する点が望ましくない。
【０００６】
第二に、このようなアプローチを実施する際に必要とされる制御システムは過度に複雑化する傾向がある。米国特許第６０９６４４９号明細書における分流コントローラの複雑性は、たとえば、全体的なシステムのコストを上昇させ、動作信頼性を低下させる点が望ましくない。
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
燃料電池スタックの性能を改善するだけでなく、比較的低価格であり、高信頼性であり、電気的に効率的にされた燃料電池電力システムを動作させる方法及び装置が望ましい。本発明は、従来の燃料電池電源システムの欠点を解決し、さらに関連した利点を提供する。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
(発明の概要)
一態様において、燃料電池のスタックを含む電源システムを動作させる方法は、随時に、燃料電池のスタックを電流パルス化するステップと、燃料電池のスタックを電流パルス化した後の少なくともある期間中に燃料電池電圧を最大燃料電池電圧レベルより下にクランプするステップとを含む。燃料電池のスタックを電流パルス化するステップは、燃料電池のスタックの両端間に短絡回路パスを設けるステップと、燃料電池のスタックの両端間の短絡回路パスを取り除くステップとを含む。燃料電池のスタックを電流パルス化するステップは、燃料電池のスタックの両端間に負荷を電気的に接続するステップと、燃料電池のスタックの両端間から負荷を電気的に切り離すステップを含む。
【０００９】
別の態様によれば、少なくとも１台の負荷に給電するため、燃料電池スタック、及び、燃料電池スタックと並列に電気的に接続された少なくとも１台の蓄電装置を含む電源システムを動作させる方法は、随時に燃料電池スタックを一時的に短絡するステップと、少なくとも燃料電池スタックを短絡している間に蓄電装置から負荷へ電力を供給するステップを含む。
【００１０】
さらに別の態様では、燃料電池のスタック、及び、負荷に電力を供給するため電気的に接続可能である蓄電装置を含む電源システムを動作させる方法は、随時に、燃料電池のスタックの両端間に電気的短絡回路を設けるために少なくとも１台のスイッチを動作させるステップと、燃料電池のスタックの両端間の電気的短絡回路を取り除くために少なくとも１台のスイッチを動作させるステップと、燃料電池スタックを短絡している間に蓄電装置から負荷へ電力を供給するステップと、燃料電池のスタックの両端間の短絡回路パスを取り除いた後の少なくともある期間中に燃料電池電圧を最大燃料電池電圧レベルより下にクランプするステップを含む。
【００１１】
さらに別の態様では、負荷及びバランスオブシステム（ｂａｌａｎｃｅ ｏｆ ｓｙｓｔｅｍ）に給電するため、燃料電池スタック、及び、燃料電池スタックに電気的に接続されたエネルギー蓄積装置を含む電源システムを動作させる方法は、燃料電池スタックによって負荷及びバランスオブシステムに供給されているスタック電流を測定するステップと、燃料電池スタックの短絡中に負荷及びバランスオブシステムによって要求されるエネルギーの量を決定するステップと、短絡後に取り去られるエネルギーの量を決定するステップと、短絡中に負荷及びバランスオブシステムによって要求されるエネルギーの決定されたエネルギーの量に基づいて、かつ、短絡後に取り去られるエネルギーの決定されたエネルギーの量に基づいてエネルギー蓄積装置から予め除去されるべきエネルギーの量を決定するステップと、現在の負荷でエネルギー蓄積装置から決定されたエネルギーの量を予め除去するために必要な時間を決定するステップと、負荷及びバランスオブシステムを燃料電池スタックから切断するステップと、負荷及びバランスオブシステムを切断した後に蓄電装置からエネルギーを予め除去するために必要な決定された時間に、燃料電池スタックを短絡するステップと、負荷及びバランスオブシステムを燃料電池スタックに再接続するステップと、短絡持続時間に亘る燃料電池スタックの短絡後に燃料電池スタックの短絡を終了するステップとを含む。
【００１２】
さらなる態様では、少なくとも１台の負荷に電力を供給する電源システムは、燃料電池スタックと、燃料電池スタックを随時に短絡する手段と、燃料電池スタックの短絡の直後の少なくともある期間中に最大燃料電池スタック電圧レベルより下に燃料電池スタック電圧をクランプする手段とを含む。
【００１３】
またさらなる態様では、電源システムは、電源バスと、電源バスの両端間に電気的に接続された燃料電池スタックと、燃料電池スタックの両端間に電気的に接続され、燃料電池スタックを電流パルス化するため動作するパルススイッチと、燃料電池スタックを随時に電流パルス化するようにパルススイッチを選択的に制御するため接続されたコントローラと、燃料電池スタックの電流パルス化の後に続く少なくともある期間中にスタック電圧をクランプするスタック電圧クランプ手段とを含む。
【００１４】
またさらなる態様では、少なくとも１台の負荷に電力を供給する電源システムは、燃料電池スタックと、電気的に接続され、燃料電池スタックを電気的に短絡するため動作する短絡スイッチと、燃料電池スタックと並列に電気的に接続された蓄電装置と、蓄電装置を電気的短絡から保護するため燃料電池スタックと蓄電装置との間に電気的に接続されたダイオードと、燃料電池スタックを随時に短絡するため短絡スイッチを選択的に制御するように接続されたコントローラとを含む。
【００１５】
図面中、同じ参照番号は類似した要素又は動作を特定する。図面中の要素のサイズ及び相対位置は必ずしも正しい縮尺で描かれていない。たとえば、種々の要素の形状及び角度は正しい縮尺で描かれず、これらの要素の一部は、図面の読みやすさを改善するため任意に拡大され配置される。さらに、描かれているような要素の特定の形状は、特定の要素の実際の形状に関する情報を伝えることを目的とするものではなく、図面中での認識を容易にするため選択されただけである。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１６】
（発明の詳細な説明）
以下の説明では、ある特定の具体的な詳細が本発明の種々の実施形態を十分に理解するために記載される。しかし、当業者は本発明がこれらの詳細を用いなくても実施できることがわかるであろう。他の例では、燃料電池、燃料電池スタック、バッテリー及び燃料電池システムに関連したよく知られた構造は、本発明の実施形態の説明を不必要にわかりにくくすることを避けるため詳細には図示或いは記載されていない。
【００１７】
特に断らない限り、明細書及び特許請求の範囲を通じて、用語「～を含む（ｃｏｍｐｒｉｓｅ）」と、「含む（ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ）」及び「含む（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」のようなその変形は、「～を含むが、それに限定されない」という開かれた包括的な意味で解釈されるべきである。
【００１８】
ここに記載された見出しは単に便宜的なものであり、特許請求の範囲に記載された発明の意図又は意味を解釈しない。
【００１９】
電流パルス化は、触媒活性を回復させるため十分に燃料電池の電圧を降下させるべく燃料電池又は燃料電池スタックの両端間で短絡すること又は負荷を接続することを意味する。
【００２０】
上記のように、性能損失は、おそらく長期に亘る陰極触媒活性の損失が原因となって、Ｐｔを含む触媒を利用する燃料電池で観察される。燃料電池スタックの電流パルス化の直後に、燃料電池スタックの電圧は十分に上昇する。たとえば、典型的なＰＥＭ燃料電池では、電池電圧は、短絡が開放された直後に最大定格電流で約０．７６Ｖまで急上昇する。電池電圧は次に長い時間をかけてある平衡値まで減少する。理論によって拘束されていないが、この効果の原因はパルス化中の陰極触媒からの酸素種（或いは、その他の吸着種）の揮散であり、触媒活性を回復させ、その後の長時間に亘る触媒の再酸化は触媒の活性を再び低下させると考えられる。
【００２１】
図１は、上記の効果を実証する長期に亘るＮＥＸＡ（登録商標）燃料電池スタックの正味スタック電圧２のグラフ１を表す。動作条件は次の通りであった。反応物が５ｐｓｉｇ（３５ｋＰａ）の圧力で供給された水素及び多湿空気であり、反応物入口温度が６５℃であり、出力電流が１５Ａであり、５００ｍｓの短絡が毎分実施された。図１の各垂直線は燃料電池スタックの電気的短絡に対応し、電圧２は次の短絡まで長い時間をかけてゆっくり減衰する。
【００２２】
出願人は、少なくとも一部のアプリケーションでは、スタックの短絡が燃料電池電圧を許容できないレベルまで上昇させることを判断した。図２は、図１に表されたパルス毎に電圧減衰曲線４の３次元グラフ３を表す。不安定な電圧の領域が燃料電池スタックの短絡毎におよそ７乃至８秒間続くことに注意すべきである。
【００２３】
この場合も、理論によって拘束されていないが、出願人は、短絡直後の燃料電池の電圧は十分に高く、陰極触媒炭素担体（或いは、燃料電池の陰極側の他の炭素材料）の腐食が起こると考える。
【００２４】
図３は、短時間だけ短絡された典型的な燃料電池の一般化された電流曲線５及び電圧曲線６のそれぞれのグラフ的な説明図を表す。短絡が開放された直後に、燃料電池の電圧はピークＡに達し、平衡レベルに達する前に低下し始める。領域Ａでは、陰極触媒担体及び／又はその他の陰極構造体を破損する炭素腐食が起こる可能性がある。非常に高い電流密度でこのような高電圧に繰り返し曝されると、重大な炭素腐食が生じ、図２において観察された電圧不安定性に反映される。
【００２５】
図４は、電力を外部負荷１２に供給する図示した一実施形態による電源システム１０を表す。ここで検討する内容に直接関係しない電源システム１０の細部、たとえば、反応物供給システム及び冷却システムなどについては記載されない。
【００２６】
電源システム１０は、電源バス１６の線路間に電気的に接続された燃料電池スタック１４と、燃料電池スタックの両端間に電気的に接続されたパルススイッチＳ１と、パルススイッチＳ１を制御するため接続されたコントローラ１８とを含む。コントローラ１８は、簡単、低価格、かつ、高信頼性の電流パルス回路を提供する発振器２０の形でもよい。
【００２７】
図４に示された実施形態において、パルススイッチＳ１は、たとえば、発振器２０によって発生されたパルス状信号２１に応じて、燃料電池スタック１４を選択的に短絡するように動作する。他の実施形態では、パルススイッチＳ１は燃料電池スタック１４の両端間にパルス負荷２２（図５）を選択的に設置するように動作する。このような実施形態では、燃料電池スタック１４の両端間に設置されたパルス負荷２２は、燃料電池の陽極から十分高速に電荷が除去されることを確保するために小さくすべきである。燃料電池スタック１４の短絡は、燃料電池スタック１４のできる限り素早い回復を実現するためには、燃料電池スタック１４の両端間にパルス負荷２２を設置するよりも好ましい。
【００２８】
電源システム１０は、たとえば、プロセッサ、センサ、インジケータ、バルブ、ヒーター、コンプレッサ、ファン、及び／又は、ソレノイドのようなアクチュエータなどの種々の能動部品を表す１個以上の内部負荷２４を含む。燃料電池システムの観点では、これらの内部負荷２４は典型的に「バランスオブプラント（ｂａｌａｎｃｅ ｏｆ ｐｌａｎｔ）」と呼ばれる。内部負荷２４は燃料電池スタック１４と並列に電源バス１６へ電気的に接続され、そこから電力を受け取る。
【００２９】
図４に示されるように、一部の実施形態では、電源システム１０は、ハイブリッド電源システム１０の一部を形成するために燃料電池スタック１４と並列に電気的に接続された蓄電装置２６をさらに含む。このような実施形態では、蓄電装置２６は、スタック電流がパルス化されている時間の間に、負荷１２、２４に電流を供給する。このような実施形態では、電源システム１０は、燃料電池スタック１４の短絡から生じるトランジェントのようなトランジェントから蓄電装置２６を保護するためダイオードＤ１を利用する。
【００３０】
蓄電装置２６は、たとえば、１台以上の制御弁式鉛酸（ＶＲＬＡ）バッテリー２８（図６）、及び／又は、１台以上のスーパーキャパシタ３０（図７）などの、エネルギーを蓄積し、蓄積されたエネルギーを開放するために適した多種多様な形をとる。蓄電装置２６がＶＲＬＡバッテリー２８である実施形態では、たとえば、負荷１２、２４への電圧変動はスタック電流のパルス化中に発生する。蓄電装置２６がスーパーキャパシタバンド３０である実施形態では、このような電圧変動は容易に除去される。
【００３１】
電源システム１０が蓄電装置２６を含む場合、燃料電池スタック１４は電流パルス後に蓄電装置２６へ充電電流を供給し始める。このようにして、蓄電装置２６は、燃料電池スタック１４の電圧を最大スタック電圧限界ＶＺより下にクランプするため、各電流パルスの後に燃料電池スタック１４によって発生された過剰な電流をシンクする。たとえば、電源システム１０が蓄電装置２６の「浮動」電圧よりも低い平衡スタック電圧を有するならば、蓄電装置２６は、スタック電圧が蓄電装置２６の「浮動」電圧を超える限り、燃料電池スタック１４からの電流の一部をシンクし続ける。
【００３２】
ダイオードＤ１は、スタック電圧がプリセット電圧限界以上であるときに限り、燃料電池スタック１４が負荷１２、１４へ電流を供給するように選択される。たとえば、蓄電装置２６がＶＲＬＡバッテリー２８である場合、プリセット電圧限界は、約２７．４Ｖであるバッテリーの浮動電圧である。スタック電圧がダイオード電圧限界より降下するとき、エネルギー蓄積装置２６は負荷１２、２４に電力を供給し、発振器２０はパルススイッチＳ１を閉じることにより燃料電池スタック１４の短絡を実施する。パルススイッチＳ１の開放は短絡を開放し、燃料電池スタック１４は負荷１２、２４への給電を再開し、蓄電装置２６を再充電するため電流を供給する。高負荷時に、この配置はスタック電圧を最大スタック電圧限界Ｖｚより下に維持する。
【００３３】
電圧をクランプするための蓄電装置２６の使用は、図２及び３において認められる望ましくない電圧スパイクを解決する一つのアプローチである。図８は、短時間に亘って短絡された典型的なハイブリッド電源システム（たとえば、燃料電池スタック１４及びバッテリー２８を含む）における燃料電池スタック１４の一般化された電流曲線３２及び電圧曲線３４のそれぞれのグラフ的な説明図を表す。図８の領域Ｂにおける電流の量は、燃料電池スタック１４によって供給された負荷電流及びバッテリー充電電流を含む。燃料電池スタック１４によって供給される付加的な充電電流はスタック電圧を決定された最大スタック電圧限界ＶＺにクランプするために十分である。
【００３４】
電流パルス化のタイミング又は周波数は設定されるか、又は、可変である。たとえば、電流パルス化は、明確な定期的間隔Ｔｗに設定され、たとえば、動作中に毎分１回ずつ行われる（すなわち、６０Ｈｚ）。或いは、コントローラ１８は、スタック電圧が蓄電装置２６の「浮動」電圧のようなプリセット電圧限界より降下するときはいつも、燃料電池スタック１４を短絡することができる。プリセット電圧限界は、燃料電池スタック１４内で、希望の「浮動」電圧を生成するため必要な燃料電池の個数と等しい個数の燃料電池を利用することによって選択される。たとえば、少なくとも０．６７Ｖである最小動作燃料電池電圧が望ましく、かつ、蓄電装置２６の浮動電圧が２７．４Ｖであるならば、燃料電池スタック１４は少なくとも４１個のセルを必要とするであろう。このようにして、電源システム１０は、バッテリー２８又はスーパーキャパシタ３０への電荷転送の速度を制御するため電流パルス化の周波数を利用する。このようなアプローチを採用するとき、所定の負荷における電流パルス化周波数は、スタックへ供給される空気中の汚染物質の量を決定するため使用され、パルス化の周波数が高いほど、汚染物質の濃度が高いので、さらなる効果が得られる。
【００３５】
電流パルスの持続時間Ｔｐは同様に設定されるか、又は、可変である。たとえば、各電流パルスの持続時間があらかじめ定義される。たとえば、約５００ミリ秒の各電流パルスの持続時間が６０Ｈｚの電流パルス周波数に対して特に適切であることがわかった。或いは、この持続時間は、電源システム１０、負荷１２、及び／又は、燃料電池スタック１４の多数の動作パラメータ及び／又は条件に基づいて調整される。
【００３６】
上記の方法及び装置は燃料電池から非常に高い性能効率を生じる。たとえば、ＮＥＸＡ（登録商標）燃料電池スタック１４及びＶＲＬＡバッテリー２８を利用する電源システム１０において、スタック電圧が２７．４Ｖのバッテリー浮動電圧より降下するときに燃料電池スタック１４を電流パルス化することにより、燃料電池は約０．６９Ｖの平均電圧で動作する。これは５７％の効率に対応し、制御システムが発生する寄生的な冷却損失は非常に低く、負荷電流における電力変換損失は発生しない。さらに、蓄電装置２６は、燃料電池電流がパルス化されるときに電流を供給するので、外部負荷１２又は内部負荷２４への電流の中断がない。
【００３７】
他の実施形態では、燃料電池スタック１４から引き出される電流は電流パルスの直後に短時間に亘って増加する。図９及び１０は、それらの実施形態によって短時間に亘って短絡された典型的な燃料電池の一般化された電流曲線３６及び３８のそれぞれ、並びに、電圧曲線４０及び４２のそれぞれのグラフ的な説明図である。図９では、電流パルス後に燃料電池スタック１４から引き出された電流３６は領域Ｂに示されるように増加する。対応する電圧曲線４０は平坦化され、図３の領域Ａによって示された電圧スパイクに関連した炭素腐食の可能性を回避する。図９では、電流増加は、燃料電池スタック電圧を希望の最大スタック電圧限界Ｖｚにクランプするために十分である。
【００３８】
実際には、この程度の精度でスタック電圧をクランプするために電流増加を制御することは難しい。他の実施形態では、パルス化後の電流増加の大きさは、スタック電圧を希望の最大スタック電圧限界Ｖｚにクランプするため必要とされるより大きくなることが少なくとも時折ある。この状況は、領域Ｂにおいて電池から引き出された電流３８が図９よりも大きく、その結果として、領域Ｃのスタック電圧４２がそれに応じて低下する図１０に示されている。パルス化後のより大きな電流増加によって燃料電池スタック１４に発生した付加的な熱は、陰極での炭素腐食を防止することによってオフセットを上回る。
【００３９】
スタック電流のパルス化後に蓄電装置２６を再充電するために必要な電流は、蓄電装置２６によって担われる負荷１２、２４のサイズと電流パルスの持続時間に依存する。一部のアプリケーションでは、部分負荷又は低負荷の条件が見られる。低負荷時には、再充電電流は電流パルス化後に燃料電池電圧をクランプするために十分には高くない可能性がある。一部の実施形態では、したがって、電流パルス化は低負荷条件下では中断される。このアプローチは、電源システムが頻繁に、又は、かなりの期間に亘って低負荷条件にならないことが予想されるアプリケーションに特に適している。
【００４０】
図１１乃至１３は、電流パルス化に応じてスタック電圧をクランプするために付加的な回路を含み、特に部分負荷又は低負荷条件下に適した電源システム１０の他の実施形態を示す。これらの他の実施形態と、本明細書に記載されたその他の実施形態及び他の代替案は、ここまでに記載された実施形態と実質的に類似しているので、共通の動作及び構造は同じ参照番号によって特定される。動作及び構造の重大な相違点だけが以下で説明される。さらに、上記のように、電源システムの種々の実施形態は単独の電力源としての燃料電池スタック１４に依存しているので、図１１乃至１３における蓄電装置２６は任意的である。
【００４１】
図１１は、燃料電池スタック１４と並列に電源バス１６の両端間に電気的に接続されたツェナーダイオードＤ２を表す。ツェナーダイオードＤ２の破壊電圧は、添付の電圧曲線４４によって示され、かつ、添付の電圧曲線４６によって示されるような高負荷条件下での動作と比較されているように、低負荷条件下で動作するときに、ツェナーダイオードＤ２が希望の最大スタック電圧限界Ｖｚより下にスタック電圧をクランプするように選択される。
【００４２】
図１２は、燃料電池スタック１４と並列に電源バス１６の両端間に電気的に接続されたシャントレギュレータ４８を表す。シャントレギュレータ４８は、ツェナーダイオードＤ２、ゲート抵抗Ｒ及びトランジスタ５０によって形成される。ツェナーダイオードＤ２及びゲート抵抗Ｒは、トランジスタ５０のゲートに電気的に接続され、添付の電圧曲線４４によって示され、かつ、添付の電圧曲線４６によって示されるような高負荷条件下での動作と比較されているように、低負荷条件下で動作するときに、希望の最大スタック電圧限界Ｖｚより下にスタック電圧をクランプするためトランジスタ５０を選択的に作動させる。
【００４３】
図１３は発振器２０及びシャントレギュレータロジック５２を含むコントローラ１８を表す。シャントレギュレータロジック５２は、ソフトウェア、ファームウェア及び／又はハードウェアにより実現され、コントローラ１８によって実行される。コントローラ１８は電圧センサ５４によって感知された電圧を表す信号を受信する。コントローラ１８は、ダイオードＤ３、Ｄ４及び抵抗Ｒを介して、電界効果トランジスタＱ１のようなスイッチを作動するため制御信号２１、５３を供給し、添付の電圧曲線４４によって示され、かつ、添付の電圧曲線４６によって示されるような高負荷条件下での動作と比較されているように、低負荷条件下で動作するときに、希望の最大スタック電圧限界Ｖｚより下にスタック電圧をクランプする。
【００４４】
さらなる実施形態では、蓄電装置２６は、スタック電流がパルス化される前のある期間に亘って負荷１２、２４を担い、燃料電池スタック１４は再充電電流を後で供給する。蓄電装置２６が負荷１２、２４を担う期間は低負荷条件を補償するため選択されるので、再充電電流はスタック電圧を所定の最大スタック電圧限界Ｖｚにクランプするために十分に増加する。
【００４５】
図１４は、負荷１２、２４を燃料電池スタック１４に電気的に接続し、切り離すよう動作する燃料電池スタック絶縁スイッチＳ２を含む電源システム１０の別の実施形態を表す。コントローラ１８は、スタック電流センサ５８からのスタック電流を表す信号５６を受信し、直前に説明した燃料電池スタック絶縁スイッチＳ２を作動させ、添付の電圧曲線６０によって示されているように低負荷条件下で動作するとき、及び、添付の電圧曲線６２によって示されているように高負荷条件下で動作するときに、スタック電圧を希望の最大スタック電圧限界Ｖｚより下にクランプする。
【００４６】
図１５は図示した一実施形態による図１４の電源システム１０を電流パルス化する制御アルゴリズム１００のフローチャートである。
【００４７】
ステップ１０２において、電流センサ５８はスタック電流を測定する。ステップ１０４において、コントローラ１８は、短絡条件の持続時間中に負荷１２、２４を担うために必要なエネルギーの量を決定する。ステップ１０６において、コントローラ１８は、最大スタック電圧限界Ｖｚを超過することを回避するため短絡条件の終了後に取り去られるべきエネルギーの量を決定する。ステップ１０４及び１０６はどのような順序で行われてもよく、同時に行うことさえ可能である。
【００４８】
ステップ１０８において、コントローラ１８は、エネルギー蓄積装置２６から予め（すなわち、電流パルスの前に）除去されるべきエネルギーを決定し、電流パルス化後に最大スタック電圧限界Ｖｚを超過することを回避するため、所要量のスタック電流をシンクする状態に蓄電装置２６を置く。ステップ１１０において、コントローラ１８は現在負荷が与えられた場合にエネルギーを除去するために必要な期間を決定する。
【００４９】
ステップ１１２において、コントローラ１８は、燃料電池スタック絶縁スイッチＳ２を開き、負荷１２、２４を燃料電池スタック１４から絶縁し、それによって、負荷１２、２４を燃料電池スタック１４の代わりに蓄電装置２６に給電することにより適当なレベルまで放電させる。ステップ１１４において、コントローラ１８はステップ１１０において決定された期間を待機する。決定された期間の終わりに、コントローラ１８はパルススイッチＳ１を閉じ、燃料電池スタック１４の両端間に短絡経路を設けることにより、又は、負荷２２（図２２）を設置することにより、燃料電池スタック１４を電流パルス化する。
【００５０】
ステップ１１８において、コントローラ１８は、パルススイッチＳ１が閉じた後、パルス持続時間、たとえば、５００ミリ秒を待機する。ステップ１２０において、コントローラ１８は燃料電池スタック絶縁スイッチＳ２を閉じ、負荷１２、２４を燃料電池スタック１４に接続する。ステップ１１８及び１２０はどのような順序で行われてもよく、同時に行うことさえ可能である。パルス持続時間Ｔｐの終わりに、コントローラ１８はパルススイッチＳ１を開き、燃料電池スタック１４の両端間の短絡経路又は負荷２２を取り除くことにより電流パルスを終わらせる。期間Ｔｐを決定する種々のアプローチは既に説明した。
【００５１】
ステップ１２４において、コントローラ１８は、ステップ１０２へ制御を戻す前に、期間Ｔｗ、たとえば、別の電流パルスが必要とされる点までスタック電圧が降下するために十分な期間を待機する。期間Ｔｗを決定する種々のアプローチは既に説明した。
【００５２】
制御アルゴリズム１００を実行するとき、コントローラ１８は、燃料電池スタック１４がその分極曲線上で動作しているかどうかを決定するため、分極ルックアップテーブルを使用して、現在スタック電圧と電流を比較する。燃料電池スタック１４がその分極曲線上にあるかどうかを決定する他の手段を使用してもよい。
【００５３】
図１６は、上記の図１４に表された電源システムと類似した電源システム１０の別の実施形態を表す。図１６の実施形態は、特に高電流負荷に適したパルススイッチＳ１を形成するため並列に電気的に接続された多数のＭＯＳＦＥＴを含む。図１６の実施形態は、特に高電流負荷に適した燃料スタック絶縁スイッチＳ２を形成するため並列に電気的に接続された、多数のＭＯＳＦＥＴ及び関連したダイオードをさらに表す。
【実施例】
【００５４】
ＮＥＸＡ（登録商標）燃料電池スタック１４及び２４ＶのＶＲＬＡバッテリーバンク２８を含むハイブリッド電力システム１０は、スタック電流をパルス化して、及び、パルス化することなく動作させられた。電源システム１０は、どちらの場合でも、５ｐｓｉｇ（３５ｋＰａ）の圧力で水素及び多湿空気が供給され、６５℃の反応物入口温度で動作させられた。
【００５５】
１回目の運転で、約２．６の化学量の空気が燃料電池スタック１４に供給された。電流パルス化無しで動作すると、電源システムは３４Ａで２６．９Ｖの電圧に維持され、これは約９１５Ｗの正味出力に対応する。ＮＥＸＡ（登録商標）燃料電池スタック１４は１０００Ｗの正味出力が定格とされるので、このユニットは性能が低かった。
【００５６】
電源システム１０は次に図１３に示されるように構成された。短絡回路（すなわち、パルススイッチＳ１）は並列した３台のＭＯＳＦＥＴにより構成される。５００ミリ秒の短絡が手動押しボタン（図示せず）によってトリガーされる。２台のＩＲＦＰ２９０７型のＭＯＳＦＥＴにより構成されたリニアレギュレータＦＥＴは、スタックから引き出される電流の量を制限し、バッテリーを２７．３Ｖの浮動電圧に保持するため出力電圧を維持する。ショットキーダイオードはバッテリーの短絡を妨げる。５００ミリ秒の短絡パルスが動作中に１分当たりおよそ１回ずつ印加された。空気の化学量は、対応する約１Ｖのスタック電圧の増加を示した予備的な結果に基づいて、約２．７まで増加させられた。実行時間は４０分間であった。電源システム１０は、約１５４０Ｗの正味出力に対応する５６．５Ａで２７．３Ｖの電圧を維持した。これは正味電力出力の６８％の増加、すなわち、６２５Ｗの追加を表す。
【００５７】
電力システム及び関連した方法の具体的な実施形態と実施例は説明の目的のために本明細書に記載されているが、当業者によって認められるように種々の等価的な変更が本発明の精神及び意図から逸脱することなく行われる。本明細書に記載された本発明の教示内容は、必ずしも概略的に説明した典型的なハイブリッド電力システムに限らず、その他の電力システムに適用可能である。
【００５８】
たとえば、本方法及び装置は、単独の電源として燃料電池スタック１４を有する電源システム１０に利用される。このような実施形態はより低コストであるが、蓄電装置２４の省略は典型的に電流パルス化中に（一つ以上の）外部負荷１２への電流供給の中断を生ずることに注意すべきである。同様に、たとえば、電力システムは蓄電装置を利用してもよい。
【００５９】
上記の種々の実施形態はさらなる実施形態を提供するために組み合わせ可能である。本明細書中で参照された、及び／又は、出願データシートに列挙された上記の米国特許、米国特許公開公報、米国特許出願、外国特許、外国特許出願、及び、非特許文献のすべては、参照によってそのすべての内容がここに組み込まれる。本発明の態様は、本発明のさらなる実施形態を提供するために、必要に応じて、種々の特許、出願、及び、刊行物のシステム、回路及び概念を利用するように変更可能である。
【００６０】
上記の変形及びその他の変形は上記の詳細な説明を考慮して本発明に対して行われる。一般に、特許請求の範囲において、用語は、発明を明細書及び特許請求の範囲に開示された具体的な実施形態に限定するように解釈されるべきではなく、特許請求の範囲に従って動作するすべての電力システム及び方法を包含するように解釈されるべきである。その結果、本発明は開示内容によって制限されるのではなく、本発明の意図は特許請求の範囲によって完全に決定されるべきである。
【図面の簡単な説明】
【００６１】
【図１】図１は、ＮＥＸＡ（登録商標）燃料電池スタックの正味スタック電圧対時間のグラフである。
【図２】図２は、図１のグラフに表された各パルスの電圧減衰曲線の３次元グラフである。
【図３】図３は、燃料電池の電流パルス化を説明するスタック電流及びスタック電圧対時間のグラフである。
【図４】図４は、燃料電池スタック、エネルギー蓄積装置及びパルススイッチを含み、パルススイッチが燃料電池を電流パルス化するために燃料電池スタックの両端間に電気的短絡回路を設置するように選択的に動作可能である、図示した一実施形態による外部負荷及び／又は内部負荷に給電する電源システムの概略図である。
【図５】図５は、パルススイッチが燃料電池を電流パルス化するために燃料電池スタックの両端間に負荷を置くように選択的に動作可能である、別の図示した実施形態による外部負荷及び／又は内部負荷に給電する電源システムの概略図である。
【図６】図６は、電源システムにおける蓄電装置としての使用に適したＶＲＬＡバッテリーのようなバッテリーの電気的概略図である。
【図７】図７は、電源システムにおける蓄電装置としての使用に適したスーパーキャパシタの電気的概略図である。
【図８】図８は、蓄電装置が電流パルス化後に燃料電池スタックの電圧をクランプするため電流をシンクする場合を説明するスタック電流及びスタック電圧対時間のグラフである。
【図９】図９は、クランプ回路が電圧を希望の最大スタック電圧にクランプするために電流パルス化後に燃料電池スタックから十分な電流をクランプし引き出す場合のスタック電流及びスタック電圧対時間のグラフである。
【図１０】図１０は、クランプ回路が電圧を希望の最大スタック電圧より下にクランプするために電流パルス化後に燃料電池スタックから十分な電流を超える電流をクランプし引き出す場合のスタック電流及びスタック電圧対時間のグラフである。
【図１１】図１１は、燃料電池スタックの電圧をクランプするためにツェナーダイオードを利用する別の図示した実施形態による電源システムの概略図である。
【図１２】図１２は、燃料電池スタックの電圧をクランプするためにシャントレギュレータを利用する別の図示した実施形態による電源システムの概略図である。
【図１３】図１３は、燃料電池スタックの電圧をクランプするために発振器及びシャントレギュレータを含む制御を利用する別の図示した実施形態による電源システムの概略図である。
【図１４】図１４は、電流パルス化後に電圧クランプに備えてエネルギー蓄積装置からエネルギーを除去するために、ツェナーダイオードと燃料電池スタックから負荷を選択的に絶縁するように動作する絶縁スイッチとを利用する別の図示した実施形態による電源システムの概略図である。
【図１５】図１５は、本発明の一実施形態による請求項１４記載の電源システムを動作させる方法のフローチャートである。
【図１６】図１６は、パルススイッチ及び絶縁スイッチがＭＯＳＦＥＴのような複数のトランジスタからそれぞれ形成された別の図示した実施形態による電源システムの概略図である。

METHOD AND APPARATUS FOR IMPROVING THE PERFORMANCE OF A FUEL CELL ELECTRIC POWER SYSTEM

BACKGROUND OF THE INVENTION

Field of the Invention

The present invention relates to fuel cell electric power systems, and particularly to methods and apparatus for improving the performance of fuel cell stacks in fuel cell electric power systems.

Description of the Related Art

Fuel cells electrochemically react a fuel stream comprising hydrogen and an oxidant stream comprising oxygen to generate an electric current. Fuel cell electric power systems employing stacks of fuel cells are used in a variety of transportation, portable and stationary power applications.

Performance losses have been observed in fuel cells employing catalysts comprising platinum (Pt). For example, under constant current conditions the voltage of polymer electrolyte membrane fuel cells typically is initially as high as 0.9 V, but begins to fall fairly quickly. Similarly, under constant voltage conditions, particularly at higher voltages, the initial current drops from its original output value. This performance loss has been attributed to various sources, including carbon monoxide poisoning of the catalyst and loss of cathode catalyst activity due to adsorption of oxides from water.

Several approaches have been employed for reversing this performance degradation. For example, US 5,601, 936 discloses applying a reverse DC potential to the anode and cathode of a fuel cell. CA 2,284, 589 discloses pulsing the anode potential by temporarily shorting the anode and cathode or by producing a positive voltage pulse with an external DC voltage source. Conversely, US 2001/0044040 A1 discloses switching the cathode to an output load to reduce the cell voltage at a pulse width effective to reverse performance degradation. US 6,096, 448 discloses fuel starving a fuel cell stack by connecting a transient load to the stack. Both US 6,096, 449 and US 6,451, 470 B1 disclose periodically shorting fuel cells.

US 6,096, 449 also discloses a shunt controller coupled to numerous shunt control circuits corresponding to each fuel cell in the system.

The shunt controller also comprises a pair of voltage sensors, a bypass circuit coupling the anode and cathode together, and a current sensor associated with each fuel cell. The shunt controller further controls a fuel gas shut-off control valve for terminating supply of fuel gas to a fuel cell.

These approaches have one or more disadvantages. First, they may result in power fluctuations to the external load when the fuel cell stack is shorted or its current or voltage is pulsed. This is problematic in applications where the external load is intolerant of the magnitude and/or frequency of such power fluctuations. Alternatively, the external load may be disconnected from the fuel cell stack during pulsing, undesirably interrupting power supply to the load.

Second, the control systems involved in implementing such approaches tend to be overly complex. The complexity of the shunt controller in US 6,096, 449, for example, may undesirably increase the cost and decrease operational reliability of the overall system.

It is desirable to have a method and apparatus for operating a fuel cell electric power system that not only increases the performance of the fuel cell stack, but is also relatively inexpensive, reliable and electrically efficient.

The present invention addresses the disadvantages of conventional fuel cell power systems and provides further related advantages.

BRIEF SUMMARY OF THE INVENTION In one aspect, a method of operating a power system comprising a stack of fuel cells, the method comprises: from time-to-time, current pulsing the stack of fuel cells ; and clamping a fuel cell voltage below a maximum fuel cell voltage level during at least a period after current pulsing the stack of fuel cells. Current pulsing the stack of fuel cells may comprise: providing a short circuit path across the stack of fuel cells ; and removing the short circuit path across the stack of fuel cells. Current pulsing the stack of fuel cells may comprise: electrically coupling a load across the stack of fuel cells ; and electrically uncoupling the load from across the stack of fuel cells.

In another aspect, a method of operating a power system to power at least one load, the power system comprising a fuel cell stack and at least one electrical storage device electrically coupled in parallel with the fuel cell stack, the method comprises: temporarily shorting the fuel cell stack from time-to-time; and supplying power from the electrical storage device to the load at least while shorting the fuel cell stack.

In yet another aspect, a method of operating a power system comprising a stack of fuel cells and an electrical storage device electrically coupable to supply power to a load, the method comprises: from time-to-time, operating at least one switch to provide an electrical short circuit across the stack of fuel cells ; operating the at least one switch to remove the electrical short circuit across the stack of fuel cells ; supplying power from the electrical storage device to the load at least while shorting the fuel cell stack; and clamping a fuel cell voltage below a maximum fuel cell voltage level during at least a period after removing the short circuit path across the stack of fuel cells.

In still another aspect, a method of operating a power system having a fuel cell stack and an energy storage device electrically coupled to the fuel cell stack, to power a load and a balance of system, the method comprises: measuring a stack current being supplied by the fuel cell stack to the load and the balance of system; determining an amount of energy required by the load and the balance of system during a short circuit of the fuel cell stack; determining an amount of energy to be clipped off after the short circuit; determining an amount of energy to be pre-removed from the energy storage device based on the determined amount of energy required by the load and the balance of system during the short circuit and based on the determined amount of energy to be clipped off after the short circuit; determining a time required to pre-remove the determined amount of energy from the electrical storage device at a present load ; disconnecting the load and the balance of system from the fuel cell stack; the determined time required to pre-remove energy from the electrical storage device after disconnecting the load and the balance of system, shorting the fuel cell stack; reconnecting the load and the balance of system to the fuel cell stack; and stopping the shorting of the fuel cell stack after shorting the fuel cell stack for a shorting duration.

In a further aspect, a power system for providing power to at least one load, comprises: a fuel cell stack; means for shorting the fuel cell stack from time-to-time; and means for clamping a fuel cell stack voltage below of maximum fuel cell stack voltage level at least during a period immediately following the shorting of the fuel cell stack.

In yet a further aspect, a power system comprises: a power bus; a fuel cell stack electrically coupled across the power bus; a pulsing switch electrically coupled across the fuel cell stack and operable to current pulse the fuel cell stack; a controller coupled to selectively control the pulsing switch to current pulse the fuel cell stack from time-to-time; and stack voltage clamping means for clamping a stack voltage at least during a period following the current pulsing of the fuel cell stack.

In yet still a further aspect, a power system for providing power to at least one load, the power system comprises: a fuel cell stack; shorting switch electrically coupled and operable to electrically short the fuel cell stack; an electrical storage device electrically coupled in parallel with the fuel cell stack; a diode electrically coupled between the fuel cell stack and the electrical storage device to protect the electrical storage device from electrical shorts; and a controller coupled to selectively control the shorting switch to short the fuel cell stack from time-to-time.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWING (S) In the drawings, identical reference numbers identify similar elements or acts. The sizes and relative positions of elements in the drawings are not necessarily drawn to scale. For example, the shapes of various elements and angles are not drawn to scale, and some of these elements are arbitrarily enlarged and positioned to improve drawing legibility. Further, the particular shapes of the elements as drawn, are not intended to convey any information regarding the actual shape of the particular elements, and have been solely selected for ease of recognition in the drawings.

Figure 1 is a graph of net stack voltage versus time for a NEAT"" fuel cell stack.

Figure 2 is a three dimensional graph of a voltage decay curve for each pulse shown in the graph of Figure 1.

Figure 3 are graphs of stack current and stack voltage versus time, illustrating current pulsing of a fuel cell.

Figure 4 is a schematic diagram of a power system to supply power to an external load and/or internal load according to one illustrated embodiment, the power supply system comprising a fuel cell stack, energy storage device and pulsing switch, where the pulsing switch is selectively operable to place an electrical short circuit across a fuel cell stack to current pulse the fuel cells.

Figure 5 is a schematic diagram of a power system to supply power to an external load and/or internal load according to another illustrated embodiment where the pulsing switch is selectively operable to place a load across a fuel cell stack to current pulse the fuel cells.

Figure 6 is an electrical schematic diagram of a battery such as a VRLA battery, suitable for use as an electrical storage device in the power system.

Figure 7 is an electrical schematic diagram of a super-capacitor, suitable for use as an electrical storage device in the power system.

Figure 8 are graphs of stack current and stack voltage versus time, illustrating where the electrical storage device sinks current to clamp the voltage of the fuel cell stack after current pulsing.

Figure 9 are graphs of stack current and stack voltage versus time, where a clamping circuit clamps draws sufficient current from the fuel cell stack after current pulsing to clamp the voltage at a desired maximum stack voltage.

Figure 10 are graphs of stack current and stack voltage versus time, where a clamping circuit clamps draws more than enough current from the fuel cell stack after current pulsing to clamp the voltage below a desired maximum stack voltage.

Figure 11 is a schematic diagram of a power system according to another illustrated embodiment employing a zener diode to clamp the voltage of the fuel cell stack.

Figure 12 is a schematic diagram of a power system according to another illustrated embodiment employing a shunt regulator to clamp the voltage of the fuel cell stack.

Figure 13 is a schematic diagram of a power system according to another illustrated embodiment employing controlling comprising an oscillator and shunt regulator logic to clamp the voltage of the fuel cell stack.

Figure 14 is a schematic diagram of a power system according to another illustrated embodiment employing a zener diode and an isolation switch operable to selectively isolated the loads from the fuel cell stack, to remove energy from the energy storage device in preparation for voltage clamping after current pulsing.

Figure 15 is a flow diagram of a method of operating the power system of claim 14 according to one embodiment of the invention.

Figure 16 is a schematic diagram of a power system according to another illustrated embodiment where the pulsing and isolation switches are each formed from multiple transistors such as MOSFETS.

DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION In the following description, certain specific details are set forth in order to provide a thorough understanding of the various embodiments of the invention. However, one skilled in the art will understand that the invention may be practiced without these details. In other instances, well-known structures associated with fuel cells, fuel cell stacks, batteries and fuel cell systems have not been shown or described in detail to avoid unnecessarily obscuring descriptions of the embodiments of the invention.

Unless the context requires otherwise, throughout the specification and claims which follow, the word"comprise"and variations thereof, such as, "comprises"and"comprising"are to be construed in an open,<BR> inclusive sense, that is as"including, but not limited to. " The headings provided herein are for convenience only and do not interpret the scope or meaning of the claimed invention.

Current pulsing involves shorting or connecting a load across a fuel cell or fuel cell stack in order to drop the voltage of the fuel cell (s) sufficiently to restore catalyst activity.

As discussed, performance losses have been observed in fuel cells employing catalysts comprising Pt, presumably due to loss of cathode catalyst activity over time. Immediately after current pulsing the fuel cell stack, the voltage of the fuel cell stack increases substantially. In typical PEM fuel cells, for example, the cell voltage will jump to about 0.76 V at full rated current immediately after a short is released. Cell voltage then decays over time back to some equilibrium value. Without being bound by theory, it is believed that this effect is due to stripping of oxygen species (and possibly other adsorbed species) from the cathode catalyst during pulsing, which restores catalyst activity; subsequent re-oxidation of the catalyst over time reduces its activity again.

Figure 1 shows a graph 1 of net stack voltage 2 of a NEXA fuel cell stack over time demonstrating this above described effect. The operating conditions were as follows : the reactants were hydrogen and humidified air, supplied at a pressure of 5 psig (35 kPa) ; reactant inlet temperature of 65 °C ; 15 A output current; and, a 500 ms short was applied every minute. Each vertical line in Figure 1 corresponds to an electrical shorting of the fuel cell stack; the voltage 2 slowly decays over time until the next short.

The applicant has determined that, at least in some applications, shorting the stack can cause the fuel cell voltage to rise to an unacceptable level. Figure 2 shows a 3-D graph 3 of the voltage decay curve 4 for each pulse shown in Figure 1. Note the region of unstable voltage in the roughly 7- 8 seconds following each short of the fuel cell stack.

Again, without being bound by theory, the applicant believes that the voltages on the fuel cells immediately following the short are high enough that corrosion of the cathode catalyst carbon support (and possibly of other carbon materials on the cathode side of the fuel cell) may occur.

Figure 3 shows a graphical illustration of generalized current and voltage curves 5,6, respectively, for a representative fuel cell that has been shorted for a brief time. Immediately after the short is released, the voltage of the fuel cell reaches a peak A and begins to fall off before reaching an equilibrium level. In region A, carbon corrosion can occur that may damage the cathode catalyst support and/or other cathode structures. Repeated exposure to such high voltages at higher current densities may result in significant carbon corrosion, which is reflected in the voltage instability observed in Figure 2.

Figure 4 shows a power system 10 according to one illustrated embodiment, providing power to an external load 12. Details of the power system 10 not directly relevant to the present discussion, such as reactant supply systems and cooling systems, are not shown.

The power system 10 comprises a fuel cell stack 14 electrically coupled between rails of a power bus 16, a pulsing switch S1 electrically coupled across the fuel cell stack, and a controller 18 coupled to control the pulsing switch S1. The controller 18 may take the form of an oscillator 20, providing a simple, inexpensive and reliable circuit for current pulsing.

In the embodiment illustrated in Figure 4, the pulsing switch S1 is operable to selectively short the fuel cell stack 14, for example, in response to pulsed signals 21 generated by the oscillator 20. In other embodiments, the pulsing switch S1 is operable to selectively place a pulsing load 22 (Figure 5) across the fuel cell stack 14. In such embodiments, the pulsing load 22 placed across the fuel cell stack 14 should be small to ensure a sufficiently fast removal of charge from the anodes of the fuel cells. Shorting the fuel cell stack 14 is preferred over placing the pulsing load 22 across the fuel cell stack 14, to achieve the fastest possible recovery of the fuel cell stack 14.

The power system 10 may include one or more internal loads 24, which represent the various active components, for example, processors, sensors, indicators, valves, heaters, compressors, fans, and/or actuators such as solenoids. With respect to fuel cell systems, these internal loads 24 are typically referred to as the'balance of plant."The internal load 24 is electrically coupled to the power bus 16 in parallel with the fuel cell stack 14 to receive power therefrom.

As illustrated in Figure 4, in some embodiments the power system 10 may further comprise an electrical storage device 26 electrically coupled in parallel with the fuel cell stack 14 to form of a hybrid power system 10. In such embodiments, the electrical storage device 26 provides current to the load (s) 12,24 during the time when the stack current is pulsed. In such embodiments, the power system 10 may employ a diode D1 to protect the electrical storage device 26 from transients, such as those resulting from the short circuiting of the fuel cell stack 14.

The electrical storage device 26 may take a variety of forms suitable for storing and releasing stored energy, for example, one or more batteries such as one or more valve regulated lead acid ("VRLA") batteries 28 (Figure 6), and/or one or more super-capacitors 30 (Figure 7). In embodiments where the electrical storage device 26 is a VRLA battery 28, for example, voltage variation to the loads 12,24 may occur during stack current pulsing. In embodiments where the electrical storage device 26 is a super-capacitor band 30, such voltage variations may be easily filtered out.

Where the power system 10 includes an electrical storage device 26, the fuel cell stack 14 begins providing charging current to the electrical storage device 26 after the current pulse. Thus, the electrical storage device 26 may sink excess current generated by the fuel cell stack 14 after each current pulse to clamp the voltage of the fuel cell stack 14 below a maximum stack voltage limit Vz. For example, if the power system 10 has an equilibrium stack voltage that is less than a"float"voltage of the electrical storage device 26, the electrical storage device 26 continues to sink a portion of the current from the fuel cell stack 14 for as long as the stack voltage exceeds the"float"voltage of the electrical storage device 26.

The diode D1 may be selected so that the fuel cell stack 14 provides current to the loads 12,24 only when the stack voltage is at or above a preset voltage limit. For example, where the electrical storage device 26 is a VRLA battery 28 the preset voltage limit may be the float voltage of the battery, about 27.4 V. When the stack voltage falls below the diode voltage limit, the energy storage device 26 supplies power to the load 12,24 and the oscillator 20 implements a short circuit of the fuel cell stack 14 by closing pulsing switch S1. Opening pulsing switch S1 releases the short and the fuel cell stack 14 resumes supplying power to the loads 12,24 and supplies current to recharge the electrical storage device 26. At high loads, this arrangement maintains the stack voltage below the maximum stack voltage limit Vz.

The use of an electrical storage device 26 to clamp voltage is one approach to addressing the undesirable voltage spike identified in Figures 2 and 3. Figure 8 shows a graphical illustration of generalized current and voltage curves, 32,34, respectively, for a fuel cell stack 14 in a representative hybrid power system (e. g., including fuel cell stack 14 and battery 28) that has been shorted for a brief time. The amount of current in region B of Figure 8 includes the load current and battery charging current supplied by the fuel cell stack 14. The additional charging current supplied by the fuel cell stack 14 is sufficient to clamp the stack voltage at a determined maximum stack voltage limit Vz.

The timing or frequency of the current pulsing may be set or varied. For example, the current pulsing may be set to a defined periodic interval Tw, for example, occurring once a minute during operation (i. e., 60 Hz).

Alternatively, the controller 18 can short the fuel cell stack 14 whenever the stack voltage falls below a preset voltage limit, such as the"float"voltage of the electrical storage device 26. The preset voltage limit may be chosen by employing a number of fuel cells in the fuel cell stack 14 that is equal to the number of fuel cells necessary to produce the desired"float"voltage. For example, if a minimum operating fuel cell voltage of at least 0.67 V is desired, and the float voltage of the electrical storage device 26 is 27.4 V, then the fuel cell stack 14 would require at least 41 cells. Thus, the power system 10 may employ the frequency of the current pulsing to control the rate of charge transfer to the battery 28 or super-capacitor 30. When employing such an approach, the current pulsing frequency at a given load can be used to determine the amount of polluants in the air being supplied to the stack; the higher the frequency of pulsing, the greater the concentration of pollutants, thus providing an additional advantage.

A duration Tp of the current pulse may also be set or varied. For example, the duration of each current pulse may be predefined. For example, a pulse duration of approximately 500 milliseconds has been found to be particularly suitable with a current pulse frequency of 60 Hz. Alternatively, the duration may be adjusted based on a number of operating parameters and/or conditions of the power system 10, load 12 and/or fuel cell stack 14.

The above described method and apparatus can produce very high performance efficiencies from the fuel cells. For example, in a power system 10 employing a NEXAT" fuel cell stack 14 and VRLA battery 28, by current pulsing the fuel cell stack 14 when the stack voltage falls below the 27.4 V battery float voltage, the fuel cells may operate at an average voltage of about 0.69 V. This corresponds to a 57% efficiency, with the control system generating very low parasitic cooling loss and no power conversion losses at any load current. Furthermore, because the electrical storage device 26 supplies current when the fuel cell current is pulsed, there is no interruption of current to the external load 12 or internal load 24.

In other embodiments, the current drawn from the fuel cell stack 14 is increased for a short time immediately following the current pulse.

Figures 9 and 10 are graphical illustrations of generalized current curves 36 38, respectively, and voltage curves 40,42, respectively, for a representative fuel cell that has been shorted for a brief time according to these embodiments. In Figure 9, the current 36 drawn from the fuel cell stack 14 after the current pulse is increased, as indicated in region B. The corresponding voltage curve 40 is flattened, avoiding the possible carbon corrosion associated with the voltage spike indicated by region A in Figure 3. In Figure 9 the current increase is just sufficient to clamp the fuel cell stack voltage at a desired maximum stack voltage limit Vz.

In practice, it may be difficult to control the current increase after pulsing in order to clamp the stack voltage with this degree of accuracy. In other embodiments, the magnitude of current increase after pulsing is at least occasionally greater than required to clamp the stack voltage at a desired maximum stack voltage limit Vz. This situation is illustrated in Figure 10, where the current 38 drawn from the cell in region B is greater than in Figure 9, with the result that the stack voltage 42 in region C is correspondingly lower. The additional heat generated in the fuel cell stack 14 by the larger current increase after pulsing is more than offset by preventing carbon corrosion at the cathode.

The current required to recharge the electrical storage device 26 after pulsing the stack current depends on the size of the load 12,24 that is carried by electrical storage device 26 and the duration of the current pulse. In some applications, partial or low load conditions may be experienced. At low loads it is possible that the recharge current will not be high enough to clamp the fuel cell voltage after current pulsing. In certain embodiments, therefore, current pulsing may be discontinued under low load conditions. This approach is particularly suited for applications where is anticipated that the power system will not be under low load conditions often or for significant periods.

Figures 11-13 illustrate other embodiments of the power system 10, which include additional circuitry to clamp the stack voltage in response to current pulsing, particularly suitable under partial or low load conditions. These other embodiments, and those other embodiments and other alternatives described herein, are substantially similar to previously described embodiments, and thus common acts and structures are identified by the same reference numbers. Only significant differences in operation and structure are described below. Further, as discussed above, the various embodiments of the power systems may rely on the fuel cell stack 14 as the sole source of power; hence, the electrical storage devices 26 in Figures 11-13 are optional.

Figure 11 shows a zener diode D2 electrically coupled across the power bus 16 in parallel with the fuel cell stack 14. The breakdown voltage of the zener diode D2 is selected such that the zener diode D2 clamps the stack voltage below the desired maximum stack voltage limit Vz when operating under low load conditions, as illustrated by accompanying the voltage curve 44, and as compared to operation under high load conditions as illustrated by accompanying voltage curve 46.

Figure 12 shows a shunt regulator 48 electrically coupled across the power bus 16 in parallel with the fuel cell stack 14. The shunt regulator 48 is formed by a zener diode D2, gate resistor R and a transistor 50. The zener diode D2 and gate resistor R are electrically coupled to a gate of the transistor 50, to selectively activate the transistor 50 to clamp the stack voltage below the desired maximum stack voltage limit Vz when operating under low load conditions, as illustrated by the accompanying voltage curve 44, and as compared to operation under high load conditions as illustrated by accompanying voltage curve 46.

Figure 13 shows the controller 18, including the oscillator 20 and shunt regulator logic 52. The shunt regulator logic 52 may be implemented in software, firmware and/or hardware, and is executed by the controller 18. The controller 18 receives signals representative of a voltage sensed by a voltage sensor 54. The controller 18 provides control signals 21,53 to operate a switch, such as a field effect transistor Q1, via diodes D3, D4 and a resistor R to clamp the stack voltage below the desired maximum stack voltage limit Vz when operating under low load conditions, as illustrated by accompanying the voltage curve 44, and as compared to operation under high load conditions as illustrated by accompanying voltage curve 46.

In further embodiments, the electrical storage device 26 carries the load 12,24 for a time before the stack current is pulsed and the fuel cell stack 14 provides recharge current afterwards. The time the electrical storage device 26 carries the load 12,24 may be selected to compensate for the low load conditions, so that the recharge current is increased sufficiently to clamp the stack voltage at a predetermined maximum stack voltage limit Vz.

Figure 14 shows another embodiment of the power system 10, comprising a fuel cell stack isolation switch S2 operable to electrically couple and uncouple the loads 12,24 from the fuel cell stack 14. The controller 18 receives signals 56 representing the stack current from a stack current sensor 58, and operates the fuel cell stack isolation switch S2 as discussed immediately below, to clamp the stack voltage below the desired maximum stack voltage limit Vz when operating under low load conditions, as illustrated by accompanying voltage curve 60, and when operating under high load conditions as illustrated by accompanying voltage curve 62.

Figure 15 is a flow chart for a control algorithm 100 for current pulsing the power system 10 of Figure 14 according to one illustrated embodiment.

In step 102, the current sensor 58 measures the stack current. In step 104, the controller 18 determines the amount of energy which will be required to support the loads 12,24 during the duration of the short circuit condition. In step 106, the controller 18 determines the amount of energy that will need to be clipped off after the short circuit condition ends in order to avoid exceeding the maximum stack voltage limit Vz. The steps 104 and 106 can occur in any order, and can even occur simultaneously.

In step 108, the controller 18 determines the energy to be pre- removed (i. e., prior to current pulse) from the energy storage device 26, which places the electrical storage device 26 in condition to sink the required amount of stack current in order to avoid exceeding the maximum stack voltage limit Vz. after current pulsing. In step 110, the controller 18 determines the period of time required to remove the energy given the present load.

In step 112, the controller 18 causes the fuel cell stack isolation switch S2 to open, isolating the loads 12,24 from the fuel cell stack 14, and thereby causing the electrical storage device 26 to discharge to a suitable level by supplying the loads 12,24 in place of the fuel cell stack 14. In step 114, the controller 18 waits the period determined in step 110. At the end of the determined period, the controller 18 closes the pulsing switch S1, current pulsing the fuel cell stack 14 by providing a short circuit path, or by placing a load 22 (Figure 22), across the fuel cell stack 14.

In step 118, the controller 18 waits a pulse duration, for example, 500 milliseconds, after the closing of the pulsing switch S1. In step 120, the controller 18 causes the fuel cell stack isolation switch S2 to close, coupling the loads 12,24 to the fuel cell stack 14. The steps 118 and 120 can occur in any order, and can even occur simultaneously. At the end of the pulse duration Tp, the controller 18 opens the pulsing switch S1, terminating the current pulse by removing the short circuit path or load 22 across the fuel cell stack 14. Various approaches to determining the time period Tp were discussed above.

In step 124, the controller 18 waits a time period Tw, for example a time period sufficient for the stack voltage to drop to the point that another current pulse is required, before returning control to step 102. Various approaches to determining the time period Tw were discussed above.

When executing the control algorithm 100, the controller 18 may compare the present stack voltage and current using a polarization look-up table to determine where the fuel cell stack 14 is operating on its polarization curve. Other means of determining where the fuel cell stack 14 is on its polarization curve may also be used.

Figure 16 shows another embodiment of the power system 10, similar to that shown in Figure 14, above. The embodiment of Figure 16 includes a number of MOSFETS electrically coupled in parallel to form the pulsing switch S1 particularly suited to high current loads. The embodiment of Figure 16 also shows a number of MOSFETS and associated diodes electrically coupled in parallel to form fuel stack isolation switch S2 particularly suited to high current loads.

EXAMPLE A hybrid electric power system 10 comprising a NEXA TM fuel cell stack 14 and a 24 V VRLA battery bank 28 was operated with and without pulsing the stack current. The power system 10 in each case was supplied hydrogen and humidified air at 5 psig (35 kPa) and operated at a reactant inlet temperature of 65 °C.

For the first run, the air was supplied to the fuel cell stack 14 at a stoichiometry of about 2.6. Operating without current pulsing, the power system maintained a voltage of 26.9 V at 34 A, which corresponds to about 915 W net output. The NEXAT" fuel cell stack 14 is rated for 1000 W net output, so this unit was underperforming.

The power system 10 was then configured as illustrated in Figure 13. The shorting circuit (i. e., pulsing switch S1) consists of three MOSFETs in parallel. A 500 ms short is triggered by a manual pushbutton (not shown). The linear regulator FET, consisting of two IRFP2907 MOSFETs, limits the amount of current that can be drawn from the stack and maintains an output voltage to hold the batteries at a float voltage of 27.3 V. The Schottky diodes prevent shorting of the batteries. 500 ms shorting pulses were applied about once per minute during operation. The air stoichiometry was also increased to about 2.7, based on preliminary results that indicated a corresponding increase in stack voltage of about 1 V. The run time was 40 minutes. The power system 10 maintained a voltage of 27.3 V at 56.5 A, corresponding to about 1540 W net output. This represents a 68% increase in net power output, an additional 625 W.

Although specific embodiments of, and examples for, the power system and associated methods are described herein for illustrative purposes, various equivalent modifications can be made without departing from the spirit and scope of the invention, as will be recognized by those skilled in the relevant art. The teachings provided herein of the invention can be applied to other power systems, not necessarily the exemplary hybrid power system generally described above.

For example, the present method and apparatus may be employed in electric power systems 10 having fuel cell stacks 14 as the sole source of power. While such embodiments are less costly, it should be noted that the omission of the electrical storage device 24 will typically result in an interruption of current supply to the external load (s) 12 during current pulsing.

Also for example, the power system may employ electrical storage devices.

The various embodiments described above can be combined to provide further embodiments. All of the above U. S. patents, U. S. patent application publications, U. S. patent applications, foreign patents, foreign patent applications and non-patent publications referred to in the this specification and/or listed in the Application Data Sheet, are incorporated herein by reference in their entirety. Aspects of the invention can be modified, if necessary, to employ systems, circuits and concepts of the various patents, applications and publications to provide yet further embodiments of the invention.

These and other changes can be made to the invention in light of the above-detailed description. In general, in the following claims, the terms used should not be construed to limit the invention to the specific embodiments disclosed in the specification and the claims, but should be construed to include all power systems and methods that operate in accordance with the claims.

Accordingly, the invention is not limited by the disclosure, but instead its scope is to be determined entirely by the following claims.

「特表2006-525630およびWO2004100298より引用」

[Claims] #00021 有形物、方法、システム

【特許請求の範囲】
【請求項１】 電気分解装置の性能を監視し、複数の電気分解装置を使用する製造プロセスにおける事象を診断し、予測的に識別する装置において、ａ）それぞれの電気分解装置に関係する複数の変数を測定し、その変数を送信する複数の捕捉および送信装置と、ｂ）前記捕捉および送信装置のそれぞれによって送信された変数を記録するデータベースおよびデータ管理装置と、ｃ）前記変数を解析し、事象を診断するインテリジェントなデータ解析および故障診断装置とを具備し、 前記各装置は通信装置によって接続されている装置。
【請求項２】 前記捕捉および送信装置は前記変数を測定するための捕捉電子ボードと、送信装置と、コンセントレーション装置と具備している請求項１記載のシステム。
【請求項３】 前記変数は電圧、電流、および温度を含んでいる請求項１記載のシステム。
【請求項４】さらに、監視装置を具備し、この監視装置はマルチレベルグラフィックユーザインターフェースを含み、その基本レベルは監視された電気分解を有するプラントのレイアウトを示し、高いレベルは時間ウインドウにおける前記測定のエボリューションを反映する複数の測定傾向を表している請求項１記載のシステム。
【請求項５】 前記、高いレベルはさらに、偏極された曲線、濾波された信号および前記インテリジェントなデータ解析および故障診断装置から生成された解析レポートを表示する請求項４記載のシステム。
【請求項６】 前記インテリジェントなデータ解析および故障診断装置は学習装置と、診断装置と、動作プロフィール知識ベースとを含んでいる請求項１記載のシステム。
【請求項７】 前記学習装置は、学習特徴抽出器と、学習故障および事象分類器を含んでいる請求項６記載の装置。
【請求項８】 複数の有効な変数およびプラント動作時間ウインドウ中で規定された特徴マトリックスから瞬間的な状態ベクトルを生成する請求項７記載の装置。
【請求項９】 特徴マトリックスは、プラント動作時間ウインドウ中で規定された前記複数の有効なデータ変数における時間解析、または周波数解析、または偏極曲線により発生される請求項７記載の装置。
【請求項１０】前記学習故障および事象分類器は特徴および状態ベクトルを入力し、その特徴および状態ベクトルを２次元マップ格子上にマップし、幾何学的分類アルゴリズムを使用してプラントの従来の知識に基づいて事象または動作プロフィールに関連する同じクラスターの類似しているベクトルに分類する請求項７記載の装置。
【請求項１１】 前記動作プロフィールデータベースは、学習分類器によって生成された分類割当を入力し、それをシンボルルールを使用してそれを動作勧告に結合する請求項６記載の装置。
【請求項１２】 前記診断装置は、シーケンス特徴抽出装置と、シーケンス認識装置と、プロセス状態認識装置と、故障およびプロフィール分離装置とを含んでいる請求項６記載の装置。
【請求項１３】 前記シーケンス特徴抽出装置は、特徴ベクトルまたは特徴マトリックスを各変数に対して生成する請求項１２記載のシステム。
【請求項１４】 前記シーケンス認識装置は、ダイナミック時間ワープアルゴリズムを使用することによって学習された特徴ベクトルに対する入力特徴ベクトルの非類似の程度を出力する請求項１３記載の装置。
【請求項１５】プロセス状態認識装置は、学習フェーズで訓練された２次元格子において学習されたクラスに対するメンバーシップの程度を瞬間的なプロセス状態ベクトルに割当て、前記分類の程度は、訓練フェーズにおいて関心のある、分類された状態ベクトル間の類似性の測定値を計算することによって生成される請求項１３記載の装置。
【請求項１６】 前記故障およびプロフィール分離装置は、シーケンス認識装置と状態認識装置の両者によって計算された分類の程度を考慮に入れて、動作プロフィールデータベース中に記憶されたルールに基づいて最も適切な勧告を出力する請求項１３記載の装置。
【請求項１７】 前記事象は故障を含んでいる請求項１記載のシステム。
【請求項１８】 前記監視装置はさらに、リクエストされた測定された変数、警報、予備処理されたデータ、，およびユーザインターフェースを通って送られる診断レポートを表示する請求項１記載のシステム。
【請求項１９】 前記インテリジェントなデータ解析および故障診断装置はさらに、電気分解装置の予め規定された故障および動作プロフィールを学習し、事象の発生を阻止するように構成されている請求項１記載のシステム。
【請求項２０】 前記捕捉および送信装置は、ハーメチックシールされている請求項１記載のシステム。
【請求項２１】 前記捕捉および送信装置は光ファイバを通って前記通信装置に接続されている請求項１記載のシステム。
【請求項２２】 前記電気分解装置は、クロルアルキル薄膜電気分解装置、塩素酸塩電気分解装置、およびＰＥＭ燃料電池を含んでいる請求項１記載のシステム。
【請求項２３】 電気分解装置の性能を監視し、複数の電気分解装置を使用する製造処理における事象を診断し、予測する方法において、ａ）複数の捕捉および送信装置によって複数の変数を測定し、ｂ）ルールに基づいて事象を診断し、予測するためにインテリジェントなデータ解析および故障診断装置により前記変数を監視し、解析し、ｃ）前記インテリジェントなデータ解析および故障診断装置によってり生成された変数、診断および予測を表示する方法。

WHAT IS CLAIMED IS : 1. An apparatus for monitoring electrolyser performances and for diagnosing and predictively identifying events in a manufacturing process that uses a plurality of electrolysers, said apparatus comprising : a) a plurality of acquisition and transmission units, each of said acquisition and transmission units measuring a plurality of variables related to a respective electrolyser and for transmitting said variables ; b) a database and data management unit for recording the variables transmitted by each of said acquisition and transmission units ; c) an intelligent data analysis and fault diagnosis unit for analysing said variables and diagnosing events ; wherein each of said units are interconnected through a communication unit.

2. The system according to claim 1, wherein each of said acquisition and transmission units comprises an acquisition electronic board for measuring said variables, a transmission device and a concentration device.

3. The system according to claim 1, wherein said variables include voltage, current and temperature.

4. The system according to claim 1, wherein said system further includes a monitoring unit, said monitoring unit comprising a multi level graphical user interface, where a basic level shows a plant layout with the monitored electrolysers and a higher level displays a plurality of measurement trends reflecting the evolution of said measurements in a time window.

5. The system according to claim 4, wherein said higher level further displays polarization curves, filtered signals and analysis reports generated from said intelligent data analysis and fault diagnosis unit.

6. The system according to claim 1, wherein the intelligent data analysis and fault diagnosis unit comprises a learning unit, a diagnosis unit and an operation profiles knowledge base.

7. The unit according to claim 6, wherein the learning unit comprises a learning feature extractor and a learning faults and events classifier.

8. The unit according to claim 7, wherein the feature extractor generates an instantaneous state vector from a plurality of relevant variables and a feature matrix defined in a plant operation time window.

9 The unit according to claim 7, wherein the feature matrix is generated by time analysis or frequency analysis or polarisation curves in said plurality of relevant data variables defined in a plant operation time window.

10. The unit according to claim 7, wherein said learning faults and events classifier inputs the feature and state vectors and maps the feature and state vectors on two dimensional map grid, classifying into the same clusters similar vectors that are associated to an event or operation profile based on the plant prior knowledge using a geometric classification algorithm.

11. The unit according to claim 6, wherein the operation profiles database inputs the classification assignments generated by the learning classifier and links the same to operation recommendations using symbolic rules.

12. The unit according to claim 6, wherein the diagnosis unit comprises : a sequence feature extractor unit, a sequence recognition unit, a process state recognition unit and a faults and profiles isolation unit.

13. The unit according to claim 12, wherein the sequence feature extractor unit generates for each variable a feature vector or feature matrix.

14. The unit according to claim 13, wherein the sequence recognition unit outputs a dissimilarity degree of the input feature vector to learned feature vectors by using a dynamic time warping algorithm.

15. The unit according to claim 13, wherein the process state recognition unit assigns to an instantaneous process state vector a membership degree to the classes learned in the two-dimensional grid trained in the learning phase where said classification degree is generated by calculating the similarity measure between the state vector in interest and the classified state vectors in the learning phase.

16. The unit according to claim 13, wherein the faults and profiles isolation unit takes into account the classification degrees calculated by both the sequence recognition unit and the state recognition unit and outputs the most suitable recommendations based on the rules stored in the operation profiles database.

17. The system according to claim 1, wherein said events include faults.

18. The system according to claim 1, wherein said monitoring unit further displays requested measured variables, alarms, pre-processed data and diagnosis reports through a user interface.

19. The system according to claim 1, wherein said intelligent data analysis and fault diagnosis unit is further adapted to learn pre-defined faults and operation profiles of said electrolysers and to prevent the occurrence of events.

20. The system according to claim 1, wherein said acquisition and transmission units are hermetically sealed.

21. The system according to claim 1, wherein said acquisition and transmission units are connected to said communications unit through optical fibers.

22. The system according to claim 1, wherein said electrolysers include chlor- alkali membrane electrolysers ; chlorate electrolysers and PEM fuel cells.

23. A method for monitoring electrolyser performances and for diagnosing and predicting events in a manufacturing process which uses a plurality of electrolysers, comprising : a) measuring a plurality of variables with a plurality of acquisition and transmission units ; b) monitoring and analysing said variables with an intelligent data analysis and fault diagnosis unit for diagnosing and predicting events based on rules ; and c) displaying said variables and the diagnoses and predictions generated by said intelligent data analysis and fault diagnosis unit.

「特表2003-530483およびWO01078164より引用」

電気分解装置

【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は電気分解の性能の監視、およびこれらの電気分解を使用する製造プロセスに影響しがちな故障および事象の診断と予測的な識別のための方法および装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
電気分解は低い値の化学物質（例えばＮａＣｌ）を高い値の化学物質（例えばＮａＣｌ3 Ｏ）に変換するために使用される。これらのタイプの電気分解は、塩素酸ナトリウム、苛性ソーダ、塩素の製造のような異なる分野の化学産業で見られる。電気分解では、複数の陽極と陰極が存在する。酸化反応が陽極で生じ、還元反応が陰極で生じる。化学反応の速度は電流に直接関係する。イオン交換の薄膜が陰極反応から陽極反応を分離するために使用されることができる。塩素酸ナトリウムの電気分解は通常分離されていない電解で実行される。全体的な反応はＮａＣｌ＋３Ｈ2 Ｏ→ＮａＣｌＯ3 ＋３Ｈ2 で説明される。
【０００３】
この反応は生成される塩素酸ナトリウム当たり６個の電子を必要とする。これは陽極と、リアクタのバルク中で生じる多数のステップの反応を含んでいる。B. V. Tilak とC. P. Chenの“Electrochemical Society Proceedings'”、99－21巻、1999年、８頁および“Electrolytic sodium chlorate technology : current status' ”にはこの技術の概要が記載されている。塩素と苛性ソーダの電気分解は同一の電気分解で同時に実現されることができる。苛性ソーダは陰極のコンパートメントで形成される。塩素は陽極のコンパートメントで形成される。新しいクロルアルキル電気分解では、陽極と陰極の反応間の分離はイオン交換薄膜により実現される。この薄膜は陽極コンパートメントから陰極コンパートメントまでのナトリウムの通過だけを理想的に可能にする。D. L. Caldwell（D. L. Caldwell ; Comprehensive Treatise of electrochemistry'、２巻、1981年、105 頁の“Production of chlorine' ”、編集者O'M. Bockris、B. E. Conway、E. Yeager とR. E. White 、出版社Plenum Press、ニューヨーク）はこの技術についてのさらに詳細を与えている。
【０００４】
燃料電池は発電機として使用される特別なタイプの電気分解である。これは燃料の化学エネルギを電気エネルギに変換する。燃料電池は多数の陽極と陰極からなる。陽極では、燃料は電気化学的に酸化され、陰極では、酸化剤が電気化学的に還元される。電子は陽極で発生され、外部負荷を経て陰極へ流れる。イオンは回路を完成するために電気分解の陽極と陰極との間を流れる。異なる燃料電池技術が存在する。陽子交換薄膜燃料電池（ＰＥＭＦＣ）はそれらの１つである。ＰＥＭＦＣは固体ポリマー電解（ＳＰＥ）燃料電池としても知られている。このような燃料電池では、薄い陽子交換薄膜はその１つの表面上に陽極を、他の表面上に陰極を有する。水素が陽極に供給され、陽子を生成するように反応する。これらの陽子は陰極に移動し、そこでこれらは酸素と反応して水を生成する。全体的は反応は、Ｈ2 ＋1/2 Ｏ2 →Ｈ2 Ｏである。
【０００５】
陽極と陰極が接続される方法は技術によって異なる。電極は並列、直列またはそれらの組合わせで接続されることができる。
【０００６】
電解槽の監視に関連する１つの問題は、これらが動作する状態が非常に過酷であることである。これはデータの捕捉を困難にし不確実にする。さらに、最小の動作コストを維持しながら、生産速度と品質を最大にするためにこれらの電解槽を監視することは必要である。全体的な生産性能を観察することは、ユニットセルが適切な性能ではなく変更すべきであることをオペレータが発見することを可能にしない。任意の性能の低下の原因を評価し、このように識別された問題に対処するためのさらに経済的な解決策を決定するために、肉眼レベルおよび個々のセルユニットレベルでプラントを診断することのできる要求が産業界で増加している。通常、プラントのオペレータは電圧および電流としての適切なパラメータを手作業で測定することにより電解槽を監視する。その後、データ記録はプラントエンジニアに送られ、専門家によって異なるデータ解析を使用することにより、この故障を起こし得る兆候を発見できる。この過程は特に故障の兆候が多量のデータにより規定されるとき時間がかかり不正確である。この理由で、電解槽を自動的および正確に監視することができ、生産性能を増加するようにこのようなプラントで生じる問題を迅速に識別することを容易にするシステムを開発することが有効である。
【０００７】
知られている技術はゼネラルモーターズ社の米国特許第5,945,229 号明細書（発明の名称“Pattern Recognition Monitoring of PEM Fuel Cell ”）である。ＰＥＭ燃料電池スタックへのＨ2 供給流中のＣＯの濃度はスタックの端部に取付けられた補助電池からの電流および電圧特性パターンを測定することにより監視される。この補助電池はスタックに供給するのと同一の酸素および水素供給マニホルドへ接続され、一定の負荷を通って放電する。パターン認識ソフトウェアは補助電池からの電流および電圧パターンを、補助電池に類似の基準電池から決定されてＨ2 燃料流の広範囲のＣＯ濃度にわたって制御された条件下で動作する電流および電圧シグネチャと比較する。しかしながら、この方法に関連する問題の１つは、基準シグネチャが燃料電池の理想的な動作状態で取られることである。燃料電池の寿命期間中に燃料電池の動作特性の変化は許容されない。
【０００８】
またゼネラルエレクトリック社の米国特許第6105149 号明細書（発明の名称“System and Method for Diagnosing and Validating a Machine using Waveform Data ”）も技術的に知られている。この特許の発明では、計算されたトモグラフィーまたは磁気共鳴イメージングマシンのような装置で故障を診断するために方法およびシステムが開発されている。故障はマシンから得られた波形データを解析することによって診断される。故障の兆候および対応する修理作業を含むデータベースは分類ルールを構築するために使用される。これらのルールは新しい波形データを解析するのに使用される。
【０００９】
インストルメンタリウム社の米国特許第5,584,291 号明細書（発明の名称“Method for recognizing and identifying emergency situations in an anaesthesia system by means of a self-organizing map”）は麻酔投与に関連する複数の変数を測定することによって麻酔システムの緊急状態を識別する方法を記載している。測定された変数の測定値はシステムの瞬間的な状態を特徴付けるパターンベクトルに形成される。
【００１０】
電解槽を使用するプラントに適用される他の故障診断方法はOlin社の米国特許第4,532,018 号明細書（発明の名称“Chlor-alkali cell control system based on mass flow analysis”）、Denora Permelec の米国特許第5,015,345 号明細書（発明の名称“Method for detecting defective ion exchange membrane in monopolar and bipolar electrolysers ”）、およびゼネラルモーターズ社の欧州特許第EP1069636A1 号明細書（発明の名称“Fuel cell stack monitoring and system control ”）に記載されている。
【００１１】
【発明が解決しようとする課題】
本発明の目的は化学製造プラントの電解槽の性能に関する価値ある情報を与え、生産期間中に時によって生じる性能の変動の原因を診断することを助けるシステムおよび装置を提供することである。
【００１２】
【課題を解決するための手段】
本発明によれば、この目的は電気分解装置の性能を監視し、電気分解装置を使用する製造プロセスに影響する可能性のある故障および事象を診断し、予測的に識別する方法および装置によって達成される。そのシステムは、ａ）それぞれの電気分解装置に関係する複数の変数を測定し、その変数を送信する複数の捕捉および送信装置と、ｂ）前記捕捉および送信装置のそれぞれによって送信された変数を記録するデータベースおよびデータ管理装置と、ｃ）前記変数を解析し、事象を診断するインテリジェントなデータ解析および故障診断装置とを具備し、前記各装置は通信装置によって相互に接続されている。
【００１３】
本発明の好ましい実施形態にしたがって、システムはセルからの電圧、電流、温度のようなパラメータを捕捉するデータ捕捉および送信装置を含んでいる。これらはアナログ信号をデジタルデータ流へ変換する。これらのデータセットは集められ、通信装置によりデータベースおよびデータ管理装置へ送信され、ここでこれらはデータ行（row ）ファイルへ記録しフォーマットされる。処理および監視装置は所望のデータ傾向と付加された値のデータとを表示し、所望のデータ傾向および付加された値のデータはユーザの規定した方法に基づいて予備処理され濾波される。さらに監視装置は警報、推薦されたアクションを表示し、報告を行う。データ行は通信装置へエキスポートリクエストを行うことによりデータベースと管理装置から監視装置へ与えられる。インテリジェントなデータ解析および故障診断装置は規定された関係するパラメータの発生を追跡する。この装置はデータ傾向シグネチャを隔離することにより、故障および事象が生じる前にそれらを阻止する。プラントエンジニアまたはプラント解析研究所はその経験またはプラントの電解槽の特性に対する従来の知識に基づいて前もってこれらの故障シグネチャを規定する。全ての装置は、システム装置と遠隔の第三パーティのソフトウェアまたはハードウェアとの間でネットワークを経てデータおよび情報のインポートおよびエキスポートを簡単にする通信装置周辺に構成される。
【００１４】
【発明の実施の形態】
本発明では、ユニットセルは同一の電流フィーダに接続されている陽極および陰極の最小のグループとして規定されている。モノポーラの電解槽は以後、単一のセルユニットとして考慮され、バイポーラの電解槽は複数のユニットセルとして考慮される。電圧の読取りは各ユニットセルに対して測定される、本発明は各ユニットセルの故障および事象の検出を可能にする。
【００１５】
本発明は、製造化学プラントの電解槽の性能の追跡および最適化を容易にする捕捉、監視、監視システムおよびその方法に関する。
【００１６】
電解槽では、多数の陽極および陰極が存在する。陽極反応を陰極反応から分離するために薄膜が使用されることができる。陽極と陰極が接続される方法は使用される技術により異なる。電極は並列、直列またはそれらの組合わせで接続されることができる。
【００１７】
本発明のシステムおよび方法は各ユニットセルの監視を可能にする。電解槽の性能の評価に使用されることができる種々の異なったインジケータが存在する。電圧および電流の効率はそれらのうちの２つである。電圧は動作状態で生じる任意の変化に対して非常に敏感である。適切な装置により、各ユニットセルでこれは容易に測定されることができる。電流の効率は決定が電圧より困難である。これはユニットセルから来る溶液の濃度の測定を必要とする。多くの場合に、ユニットセルの１グループでのみ可能である。これらの２つのパラメータを新しいタイプの電極の性能を決定するために使用する多数の例が文献に存在する（例えば D. A. Denton、J. T. Desouza 、J. H. Entwisle、D. Lee、H. G. WilsonのModern Chlor-Alkali Technology、２巻、215 頁、Developments in coatings for metal anodes 、R. W. Curry 編集、The Royal Society of Chemistry出版）または性能における不純物の影響（Y. Ogata、T. Kojima 、S. Uchiyama 、M. Yasuda 、F. Hine 、J. Electrochem、Soc. 136 巻、1989;91 年、“Effects of the brine impurities on the performance of the membrane type chlor-alkali cell ”、M. Nakao、H. Miyake 、Modern Chlor-Alkali Technology、185 頁、“Advanced cell operation with flemion membrane ”、R. W. Curry 編集、The Royal Society of Chemistry出版）。
【００１８】
図１は本発明の好ましい実施形態によるシステムの異なる装置の全般的な構造および装置間の接続を表している。システムの中心には、通信装置２が存在し、これは異なる装置間のデータおよび情報の対話と交換を簡単にする。この装置はサーバクライアントの通信プロトコル下で構築されている。好ましい実施形態では、ソフトウェア装置の実行に使用されるマイクロソフトウィンドウズＮＴ（商標名）または２０００（商標名）オペレーティングシステムで与えられる公共ドメインＯＰＣ（プロセスの制御ではＯＬＥ）が使用される。通信装置２は他の装置へのサーバとして作用し、この他の装置はクライアントとして規定されている。データ捕捉および送信装置１はセルからデータを捕捉し、それらを他の装置へ送信するハードウェア装置を含んでいる。これはＭＯＤＡ（モジュール捕捉）と呼ばれる電子ボード８を含んでおり、この電子ボード８はセル電極の電圧、即ち全体的なセル電圧、セルグループ電圧の少なくとも１つを測定し、さらに適切なセンサにより測定される温度およびガス濃度を測定するように構成されてもよい。ＭＯＤＡは規定されたサンプリングレートでアナログ信号をデジタル信号に変換するＡ／Ｄ変換器と、メモリバッファと、不所望な雑音を除去するデジタルフィルタと、中心部では捕捉および送信処理の実行に使用されるマイクロ制御装置とを含んでいる。捕捉装置８のコンポーネントは周囲の過酷な環境からそれらを保護するハーメティックシールされたボックスに収容されている。ＭＯＤＡ装置から出力された全てのデータは光ファイバにより送信プロトコルに関してＦＯＣＯＭ（光ファイバ通信モジュール）と呼ばれるコンセントレーション装置９へ送られる。ＦＯＣＯＭはパーソナルコンピュータまたは端末にプラグ接続されたボードであり、データ流を受信し、集めてデータ行へのデータ流をフォーマットし、データベースおよびデータ管理装置３により記録可能にする。このモジュールの主要な機能は他の装置へエキスポートされる経歴的なデータ行を生成するためにデータを記録することである。ユーザは通信装置のＯＰＣサーバを経てデータベースに対して適切なＳＱＬリクエストを行うことにより任意のデータ記録にアクセスすることができる。リクエストの結果は処理および監視装置７により表示される。
【００１９】
本発明の好ましい実施形態によれば、処理および監視装置７はマルチレベルの監視グラフィックユーザインターフェースであり、その１例が図３で示されている。基本的な監視レベル44は監視されるセルのプラントレイアウトの表示である。各セルに対して、ユーザによりリクエストされた捕捉された測定結果が表示され、ステップ（ユーザにより規定される）の度にリフレッシュされる。レベル44ではユーザはまた各変数に対するしきい値を規定する。したがって、変数がそのしきい値に近付くとき、フラグ警報がスクリーン上に表示される。またそのレベル44では、各ラインの電流値およびセルの平均電圧のような他の所望な特性 45が同様に示される。高いレベル47はこれらの変数の時間ウィンドウのエボリューションを反映する規定された変数の傾向を表示する。さらに、偏極カーブ、濾波された信号、解析リポートのようなデータが付加された値がそのインターフェースによりアクセスされることができる。
【００２０】
インテリジェントなデータ解析および故障診断装置６は監視された装置で生じる故障および異常の検出および予測を容易に正確に行い、これらの異常を回避する行動を行うことを勧告するツールである。故障診断は処理機能の従来の知識にしたがって規定された分類ルールに基づいている。この装置はソフトウェアパッケージにより実施されることが好ましい。
【００２１】
プラントの異なる装置間の接続の１例が図２に示されている。生産ライン18は多数の電池12を有し、各電池12は８個のセルユニットを含んでいる。この場合、各電極電圧は金属ワイヤ48により測定される。測定値の正確性を増加し、雑音を最小化を増加するために、ワイヤ48はＴＦＰ10（Terminal Fuse Protection 10 ）装置11によりマルチケーブルで保護されたケーブル15に集線される。このプラントのレイアウトでは、各捕捉装置８は４個の電池を監視する。各電池から来るマルチケーブルは捕捉装置ＭＯＤＡ８の入力に接続されている。各ＭＯＤＡは直列のリレイにより入力信号を次々と多重化する。その後、入力信号は電子アイソレータ（１０００接地電圧までの高い電流分離）に与えられ、その電子アイソレータは比例したアナログ信号を発生する。これらのアナログ信号はＡ／Ｄ変換器によりデジタル信号へ変換される。捕捉装置はＡ／Ｄ変換器に直接接続されているセンサからの温度または化学的読取り値等のその他の入力を有効に処理する。捕捉装置８は電池13から直接付勢され、これは外部パワーラインの必要性をなくすので、有効である。
【００２２】
データ流はその後、通信光ファイバループ10を経て送信され、この通信光ファイバループ10は全てのＭＯＤＡ捕捉装置を制御パーソナルコンピュータ９へ結合する。送信されたデータ流は装置９により処理され、この装置９は基本的にプロセッサの周辺に設けられたメモリバッファを有する装置である。この装置はデータ流をフォーマットし記憶し、データベースへ送信し、このデータベースはデータ行ファイル記録を生成する。また、装置９は生産ラインに供給する４－２０ｍＡの電流入力を獲得することができる。データベースに記憶されているデータファイルはＯＰＣ通信プロトコル２へ適切なエキスポートリクエストを行うことにより、ローカルネットワーク16を経てプラントの任意の端末によりアクセスされることができる。
【００２３】
図４はインテリジェントデータ解析および故障診断装置６のコンポーネントを説明するブロック図を示している。これは３つの主要なコンポーネント、即ち学習装置21、診断装置26、故障および事象知識ベース25を含んでいる。
【００２４】
学習装置21はデータベース装置３から取出された経歴データファイルを獲得する。（訓練データとも呼ばれる）これらのデータファイル17は捕捉装置１により捕捉される電気的および化学的パラメータと、故障シグネチャ学習および抽出に関連すると思われるその他のパラメータの値を含んでいる。データファイルは行－列の状態で組織されることが好ましく、ここで各行は時間ステップ捕捉を表し、各列はパラメータタイプを示している。学習装置21は最も重要な特徴をデータセットから抽出するための学習特徴抽出器20を含んでいる。これらの特徴はプラントの状態を最も表している。生成された特徴はその後、学習故障および事象分類器24に送られ、この学習故障および事象分類器24はこれらを関連付け、事象クラスへ分類する。この関連付けはプラントの従来の知識に関して行われる。結果的な分類ルールはその後、診断故障および事象知識ベース25に記憶される。
【００２５】
図５は学習装置21の異なるコンポーネント間の相互動作を詳細に示している。前述したように、学習データファイル17は30により示されているように、行が監視時間を表し、列がパラメータ値を表す方法で組織される。本発明の好ましい実施形態では、故障シグネチャおよびプロセス動作プロフィールは２つのレベルの特徴抽出を行うことにより分離される。基本レベルは各時間ステップｔq 毎に瞬間的なプロセスの状態を学習し、これは状態ベクトル32を追跡することにより行われる。状態ベクトルは適切なプロセスパラメータ［Ｐ1 ，Ｐ2 ，Ｐ3 ，Ｐn ］を含んでおり、これはステップ時間ｔq における全般的な動作プロセス状態を規定する。動作プロフィールまたは故障シグネチャは状態ベクトル32ではなく、ある時間ウィンドウ［ｔh ，ｔr ］31におけるそのベクトルのエボリューションによって規定される。シーケンス特徴パーサ49は特徴マトリックス50を生成するために時間シーケンスで異なる数字解析またはデータ予備処理を実行する。各パラメータの時間シーケンスＰi ∈［ｔh ，ｔr ］では、シーケンス特徴パーサ49は時間ドメイン解析、周波数解析、データ予備処理を行い、その時間シリーズに対して特徴ベクトルを獲得する。全ての特徴ベクトルは特徴マトリックス50を組立てるために連結される。抽出された時間ドメイン特徴は、時間シーケンスの平均、時間シーケンスのピーク対ピーク距離、時間シーケンスの標準偏差、積分および導関数のような値である。抽出された周波数ドメインの特徴はパワースペクトルの最大の振幅およびその最大値の周波数のような値である。幾つかの事象は時間ウィンドウ［ｔh ，ｔr ］中の１つの適切なパラメータのエボリューションにより丁度規定される。その場合、パラメータの１つの特徴ベクトルが生成され学習される。これは通常ローカル学習と呼ばれる。
【００２６】
他の特徴は離れた値（平均値から離れて位置する点）を除去するか周波数スペクトルから不所望な周波数を除去するためにデータを濾波するなどの予備処理動作を実行することにより生成される。平均値、変数によるデータの標準化またはパラメータ対別のパラメータの標準化等のような他の予備処理動作も有効に行われる。この種類の予備処理の１例は電圧対電流の標準化である。日々の電気分解プラントの動作では、電流は新しい生産制約に応答するために変化する。電流変化は電圧変化に関連する。電圧変化は電圧傾向の解析中に無視されなければならない電流変化に関係している。多少解析を簡単にするために、電流が変化されていないならば電圧はどうであるかを評価することが便利である。したがって、電流変化に関連しない電圧変化を観察することが簡単な方法である。電圧対電流を標準化する簡単な方法は、電圧と電流との関係が線形であり、勾配だけが変化できることを仮定することからなる。
【００２７】
標準化される電圧の計算に使用される式は以下のようになる。 ＶIref＝（Ｖ－ＶO ）・（Ｉref ／ｉ）＋ＶO ここでＶとｉは電圧および動作電流であり、ＶIrefは標準化された電圧であり、Ｉref は標準化に使用された電流であり、ＶO はＶ対Ｉの線形関係のインターセプトである。他のタイプの標準化も可能であり使用できる。電圧は温度または電解質の濃度に対して標準化されることができる。かなり頻繁に、経験式またはテーブルが電圧対温度または電解質の濃度を標準化するために使用される。電解槽の状態を解析する別の有効な方法は偏極カーブである。これらは電流を多数の値に対して調節し対応する電圧を記録することにより得られる。偏極カーブ中で、他のパラメータ（例えば温度、電解質の濃度）を一定に維持することが最良である。可能でないならば、これらの変化を補償するために調節が行われなければならない。偏極カーブは電流と電圧との関係、即ちＶ＝ｆ（Ｉ）を与える。クロルアルキルでは、その関係はしばしば以下のように表される。 Ｖcell＝陽極電位＋陰極電位＋ｉＲ（薄膜）＋ｉＲ（電解質＋ ｉＲ（ハードウェア）セル電圧はシステムの異なる部分（例えば陰極、陽極、薄膜、電解質）に関連する多数の異なる電圧損失の和を表している。これらの電圧損失は電流の関数であるが、またシステムの異なる部分の特性の関数でもある。多数の情報が単に電流電圧関係の変化をたどることにより抽出されることができる。これを実行するために種々の方法が使用されることができる。最も簡単な方法は偏極カーブの直線部分により線形回帰を行うことからなる。その後、勾配の変化とインターセプトが性能の変化を検出するのに使用されることができる。１例として、塩素酸塩の産業では、偏極カーブの勾配の増加は通常、陰極への沈着によるものであり、一方、インターセプトの増加は通常、陽極被覆の損失に起因する。偏極カーブの変化を解析するさらに進歩した方法は偏極カーブの非線形回帰を行うことからなる。クロルアルキルおよび塩素酸塩の産業では、偏極カーブは次式で適合されることができる。 Ｖ＝ａ＋ｂ．ｌ＋ｃ．ｌｏｇ（ｌ）ここでａは標準的な電位と交換電流およびTaffel勾配に関連され、 ｂはセルの全ての抵抗の和（ハードウェア＋電解質）であり、ｃはTaffel勾配に関連される。
【００２８】
K. L. Hardee（K. L. Hardee、“Modern Chlor-Alkali Technology”、６巻、1995年、234 頁、“A simple procedure for Evaluating membrane electrolyser performance ”、編集者R. W. Curry 、出版社The Royal Society of Chemistry）は幾つかの状態を弁別するためクロルアルキルでこの方法を使用している。彼はこれらのパラメータが時間の経過中に発生する態様を観察することを考慮していない。薄膜に穴が発生するならば、これはある時間の経過後に穴の付近の陽極の被覆の破壊につながる。偏極カーブはその後、穴ではなく部分的な被覆の破壊を示す。
【００２９】
これらの３つの係数の相対的な変化は所定の状態に特有であるシグネチャを与える。これらの変化を既知のシグネチャと比較することにより、複数の状態（例えば陽極の腐食、陽極の毒性、陰極の沈着等）を弁別することが可能である。この方法により、陽極の被覆の損失等の異なる状態の発達状態を評価することも可能である。他の特徴は特徴マトリックス50を構成するために使用できるが、前述の説明は本発明の文脈で使用される主な特徴である。各状態ベクトル32と特徴マトリックス50はその後、ラベルに関連され、これはプラントの従来の知識34に基づいて動作クラスまたは故障シグネチャに対する特徴マトリックスのメンバーシップを規定する、状態プロフィール分類器33は幾何学的な分類アルゴリズムと、よく知られたニューラルネットワークの管理された自己組織マップアルゴリズム（kohonen マッピングとも呼ばれる）を使用することによりこの動作を実行する。本発明のこの実施形態では、前者が使用されるが、後者も同様に動作する。
【００３０】
自己組織マップ分類アルゴリズムは、高次元の測定データ間の非線形統計依存性を通常２次元マップ格子上の簡単な幾何学的関係にマップする。このマッピングはさらに、入力特徴ベクトルとマトリックス間のトポロジ関係を維持するように行われる。マップのそのトポロジ維持特性により、類似のプロセス状態に対応する類似の特徴ベクトルは相互に近接してマップされ、マップ上にクラスタを生じる。ある故障に対応するクラスタがマップ上に生成され、これらのクラスタは危険区域として規定される。カラーコードマップまたはグレーレベルマップのような視覚化はこのクラスタを識別する。自己組織アルゴリズムによる学習の詳細は文献、Kohonen. T. 、“The self-Organizing Maps”、proceeding of the IEEE、78、1464－1480頁と、Kohonen. T. “Self Organized Formation of Topologically Correct Feature Maps”、Biological Cybernetics、43の59－69頁に記載されている。
【００３１】
分類割当てはその後診断故障および事象知識ベース35へ入力される。ルールは分類割当の結合を含んでいる条件部分と、条件部分の結果としての勧告を含んでいる結果部分とによって構成されている。勧告、識別された事象および問題は電気分解技術に基づいている。クロルアルキルの産業では、電気分解プロセスの性能に影響する多数の事象または問題が存在する。これらの問題の幾つかは、陽極の被覆の損失、陰極の被覆の損失、陰極のポイズン、電極のパッシベーション、セルまたはリカー回路の阻止、フィード（例えば硫酸塩、Ｍｇ、Ｃａ、イオン、Ｎｉ、Ｓｉのような不純物）の浄化、不十分なブラインフィード（リアクタ中の非常に低いレベルのＣｌ）、フィード腐蝕流の損失、薄膜の水ぶくれ、薄膜のフーリング（プラギング）、薄膜の貫通等による問題である。このリストは全てを徹底的に網羅したものではない。全てのこれらの事象は電解槽の性能に影響する。しばしば、これらは電圧の増加と、電流効率の減少につながる。以下は勧告がクロルアルキル技術の知識ベースで推察される態様を示すルールの簡単な例である。本発明の好ましい実施形態では、これらのルールはさらに複雑にされている。 Ｒ1 ：電圧が全てのセルユニットで増加し、設定点が一定であるならば、不純物レベル解析を勧告される。 Ｒ2 ：偏極カーブからのパラメータｂが増加し、ａとｃが増加しないならば、事象は純粋に本質的に抵抗性であり、薄膜に汚染付着物があるか、またはハードウェア抵抗の増加が存在するかをチェックする。 Ｒ3 ：酸素レベルが上昇するならば、セルの阻止またはそのセルの薄膜または陽極に関連する問題が存在するかをチェックする。
【００３２】
クロルアルキルの産業に類似して、塩素酸塩の産業では、プロセスの性能に影響する多数の事象または問題が存在する。陽極反応を陰極反応から分離するための薄膜が存在しないので、電解槽はやや簡単にされる。しかしながら、プロセス全体を複雑にする電気化学的ステップ後に化学反応が生じる。典型的な事象または問題の例は、キャリアプレートまたはバックプレートスプリットからの電極分離、電極アセンブリの損傷、セル電極間の結晶化、陽極の被覆の損失、陽極のパッシベーション、陰極のブリスタリング、陰極の腐蝕、陰極の不活性、電極の過剰沈着、セルまたはリカー回路の遮断、リアクタと電解槽との間で閉じたバルブと、結晶化の問題（ＣｌＯ3 の除去における効率の損失）、ブライン（例えばＣａ、Ｍｇ、硫酸塩、Ｃｏ、Ｎｉ、Ｃｕ等の不純物）の純化と不十分なブライン供給（リアクタ中の非常に低いレベルのＣｌ- ）による問題である。勧告ルールは“ｉｆ－ｔｈｅｎ”方法で表される。
【００３３】
ＰＥＭ燃料電池では、多数の要因がその性能に影響する。一酸化炭素（ＣＯ）の中毒が典型的な例である。ＣＯが水素フィード中に存在するとき、これは水素反応で利用可能であったプラチナ表面と表面のブロック部分で吸収できる。典型的な事象と問題のさらに幾つかの例は、陽極または陰極の背面板層の充満、薄膜の乾燥、薄膜周辺または薄膜を通しての水素の漏洩、薄膜の損傷等である。
【００３４】
前述のルールは再度公式化され、故障および事象診断知識ベース35中にシンボルｉｆ－ｔｈｅｎステートメントとして記憶される。技術で知られているように、エキスパートシステムまたはファジー論理エンジンとしてのルールベースセレクタは、診断フェーズの分類割当てからの勧告を推論するために使用されることができる。学習フェーズでは、ユーザは電気分解技術の従来の知識に基づいて第１のセットのルールを入力する。この第１のセットのルールはその後新しい事象または状態が生じたときに更新され微調節される。対話的なグラフィックユーザインターフェースは、選択された特徴および状態プロフィール分類装置33により行われる分類割当てにしたがってユーザがルールを良好に入力することを容易にする。
【００３５】
図４では、診断装置26は２つの主要なコンポーネント、即ちデータベースからデータ測定行18を獲得し、他のコンポーネントに対する適切な特徴を発生する診断特徴抽出器19と、診断確認装置28とを含んでいる。後者のモジュールは、学習フェーズ中に診断故障および事象知識ベースに記憶された分類ルールおよび勧告に基づいて入力特徴中の故障シグネチャおよび事象を識別する。図６は診断装置26のコンポーネント間の相互作用を詳細に示している。訓練フェーズで学習した故障および事象を識別するために、シーケンス特徴抽出器51は時間シリーズシーケンスＰi ∈［ｔh ，ｔr ］37、即ち49と同一の解析および予備処理を実行する。所望の検出の種類、即ち瞬間的な動作プロフィール識別、全般的な動作プロフィールのエボリューション、または局部動作プロフィールのエボリューションに基づいて多数の認識動作が行われる。事象が時間ウィンドウ中の１つのパラメータのエボリューションにより規定される簡単なケースでは、シーケンス特徴抽出器51から発生された関係するパラメータの特徴ベクトルは故障および事象知識ベース35に記憶された学習された基準ローカル特徴ベクトルと比較される。いわゆる“ダイナミックな時間ワープアルゴリズム”はローカル故障または事象シグネチャを識別するために、パラメータＰi の特徴ベクトルと、記憶された基準ベクトルとを比較するために使用される。このアルゴリズムはシーケンス認識装置 39で行われる。これはプロトタイプの特徴ベクトル間の類似性の距離を測定する。その距離測定により、故障およびプロフィール分離装置41は測定された特徴ベクトルに最も類似する特徴ベクトルの適切なローカル勧告ルールを選択する（ダイナミックな時間ワープアルゴリズムについてのさらに詳細は文献 “Applied Pattern recognition ”、著者Dietrich W. 、P. Paulos 、334 －340 頁、vieweg publications に記載されている。第２の検出レベルは各ステップ時間ｔq における瞬間的な状態ベクトルプロフィールの識別である。この動作はプロセス状態認識装置40により実行される。このモジュールは各瞬間状態ベクトル38に対して、学習された２次元格子中の事象クラスマップに対するメンバーシップの程度を計算する。このメンバーシップの程度は最大の量子化エラーにより生成される。このエラーは測定された状態ベクトル38と、２次元分類格子33へマップされた学習された訓練状態ベクトルとの間の類似性の距離である。換言すると、量子化エラーは学習されたマップ中の入力状態ベクトルの位置についての情報である。本発明の好ましい実施形態では、量子化エラーはユークリッド距離により測定される。さらに、時間ウィンドウ［ｔh ，ｔr ］37の全般的な状態ベクトルの経歴エボリューションは、分類格子マップ33の動作点の軌跡をたどることにより追跡される。状態認識モジュール40により生成される分類程度または動作に基づいて、故障および事象分離モジュールは故障および事象知識ベースから最も適切な勧告を推論する。学習特徴に対する一致の程度が不適当であるならば、診断装置へのパラメータ測定入力は恐らく訓練装置で学習されない新しい状態または事象である。結果として、故障および事象隔離装置は“未知の事象”メッセージを生成する。新しい状態は知識ベースの更新により考慮される。したがって、この状態が将来生じるならば、これは認識されよう。全ての勧告および事象識別は毎日、毎週、毎月のリポートにより、または分類マップ格子における動作点の動きのグラフィック視覚化によってユーザに与えられる。
【００３６】
本発明をその好ましい実施形態により前述したが、この特許請求の範囲の技術的範囲内である好ましい実施形態に対する任意の変形は本発明の特性と技術的範囲を変更しないことが指摘されるべきである。
【図面の簡単な説明】
【図１】
本発明による電気化学電池用の捕捉および診断システムの全般的な構造を示したの図。
【図２】
本発明によるプラントの捕捉装置と送信装置との間の相互接続の１例を示した図。
【図３】
図１で示されている処理および監視装置の例示的なレイアウトの概略図。
【図４】
図１で示されているインテリジェントなデータ解析および故障診断装置の構造を示した図。
【図５】
図３で示されている学習特徴抽出器と学習故障および事象分類器の構造図。
【図６】
図３で示されている診断特徴抽出器および診断故障および事象確認装置の構造図。

Applicant:    RECHERCHE 2000 INC. [CA/CA]; 55, St-Jacques Bureau 100 Montre'al, Que'bec H2Y 1K9 (CA).
Inventors:    TREMBLAY, Gilles, J.; (CA).
BERRIAH, Said; (CA).
BRILLON, David; (CA).
GUENA, Thierry; (CA).
Agent:    ROBIC; 55, St-Jacques Montre'al, Que'bec H2Y 3X2 (CA).

METHOD AND APPARATUS FOR ACQUISITION, MONITORING, DISPLAY AND DIAGNOSIS OF OPERATIONAL PARAMETERS OF ELECTROLYSERS FIELD OF THE INVENTION The present invention concerns a method and apparatus for monitoring electrolyser performances and for diagnosing and predictive identification of faults and events likely to affect the manufacturing processes that uses those electrolysers.

BACKGROUND OF THE INVENTION An electrolyser is used to convert a lower value chemical (e. g. : NaCI) into a higher value chemical (e. g. : Na130). These types of electrolysers can be found in different areas of the chemical industry, such as for the production of sodium chlorate, caustic soda and chlorine. In an electrolyser, there is a number of anodes and cathodes. An oxidation reaction takes place at the anode and a reduction reaction takes place at the cathode. The rate of chemical reaction is directly related to the current. An ion exchange membrane can be used to separate the anodic reaction from the cathodic reaction. The electrolysis of sodium chlorate is usually carried out in an undivided electrolyser. The overall reaction is described as : NaCI + 3 H20 + NaCI03 + 3 H2 This reaction requires 6 electron per sodium chlorate produced. It involves a multi- step reaction, taking place at the anode and in the bulk of the reactor. The article from B. V. Tilak and C. P. Chen B. V. Tilak and C. P. Chen ;'Electrochemical Society Proceedings' ; vol 99-21 ; 1999 ; pp. 8 ;'Electrolytic sodium chlorate technology : current status'gives an overview of the technology. The electrolysis of chlorine and caustic soda can be achieved simultaneously in the same electrolyser.

Caustic soda is formed is the cathode compartment. The chlorine is formed at the anode compartment. In modern chlor-alkali electrolyser, the separation between the anodic and the cathodic reaction is achieved with an ion exchange membrane.

This membrane ideally only allows the passage of sodium from the anodic compartment to the cathodic compartment. The article from D. L Caldwell (D. L.

Caldwell ; Comprehensive Treatise of Electrochemistry' ; Vol 2 ; 1981 ; pp105 ; 'Production of chlorine'; Editor : O'M. Bockris, B. E. Conway, E. Yeager and R. E.

White ; Publisher : Plenum Press, New York) gives more detail about this technology.

A fuel cell is a special type of electrolyser that is used as a generator. It converts the chemical energy of a fuel into electrical energy. Fuel cells are composed of a number of anodes and cathodes. It is at the anode that the fuel is electrochemically oxided and it is at the cathode that the oxidant is electrochemically reduced. Electrons are generated at the anode and flow through an external load to the cathode. Ions flow between the anode and the cathode in an electrolyte to complete the circuit. There are different fuel cell technologies. The proton exchange membrane fuel cell (PEMFC) is one of them. The PEMFC is also known as a solid polymer electrolyte (SPE) fuel cell. In such fuel cell, a thin proton exchange membrane has on one of its faces an anode and on the other a cathode. Hydrogen is fed to the anode and reacts to produce protons. These protons move to the cathode where they react with oxygen to produce water. The overall reaction is : H2 + Y2 02, H20 The ways the anodes and cathodes are connected differ according to the technology. The electrodes can be connected in parallel, in series or in a combination thereof.

One of the problems associated with the monitoring of the electrolysers is the extremely hostile conditions in which they operate. This makes data acquisition difficult and unreliable. Furthermore, it is essential to monitor these electrolysers in order to maximize the production rate and quality while still maintaining a minimal operating cost. Looking at the overall production performance does not allow the operator to discover that a unit cell is under-performing and should be changed.

There is a growing need from the industry to be able to diagnose the plant on a macroscopic level as well as on an individual cell unit level in order to correctly assess the cause of any performance decrease and determine what is the more economic solution to deal with the problem so identified. Usually, a plant operator monitors the electrolysers by measuring manually the pertinent parameters as voltage and current. Then, the data records are sent to the plant engineer, and by using his expertise and different data analysis he can find the symptoms that may cause the faults. This procedure is time consuming and imprecise, especially when the faults symptoms are defined by a large amount of data. For this reason, it is useful to have a system that can automatically and accurately monitor the electrolysers and help to quickly identify the problems that can occur in such plants to increase the production performance.

Known in the art is US patent no. 5, 945, 229, to General Motors Corporation entitled"Pattern Recognition Monitoring of PEM Fuel Cell". The CO concentration in the H2 feed stream to a PEM fuel cell stack is monitored by measuring current and voltage behaviour patterns from an auxiliary cell attached at the end of the stack. The auxiliary cell is connected to the same oxygen and hydrogen feed manifolds that supply the stack, and discharges through a constant load. Pattern recognition software compares the current and voltage patterns from the auxiliary cell to current and voltage signatures determined from a reference cell similar to the auxiliary cell and operated under controlled conditions over a wide range of CO-concentrations in the H2 fuel stream. However, one of the problems associated with this method is that the reference signature is taken at ideal operating conditions for a fuel cell. No allowance is made for the variation in the operational characteristics of the fuel cell during the life of the fuel cell.

Also known in the art is US patent no. 6105149 to General Electric Company entitled"System and Method for Diagnosing and Validating a Machine using Waveform Data". In this patent, a method and a system are developed to diagnose faults in devices such as computed tomography or magnetic resonance imaging machines. The faults are diagnosed by analysing waveform data obtained from the machines. A database containing the faults symptoms and corresponding repair actions are used to build ciassification rules. These rules are used to analyze new waveform data.

U. S. patent no. 5, 584, 291 to Instrumentarium entitled"Method for recognizing and identifying emergency situations in an anaesthesia system by means of a self- organizing map"describes a method of identifying emergency situations in an anaesthesia system by measuring a plurality of variables associated with an anaesthesia delivery. The measurement values of the measured variables are formed into pattern vectors characterizing the instantaneous states of the system.

Other fault diagnosis methods applied in plants that uses electrolysers can be found in the following patents : US patent no. 4, 532, 018 to Olin Corporation entitled :"Chlor-alkali cell control system based on mass flow analysis", US patent no. 5, 015, 345 to Denora Permelec entitled :"Method for detecting defective ion exchange membrane in monopolar and bipolar electrolysers"and European patent application EP1069636A1 to General Motors Corporation entitled :"Fuel cell stack monitoring and system control".

SUMMARY OF THE INVENTION It is an object of the present invention to provide a system and apparatus that gives valuable information relative to the performance of electrolysers in a chemical manufacturing plant and helps to diagnose the origin of performance fluctuations that sometimes occur during the production.

In accordance with the invention, this object is achieved with a method and apparatus for monitoring electrolyser performances and for diagnosing and predictive identification of faults and events that could affect the manufacturing processes that uses electrolysers. The system comprises : a) a plurality of acquisition and transmission units, each of said acquisition and transmission units measuring a plurality of variables related to a respective electrolyser and for transmitting said variables ; b) a database and data management unit for recording the variables transmitted by each of said acquisition and transmission units ; c) an intelligent data analysis and fault diagnosis unit for analysing said variables and diagnosing events ; wherein each of said units are interconnected through a communication unit.

In accordance with a preferred embodiment of the invention, the system includes : a data acquisition and transmission unit which acquires parameters such as voltage, current and temperature from the cells. These convert the analog signals into digital data streams. Those data sets are concentrated and transmitted by the communication unit to the database and data management unit, which records and formats them into data rows files. A processing and monitoring unit that displays desired data trends and added value data, which are pre-processed and filtered based on a user-defined manner. In addition, the monitoring units displays alarms, recommended actions and generates reports. The data rows are fed to the monitoring unit from the database and management unit by making export requests to the communication unit. An intelligent data analysis and faults diagnosis unit tracks the evolution of defined pertinent parameters. This unit prevents faults and events before they occur by isolating data trends signatures.

The plant engineer or the plant analysis lab defines these faults signatures in advance based on their experience or based on a prior knowledge for the characteristics of the electrolysers in the plant. All the units are constructed around the communication unit that simplifies the importing and exporting of data and information between the system units and a remote third party software or hardware through a network.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS FIG. 1 shows the global structure of the acquisition and diagnosing system for the electrochemical cells according to the present invention.

FIG. 2 shows an example of the interconnexion between the acquisition and the transmission units for a plant according to the present invention.

FIG. 3 shows a schematic example layout of the processing and monitoring unit shown in FIG. 1.

FIG. 4 shows the structure of the intelligent data analysis and faults diagnosis unit shown in FIG. 1.

FIG. 5 shows the structure of the learning feature extractor and the learning faults and events classifier shown in FIG. 3.

FIG. 6 shows the structure of the diagnostic feature extractor and the diagnostic faults and events validating unit shown in FIG. 3.

DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION In the present invention, a unit cell is defined as the smallest group of anodes and cathodes that are connected to the same current feeder. A monopolar electrolyser is then considered as a single cell unit and a bipolar electrolyser is considered as a number of unit cells. A voltage reading is measured for each unit cell. The present system allows the detection of faults and events in each unit cell.

The present invention concerns an acquisition, monitoring and diagnosis system and method that helps the tracking and the optimization of the performance of electrolysers in manufacturing chemical plants.

In an electrolyser there are a number of anode and cathodes. A membrane can be used to separate the anodic reaction from the cathodic reaction. The way the anodes and cathodes are connected differ according to the technology used. The electrodes can be connected in parallel, in series or in a combination thereof.

The system and method of the present invention allows the monitoring of each unit cell. There are different indicators that can be used to assess electrolyser performance. The voltage and the current efficiency are two of them. The voltage is very sensitive to any changes occurring in the operating conditions. With the right equipment, it can easily be measured for each unit cell. The current efficiency is more difficult to determine. It requires measuring concentrations in the solution coming from the unit cell. Quite often, it is only possible for a group of unit cells.

There are many examples in the literature that use these two parameters to determine the performance of a new type of electrode (see, for example, D. A Denton, J. T. Desouza, J. H. Entwisle, D. Lee, H. G. Wilson ; Modern Chlor-Alkali Technology ; vol. 2 ; P215 ; Developments in coatings for metal anodes ; Ed : R. W.

Curry ; The Royal Society of Chemistry publication) or the effect of impurities on the performances (Y. Ogata, T. Kojima, S. Uchiyama, M. Yasuda and F. Hine ; J. Electrochem. Soc. ; vol. 136 ; 1989 : 91"Effects of the brine impurities on the performance of the membrane type chlor-alkali cell", M. Nakao and H. Miyake Modern Chlor-Alkali Technology ; pp. 185 ;"Advanced cell operation with flemion membrane" ; Ed : R. W. Curry ; Pub : The Royal Society of Chemistry).

FIG. 1 represents the global structure and the connections between the different units of the system according to a preferred embodiment of the invention. In the core of the system there is the communication unit 2, which simplifies the dialog and the exchange of data and information between the different units. This unit is built under a server client communication protocol. In the preferred embodiment, the public domain OPC (OLE for Process Control) provided with Microsoft Windows NTTM or 2000TM operating system used to run the software units is used.

The communication unit 2 acts as a server to the other units, which are defined as clients. The data acquisition and transmission unit 1 contains the hardware devices that acquire data from the cells and transmit them to the other units. It includes electronic boards 8 called MODA (Module Acquisition) that measure at least one of the following cell electrodes voltage, total cell voltage, cell group voltage, and may further be adapted to measure temperatures and gas concentrations measured by adequate sensors. The MODA contains A/D converters that convert the analog signals into digital signals with a defined sampling rate ; memory buffers ; digital filters that eliminates the undesired noise and, in the core, a microcontroller used to run the acquisition and transmission procedures. The components of the acquisition units 8 are contained in a hermetic box that protects them from the surrounding hostile environment. All the data issued from the MODA devices is sent via optical fiber wires with respect to the transmission protocol to the concentration device 9, called the FOCOM (Fiber Optic Communication Module). The FOCOM is a board plugged in a personal computer or terminal ; it receives, concentrates and formats the data streams into data rows to make them recordable by the database and data management unit 3.

The main function of this module is to record the data to make historical data rows that could be exported to the other units. The user can access any data record by making the adequate SQL request through the communication unit OPC server to the database. The results of the requests are displayed by the processing and monitoring unit 7. According to the preferred embodiment of the invention, the processing and monitoring unit 7 is a multi level monitoring graphical user interface ; an example of that interface is shown in FIG. 3. The basic monitoring level 44 is a representation of the plant layout with the monitored cells. For each cell, the acquired measurements requested by the user are displayed and refreshed on each time step (also defined by the user). In that level 44 the user could also define a threshold for each variable. Consequently, when the variable approaches that threshold, flag alarms will be displayed on the screen. Also on that level 44, other desired characteristics 45 such as the current value for each line and the mean voltage for a cell could be shown as well. A higher-level 47 displays defined variable trends reflecting the evolution in a time window of those variables. In addition, value added data such as polarization curves ; filtered signals and analysis reports could be accessed by that interface.

The intelligent data analysis and faults diagnosis unit 6 is a tool that easily and precisely makes the detection and prediction of faults and anomalies that could happen in the monitored devices and proposes the actions to take to avoid those anomalies. The fault diagnosis is based on classification rules defined in accordance with a prior knowledge of process functioning. This unit is preferably embodied by a software package.

An example of the connection between the different units in a plant is shown on FIG. 2. A production line 18 has a number of cells 12 ; each cell 12 contains 8 cell units. In this case, each electrode voltage is measured by a metal wire 48. To increase the accuracy of the measuring values and the minimization of noise, the wires 48 are concentrated in a multicable protected cable 15 through the TFP10 (Terminal Fuse Protection 10) device 11. In this plant layout, each acquisition device 8 monitors 4 cells. The multicables coming from each cell are connected to the inputs of the acquisition unit 8. Each MODA multiplexes the input signals by a series of relays in a sequence. Then, the input signals are fed to electronic isolators (high current isolation to 1000 ground volts), which produces a proportional analog signal. Those analog signals are converted to digital ones by an A/D converter. The acquisition units could advantageously process other inputs like temperature or chemical readings from sensors, which will be directly connected to the A/D converters. The acquisition units 8 are powered directly by the cell 13 ; this is advantageous because it obviates the need for external power lines.

The data streams are then transmitted through the communication optical fiber loop 10, which links all the MODA acquisition units to the control personal computer 9. The transmitted data streams are processed by the unit 9, which is basically a device with memory buffers built around a processor. This unit formats, stores and send the data streams to the database, which creates the data row files records. Also the unit 9 is able to acquire a 4-20 mA current input that feeds the production line. The data files stored in the database could be accessed by any terminal in the plant through the local network 16 by making the adequate exporting request to the OPC communication protocol 2.

FIG. 4 shows block diagrams that set forth the components of the intelligent data analysis and fault diagnosis unit 6. It includes three main components : The learning unit 21, the diagnostic unit 26 and the faults and events knowledge base 25.

The learning unit 21 obtains historic data files 17 taken from the database unit 3.

Those data files 17 (called also training data) contain values of electrical and chemical parameters acquired by the acquisition unit 1 and other parameters deemed relevant for the fault signatures learning and extraction. The data files are preferably organized in a row-column fashion, where each row represents the time step acquisition and each column indicates the parameter type. The learning unit 21 includes a learning feature extractor 20 for extracting the most important features from the data sets. Those features are the most representative of the plant state. The generated features are then sent to the learning faults and events classifier 24, which associates and classifies them into events classes. This association is done by respect to the plant prior knowledge. The resulting classification rules are then stored in the diagnostic faults and events knowledge base 25.

FIG. 5 depicts in detail the interaction between the different components of the learning unit 21. As mentioned previously, the learning data files 17 are organized in a manner that the rows represent the acquisition time and columns the parameters values as shown by 30. In the preferred embodiment of the invention, the faults signatures and the process operation profiles could be isolated by doing two levels of feature extraction. The basic level is to learn the Instantaneous process state at each time step tq ; this is done by tracking the state vector 32. The state vector contains the pertinent process parameters [Pi, P2, P3... Pn], which defines a global operation process state at the step time tq. An operation profile or a fault signature could be defined not just by the state vector 32 but also by the evolution of that vector in a certain time window [th, t,] 31. The sequence feature parser 49 performs different numerical analysis or data pre-processing on the time sequence to generate the feature matrix 50. For each parameter time sequence Pi E [th, t,], the sequence feature parser 49 performs time domain analysis, frequency analysis and data pre-processing and obtain for that time series, a feature vector.

All the feature vectors are concatenated to build the feature matrix 50. The extracted time domain features are values such as : the time sequence average, the peak to peak distance of the time sequence, the time sequence standard deviation, the integral and the derivative. The extracted frequency domain features are values such as : the maximum amplitude of the power spectrum and the frequency of that maximum. Some events could be defined just by the evolution of one pertinent parameter in the time window [th, t,]. In that case, one feature vector for the parameter is generated and learned. This is usually called local learning.

Other features are generated by performing pre-processing operations such as filtering the data for eliminating outliers (points lie far from the mean value) or removing undesired frequencies from the frequency spectrum. Other pre- processing operations such as data normalization by mean, by variance or normalization of a parameter versus another one, could also advantageously be done. An example of this kind of pre-processing is the normalization of voltage versus current. In a day-to-day electrolysis plant operation, the current may vary to respond to a new production constraint. Changing the current will also affect the voltage. The voltage variation related to the current change has to be ignored during the analysis of the voltage trends. To somewhat simplify the analysis ; it is convenient to estimate what would be the voltage if the current had not changed.

Consequently, it becomes easier to see any voltage variation that is not related to a current change. A simple approach to the normalization of voltage versus the current consists in assuming that the relationship between voltage and current is linear and that only the slope can change.

The formula used to calculate the normalized voltage is then : Vlref = (V - V0)#Iref/i + V0 where V and i are the voltage and the operating current; VIref is the normalized voltage ; Iref is the current used for the normalization and Vo is the intercept of the V versus) linear relationship. Other types of normalization are possible and useful.

The voltage can be normalized versus the temperature or the electrolyte concentration. Quite often, empiric formulas or tables are used to normalize the voltage versus temperature or the electrolyte concentration. Another useful method for analysing the electrolyser state is the polarization curves. They are obtained by adjusting the current to a number of values and recording the corresponding voltage. During a polarization curve, it is best to keep the other parameters constant (e. g. : temperature, electrolyte concentration). If it is not possible, adjustments have to be made to compensate for these variations. The polarization curves give the relationship between current and voltage V = f (l). In chlor-alkali, the relationship is often described as : Vcell = Anode potential + cathode potential + membrane + iRelectrolyte+ hardware The cell voltage represents the sum of many different voltage losses related to the different parts of the system (e. g. : the cathode, the anode, the membrane and the electrolyte). These voltage losses are function of current but also of the characteristics of the different parts of the system. A lot of information can be extracted just by following the variations in the current voltage relationship.

Different methods for doing so can be used. The simplest method consists in doing a linear regression with the linear part of the polarization curve. Then a change in the slope and the intercept can be used to detect a variation in performance. As an example : In the chlorate industry, an increase in the slope of the polarization curve is generally due to cathode deposit, whereas an increase in intercept is usually attributed to anode loss of coating. A more advanced method for analysing variation in the polarization curve consists in doing a non-linear regression of the polarization curve. In the chlor-alkali and the chlorate industry, the polarization curves can be fitted with the following equation : V=a+b. a + c. log (I) where a is related to the standard potential and the exchange current as well as the Taffel slope ; b is the sum of all the resistances in the cell (hardware + electrolyte) ; c is related to the Taffel slopes.

K. L. Hardee (K. L. Hardee ;'Modern Chlor-Alkali Technology'; vol 6 ; 1995 ; pp. 234 ;'A simple procedure for Evaluating membrane electrolyser performance'; Edior : R. W. Curry ; Publisher : The Royal Society of Chemistry) has used this method in the chlor-alkali to discriminate between a few situations. He has not considered looking at how these parameters will evolve in time. If a hole occurs in a membrane, this will lead after some time to the destruction of the anode coating near the hole. The polarization curve then reflects the hole but also the partial coating destruction.

The relative changes of these three coefficients gives a signature that is particular to a given situation. Comparing these changes with known signatures makes it possible to discriminate between a numbers of situations (e. g. : anode corrosion, anode poisoning, cathode deposit, etc). With this method, it is also possible to estimate the state of advancement for different situations such as the loss of anode coating. Other features could be use to construct the feature matrix 50 but those cited previously are the main ones used in the context of the present invention. Each state vector 32 and feature matrix 50 is then associated with a label ; this one defines the feature matrix membership to an operation class or fault signature based on the plant prior knowledge 34. The state profiles classifier 33 performs this operation by using geometric classification algorithms as the well- known neural network supervised self-organizing maps algorithm (also called the kohonen mapping). In the preferred embodiment of the invention the former one is used but the latter one perform as well.

The self-organizing map classification algorithm maps non-linear statistical dependencies between high-dimensional measurement data into simple geometric relationships on a usually two-dimensional grid map. The mapping is, furthermore, done in such a way to preserve the topological relations between the input feature vectors and matrices. Due to that topology preserving property of the map, similar feature vectors corresponding to similar states of the process are mapped close to each other resulting in clusters on the map. Clusters corresponding to certain faults are created on the map and those clusters could be defined as dangerous areas. Visualization techniques such as color-coded maps or grey level maps could identify this clusters. More details on the learning by the self-organizing algorithm could found in the following publication : Kohonen, T."The self- Organizing Maps", proceeding of the IEEE, 78, pp. 1464-1480, and Kohonen, T.

"Self Organized Formation of Topologically Correct Feature Maps", Biological Cybernetics, 43, p. p. 59-69.

The classification assignments are then input to the Diagnostic Faults and Events Knowledge base 35. The rules are composed by a condition part that includes a conjunction of classification assignments and a consequent part that contains the recommendations as a result of the condition part. The recommendations, the identified events and problems depend on the electrolyser technology. In the chlor- alkali industry, there are many event or problems that will affect the performance of the electrolytic process. Some of those problems are : anode loss of coating, cathode loss of coating, cathode poisoning, electrode passivation, blockage in cell or liquor circuit, problem with the purification of the feed (e. g. : impurities such as sulphate, Mg, Ca, Iron, Ni, Si), insufficient brine feed (too low level of Cl in the reactor), loss of feed caustic flow, membrane blistering, membrane fooling (plugging), membrane piercing. This list is not exhaustive. All of these events will have an effect on the performance of the electrolyser. Often, they will lead to a voltage increase and a decrease in current efficiency. The following are simplified examples of rules that show how the recommendations are inferred in the knowledge base for the chlor-alkali technology. In the preferred embodiment of the invention, those rules are more elaborated : Ri :) the voltage increases in all cell units and the set points remain constants => it is recommended to an impurity level analysis.

R2 : If parameter b from the polarization curve increase and a and c doesn't => event purely resistive in nature ; recommendation : check if there is a fouling of the membrane or an increase in the hardware resistance.

R3 : If the oxygen level rise => check if there is a blockage in that cell or a problem related to the membrane or the anode in that cell. Similarly to the chlor-alkali industry, in the chlorate industry, there are many events or problems which will affect the process performance. The electrolyser is somewhat simplified because there is no membrane to separate the anodic reaction from the cathodic reaction. However, there is a chemical reaction taking place after the electrochemical step that is complicating the overall process. Examples of typical events or problems are : electrode separation from the carrier plate or back plate split, electrode assembly damage, crystallization between the cell electrodes, anode loss of coating, anode passivation, cathode blistering, cathode corrosion, cathode deactivation, heavy electrode deposits, blockage in cell or liquor circuit, valve closed between reactor and electrolyser, problem with crystalliser (loss in efficiency in removing Cl03), problem with the brine purification (impurities such as Ca, Mg, sulphate, Co, Ni, Cu, etc), insufficient brine feed (too low level of Cl-in the reactor). Here again, the recommendations rules are expressed in an"if-then"way.

In a PEM fuel cell, many factors can affect its performance. Carbon monoxide (CO) poisoning is a typical example. When CO is present in the hydrogen feed, it can adsorb on the platinum surface and block part of the surface that was available for hydrogen reaction. Some more examples of typical event and problems are : flooding of the anode or cathode backing layer, drying of the membrane, leakage of hydrogen around or through the membrane, membrane damage.

The above cited rules are reformulated and stored as symbolic if-then statements in the faults and events diagnosis knowledge base 35. Known in the art, rule base selectors as expert systems or fuzzy logic engines that can be used to infer the recommendations from the classification assignments in the diagnostic phase. In the learning phase, the user has entered the first set of rules based on the electrolyser technology prior knowledge. This first set of rules is then updated and fine-tuned when new events or situations occur. An interactive graphical user interface is used to help the user to well enter the rules according to the selected features and the classification assignments done by the state profiles classifier 33.

In Fig. 4, the diagnostic unit 26 contains two main components : the diagnostic feature extractor 19 which obtains the data measurements rows 18 from the data base and generates the adequate features to the other components, the diagnostic validating unit 28. The latter module identified the faults signatures and events in the input features based on the classification rules and recommendations stored in the diagnostic faults and events knowledge base during the learning phase. Fig. 6 details the interaction between the components of the diagnostic unit 26. In order to identify the faults and events learned in the training phase, the sequence feature extractor 51 performs in the time series sequence Pj c, [th, tr] 37 i. e. the same analysis and pre-processing operations as in 49. Multiple recognition operations are done, depending on the kind of the desired detection : instantaneous operation profile identification, the evolution of the global operation profile or the evolution of a local operation profile. In the simple case where an event is defined by the evolution of one parameter in a time window, the feature vector for the parameter in interest generated from the sequence feature extractor 51 is compared with the learned reference local features vectors stored in the fault and events knowledge base 35. The so-called"dynamic time warping algorithm"is used to compare the feature vector for the parameter Pi and the stored reference vectors to identify the local fault or event signature. This algorithm is implemented in the sequence recognition unit 39. It measures the similarity distance between the prototype feature vectors. By the mean of that distance measure, the faults and profiles isolation unit 41 chooses the suitable local recommendation rule for the most similar feature vector to the measured feature vector (More details about the dynamic time warping algorithm could be found in the publication entitled"Applied Pattern recognition", author : Dietrich W. P. Paulos, pp. 334-340, vieweg publications). The second detection level is the identification of the instantaneous state vector profile at the each step time tq. This operation is done by the process state recognition 40. This module calculates for each instantaneous state vector 38 a membership degree to the event classes maps in the learned two-dimensional grid. This membership degree is generated by mean of the maximum quantisation error. This error is the similarity distance between the measured state vector 38 and the learned training state vectors mapped into the two-dimensional classification grid 33. In other words, the quantisation error informs about the location of the input state vector in the learned map. In the preferred embodiment of the invention, the quantisation error is measured by the Euclidian distance. Furthermore, the history evolution of the global state vector in the time window [th, tr] 37, could be tracked by following the trajectory of the operation point in the classification grid map 33. Based on the classification degree or movement generated by the state recognition module 40, the fault and events isolation module infers the most suitable recommendations from the faults and events knowledge base. In the case where the matching degree to the learned features is poor, the parameters measurements input to the diagnosis unit are probably novel situations or events not learned in the training unit. As a result, the fault and events isolation unit generates a"Unknown event" message. The novel situation could be taken in account by updating the knowledge base. Thus, if this situation occurs in the future, it could be recognized. All the recommendations and events identifications are presented to the user by daily, weekly or monthly reports or by the graphical visualization of the operation points movement in the classification map grid.

Although the present invention has been explained hereinabove by way of a preferred embodiment thereof, it should be pointed out that any modifications to this preferred embodiment within the scope of the appended claims is not deemed to alter or change the nature and scope of the present invention.

「特表2003-530483およびWO01078164より引用」

[Claims] #00016 有形物、方法、システム

【特許請求の範囲】
【請求項１】
酸素と水素の燃料混合物を用いる燃焼システムであって、燃焼温度は、燃焼チャンバーへの水の添加によって、少なくとも部分的に制御される燃焼システム。
【請求項２】
燃焼によって発生した蒸気により少なくとも１つの蒸気タービンを回転させ、該蒸気タービンによって発電機を回転させ、電気エネルギーを生成する請求項１のシステム。
【請求項３】
酸素と水素の燃料混合物を用いる燃焼システムであって、燃焼の排気によって少なくとも１つの蒸気タービンを回転させ、該蒸気タービンによって発電機を回転させ、電気エネルギーが生成される燃焼システム。
【請求項４】
前記燃焼システムによって機械的回転エネルギーを発生させ、該機械的回転エネルギーにより発電機を回転させ、電気エネルギーを生成する請求項１又は３のシステム。
【請求項５】
燃焼温度は、燃焼チャンバーへの水の添加によって、少なくとも部分的に制御される請求項４のシステム。
【請求項６】
窒素又はアルゴンが燃料の中に存在する請求項１又は４のシステム。
【請求項７】
空気は、酸素に代えて、少なくとも部分的に用いられる請求項１又は４のシステム。
【請求項８】
燃焼によって発生した蒸気の少なくとも一部は、少なくとも一種の金属の腐食によって水素へ転換される請求項１又は４のシステム。
【請求項９】
水素は、燃焼エンジンの燃料として少なくとも部分的に用いられる請求項８のシステム。
【請求項１０】
水素の生成は、金属中の電流によって増加する請求項８のシステム。
【請求項１１】
水素は、燃焼エンジンの燃料として少なくとも部分的に用いられる請求項１０のシステム。
【請求項１２】
発電機は、空気又は水の移動によって回転し、発電機は電気エネルギーを生成し、該電気エネルギーは、水を水素と酸素に電気分解するために少なくとも部分的に用いられ、水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として少なくとも部分的に用いられる請求項１又は４のシステム。
【請求項１３】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられる請求項２のシステム。
【請求項１４】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項１３のシステム。
【請求項１５】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられる請求項３のシステム。
【請求項１６】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項１５のシステム。
【請求項１７】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられる請求項４のシステム。
【請求項１８】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項１７のシステム。
【請求項１９】
光電池は電気エネルギーを生成し、電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられ、水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項１又は４のシステム。
【請求項２０】
燃焼エネルギーの少なくとも一部は、極低温の空気分離システムの少なくとも一部に動力を供給する請求項１又は４のシステム。
【請求項２１】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項２０のシステム。
【請求項２２】
酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項２０のシステム。
【請求項２３】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項２０のシステム。
【請求項２４】
空気から分離された窒素は、深冷蒸留システム、酸素の貯蔵、水素の貯蔵、電気分解、燃焼システム用クーラント、燃焼システム及びこれらの任意の組合せの中の任意の部分を冷却するのに用いられる請求項２０のシステム。
【請求項２５】
空気から分離された窒素は、空気又は水を冷却するのに少なくとも部分的に用いられる請求項２０のシステム。
【請求項２６】
燃焼エネルギーの少なくとも一部は、空気膜分離システムの少なくとも一部に動力を供給する請求項１又は４のシステム。
【請求項２７】
酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項２６のシステム。
【請求項２８】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項２６のシステム。
【請求項２９】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項２６のシステム。
【請求項３０】
燃焼エネルギーの少なくとも一部は、空気ＰＳＡ分離システムの少なくとも一部に動力を供給する請求項１又は４のシステム。
【請求項３１】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項３０のシステム。
【請求項３２】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項３０のシステム。
【請求項３３】
酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項３０のシステム。
【請求項３４】
腐食防止剤、キレート剤、分散剤及びこれらの任意の組合せのうちの少なくとも１種が加えられる請求項１又は４のシステム。
【請求項３５】
システムは、燃焼の内部システム及び燃焼のタービンシステムのうちの少なくとも１種のシステムである請求項１又は４のシステム。
【請求項３６】
酸素及び水素の少なくとも１種は、液化により、液体状態で貯蔵される請求項１又は４のシステム。
【請求項３７】
液化用圧縮機は、燃料電池及び前記燃焼システムのどちらか一方又は両方により、動力が供給される請求項３６のシステム。
【請求項３８】
燃料電池は、酸素及び水素の少なくとも１種により、動力が供給される請求項３７のシステム。
【請求項３９】
水素、酸素及び水のうちの少なくとも１種は、周囲温度、前記燃焼システム、前記燃焼システムの排気物、電気的放射熱源及び／又はそれらの任意の組合せのうちの少なくとも１種からのエネルギーで燃焼が行われる前に予熱される請求項１又は４のシステム。
【請求項４０】
燃焼による機械回転エネルギーはトランスミッションに入り、トランスミッションは、燃焼システムのトルク及び／又は仕事の出力と反比例するように係合し、前記トランスミッション出力の機械回転エネルギーは、発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項３のシステム。
【請求項４１】
トランスミッションは、回転運動エネルギーを貯蔵することができるフライホィールと係合し、フライホィールは発電機を回転させる請求項４０のシステム。
【請求項４２】
燃焼による機械回転エネルギーはトランスミッションに入り、トランスミッションは、燃焼システムのトルク及び／又は仕事の出力と反比例するように係合し、前記トランスミッション出力の機械回転エネルギーは、発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項４のシステム。
【請求項４３】
トランスミッションは、回転運動エネルギーを貯蔵することができるフライホィールと係合し、前記フライホィールは発電機を回転させる請求項４０のシステム。
【請求項４４】
圧力制御装置は、システムの排気部に配備される請求項１又は４のシステム。
【請求項４５】
燃焼の排気は、気体及び液体の少なくとも一方を加熱するのに用いられる請求項１又は４のシステム。
【請求項４６】
気体は空気であり、液体は水である請求項４５のシステム。
【請求項４７】
排気は、空気又は水へ直接排出される請求項４６のシステム。
【請求項４８】
システムは絶縁されている請求項１又は４のシステム。
【請求項４９】
システムは絶縁されている請求項２０のシステム。
【請求項５０】
システムは絶縁されている請求項３６のシステム。
【請求項５１】
燃料は酸素と水素であり、燃焼温度は、燃焼チャンバーへの水の添加によって、少なくとも部分的に制御される燃焼エンジン。
【請求項５２】
燃焼によって発生する蒸気は、少なくとも１つの蒸気タービンを回転させ、該蒸気タービンは発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項５１の燃焼エンジン。
【請求項５３】
酸素と水素の燃焼混合物を用いる燃焼エンジンであって、燃焼の排気によって少なくとも１つの蒸気タービンを回転させ、電気エネルギーが作られる燃焼エンジン。
【請求項５４】
機械的回転エネルギーは、燃焼システムによって作られ、機械回転エネルギーは発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項５１又は５３の燃焼エンジン。
【請求項５５】
燃焼温度は、燃焼チャンバーへの水の添加によって、少なくとも部分的に制御される請求項５４の燃焼エンジン。
【請求項５６】
窒素又はアルゴンは燃料の中に存在する請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項５７】
空気は、酸素に代えて、少なくとも部分的に用いられる請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項５８】
燃焼によって発生した蒸気の少なくとも一部分は、少なくとも１種の金属によって水素に変換される請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項５９】
水素は、燃焼エンジンの中の燃料として、少なくとも部分的に用いられる請求項５８の燃焼エンジン。
【請求項６０】
水素の発生は、金属中の電流によって増加する請求項５８の燃焼エンジン。
【請求項６１】
水素は、燃焼エンジンの中の燃料として、少なくとも部分的に用いられる請求項６０の燃焼エンジン。
【請求項６２】
発電機は、空気又は水の移動によって回転し、発電機は電気エネルギーを発生させ、電気エネルギーは、水素及び酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられ、水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼エンジンの燃料として、少なくとも部分的に用いられる請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項６３】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられる請求項５２の燃焼エンジン。
【請求項６４】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼エンジンの燃料として用いられる請求項６３の燃焼エンジン。
【請求項６５】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられる請求項５３の燃焼エンジン。
【請求項６６】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼エンジンの燃料として用いられる請求項６５の燃焼エンジン。
【請求項６７】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられる請求項５４の燃焼エンジン。
【請求項６８】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼エンジンの燃料として用いられる請求項６５の燃焼エンジン。
【請求項６９】
光電池が電気エネルギーを発生させ、前記電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられ、水素及び／又は酸素の少なくとも一部は燃焼エンジンの燃料として用いられる請求項１又は４の燃焼エンジン。
【請求項７０】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、極低温による空気分離の少なくとも一部に動力を供給する請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項７１】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項７０の燃焼エンジン。
【請求項７２】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項７０の燃焼エンジン。
【請求項７３】
酸素の少なくとも一部は、燃焼エンジンの燃料として用いられる請求項７０の燃焼エンジン。
【請求項７４】
空気から分離された窒素は、深冷蒸留システム、酸素の貯蔵、水素の貯蔵、電気分解、燃焼システム用クーラント、燃焼システム及びこれらの任意の組合せの中の任意の部分を冷却するのに用いられる請求項７０の燃焼エンジン。
【請求項７５】
分離された窒素は、空気又は水を冷却するのに用いられる請求項７０の燃焼エンジン。
【請求項７６】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、空気膜分離の少なくとも一部に動力を供給する請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項７７】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項７６の燃焼エンジン。
【請求項７８】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項７６の燃焼エンジン。
【請求項７９】
酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項７６の燃焼エンジン。
【請求項８０】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、空気ＰＳＡ分離の少なくとも一部に動力を供給する請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項８１】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項８０の燃焼エンジン。
【請求項８２】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項８０の燃焼エンジン。
【請求項８３】
酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項８０の燃焼エンジン。
【請求項８４】
腐食防止剤、キレート剤及び分散剤のうちの少なくとも１種が加えられる請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項８５】
燃焼エンジンは、内燃機関及びタービン燃焼機関のうちの少なくとも１種である請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項８６】
酸素及び水素の少なくとも１種は、液化により、液体状態で貯蔵される請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項８７】
液化用圧縮機は、燃料電池及び前記燃焼システムのどちらか一方又は両方により、動力が供給される請求項８６の燃焼エンジン。
【請求項８８】
燃料電池は、酸素及び水素の少なくとも１種により、動力が供給される請求項８７の燃焼エンジン。
【請求項８９】
水素、酸素、水及び／又はこれらの任意の組合せの少なくとも１種は、周囲温度、前記燃焼エンジン、前記燃焼エンジンの排気物、電気的放射熱源及び／又はそれらの任意の組合せのうちの少なくとも１種からのエネルギーで燃焼が行われる前に予熱される請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項９０】
燃焼による機械回転エネルギーはトランスミッションに入り、トランスミッションは、燃焼エンジンのトルク及び／又は仕事の出力と反比例するように係合し、前記トランスミッション出力の機械回転エネルギーは、発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項５３の燃焼エンジン。
【請求項９１】
トランスミッションは、回転運動エネルギーを貯蔵することができるフライホィールと係合し、フライホィールは発電機を回転させる請求項９０の燃焼エンジン。
【請求項９２】
燃焼による機械回転エネルギーはトランスミッションに入り、トランスミッションは、燃焼システムのトルク及び／又は仕事の出力と反比例するように係合し、前記トランスミッション出力の機械回転エネルギーは、発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項５４の燃焼エンジン。
【請求項９３】
トランスミッションは、回転運動エネルギーを貯蔵することができるフライホィールと係合し、前記フライホィールは発電機を回転させる請求項９２の燃焼エンジン。
【請求項９４】
圧力制御装置は、燃焼エンジンの排気部に配備される請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項９５】
燃焼の排気は、気体及び液体の少なくとも一方を加熱するのに用いられる請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項９６】
気体は空気であり、液体は水である請求項９５の燃焼エンジン。
【請求項９７】
排気は、空気又は水へ直接排出される請求項９６の燃焼エンジン。
【請求項９８】
前記エンジンは絶縁されている請求項５１又は５４の燃焼エンジン。
【請求項９９】
前記エンジンは絶縁されている請求項７０の燃焼エンジン。
【請求項１００】
前記エンジンは絶縁されている請求項８６の燃焼エンジン。
【請求項１０１】
酸素と水素の燃料混合物を用いる燃焼方法であって、燃焼温度は、燃焼チャンバーへの水の添加によって、少なくとも部分的に制御される燃焼方法。
【請求項１０２】
燃焼によって発生した蒸気により少なくとも１つの蒸気タービンを回転させ、該蒸気タービンによって発電機を回転させ、電気エネルギーを生成する請求項１０１の方法。
【請求項１０３】
酸素と水素の燃料混合物を用いる燃焼システムであって、燃焼の排気によって少なくとも１つの蒸気タービンを回転させ、該蒸気タービンによって発電機を回転させ、電気エネルギーが生成される燃焼方法。
【請求項１０４】
燃焼システムによって機械的回転エネルギーを発生させ、該機械的回転エネルギーにより発電機を回転させ、電気エネルギーを生成する請求項１０１又は１０３の方法。
【請求項１０５】
燃焼温度は、燃焼チャンバーへの水の添加によって、少なくとも部分的に制御される請求項１０４の方法。
【請求項１０６】
窒素又はアルゴンが燃料の中に存在する請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１０７】
空気は、酸素に代えて、少なくとも部分的に用いられる請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１０８】
燃焼によって発生した蒸気の少なくとも一部は、少なくとも一種の金属の腐食によって水素へ転換される請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１０９】
水素は、燃焼の燃料として少なくとも部分的に用いられる請求項１０８の方法。
【請求項１１０】
水素の生成は、金属中の電流によって増加する請求項１０８の方法。
【請求項１１１】
水素は、燃焼の燃料として少なくとも部分的に用いられる請求項１１０の方法。
【請求項１１２】
発電機は、空気又は水の移動によって回転し、発電機は電気エネルギーを生成し、該電気エネルギーは、水を水素と酸素に電気分解するために少なくとも部分的に用いられ、水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として少なくとも部分的に用いられる請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１１３】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられる請求項１０２の方法。
【請求項１１４】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１３１の方法。
【請求項１１５】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられる請求項１０３の方法。
【請求項１１６】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１１５の方法。
【請求項１１７】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられる請求項１０４の方法。
【請求項１１８】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１１７の方法。
【請求項１１９】
光電池は電気エネルギーを生成し、電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に少なくとも部分的に用いられ、水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１２０】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、極低温の空気分離の少なくとも一部に動力を供給する請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１２１】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項１２０の方法。
【請求項１２２】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項１２０の方法。
【請求項１２３】
酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１２０の方法。
【請求項１２４】
空気から分離された窒素は、深冷蒸留システム、酸素の貯蔵、水素の貯蔵、電気分解、燃焼システム用クーラント、燃焼システム及びこれらの任意の組合せの中の任意の部分を冷却するのに用いられる請求項１２０の方法。
【請求項１２５】
空気から分離された窒素は、空気又は水を冷却するのに用いられる請求項１２０の方法。
【請求項１２６】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、空気膜分離方法の少なくとも一部に動力を供給する請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１２７】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項１２６の方法。
【請求項１２８】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項１２６の方法。
【請求項１２９】
酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項１２６の方法。
【請求項１３０】
燃焼エネルギーの少なくとも一部は、空気ＰＳＡ分離システムの少なくとも一部に動力を供給する請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１３１】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項１３０の方法。
【請求項１３２】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項１３０の方法。
【請求項１３３】
酸素の少なくとも一部は、燃焼システムの燃料として用いられる請求項１３０の方法。
【請求項１３４】
腐食防止剤、キレート剤、分散剤及びこれらの任意の組合せのうちの少なくとも１種が加えられる請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１３５】
燃焼は、内部燃焼及びタービン燃焼のうちの少なくとも１種の燃焼である請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１３６】
酸素及び水素の少なくとも１種は、液化により、液体状態で貯蔵される請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１３７】
液化用圧縮機は、燃料電池及び前記燃焼システムのどちらか一方又は両方により、動力が供給される請求項１３６の方法。
【請求項１３８】
燃料電池は、酸素及び水素の少なくとも１種により、動力が供給される請求項１３７の方法。
【請求項１３９】
水素、酸素及び水のうちの少なくとも１種は、周囲温度、前記燃焼システム、前記燃焼システムの排気物、電気的放射熱源及び／又はそれらの任意の組合せのうちの少なくとも１種からのエネルギーで燃焼が行われる前に予熱される請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１４０】
燃焼による機械回転エネルギーはトランスミッションに入り、トランスミッションは、燃焼システムのトルク及び／又は仕事の出力と反比例するように係合し、前記トランスミッション出力の機械回転エネルギーは、発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項１０３の方法。
【請求項１４１】
トランスミッションは、回転運動エネルギーを貯蔵することができるフライホィールと係合し、フライホィールは発電機を回転させる請求項１４０の方法。
【請求項１４２】
燃焼による機械回転エネルギーはトランスミッションに入り、トランスミッションは、燃焼のトルク及び／又は仕事の出力と反比例するように係合し、前記トランスミッション出力の機械回転エネルギーは、発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項１０４の方法。
【請求項１４３】
トランスミッションは、回転運動エネルギーを貯蔵することができるフライホィールと係合し、前記フライホィールは発電機を回転させる請求項１４２の方法。
【請求項１４４】
圧力制御装置は、システムの排気部に配備される請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１４５】
燃焼の排気は、気体及び液体の少なくとも一方を加熱するのに用いられる請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１４６】
気体は空気であり、液体は水である請求項１４５の方法。
【請求項１４７】
排気は、空気又は水へ直接排出される請求項１４６の方法。
【請求項１４８】
絶縁することを含んでいる請求項１０１又は１０４の方法。
【請求項１４９】
絶縁することを含んでいる請求項２０の方法。
【請求項１５０】
絶縁することを含んでいる請求項３６の方法。
【請求項１５１】
酸素と水素をエンジンの中で燃焼させる装置であって、
ａ．ｉ．酸素流の制御弁、及び前記酸素流に比例した酸素流信号をコントローラに送る酸素流を検知する酸素流検知装置とを具える、エンジンへの酸素流供給源と、
ｉｉ．水素流の制御弁、及び前記水素流に比例した水素流信号をコントローラに送る水素流を検知する水素流検知装置とを具える、エンジンへの水素流供給源と、
ｉｉｉ．空気流の制御弁、及び前記空気流に比例した空気流信号をコントローラに送る空気流を検知する空気流検知装置とを具える、エンジンへの空気流供給源と、
ｉｖ．少なくとも１つの燃焼温度又はエンジン燃焼室の近傍の燃焼エンジン温度を測定し、前記燃焼温度又は前記燃焼エンジン温度に比例した温度信号を、コントローラへ送る温度測定装置と、を具える燃料システムと、
ｂ．ｉ．クーラント源とクーラント流の制御弁を具える、エンジンへのクーラント流供給源と、
ｉｉ．水流を検知し、水源、燃焼水流の制御弁、及び水流に比例した燃焼水流信号をコントローラへ送る水流検知装置と、を具えるクーラントシステムと、
ｃ．ｉ．酸素、水素、空気及び燃焼水に対する前記比例した流れ信号を受信し、
ｉｉ．前記比例した温度信号を受信し、
ｉｉｉ．外部燃焼信号の設定値を受信し、
ｉｖ．酸素に対する水素の比の設定値を有し、
ｖ．水素対酸素比の設定値を有し、
ｖｉ．温かい(ウォーム)燃焼温度設定値を有し、
ｖｉｉ．クーラントの燃焼温度設定値を有し、
ｖｉｉｉ．高温燃焼温度設定値及びコントローラを有する、少なくとも１つのコントローラを具える制御システムと、
ｄ．燃焼信号設定値と水素の流れを比較し、燃焼信号設定値に対する水素の流れ信号の差に比例して、信号を水素流制御弁に送信し、これによって水素流の制御弁の比率を設定し、
ｅ．水素流信号及び酸素流信号を、水素と酸素の比設定値と比較し、信号を酸素流制御弁に送信し、これによって酸素流の制御弁の比率を設定し、
ｉ．酸素流制御弁信号が１００％近くでない場合、信号を、空気流制御装置を閉じる空気流制御装置に送信し、
ｉｉ．酸素流制御信号が１００％に近い場合、酸素流信号及び空気流信号を、水素対酸素比の設定値と比較し、空気流の差を求めて、比例信号を、前記差に比例した比例信号を空気流量制御装置に送信し、これによって空気制御装置の比率を設定し、
ｆ．前記温度信号とウォーム温度設定値を比較し、クーラント温度設定値と高温設定値は、ｉ．前記温度信号が、ウォーム温度設定値よりも小さく、クーラント温度設定値よりも小さく、高温設定値よりも小さい場合、信号を燃焼水流制御弁に送信し、これによって燃焼水流の制御弁を閉じて、信号をクーラント水流制御弁に送信し、これによってクーラント水流の制御弁を閉じ、
ｉｉ．前記温度信号が、ウォーム温度設定値以上で、クーラント温度設定値よりも小さく、高温設定値よりも小さい場合、前記温度信号と前記低温設定値との差に比例し、水素対水比の設定値よりも大きい水素対水比の信号を燃焼水流弁に送信し、これによって、燃焼水流制御弁の比率を設定し、信号をクーラント流制御弁に送信し、これによってクーラント流制御弁を閉じ、
ｉｉｉ．前記温度信号が、ウォーム温度設定値よりも大きく、クーラント設定値以上で、高温設定値よりも小さいとき、水素対水比設定値に等しい水素対水比の信号を燃焼水制御弁に送信し、これによって、燃焼水制御弁の比率を設定し、温度信号とクーラント温度設定値との差に比例した信号を、クーラント流制御弁に送信し、これによってクーラント流制御弁の比率を設定し、
ｉｖ．前記温度信号が、ウォーム温度設定値より大きく、クーラント温度設定値よりも大きく、高温設定値以上の場合、信号を燃焼水流制御弁に送信し、これによって、燃焼流制御弁を１００％開放し、前記温度信号と前記クーラント設定値との差に比例した信号を、クーラント流制御弁に送信し、これによって、クーラント流制御弁の比率を設定し、信号を水素流制御弁に送信し、これによって、水素流制御弁を閉じ、信号を酸素流制御弁に送信し、これによって、酸素流制御弁を閉じ、信号を空気流制御弁へ送信し、これによって、空気流制御装置を閉じる装置。
【請求項１５２】
燃焼によって発生する蒸気は、少なくとも１つの蒸気タービンを回転させ、該蒸気タービンは発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項１５１の装置。
【請求項１５３】
機械回転エネルギーは、燃焼によって作られ、機械回転エネルギーは発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項１５１の装置。
【請求項１５４】
窒素又はアルゴンは燃料の中に存在する請求項１５１の装置。
【請求項１５５】
酸素燃料が存在しない請求項１５１の装置。
【請求項１５６】
燃焼によって発生した蒸気の少なくとも一部分は、少なくとも１種の金属によって水素に変換される請求項１５１の装置。
【請求項１５７】
水素の少なくとも一部は、燃焼エンジンの中の燃料として用いられる請求項１５１の装置。
【請求項１５８】
水素の発生は、金属中の電流によって増加する請求項１５６の装置。
【請求項１５９】
水素の少なくとも一部は、燃焼の中の燃料の一部として用いられる請求項１５８の装置。
【請求項１６０】
発電機は、空気又は水の移動によって回転し、発電機は電気エネルギーを発生させ、電気エネルギーは、水素及び酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられ、水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として、少なくとも部分的に用いられる請求項１５１の装置。
【請求項１６１】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられる請求項１５２の装置。
【請求項１６２】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１６１の装置。
【請求項１６３】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられる請求項１５３の燃焼エンジン。
【請求項１６４】
水素及び／又は酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１６３の装置。
【請求項１６５】
電気エネルギーは、水素と酸素を生成するための水の電気分解に、少なくとも部分的に用いられる請求項５４の燃焼エンジン。
【請求項１６６】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、極低温による空気分離の少なくとも一部に動力を供給する請求項１５１の装置。
【請求項１６７】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項１６６の装置。
【請求項１６８】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項１６６の装置。
【請求項１６９】
酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１６６の装置。
【請求項１７０】
空気から分離された窒素は、深冷蒸留システム、酸素の貯蔵、水素の貯蔵、電気分解、燃焼システム用クーラント、燃焼システム及びこれらの任意の組合せの中の任意の部分を冷却するのに用いられる請求項１６６の装置。
【請求項１７１】
分離された窒素は、空気又は水を冷却するのに用いられる請求項１６６の装置。
【請求項１７２】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、空気膜分離の少なくとも一部に動力を供給する請求項１５１の装置。
【請求項１７３】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項１７２の装置。
【請求項１７４】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項１７２の装置。
【請求項１７５】
酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１７２の装置。
【請求項１７６】
燃焼のエネルギーの少なくとも一部は、空気ＰＳＡ分離の少なくとも一部に動力を供給する請求項１５１の装置。
【請求項１７７】
空気は、濃縮酸素、純酸素及び超純粋酸素のうちの少なくとも１種の酸素に分離される請求項１７６の装置。
【請求項１７８】
アルゴンは酸素から実質的に除去される請求項１７６の装置。
【請求項１７９】
酸素の少なくとも一部は、燃焼の燃料として用いられる請求項１７６の装置。
【請求項１８０】
腐食防止剤、キレート剤及び分散剤のうちの少なくとも１種が加えられる請求項１５２の装置。
【請求項１８１】
酸素及び水素の少なくとも１種は、液化により、液体状態で貯蔵される請求項１５１の装置。
【請求項１８２】
液化用圧縮機は、燃料電池及び前記燃焼装置のどちらか一方又は両方により、動力が供給される請求項１８１の装置。
【請求項１８３】
燃料電池は、酸素及び水素の少なくとも１種により、動力が供給される請求項１８１の装置。
【請求項１８４】
水素、酸素、水及び／又はこれらの任意の組合せの少なくとも１種は、周囲温度、前記燃焼エンジン、前記燃焼エンジンの排気物、電気的放射熱源及び／又はそれらの任意の組合せのうちの少なくとも１種からのエネルギーで燃焼が行われる前に予熱される請求項１５１の装置。
【請求項１８５】
燃焼による機械回転エネルギーはトランスミッションに入り、トランスミッションは、燃焼エンジンのトルク及び／又は仕事の出力と反比例するように係合し、前記トランスミッション出力の機械回転エネルギーは、発電機を回転させて、電気エネルギーが作られる請求項１５１の装置。
【請求項１８６】
トランスミッションは、回転運動エネルギーを貯蔵することができるフライホィールと係合し、フライホィールは発電機を回転させる請求項１８５の装置。
【請求項１８７】
圧力制御装置は、燃焼エンジンの排気部に配備される請求項１５１の装置。
【請求項１８８】
燃焼の排気は、気体及び液体の少なくとも一方を加熱するのに用いられる請求項１５１の装置。
【請求項１８９】
気体は空気であり、液体は水である請求項１８８の装置。
【請求項１９０】
排気は、空気又は水へ直接排出される請求項１８９の装置。

AMENDED CLAIMS [received by the International Bureau on 04 October 2003 (04.10. 03); Original claims 1-153 replaced by new claims 1-190 (18 pages)] l. A combustion system, comprising a fuel mixture of oxygen and hydrogen, wherein combustion temperature is at least partially controlled with the addition of water to the combustion chamber.

2. The system of claim 1, wherein the steam produced by combustion turns at least one steam turbine, and wherein said steam turbine (s) turn a generator to create electrical energy.

3. A combustion system, comprising a fuel mixture of oxygen and hydrogen, wherein : the exhaust of combustion turns at least one stcam turbine which turns a generator, wherein electrical energy is created 4. The system of claims 1 or 3, wherein mechanical rotating energy is created by said combustion system, and wherein said mechanical rotating energy turn a generator to create electrical energy.

5. The system of claim 4, wherein the combustion temperature is at least partially controlled with the addition of water to the combustion chamber.

6. The system of claims 1 or 4, wherein nitrogen or argon is in said fuel.

7. The system of claims 1 or 4, wherein air is at least partially used instead of oxygen.

8. The system of claims I or 4, wherein at least a portion of the steam produced by combustion is converted to hydrogen by the corrosion of at least one metal.

9. The system of claim 8, wherein said hydrogen is at least partially used as a fuel in said combustion engine.

10. The system of claim 8, wherein the production of hydrogen is increased by an electrical current in said metal (s).

11. The system of claim 10, wherein said hydrogen is at least partially used as a fuel in said combustion engine.

12. The system of claims 1 or 4, wherein a generator turns due to the movement of air or water, and wherein said generator creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially utilized in the electrolysis of water to hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or the oxygen is used at least partially as fuel in said combustion system.

13. The system of claim 2, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

14. The system of claim 13, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion system.

15. The system of claim 3, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

16. The system of claim 15, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion system.

17. The system of claim 4, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

18. The system of claim 17, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion system.

19. The system of claims 1 or 4, wherein a photovoltaic cell creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as a fuel in said combustion system.

20. The system of claims 1 or 4, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of a cryogenic air separation system.

21. The system of claim 20. wherein air is separated into at least one of : enriched oxygen, pure oxygen and very purc oxygen.

22. The system of claim 20, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion system.

23. The system of claim 20, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

24. The system of claim 20, wherein nitrogen from air separation is used to cool any portion of said cryogenic distillation system, the storage of oxygen, the storage of hydrogen, electrolysis, coolant for said combustion system, said combustion system and any combination thereof.

25. The system of claim 20, wherein nitrogen from separation is at least partially used to cool air or water.

26. The system of claims 1, or 4, wherein at least a portion of'the energy of combustion powers at least a portion of an air membrane separation system.

27. The system of claim 26, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion system.

28. The system of claim 26, wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

29. The system of claim 26, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

30. The system of claims 1 or 4, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of an air PSA separation system.

31. The system of claim 30, wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

32. The system of claim 30, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

33. The system of claim 30, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion system.

34. The system of claims 1 or 4, wherein at least one of : a corrosion inhibitor, a chelant, a dispersant and any combination therein is added.

35. The system of claims 1 or 4, wherein the system is at least one of : internal system of combustion and turbine system of combustion.

36. The system of claims l or 4, wherein at least one of : oxygen and hydrogen is stored in a liquid state by liquefaction.

37. The system of claim 36, wherein said compressor (s) for liquefaction is powered by at least one of a fuel cell and said combustion system.

38. The system of claim 37, wherein said fuel cell is powered by at least one of : oxygen and hydrogen.

39. The system of claims 1 or 4, wherein at least one of : hydrogen, oxygen and water are preheated prior to combustion with the energy from at least one of : ambient temperature, said combustion system, said combustion system exhaust, an electrical radiant heat source and/or any combination therein.

40. The system of claim 3, wherein said mechanical rotating energy from combustion enter a transmission, wherein said transmission engage in a manner that is inversely proportional to the torque and/or work output of said combustion system, wherein said transmission output mechanical rotating energy turn said generator to create said electrical energy.

41. The system of claim 40, wherein said transmission engage a flywheel capable of storing rotational kinetic energy, wherein said flywheel turns said generator.

42. The system of claim 4, wherein said mechanical rotating energy from combustion enter a transmission, wherein said transmission engage in a manner that is inversely proportional to the torque and/or work output of said combustion system, wherein said transmission output mechanical rotating energy turn said generator to create said electrical energy.

43. The system of claim 42 wherein said transmission engage a flywheel capable of storing rotational kinetic energy, wherein said flywheel turns said generator.

44. The system of claims 1 or 4, wherein a pressure control device is installed in said system exhaust.

45. The system of claims 1 or 4, wherein the exhaust of said combustion is used to heat at least one of : a gas and a liquid.

46. The system of claim 45, wherein at least one of : the gas is air and the liquid is water.

47. The system of claim 46, wherein said exhaust discharge directly into said air or water.

48. The system of claims l or 4, wherein said system is insulated.

49. The system of claim 20, wherein said system is insulated.

50. The system of claim 36, wherein said system is insulated.

51. A combustion engine, wherein the fuel is oxygen and hydrogen, and wherein combustion temperature is at least partially controlled with the addition of water to the combustion chamber.

52. The combustion engine of claim 5 1, wherein the steam produced by combustion turns at least one steam turbine, and wherein said steam turbine (s) turn a generator to create electrical energy.

53. A combustion engine, comprising a fuel mixture of oxygen and hydrogen, wherein: the exhaust of combustion turns at least one steam turbine which turns a generator, wherein electrical energy is created 54. The combustion engine of claims 51 or 53, wherein mechanical rotating energy is created by said combustion system, and wherein said mechanical rotating energy turn a generator to create electrical energy.

55. The combustion engine of claim 54, wherein the temperature of combustion is at least partially controlled with the addition of water to the combustion chamber.

56. The combustion engine of claims 31 or 54, wherein nitrogen or argon is in said fuel.

57. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein air is at least partially used instead of oxygen.

58. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein at least a portion of the steam produced by combustion is converted to hydrogen by the corrosion of at least one metal.

59. The combustion engine of claim 58, wherein said hydrogen is at least partially used as a fuel in said combustion engine.

60. The combustion engine of claim 58, wherein the production of hydrogen is increased by an electrical current in the metal (s).

61. The combustion engine of claim 60, wherein said hydrogen is at least partially used as a fuel in said combustion engine.

62. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein a generator turns due to the movement of air or water, and wherein said generator creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially utilized in the electrolysis of water to hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or the oxygen is used at least partially as fuel in said combustion engine.

63. The combustion engine of claim 52, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

64. The combustion engine of claim 63, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion engine.

65. The combustion engine of claim 53, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

66. The combustion engine of claim 65, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion engine.

67. The combustion engine of claim 54, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

68. The combustion engine of claim 67. wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion engine.

69. The combustion engine of claims l. or 4, wherein a photovoltaic cell creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as a fuel in said combustion engine.

70. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of cryogenic air separation.

71. The combustion engine of claim 70, wherein air is separated into at least one of : enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

72. The combustion engine of claim 70, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

73. The combustion engine of claims 70, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion engine.

74. The combustion engine of claim 70, wherein nitrogen from air separation is used to cool any portion of : said cryogenic distillation system, the storage of oxygen, the storage of hydrogen, electrolysis, the coolant for said combustion system, said combustion system and any combination therein.

75. The combustion system of claim 70, wherein nitrogen from separation is used to cool air or water.

76. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of air membrane separation.

77. The combustion engine of claim 76, wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

78. The combustion engine of claim 76, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

79. The combustion engine of claim 76, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion system.

80. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of an air PSA separation.

81. The combustion engine of claim 80, wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

82. The combustion engine of claim 80, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

83. The combustion engine of claim 80, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion system.

84. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein at least one of : a corrosion inhibitor, a chelant and a dispersant is added.

85. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein the combustion engine is at least one of an internal combustion engine and a turbine combustion engine.

86. The combustion engine of claims SI or 54, wherein at least one of : oxygen and hydrogen is stored in a liquid state by liquefaction.

87. The combustion engine of claim 86, wherein said compressor for liquefaction is powered by at least one of : a fuel cell and said combustion engine.

88. The combustion engine of claim 87, wherein said fuel cell is powered by at least one of : oxygen and hydrogen.

89. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein at least one of : hydrogen, oxygen, water and/or any combination therein are preheated prior to combustion with the energy from at least one of ambient temperature, said combustion engine, said combustion engine exhaust, an electrical radiant heat source and/or any combination therein.

90. The combustion engine of claim 53, wherein said mechanical rotating energy from combustion enter a transmission, wherein said transmission engage in a manner that is inversely proportional to the torque and/or work output of said combustion engine, wherein said transmission output mechanical rotating energy turn said to create said electrical energy.

91. The combustion engine of claim 90, wherein said transmission engage a flywheel capable of storing rotational kinetic energy, wherein said flywheel turns said generator.

92. The combustion engine of claim 54, wherein said mechanical rotating energy from combustion enter a transmission, wherein said transmission engage in a manner that is inversely proportional to the torque and/or work output of said combustion engine, wherein said transmission output mechanical rotating energy turn said to create said electrical energy.

93. The combustion engine of claim 92, wherein said transmission engage a flywheel capable of storing rotational kinetic energy, wherein said flywheel turns said generator.

94. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein a pressure control device is installed in said combustion engine exhaust.

95. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein the exhaust of said combustion is used to heat at least one of : a gas and a liquid.

96. The combustion engine of claim 95, wherein, at least one of the gas is air and the liquid is water.

97. The combustion engine of claim 96, wherein said exhaust discharge directly into said air or water.

98. The combustion engine of claims 51 or 54, wherein said engine is insulated.

99. The combustion engine of claim 70, wherein said engine is insulated.

100. The combustion engine of claim 86, wherein said engine is insulated.

101. A method of combustion, comprising a fuel mixture of oxygen and hydrogen, wherein combustion temperature is at least partially controlled with the addition of water to the combustion chamber.

102. The method ofcfaim 101, wherein the steam produced by combustion turns at least one steam turbine, and wherein said steam turbine (s) turn a generator to create electrical energy.

103. A method of combustion, comprising a fuel mixture of oxygen and hydrogen, wherein : the exhaust of combustion turns at least one steam turbine which turns a generator, wherein electrical energy is created 104. The method of claims 101 or 103, wherein mechanical rotating energy is created by said combustion system, and wherein said mechanical rotating energy turn a generator to create electrical energy.

105. The method of claim 104, wherein the combustion temperature is at least partially controlled with the addition of water to the combustion chamber.

106. The method of claims 101 or 104, wherein nitrogen or argon is in said fuel.

107. The method of claims 101 or 104, wherein air is at least partially used instead of oxygen.

108. The method of claims 101 or 1. 04, wherein at least a portion of the steam produced by combustion is converted to hydrogen by the corrosion of at least one metal.

109. The method of claim 108, wherein said hydrogen is at least partially used as a fuel in said combustion.

110. The method of claim 108, wherein the production of hydrogen is increased by an electrical current in said metal (s).

111. The method of claim 110, wherein said hydrogen is at least partially used as a fuel in said combustion.

112. The method of claims 101 or 104, wherein a generator turns due to the movement of air or water, and wherein said generator creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially utilized in the electrolysis of water to hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or the oxygen is used at least partially as fuel in said combustion.

113. The method of claim 102, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

114. The method of claim If 3, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is at least partially used as fuel in said combustion.

115. The method of claim 103, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

116. The method of claim I 5, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is at least partially used as fuel in said combustion.

117. The method of claim 104, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

118. The method of claim 117, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is at least partially used as fuel in said combustion.

119. The method of claims 101 or 104, wherein a photovoltaic cell creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as a fuel in said combustion.

120. The method of claims 101 or 104, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of cryogenic air separation.

121. The method of claim 120, wherein air is separated into at least one of : enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

122. The method of claim 120, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

123. The method of claim 120, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion.

124. l he method of claim 120, wherein nitrogen from air separation is used to cool any portion of : said cryogenic distillation system, the storage of oxygen, the storage of hydrogen, electrolysis, coolant for said combustion system, said combustion system and any combination thereof.

125. The method of claim 120, wherein nitrogen from separation is used to cool air or water.

126. The method of claims 101 or 104, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of a method of air membrane separation.

127. The method of claim. 126. wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

128. The method of claim 126, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

129. The method of claim 126, wherein at least a portion of said oxygen is used as a-fuel in. said combustion system.

130. The method of claims 101 or 104, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of air PSA separation.

131. The method of claim 130, wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

132. The method of claim 130, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

133. The method of claims 130, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion system.

134. The method of claims 101 or 104, wherein at least one of : a corrosion inhibitor, a chelant, a dispersant and any combination therein is added.

135. The method of claims 101 or 104, wherein the combustion is at least one of internal combustion and turbine combustion.

136. The method of claims 101 or 104, wherein at least one of : oxygen and hydrogen is stored in a liquid state by liquefaction.

137. The method of claim 136, wherein said compressor (s) for liquefaction is powered by at least one of a fuel cell and said combustion system.

138. The method of claim 137, wherein said fuel cell is powered by at least one of oxygen and hydrogen.

139. The method of claims 101 or 104, wherein at least one of : hydrogen, oxygen and water are preheated prior to combustion with the energy from at least one of : ambient temperature, said combustion system, said combustion system exhaust, an electrical radiant heat source and/or any combination therein.

140. The method of claim 103, wherein said mechanical rotating energy from combustion enter a transmission, wherein said transmission engage in a manner that is inversely proportional to the torque and/or work output of said combustion, wherein said transmission output mechanical rotating energy turn said generator to create said electrical energy.

141. The method of claim 140, wherein said transmission engage a flywheel capable of storing rotational kinetic energy, wherein said flywheel turns said generator.

142. The method of claim 104, wherein said mechanical rotating energy from combustion enter a transmission, wherein said transmission engage in a manner that is inversely proportional to the torque and/or work output of said combustion, wherein said transmission output mechanical rotating energy turn said generator to create said electrical energy.

143. The method of claim 142, wherein said transmission engage a flywheel capable of storing rotational kinetic energy, wherein said flywheel turns said generator.

144. The method of claims 101 or 104, wherein a pressure control device is installed in said exhaust.

145. The method of claims 101 or 104, wherein the exhaust of said combustion is used to heat at least one of : a gas and a liquid.

146. The method of claim 145, wherein at least one of : the gas is air and the liquid is water. t47. The method of claim 146, wherein said exhaust discharge directly into said air or water.

148. The method of claims 101 or 104, incorporating insulation.

149. The method of claim 20, incorporating insulation.

150. The method of claim 36, incorporating insulation.

151. An apparatus performing combustion of oxygen and hydrogen in an engine; said engine apparatus comprising, a. a fuel system comprising: i. a source of oxygen flow to said engine, comprising an oxygen flow control valve and an oxygen flow sensing device sensing oxygen flow sending an oxygen flow signal proportional to oxygen flow to a controller, ii. a source of hydrogen flow to said engine, comprising a hydrogen flow control valve and a hydrogen flow sensing device sensing hydrogen flow sending a hydrogen flow signal proportional to hydrogen flow to a controller, iii. a source of air flow to said engine, comprising an air flow control device and an air flow sensing device sensing air flow sending an air flow signal proportional to air flow to a controller, and iv. A temperature measurement device measuring at least one of combustion temperature or said combustion engine temperature near said engine combustion chamber sending a temperature signal in proportion to said combustion temperature or said combustion engine temperature to a controller. b. a coolant system comprising, i. a source of coolant flow to said engine, comprising a coolant source and a coolant flow control valve, and ii. a source of combustion water flow to the combustion chamber of said engine, comprising a water source, a combustion water flow control valve and a water flow sensing device sensing water flow sending a combustion water flow signal proportional to water flow to a controller. c. a control system comprising at least one controller ; i. receiving said proportional flow signal for oxygen, hydrogen, air and combustion water, ii. receiving said proportional temperature signal, iii. receiving an external combustion signal set point, iv. having a setpoint for the ratio of hydrogen to oxygen, v. having a setpoint for the ratio of hydrogen to water, vi. having a warm combustion temperature setpoint, vii. having a coolant combustion temperature setpoint, and viii. having a hot combustion temperature setpoint, and said controller ; d. comparing said combustion signal setpoint to said hydrogen flow signal, sending a signal to the hydrogen flow control valve in proportion to the difference in said hydrogen flow signal to said combustion signal setpoint, thereby proportioning said hydrogen flow control valve. e. comparing said hydrogen flow signal and said oxygen flow signal to the hydrogen to oxygen ratio setpoint, sending a signal to the oxygen flow control valve, thereby proportioning the oxygen flow control valve; i. in the case wherein the oxygen flow control valve signal is not near 100%, sending a signal to said air flow control device closing said air flow control device. ii. in the case wherein the oxygen flow control valve signal is near 100%, compare said °2 flow signal and said air flow signal to said hydrogen to oxygen rat. io setpoint obtaining an air flow difference, sending a proportional signal to said air flow control device that is in proportion to said difference, thereby proportioning said air flow control device. f. comparing said temperature signal to said warm temperature setpoint, said coolant temperature setpoint and said hot temperature setpoint ; i. in the case wherein said temperature signal is less than said warm temperature setpoint, less than said coolant temperature setpoint and less than said hot temperature setpoint, sending a signal to said combustion water flow control valve, thereby closing said combustion water flow control valve ; and sending a signal to said coolant water flow control valve, thereby closing said coolant water flow control valve. ii. in the case wherein said temperature signal is equal to or greater than said warm temperature setpoint, less than said coolant temperature setpoint and less than said hot temperature setpoint, sending a signal in proportion to the difference between said temperature signal and said low temperature sctpoint, which obtains a hydrogen to water ratio that is greater than said hydrogen to water ratio setpoint, to said combustion water flow valve, thereby proportioning said combustion water flow control valve; and sending a signal to said coolant flow control valve, thereby closing said coolant flow control valve. iii. in the case wherein said temperature signal is greater than said warm temperature setpoint, equal to or greater than said coolant temperature setpoint and less than said high temperature setpoint ; sending a signal to said combustion water control valve that obtains a hydrogen to water ratio that is equal to said hydrogen to water ratio setpoint, thereby proportioning the combustion water control valve ; and sending a signal in proportion to the difference between the temperature signal and said coolant temperature setpoint to said coolant flow control valve, thereby proportioning said coolant flow control valve. iv. in the case wherein said temperature signal is greater than said warm temperature setpoint, greater than said coolant temperature setpoint and equal to or greater than said hot temperature setpoint, sending a signal to said combustion water flow control valve, thereby opening said combustion water flow control valve 100%; and sending a signal in proportion to the difference between said temperature signal and said coolant setpoint to said coolant flow control valve, thereby proportioning said coolant flow control valve; and sending a signal to said hydrogen flow control valve, thereby closing said hydrogen flow control valve ; and sending a signal to said oxygen flow control valve, thereby closing said oxygen flow control valve ; and sending a signal to said air flow control device, thereby closing said air flow control device.

152. The apparatus of claim 151., wherein the steam produced by combustion turns at least one steam turbine, and wherein said steam turbine (s) turn a generator to create electrical energy.

153. The apparatus of claim 15], wherein mechanical rotating energy is created by said combustion, and wherein said mechanical rotating energy turn a generator to create electrical energy.

154. The apparatus of claim 151, wherein nitrogen or argon is included.

155. The apparatus of claim. 151, wherein there is no oxygen fuel.

156. The apparatus of claim 151, wherein at least a portion of the steam produced by combustion is converted to hydrogen by the corrosion of at least one metal.

157. The apparatus of claim 151, wherein at least a portion of said hydrogen is used as a fuel in said combustion.

158. The apparatus of claim 156* wherein the production of said hydrogen is increased by an electrical current in the metal (s).

159, The apparatus of claim 158, wherein at least a portion of said hydrogen is used as at least a portion of the fuel in said combustion.

160. The apparatus of claim 151, wherein a generator turns due to the movement of air or water, and wherein said generator creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially utilized in the electrolysis of water to hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or the oxygen is used at least partially as fuel in said combustion.

161, The apparatus of claim 152. wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

162. The apparatus of claim 1. 61, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion.

163. The apparatus of claim 153, wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen.

164. The apparatus of claim 163, wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as fuel in said combustion.

165. The apparatus of claim 151, wherein a photovoltaic cell creates electrical energy, and wherein said electrical energy is at least partially used in the electrolysis of water to produce hydrogen and oxygen, and wherein at least a portion of said hydrogen and/or oxygen is used as a fuel in said combustion.

166. The apparatus of claim 151, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of cryogenic air separation.

167. The apparatus of claim 166, wherein air is separated into at least one of : enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

168. The apparatus of claim 166, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

169. The apparatus of claim 166, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion.

170. The apparatus of claim 166, wherein nitrogen from air separation is used to cool any portion of said cryogenic distillation system, the storage of oxygen, the storage of hydrogen, electrolysis, said coolant for said combustion system, said combustion system and any combination therein.

171. The apparatus of claim 166, wherein nitrogen from separation is used to cool air or water.

172. The apparatus of claim 151, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of air membrane separation.

173. The apparatus of claim 172, wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

174. The apparatus of claim 172* wherein argon is substantially removed from said oxygen.

175. The apparatus of claim 172, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion.

176. The apparatus of claim 151, wherein at least a portion of the energy of combustion powers at least a portion of air PSA separation.

177. The apparatus of claim 176, wherein air is separated into at least one of enriched oxygen, pure oxygen and very pure oxygen.

178. The apparatus of claim 176, wherein argon is substantially removed from said oxygen.

179. The apparatus of claim 176, wherein at least a portion of said oxygen is used as a fuel in said combustion.

180. The apparatus of claim 152, wherein at least one of : a corrosion inhibitor, a celant, a dispersant and any combination therein is added.

181. The apparatus of claim 151, wherein, at least one of. oxygen and hydrogen is stored in a liquid state by liquefaction.

182. The apparatus of claim 181, wherein said compressor (s) for liquefaction is powered by at least one of : a fuel cell and said combustion apparatus.

183. The apparatus of claim 181, wherein said fuel cell is powered by at least one of oxygen and hydrogen.

184. The apparatus of claim 151, wherein at least one of : hydrogen, oxygen and water are preheated prior to combustion with the energy from at least one of : ambient temperature, said combustion system, said combustion system exhaust, an electrical radiant heat source and/or any combination therein.

185. The apparatus of claim 151, wherein mechanical rotating energy from said combustion apparatus enter a transmission, wherein said transmission engage in a manner that is inversely proportional to the torque and/or work output of said combustion, wherein said transmission output mechanical rotating energy turn said generator to create said electrical energy.

186. The apparatus of claim 185, wherein said transmission engage a flywheel capable of storing rotational kinetic energy, wherein said flywheel turns said generator.

187. The apparatus of claim 151, wherein a pressure control device is installed in said combustion apparatus exhaust.

188. The apparatus of claim 151, wherein the exhaust of said combustion is used to heat at least one of : a gas and a liquid.

189. The apparatus of claim 188, wherein at least one of : the gas is air and the liquid is water.

190. The apparatus of claim 189, wherein said exhaust discharge directly into said air or water.

「特表2005-522629およびWO2003087564より引用」