JP2004319403A - 燃料電池システム用燃料 - Google Patents
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Abstract
【課題】高効率で水素発生並びに発電することができ、また改質触媒の劣化によるシステムの耐久性の低下も少ない燃料電池システムに適した燃料を提供する。
【解決手段】沸点範囲が１００℃〜３２０℃であり、セタン価が４５以上、セタン指数が４７以上、イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比が０．８以上であることを特徴とする燃料電池システム用燃料。
【選択図】 なし
【解決手段】沸点範囲が１００℃〜３２０℃であり、セタン価が４５以上、セタン指数が４７以上、イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比が０．８以上であることを特徴とする燃料電池システム用燃料。
【選択図】 なし
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池システム用燃料に関する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、将来の地球環境に対する危機感の高まりから、地球にやさしいエネルギー供給システムの開発が求められ、エネルギー効率が高いこと及び排出ガスがクリーンである点から、燃料電池、水素エンジン等の水素を燃料とするシステムが脚光を浴びている。なかでも、燃料電池への水素の供給方法としては、圧縮あるいは液化といった形で直接水素を供給する方法の他、メタノール等の含酸素燃料、及びナフサ等の炭化水素系燃料の改質による供給方法が知られている（例えば、非特許文献１参照。）。このうち、直接水素を供給する方法は、そのまま燃料として利用できる利点はあるが、常温で気体のため貯蔵性および車両等に用いた場合の搭載性に問題がある。また、メタノールはシステム内での改質による水素の製造が比較的容易であるが、重量当たりのエネルギー効率が低く、有毒かつ腐食性を持つために、取り扱い性、貯蔵性にも難点がある。一方、ナフサ、灯油等の炭化水素系燃料の改質による水素の製造は、既存の燃料供給インフラが使用できること、トータルでのエネルギー効率が高いこと等により注目を集めている。こうした炭化水素燃料は水素発生のために動力システム内での改質工程が必要となる。しかしながら、炭化水素系燃料によっては、必ずしも改質工程において十分な反応性が得られず、また改質触媒の耐久性に問題が生じ、高い水素発生効率の得られない場合があった。
【０００３】
【非特許文献１】
池松正樹，「エンジンテクノロジー」，山海堂社，２００１年１月，第３巻，第１号，ｐ．３５
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、このような状況に鑑み、高効率で水素発生並びに発電することができ、また改質触媒の劣化等によるシステムの耐久性の低下も少ない燃料電池システムに適した燃料を提供することを目的とする。
【０００５】
【課題を解決するための手段】
本発明者らは前記課題について鋭意研究した結果、本発明を完成したものである。
すなわち、本発明は、沸点範囲が１００℃〜３２０℃であり、セタン価が４５以上、セタン指数が４７以上、イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比が０．８以上である燃料電池システム用燃料である。
【０００６】
【発明の実施の形態】
本発明の燃料電池システム用燃料（以下、本発明の燃料ともいう。）は、沸点範囲が１００℃〜３２０℃であることが必要である。
沸点範囲は、引火性が高くなる、蒸発ガス（ＴＨＣ）が発生しやすくなる、取扱性に問題が生じる等の観点から、１００℃以上であることが必要であり、重量当りの発電量が多い、排出ガス中のＴＨＣが少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が小さく初期性能を持続できる点から、３２０℃以下であることが必要である。
【０００７】
本発明の燃料は、セタン価が４５以上で、かつセタン指数が４７以上であることが必要である。セタン価が４５未満あるいはセタン指数が４７未満の場合には、改質反応性の低下、一酸化炭素浄化触媒の耐久性の低下、一酸化炭素除去率の低下、発電エネルギーの低下、燃料電池スタック触媒の耐久性の低下、発電効率の低下、二酸化炭素（ＣＯ２）発生量あたり発電量の低下という問題が生じるので好ましくない。セタン価は、改質反応性、改質触媒の耐久性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から４８以上が好ましく、５０以上が最も好ましい。同様にセタン指数は、改質反応性、改質触媒の耐久性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から５０以上が好ましく、５２以上が最も好ましい。
なお、ここでいうセタン価とは、ＪＩＳ Ｋ ２２８０「石油製品−燃料油−オクタン価及びセタン価試験方法並びにセタン指数算出方法」の「７．セタン価試験方法」に準拠して測定されるセタン価を意味し、セタン指数とは、ＪＩＳ Ｋ ２２８０「石油製品−燃料油−オクタン価及びセタン価試験方法並びにセタン指数算出方法」の「８．４変数方程式を用いたセタン指数の算出方法」によって算出される価を意味する。
【０００８】
本発明の燃料のノルマルパラフィン分にはなんら制限はないが、燃料電池システム全体としての燃費・エネルギー効率が良いこと、排出ガス中の未反応物が少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が少なく初期性能を維持できるなどの点から、２０容量％以上が好ましく、２５容量％以上がさらに好ましい。
なお、ここでいうノルマルパラフィン分はＧＣ−ＦＩＤ（ＦＩＤ検出器つきガスクロマトグラフ）を用いて測定される値（容量％）をいう。
すなわち、カラムにはメチルシリコンのキャピラリーカラム（ＵＬＴＲＡＡＬＬＯＹ−１）、キャリアガスにはヘリウムを、検出器には水素イオン化検出器（ＦＩＤ）を用い、カラム長３０ｍ、キャリアガス流量１．０ｍＬ／ｍｉｎ、分割比１：７９、注入口温度３６０℃、カラム昇温条件１４０℃→８℃／ｍｉｎ→３５５℃、検出器温度３６０℃の条件で測定された値である。
【０００９】
本発明の燃料のイソパラフィン分には特に制限はないが、燃料電池システム全体としての燃費・エネルギー効率が良いこと、排出ガス中の未反応物が少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が少なく初期性能を維持できるなどの点から、２５容量％以上が好ましく、３０容量％以上がさらに好ましい。
なお、ここでいうイソパラフィン分は、上述のノルマルパラフィン分（容量％）をＡとし、ＡＳＴＭ Ｄ２４２５（Ｓｔａｎｄａｒｄ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｔｙｐｅｓ ｉｎ Ｍｉｄｄｌｅ Ｄｉｓｔｉｌｌａｔｅｓ ｂｙ Ｍａｓｓ Ｓｐｅｃｔｒｏｍｅｔｒｙ ）に準拠した方法にて測定されるパラフィン分（容量％）をＢとして、下式により求められる値（容量％）のことをいう。
イソパラフィン分＝Ｂ−Ａ（容量％）
【００１０】
本発明の燃料のイソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比は０．８以上であることが必要である。イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比が０．８よりも低くなると、改質反応性の低下、一酸化炭素浄化触媒の耐久性の低下、一酸化炭素除去率の低下、発電エネルギーの低下、燃料電池スタック触媒の耐久性の低下、発電効率の低下、ＣＯ２発生量あたり発電量の低下という問題が生じるので好ましくない。イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比は、改質反応性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から１．０以上が好ましい。イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比は、上述のノルマルパラフィン分：Ａ（容量％）、イソパラフィン分：Ｂ−Ａ（容量％）を用い、下式により求める。
イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比＝（Ｂ−Ａ）／Ａ
【００１１】
本発明の燃料の硫黄分含有量は、脱硫率、脱硫触媒の耐久性、改質触媒の耐久性、改質反応性の低下、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から１質量ｐｐｍ未満であることが好ましく、０．５質量ｐｐｍ以下がより好ましく、０．１質量ｐｐｍ以下が最も好ましい。硫黄分は、ＪＩＳ Ｋ ２５４１「原油及び石油製品−硫黄分試験方法」またはＡＳＴＭ Ｄ４０４５−９６ 「Ｓｔａｎｄａｒｄ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ Ｓｕｌｆｕｒ ｉｎ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｐｒｏｄｕｃｔｓ ｂｙ Ｈｙｄｒｏｇｅｎｏｌｙｓｉｓ ａｎｄ Ｒａｔｅｏｍｅｔｒｉｃ Ｃｏｌｏｒｉｍｅｔｒｙ」によって測定された値である。
【００１２】
本発明の燃料の炭素数１３以上のノルマルパラフィン分の合計量は、脱硫率、脱硫触媒の耐久性、改質触媒の耐久性、改質反応性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から１５容量％以下が好ましく、１３容量％以下が更に好ましい。
なお、ここでいう炭素数１３以上のノルマルパラフィン分はＧＣ−ＦＩＤ（ＦＩＤ検出器つきガスクロマトグラフ）を用いて測定される。
すなわち、カラムにはメチルシリコンのキャピラリーカラム（ＵＬＴＲＡＡＬＬＯＹ−１）、キャリアガスにはヘリウムを、検出器には水素イオン化検出器（ＦＩＤ）を用い、カラム長３０ｍ、キャリアガス流量１．０ｍＬ／ｍｉｎ、分割比１：７９、注入口温度３６０℃、カラム昇温条件１４０℃→８℃／ｍｉｎ→３５５℃、検出器温度３６０℃の条件で測定された値である。
【００１３】
本発明の燃料のナフテン含有量は、脱硫率、脱硫触媒の耐久性、改質触媒の耐久性、改質反応性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から２０容量％以上が好ましく、２５容量％以上が更に好ましく、３０容量％以上が更に好ましく、３５容量％以上が最も好ましい。ナフテン系炭化水素の含有量は、ＡＳＴＭ Ｄ２４２５（Ｓｔａｎｄａｒｄ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄｆｏｒ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｔｙｐｅｓ ｉｎ Ｍｉｄｄｌｅ Ｄｉｓｔｉｌｌａｔｅｓ ｂｙ Ｍａｓｓ Ｓｐｅｃｔｒｏｍｅｔｒｙ ）に順ずる方法にて測定される。
【００１４】
本発明の燃料の芳香族分については何ら制限はないが、重量当りの発電量が多いこと、ＣＯ２発生量当りの発電量が多いこと、燃料電池システム全体としての燃費が良いこと、排出ガス中のＴＨＣが少ないこと、システム起動時間が短いこと、改質触媒の劣化が小さく初期性能が長時間持続できることなどの点から、２５容量％以下が好ましく、２０容量％以下がより好ましく、１５容量％以下がさらに好ましく、１０容量％以下がさらにより好ましく、５容量％以下が最も好ましい。
【００１５】
本発明の燃料のオレフィン分については何ら制限はないが、重量当りの発電量が多いこと、ＣＯ２発生量当りの発電量が多いこと、燃料電池システム全体としての燃費が良いこと、排出ガス中のＴＨＣが少ないこと、システム起動時間が短いこと、改質触媒の劣化が小さく初期性能が長時間持続できること、貯蔵安定性が良いことなどの点から、５容量％以下が好ましく、１容量％以下がより好ましい。
【００１６】
本発明の燃料の飽和分については何ら制限はないが、重量当りの発電量が多いこと、ＣＯ２発生量当りの発電量が多いこと、燃料電池システム全体としての燃費が良いこと、排出ガス中のＴＨＣが少ないこと、システム起動時間が短いことなどの点から、７５容量％以上が好ましく、８０容量％以上がより好ましく、８５容量％以上がさらに好ましく、９０容量％以上がさらにより好ましく、９５容量％以上が最も好ましい。
なお、上述の芳香族分、オレフィン分、飽和分は、ＪＩＳ Ｋ２５３６「石油製品−炭化水素タイプ試験方法」の蛍光指示薬吸着法により測定される値である。
【００１７】
本発明の燃料の蒸留性状については蒸留初留点（ＩＢＰ）の下限及び蒸留終点（ＥＰ）の上限以外は何ら制限はないが、ＩＢＰは、引火性、蒸発ガス（ＴＨＣ）の発生、取扱性の問題から、前述のとおり１００℃以上であることが必要であり、１３０℃以上が好ましく、１４５℃以上が最も好ましく、上限は１９０℃以下が好ましい。
１０容量％留出温度（Ｔ１０）の下限は１２０℃以上が好ましく、１４０℃以上がより好ましく、１６０℃以上が最も好ましい。また、上限は２３０℃以下が好ましく、２２０℃以下がより好ましい。Ｔ１０が低いと、引火性が高くなり、蒸発ガス（ＴＨＣ）が発生しやすくなり、取扱性に問題が生じる。
【００１８】
３０容量％留出温度（Ｔ３０）は１６０℃以上２２０℃以下が好ましく、５０容量％留出温度（Ｔ５０）は１８０℃以上２３０℃以下が好ましく、７０容量％留出温度（Ｔ７０）は２００℃以上２５０℃以下が好ましく、９０容量％留出温度（Ｔ９０）は２１０℃以上２７０℃以下が好ましく、９５容量％留出温度（Ｔ９５）は２２０℃以上３００℃以下が好ましく、２２０℃以上２７０℃以下がより好ましく、２２０℃以上２５０℃以下が最も好ましい。Ｔ９５の上限値は、重量当りの発電量が多い、二酸化炭素（ＣＯ２）発生量当りの発電量が多い、燃料電池システム全体としての燃費が良い、排出ガス中のＴＨＣが少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が小さく初期性能が持続できる点から規定できる。
【００１９】
ＥＰは２３０℃以上であることが好ましく、前述のとおり３２０℃以下であることが必要である。重量当りの発電量が多い、ＣＯ２発生量当りの発電量が多い、燃料電池システム全体としての燃費が良い、排出ガス中のＴＨＣが少ない、システム起動時間が短い、改質触媒の劣化が小さく初期性能が持続できるなどの点から、２９０℃以下が好ましく、２６５℃以下がより好ましい。
なお、ここでいうＩＢＰ、Ｔ１０、Ｔ３０、Ｔ５０、Ｔ７０、Ｔ９０、Ｔ９５、及びＥＰは、ＪＩＳ Ｋ２２５４「石油製品−蒸留試験方法」によって測定される値である。
【００２０】
本発明の燃料は、前記の所定の性状を有していれば特に限定されるものではないが、例えば原油蒸留装置から得られる灯油留分を水素化脱硫する方法によって得られる脱硫灯油、およびこの脱硫灯油を水素化触媒の存在下でさらに水素化処理する方法によって得られる水素化精製灯油を好ましく用いることができる。
水素化処理条件は、特に限定されるものではないが、好ましくは反応温度１７０〜４００℃、水素圧力１〜２０ＭＰａ、ＬＨＳＶ０．１〜１５．０ｈ−１、水素／油比４０〜３００ＮＬ／Ｌである。好ましくは反応温度２００℃〜３４０℃、水素圧力２〜１０ＭＰａ、ＬＨＳＶ１．０〜１０．０ｈ−１、水素／油比６０〜２００ＮＬ／Ｌである。反応温度は低温ほど水素化反応には有利であるが、脱硫反応には好ましくない。水素圧力、水素／油比は高いほど脱硫、水素化反応とも促進されるが、経済的に最適点が存在する。ＬＨＳＶは低いほど反応に有利であるが、低すぎる場合には極めて大きな反応塔容積が必要となり過大な設備投資となるので不利である。
【００２１】
水素化処理に用いる触媒は、特に限定されるものではないが、水素化活性金属を多孔質担体に担持したものが挙げられる。多孔質担体としては無機酸化物が好ましく用いられる。具体的な無機酸化物としては、アルミナ、チタニア、ジルコニア、ボリア、シリカ、あるいはゼオライトが挙げられ、このうちチタニア、ジルコニア、ボリア、シリカ、ゼオライトのうち少なくとも１種類とアルミナによって構成されているものが本発明において好適に用いられる。
【００２２】
水素化処理に用いる触媒の活性金属としては周期律表第８族金属から選ばれる少なくとも１種類の金属であることが好ましい。より好ましくはＲｕ，Ｒｄ，Ｉｒ，ＰｄおよびＰｔから選ばれる少なくとも１種類であり、さらに好ましくはＰｄまたは／およびＰｔである。活性金属としてはこれらの金属を組み合わせたものでよく、例えばＰｔ−Ｐｄ，Ｐｔ−Ｒｈ，Ｐｔ−Ｒｕ，Ｉｒ−Ｐｄ，Ｉｒ−Ｒｈ，Ｉｒ−Ｒｕ，Ｐｔ−Ｐｄ−Ｒｈ，Ｐｔ−Ｒｈ−Ｒｕ，Ｉｒ−Ｐｄ−Ｒｈ，Ｉｒ−Ｒｈ−Ｒｕなどの組み合わせを採用することができる。
また、分解と水素化の二元機能をもつ触媒を用いることもできる。この二元触媒の活性金属としては、Ｎｉ、Ｃｏ、Ｍｏ、Ｗ、Ｐｄ、Ｐｔ等の金属を２〜３種類組み合わせが挙げられるが、中でもＣｏ−Ｍｏ、Ｎｉ−Ｍｏ、Ｎｉ−Ｗの組み合わせが好ましい。
さらに、上述の水素化処理に用いる触媒と二元機能をもつ触媒を組み合わせても使用することもできる。
【００２３】
活性金属の担持量は特に限定されないが、触媒質量に対し金属量合計で０．１〜１０質量％、好ましくは０．１５〜５質量％、さらに好ましくは０．２〜３質量％である。
触媒は水素気流下において予備還元処理を施した後に用いるのが好ましい。一般的には水素を含むガスを流通し、２００℃以上の熱を所定の手順に従って与えることにより触媒上の活性金属が還元され、水素化活性を発現することになる。
【００２４】
本発明の燃料は、前記した脱硫灯油、深度水素化精製灯油以外に、脱硫灯油または深度水素化精製灯油より抽出によりノルマルパラフィン分を除去した残分である脱ノルマルパラフィン脱硫灯油、また除去された脱硫ノルマルパラフィン分、原油蒸留装置等から得られた減圧軽油留分を水素化分解した水素化分解灯油、及び天然ガス等を一酸化炭素と水素に分解した後にＦ−Ｔ（Ｆｉｓｃｈｅｒ−Ｔｒｏｐｓｃｈ）合成で得られるＧＴＬ（Ｇａｓ ｔｏ Ｌｉｑｕｉｄｓ）の灯油留分等の基材を１種又は２種以上を混合することで製造することができる。本発明の燃料の調製には、脱硫灯油を更に厳しい条件で水素化脱硫した深度水素化精製灯油を主たる基材として用いることが好ましい。
【００２５】
本発明の燃料には、クマリン等の識別剤を添加することができる。改質触媒の劣化が小さく、初期性能を長く維持できることから、識別剤は１ｍｇ／Ｌ以下が好ましい。
【００２６】
本発明の燃料は、燃料電池システム用の燃料として使用される。燃料電池システムは、例えば、脱硫器、改質器、及び一酸化炭素浄化装置等と燃料電池を組み合わせたシステムが用いられる。これらを配置した主なシステムとしては、例えば、（１）脱硫器、改質器、一酸化炭素浄化装置及び燃料電池からなるシステム、（２）脱硫器、改質器、脱硫器（再脱硫）、一酸化炭素浄化装置及び燃料電池からなるシステム、及び（３）改質器、脱硫器、一酸化炭素浄化装置及び燃料電池からなるシステムを挙げることができる。燃料電池としては、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ）、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ）、及び固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を挙げることができる。
【００２７】
改質器は、燃料を改質して水素を得るための装置であり、具体的に例えば、下記の改質器を挙げることができる。
（１）加熱気化した燃料と水蒸気とを混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒中で加熱反応させることにより、水素を主成分とする生成物を得る水蒸気改質型改質器
（２）加熱気化した燃料を空気と混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒中又は無触媒で加熱反応させることにより、水素を主成分とする生成物を得る部分酸化型改質器
（３）加熱気化した燃料を水蒸気及び空気と混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒層前段にて、（２）の部分酸化型改質を行い、後段にて部分酸化反応により発生した熱を利用して、（１）の水蒸気改質型改質を行うことにより、水素を主成分とする生成物を得る部分酸化・水蒸気改質型（オートサーマル型）改質器
【００２８】
一酸化炭素浄化装置は、上記改質装置で生成したガスに含まれ、燃料電池の触媒毒となる一酸化炭素の除去を行うものであり、具体的には、下記の装置を挙げることができる。これらの装置は単独で又は組み合わせて使用することができる。
（１）改質ガスと加熱気化した水蒸気を混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒中で反応させることにより、一酸化炭素と水蒸気より二酸化炭素と水素を生成物として得る水性ガスシフト反応器
（２）改質ガスを圧縮空気と混合し、白金、ルテニウム等の触媒中で反応させることにより、一酸化炭素を二酸化炭素に変換する選択酸化反応器
【００２９】
上記の燃料電池システムを用いてを発電を実施する場合、脱硫器における脱硫操作を、脱硫後の燃料の硫黄含有量が、好ましくは０．１質量ｐｐｍ以下、より好ましくは０．０５質量ｐｐｍ以下となるように行うことが好ましい。
また改質操作は、エネルギー効率、実用性の観点から、改質器入口温度で７５０℃以下、ＬＨＳＶが３ｈ−１以上の条件で行うことが好ましい。
【００３０】
【実施例】
以下に、実施例及び比較例を挙げて本発明を具体的に説明するが、本発明はこれらの例に限定されるものではない。
【００３１】
［実施例１〜４及び比較例１］
表１に示すように本発明の燃料（実施例１〜４）及び比較用の燃料（比較例１）を調製した。
得られた各燃料を下記の二つの燃料電池システムに用いて評価した。
【００３２】
（１）水蒸気改質型システム
脱硫器により脱硫した燃料と水を電気加熱によりそれぞれ気化させ、貴金属系触媒を充填し、電気ヒーターで所定の温度に維持した改質器に導き、水素分に富む改質ガスを発生させた。改質器の温度は、試験初期段階において改質が完全に行われる最低の温度（改質ガスにＨＣが含まれない最低温度）とした。
改質ガスを水蒸気と共に一酸化炭素浄化装置に導き、改質ガスの中の一酸化炭素を二酸化炭素に変換した後、生成したガスを固体高分子型燃料電池に導き、発電を行った。
水蒸気改質型改質器を含む固体高分子型燃料電池システム（水蒸気改質型システム）を用いた発電のフローチャートを図１に示す。
【００３３】
（２）部分酸化型システム
脱硫器により脱硫した燃料を電気加熱により気化させ、予熱した空気と共に貴金属系触媒を充填し、電気ヒーターで１２００℃に維持した改質器に導き、水素分に富む改質ガスを発生させた。
改質ガスを水蒸気と共に一酸化炭素浄化装置に導き、改質ガスの中の一酸化炭素を二酸化炭素に変換した後、生成したガスを固体高分子型燃料電池に導き、発電を行った。
部分酸化型改質器を含む固体高分子型燃料電池システム（部分酸化型システム）を用いた発電のフローチャートを図２に示す。
【００３４】
上記二つの燃料電池システムを用いた場合の燃料の性能を下記の方法で評価した。
まず、システムの試験開始直後に改質器から発生する改質ガス中の水素、一酸化炭素、二酸化炭素、及び炭化水素（ＨＣ）の各量を測定した。
また、試験開始直後及び開始２４時間後の燃料電池における発電量、燃料消費量、及び燃料電池から排出される二酸化炭素量を測定した。得られた測定値、及び燃料発熱量から、改質触媒の性能劣化割合（試験開始２４時間後の発電量／試験開始直後の発電量）、及び熱効率（試験開始直後の電気エネルギー／燃料発熱量）を計算し、評価した。以上の評価結果を表２に示す。
【００３５】
【表１】
【００３６】
【表２】
【００３７】
表２に示す結果から、本発明の燃料（実施例１〜４）を用いた場合には、比較例の燃料に比べて、脱硫後の硫黄含有率が低く、高い発電量が得られ、しかも長時間安定して高発電量を持続できることがわかる。
【００３８】
【発明の効果】
本発明の燃料電池システム用燃料を用いることで、水素を効率良く発生させることができ、また改質触媒の劣化も少なく、長時間安定して水素を発生させることができる。従って本発明の燃料を用いることで高い発電量を長時間安定して供給することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】水蒸気改質型改質器を含む固体高分子型燃料電池システムを用いた発電のフローチャートである。
【図２】部分酸化型改質器を含む固体高分子型燃料電池システムを用いた発電のフローチャートである。
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池システム用燃料に関する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、将来の地球環境に対する危機感の高まりから、地球にやさしいエネルギー供給システムの開発が求められ、エネルギー効率が高いこと及び排出ガスがクリーンである点から、燃料電池、水素エンジン等の水素を燃料とするシステムが脚光を浴びている。なかでも、燃料電池への水素の供給方法としては、圧縮あるいは液化といった形で直接水素を供給する方法の他、メタノール等の含酸素燃料、及びナフサ等の炭化水素系燃料の改質による供給方法が知られている（例えば、非特許文献１参照。）。このうち、直接水素を供給する方法は、そのまま燃料として利用できる利点はあるが、常温で気体のため貯蔵性および車両等に用いた場合の搭載性に問題がある。また、メタノールはシステム内での改質による水素の製造が比較的容易であるが、重量当たりのエネルギー効率が低く、有毒かつ腐食性を持つために、取り扱い性、貯蔵性にも難点がある。一方、ナフサ、灯油等の炭化水素系燃料の改質による水素の製造は、既存の燃料供給インフラが使用できること、トータルでのエネルギー効率が高いこと等により注目を集めている。こうした炭化水素燃料は水素発生のために動力システム内での改質工程が必要となる。しかしながら、炭化水素系燃料によっては、必ずしも改質工程において十分な反応性が得られず、また改質触媒の耐久性に問題が生じ、高い水素発生効率の得られない場合があった。
【０００３】
【非特許文献１】
池松正樹，「エンジンテクノロジー」，山海堂社，２００１年１月，第３巻，第１号，ｐ．３５
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、このような状況に鑑み、高効率で水素発生並びに発電することができ、また改質触媒の劣化等によるシステムの耐久性の低下も少ない燃料電池システムに適した燃料を提供することを目的とする。
【０００５】
【課題を解決するための手段】
本発明者らは前記課題について鋭意研究した結果、本発明を完成したものである。
すなわち、本発明は、沸点範囲が１００℃〜３２０℃であり、セタン価が４５以上、セタン指数が４７以上、イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比が０．８以上である燃料電池システム用燃料である。
【０００６】
【発明の実施の形態】
本発明の燃料電池システム用燃料（以下、本発明の燃料ともいう。）は、沸点範囲が１００℃〜３２０℃であることが必要である。
沸点範囲は、引火性が高くなる、蒸発ガス（ＴＨＣ）が発生しやすくなる、取扱性に問題が生じる等の観点から、１００℃以上であることが必要であり、重量当りの発電量が多い、排出ガス中のＴＨＣが少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が小さく初期性能を持続できる点から、３２０℃以下であることが必要である。
【０００７】
本発明の燃料は、セタン価が４５以上で、かつセタン指数が４７以上であることが必要である。セタン価が４５未満あるいはセタン指数が４７未満の場合には、改質反応性の低下、一酸化炭素浄化触媒の耐久性の低下、一酸化炭素除去率の低下、発電エネルギーの低下、燃料電池スタック触媒の耐久性の低下、発電効率の低下、二酸化炭素（ＣＯ２）発生量あたり発電量の低下という問題が生じるので好ましくない。セタン価は、改質反応性、改質触媒の耐久性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から４８以上が好ましく、５０以上が最も好ましい。同様にセタン指数は、改質反応性、改質触媒の耐久性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から５０以上が好ましく、５２以上が最も好ましい。
なお、ここでいうセタン価とは、ＪＩＳ Ｋ ２２８０「石油製品−燃料油−オクタン価及びセタン価試験方法並びにセタン指数算出方法」の「７．セタン価試験方法」に準拠して測定されるセタン価を意味し、セタン指数とは、ＪＩＳ Ｋ ２２８０「石油製品−燃料油−オクタン価及びセタン価試験方法並びにセタン指数算出方法」の「８．４変数方程式を用いたセタン指数の算出方法」によって算出される価を意味する。
【０００８】
本発明の燃料のノルマルパラフィン分にはなんら制限はないが、燃料電池システム全体としての燃費・エネルギー効率が良いこと、排出ガス中の未反応物が少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が少なく初期性能を維持できるなどの点から、２０容量％以上が好ましく、２５容量％以上がさらに好ましい。
なお、ここでいうノルマルパラフィン分はＧＣ−ＦＩＤ（ＦＩＤ検出器つきガスクロマトグラフ）を用いて測定される値（容量％）をいう。
すなわち、カラムにはメチルシリコンのキャピラリーカラム（ＵＬＴＲＡＡＬＬＯＹ−１）、キャリアガスにはヘリウムを、検出器には水素イオン化検出器（ＦＩＤ）を用い、カラム長３０ｍ、キャリアガス流量１．０ｍＬ／ｍｉｎ、分割比１：７９、注入口温度３６０℃、カラム昇温条件１４０℃→８℃／ｍｉｎ→３５５℃、検出器温度３６０℃の条件で測定された値である。
【０００９】
本発明の燃料のイソパラフィン分には特に制限はないが、燃料電池システム全体としての燃費・エネルギー効率が良いこと、排出ガス中の未反応物が少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が少なく初期性能を維持できるなどの点から、２５容量％以上が好ましく、３０容量％以上がさらに好ましい。
なお、ここでいうイソパラフィン分は、上述のノルマルパラフィン分（容量％）をＡとし、ＡＳＴＭ Ｄ２４２５（Ｓｔａｎｄａｒｄ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｔｙｐｅｓ ｉｎ Ｍｉｄｄｌｅ Ｄｉｓｔｉｌｌａｔｅｓ ｂｙ Ｍａｓｓ Ｓｐｅｃｔｒｏｍｅｔｒｙ ）に準拠した方法にて測定されるパラフィン分（容量％）をＢとして、下式により求められる値（容量％）のことをいう。
イソパラフィン分＝Ｂ−Ａ（容量％）
【００１０】
本発明の燃料のイソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比は０．８以上であることが必要である。イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比が０．８よりも低くなると、改質反応性の低下、一酸化炭素浄化触媒の耐久性の低下、一酸化炭素除去率の低下、発電エネルギーの低下、燃料電池スタック触媒の耐久性の低下、発電効率の低下、ＣＯ２発生量あたり発電量の低下という問題が生じるので好ましくない。イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比は、改質反応性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から１．０以上が好ましい。イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比は、上述のノルマルパラフィン分：Ａ（容量％）、イソパラフィン分：Ｂ−Ａ（容量％）を用い、下式により求める。
イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比＝（Ｂ−Ａ）／Ａ
【００１１】
本発明の燃料の硫黄分含有量は、脱硫率、脱硫触媒の耐久性、改質触媒の耐久性、改質反応性の低下、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から１質量ｐｐｍ未満であることが好ましく、０．５質量ｐｐｍ以下がより好ましく、０．１質量ｐｐｍ以下が最も好ましい。硫黄分は、ＪＩＳ Ｋ ２５４１「原油及び石油製品−硫黄分試験方法」またはＡＳＴＭ Ｄ４０４５−９６ 「Ｓｔａｎｄａｒｄ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ Ｓｕｌｆｕｒ ｉｎ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｐｒｏｄｕｃｔｓ ｂｙ Ｈｙｄｒｏｇｅｎｏｌｙｓｉｓ ａｎｄ Ｒａｔｅｏｍｅｔｒｉｃ Ｃｏｌｏｒｉｍｅｔｒｙ」によって測定された値である。
【００１２】
本発明の燃料の炭素数１３以上のノルマルパラフィン分の合計量は、脱硫率、脱硫触媒の耐久性、改質触媒の耐久性、改質反応性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から１５容量％以下が好ましく、１３容量％以下が更に好ましい。
なお、ここでいう炭素数１３以上のノルマルパラフィン分はＧＣ−ＦＩＤ（ＦＩＤ検出器つきガスクロマトグラフ）を用いて測定される。
すなわち、カラムにはメチルシリコンのキャピラリーカラム（ＵＬＴＲＡＡＬＬＯＹ−１）、キャリアガスにはヘリウムを、検出器には水素イオン化検出器（ＦＩＤ）を用い、カラム長３０ｍ、キャリアガス流量１．０ｍＬ／ｍｉｎ、分割比１：７９、注入口温度３６０℃、カラム昇温条件１４０℃→８℃／ｍｉｎ→３５５℃、検出器温度３６０℃の条件で測定された値である。
【００１３】
本発明の燃料のナフテン含有量は、脱硫率、脱硫触媒の耐久性、改質触媒の耐久性、改質反応性、一酸化炭素浄化触媒の耐久性、一酸化炭素除去率、発電エネルギー、燃料電池スタック触媒の耐久性、発電効率、ＣＯ２発生量あたり発電量の点から２０容量％以上が好ましく、２５容量％以上が更に好ましく、３０容量％以上が更に好ましく、３５容量％以上が最も好ましい。ナフテン系炭化水素の含有量は、ＡＳＴＭ Ｄ２４２５（Ｓｔａｎｄａｒｄ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄｆｏｒ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｔｙｐｅｓ ｉｎ Ｍｉｄｄｌｅ Ｄｉｓｔｉｌｌａｔｅｓ ｂｙ Ｍａｓｓ Ｓｐｅｃｔｒｏｍｅｔｒｙ ）に順ずる方法にて測定される。
【００１４】
本発明の燃料の芳香族分については何ら制限はないが、重量当りの発電量が多いこと、ＣＯ２発生量当りの発電量が多いこと、燃料電池システム全体としての燃費が良いこと、排出ガス中のＴＨＣが少ないこと、システム起動時間が短いこと、改質触媒の劣化が小さく初期性能が長時間持続できることなどの点から、２５容量％以下が好ましく、２０容量％以下がより好ましく、１５容量％以下がさらに好ましく、１０容量％以下がさらにより好ましく、５容量％以下が最も好ましい。
【００１５】
本発明の燃料のオレフィン分については何ら制限はないが、重量当りの発電量が多いこと、ＣＯ２発生量当りの発電量が多いこと、燃料電池システム全体としての燃費が良いこと、排出ガス中のＴＨＣが少ないこと、システム起動時間が短いこと、改質触媒の劣化が小さく初期性能が長時間持続できること、貯蔵安定性が良いことなどの点から、５容量％以下が好ましく、１容量％以下がより好ましい。
【００１６】
本発明の燃料の飽和分については何ら制限はないが、重量当りの発電量が多いこと、ＣＯ２発生量当りの発電量が多いこと、燃料電池システム全体としての燃費が良いこと、排出ガス中のＴＨＣが少ないこと、システム起動時間が短いことなどの点から、７５容量％以上が好ましく、８０容量％以上がより好ましく、８５容量％以上がさらに好ましく、９０容量％以上がさらにより好ましく、９５容量％以上が最も好ましい。
なお、上述の芳香族分、オレフィン分、飽和分は、ＪＩＳ Ｋ２５３６「石油製品−炭化水素タイプ試験方法」の蛍光指示薬吸着法により測定される値である。
【００１７】
本発明の燃料の蒸留性状については蒸留初留点（ＩＢＰ）の下限及び蒸留終点（ＥＰ）の上限以外は何ら制限はないが、ＩＢＰは、引火性、蒸発ガス（ＴＨＣ）の発生、取扱性の問題から、前述のとおり１００℃以上であることが必要であり、１３０℃以上が好ましく、１４５℃以上が最も好ましく、上限は１９０℃以下が好ましい。
１０容量％留出温度（Ｔ１０）の下限は１２０℃以上が好ましく、１４０℃以上がより好ましく、１６０℃以上が最も好ましい。また、上限は２３０℃以下が好ましく、２２０℃以下がより好ましい。Ｔ１０が低いと、引火性が高くなり、蒸発ガス（ＴＨＣ）が発生しやすくなり、取扱性に問題が生じる。
【００１８】
３０容量％留出温度（Ｔ３０）は１６０℃以上２２０℃以下が好ましく、５０容量％留出温度（Ｔ５０）は１８０℃以上２３０℃以下が好ましく、７０容量％留出温度（Ｔ７０）は２００℃以上２５０℃以下が好ましく、９０容量％留出温度（Ｔ９０）は２１０℃以上２７０℃以下が好ましく、９５容量％留出温度（Ｔ９５）は２２０℃以上３００℃以下が好ましく、２２０℃以上２７０℃以下がより好ましく、２２０℃以上２５０℃以下が最も好ましい。Ｔ９５の上限値は、重量当りの発電量が多い、二酸化炭素（ＣＯ２）発生量当りの発電量が多い、燃料電池システム全体としての燃費が良い、排出ガス中のＴＨＣが少ない、システムの起動時間が短い、改質触媒の劣化が小さく初期性能が持続できる点から規定できる。
【００１９】
ＥＰは２３０℃以上であることが好ましく、前述のとおり３２０℃以下であることが必要である。重量当りの発電量が多い、ＣＯ２発生量当りの発電量が多い、燃料電池システム全体としての燃費が良い、排出ガス中のＴＨＣが少ない、システム起動時間が短い、改質触媒の劣化が小さく初期性能が持続できるなどの点から、２９０℃以下が好ましく、２６５℃以下がより好ましい。
なお、ここでいうＩＢＰ、Ｔ１０、Ｔ３０、Ｔ５０、Ｔ７０、Ｔ９０、Ｔ９５、及びＥＰは、ＪＩＳ Ｋ２２５４「石油製品−蒸留試験方法」によって測定される値である。
【００２０】
本発明の燃料は、前記の所定の性状を有していれば特に限定されるものではないが、例えば原油蒸留装置から得られる灯油留分を水素化脱硫する方法によって得られる脱硫灯油、およびこの脱硫灯油を水素化触媒の存在下でさらに水素化処理する方法によって得られる水素化精製灯油を好ましく用いることができる。
水素化処理条件は、特に限定されるものではないが、好ましくは反応温度１７０〜４００℃、水素圧力１〜２０ＭＰａ、ＬＨＳＶ０．１〜１５．０ｈ−１、水素／油比４０〜３００ＮＬ／Ｌである。好ましくは反応温度２００℃〜３４０℃、水素圧力２〜１０ＭＰａ、ＬＨＳＶ１．０〜１０．０ｈ−１、水素／油比６０〜２００ＮＬ／Ｌである。反応温度は低温ほど水素化反応には有利であるが、脱硫反応には好ましくない。水素圧力、水素／油比は高いほど脱硫、水素化反応とも促進されるが、経済的に最適点が存在する。ＬＨＳＶは低いほど反応に有利であるが、低すぎる場合には極めて大きな反応塔容積が必要となり過大な設備投資となるので不利である。
【００２１】
水素化処理に用いる触媒は、特に限定されるものではないが、水素化活性金属を多孔質担体に担持したものが挙げられる。多孔質担体としては無機酸化物が好ましく用いられる。具体的な無機酸化物としては、アルミナ、チタニア、ジルコニア、ボリア、シリカ、あるいはゼオライトが挙げられ、このうちチタニア、ジルコニア、ボリア、シリカ、ゼオライトのうち少なくとも１種類とアルミナによって構成されているものが本発明において好適に用いられる。
【００２２】
水素化処理に用いる触媒の活性金属としては周期律表第８族金属から選ばれる少なくとも１種類の金属であることが好ましい。より好ましくはＲｕ，Ｒｄ，Ｉｒ，ＰｄおよびＰｔから選ばれる少なくとも１種類であり、さらに好ましくはＰｄまたは／およびＰｔである。活性金属としてはこれらの金属を組み合わせたものでよく、例えばＰｔ−Ｐｄ，Ｐｔ−Ｒｈ，Ｐｔ−Ｒｕ，Ｉｒ−Ｐｄ，Ｉｒ−Ｒｈ，Ｉｒ−Ｒｕ，Ｐｔ−Ｐｄ−Ｒｈ，Ｐｔ−Ｒｈ−Ｒｕ，Ｉｒ−Ｐｄ−Ｒｈ，Ｉｒ−Ｒｈ−Ｒｕなどの組み合わせを採用することができる。
また、分解と水素化の二元機能をもつ触媒を用いることもできる。この二元触媒の活性金属としては、Ｎｉ、Ｃｏ、Ｍｏ、Ｗ、Ｐｄ、Ｐｔ等の金属を２〜３種類組み合わせが挙げられるが、中でもＣｏ−Ｍｏ、Ｎｉ−Ｍｏ、Ｎｉ−Ｗの組み合わせが好ましい。
さらに、上述の水素化処理に用いる触媒と二元機能をもつ触媒を組み合わせても使用することもできる。
【００２３】
活性金属の担持量は特に限定されないが、触媒質量に対し金属量合計で０．１〜１０質量％、好ましくは０．１５〜５質量％、さらに好ましくは０．２〜３質量％である。
触媒は水素気流下において予備還元処理を施した後に用いるのが好ましい。一般的には水素を含むガスを流通し、２００℃以上の熱を所定の手順に従って与えることにより触媒上の活性金属が還元され、水素化活性を発現することになる。
【００２４】
本発明の燃料は、前記した脱硫灯油、深度水素化精製灯油以外に、脱硫灯油または深度水素化精製灯油より抽出によりノルマルパラフィン分を除去した残分である脱ノルマルパラフィン脱硫灯油、また除去された脱硫ノルマルパラフィン分、原油蒸留装置等から得られた減圧軽油留分を水素化分解した水素化分解灯油、及び天然ガス等を一酸化炭素と水素に分解した後にＦ−Ｔ（Ｆｉｓｃｈｅｒ−Ｔｒｏｐｓｃｈ）合成で得られるＧＴＬ（Ｇａｓ ｔｏ Ｌｉｑｕｉｄｓ）の灯油留分等の基材を１種又は２種以上を混合することで製造することができる。本発明の燃料の調製には、脱硫灯油を更に厳しい条件で水素化脱硫した深度水素化精製灯油を主たる基材として用いることが好ましい。
【００２５】
本発明の燃料には、クマリン等の識別剤を添加することができる。改質触媒の劣化が小さく、初期性能を長く維持できることから、識別剤は１ｍｇ／Ｌ以下が好ましい。
【００２６】
本発明の燃料は、燃料電池システム用の燃料として使用される。燃料電池システムは、例えば、脱硫器、改質器、及び一酸化炭素浄化装置等と燃料電池を組み合わせたシステムが用いられる。これらを配置した主なシステムとしては、例えば、（１）脱硫器、改質器、一酸化炭素浄化装置及び燃料電池からなるシステム、（２）脱硫器、改質器、脱硫器（再脱硫）、一酸化炭素浄化装置及び燃料電池からなるシステム、及び（３）改質器、脱硫器、一酸化炭素浄化装置及び燃料電池からなるシステムを挙げることができる。燃料電池としては、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ）、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ）、及び固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を挙げることができる。
【００２７】
改質器は、燃料を改質して水素を得るための装置であり、具体的に例えば、下記の改質器を挙げることができる。
（１）加熱気化した燃料と水蒸気とを混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒中で加熱反応させることにより、水素を主成分とする生成物を得る水蒸気改質型改質器
（２）加熱気化した燃料を空気と混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒中又は無触媒で加熱反応させることにより、水素を主成分とする生成物を得る部分酸化型改質器
（３）加熱気化した燃料を水蒸気及び空気と混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒層前段にて、（２）の部分酸化型改質を行い、後段にて部分酸化反応により発生した熱を利用して、（１）の水蒸気改質型改質を行うことにより、水素を主成分とする生成物を得る部分酸化・水蒸気改質型（オートサーマル型）改質器
【００２８】
一酸化炭素浄化装置は、上記改質装置で生成したガスに含まれ、燃料電池の触媒毒となる一酸化炭素の除去を行うものであり、具体的には、下記の装置を挙げることができる。これらの装置は単独で又は組み合わせて使用することができる。
（１）改質ガスと加熱気化した水蒸気を混合し、銅、ニッケル、白金、ルテニウム等の触媒中で反応させることにより、一酸化炭素と水蒸気より二酸化炭素と水素を生成物として得る水性ガスシフト反応器
（２）改質ガスを圧縮空気と混合し、白金、ルテニウム等の触媒中で反応させることにより、一酸化炭素を二酸化炭素に変換する選択酸化反応器
【００２９】
上記の燃料電池システムを用いてを発電を実施する場合、脱硫器における脱硫操作を、脱硫後の燃料の硫黄含有量が、好ましくは０．１質量ｐｐｍ以下、より好ましくは０．０５質量ｐｐｍ以下となるように行うことが好ましい。
また改質操作は、エネルギー効率、実用性の観点から、改質器入口温度で７５０℃以下、ＬＨＳＶが３ｈ−１以上の条件で行うことが好ましい。
【００３０】
【実施例】
以下に、実施例及び比較例を挙げて本発明を具体的に説明するが、本発明はこれらの例に限定されるものではない。
【００３１】
［実施例１〜４及び比較例１］
表１に示すように本発明の燃料（実施例１〜４）及び比較用の燃料（比較例１）を調製した。
得られた各燃料を下記の二つの燃料電池システムに用いて評価した。
【００３２】
（１）水蒸気改質型システム
脱硫器により脱硫した燃料と水を電気加熱によりそれぞれ気化させ、貴金属系触媒を充填し、電気ヒーターで所定の温度に維持した改質器に導き、水素分に富む改質ガスを発生させた。改質器の温度は、試験初期段階において改質が完全に行われる最低の温度（改質ガスにＨＣが含まれない最低温度）とした。
改質ガスを水蒸気と共に一酸化炭素浄化装置に導き、改質ガスの中の一酸化炭素を二酸化炭素に変換した後、生成したガスを固体高分子型燃料電池に導き、発電を行った。
水蒸気改質型改質器を含む固体高分子型燃料電池システム（水蒸気改質型システム）を用いた発電のフローチャートを図１に示す。
【００３３】
（２）部分酸化型システム
脱硫器により脱硫した燃料を電気加熱により気化させ、予熱した空気と共に貴金属系触媒を充填し、電気ヒーターで１２００℃に維持した改質器に導き、水素分に富む改質ガスを発生させた。
改質ガスを水蒸気と共に一酸化炭素浄化装置に導き、改質ガスの中の一酸化炭素を二酸化炭素に変換した後、生成したガスを固体高分子型燃料電池に導き、発電を行った。
部分酸化型改質器を含む固体高分子型燃料電池システム（部分酸化型システム）を用いた発電のフローチャートを図２に示す。
【００３４】
上記二つの燃料電池システムを用いた場合の燃料の性能を下記の方法で評価した。
まず、システムの試験開始直後に改質器から発生する改質ガス中の水素、一酸化炭素、二酸化炭素、及び炭化水素（ＨＣ）の各量を測定した。
また、試験開始直後及び開始２４時間後の燃料電池における発電量、燃料消費量、及び燃料電池から排出される二酸化炭素量を測定した。得られた測定値、及び燃料発熱量から、改質触媒の性能劣化割合（試験開始２４時間後の発電量／試験開始直後の発電量）、及び熱効率（試験開始直後の電気エネルギー／燃料発熱量）を計算し、評価した。以上の評価結果を表２に示す。
【００３５】
【表１】
【表２】
表２に示す結果から、本発明の燃料（実施例１〜４）を用いた場合には、比較例の燃料に比べて、脱硫後の硫黄含有率が低く、高い発電量が得られ、しかも長時間安定して高発電量を持続できることがわかる。
【００３８】
【発明の効果】
本発明の燃料電池システム用燃料を用いることで、水素を効率良く発生させることができ、また改質触媒の劣化も少なく、長時間安定して水素を発生させることができる。従って本発明の燃料を用いることで高い発電量を長時間安定して供給することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】水蒸気改質型改質器を含む固体高分子型燃料電池システムを用いた発電のフローチャートである。
【図２】部分酸化型改質器を含む固体高分子型燃料電池システムを用いた発電のフローチャートである。
Claims (4)
- 沸点範囲が１００℃〜３２０℃であり、セタン価が４５以上、セタン指数が４７以上、イソパラフィン／ノルマルパラフィン容量比が０．８以上であることを特徴とする燃料電池システム用燃料。
- 硫黄分が１質量ｐｐｍ未満であることを特徴とする請求項１に記載の燃料電池システム用燃料。
- 炭素数１３以上のノルマルパラフィン分の合計量が１５容量％以下であることを特徴とする請求項１または２に記載の燃料電池用燃料。
- 芳香族分が２０容量％以下、ナフテン分が２０容量％以上であることを特徴とする請求項１、２または３に記載の燃料電池システム用燃料。
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|---|---|---|---|---|
| JP2010100829A (ja) * | 2008-09-25 | 2010-05-06 | Showa Shell Sekiyu Kk | パラフィン主体の燃料電池システム用炭化水素燃料油 |
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2003
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