JP2007503106A - 燃料電池発電装置内等の水素処理搬送流からの汚染物質の除去方法及び装置 - Google Patents

燃料電池発電装置内等の水素処理搬送流からの汚染物質の除去方法及び装置 Download PDF

Info

Publication number
JP2007503106A
JP2007503106A JP2006533782A JP2006533782A JP2007503106A JP 2007503106 A JP2007503106 A JP 2007503106A JP 2006533782 A JP2006533782 A JP 2006533782A JP 2006533782 A JP2006533782 A JP 2006533782A JP 2007503106 A JP2007503106 A JP 2007503106A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
oxidant
water
stream
removal system
contaminants
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
JP2006533782A
Other languages
English (en)
Inventor
グラッソー，アルバート，ピー．
ダフナー，ブライアン，エフ．
ファイルス，ジェイ，シー．
プレストン，ジョン，エル．，ジュニア
Original Assignee
ユーティーシー フューエル セルズ，エルエルシー
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ユーティーシー フューエル セルズ，エルエルシー filed Critical ユーティーシー フューエル セルズ，エルエルシー
Publication of JP2007503106A publication Critical patent/JP2007503106A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/36—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/386—Catalytic partial combustion
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C01B2203/0255—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a non-catalytic partial oxidation step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C01B2203/0261—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a catalytic partial oxidation step [CPO]
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
    • C01B2203/0844—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel the non-combustive exothermic reaction being another reforming reaction as defined in groups C01B2203/02 - C01B2203/0294
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/82—Several process steps of C01B2203/02 - C01B2203/08 integrated into a single apparatus
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

燃料電池発電装置（１１０）内等の水素処理装置給送流からの汚染物質を除去する方法と装置を提供する。発電装置（１１０）内の燃料電池スタックアッセンブリ（１２）用の燃料処理装置（１４）内の触媒水素処理装置（３４）が必要とする流入酸化剤（３８）、通常は空気にＳＯ2等の汚染物質が含まれることがある。スクラバー及び恐らくは水移送装置（１１８）としても機能する蓄積装置／脱気装置（１４２，４６）を含む洗浄装置が流入酸化剤を受け取り、汚染物質の所望の洗浄をもたらす。水移送装置内と蓄積装置／脱気装置内の水が、水溶性の汚染物質を溶解し、酸化剤流からのそれらの洗浄に役立つ。洗浄された酸化剤流（１３８’）はそこで、硫黄等の有害な汚染物質を最も少なく含有する状態で水素処理装置と燃料電池アッセンブリへ給送される。

Description

本発明は、水素処理装置に係り、特に燃料電池スタックアッセンブリへ富水素流を供給する燃料電池発電装置用の燃料処理システムに用いる水素処理及び処理装置に関する。より具体的には、本発明は処理流動流から汚染物質、特に硫黄を除去する装置に関する。
一般に燃料や反応物として使用する水素を導出する燃料流を処理すべく、触媒システムが存在する。この種の燃料処理システムの一例は、燃料電池発電装置に関連する燃料処理装置内に存在する。燃料電池発電装置は、比較的清浄で信頼の足る電力源を必要とする各種応用分野では公知となりつつある。発電装置は一般に、電解質により仕切られたアノード領域とカソード領域を有する一つ又は複数の燃料電池スタックアッセンブリ（ｃｅｌｌ ｓｔａｃｋ ａｓｓｅｍｂｌｙ）（ＣＳＡ）を含む。電解質は様々な形を取ることができ、リン酸及び固体高分子プロトン交換膜（ｐｒｏｔｏｎ ｅｘｃｈａｎｇｅ ｍｅｍｂｒａｎｅ）（ＰＥＭ）がより一般的なもののうちの二つであり、燃料電池の特性解明と動作への端緒となっている。
電力の生成はアノードに供給される燃料（還元剤）とカソードに供給される酸化剤（酸化作用物質）との間で発生する電気化学反応から生まれる。酸化剤は一般には空気であり、還元剤は純粋な或いはより一般的には純粋に近い形の水素である。水素は、炭化水素供給原料の各種形態が最も一般的である様々な供給源から得ることができる。炭化水素供給原料は、発電装置とも関連する燃料処理システム（ｆｕｅｌ ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ ｓｙｓｔｅｍ）（ＦＰＳ）により触媒を通じて処理される。ＦＰＳは、改質とシフト反応を介して炭化水素供給原料を富水素燃料流に変換し、ＦＰＳには、ＣＯレベルを低減する選択的酸化もまた含まれよう。
ＰＥＭ型燃料電池は増大する関心を享受しており、それは一部固体膜電解質がもたらすしかるべき安定性に因るものであり、また一部比較的より低温及び低圧でより高い電流密度で動作する能力に因るものである。しかしながら、ＰＥＭ型燃料電池はまた実現困難な幾つかの要件もまた有しており、その一つがシステム内の水冷却剤の適切な管理である。冷却剤水は電気化学反応の副生成物として存在し、燃料処理システム用の水及び／又は水蒸気の供給源として燃料電池内の熱管理に、さらにＰＥＭ膜に隣接するアノード電極の適当な水分レベルの維持にも用いられる。
図１は、従来技術に概ね従う燃料電池発電装置１０を示す。同発電装置１０は燃料電池スタックアッセンブリ（ＣＳＡ）１２と燃料処理システム（ＦＰＳ）１４と水管理／処理システム１６とを備え、水移送装置（ｗａｔｅｒ ｔｒａｎｓｆｅｒ ｄｅｖｉｃｅ）（ＷＴＤ）１８もまた含むことがある。ＣＳＡ１２は、アノード領域２０、カソード領域２２、アノード領域２０とカソード領域２２の間の電解質領域２４、冷却剤領域、及び流路２６を有するＰＥＭ型燃料電池である。電解質は、ＰＥＭである。
富水素燃料流２８は、ＣＳＡ１２のアノード２０に供給される。その燃料流２８は、ＦＰＳ１４により炭化水素供給原料の供給源３０から導出される。炭化水素供給原料は通常はメタンや天然ガスやガソリンやＬＰＧやナフサ等であり、ＦＰＳ１４が改質等により供給原料をＨ2やＣＯやＣＯ2やＮＨ3等の各種成分量や化合物に変換する。炭化水素供給原料３０内にはＦＰＳ１４の各種部分内の触媒（通常、白金等の貴金属）や特にＣＳＡ１２のアノード２０の触媒に有害となりうる通常若干量の硫黄分が存在するため、汚染物質を燃料流から除去或いはそのレベルを少なくとも低減する措置がなされる。その除去は、通常は炭化水素供給原料３０の供給源とＦＰＳ１４の一次或いは二次部分との間に接続された脱硫器或いは水素化脱硫器（ｈｙｄｒｏｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚｅｒ）（ＨＤＳ）３２により通常達成される。脱硫された供給原料は、導管３３を介してＦＰＳ１４へ給送される。
ＦＰＳ１４は様々な形態を取ることができるが、炭化水素供給原料から水素を分離し、生成ＣＯをＣＯ2にシフトさせる水素発生器及びシフト反応器を少なくとも含む。ＦＰＳは続く選択的な酸化（ｓｅｌｅｃｔｉｖｅ ｏｘｉｄａｔｉｏｎ）（ＳＯＸ）もまた提供し、ＣＯ濃度をさらに低減することができる。水素発生器は供給原料やシステムダイナミクス及び／又はコスト考察に応じて様々な形態を取ることができるが、一つの一般的な構成は部分酸化器（ｐａｒｔｉａｌ ｏｘｉｄｉｚｅｒ）（ＰＯＸ）や触媒部分酸化器（ｃａｔａｌｙｔｉｃ ｐａｒｔｉａｌ ｏｘｉｄｉｚｅｒ）（ＣＰＯＸ）や自熱式改質器（ａｕｔｏｔｈｅｒｍａｌ ｒｅｆｏｒｍｅｒ）（ＡＴＲ）であり、そこでは一般の脱硫炭化水素供給原料は直接燃焼させるか、或いは酸化剤（空気）やＰＯＸ以外は改質反応中の水及び／又は水蒸気の供給をもって燃焼させ、これらの反応成分が一緒にまた別々に水素発生器への給送流となる。
図１に示す例では、ＦＰＳ１４内の初期水素発生器はＣＰＯＸ３４であり、これがＨＤＳ３２を介して脱硫炭化水素供給原料３０を受け取る。送風機３６等の酸化剤供給源装置が、ＣＰＯＸ３４にＷＴＤ１８を介して送る流入空気３８等の酸化剤を供給する。送風機３６や好ましくは個別送風機３７もまた、ＣＳＡ１２のカソード２２へ酸化剤として流入空気を供給する。ＷＴＤ１８は、そうでなければシステムから流出するであろう水を、入来空気中へ移送するのに役立ち、それによって装置１０の水収支とエネルギー効率を高める。ＷＴＤ１８はブロールト（Ｂｒｅａｕｌｔ）らに対するもので本発明の譲受人に譲渡された米国特許第６，０４８，３８３号に記載された汎用種とすることができ、これらは代替としては物質移動装置と、或いは熱エネルギーの移送が主要用途である場合はエネルギー回収装置（ｅｎｅｒｇｙ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｄｅｖｉｃｅ）（ＥＲＤ）と呼ばれる。ＷＴＤ１８は通常、それらの個別の流路を維持しつつ流出流と流入流の間の物質移動を可能にする一つ又は複数の板や膜等の物質移動媒体３９を含む。ＣＰＯＸ３４にはまた水及び／又は水蒸気４０が供給され、それらは冷却剤流路２６及び／又はシステムの水処理部分１６から取り出すことができる。ＣＰＯＸは、公知の仕方で空気３８と水及び／又は水蒸気４０の存在下で炭化水素供給原料３０の触媒による改質や少なくとも一部改質として機能する。ＣＰＯＸ３４の一般的機能だけでなく関連する改質とシフト反応処方についてもより良好に理解すべく米国特許第６，２９９，９９４号が参照できるが、その中で水蒸気と燃料供給原料を予混合して予改質区域内で反応させ、得られた流出物をＰＯＸ内で触媒の存在下で空気と反応させ、Ｈ2，ＣＯ，ＣＯ2，およびＨ2Ｏの改質流出物流を供給するとの認識をもってする。
図１のＦＰＳ１４のＣＰＯＸ３４だけをＦＰＳ内の特定のブロックとして表わしたが、ＦＰＳが集約的にはブロック４１で表わされるシフト反応器と通常はまた選択的酸化器もさらに含み、これらの構成要素が公知の仕方で機能するということが理解されよう。上記の如く、アノード２０の触媒ばかりでなくＣＰＯＸ３４とＦＰＳ１４の残る構成要素はＣＯや硫黄等の各種汚染物質に敏感となりうる触媒もまた含み、ＨＤＳ３２やシフト反応器や選択的酸化器等の構成要素がこれらの汚染物質の低減に役立つ。
水管理／処理システム１６を配設し、適当な量と温度の冷却剤水を維持するとともに冷却剤水内の汚染物質の結果として生起し得る問題を防止或いは最小化しもする。炭化水素供給原料を改質して富水素燃料流を生成する工程は、ＮＨ3やＣＯ2等の各種ガスを燃料流に導入する通常の意義を有する。これらのガスは燃料電池内に生じた水の中に溶解し、かくして冷却剤中に進入する傾向がある。冷却剤内のこれらの溶解ガスは、水の伝導度を増大させて破壊的な分流電流腐食を支援することのある点で汚染物質となる。従って、水管理／処理システム１６には、冷却剤からの溶解ガスの除去を容易にすべく、カソード領域２２から排出された酸化剤４４と冷却剤領域２６から蓄積装置４２内に収集された冷却剤水４６との間で相互作用させる蓄積装置／脱気装置４２が配設してある。
蓄積装置／脱気装置４２からの冷却剤水４６はＣＳＡ１２内の冷却剤流路２６の流入口へ循環され、ＣＳＡ１２を通り、それはＣＳＡ１２において燃料改質工程からのガスを取得し、そしてＣＳＡ１２から水管理／処理システム１６へ戻る。ＣＳＡ１２の冷却剤流路２６から出てくる冷却剤は、通常は冷却剤から同伴ガス気泡を除去する分離器４８を通り、続いて冷却剤の熱制御用放熱器５０を通って導かれ、次いで蓄積装置／脱気装置４２へ戻る。冷却剤水４６からの所定の溶解無機物（ｍｉｎｅｒａｌ）の除去は、ＣＳＡ１２と分離器４８とを迂回し放熱器５０へ通ずる蓄積装置／脱気装置４２からの冷却剤回路に接続された脱塩器（ｄｅｍｉｎｅｒａｌｉｚｅｒ）５２（ＤＭＮ）によりもたらされる。分離器４８とＤＭＮ５２の出口と放熱器５０への入口の間に接続された循環ポンプ５４は、それらの液体回路内での必要な循環をもたらすのに役立つ。カソード排出空気４４は蓄積装置／脱気装置４２に取り込まれ、冷却剤水４６とガス吸収接触にて通過させられ、冷却剤水内に溶解したガスをカソード排出空気４４内に拡散させる。相当の水と若干の熱エネルギーもまた含むその「ガス含有」空気はそこで、導管５６を介して蓄積装置／脱気装置４２から排出され、水と熱エネルギーを流入空気３８へ移送するＷＴＤ１８を通る通路を介して装置から搬出される。さらに、アノード２０からの排出は導管５８によりなされ、システムから直接搬出することができ、或いはより普通には未燃焼水素含有物に用いて燃焼システム（図示せず）に燃料供給するのに用いられるが、いずれの場合もそれが有するであろう水及び／又は熱エネルギー量を回収すべく、カソード排出物５６と共にＷＴＤ１８（図１の破線で表わす）を介して随意選択的に導くことができる。
水管理／処理システムの追加の理解は、グラソ（Ｇｒａｓｓｏ）等に対するもので本発明の譲受人に譲渡された米国特許第６，２０７，３０８号の参照から導くことができる。この特許は、多くの点で図１の水管理／処理システムに類似するも、その流入空気を先ず最終的にはカソードへ向けて脱気装置を介して流し、その脱気装置内を流れる水冷却剤から溶解ガスを洗浄する追加の措置を伴う水管理／処理システムについて記述している。さらに、流入空気と溶解ガス含有水は冷却剤水からのガスの放出を最大化させるべく、脱気装置内を向流様式で流される。
従来技術は、図１の燃料電池発電装置１０の説明に関して論じた如く、冷却剤水内の溶解ガスや炭化水素供給原料中の硫黄等の汚染物質に対する懸念に対処してきたが、ＣＳＡ１２に給送される燃料流中の硫黄のレベルが他の硫黄供給源の結果として過剰となることがあるという追加の懸念が残る。特に、燃料流内にＨＤＳ３２から出力される硫黄レベル目標は体積で２５ｐｐｂである。この燃料はそこでＣＰＯＸ３４（改質器）へ給送される。別の供給源からの追加の硫黄を一切想定しなければ、この２５ｐｐｂは体積で約５ｐｐｂとなってＣＰＯＸ３４から出てくる。集約される液滴は、ＣＰＯＸ処理にて加えられる空気及び水蒸気の希釈効果のお陰である。ここで、空気がＣＰＯＸから出てくる硫黄に資する平均約５ｐｐｂ硫黄を有することが分かっている。これは北東合衆国等の大きな都市域では特に当を得たものであり、そこでは硫黄レベルは体積で５〜１０乃至３０ｐｐｂほどである。その結果、そのレベルは恐らくその水蒸気に用いる水からも来る追加の硫黄でもって１０ｐｐｂ以上等となりえる。かくして、空気中の硫黄が水性ガスシフト反応器（ｗａｔｅｒ ｇａｓ ｓｈｉｆｔ ｒｅａｃｔｏｒ）（ＷＧＳ）触媒やあらゆる可能なＳＯＸ触媒や燃料電池自体の可能な触媒に影響する硫黄負荷を容易に倍加し得ることを理解することができる。
従って、本発明の目的は、水素を作成する触媒燃料処理装置からの改善された汚染物質除去用で、特に燃料電池発電装置に使用する方法及び装置を提供することにある。
本発明によれば、水素を作成する触媒燃料処理装置用の改善された汚染物質除去方法及びシステムが提供される。汚染物質除去システムは、これにとって排他的なものではないが、燃料電池スタックアッセンブリ（ＣＳＡ）と燃料処理システム（ＦＰＳ）とを有する燃料電池発電装置に特別な用途を見出すものである。ＦＰＳはＣＰＯＸ等の水素発生器と炭化水素燃料流を変換してＣＳＡ内で使用する富水素流を供給するシフト反応器とを含む。ＦＰＳはさらに、水素発生器に接続されてその中で燃料流と燃焼により水素の一部を変換する酸化剤供給源を含む。酸化剤供給源がＦＰＳとＣＳＡの一方或いは両方に有害な、硫黄を少なくとも含む汚染物質を含有すると予想されるときは、本発明の汚染物質除去システムは酸化剤供給源と水素発生器との中間に接続されて水素発生器への酸化剤の取り込み前に酸化剤供給源において少なくとも硫黄汚染物質を低減する洗浄装置を含む。
本発明による一般的な構成では、通常はＳＯ2を含む硫黄汚染物質を含有する酸化剤は水との密接な物質移動連通にて流し、硫黄／硫黄化合物の水への溶解を可能にする。その密接な物質移動連通は、酸化剤／冷却剤界面の面積及び時間を最大化することで達成する。その硫黄を斯く除去されたこの酸化剤はそこで、燃料流との燃焼用に水素発生器へ送る。
一つの好適な実施形態によれば、本発電装置システムの水管理／処理システムに通常関連する脱気／蓄積装置は、スクラバーとして機能するよう構成或いは再構成し、汚染物質／硫黄含有酸化剤を受け取り、それをシステム内を循環する水に密接に接触させて流し、可溶性固体及びガス及び同伴固体、特に可溶性硫黄／硫黄化合物を酸化剤から除去する。硫黄化合物に加えて、ＮａＣｌ（海塩）等の他の汚染物質を酸化剤から脱塵することができる。浄化された酸化剤はそこで水素発生器へ送られ、ＣＳＡのカソードへも送られる。溶解した硫黄と他の汚染物質は、通常は水処理システムの一部を形成する脱塩器により水から除去することができる。
本発明の別の実施形態によれば、既存の発電装置内に通常存在して排出反応物ガス流との物質移動相関関係を通じて流入酸化剤の含水量を管理する水移送装置（ＷＴＤ）は、その排出ガス流内及び／又は他の供給源からの水を使用し、流入酸化剤中に含まれる硫黄／硫黄化合物の溶解を亢進させる構成とする。
またさらなる実施形態では、脱気装置と改良型ＷＴＤの両方の硫黄洗浄除去能力を複合し、水素発生器とＣＳＡのカソードに供給される酸化剤からの硫黄の除去を最適化する。
本発明のまたさらなる実施形態では、冷却剤特に水とのその基本的に密接な物質移動連通による酸化剤の洗浄を、以下の技術と装置のうちの一つ又は組み合わせによりさらに改善／補充してある。すなわち、ａ）脱気／蓄積装置内での後程の除去用に酸化剤流内での硫酸塩エーロゾルの形成を容易にすべく、ＷＴＤへの入口における又は入口近くでの酸化剤への噴霧等による水の追加及び／又はＷＴＤ内又はＷＴＤ近くの凝縮領域の包含と、ｂ）亜硫酸塩及び硫酸塩からなる（可溶性又は不溶性の）塩を形成し、それによってＳＯ2の気相への逆拡散を制限すべく、ＷＴＤ内の面或いは蓄積装置内の面いずれかに存在する酸化鉄及び／又は酸化カルシウム等の捕捉剤の含有と、ｃ）蓄積装置内でのＳＯ2の酸化速度を増大させて高度に可溶性の硫酸塩イオン（すなわち、硫酸）を形成すべく、通常は冷却剤ループでの酸化鉄及び／又は過酸化水素等の水性系触媒剤の包含と、ｄ）蓄積装置内でのＳＯ2の酸化速度を増大させて亜硫酸塩を形成し、続いて硫酸塩エーロゾルを形成すべく、通常は流入空気が通過するシステムの一部内でのオゾン等の気相触媒剤の包含とである。
本発明の燃料処理装置（水素発生器）汚染物質除去システムの理解を、特に燃料電池発電装置の例示文脈においてまた図１の従来技術との関連において得るべく、図２を参照する。二つの構成において同一又はほぼ同一の構成要素について、図１の参照符号に対するの同じ参照符号を図２に用いる。しかしながら、本発明を契機とする若干の機能的或いは構成的或いは構造的な差異が存在するとはいえ図２の構成要素がそれにも拘わらず図１の構成要素に類似のままである場合は、「１」を前に付した同一の参照符号を与えてある。以下の説明は本発明の汚染物質除去システムの新規の特徴、構造及び／又は機能を強調するものであり、図１に関して提供したものとそっくりの説明の繰り返しを最小化するよう試みるものである。さらに、この説明を流入空気からの硫黄化合物を含む硫黄の除去に絞り込んだが、本発明の方法及び装置により汚染物質として除去することのできる同伴固体だけでなく他の水溶性固体やガスもまた同様に含みかつそれらに適用することを意図するものである。
燃料電池発電装置１１０は、低減された硫黄レベルを有する富水素燃料１２８をアノード２０にて受け取るＣＳＡ１２を含む。富水素燃料は炭化水素供給原料の供給源３０から導出され、この供給原料は予備的にＨＤＳ３２により脱硫し、続いてＦＰＳ１４により処理する。ＦＰＳ１４の初期水素発生段はＣＰＯＸ３４を備え、これが導管３３を介して燃料を受け取り、さらに高温の白金触媒の存在下での燃料及び酸化剤の直接燃焼を通じた改質反応用に本発明による脱硫流入酸化剤１３８’と水／水蒸気４０とを受け取る。ＣＰＯＸ３４からの改質され或いは少なくとも一部改質された燃料流はそこで、ＦＰＳ１４内で公知の仕方にてさらに処理し、富水素燃料１２８を生み出す。
ＣＰＯＸ３４に供給される脱硫された流入酸化剤１３８’は、以下の方法で得られる。流入空気３８を、空気流から硫黄を除去（或いは少なくとも相当にレベルを低減）する一つ又は複数の洗浄工程にかける。主要な重要性と影響は、主としてスクラバーとして機能する蓄積／脱気装置１４２による流入空気流３８からの水溶性ＳＯ2の除去である。代替として或いは一般的には追加的に、ＳＯ2は改善されたＷＴＤ１１８により流入空気３８から除去することができる。
蓄積／脱気装置１４２は図１の実施形態の蓄積装置／脱気装置４２と機能的に類似しており、恐らく前述の米国特許第６，２０７，３０８号に記載された脱気装置によりずっと類似するものである。しかしながら、とりわけこれらの従来技術装置ではＣＳＡ１２の冷却剤流路２６を出る冷却剤から溶解ガスを除去する目的を有していたが、本発明装置は放熱器５０から脱気装置１４２に取り込まれた冷却剤との流入空気流の密接な向流接触を介して流入空気３８から可溶性ＳＯ2や他の可溶性固体やガスや同伴固体を追加的に洗浄し或いは脱塵する。流入空気はＷＴＤ１１８を通過した後、導管１３８を介して脱気装置１４２へ供給される。脱気装置１４２の構造や、後程洗浄される空気の出口点ばかりでなく導管１３８内の流入空気および放熱器５０からの冷却剤の脱気装置１４２への入力点もまた、二つの流体の密接な接触を促進して空気流からＳＯ2を溶解させるようにしてある。一般に、流入空気と冷却剤水は向流態様で相互にかつ流入空気を浄化するべく二つの流体の密接な物質移動連通を最大化するような境界表面および期間に亘って流れるようしてある。脱気装置は、そこを出て行く流入空気の後程のミスト除去だけでなく洗浄動作もまた実行する適当なバッフル、流れ方向切り替え器及び／又は凝集スクリーンを含ませることができる。洗浄された流入空気はそこで、必ずしもその上端近傍とは限らないが、一般にはその上端近傍において、浄化空気をＣＰＯＸ３４とＣＳＡ１２のカソード２２とにそれぞれ給送する送風機３６、３７を介して接続された（一つ又は複数の）導管１３８’を介して脱気装置１４２から除去される。浄化された空気は、洗浄動作により大半が除去されたことでＳＯ2を殆ど或いはほぼ全く含まないものとなろう。かくして、流入空気の初期汚染物質含有量はＣＰＯＸ３４から発される燃料流内で得られる硫黄含有量を体積にして約５ｐｐｂ未満とする目的に対し逆効果をもたない。
脱気装置１４２により供給される流入空気からの硫黄の洗浄除去に加え、この点ならびに他の点における追加の便宜が図１に記載されたＷＴＤ１８の能力に対する改善された能力を随意選択的に有するＷＴＤ１１８と共に得られる。さらに図２及び追加的に図３を参照するに、ＷＴＤ１１８は典型的には前述の如く、それらの個別の流路もまた維持しつつ流出流と流入流との間での少なくとも水の物質移動を可能にする一つ又は複数の板や膜等の物質移動媒体１３９を有する。物質移動媒体１３９は便宜上単一の破線面として表わしてきたが、それは実際は複数個の板等で出来ており、そのことが流動ガス流に対し大きな表面積を呈する。事実、物質移動媒体１３９は入来空気及び排出ガスの略平行の複数個の隣接流路をそれぞれ画成し、向流ガス流間の媒体の境界面積を最大化するよう配置した複数の板とすることができる。板を介する水分を含む排出ガス内の水の比較的より乾燥した汚染物質含有流入空気への移行は、水溶性硫黄汚染物質（すなわち、ＳＯ2）の一部を溶解して硫酸塩エーロゾルを形成するのに役立つ。これらの硫酸塩エーロゾルは脱気／蓄積装置１４２内の流入空気から除去される。
上記の脱気／蓄積装置１４２とさらにＷＴＤ１８／１１８内の水とのその基本的な密接な物質移動連通による流入空気の硫黄洗浄除去に加え、その洗浄能力の追加的改善は必要に応じて以下に記載する装置の一つ或いは組み合わせを介して随意選択的に得ることができる。
図２、特に図３のＷＴＤ１１８を参照するに、特に流入空気３８用のＷＴＤ１１８の流入端或いはその近傍の一つ又は複数の水噴霧ノズル７０がＷＴＤ１１８の流入空気流３８内に水の噴霧を注入するよう配置し、これにより過剰水がＳＯ2を溶解し硫酸塩エーロゾルを形成するようにしてある。代替として或いは追加的に、この種の硫酸塩エーロゾルは流入空気３８すなわちより具体的には図２、図３の破線の形で表わした随意選択的な凝縮コイル７２等によりＷＴＤ１１８を出た後の導管１３８内の流入空気中に含まれる水分を凝縮させることで導出することができる。
流入空気からの硫黄の洗浄除去を亢進させるさらなる随意選択的な構成には、ａ）亜硫酸塩及び硫酸塩からなる（可溶性又は不溶性の）塩を形成し、それによってＳＯ2の気相への逆拡散を制限すべく、ＷＴＤ１１８内の面或いは蓄積装置１４２内の面いずれかに存在する酸化鉄及び／又は酸化カルシウム等の捕捉剤の含有と、ｂ）蓄積装置内でのＳＯ2の酸化速度を増大させて高度に可溶性の硫酸塩イオン（すなわち、硫酸）を形成すべく、通常は冷却剤ループでの酸化鉄及び／又は過酸化水素等の水性系触媒剤の包含と、ｃ）蓄積装置内でのＳＯ2の酸化速度を増大させて亜硫酸塩を形成し、続いて硫酸塩エーロゾルを形成すべく、通常は流入空気３８、１３８が通過するシステムの一部内でのオゾン等の気相触媒剤の包含とのうちの一つ又は複数が含まれる。
脱塩器５２はとりわけ循環冷却剤流からの溶解硫黄の洗浄除去に役立つので、ＤＭＮ５２の流出側１５３におけるその冷却剤流はＦＰＳ１４内で使用する浄化水供給源として、例えばＣＰＯＸ３４への流入口における水又は水蒸気１４０用にＦＰＳ１４内で使用する浄化水供給源として使用することができる。
本発明はその例示実施形態について説明し図解してきたが、本発明の趣旨ならびに範囲を逸脱することなく前述のならびに種々の他の変形や省略や追加をなし得ることは当業者には理解されよう。例えば、硫黄や他の汚染物質を洗浄除去した空気を供給する燃料処理装置は例示実施形態中の燃料電池発電装置用の水素生成に関連するものであるが、本発明はまた水素を他の末端用途向けに供給する他の同様の触媒燃料処理装置にも適用可能であることは理解されたい。さらに、蓄圧／脱気装置は好適な実施形態では構造的に一体化して表わしたが、複数の密接に関連する個別構成要素を用いて同様の機能及び結果をもたらすことができることは理解されよう。
従来技術による燃料処理システムと水処理システムと酸化剤給送システムを有する燃料電池発電装置の簡略図。 図１の燃料電池発電装置に類似する燃料電池発電装置の簡略図であるが、特に燃料処理システムに供給すべき酸化剤からの硫黄洗浄除去に関する本発明の改善された汚染物質除去システムを示す図。 本発明の改良型汚染物質除去システムの一実施形態に用いる幾つかの随意選択的態様にて改良された水移送装置の簡略図。

Claims (21)

  1. 燃料流（３３）を水素含有流（２８）に変換する水素発生器（３４）と、該水素発生器に接続されて燃料流の水素含有流への変換を支援する酸化剤供給源（３８）で、一つ又は複数の水素発生器と水素含有流とに有害な汚染物質を潜在的に含む前記酸化剤供給源を有する燃料処理装置（１４）用の汚染物質除去システムであって、
    前記酸化剤供給源（３８）と前記水素発生器（３４）の中間に接続され、前記酸化剤を前記水素発生器に取り込む前に前記酸化剤供給源内の前記汚染物質のレベルを低減する洗浄装置（１１６，１４２，４６，１１８）を備えることを特徴とする汚染物質除去システム。
  2. 前記洗浄装置は、スクラバー（１４２，４６）とそこを流れる水を供給する回路（１１６）とを備え、前記酸化剤供給源は流入空気であり、前記流入空気は前記スクラバーに作動的に接続（１３８）されてそこを流れる水と密接に接触し、それによって前記水素発生器向けの前記流入空気から水溶性汚染物質を溶解除去することを特徴とする請求項１記載の汚染物質除去システム。
  3. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項１記載の汚染物質除去システム。
  4. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項２記載の汚染物質除去システム。
  5. 燃料電池スタックアッセンブリ（ＣＳＡ）（１２）と、水素発生器（３４）と炭化水素燃料流（３３）を変換して前記ＣＳＡ内で還元剤として使用する富水素流（２８）を供給するシフト反応器（４１）とを含む燃料処理システム（ＦＰＳ）（１４）と、前記水素発生器に接続されて前記燃料流の一部を水素含有流に変換する酸化剤供給源（３８）で、一つ又は複数の前記ＦＰＳと前記ＣＳＡとに有害な汚染物質を含む前記酸化剤供給源を有する燃料電池発電装置（１１０）用の汚染物質除去システムであって、
    前記酸化剤供給源（３８）と前記水素発生器（３４）の中間に接続され、前記酸化剤の前記水素発生器にの取り込み前に前記酸化剤供給源内の汚染物質のレベルを低減する洗浄装置（１１６，１４２，４６，１１８）を備えることを特徴とする汚染物質除去システム。
  6. 前記燃料電池発電装置（１１０）は水処理システム（１１６）を有する水冷却剤回路を含み、該水処理システムはそこを循環する前記冷却剤から溶解ガスを除去する脱気装置（１４２，４６）を含み、前記酸化剤供給源（３８）は流入空気であり、該流入空気は前記脱気装置（１４２，４６）に作動的に接続（１３８）されて前記流入空気からその中の汚染物質を除去して洗浄した空気を供給し、前記脱気装置（１４２，４６）は前記水素発生器に作動的に接続（１３８’）されて前記洗浄した空気を供給する流出口を有することを特徴とする請求項５記載の汚染物質除去システム。
  7. 前記脱気装置（１４２，４６）は、そこに取り込む流入空気がそこを循環する水冷却剤と一定の時間及び面積に基づき密接に接触し、それによって前記流入空気から水溶性汚染物質を溶解することを特徴とする請求項６記載の汚染物質除去システム。
  8. 酸化剤反応物の供給が前記ＣＳＡのために必要とされており、前記洗浄した空気は前記ＣＳＡに作動的に接続（１３８’，３７）されて前記酸化剤反応物を供給することを特徴とする請求項６記載の汚染物質除去システム。
  9. 前記ＣＳＡは酸化剤及び還元剤の湿性反応物排出物とを生成し、前記洗浄装置は物質移動装置（１１８）をさらに含み、前記流入空気（３８）は該物質移動装置を通りさらに前記脱気装置へと流れるように接続されており、前記一つ又は複数の反応物排出物は前記物質移動装置を介して前記流入空気流に対向して流れて、該流入空気からその中への水溶性汚染物質の溶解を亢進させるように接続（１４４）されることを特徴とする請求項６記載の汚染物質除去システム。
  10. 前記流入空気流に水を注入して水分を供給し前記流入空気からその中への水溶性汚染物質の溶解を亢進させるように配置した注水装置（７０）をさらに含むことを特徴とする請求項９記載の汚染物質除去システム。
  11. 前記ＣＳＡは湿性反応物排出物を生成し、前記洗浄装置は物質移動装置（１１８）を備え、前記酸化剤供給源（３８）は流入空気であり、先ず物質移動装置を介し、続いて水素発生器へ流れるように接続（１４４）されており、一つ又は複数の反応物排出物が前記物質移動装置を通り前記流入空気の流れに対向して流れるように接続（１４４）されており、注水装置（７０）が前記物質移動装置への前記流入酸化剤流に水を注入して、前記流入空気からの水溶性汚染物質の溶解を亢進させるように配置されることを特徴とする請求項５記載の汚染物質除去システム。
  12. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項５記載の汚染物質除去システム。
  13. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項６記載の汚染物質除去システム。
  14. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項９記載の汚染物質除去システム。
  15. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項１１記載の汚染物除去システム。
  16. 水素発生器（３４）への流入酸化剤流（３８）から水溶性汚染物質を除去する方法であって、
    ａ． 流入酸化剤流をスクラバー（１４２，４６）を通して流し（１３８）、該スクラバーを通って流れる水流を接触させ、前記水溶性汚染物質を溶解し、前記酸化剤流から前記溶解汚染物質を除去して該酸化剤流を洗浄し、
    ｂ． 続いて流入酸化剤の前記被洗浄流を前記水素発生器へ流す（１３８’）、
    各ステップを含むことを特徴とする方法。
  17. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項１６記載の方法。
  18. 燃料電池発電装置（１１０）内の燃料電池アッセンブリ（ＣＳＡ）（１２）用触媒水素発生器（３４）への流入酸化剤流（３８）から水溶性汚染物質を除去する方法で、前記燃料電池発電装置が蓄積装置／脱気装置（１４２，４６）を介して流れる冷却剤を有する冷却剤ループ（１１６）を含む前記方法であって、
    ａ． 蓄積装置／脱気装置を介して流入酸化剤流を流し（１３８）、その中の冷却剤を接触させて前記水溶性汚染物質を溶解し、前記酸化剤流から前記溶解汚染物質を除去して前記酸化剤流を洗浄し、
    ｂ． 続いて流入酸化剤の前記被洗浄流を前記触媒水素発生器へ流す（１３８’）、
    各ステップを含むことを特徴とする方法。
  19. 前記燃料電池発電装置がさらに復水装置（１１８）を備え、前記ＣＳＡが前記被洗浄酸化剤流（１３８’，３７）を受け取り、水分を含む消費酸化剤（１４４）を放出し、さらに、
    前記復水装置を介して前記消費酸化剤（１４４）と前記流入酸化剤流（３８）を向流の関係で流し、前記消費酸化剤からの水分を前記流入酸化剤流へ移送し、該流入酸化剤流が前記蓄積装置／脱気装置へ流れる前にその中の水溶性汚染物質の溶解を促進するステップを含むことを特徴とする請求項１８記載の方法。
  20. 前記流入酸化剤流に水（７０）を直接注入し、水分を供給して前記流入酸化剤からその中への水溶性汚染物の溶解を亢進させるステップをさらに含むことを特徴とする請求項１９記載の方法。
  21. 前記汚染物質は硫黄化合物を含む硫黄を含有することを特徴とする請求項１８記載の方法。
JP2006533782A 2003-06-09 2004-06-09 燃料電池発電装置内等の水素処理搬送流からの汚染物質の除去方法及び装置 Pending JP2007503106A (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/458,706 US6979505B2 (en) 2003-06-09 2003-06-09 Method and apparatus for removal of contaminants from a hydrogen processor feed stream, as in a fuel cell power plant
PCT/US2004/018855 WO2005000460A2 (en) 2003-06-09 2004-06-09 Method / apparatus for removing contaiminants from a hydrogen processor feed stream

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2007503106A true JP2007503106A (ja) 2007-02-15

Family

ID=33490453

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2006533782A Pending JP2007503106A (ja) 2003-06-09 2004-06-09 燃料電池発電装置内等の水素処理搬送流からの汚染物質の除去方法及び装置

Country Status (4)

Country Link
US (2) US6979505B2 (ja)
JP (1) JP2007503106A (ja)
DE (1) DE112004000984T5 (ja)
WO (1) WO2005000460A2 (ja)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7282290B2 (en) * 2003-11-05 2007-10-16 Utc Fuel Cells, Llc Freeze tolerant fuel cell power plant with a direct contact heat exchanger
US7090940B2 (en) * 2003-11-05 2006-08-15 Utc Fuel Cells, Llc Freeze tolerant fuel cell power plant with a direct contact heat exchanger
US7118820B2 (en) * 2003-11-26 2006-10-10 Utc Fuel Cells, Llc Method and apparatus for humidification control of an energy recovery device in a fuel cell power plant
WO2005062411A1 (ja) * 2003-12-24 2005-07-07 Bridgestone Corporation 燃料電池用空気の浄化方法及び装置並びに燃料電池
JP2008077911A (ja) 2006-09-20 2008-04-03 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
US7846603B2 (en) * 2007-03-19 2010-12-07 Gm Global Technology Operations, Inc. Coolant reservoir purge system for fuel cell systems and vehicles
US8343256B2 (en) * 2007-12-27 2013-01-01 Utc Power Corporation Integrated contaminant separator and water-control loop for a fuel reactant stream
KR101591557B1 (ko) 2009-04-27 2016-02-03 두산 퓨얼 셀 아메리카, 인크. 연료　전지의　연료　반응물　스트림용　유동층 오염물　분리기　및　수제어　루프
HRP20221090T1 (hr) * 2009-12-31 2022-11-25 Hutchison Medipharma Limited Određeni triazolopirazini, njihovi pripravci i postupci njihove upotrebe
US9847543B2 (en) 2013-03-06 2017-12-19 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell system having biogas desulfurizer assembly with manganese oxide desulfurizer material
US20150325866A1 (en) * 2014-05-06 2015-11-12 Goodrich Corporation Gas separation from fuel cell cooling water

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS56151636A (en) * 1980-04-15 1981-11-24 Laurel Bank Machine Co Packer for coin
JPH11347354A (ja) * 1998-06-09 1999-12-21 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 排煙脱硫装置
JP2001334121A (ja) * 2000-05-29 2001-12-04 Taikisha Ltd 気体浄化装置
JP2003083038A (ja) * 2001-09-13 2003-03-19 Daihatsu Diesel Mfg Co Ltd 排気ガス処理装置
JP2003081603A (ja) * 2001-07-04 2003-03-19 Hitachi Ltd 水素製造装置及びそれを用いた発電システム

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5213912A (en) * 1991-12-30 1993-05-25 International Fuel Cells Corporation Molten carbonate fuel cell sulfur scrubber
US6048383A (en) 1998-10-08 2000-04-11 International Fuel Cells, L.L.C. Mass transfer composite membrane for a fuel cell power plant
US6221280B1 (en) 1998-10-19 2001-04-24 Alliedsignal Inc. Catalytic partial oxidation of hydrocarbon fuels to hydrogen and carbon monoxide
US6207308B1 (en) 1999-04-20 2001-03-27 International Fuel Cells, Llc Water treatment system for a fuel cell assembly
US6299994B1 (en) 1999-06-18 2001-10-09 Uop Llc Process for providing a pure hydrogen stream for use with fuel cells
US6428916B1 (en) * 1999-12-20 2002-08-06 Utc Fuel Cells, Llc Coolant treatment system for a direct antifreeze cooled fuel cell assembly
JP4892770B2 (ja) * 1999-12-28 2012-03-07 ダイキン工業株式会社 燃料電池用加湿装置
US6605378B2 (en) * 2000-04-06 2003-08-12 Utc Fuel Cells, Llc Functional integration of multiple components for a fuel cell power plant
US20020114747A1 (en) * 2000-12-28 2002-08-22 Kevin Marchand Fuel processing system and apparatus therefor
US6610265B2 (en) * 2001-07-31 2003-08-26 Utc Fuel Cells, Llc Method and system for desulfurizing gasoline or diesel fuel for use in a fuel cell power plant
US6645650B2 (en) * 2001-10-11 2003-11-11 Utc Fuel Cells, Llc Procedure for purging a fuel cell system with inert gas made from organic fuel
US20040023096A1 (en) * 2002-07-31 2004-02-05 Pratt Steven Duane Fuel cell system having a filter element for purifying ambient environmental air
US20040035055A1 (en) * 2002-08-21 2004-02-26 Tianli Zhu Sulfur control for fuel processing system for fuel cell power plant

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS56151636A (en) * 1980-04-15 1981-11-24 Laurel Bank Machine Co Packer for coin
JPH11347354A (ja) * 1998-06-09 1999-12-21 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 排煙脱硫装置
JP2001334121A (ja) * 2000-05-29 2001-12-04 Taikisha Ltd 気体浄化装置
JP2003081603A (ja) * 2001-07-04 2003-03-19 Hitachi Ltd 水素製造装置及びそれを用いた発電システム
JP2003083038A (ja) * 2001-09-13 2003-03-19 Daihatsu Diesel Mfg Co Ltd 排気ガス処理装置

Also Published As

Publication number Publication date
US20040247510A1 (en) 2004-12-09
US7033557B2 (en) 2006-04-25
DE112004000984T5 (de) 2006-10-19
US6979505B2 (en) 2005-12-27
US20060029538A1 (en) 2006-02-09
WO2005000460A3 (en) 2005-03-10
WO2005000460A2 (en) 2005-01-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7033557B2 (en) Method for removal of contaminants from a hydrogen processor feed stream, as in a fuel cell power plant
JP3686062B2 (ja) 燃料電池発電システム、及び燃料電池発電停止方法
JP4624670B2 (ja) 燃料電池発電装置の多数の構成部品の機能の統合化
JP2008269807A (ja) 燃料電池発電システム
US20070281192A1 (en) Fuel cell power generation system
JP2007188847A (ja) 燃料電池発電システム
JP5078202B2 (ja) 固体高分子型燃料電池発電システム
JP2005032673A (ja) 燃料電池システム
JP5127395B2 (ja) 燃料電池発電システム
JP2002056877A (ja) 燃料電池装置
WO2010079561A1 (ja) 燃料電池システム
JP2007311200A (ja) 燃料電池システム
JP4940567B2 (ja) 固体高分子型燃料電池システム
JP2008130266A (ja) 燃料電池システムにおける凝縮水の循環方法
JP2012104321A (ja) 燃料電池発電システム
JP2008198400A (ja) 燃料電池発電システム
JP4403230B2 (ja) 燃料電池発電装置の運転方法
JP2009016151A (ja) 燃料電池発電装置のドレン回収装置
JP3132627B2 (ja) 燃料電池発電装置の水回収装置
JP3545254B2 (ja) 燃料電池の一酸化炭素除去器
JP2007250447A (ja) 燃料電池システムにおける水処理装置
JP3769366B2 (ja) 燃料電池発電装置
JP2009054398A (ja) 燃料電池発電システム
JP4176130B2 (ja) 燃料電池発電システム
JP3960001B2 (ja) 一酸化炭素除去器及び燃料電池システム

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20070228

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20100914

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20101214

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20110524

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20111025