JP2010105842A - Desulfurization system and fuel cell system - Google Patents

Desulfurization system and fuel cell system Download PDF

Info

Publication number
JP2010105842A
JP2010105842A JP2008278380A JP2008278380A JP2010105842A JP 2010105842 A JP2010105842 A JP 2010105842A JP 2008278380 A JP2008278380 A JP 2008278380A JP 2008278380 A JP2008278380 A JP 2008278380A JP 2010105842 A JP2010105842 A JP 2010105842A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
fuel cell
kerosene
desulfurization
desulfurized kerosene
desulfurized
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.)
Granted
Application number
JP2008278380A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP5350750B2 (en
Inventor
Taku Kawanishi
卓 川西
Noriyuki Kosugi
紀之 小杉
Shigeo Ohata
成生 大畑
Shunichiro Kojima
俊市朗 兒嶋
Manabu Watanabe
学 渡辺
Masayuki Kamezawa
正之 亀澤
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Ebara Corp
Original Assignee
Ebara Corp
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 Ebara Corp filed Critical Ebara Corp
Priority to JP2008278380A priority Critical patent/JP5350750B2/en
Publication of JP2010105842A publication Critical patent/JP2010105842A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP5350750B2 publication Critical patent/JP5350750B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30Hydrogen technology
    • Y02E60/50Fuel cells

Landscapes

  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a desulfurization system and a fuel cell system decreasing influences of power consumption during desulfurization on an external power load. <P>SOLUTION: The desulfurization system 10 includes: a desulfurizer 11 having a heater 13 that receives electric power from a commercial power supply 99 to generate heat, heating kerosene k introduced therein by the heater 13 and desulfurizing to produce desulfurized kerosene k1; a desulfurized kerosene tank 15 reserving the desulfurized kerosene k1; and a controller 81 controlling the desulfurizer 11 to carry out desulfurization in a predetermined time zone when the power load of the commercial power supply 99 is small (for example, a time zone when a midnight charge is applied). The fuel cell system 1 includes the desulfurization system 10, a reformer 20 reforming the desulfurized kerosene k1 to generate a reformed gas g containing hydrogen as a principal component, and a fuel cell 30 receiving the reformed gas g and an oxidizing agent gas t to generate power. <P>COPYRIGHT: (C)2010,JPO&INPIT

Description

本発明は脱硫システム及び燃料電池システムに関し、特に水素含有ガス生成の原料である灯油から硫黄分を除去する脱硫システム及びこれを備える燃料電池システムに関する。   The present invention relates to a desulfurization system and a fuel cell system, and more particularly to a desulfurization system that removes sulfur from kerosene that is a raw material for producing a hydrogen-containing gas, and a fuel cell system including the desulfurization system.

近年普及が期待されている燃料電池は、水素と酸素とを導入してこれらの電気化学的反応により発電する装置である。燃料電池は発電に水素を必要とするが、水素自体を供給するインフラが普及していないことから入手が比較的困難であるため、都市ガスや灯油等の炭化水素系の原料を水蒸気改質して水素リッチな改質ガスを生成する改質器を燃料電池に併設した燃料電池システムを構築することが多い。炭化水素系の原料の1つである灯油は、家庭用暖房機の燃料として広く使用されていることからも分かるように、保管及び取り扱いが容易なため、家庭用の燃料電池システムの原料として特に適している。灯油は、天然ガス等と比較して含有硫黄分が多いため、燃料電池の電極触媒が硫黄被毒を受けることを回避するためにヒータで加熱する脱硫処理が行われる(例えば、特許文献1参照。)。
特開2004−31025号公報(段落0005、図4等)
A fuel cell that is expected to spread in recent years is a device that introduces hydrogen and oxygen and generates electric power through these electrochemical reactions. Fuel cells require hydrogen for power generation, but they are relatively difficult to obtain because the infrastructure for supplying hydrogen itself is not widespread. Therefore, steam reforming of hydrocarbon-based raw materials such as city gas and kerosene is performed. In many cases, a fuel cell system in which a reformer that generates hydrogen-rich reformed gas is attached to the fuel cell is constructed. As can be seen from the fact that kerosene, one of the hydrocarbon-based raw materials, is widely used as a fuel for household heaters, it is easy to store and handle, so it is particularly useful as a raw material for household fuel cell systems. Is suitable. Since kerosene has a higher sulfur content than natural gas or the like, desulfurization treatment is performed by heating with a heater in order to avoid sulfur poisoning of the electrode catalyst of the fuel cell (see, for example, Patent Document 1). .).
Japanese Unexamined Patent Publication No. 2004-31025 (paragraph 0005, FIG. 4 etc.)

しかしながら、含有硫黄分が多い灯油を、例えば燃料電池の電極触媒の硫黄被毒を回避できる程度に脱硫するには、高温で処理する必要があり、ヒータの消費電力が嵩むこととなる。電力負荷が大きく燃料電池の出力を大きくするときは、消費する原料、すなわち脱硫する灯油量も多くなるため、脱硫時のヒータの消費電力がさらに大きくなり、燃料電池で発電した電力で脱硫用のヒータを発熱させている場合は燃料電池で発電した電力のうち外部の電力負荷に使うことができる電力が少なくなってしまい、商用電源で脱硫用のヒータを発熱させている場合は商用電源の負荷が大きくなってしまう。   However, in order to desulfurize kerosene having a high sulfur content to such an extent that sulfur poisoning of the electrode catalyst of the fuel cell can be avoided, for example, it is necessary to treat it at a high temperature, which increases the power consumption of the heater. When the power load is large and the output of the fuel cell is increased, the amount of raw material consumed, that is, the amount of kerosene to be desulfurized, increases, so the power consumption of the heater at the time of desulfurization further increases, and the power generated by the fuel cell If the heater is generating heat, less power can be used for the external power load generated by the fuel cell, and if the heater for desulfurization is heated by the commercial power source, the load on the commercial power source Will become bigger.

本発明は上述の課題に鑑み、脱硫時の電力消費が外部の電力負荷へ与える影響を低減することができる脱硫システム及び燃料電池システムを提供することを目的とする。   In view of the above problems, an object of the present invention is to provide a desulfurization system and a fuel cell system that can reduce the influence of power consumption during desulfurization on an external power load.

上記目的を達成するために、本発明の第1の態様に係る脱硫システムは、例えば図1に示すように、商用電源99から電力を受電して発熱するヒータ13を有し、導入した灯油kをヒータ13で加熱し脱硫して脱硫済灯油k1を生成する脱硫器11と;脱硫済灯油k1を蓄える脱硫済灯油タンク15と;商用電源99の電力負荷が小さい所定の時間帯に脱硫を行うように脱硫器11を制御する制御装置81とを備える。ここで「商用電源の電力負荷が小さい所定の時間帯」は、統計的に特定することができ、典型的には、電力会社が設定する料金が日中よりも安価な深夜料金が適用される時間帯と一致する。   In order to achieve the above object, the desulfurization system according to the first aspect of the present invention has a heater 13 that receives power from a commercial power source 99 to generate heat, as shown in FIG. Is desulfurized by heating with a heater 13 to generate desulfurized kerosene k1, desulfurized kerosene tank 15 for storing desulfurized kerosene k1, and desulfurization in a predetermined time zone when the power load of the commercial power source 99 is small. Thus, a control device 81 for controlling the desulfurizer 11 is provided. Here, the “predetermined time period when the power load of the commercial power supply is small” can be statistically specified, and typically, a midnight charge that is lower than the daytime is set by the power company. Match the time zone.

このように構成すると、脱硫済灯油を蓄える脱硫済灯油タンクを備え、商用電源の電力負荷が小さい所定の時間帯に脱硫を行うので、商用電源の電力負荷の平準化に寄与することができ、脱硫時のヒータの電力消費が外部の電力負荷へ与える影響を低減することができる。また、商用電源の電力負荷が小さい時間帯は電気料金が比較的安価な場合が多いため、脱硫システムのランニングコストを抑制することも可能になる。   When configured in this manner, the desulfurized kerosene tank that stores desulfurized kerosene is provided, and desulfurization is performed in a predetermined time zone in which the power load of the commercial power source is small, which can contribute to leveling the power load of the commercial power source. The influence of the power consumption of the heater during desulfurization on the external power load can be reduced. In addition, since the electricity bill is often relatively inexpensive during the time period when the power load of the commercial power source is small, the running cost of the desulfurization system can be suppressed.

また、本発明の第2の態様に係る燃料電池システムは、例えば図1に示すように、上記本発明の第1の態様に係る脱硫システム10と;脱硫済灯油k1を導入し改質して水素を主成分とする改質ガスgを生成する改質装置20と;改質ガスgと酸素を含有する酸化剤ガスtとを導入して発電する燃料電池30とを備える。   In addition, the fuel cell system according to the second aspect of the present invention includes a desulfurization system 10 according to the first aspect of the present invention described above; for example, as shown in FIG. A reformer 20 that generates a reformed gas g mainly composed of hydrogen; and a fuel cell 30 that generates power by introducing the reformed gas g and an oxidant gas t containing oxygen.

このように構成すると、脱硫済灯油を蓄える脱硫済灯油タンクを有する脱硫システムを備えるので、外部の電力負荷が比較的大きいときに燃料電池で発電した電力が脱硫のために用いられることを抑制することができ、燃料電池で発電した電力を有効利用することができる。   If comprised in this way, since the desulfurization system which has the desulfurized kerosene tank which stores desulfurized kerosene is provided, it will suppress that the electric power generated with the fuel cell is used for desulfurization when the external electric power load is comparatively large Therefore, the electric power generated by the fuel cell can be used effectively.

また、本発明の第3の態様に係る燃料電池システムは、例えば図1を参照して示すと、上記本発明の第2の態様に係る燃料電池システム1において、脱硫済灯油タンク15が、少なくとも、前記所定の時間帯に相当する時間にわたって燃料電池30を定格で運転したときに消費される脱硫済灯油k1の量を有効容量とするように構成されている。   Moreover, when the fuel cell system according to the third aspect of the present invention is shown with reference to FIG. 1, for example, in the fuel cell system 1 according to the second aspect of the present invention, the desulfurized kerosene tank 15 is at least The amount of desulfurized kerosene k1 consumed when the fuel cell 30 is operated at the rated time for a time corresponding to the predetermined time zone is set as the effective capacity.

このように構成すると、脱硫器の大きさを過大にすることなく適正にしつつ、所定の時間帯以外の時間帯に燃料電池を運転する場合に、所定の時間帯に相当する時間にわたって燃料電池を定格で運転したときに消費される脱硫済灯油の量が消費されるまでは脱硫器を運転しなくて済み、脱硫時のヒータの電力消費が外部の電力負荷に及ぼす影響を低減することができる。   With this configuration, when the fuel cell is operated in a time zone other than the predetermined time zone while making the size of the desulfurizer appropriate without increasing the size, the fuel cell is operated over a time corresponding to the predetermined time zone. It is not necessary to operate the desulfurizer until the amount of desulfurized kerosene consumed at the rated operation is consumed, and the influence of the heater power consumption during desulfurization on the external power load can be reduced. .

本発明によれば、脱硫済灯油を蓄える脱硫済灯油タンクを備え、商用電源の電力負荷が小さい所定の時間帯に脱硫を行うので、商用電源の電力負荷の平準化に寄与することができ、脱硫時のヒータの電力消費が外部の電力負荷へ与える影響を低減することができる。   According to the present invention, a desulfurized kerosene tank that stores desulfurized kerosene is provided, and desulfurization is performed in a predetermined time zone when the power load of the commercial power source is small, which can contribute to leveling the power load of the commercial power source, The influence of the power consumption of the heater during desulfurization on the external power load can be reduced.

以下、図面を参照して本発明の実施の形態について説明する。なお、各図において互いに同一又は相当する部材には同一あるいは類似の符号を付し、重複した説明は省略する。   Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings. In the drawings, the same or similar members are denoted by the same or similar reference numerals, and redundant description is omitted.

図1を参照して、本発明の実施の形態に係る燃料電池システム1を説明する。図1は、燃料電池システム1の模式的系統図である。燃料電池システム1は、灯油kから硫黄分を除去して蓄える本発明の実施の形態に係る脱硫システム10と、脱硫済灯油k1を改質する改質装置20と、燃料電池30と、燃料電池システム1を制御する制御装置82とを備えている。燃料電池システム1を説明するのに先立って、脱硫システム10について説明する。   A fuel cell system 1 according to an embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 1 is a schematic system diagram of the fuel cell system 1. The fuel cell system 1 includes a desulfurization system 10 according to an embodiment of the present invention that removes and stores sulfur from kerosene k, a reformer 20 that reforms desulfurized kerosene k1, a fuel cell 30, and a fuel cell. And a control device 82 for controlling the system 1. Prior to describing the fuel cell system 1, the desulfurization system 10 will be described.

脱硫システム10は、灯油kから硫黄分を除去した脱硫済灯油k1を生成する脱硫器11と、脱硫済灯油k1を蓄える脱硫済灯油タンク15と、脱硫システム10を制御する制御装置81とを備えている。   The desulfurization system 10 includes a desulfurizer 11 that generates desulfurized kerosene k1 obtained by removing sulfur from kerosene k, a desulfurized kerosene tank 15 that stores the desulfurized kerosene k1, and a controller 81 that controls the desulfurization system 10. ing.

脱硫器11は、灯油kを加熱する電気ヒータ13と、灯油kの脱硫を促進させる脱硫触媒(不図示)とを有している。電気ヒータ13は、商用電源99から電力を受電して発熱するヒータである。それゆえ、電気ヒータ13は、商用電源99と商用電源ケーブル69で接続されており、商用電源99から電力の供給を受けることができるように構成されている。商用電源99は、一般に、1日のうちで負荷が少ない典型的には深夜の時間帯に料金が安くなる深夜料金が適用される場合が多く、本実施の形態においても深夜料金が適用される時間帯を所定の時間帯とする。電気ヒータ13は、脱硫済灯油k1が改質装置20で改質ガスgに改質されて燃料電池30に供給されたときに燃料電池30の電極触媒(不図示)を被毒させない程度に灯油k中の硫黄分を除去することができる温度に灯油kを加熱することができるように構成されている。電気ヒータ13は、制御装置81からの信号により、通電の有無、すなわち発熱の有無が制御されるように構成されている。脱硫触媒(不図示)は、電気ヒータ13によって加熱されるように、電気ヒータ13を包み込むように充填されている。脱硫触媒(不図示)は、燃料電池30が定格で運転されたときに燃料電池30に供給される改質ガスgの流量に相当する流量の灯油kを脱硫処理できる容量が充填されている。換言すれば、適正な脱硫速度(単位時間当たりに脱硫処理できる流量)が、燃料電池30が定格で運転されたときに燃料電池30に供給される改質ガスgの流量に相当する灯油kの流量と等しくなるように、脱硫触媒(不図示)が充填されている。脱硫器11の大きさは、電気ヒータ13の大きさ及び充填される脱硫触媒(不図示)の容量に依存するところ、上記のような脱硫触媒(不図示)の充填量とすることで、脱硫器11の大型化を抑制している。燃料電池システム1の小型化を図る観点から、脱硫器11はできるだけ小さい方が好ましい。脱硫器11は、電気ヒータ13による加熱で灯油kを脱硫するので、燃料(例えば灯油k自体)の燃焼による加熱で脱硫する場合に比べて、装置を簡素化でき、温度制御性に優れて脱硫触媒(不図示)の過熱による損傷を低減することができる。   The desulfurizer 11 includes an electric heater 13 that heats kerosene k and a desulfurization catalyst (not shown) that promotes desulfurization of kerosene k. The electric heater 13 is a heater that receives power from the commercial power source 99 and generates heat. Therefore, the electric heater 13 is connected to the commercial power source 99 by the commercial power cable 69 and is configured to receive power from the commercial power source 99. In general, the commercial power source 99 is often applied with a midnight charge that is less loaded during the day, typically at a late night time, and the late night charge is also applied in this embodiment. Let the time zone be a predetermined time zone. The electric heater 13 has kerosene to such an extent that when the desulfurized kerosene k1 is reformed into the reformed gas g by the reformer 20 and supplied to the fuel cell 30, the electrode catalyst (not shown) of the fuel cell 30 is not poisoned. The kerosene k can be heated to a temperature at which sulfur in k can be removed. The electric heater 13 is configured so that the presence or absence of energization, that is, the presence or absence of heat generation, is controlled by a signal from the control device 81. A desulfurization catalyst (not shown) is filled so as to enclose the electric heater 13 so as to be heated by the electric heater 13. The desulfurization catalyst (not shown) is filled with a capacity capable of desulfurizing kerosene k having a flow rate corresponding to the flow rate of the reformed gas g supplied to the fuel cell 30 when the fuel cell 30 is operated at a rated value. In other words, an appropriate desulfurization rate (a flow rate at which desulfurization treatment can be performed per unit time) of kerosene k corresponding to the flow rate of the reformed gas g supplied to the fuel cell 30 when the fuel cell 30 is operated at a rated value. A desulfurization catalyst (not shown) is filled so as to be equal to the flow rate. The size of the desulfurizer 11 depends on the size of the electric heater 13 and the capacity of the desulfurization catalyst (not shown) to be filled. By setting the filling amount of the desulfurization catalyst (not shown) as described above, desulfurization is performed. The enlargement of the vessel 11 is suppressed. From the viewpoint of reducing the size of the fuel cell system 1, the desulfurizer 11 is preferably as small as possible. Since the desulfurizer 11 desulfurizes the kerosene k by heating with the electric heater 13, the apparatus can be simplified and desulfurized with superior temperature controllability compared to the case of desulfurizing by heating by burning fuel (for example, kerosene k itself). Damage due to overheating of a catalyst (not shown) can be reduced.

脱硫済灯油タンク15は、上述のように、脱硫器11で灯油kが脱硫処理されて生成された脱硫済灯油k1を蓄えるタンクである。脱硫済灯油タンク15は、所定の時間帯に相当する時間にわたって燃料電池30を定格運転させたとき、換言すれば所定の時間帯に燃料電池30を定格運転させたと仮定したときに、消費される改質ガスgに相当する脱硫済灯油k1を、有効容量として蓄えることができる大きさに形成されている。例えば所定の時間帯が8時間の場合、燃料電池30を8時間定格運転させたときに消費される改質ガスgに相当する脱硫済灯油k1を有効容量として蓄えることができる大きさである。脱硫済灯油タンク15が少なくともこの大きさに形成されていることで、所定の時間帯以外の時間帯に燃料電池30を運転する場合に、所定の時間帯に相当する時間にわたって燃料電池30を定格で運転したときに消費される脱硫済灯油k1の量が消費されるまでは脱硫器11を運転しなくて済む。脱硫済灯油タンク15には、蓄えられている脱硫済灯油k1の液位を検出する液位検出器15sが設けられている。液位検出器15sは、下方から上方に向けて設定された、低液位、脱硫済灯油補充開始液位、脱硫済灯油補充停止液位、高液位、をそれぞれ検出することができるように構成されている。低液位は、脱硫システム10の故障がないときは検出されない液位であり、典型的には低液位が検出されると脱硫システム10を停止して警報を出す。脱硫済灯油補充開始液位は、所定の時間帯以外の時間帯において検出したときに脱硫済灯油k1を補充するために灯油kの脱硫を開始する液位である。脱硫済灯油補充停止液位は、灯油kの脱硫を停止する液位である。高液位は、脱硫済灯油k1が脱硫済灯油タンク15から溢液するのを防ぐために、典型的には高液位が検出されると脱硫システム10を停止して警報を出す。本実施の形態では、脱硫済灯油補充開始液位と脱硫済灯油補充停止液位との間の脱硫済灯油タンク15内の容積を有効容量としている。液位検出器15sは、検出した液位を信号として制御装置81に送信することができるように構成されている。   The desulfurized kerosene tank 15 is a tank for storing desulfurized kerosene k1 generated by desulfurizing kerosene k in the desulfurizer 11 as described above. The desulfurized kerosene tank 15 is consumed when the fuel cell 30 is rated for a time corresponding to a predetermined time zone, in other words, when it is assumed that the fuel cell 30 is rated for a predetermined time zone. The desulfurized kerosene k1 corresponding to the reformed gas g is formed in a size that can be stored as an effective capacity. For example, when the predetermined time zone is 8 hours, the desulfurized kerosene k1 corresponding to the reformed gas g consumed when the fuel cell 30 is rated for 8 hours can be stored as an effective capacity. By forming the desulfurized kerosene tank 15 at least in this size, when the fuel cell 30 is operated in a time zone other than the predetermined time zone, the fuel cell 30 is rated for a time corresponding to the predetermined time zone. It is not necessary to operate the desulfurizer 11 until the amount of desulfurized kerosene k1 consumed when operating at is consumed. The desulfurized kerosene tank 15 is provided with a liquid level detector 15s for detecting the liquid level of the stored desulfurized kerosene k1. The liquid level detector 15s can detect a low liquid level, a desulfurized kerosene replenishment start liquid level, a desulfurized kerosene replenishment stop liquid level, and a high liquid level set from the bottom to the top. It is configured. The low liquid level is a liquid level that is not detected when there is no failure in the desulfurization system 10. Typically, when a low liquid level is detected, the desulfurization system 10 is stopped and an alarm is issued. The desulfurized kerosene replenishment start liquid level is a liquid level at which desulfurization of kerosene k is started in order to replenish desulfurized kerosene k1 when detected in a time zone other than a predetermined time zone. The desulfurized kerosene replenishment stop liquid level is a liquid level at which desulfurization of kerosene k is stopped. In order to prevent the desulfurized kerosene k1 from overflowing from the desulfurized kerosene tank 15, the high liquid level typically stops the desulfurization system 10 and issues an alarm when a high liquid level is detected. In the present embodiment, the volume in the desulfurized kerosene tank 15 between the desulfurized kerosene replenishment start liquid level and the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level is the effective capacity. The liquid level detector 15s is configured to transmit the detected liquid level as a signal to the control device 81.

脱硫器11で脱硫される前の灯油kは、脱硫前灯油タンク16に貯留されている。脱硫前灯油タンク16には、貯留されている脱硫前の灯油kを、脱硫器11に供給する脱硫用ライン41と、改質装置20の燃焼部23に供給する燃焼用ライン44とが接続されている。脱硫用ライン41及び燃焼用ライン44は、共に配管で構成されている。脱硫用ライン41の、脱硫前灯油タンク16とは反対側の端部は、脱硫器11に接続されている。脱硫用ライン41には、灯油kを脱硫器11に向けて送液する脱硫用ポンプ17が配設されている。脱硫用ポンプ17は、制御装置81からの信号を受信して起動及び停止を行い、起動中は一定の回転速度(典型的には最も効率のよい回転速度)で運転されるように構成されている。このように構成されていることで、適正な脱硫速度を超える流量の灯油kが脱硫器11に導入されることを回避しつつ(このことは脱硫済灯油k1の脱硫が不十分になることを回避することにつながる)、ポンプの高効率運転を可能にしている。脱硫器11と脱硫済灯油タンク15とは、脱硫済灯油k1を脱硫器11から脱硫済灯油タンク15へと導く貯留ライン42で接続されている。貯留ライン42は、配管で構成されている。貯留ライン42内の脱硫済灯油k1は、脱硫用ポンプ17の吐出圧で流れるようになっている。脱硫済灯油タンク15にはまた、脱硫済灯油k1を改質装置20の改質部25に導く供給ライン43が接続されている。供給ライン43は、配管で構成されている。   Kerosene k before being desulfurized by the desulfurizer 11 is stored in a kerosene tank 16 before desulfurization. Connected to the pre-desulfurization kerosene tank 16 are a desulfurization line 41 for supplying the stored pre-desulfurization kerosene k to the desulfurizer 11 and a combustion line 44 for supplying the combustion unit 23 of the reformer 20. ing. Both the desulfurization line 41 and the combustion line 44 are constituted by piping. The end of the desulfurization line 41 opposite to the pre-desulfurization kerosene tank 16 is connected to the desulfurizer 11. The desulfurization line 41 is provided with a desulfurization pump 17 that sends kerosene k toward the desulfurizer 11. The desulfurization pump 17 receives a signal from the control device 81 to start and stop, and is configured to be operated at a constant rotation speed (typically the most efficient rotation speed) during the start-up. Yes. By being configured in this way, it is avoided that kerosene k having a flow rate exceeding an appropriate desulfurization rate is introduced into the desulfurizer 11 (this means that desulfurization of the desulfurized kerosene k1 becomes insufficient. (This leads to avoidance) and enables high-efficiency operation of the pump. The desulfurizer 11 and the desulfurized kerosene tank 15 are connected by a storage line 42 that guides the desulfurized kerosene k1 from the desulfurizer 11 to the desulfurized kerosene tank 15. The storage line 42 is composed of piping. The desulfurized kerosene k1 in the storage line 42 flows at the discharge pressure of the desulfurization pump 17. The desulfurized kerosene tank 15 is also connected with a supply line 43 that guides the desulfurized kerosene k1 to the reforming unit 25 of the reformer 20. The supply line 43 is composed of piping.

制御装置81は、電気ヒータ13と信号ケーブルで接続されており、電気ヒータ13の発熱の有無を制御することができるように構成されている。また、制御装置81は、液位検出器15sと信号ケーブルで接続されており、液位検出器15sから液位信号を受信することができるように構成されている。また、制御装置81は、脱硫用ポンプ17と信号ケーブルで接続されており、脱硫用ポンプ17の発停を制御することができるように構成されている。また、制御装置81は、時計を内蔵しており、所定の時間帯か否かを認識することができるように構成されている。制御装置81は、改質装置20及び燃料電池30を制御する制御装置82と通信可能に接続されている。図1では、制御装置81と制御装置82とが分離して存在するように示されているが、これは説明の便宜上概念を分けているためであって、制御装置81と制御装置82とが一体に構成されていてもよい。   The control device 81 is connected to the electric heater 13 through a signal cable, and is configured to control whether the electric heater 13 generates heat. The control device 81 is connected to the liquid level detector 15s through a signal cable, and is configured to receive a liquid level signal from the liquid level detector 15s. The control device 81 is connected to the desulfurization pump 17 through a signal cable, and is configured to control the start / stop of the desulfurization pump 17. The control device 81 has a built-in clock and is configured to recognize whether or not it is a predetermined time zone. The control device 81 is communicably connected to a control device 82 that controls the reforming device 20 and the fuel cell 30. In FIG. 1, the control device 81 and the control device 82 are shown to be separated from each other. However, this is because the concept is divided for convenience of explanation, and the control device 81 and the control device 82 are separated. You may be comprised integrally.

次に図2のフローチャートをも参照して脱硫システム10の作用を説明する。脱硫システム10は、制御装置81が内蔵の時計で上述の所定の時間帯か否かを判断している(ST1)。所定の時間帯である場合は、液位検出器15sで検出された脱硫済灯油タンク15内の脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充停止液位以上か否かを判断する(ST2)。脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充停止液位以上である場合は、再び所定の時間帯か否かを判断する工程(ST1)に戻る。所定の時間帯か否かを判断する工程(ST1)において所定の時間帯でない場合は、液位検出器15sで検出された脱硫済灯油タンク15内の脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充開始液位以下か否かを判断する(ST3)。脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充開始液位以下でない場合は、再び所定の時間帯か否かを判断する工程(ST1)に戻る。   Next, the operation of the desulfurization system 10 will be described with reference to the flowchart of FIG. In the desulfurization system 10, the control device 81 determines whether or not it is the above-mentioned predetermined time zone with a built-in clock (ST1). When it is a predetermined time zone, it is determined whether or not the liquid level of the desulfurized kerosene k1 in the desulfurized kerosene tank 15 detected by the liquid level detector 15s is equal to or higher than the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level (ST2). . When the liquid level of the desulfurized kerosene k1 is equal to or higher than the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level, the process returns to the step (ST1) for determining again whether or not it is the predetermined time zone. If it is not the predetermined time zone in the step (ST1) for determining whether or not it is the predetermined time zone, the liquid level of the desulfurized kerosene k1 in the desulfurized kerosene tank 15 detected by the liquid level detector 15s is the desulfurized kerosene. It is determined whether or not it is below the replenishment start liquid level (ST3). If the liquid level of the desulfurized kerosene k1 is not less than or equal to the desulfurized kerosene replenishment start liquid level, the process returns to the step (ST1) of determining whether or not it is a predetermined time zone.

脱硫済灯油タンク15内の脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充停止液位以上か否かを判断する工程(ST2)において脱硫済灯油補充停止液位以上でない場合、及び、脱硫済灯油タンク15内の脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充開始液位以下か否かを判断する工程(ST3)において脱硫済灯油補充開始液位以下の場合は、制御装置81は、脱硫用ポンプ17を起動すると共に電気ヒータ13を起動する(ST4)。脱硫用ポンプ17及び電気ヒータ13は、典型的には商用電源99により起動するが、燃料電池30が発電しているときは燃料電池30で発生した電力で起動するように構成されていてもよい。脱硫用ポンプ17の起動により、脱硫前灯油タンク16内の灯油kが脱硫済灯油タンク15に向けて流動する。脱硫前灯油タンク16から導出された灯油kは、脱硫器11内に流入し、電気ヒータ13により加熱され、後に改質されて燃料電池30に供給されたときに燃料電池30の電極触媒に対して被毒による影響を与えない程度に脱硫された脱硫済灯油k1となる。脱硫済灯油k1は、脱硫用ポンプ17の圧力で送液されて脱硫済灯油タンク15に流入する。   When the level of the desulfurized kerosene k1 in the desulfurized kerosene tank 15 is not equal to or higher than the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level in the step (ST2) of determining whether or not the level is higher than the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level; When the liquid level of the desulfurized kerosene k1 in the tank 15 is equal to or lower than the desulfurized kerosene replenishment start liquid level in the step (ST3), it is determined whether or not the control device 81 is for desulfurization. The pump 17 is activated and the electric heater 13 is activated (ST4). The desulfurization pump 17 and the electric heater 13 are typically activated by the commercial power source 99, but may be configured to be activated by the electric power generated by the fuel cell 30 when the fuel cell 30 is generating power. . By the activation of the desulfurization pump 17, the kerosene k in the pre-desulfurization kerosene tank 16 flows toward the desulfurized kerosene tank 15. The kerosene k led out from the pre-desulfurization kerosene tank 16 flows into the desulfurizer 11, heated by the electric heater 13, reformed later, and supplied to the fuel cell 30 with respect to the electrode catalyst of the fuel cell 30. Thus, the desulfurized kerosene k1 is desulfurized to the extent that it is not affected by poisoning. The desulfurized kerosene k <b> 1 is fed by the pressure of the desulfurization pump 17 and flows into the desulfurized kerosene tank 15.

灯油kの脱硫が行われている間、制御装置81は、液位検出器15sで検出された脱硫済灯油タンク15内の脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充停止液位以上か否かを判断する(ST5)。脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充停止液位以上でない場合は、再び脱硫済灯油タンク15内の脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充停止液位以上か否かを判断する工程(ST5)に戻る。他方、脱硫済灯油k1の液位が脱硫済灯油補充停止液位以上である場合は、制御装置81は、脱硫用ポンプ17を停止すると共に電気ヒータ13を停止する(ST6)。その後は再び所定の時間帯か否かを判断する工程(ST1)に戻り、以降、上述のフローを繰り返す。   While the kerosene k is being desulfurized, the control device 81 determines whether or not the liquid level of the desulfurized kerosene k1 in the desulfurized kerosene tank 15 detected by the liquid level detector 15s is equal to or higher than the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level. (ST5). When the liquid level of the desulfurized kerosene k1 is not equal to or higher than the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level, it is determined again whether or not the liquid level of the desulfurized kerosene k1 in the desulfurized kerosene tank 15 is equal to or higher than the desulfurized kerosene refill stop liquid level. Return to step (ST5). On the other hand, when the liquid level of the desulfurized kerosene k1 is equal to or higher than the desulfurized kerosene replenishment stop liquid level, the control device 81 stops the desulfurization pump 17 and stops the electric heater 13 (ST6). Thereafter, the process returns to the step (ST1) for determining whether or not it is a predetermined time period, and thereafter the above-described flow is repeated.

上述の脱硫システム10は、所定の時間帯にできるだけ脱硫済灯油k1を生成して貯留しておき、所定の時間帯以外の時間帯には脱硫済灯油タンク15に貯留されている脱硫済灯油k1を優先的に使用し、脱硫済灯油タンク15内の脱硫済灯油k1が不足する場合に脱硫用ポンプ17及び電気ヒータ13が起動して補充的に灯油kを脱硫するので、商用電源99の電力負荷の平準化に寄与することができ、脱硫時の電気ヒータ13の電力消費が燃料電池システム1外の電力負荷へ与える影響を低減することができる。また、脱硫システム10のランニングコストを抑制することも可能になる。なお、所定の時間帯以外の時間帯に補充的に灯油kを脱硫する場合、脱硫用ポンプ17は定流量運転をするので、燃料電池30が定格で運転されたときに燃料電池30に供給される改質ガスgの流量に相当する流量の脱硫済灯油k1が生成され、このとき、生成される脱硫済灯油k1の流量が使用される流量よりも多い場合は余剰分が脱硫済灯油タンク15に貯留される。   The desulfurization system 10 described above generates and stores desulfurized kerosene k1 as much as possible in a predetermined time zone, and desulfurized kerosene k1 stored in the desulfurized kerosene tank 15 in a time zone other than the predetermined time zone. Is used preferentially, and when the desulfurized kerosene k1 in the desulfurized kerosene tank 15 is insufficient, the desulfurization pump 17 and the electric heater 13 are activated to supplementarily desulfurize the kerosene k. This can contribute to the leveling of the load, and the influence of the power consumption of the electric heater 13 during desulfurization on the power load outside the fuel cell system 1 can be reduced. In addition, the running cost of the desulfurization system 10 can be suppressed. When kerosene k is desulfurized supplementarily in a time zone other than the predetermined time zone, the desulfurization pump 17 operates at a constant flow rate, so that it is supplied to the fuel cell 30 when the fuel cell 30 is operated at a rated value. A desulfurized kerosene k1 having a flow rate corresponding to the flow rate of the reformed gas g is generated, and when the flow rate of the generated desulfurized kerosene k1 is larger than the flow rate used, the surplus is desulfurized kerosene tank 15 It is stored in.

次に図1を参照して、上述の脱硫システム10を含む燃料電池システム1について説明する。燃料電池システム1は、上述のように、脱硫システム10と、改質装置20と、燃料電池30と、制御装置82とを備えている。   Next, the fuel cell system 1 including the desulfurization system 10 described above will be described with reference to FIG. As described above, the fuel cell system 1 includes the desulfurization system 10, the reforming device 20, the fuel cell 30, and the control device 82.

改質装置20は、脱硫済灯油k1と改質用水sとを導入し水蒸気改質反応により水素に富む改質ガスgを生成する改質部25と、脱硫済灯油k1の水蒸気改質反応に用いる改質熱を発生する燃焼部23とを備えている。水素に富む改質ガスgは、水素を主成分とするガスであり、水素を40体積%以上、典型的には70〜80体積%程度含んだ、燃料電池30に供給するガスである。改質ガスg中の水素濃度は80体積%以上でもよく、すなわち燃料電池30に供給したときに酸化剤ガスt中の酸素との電気化学的反応により発電可能な濃度であればよい。改質部25に導入する改質用水sは水蒸気であってもよい。改質装置20は、汎用性に富んでいてインフラが整備されている灯油kを原料とすることにより、安定的で安価に改質ガスgを生成することを可能にしている。   The reformer 20 introduces desulfurized kerosene k1 and reforming water s into a reforming unit 25 that generates a reformed gas g rich in hydrogen by a steam reforming reaction, and a steam reforming reaction of the desulfurized kerosene k1. And a combustion section 23 that generates the heat of reforming used. The reformed gas g rich in hydrogen is a gas containing hydrogen as a main component, and is a gas supplied to the fuel cell 30 containing hydrogen in an amount of 40% by volume or more, typically about 70 to 80% by volume. The hydrogen concentration in the reformed gas g may be 80% by volume or more, that is, any concentration that can generate power by an electrochemical reaction with oxygen in the oxidant gas t when supplied to the fuel cell 30. The reforming water s introduced into the reforming unit 25 may be steam. The reformer 20 is capable of generating the reformed gas g stably and at low cost by using kerosene k, which is versatile and has infrastructure, as a raw material.

改質部25には、改質触媒が充填されており、水蒸気改質反応を促進させるように構成されている。改質触媒としては、典型的には、ニッケル系改質触媒やルテニウム系改質触媒が用いられる。改質触媒の作用により脱硫済灯油k1が改質され、生成された水素に富むガスに所定量以上の一酸化炭素が含まれていると、燃料電池30の電極触媒が被毒する。そのため、改質部25は、変成触媒が充填された変成部(不図示)、及び選択酸化触媒が充填された選択酸化部(不図示)を有し、改質装置20から導出される改質ガスg中の一酸化炭素濃度が約10体積ppm以下、好適には1体積ppm程度となるようにするのが好ましい。変成触媒には、典型的には、鉄−クロム系変成触媒、銅−亜鉛系変成触媒、白金系変成触媒等が用いられる。選択酸化触媒には、典型的には、白金系選択酸化触媒、ルテニウム系選択酸化触媒、白金−ルテニウム系選択酸化触媒等が用いられる。なお、改質触媒における反応は吸熱反応であるが、変成触媒を有する変成部及び選択酸化触媒を有する選択酸化部における反応は発熱反応となる。   The reforming unit 25 is filled with a reforming catalyst and configured to promote a steam reforming reaction. As the reforming catalyst, a nickel-based reforming catalyst or a ruthenium-based reforming catalyst is typically used. When the desulfurized kerosene k1 is reformed by the action of the reforming catalyst and the generated hydrogen-rich gas contains a predetermined amount or more of carbon monoxide, the electrode catalyst of the fuel cell 30 is poisoned. Therefore, the reforming section 25 has a shift section (not shown) filled with a shift catalyst and a selective oxidation section (not shown) filled with a selective oxidation catalyst, and is reformed from the reformer 20. It is preferable that the concentration of carbon monoxide in the gas g is about 10 ppm by volume or less, preferably about 1 ppm by volume. As the shift catalyst, typically, an iron-chromium shift catalyst, a copper-zinc shift catalyst, a platinum shift catalyst, or the like is used. Typically, a platinum-based selective oxidation catalyst, a ruthenium-based selective oxidation catalyst, a platinum-ruthenium-based selective oxidation catalyst, or the like is used as the selective oxidation catalyst. The reaction in the reforming catalyst is an endothermic reaction, but the reaction in the shift part having the shift catalyst and the selective oxidation part having the selective oxidation catalyst is an exothermic reaction.

改質部25には、脱硫済灯油k1を導入するための供給ライン43と、改質用水sを導入するための改質用水管26とが接続されている。改質用水管26は、典型的には、脱硫済灯油k1が気化された後に改質用水sと混合するように、改質部25内で供給ライン43に接続されている。供給ライン43には、脱硫済灯油k1を改質部25に向けて送液する供給ポンプ18が配設されている。供給ポンプ18は、制御装置82からの信号を受信して起動及び停止を行うと共に、制御装置82から受信する信号に応じて起動中の回転速度が変化するように構成されている。改質用水管26には、改質用水sを改質部25に供給する改質用水ポンプ27が配設されている。また、改質部25(改質ガス中の一酸化炭素濃度を低減させる部位を有する場合は当該部位)には改質ガスgを導出する改質ガス管51が接続されている。さらに改質部25には、温度を検出する温度検出器(不図示)が設けられている。   Connected to the reforming unit 25 are a supply line 43 for introducing desulfurized kerosene k1 and a reforming water pipe 26 for introducing reforming water s. The reforming water pipe 26 is typically connected to the supply line 43 in the reforming unit 25 so that the desulfurized kerosene k1 is vaporized and then mixed with the reforming water s. The supply line 43 is provided with a supply pump 18 for feeding desulfurized kerosene k1 toward the reforming unit 25. The supply pump 18 is configured to start and stop by receiving a signal from the control device 82, and to change the rotation speed during startup in accordance with the signal received from the control device 82. The reforming water pipe 26 is provided with a reforming water pump 27 that supplies the reforming water s to the reforming unit 25. In addition, a reformed gas pipe 51 for deriving the reformed gas g is connected to the reforming unit 25 (in the case where the reformed gas has a site for reducing the carbon monoxide concentration). Further, the reforming unit 25 is provided with a temperature detector (not shown) for detecting the temperature.

燃焼部23は、改質部25の改質触媒が設けられている位置に隣接するように、改質装置20内に配設されており、改質熱を発生するための装置として、バーナー(不図示)が設けられている。燃焼部23は、脱硫前灯油タンク16に貯留されている灯油k、並びに燃料電池30から導出された水素を含むガスであるアノードオフガスp及び改質ガスgを導入すると共に、燃焼用空気aを導入し、バーナー(不図示)でこれらを燃焼させて水蒸気改質反応に用いる改質熱を得ることができるように構成されている。燃焼部23は、燃料電池システム1の状態に応じて、灯油k、アノードオフガスp、改質ガスgのいずれか1種類あるいは2種類以上を導入して燃焼させる。アノードオフガスpの成分は、典型的には、約半分が水素、残りの半分に二酸化炭素、窒素、原料あるいはその化合物が含まれている。   The combustion unit 23 is disposed in the reforming device 20 so as to be adjacent to the position where the reforming catalyst of the reforming unit 25 is provided, and a burner ( (Not shown) is provided. The combustion unit 23 introduces the kerosene k stored in the pre-desulfurization kerosene tank 16, the anode offgas p and the reformed gas g, which are gases containing hydrogen derived from the fuel cell 30, and the combustion air a It is configured to be introduced and burned with a burner (not shown) to obtain reforming heat used in the steam reforming reaction. The combustion unit 23 introduces and burns one or more of kerosene k, anode offgas p, and reformed gas g according to the state of the fuel cell system 1. The components of the anode off gas p typically include about half of hydrogen and the other half containing carbon dioxide, nitrogen, raw materials or compounds thereof.

燃焼部23には、アノードオフガスp及び改質ガスgを導入可能なアノードオフガスラインとしてのアノードオフガス管52と、灯油kを導入する燃焼用ライン44と、燃焼用空気aを導入する燃焼用空気ラインとしての燃焼空気管58とが接続されている。脱硫前灯油タンク16から改質装置20の燃焼部23へ灯油kを導く燃焼用ライン44には、灯油kを燃焼部23に向けて送液する燃焼用ポンプ19が配設されている。燃焼用ポンプ19は、制御装置82からの信号を受信して起動及び停止を行うと共に、制御装置82から受信する信号に応じて起動中の回転速度が変化するように構成されている。また、燃焼部23には、バーナー(不図示)で燃焼した後の排ガスeを排出する排ガス管59が接続されている。   In the combustion section 23, an anode offgas pipe 52 as an anode offgas line capable of introducing the anode offgas p and the reformed gas g, a combustion line 44 for introducing kerosene k, and combustion air for introducing combustion air a A combustion air pipe 58 as a line is connected. A combustion pump 19 that feeds kerosene k toward the combustion unit 23 is disposed in the combustion line 44 that guides the kerosene k from the pre-desulfurization kerosene tank 16 to the combustion unit 23 of the reformer 20. The combustion pump 19 is configured to start and stop by receiving a signal from the control device 82, and to change the rotation speed during startup in accordance with the signal received from the control device 82. Further, an exhaust gas pipe 59 for discharging the exhaust gas e after being burned by a burner (not shown) is connected to the combustion unit 23.

燃料電池30は、典型的には固体高分子形燃料電池である。燃料電池30は、改質ガスgを導入するアノード31と、酸化剤ガスtを導入するカソード32と、電気化学的反応により発生した熱を奪う冷却部33とを含んで構成されている。カソード32に導入される酸化剤ガスtは、典型的には空気である。燃料電池30は、図では簡易的に示されているが、実際には、固体高分子膜をアノード31とカソード32とで挟んで単一のセルが形成され、このセルを冷却部33を介し複数枚積層して構成されている。燃料電池30では、アノード31に供給された改質ガスg中の水素が水素イオンと電子とに分解し、水素イオンが固体高分子膜を通過してカソード32に移動すると共に電子がアノード31とカソード32とを結ぶ導線を通ってカソード32に移動して、カソード32に供給された酸化剤ガスt中の酸素と反応して水を生成し、この反応の際に発熱する。この反応における、電子が導線を通ることにより、直流の電力を取り出すことができる。取り出された直流電力は、パワーコンディショナ(不図示)内のインバータで交流電力に変換され、あるいは直流電力のまま、燃料電池システム1外の電力負荷及び燃料電池システム1内の電力負荷(電気ヒータ13、各ポンプ17〜19、27、空気ブロワ29等)に送電される。   The fuel cell 30 is typically a polymer electrolyte fuel cell. The fuel cell 30 includes an anode 31 that introduces a reformed gas g, a cathode 32 that introduces an oxidant gas t, and a cooling unit 33 that removes heat generated by an electrochemical reaction. The oxidant gas t introduced to the cathode 32 is typically air. Although the fuel cell 30 is shown in a simplified manner in the figure, in practice, a single cell is formed by sandwiching a solid polymer membrane between an anode 31 and a cathode 32, and this cell is interposed via a cooling unit 33. A plurality of layers are laminated. In the fuel cell 30, hydrogen in the reformed gas g supplied to the anode 31 is decomposed into hydrogen ions and electrons, and the hydrogen ions pass through the solid polymer film and move to the cathode 32, and the electrons move to the anode 31. It moves to the cathode 32 through a conducting wire connecting to the cathode 32, reacts with oxygen in the oxidant gas t supplied to the cathode 32 to generate water, and generates heat during this reaction. In this reaction, the direct current can be taken out by passing electrons through the conducting wire. The extracted direct current power is converted into alternating current power by an inverter in a power conditioner (not shown), or a direct current power load outside the fuel cell system 1 and a power load inside the fuel cell system 1 (electric heater) 13, each pump 17-19, 27, air blower 29, etc.).

アノード31と改質部25とは、改質ガスラインとしての改質ガス管51を介して接続されている。改質ガス管51には改質ガスgの流れを遮断可能な改質ガス弁61が設けられている。また、アノード31と燃焼部23とは、アノードオフガス管52を介して接続され、燃料電池30での電気化学的反応に利用されなかった水素を含むアノードオフガスpを燃焼部23に導入することができるようになっている。アノードオフガス管52には、アノードオフガスpの流れを遮断可能なアノードオフガス弁62が配設されている。また、改質ガス弁61の上流側の改質ガス管51と、アノードオフガス弁62よりも下流のアノードオフガス管52とが、バイパス管53で接続されている。バイパス管53にはバイパス弁63が設けられている。改質ガス弁61、アノードオフガス弁62、バイパス弁63は、典型的にはノーマルクローズの電磁弁である。   The anode 31 and the reforming unit 25 are connected via a reformed gas pipe 51 serving as a reformed gas line. The reformed gas pipe 51 is provided with a reformed gas valve 61 capable of blocking the flow of the reformed gas g. Further, the anode 31 and the combustion part 23 are connected via an anode off-gas pipe 52, and an anode off-gas p containing hydrogen that has not been used for an electrochemical reaction in the fuel cell 30 can be introduced into the combustion part 23. It can be done. The anode off gas pipe 52 is provided with an anode off gas valve 62 that can block the flow of the anode off gas p. A reformed gas pipe 51 upstream of the reformed gas valve 61 and an anode offgas pipe 52 downstream of the anode offgas valve 62 are connected by a bypass pipe 53. A bypass valve 63 is provided in the bypass pipe 53. The reformed gas valve 61, the anode off gas valve 62, and the bypass valve 63 are typically normally closed electromagnetic valves.

カソード32には、酸化剤ガスtを導入する酸化剤ガスラインとしての酸化剤ガス管54と、燃料電池30での電気化学的反応に利用されなかった酸素を含むカソードオフガスqを排出するカソードオフガスラインとしてのカソードオフガス管55とが接続されている。酸化剤ガス管54からは、燃焼空気管58が分岐している。燃焼空気管58への分岐部よりも上流側の酸化剤ガス管54には、カソード32に酸化剤ガスtを送ると共に燃焼部23に燃焼用空気aを送る酸化剤ガス供給手段としての空気ブロワ29が配設されている。空気ブロワ29は、典型的にはインバータにより回転数(rpm)を調節することができ、これにより燃焼用空気aや酸化剤ガスtの流量を増減することができるように構成されている。燃焼空気管58への分岐部よりも下流側の酸化剤ガス管54には、酸化剤ガスtの流れを遮断可能な酸化剤ガス遮断弁64が設けられている。酸化剤ガス遮断弁64は、典型的には電動二方弁である。また、酸化剤ガス管54には、典型的には、酸化剤ガスtを加湿する加湿器(不図示)が配設される。カソードオフガス管55には、カソードオフガスqの流れを遮断可能なカソードオフガス遮断弁65が設けられている。カソードオフガス遮断弁65は、典型的には電動二方弁である。   The cathode 32 includes an oxidant gas pipe 54 serving as an oxidant gas line for introducing the oxidant gas t, and a cathode offgas that discharges a cathode offgas q containing oxygen that has not been used for an electrochemical reaction in the fuel cell 30. A cathode offgas pipe 55 as a line is connected. A combustion air pipe 58 branches from the oxidant gas pipe 54. An air blower as an oxidant gas supply means for sending the oxidant gas t to the cathode 32 and the combustion air a to the combustion part 23 is sent to the oxidant gas pipe 54 upstream of the branch to the combustion air pipe 58. 29 is arranged. The air blower 29 is typically configured such that the rotation speed (rpm) can be adjusted by an inverter, whereby the flow rates of the combustion air a and the oxidant gas t can be increased or decreased. An oxidant gas shut-off valve 64 capable of shutting off the flow of the oxidant gas t is provided in the oxidant gas pipe 54 on the downstream side of the branch portion to the combustion air pipe 58. The oxidant gas cutoff valve 64 is typically an electric two-way valve. The oxidant gas pipe 54 is typically provided with a humidifier (not shown) that humidifies the oxidant gas t. The cathode offgas pipe 55 is provided with a cathode offgas cutoff valve 65 capable of blocking the flow of the cathode offgas q. The cathode off-gas cutoff valve 65 is typically an electric two-way valve.

燃料電池30の冷却部33には、冷却水cを循環させる冷却水ライン48が接続されている。冷却水ライン48は配管で構成されている。冷却水ライン48には、図1では省略されている熱交換器(不図示)が配設され、熱交換器(不図示)を通過して温度が下がった冷却水cが冷却水ポンプ(不図示)により燃料電池30に導入されるように循環流路が形成されている。   A cooling water line 48 for circulating the cooling water c is connected to the cooling unit 33 of the fuel cell 30. The cooling water line 48 is composed of piping. The cooling water line 48 is provided with a heat exchanger (not shown) that is omitted in FIG. 1, and the cooling water c that has passed through the heat exchanger (not shown) and the temperature has dropped is a cooling water pump (not shown). A circulation flow path is formed so as to be introduced into the fuel cell 30 as shown.

制御装置82は、燃料電池システム1の運転を制御する。燃料電池システム1の運転は、典型的には後述する作用の説明の手順に沿ったシーケンスに従って制御される。制御装置82は、供給ポンプ18、燃焼用ポンプ19、改質用水ポンプ27及び空気ブロワ29に信号を送信して発停を制御すると共に、吐出される流体の流量を制御する。なお、供給ポンプ18、燃焼用ポンプ19、改質用水ポンプ27、空気ブロワ29に信号を送信することには、これらに送電する動力盤(不図示)に信号を送信することも含む。また、制御装置82は、各弁61〜65とそれぞれ信号ケーブルで接続されており、開閉信号を送信して弁の開閉動作をさせることができるように構成されている。また、制御装置82は、改質部25の温度を検出する温度検出器(不図示)と信号ケーブルで接続されており、温度信号を受信することができるように構成されている。また、制御装置82は、脱硫システム10を制御する制御装置81と電気的に接続されており、両制御装置81、82間で相互に通信することができるように構成されている。なお、図1では両制御装置81、82が別体として示されているが、一体に構成されていてもよい。   The control device 82 controls the operation of the fuel cell system 1. The operation of the fuel cell system 1 is typically controlled in accordance with a sequence in accordance with a procedure for explaining the operation described later. The control device 82 transmits signals to the supply pump 18, the combustion pump 19, the reforming water pump 27, and the air blower 29 to control the start and stop, and also controls the flow rate of the discharged fluid. Note that transmitting signals to the supply pump 18, the combustion pump 19, the reforming water pump 27, and the air blower 29 includes transmitting a signal to a power panel (not shown) that transmits power to them. Further, the control device 82 is connected to each of the valves 61 to 65 by a signal cable, and is configured to transmit an opening / closing signal to open / close the valve. The control device 82 is connected to a temperature detector (not shown) that detects the temperature of the reforming unit 25 by a signal cable, and is configured to receive a temperature signal. The control device 82 is electrically connected to a control device 81 that controls the desulfurization system 10, and is configured to be able to communicate with each other between the control devices 81 and 82. In FIG. 1, the two control devices 81 and 82 are shown as separate bodies, but may be configured integrally.

引き続き図1を参照して、燃料電池システム1の作用を説明する。停止している燃料電池システム1の運転を開始するには、燃焼用ポンプ19を起動して燃焼部23に灯油kを供給すると共に空気ブロワ29を起動して燃焼部23に燃焼用空気aを供給する。このとき、弁61〜65は閉となっている。燃焼部23で灯油kが燃焼して改質熱が発生し、改質部25が昇温したら、供給ポンプ18を起動して脱硫済灯油k1を改質部25に導入する。改質部25の温度は温度検出器(不図示)で検出する。改質部25には改質用水ポンプ27の起動により改質用水sも導入され、燃焼部23から改質熱を得て脱硫済灯油k1が水蒸気改質反応を起こし、改質ガスgが生成される。改質装置20では、上述のように改質ガスgが生成されるが、運転開始当初は改質ガスgの組成が安定していないため、改質ガス弁61及びアノードオフガス弁62を閉にし、バイパス弁63を開にして、組成が安定していない改質ガスgを燃料電池30に供給せずに燃焼部23に導いて燃焼させる。このとき、燃焼部23に導入した組成が安定していない改質ガスgを主として燃焼させ、不足分の灯油kを燃焼部23に導入する。組成が安定していない改質ガスgで足りる場合は燃焼用ポンプ19を停止して燃焼部23への灯油kの供給を停止する。   With continued reference to FIG. 1, the operation of the fuel cell system 1 will be described. In order to start the operation of the stopped fuel cell system 1, the combustion pump 19 is activated to supply kerosene k to the combustion unit 23 and the air blower 29 is activated to supply the combustion air a to the combustion unit 23. Supply. At this time, the valves 61 to 65 are closed. When the kerosene k burns in the combustion section 23 and reforming heat is generated and the reforming section 25 is heated, the supply pump 18 is activated to introduce the desulfurized kerosene k1 into the reforming section 25. The temperature of the reforming unit 25 is detected by a temperature detector (not shown). Reforming water s is also introduced into the reforming unit 25 by starting the reforming water pump 27, and the reforming heat is obtained from the combustion unit 23, and the desulfurized kerosene k1 undergoes a steam reforming reaction to generate reformed gas g. Is done. In the reformer 20, the reformed gas g is generated as described above, but since the composition of the reformed gas g is not stable at the beginning of operation, the reformed gas valve 61 and the anode off-gas valve 62 are closed. Then, the bypass valve 63 is opened, and the reformed gas g whose composition is not stable is led to the combustion section 23 without being supplied to the fuel cell 30 and burned. At this time, the reformed gas g having an unstable composition introduced into the combustion unit 23 is mainly burned, and a shortage of kerosene k is introduced into the combustion unit 23. When the reformed gas g having an unstable composition is sufficient, the combustion pump 19 is stopped and the supply of kerosene k to the combustion unit 23 is stopped.

改質装置20で生成される改質ガスgの組成が安定し、改質ガスg中の一酸化炭素濃度が所定の値まで低減するようになると、制御装置82が改質ガス弁61及びアノードオフガス弁62を開に、バイパス弁63を閉にして、改質ガスgが燃料電池30に導入されるようにする。これにより、燃料電池30のアノード31に改質ガスgが導入される。他方、制御装置82は、酸化剤ガス遮断弁64及びカソードオフガス遮断弁65を開にし、これによって燃料電池30のカソード32に酸化剤ガスtが導入される。典型的には、アノード31に供給される改質ガスgの量が、水素の利用率が70〜80%程度、好ましくは75%程度となるように、改質装置20で改質ガスgが生成される(これに合わせて脱硫済灯油k1が改質部25に導入される)。また、酸素の利用率が45〜60%程度、好ましくは50%程度となる量の酸化剤ガスtがカソード32に供給されるように空気ブロワ29の回転数や流量調整弁(不図示)が調節される。   When the composition of the reformed gas g generated in the reformer 20 is stabilized and the carbon monoxide concentration in the reformed gas g is reduced to a predetermined value, the controller 82 controls the reformed gas valve 61 and the anode. The off gas valve 62 is opened and the bypass valve 63 is closed so that the reformed gas g is introduced into the fuel cell 30. As a result, the reformed gas g is introduced into the anode 31 of the fuel cell 30. On the other hand, the control device 82 opens the oxidant gas cutoff valve 64 and the cathode off-gas cutoff valve 65, whereby the oxidant gas t is introduced into the cathode 32 of the fuel cell 30. Typically, the reforming gas g is supplied from the reforming apparatus 20 so that the amount of the reforming gas g supplied to the anode 31 is about 70 to 80%, preferably about 75%, of the hydrogen utilization rate. (Desulfurized kerosene k1 is introduced into the reforming unit 25 accordingly). In addition, the rotation speed of the air blower 29 and a flow rate adjusting valve (not shown) are supplied so that an amount of oxidant gas t with an oxygen utilization rate of about 45 to 60%, preferably about 50%, is supplied to the cathode 32. Adjusted.

燃料電池30ではアノード31に導入された改質ガスg中の水素と、カソード32に導入された酸化剤ガスt中の酸素とによる電気化学的反応が行われる。電気化学的反応は、アノード31側では以下の(1)式に示す反応が行われ、カソード32側では以下の(2)式に示す反応が行われる。
2H → 4H + 4e ・・・(1)
+ 4H + 4e → 2HO ・・・(2)
この電気化学的反応によって発電し、発熱すると共に水分が生成される。さらに説明を加えると、アノード31側の電子が外部電気回路を通ってカソード32側に移動する際に電力を得ることができる。アノード31側の水素イオンは固体高分子膜を通過してカソード32側に移動し、酸素と結合して水分が発生する。この電気化学的反応は発熱反応である。
In the fuel cell 30, an electrochemical reaction is performed between hydrogen in the reformed gas g introduced into the anode 31 and oxygen in the oxidant gas t introduced into the cathode 32. As for the electrochemical reaction, the reaction represented by the following formula (1) is performed on the anode 31 side, and the reaction represented by the following formula (2) is performed on the cathode 32 side.
2H 2 → 4H + + 4e (1)
O 2 + 4H + + 4e → 2H 2 O (2)
Electricity is generated by this electrochemical reaction, heat is generated, and moisture is generated. In further explanation, electric power can be obtained when electrons on the anode 31 side move to the cathode 32 side through the external electric circuit. Hydrogen ions on the anode 31 side pass through the solid polymer film and move to the cathode 32 side, and combine with oxygen to generate moisture. This electrochemical reaction is an exothermic reaction.

燃料電池30によって得られる電力は直流電力であるため、パワーコンディショナ(不図示)で交流電力に変換されて外部電力負荷(不図示)に、及び内部電力負荷(電気ヒータ13、脱硫用ポンプ17、供給ポンプ18、燃焼用ポンプ19、改質用水ポンプ27、空気ブロワ29、各弁61〜65等を含む補機類)に送電される。燃料電池30で発電される電力は、外部電力負荷及び内部電力負荷の消費電力の合計に対して所定の値(例えば合計消費電力の90%)となるように、パワーコンディショナ(不図示)で設定される。この設定値に対して適切な供給量となるように、制御装置82により燃料電池30に供給される改質ガスg及び酸化剤ガスtの量が調節される。このときパワーコンディショナ(不図示)では燃料電池30と商用電源99とを連系するようにインバータが制御されており、不足分の電力は、商用電源99から交流電力の供給を受ける。   Since the power obtained by the fuel cell 30 is DC power, it is converted into AC power by a power conditioner (not shown) and applied to an external power load (not shown) and to an internal power load (electric heater 13, desulfurization pump 17). , Power supply pump 18, combustion pump 19, reforming water pump 27, air blower 29, accessories including valves 61 to 65, etc.). The power generated by the fuel cell 30 is a power conditioner (not shown) such that the electric power generated by the fuel cell 30 has a predetermined value (for example, 90% of the total power consumption) with respect to the total power consumption of the external power load and the internal power load. Is set. The amounts of the reformed gas g and the oxidant gas t supplied to the fuel cell 30 are adjusted by the control device 82 so that the supply amount is appropriate for the set value. At this time, in the power conditioner (not shown), the inverter is controlled so as to link the fuel cell 30 and the commercial power source 99, and the insufficient power is supplied with AC power from the commercial power source 99.

燃料電池30の作動中、アノード31からはアノードオフガスpが排出される。排出されたアノードオフガスpは、アノードオフガス管52を介して改質装置20の燃焼部23に導かれて燃焼される。燃焼部23におけるアノードオフガスpの燃焼により、改質部25における改質に用いる改質熱を発生させることができる。燃焼部23へ導入されるアノードオフガスpの燃焼だけでは発生する改質熱が不足する場合は、燃焼用ポンプ19を起動して灯油kを燃焼部23に導入する。燃焼部23における燃焼によって生じた排ガスeは、排ガス管59を介して系外に排出される。他方、カソード32からはカソードオフガスqが排出され、カソードオフガス管55を介して系外に排出される。   During the operation of the fuel cell 30, the anode off gas p is discharged from the anode 31. The discharged anode off gas p is guided to the combustion unit 23 of the reformer 20 via the anode off gas pipe 52 and burned. By the combustion of the anode off gas p in the combustion unit 23, reforming heat used for reforming in the reforming unit 25 can be generated. When the reforming heat generated by the combustion of the anode off gas p introduced into the combustion unit 23 is insufficient, the combustion pump 19 is activated to introduce kerosene k into the combustion unit 23. The exhaust gas e generated by the combustion in the combustion unit 23 is discharged out of the system through the exhaust gas pipe 59. On the other hand, the cathode offgas q is discharged from the cathode 32 and discharged outside the system via the cathode offgas pipe 55.

上述のように、燃料電池30における電気化学的反応は発熱反応であるため、燃料電池30の運転を継続するために発生した熱を冷却水cで除去する。燃料電池30に改質ガスg及び酸化剤ガスtが導入されて発電が行われるようになると、制御装置82は、冷却水ポンプ(不図示)を起動して冷却水cを循環させる。冷却部33に導入された冷却水cは、燃料電池30における電気化学的反応で発生した熱によって温度が上昇する。燃料電池30は冷却水cによって発熱が除去されて、運転に適した温度(約60℃〜80℃程度)に維持される。   As described above, since the electrochemical reaction in the fuel cell 30 is an exothermic reaction, the heat generated to continue the operation of the fuel cell 30 is removed by the cooling water c. When the reformed gas g and the oxidant gas t are introduced into the fuel cell 30 and power generation is performed, the controller 82 activates a cooling water pump (not shown) to circulate the cooling water c. The temperature of the cooling water c introduced into the cooling unit 33 rises due to the heat generated by the electrochemical reaction in the fuel cell 30. The fuel cell 30 is maintained at a temperature suitable for operation (about 60 ° C. to 80 ° C.) after the heat generation is removed by the cooling water c.

燃料電池30の発電を停止する際は、まず、空気ブロワ29を停止すると共に酸化剤ガス遮断弁64及びカソードオフガス遮断弁65を閉じてカソード32を密封する。次に、供給ポンプ18及び改質用水ポンプ27を停止すると共に改質ガス弁61及びアノードオフガス弁62を閉にする。このように、まずカソード32を密封すると、カソード32に密封された酸化剤ガスt中の酸素がアノード31中の水素と電気化学的反応を起こし、反応により発生した電力は例えば供給ポンプ18の動力として消費されると共に、カソード32の酸素が消費される。カソード32の酸素が消費されると燃料電池30における発電がなくなるため、上記の停止処理を行う際に必要な供給ポンプ18や改質用水ポンプ27等の稼働に必要な電力は商用電源99から供給を受ける。カソード32に密封した酸化剤ガスt中の酸素を消費することにより、酸化剤ガスt中から酸素成分がなくなってカソード32を不活性雰囲気にすることができると共に、残留酸素により燃料電池30で発電された電力を消費するので停止中の燃料電池30が残電圧により高電位にさらされることを回避することができる。停止中の燃料電池30のカソード32を不活性雰囲気にすることにより、残留酸素が固体高分子膜を透過してカソード32からアノード31に入り込むことを回避することができ、これにより燃料電池30が酸化により損傷することを防ぐことができる。   When stopping the power generation of the fuel cell 30, first, the air blower 29 is stopped and the oxidant gas cutoff valve 64 and the cathode off-gas cutoff valve 65 are closed to seal the cathode 32. Next, the supply pump 18 and the reforming water pump 27 are stopped, and the reformed gas valve 61 and the anode offgas valve 62 are closed. Thus, when the cathode 32 is first sealed, oxygen in the oxidant gas t sealed in the cathode 32 causes an electrochemical reaction with hydrogen in the anode 31, and the electric power generated by the reaction is, for example, the power of the supply pump 18. And oxygen of the cathode 32 is consumed. When the oxygen at the cathode 32 is consumed, power generation in the fuel cell 30 is lost, so that the electric power necessary for the operation of the supply pump 18 and the reforming water pump 27 and the like necessary for the stop processing is supplied from the commercial power source 99. Receive. By consuming oxygen in the oxidant gas t sealed in the cathode 32, the oxygen component can be eliminated from the oxidant gas t, and the cathode 32 can be made in an inert atmosphere. Therefore, it is possible to avoid that the stopped fuel cell 30 is exposed to a high potential due to the residual voltage. By setting the cathode 32 of the stopped fuel cell 30 to an inert atmosphere, it is possible to prevent residual oxygen from passing through the solid polymer membrane and entering the anode 31 from the cathode 32. Damage due to oxidation can be prevented.

以上の説明では、燃料電池30が固体高分子形燃料電池であるとして説明したが、りん酸形燃料電池等の固体高分子形燃料電池以外の燃料電池であってもよい。しかしながら、固体高分子形燃料電池とすると、比較的低温で運転することができ、装置を小型化できるので、一般家庭等に設置するのに適している。   In the above description, the fuel cell 30 has been described as a polymer electrolyte fuel cell, but may be a fuel cell other than a polymer electrolyte fuel cell such as a phosphoric acid fuel cell. However, the polymer electrolyte fuel cell can be operated at a relatively low temperature and can be downsized, so that it is suitable for installation in a general household.

本発明の実施の形態に係る脱硫システムを含む燃料電池システムの模式的系統図である。1 is a schematic system diagram of a fuel cell system including a desulfurization system according to an embodiment of the present invention. 本発明の実施の形態に係る脱硫システムの作用を説明するフローチャートである。It is a flowchart explaining the effect | action of the desulfurization system which concerns on embodiment of this invention.

符号の説明Explanation of symbols

1 燃料電池システム
10 脱硫システム
11 脱硫器
13 電気ヒータ
15 脱硫済灯油タンク
20 改質装置
30 燃料電池
81 制御装置
99 商用電源
k 灯油
k1 脱硫済灯油
g 改質ガス
t 酸化剤ガス
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Fuel cell system 10 Desulfurization system 11 Desulfurizer 13 Electric heater 15 Desulfurized kerosene tank 20 Reformer 30 Fuel cell 81 Controller 99 Commercial power k Kerosene k1 Desulfurized kerosene g Reformed gas t Oxidant gas

Claims (3)

商用電源から電力を受電して発熱するヒータを有し、導入した灯油を前記ヒータで加熱し脱硫して脱硫済灯油を生成する脱硫器と;
前記脱硫済灯油を蓄える脱硫済灯油タンクと;
前記商用電源の電力負荷が小さい所定の時間帯に前記脱硫を行うように前記脱硫器を制御する制御装置とを備える;
脱硫システム。
A desulfurizer that has a heater that receives power from a commercial power source and generates heat, and heats the introduced kerosene with the heater to desulfurize to produce desulfurized kerosene;
A desulfurized kerosene tank for storing the desulfurized kerosene;
A control device that controls the desulfurizer so as to perform the desulfurization in a predetermined time zone in which a power load of the commercial power source is small;
Desulfurization system.
請求項1に記載の脱硫システムと;
前記脱硫済灯油を導入し改質して水素を主成分とする改質ガスを生成する改質装置と;
前記改質ガスと酸素を含有する酸化剤ガスとを導入して発電する燃料電池とを備える;
燃料電池システム。
A desulfurization system according to claim 1;
A reformer that introduces and reforms the desulfurized kerosene to generate a reformed gas mainly composed of hydrogen;
A fuel cell that generates electricity by introducing the reformed gas and an oxidant gas containing oxygen;
Fuel cell system.
前記脱硫済灯油タンクが、少なくとも、前記所定の時間帯に相当する時間にわたって前記燃料電池を定格で運転したときに消費される前記脱硫済灯油の量を有効容量とするように構成された;
請求項2に記載の燃料電池システム。
The desulfurized kerosene tank is configured to have an effective capacity of an amount of the desulfurized kerosene consumed when the fuel cell is operated at a rating for at least a time corresponding to the predetermined time period;
The fuel cell system according to claim 2.
JP2008278380A 2008-10-29 2008-10-29 Fuel cell system Active JP5350750B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008278380A JP5350750B2 (en) 2008-10-29 2008-10-29 Fuel cell system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008278380A JP5350750B2 (en) 2008-10-29 2008-10-29 Fuel cell system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2010105842A true JP2010105842A (en) 2010-05-13
JP5350750B2 JP5350750B2 (en) 2013-11-27

Family

ID=42295671

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2008278380A Active JP5350750B2 (en) 2008-10-29 2008-10-29 Fuel cell system

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP5350750B2 (en)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH11317233A (en) * 1998-05-01 1999-11-16 Sanyo Electric Co Ltd Fuel cell power generation system
JP2007335333A (en) * 2006-06-16 2007-12-27 Idemitsu Kosan Co Ltd Device for manufacturing fuel gas for fuel cell and fuel cell system
JP2008106172A (en) * 2006-10-26 2008-05-08 Idemitsu Kosan Co Ltd Desulphurization apparatus, method thereof, production system of fuel gas for fuel cell and fuel cell system

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH11317233A (en) * 1998-05-01 1999-11-16 Sanyo Electric Co Ltd Fuel cell power generation system
JP2007335333A (en) * 2006-06-16 2007-12-27 Idemitsu Kosan Co Ltd Device for manufacturing fuel gas for fuel cell and fuel cell system
JP2008106172A (en) * 2006-10-26 2008-05-08 Idemitsu Kosan Co Ltd Desulphurization apparatus, method thereof, production system of fuel gas for fuel cell and fuel cell system

Also Published As

Publication number Publication date
JP5350750B2 (en) 2013-11-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2009004346A (en) Reformer, fuel cell system, and shut-down method for reformer
JP4914273B2 (en) Hydrogen production method and hydrogen production system
JP2009048854A (en) Fuel cell power generating device and its control method
CN111133622B (en) Electrochemical device and hydrogen system
JP2008176943A (en) Fuel cell system
JP5242126B2 (en) Fuel cell system
JP2007194098A (en) Fuel cell power generation system
JP5002220B2 (en) Fuel cell system
JP5350750B2 (en) Fuel cell system
JP2009076392A (en) Liquid fuel cell power generation system
JP2009283278A (en) Fuel cell system
JPH09298065A (en) Fuel cell generating device
JP2010262747A (en) Reforming device for fuel cell
JP2007026998A (en) Fuel cell temperature control method for fused carbonate type fuel cell power generator, and device for the same
JP2008146851A (en) Shutdown method of fuel cell power generating device and fuel cell power generating device
JP5166829B2 (en) Reformer and fuel cell system
JP4466049B2 (en) Water flow control method for reforming steam
JP5299970B2 (en) Fuel cell system
JP3939333B2 (en) Hot water system
JP2009048853A (en) Fuel cell power generating device and its control method
JP2009081112A (en) Operation method of fuel cell power generation device and fuel cell power generation device
JP2007035359A (en) Fuel cell system
JP2005268190A (en) Fuel cell system
JP2017016816A (en) Fuel cell system, stop method for fuel cell system, and power production method
JPH11265725A (en) Carbon monoxide removing device and its operating method

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20110207

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20121029

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20130514

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130523

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20130813

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20130822

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5350750

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250