JP2012140524A - Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, fuel-desulfurization method, and method for producing hydrogen - Google Patents
Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, fuel-desulfurization method, and method for producing hydrogen Download PDFInfo
- Publication number
- JP2012140524A JP2012140524A JP2010293661A JP2010293661A JP2012140524A JP 2012140524 A JP2012140524 A JP 2012140524A JP 2010293661 A JP2010293661 A JP 2010293661A JP 2010293661 A JP2010293661 A JP 2010293661A JP 2012140524 A JP2012140524 A JP 2012140524A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- fuel
- desulfurization
- hydrocarbon
- hydrogen
- catalyst
- 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
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
-
- 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
-
- 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
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
- C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
- C01B2203/127—Catalytic desulfurisation
-
- 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
Abstract
Description
本発明は、脱硫システム、水素製造システム、燃料電池システム、燃料の脱硫方法及び水素の製造方法に関する。 The present invention relates to a desulfurization system, a hydrogen production system, a fuel cell system, a fuel desulfurization method, and a hydrogen production method.
従来の燃料電池システムとして、原燃料を用いて水素を含有する改質ガスを生成する改質器と、改質器で生成された改質ガスを用いて発電する燃料電池と、改質器の上流側において原燃料の脱硫を行う脱硫器と、を備えるものが知られている(例えば、特許文献1参照)。 As a conventional fuel cell system, a reformer that generates a reformed gas containing hydrogen using raw fuel, a fuel cell that generates power using the reformed gas generated by the reformer, and a reformer A device including a desulfurizer that performs desulfurization of raw fuel on the upstream side is known (see, for example, Patent Document 1).
上述のような燃料電池システムにおいては、脱硫器に供給される原燃料が水を含有していると、脱硫器に収容される脱硫用触媒が失活して、脱硫性能が著しく低下するおそれがある。そのため、従来の燃料電池システムにおいては、原燃料から水を十分に(例えば、水分量が0.2体積%未満となるように)除去することが求められている。しかしながら、原燃料から水分量が0.2体積%未満になるまで水を除去するためには、大規模な除湿手段等が必要となる場合がある。 In the fuel cell system as described above, if the raw fuel supplied to the desulfurizer contains water, the desulfurization catalyst accommodated in the desulfurizer may be deactivated, and the desulfurization performance may be significantly reduced. is there. Therefore, in the conventional fuel cell system, it is required to sufficiently remove water from the raw fuel (for example, the water content is less than 0.2% by volume). However, in order to remove water from the raw fuel until the moisture content is less than 0.2% by volume, a large-scale dehumidifying means may be required.
そこで、本発明は、原燃料の水分量を0.2体積%未満にまで低減させずとも、十分な脱硫性能で脱硫することが可能な脱硫システム、該脱硫システムで脱硫された原燃料から水素を製造する水素製造システム、並びに上記脱硫システム及び上記水素製造システムを備える燃料電池システムを提供することを課題とする。また、本発明は、原燃料の水分量を0.2体積%未満にまで低減させずとも、十分な脱硫性能で脱硫することができる燃料の脱硫方法、及び該脱硫方法で脱硫された原燃料から水素を製造する水素の製造方法を提供することを課題とする。 Therefore, the present invention provides a desulfurization system capable of desulfurizing with sufficient desulfurization performance without reducing the moisture content of the raw fuel to less than 0.2% by volume, and hydrogen from raw fuel desulfurized by the desulfurization system. It is an object of the present invention to provide a hydrogen production system for producing a fuel cell system and a fuel cell system including the desulfurization system and the hydrogen production system. The present invention also provides a fuel desulfurization method capable of desulfurization with sufficient desulfurization performance without reducing the moisture content of the raw fuel to less than 0.2% by volume, and the raw fuel desulfurized by the desulfurization method. It is an object of the present invention to provide a method for producing hydrogen from which hydrogen is produced.
本発明に係る脱硫システムは、水及び硫黄化合物を含有する炭化水素系燃料を後段に供給する燃料供給部と、上記燃料供給部から供給された上記炭化水素系燃料を、X型ゼオライトに銀を担持してなる触媒を用いて脱硫する脱硫部と、を備え、上記燃料供給部が供給する上記炭化水素系燃料における上記水の含有量が、上記炭化水素系燃料の全量基準で0.2〜0.4体積%であることを特徴とする。 The desulfurization system according to the present invention includes a fuel supply unit that supplies a hydrocarbon-based fuel containing water and a sulfur compound to a subsequent stage, the hydrocarbon-based fuel supplied from the fuel supply unit, and silver in an X-type zeolite. A desulfurization unit that desulfurizes using a supported catalyst, and the water content in the hydrocarbon fuel supplied by the fuel supply unit is 0.2 to about the total amount of the hydrocarbon fuel. It is characterized by 0.4% by volume.
なお、本明細書でいう炭化水素系燃料における水の含有量とは、露点計で測定した露点温度から算出した飽和水蒸気圧より求めた値である。 The water content in the hydrocarbon-based fuel referred to in this specification is a value obtained from a saturated water vapor pressure calculated from a dew point temperature measured with a dew point meter.
このような脱硫システムによれば、特定の触媒を用いた脱硫部を備えることにより、燃料供給部から供給される炭化水素系燃料が0.2〜0.4体積%の水を含有していても、十分な脱硫性能で燃料を脱硫することができる。 According to such a desulfurization system, the hydrocarbon fuel supplied from the fuel supply unit contains 0.2 to 0.4% by volume of water by providing the desulfurization unit using a specific catalyst. However, the fuel can be desulfurized with sufficient desulfurization performance.
本発明の脱硫システムにおいて、上記炭化水素系燃料は、炭素数4以下の炭化水素化合物を含むことが好ましい。 In the desulfurization system of the present invention, the hydrocarbon fuel preferably includes a hydrocarbon compound having 4 or less carbon atoms.
本発明の水素製造システムは、上記本発明の脱硫システムと、上記脱硫部で脱硫した上記炭化水素系燃料から水素を発生させる水素発生部と、を備える。 The hydrogen production system of the present invention includes the desulfurization system of the present invention and a hydrogen generation unit that generates hydrogen from the hydrocarbon fuel desulfurized in the desulfurization unit.
このような水素製造システムにおいては、上記脱硫システムにより十分な脱硫性能で炭化水素系燃料が脱硫されるため、上記水素発生部における硫黄化合物による水素発生効率の低下が十分に抑制される。そのため、本発明の水素製造システムによれば、0.2〜0.4体積%の水を含有する炭化水素系燃料から、効率よく水素を製造することができる。 In such a hydrogen production system, the hydrocarbon fuel is desulfurized with sufficient desulfurization performance by the desulfurization system, so that a decrease in hydrogen generation efficiency due to sulfur compounds in the hydrogen generation part is sufficiently suppressed. Therefore, according to the hydrogen production system of the present invention, hydrogen can be efficiently produced from a hydrocarbon-based fuel containing 0.2 to 0.4% by volume of water.
本発明の燃料電池システムは、上記本発明の水素製造システムを備える。 The fuel cell system of the present invention includes the hydrogen production system of the present invention.
このような燃料電池システムによれば、上記水素製造システムにより効率よく水素が製造されるため、0.2〜0.4体積%の水を含有する炭化水素系燃料を用いて良好な発電効率を実現することができる。 According to such a fuel cell system, since hydrogen is efficiently produced by the hydrogen production system, good power generation efficiency is achieved using a hydrocarbon-based fuel containing 0.2 to 0.4% by volume of water. Can be realized.
本発明はまた、硫黄化合物及び0.2〜0.4体積%の水を含有する炭化水素系燃料を、X型ゼオライトに銀を担持してなる触媒を用いて脱硫する工程を備える、燃料の脱硫方法を提供する。 The present invention also includes a step of desulfurizing a hydrocarbon fuel containing a sulfur compound and 0.2 to 0.4% by volume of water using a catalyst in which silver is supported on an X-type zeolite. A desulfurization method is provided.
このような燃料の脱硫方法によれば、炭化水素系燃料中の水の含有量を特定の範囲とし、特定の触媒を用いることで、炭化水素系燃料中の水を完全に除去せずとも十分な脱硫性能を実現することができる。 According to such a fuel desulfurization method, the content of water in the hydrocarbon fuel is in a specific range, and a specific catalyst is used so that the water in the hydrocarbon fuel is not completely removed. Desulfurization performance can be realized.
本発明の燃料の脱硫方法において、上記炭化水素系燃料は、炭素数4以下の炭化水素化合物を含むことが好ましい。 In the fuel desulfurization method of the present invention, the hydrocarbon fuel preferably contains a hydrocarbon compound having 4 or less carbon atoms.
本発明はさらに、上記本発明の記載の燃料の脱硫方法によって脱硫された上記炭化水素系燃料を改質して水素を得る工程を備える、水素の製造方法を提供する。 The present invention further provides a method for producing hydrogen, comprising the step of reforming the hydrocarbon fuel desulfurized by the fuel desulfurization method according to the present invention to obtain hydrogen.
このような水素の製造方法によれば、上記脱硫方法によって十分な脱硫性能で上記炭化水素系燃料が脱硫されているため、硫黄化合物による改質効率の低下が十分に抑制され、効率よく水素を製造することができる。 According to such a method for producing hydrogen, since the hydrocarbon-based fuel is desulfurized with sufficient desulfurization performance by the desulfurization method, a reduction in reforming efficiency due to a sulfur compound is sufficiently suppressed, and hydrogen is efficiently consumed. Can be manufactured.
本発明によれば、原燃料の水分量を0.2体積%未満にまで低減させずとも、十分な脱硫性能で脱硫することが可能な脱硫システム、該脱硫システムで脱硫された原燃料から水素を製造する水素製造システム、並びに上記脱硫システム及び上記水素製造システムを備える燃料電池システムが提供される。また、本発明によれば、原燃料の水分量を0.2体積%未満にまで低減させずとも、十分な脱硫性能で脱硫することができる燃料の脱硫方法、及び該脱硫方法で脱硫された原燃料から水素を製造する水素の製造方法が提供される。 According to the present invention, a desulfurization system capable of desulfurizing with sufficient desulfurization performance without reducing the moisture content of the raw fuel to less than 0.2% by volume, and hydrogen from the raw fuel desulfurized by the desulfurization system. , A fuel cell system including the desulfurization system and the hydrogen production system are provided. Further, according to the present invention, a fuel desulfurization method capable of desulfurization with sufficient desulfurization performance without reducing the moisture content of the raw fuel to less than 0.2% by volume, and desulfurization by the desulfurization method. A method for producing hydrogen is provided that produces hydrogen from raw fuel.
以下、本発明の好適な実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。 DESCRIPTION OF EMBODIMENTS Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings.
図1は、本発明の実施形態に係る燃料電池システムの一例を示す概念図である。燃料電池システム1は、燃料供給部2と、脱硫部3と、水素発生部4と、セルスタック5と、オフガス燃焼部6と、水供給部7と、水気化部8と、酸化剤供給部9と、パワーコンディショナー10と、制御部11と、を備えており、図1に示す流れで各部が配管で接続されている。
FIG. 1 is a conceptual diagram showing an example of a fuel cell system according to an embodiment of the present invention. The
燃料供給部2は、脱硫部3とともに脱硫システム20を構成しており、脱硫部3へ炭化水素系燃料を供給する。ここで、炭化水素系燃料としては、分子中に炭素原子と水素原子とを含む化合物(酸素等、他の元素を含んでいてもよい。)又はその混合物を用いることができる。炭化水素系燃料としては、例えば、炭化水素類、アルコール類、エーテル類、バイオ燃料が挙げられ、これらの炭化水素系燃料には、従来の石油・石炭等の化石燃料由来のもの、合成ガス等の合成系燃料由来のもの、バイオマス由来のもの等を適宜用いることができる。
The
炭化水素類としては、例えば、メタン、エタン、プロパン、ブタン等の炭化水素化合物メタン、エタン、プロパン、ブタン、天然ガス、LPG(液化石油ガス)、都市ガス、タウンガス、ガソリン、ナフサ、灯油、軽油が挙げられる。アルコール類としては、例えば、メタノール、エタノールが挙げられる。エーテル類としては、例えば、ジメチルエーテルが挙げられる。バイオ燃料としては、例えば、バイオガス、バイオエタノール、バイオディーゼル、バイオジェットが挙げられる。炭化水素系燃料には、メタノール、エタノールなどのアルコール類、ジメチルエーテルなどのエーテル類が含まれていてもよい。本実施形態においては、パイプラインで供給されメタンを主成分として含むガス(例えば、都市ガス(City gas)、タウンガス(Town gas)、天然ガス(Natural gas)、バイオガス等)又はLPGを好適に使用することができる。 Examples of hydrocarbons include hydrocarbon compounds such as methane, ethane, propane, and butane methane, ethane, propane, butane, natural gas, LPG (liquefied petroleum gas), city gas, town gas, gasoline, naphtha, kerosene, Light oil is mentioned. Examples of alcohols include methanol and ethanol. Examples of ethers include dimethyl ether. Examples of the biofuel include biogas, bioethanol, biodiesel, and biojet. The hydrocarbon fuel may contain alcohols such as methanol and ethanol, and ethers such as dimethyl ether. In the present embodiment, a gas containing methane as a main component (for example, city gas, town gas, natural gas, biogas, etc.) or LPG supplied through a pipeline is suitable. Can be used for
炭化水素系燃料は、炭素数4以下の炭化水素化合物を含むことが好ましい。炭素数4以下の炭化水素化合物としては、具体的には、メタン、エタン、プロパン、ブタンなどの飽和脂肪族炭化水素、エチレン、プロピレン、ブテンなどの不飽和脂肪族炭化水素が挙げられる。炭化水素系燃料は、炭素数4以下の炭化水素化合物を含むガス、すなわち、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン及びブテンのうちの1種以上を含むガスであることが好ましい。また、炭素数4以下の炭化水素化合物を含むガスとしては、メタンを80体積%以上含むガスが好ましく、メタンを85体積%以上含むガスがより好ましい。 The hydrocarbon fuel preferably contains a hydrocarbon compound having 4 or less carbon atoms. Specific examples of the hydrocarbon compound having 4 or less carbon atoms include saturated aliphatic hydrocarbons such as methane, ethane, propane, and butane, and unsaturated aliphatic hydrocarbons such as ethylene, propylene, and butene. The hydrocarbon-based fuel is preferably a gas containing a hydrocarbon compound having 4 or less carbon atoms, that is, a gas containing one or more of methane, ethane, ethylene, propane, propylene, butane and butene. Moreover, as gas containing a C4 or less hydrocarbon compound, the gas containing 80 volume% or more of methane is preferable, and the gas containing 85 volume% or more of methane is more preferable.
燃料供給部2から供給される炭化水素系燃料は、水と硫黄化合物とを含む。ここで、炭化水素系燃料に含まれる水は、例えば、炭化水素系燃料の製造時に混入したもの、パイプラインの破損等により混入したもの、炭化水素系燃料が脱硫部3に供給されるまでの流通経路において混入したものなどが挙げられる。炭化水素系燃料中の水の含有量は、炭化水素系燃料の全量基準で0.2〜0.4体積%である。水の含有量が上記範囲を超えると、脱硫性能が低下する。また、水の含有量を上記範囲未満にするためには、大規模な除湿手段等が必要となる場合があり生産性が低下する。
The hydrocarbon fuel supplied from the
炭化水素系燃料には一般的に、硫黄化合物が含まれている。硫黄化合物としては、炭化水素類等にもともと混在している硫黄化合物や、ガス漏れ検知のための付臭剤に含まれている化合物が挙げられる。炭化水素類等にもともと混在している硫黄化合物としては、硫化水素(H2S)、硫化カルボニル(COS)、二硫化炭素(CS2)等が挙げられる。付臭剤としては、アルキルスルフィド、メルカプタンの単独又は混合物が用いられ、例えば、ジエチルスルフィド(DES)、ジメチルスルフィド(DMS)、エチルメチルスルフィド(EMS)、テトラヒドロチオフェン(THT)、tert−ブチルメルカプタン(TBM)、イソプロピルメルカプタン、ジメチルジスルフィド(DMDS)、ジエチルジスルフィド(DEDS)などが用いられる。硫黄化合物は、通常、炭化水素系燃料の全量を基準とした硫黄原子換算濃度で0.1〜10質量ppm程度含まれる。 The hydrocarbon fuel generally contains a sulfur compound. Examples of the sulfur compound include a sulfur compound originally mixed in hydrocarbons and the like and a compound contained in an odorant for detecting gas leakage. Examples of sulfur compounds originally mixed in hydrocarbons include hydrogen sulfide (H 2 S), carbonyl sulfide (COS), carbon disulfide (CS 2 ), and the like. As the odorant, alkyl sulfide, mercaptan alone or a mixture thereof is used. For example, diethyl sulfide (DES), dimethyl sulfide (DMS), ethyl methyl sulfide (EMS), tetrahydrothiophene (THT), tert-butyl mercaptan ( TBM), isopropyl mercaptan, dimethyl disulfide (DMDS), diethyl disulfide (DEDS) and the like are used. The sulfur compound is usually contained in an amount of about 0.1 to 10 mass ppm in terms of sulfur atom based on the total amount of hydrocarbon fuel.
炭化水素系燃料には、上記以外の成分が、燃料電池システムの特性に悪影響を与えない範囲で含まれてもよい。 The hydrocarbon-based fuel may contain components other than those described above within a range that does not adversely affect the characteristics of the fuel cell system.
燃料供給部2から供給された炭化水素系燃料は、脱硫部3において脱硫される。炭化水素系燃料に含まれる硫黄化合物は、水素発生部4における改質触媒やセルスタック5における電極触媒を被毒するため、脱硫部3における脱硫触媒によって除去される。脱硫触媒としては、X型ゼオライトに銀を担持してなる触媒が用いられる。
The hydrocarbon fuel supplied from the
X型ゼオライトとしては、例えば、SiO2/Al2O3の比が2〜3、好ましくは2.2〜3、さらに好ましくは2.3〜3、の範囲のものを用いることができる。上記比が2より小さい場合には、得られる触媒の脱硫触媒としての寿命が低下する傾向があり、上記比が3より大きい場合には、十分な脱硫性能を得るために必要な銀を担持することが困難になる場合がある。 As the X-type zeolite, for example, one having a SiO 2 / Al 2 O 3 ratio of 2 to 3, preferably 2.2 to 3, more preferably 2.3 to 3 can be used. When the ratio is smaller than 2, the life of the resulting catalyst as a desulfurization catalyst tends to be reduced. When the ratio is larger than 3, the silver necessary for obtaining sufficient desulfurization performance is supported. Can be difficult.
銀の担持量の範囲は、脱硫性能に一層優れるという観点から、ゼオライト及び銀の総量基準で、10〜30質量%であることが好ましく、15〜25質量%であることがより好ましい。担持量が10質量%より小さい場合には脱硫性能が十分でない場合があり、30質量%より多い場合には銀の添加量に見合った脱硫性能が発揮されない場合がある。なお、X型ゼオライトは、例えばY型ゼオライトと比較して、より多くの銀を担持することができる。 The range of the supported amount of silver is preferably 10 to 30% by mass, and more preferably 15 to 25% by mass, based on the total amount of zeolite and silver, from the viewpoint that the desulfurization performance is further improved. When the supported amount is less than 10% by mass, the desulfurization performance may not be sufficient, and when it is more than 30% by mass, the desulfurization performance corresponding to the added amount of silver may not be exhibited. In addition, X type zeolite can carry more silver compared with Y type zeolite, for example.
銀の担持方法としては、イオン交換法が好ましく使用される。イオン交換法に用いられるゼオライトとしては、ナトリウム型、アンモニウム型、プロトン型など様々な形態のものが挙げられ、これらのうちナトリウム型が好ましく使用される。一方、銀は通常カチオンとして水に溶解した形態で準備される。その具体例としては、硝酸銀や過塩素酸銀などの水溶液、銀のアンミン錯イオン水溶液、などを挙げることができるが、硝酸銀水溶液が最も好ましく使用される。銀イオンを含む水溶液の濃度は銀の濃度として、通常0.5〜10質量%、好ましくは1〜5質量%の範囲である。 As a method for supporting silver, an ion exchange method is preferably used. Examples of the zeolite used in the ion exchange method include various types such as sodium type, ammonium type, and proton type, and among these, sodium type is preferably used. On the other hand, silver is usually prepared as a cation dissolved in water. Specific examples thereof include an aqueous solution of silver nitrate and silver perchlorate, an aqueous solution of silver ammine complex ion, and the like, and an aqueous silver nitrate solution is most preferably used. The density | concentration of the aqueous solution containing silver ion is 0.5-10 mass% normally as a density | concentration of silver, Preferably it is the range of 1-5 mass%.
イオン交換の方法には特に制限はないが、通常は上記のカチオン性の銀を含む溶液に、前述のゼオライトを加え、通常0〜90℃、好ましくは20〜70℃の温度範囲において1時間ないし数時間程度、好ましくは撹拌しながらイオン交換処理する。ついで、固形物をろ過などの手段で分離し、水などで洗浄した後、50〜200℃、好ましくは80〜150℃の温度で乾燥処理する。このイオン交換処理は繰り返し行うことができる。次に必要であれば、200〜600℃、好ましくは250〜400℃で数時間程度焼成処理しても良い。このような方法により、目的の銀イオン交換ゼオライト(銀担持ゼオライト)を得ることができる。 The method of ion exchange is not particularly limited, but usually the above-mentioned zeolite is added to the above solution containing cationic silver, and it is usually 0 to 90 ° C., preferably 20 to 70 ° C. for 1 hour to The ion exchange treatment is performed for several hours, preferably with stirring. Next, the solid matter is separated by means such as filtration and washed with water, and then dried at a temperature of 50 to 200 ° C., preferably 80 to 150 ° C. This ion exchange treatment can be repeated. Next, if necessary, it may be fired at 200 to 600 ° C., preferably 250 to 400 ° C. for about several hours. By such a method, the target silver ion exchange zeolite (silver supported zeolite) can be obtained.
上記の方法で製造された銀を担持したゼオライトは、アルミナ、シリカ、粘土鉱物など、もしくはベーマイトなどこれらの前駆体を、適当なバインダーとして用いて、押出成型、打錠成型、転動造粒、スプレードライおよび必要に応じて焼成するなど、通常の方法で成型して使用できる。 Zeolite carrying silver produced by the above method is alumina, silica, clay mineral, etc., using these precursors such as boehmite as an appropriate binder, extrusion molding, tableting molding, rolling granulation, It can be molded and used by a normal method such as spray drying and firing as necessary.
脱硫部3においては、炭化水素系燃料を上記脱硫触媒に接触させることにより、炭化水素系燃料を脱硫する。脱硫時の温度は、例えば、−50〜100℃、より好ましくは−20〜80℃、さらに好ましくは0〜60℃とすることができる。 In the desulfurization unit 3, the hydrocarbon fuel is desulfurized by bringing the hydrocarbon fuel into contact with the desulfurization catalyst. The temperature at the time of desulfurization is, for example, −50 to 100 ° C., more preferably −20 to 80 ° C., and still more preferably 0 to 60 ° C.
脱硫部3においては、脱硫温度以外の諸条件を以下のように設定することが好ましい。すなわち、都市ガスなど常温(例えば、25℃)・常圧(例えば、ゲージ圧0MPa)で気体である炭化水素系燃料を用いる場合、GHSVは10〜20000h−1、好ましくは10〜7000h−1の間で選択することが好ましい。GHSVが10h−1より低いと、脱硫性能は良好になるものの、多量の脱硫触媒を使用するため脱硫部3として過大な脱硫器を用いる必要が生じる。また、GHSVを20000h−1以下とすることで、脱硫部3の脱硫性能が一層向上する。なお、液体燃料を炭化水素系燃料として使用することもでき、その場合には、LHSVを0.01〜100h−1の間で選択することが好ましい。 In the desulfurization part 3, it is preferable to set various conditions other than the desulfurization temperature as follows. That is, when using a hydrocarbon-based fuel that is gaseous at normal temperature (for example, 25 ° C.) and normal pressure (for example, gauge pressure of 0 MPa) such as city gas, GHSV is 10 to 20000 h −1 , preferably 10 to 7000 h −1 . It is preferable to select between. When GHSV is lower than 10 h −1 , desulfurization performance is improved, but since a large amount of desulfurization catalyst is used, it is necessary to use an excessive desulfurizer as the desulfurization section 3. Moreover, the desulfurization performance of the desulfurization part 3 further improves by making GHSV into 20000 h- 1 or less. In addition, liquid fuel can also be used as a hydrocarbon fuel, and in that case, it is preferable to select LHSV between 0.01 and 100 h- 1 .
使用圧力は、通常、常圧〜1MPa(ゲージ圧、以下同じ。)、好ましくは常圧〜0.5MPa、さらに好ましくは常圧〜0.2MPaの範囲で選択されるが、大気圧条件下で最も好ましく実施できる。 The working pressure is usually selected in the range of normal pressure to 1 MPa (gauge pressure, the same shall apply hereinafter), preferably normal pressure to 0.5 MPa, more preferably normal pressure to 0.2 MPa. Most preferably, it can be implemented.
ここで、通常、脱硫触媒に0.2体積%以上の水を含有する燃料を接触させた場合には、脱硫触媒の脱硫性能が著しく低下する。これに対して、上記特定の脱硫触媒(X型ゼオライトに銀を担持してなる触媒)を用いた場合には、燃料中の水の含有量を0.2〜0.4体積%の範囲とすることで、脱硫性能の低下が抑制される。具体的には、例えば、水の含有量が上記範囲であると、水の含有量が0.5体積%である場合と比較して、相対脱硫性能は1.4倍程度向上する。また、水の含有量が上記範囲であると、水の含有量が0.1体積%である場合と比較して、相対脱硫性能は、0.1倍程度しか低下せず、十分な脱硫性能が得られる。 Here, usually, when a fuel containing 0.2% by volume or more of water is brought into contact with the desulfurization catalyst, the desulfurization performance of the desulfurization catalyst is significantly reduced. On the other hand, when the specific desulfurization catalyst (catalyst formed by supporting silver on X-type zeolite) is used, the water content in the fuel is in the range of 0.2 to 0.4% by volume. By doing, the fall of desulfurization performance is suppressed. Specifically, for example, when the water content is in the above range, the relative desulfurization performance is improved by about 1.4 times compared to the case where the water content is 0.5% by volume. Further, when the water content is in the above range, the relative desulfurization performance is reduced only about 0.1 times compared to the case where the water content is 0.1% by volume, and sufficient desulfurization performance is obtained. Is obtained.
燃料供給部2は、水の含有量が0.4体積%を超える炭化水素系燃料を除湿して、炭化水素系燃料中の水の含有量を0.2〜0.4体積%の範囲内とする除湿手段を有していてもよい。除湿手段としては、例えば、モレキュラーシーブ等の除湿剤を用いて炭化水素系燃料中の水含有量を0.2〜0.4体積%とする除湿手段が挙げられる。
The
脱硫部3により硫黄化合物が除去された炭化水素系燃料は、水素発生部4へ供給される。水素発生部4は、脱硫システム20とともに水素製造システム30を構成する。水素発生部4は、脱硫後の炭化水素系燃料を改質触媒によって改質する改質器を有し、水素リッチガスを発生させる。水素発生部4での改質方式は、特に限定されず、例えば、水蒸気改質、部分酸化改質、自己熱改質、その他の改質方式を採用できる。また、改質温度は通常200〜800℃、好ましくは300〜700℃である。なお、水素発生部4は、セルスタック5が要求する水素リッチガスの性状によって、改質触媒により改質する改質器の他に性状を調整するための構成を有する場合もある。例えば、セルスタック5のタイプが固体高分子形燃料電池(PEFC)やリン酸形燃料電池(PAFC)であった場合、水素発生部4は、水素リッチガス中の一酸化炭素を除去するための構成(例えば、シフト反応部、選択酸化反応部)を有する。水素発生部4は、水素リッチガスをセルスタック5のアノード12へ供給する。
The hydrocarbon-based fuel from which the sulfur compound has been removed by the desulfurization unit 3 is supplied to the hydrogen generation unit 4. The hydrogen generator 4 and the
改質触媒としては、セリウム酸化物またはセリウム酸化物を主成分とする希土類元素酸化物を含む触媒担体と、該担体に担持された活性金属とを有するものが挙げられる。 Examples of the reforming catalyst include cerium oxide or a catalyst carrier containing a rare earth element oxide mainly composed of cerium oxide and an active metal supported on the carrier.
改質触媒は、活性金属としてRu又はRhを用いることが好ましい。Ru又はRhの担持量としては、セリウムとRu又はRhの原子比(Ce/Ru又はCe/Rh)が1〜250、好ましくは2〜100、さらに好ましくは3〜50が望ましい。当該原子比が上記範囲から外れる場合、十分な触媒活性が得られない場合があり、好ましくない。また、Ru又はRhの担持量は、触媒重量(触媒担体と活性金属の合計重量)に対し、Ru又はRhを金属当量として0.1〜3.0質量%であり、好ましくは0.5〜2.5質量%である。 The reforming catalyst preferably uses Ru or Rh as the active metal. As the loading amount of Ru or Rh, the atomic ratio of cerium to Ru or Rh (Ce / Ru or Ce / Rh) is 1 to 250, preferably 2 to 100, more preferably 3 to 50. When the atomic ratio is out of the above range, sufficient catalytic activity may not be obtained, which is not preferable. The amount of Ru or Rh supported is 0.1 to 3.0% by mass, preferably 0.5 to 3.0% by weight, based on the catalyst weight (total weight of catalyst support and active metal), with Ru or Rh as the metal equivalent. 2.5% by mass.
Ru又はRhの触媒担体への担持方法は、特に限定されるものではなく、公知の方法を適用することにより容易に行うことができる。例えば、含浸法、沈着法、共沈法、混練法、イオン交換法、ポアフィリング法等が挙げられ、特に含浸法が望ましい。触媒を製造する際のRu又はRhの出発物質は、前記の担持法により異なり、適宜選択することができるが、通常、Ru又はRhの塩化物やRu又はRhの硝酸塩が用いられる。例えば、含浸法を適用する場合、Ru又はRhの塩の溶液(通常は水溶液)を調製し、上記の担体に含浸させたのち、乾燥、必要に応じ焼成する方法を例示することができる。焼成は、通常、空気や窒素雰囲気下などで行われ、温度は、当該塩の分解温度以上であれば特に限定されないが、通常、200〜800℃、好ましくは300〜800℃、より好ましくは500〜800℃程度が望ましい。本発明においては、通常、Ru又はRhを触媒担体に担持したのち、還元雰囲気(通常は水素雰囲気)で400〜1000℃、好ましくは500〜700℃で還元処理することにより触媒を調製することが好ましく採用される。なお、上記の改質触媒には、他の貴金属(白金、イリジウム、パラジウムなど)をさらに担持させた形態とすることもできる。 The method for supporting Ru or Rh on the catalyst carrier is not particularly limited, and can be easily performed by applying a known method. For example, an impregnation method, a deposition method, a coprecipitation method, a kneading method, an ion exchange method, a pore filling method and the like can be mentioned, and the impregnation method is particularly desirable. The starting material for Ru or Rh used in the production of the catalyst varies depending on the above-mentioned supporting method and can be appropriately selected. Usually, a Ru or Rh chloride or a Ru or Rh nitrate is used. For example, when an impregnation method is applied, a method of preparing a solution of Ru or Rh salt (usually an aqueous solution), impregnating the above carrier, drying, and firing as necessary can be exemplified. Firing is usually performed in air or a nitrogen atmosphere, and the temperature is not particularly limited as long as it is equal to or higher than the decomposition temperature of the salt, but is usually 200 to 800 ° C, preferably 300 to 800 ° C, more preferably 500. About ~ 800 ° C is desirable. In the present invention, it is usually possible to prepare a catalyst by supporting Ru or Rh on a catalyst carrier and then performing a reduction treatment at 400 to 1000 ° C., preferably 500 to 700 ° C. in a reducing atmosphere (usually a hydrogen atmosphere). Preferably employed. The above reforming catalyst may be in a form in which other noble metals (platinum, iridium, palladium, etc.) are further supported.
また、改質触媒の触媒担体としては、セリウム酸化物またはセリウム酸化物を主成分とする希土類元素酸化物5〜40質量%、アルミニウム酸化物60〜95質量%を含む担体であることが好ましい。 The catalyst support for the reforming catalyst is preferably a support containing cerium oxide or a rare earth element oxide containing cerium oxide as a main component in an amount of 5 to 40% by mass and aluminum oxide in an amount of 60 to 95% by mass.
セリウム酸化物は、特に限定されないが、酸化第2セリウム(通称、セリアと呼ばれている。)が好ましい。セリウム酸化物の調製方法は、特に限定されるものではなく、例えば、硝酸セリウム(Ce(NO3)3・6H2O、Ce(NO3)4等)、塩化セリウム(CeCl3・nH2O)、水酸化セリウム(CeOH3、CeOH4・H2O等)、炭酸セリウム(Ce2(CO3)3・8H2O、Ce2(CO3)3・5H2O等)、シュウ酸セリウム、シュウ酸セリウム(IV)アンモニウム、塩化セリウム等を出発原料とし、公知の方法、例えば、空気中において焼成すること等により調製することができる。 The cerium oxide is not particularly limited, but second cerium oxide (commonly called ceria) is preferable. The method for preparing cerium oxide is not particularly limited, and for example, cerium nitrate (Ce (NO 3 ) 3 .6H 2 O, Ce (NO 3 ) 4, etc.), cerium chloride (CeCl 3 .nH 2 O) ), Cerium hydroxide (CeOH 3 , CeOH 4 .H 2 O, etc.), cerium carbonate (Ce 2 (CO 3 ) 3 .8 H 2 O, Ce 2 (CO 3 ) 3 .5H 2 O etc.), cerium oxalate , Cerium (IV) ammonium oxalate, cerium chloride and the like as starting materials, and can be prepared by a known method, for example, firing in air.
セリウム酸化物を主成分とする希土類元素酸化物は、セリウムを主成分とした混合希土類元素の塩から調製することができる。セリウム酸化物を主成分とする希土類元素酸化物において、セリウム酸化物の含有量は通常50質量%以上、好ましくは60質量%以上、さらに好ましくは70質量%以上である。セリウム酸化物以外の希土類元素酸化物としては、スカンジウム、イットリウム、ランタン、プロセオジム、ネオジム、プロメチウム、サマリウム、ユウロピウム、ガドリニウム、テルビウム、ジスプロシウム、ホルミウム、エルビウム、ツリウム、イッテルビウム、ルテチウム等の各元素の酸化物が挙げられる。なかでも、イットリウム、ランタン、ネオジムの各元素の酸化物が好ましく、特にランタンの酸化物が好ましい。もちろん結晶形態は特に限定されるものではなく、いずれの結晶形態であっても良い。 The rare earth element oxide mainly composed of cerium oxide can be prepared from a salt of a mixed rare earth element mainly composed of cerium. In the rare earth element oxide mainly composed of cerium oxide, the content of cerium oxide is usually 50% by mass or more, preferably 60% by mass or more, and more preferably 70% by mass or more. As rare earth element oxides other than cerium oxide, scandium, yttrium, lanthanum, protheodymium, neodymium, promethium, samarium, europium, gadolinium, terbium, dysprosium, holmium, erbium, thulium, ytterbium, lutetium, etc. Is mentioned. Of these, oxides of each element of yttrium, lanthanum, and neodymium are preferable, and oxides of lanthanum are particularly preferable. Of course, the crystal form is not particularly limited, and any crystal form may be used.
アルミニウム酸化物は、アルミナの他、アルミニウムとケイ素、銅、鉄、チタンなどの他の元素との複酸化物をも包含し、複酸化物としてはシリカアルミナ等が代表的なものとして挙げられる。本発明のアルミニウム酸化物としては、特にアルミナが望ましく、アルミナとしては特に限定されなく、α、β、γ、η、θ、κ、χ等のいずれの結晶形態のものが使用でき、特にγ型が好ましい。また、ベーマイト、バイアライト、ギブサイト等のアルミナ水和物を使用することもできる。シリカアルミナの場合も特に限定されなく、いずれの結晶形態のものが使用できる。もちろん、本発明で用いるアルミニウム酸化物は少量の不純物を含有していても支障無く使用できる。 In addition to alumina, aluminum oxide also includes double oxides of aluminum and other elements such as silicon, copper, iron, and titanium. Typical examples of double oxides include silica alumina. As the aluminum oxide of the present invention, alumina is particularly desirable, and the alumina is not particularly limited, and any crystal form such as α, β, γ, η, θ, κ, χ, etc. can be used. Is preferred. Alumina hydrates such as boehmite, bayerite, and gibbsite can also be used. Silica alumina is not particularly limited, and any crystal form can be used. Of course, the aluminum oxide used in the present invention can be used without any problem even if it contains a small amount of impurities.
本発明で用いる触媒担体におけるセリウム酸化物およびセリウム酸化物を主成分とする希土類元素酸化物の組成割合は、5〜40質量%、好ましくは10〜35質量%である。セリウム酸化物およびセリウム酸化物を主成分とする希土類元素酸化物が5質量%より少ない場合、炭素析出抑制効果、活性促進効果、酸素共存下での耐熱性向上効果が不十分であり好ましくなく、また40質量%より多い場合は担体の表面積が減少し、十分な触媒活性が得られないことがあり好ましくない。 The composition ratio of the cerium oxide and the rare earth element oxide mainly composed of cerium oxide in the catalyst carrier used in the present invention is 5 to 40% by mass, preferably 10 to 35% by mass. When the rare earth element oxide containing cerium oxide and cerium oxide as a main component is less than 5% by mass, the carbon precipitation suppressing effect, the activity promoting effect, and the heat resistance improving effect in the presence of oxygen are insufficient, which is not preferable. On the other hand, when the amount is more than 40% by mass, the surface area of the support is decreased, and sufficient catalytic activity may not be obtained.
改質触媒の触媒担体におけるアルミニウム酸化物の組成割合は、60〜95質量%、好ましくは65〜90質量%である。アルミニウム酸化物の組成割合が60質量%より少ない場合は担体の表面積が減少し、十分な触媒活性が得られないことがあり好ましくなく、また95質量%より多い場合は炭素析出抑制効果、活性促進効果、酸素共存下での耐熱性向上効果が不十分であり好ましくない。 The composition ratio of the aluminum oxide in the catalyst support of the reforming catalyst is 60 to 95% by mass, preferably 65 to 90% by mass. When the composition ratio of the aluminum oxide is less than 60% by mass, the surface area of the support is decreased, so that sufficient catalytic activity may not be obtained. This is not preferable because the effect and the effect of improving heat resistance in the presence of oxygen are insufficient.
改質触媒の触媒担体の製造方法は特に限定されるものではなく、公知の方法により容易に製造することができる。例えば、アルミニウム酸化物に、セリウムもしくはセリウムを主成分とする希土類元素の塩の水溶液を含浸させて、乾燥、焼成することにより製造することができる。このとき用いる塩としては水溶性の塩が好ましく、具体的な塩としては、硝酸塩、塩化物、硫酸塩、酢酸塩等の塩を挙げることができるが、特に焼成により容易に熱分解して酸化物となる硝酸塩または有機酸塩が好ましい。焼成は、通常、空気や酸素雰囲気下などで行われ、温度は、当該塩の分解温度以上であれば特に限定されないが、通常500〜1400℃、好ましくは700〜1200℃程度が望ましい。また、担体の調製の別法としては、共沈法、ゲル混練法、ゾルゲル法によっても調製することができる。 The method for producing the catalyst carrier of the reforming catalyst is not particularly limited, and can be easily produced by a known method. For example, it can be produced by impregnating aluminum oxide with an aqueous solution of cerium or a rare earth element salt containing cerium as a main component, followed by drying and baking. The salt used at this time is preferably a water-soluble salt. Specific examples of the salt include nitrates, chlorides, sulfates, acetates, and the like. Nitrate or organic acid salt is preferable. Firing is usually performed in air or an oxygen atmosphere, and the temperature is not particularly limited as long as it is equal to or higher than the decomposition temperature of the salt, but it is usually about 500 to 1400 ° C, preferably about 700 to 1200 ° C. As another method for preparing the carrier, it can also be prepared by a coprecipitation method, a gel kneading method, or a sol-gel method.
このようにして触媒担体を得ることができるが、Ru又はRhを担持する前に触媒担体を空気や酸素雰囲気下で焼成処理するのが好ましい。このときの焼成温度としては、通常500〜1400℃、好ましくは700〜1200℃である。また、触媒担体の機械的強度を高めることを目的として、触媒担体に少量のバインダー、例えばシリカ、セメント等を添加することもできる。改質触媒の触媒担体の形状は特に限定されるものではなく、触媒を使用する形態により適宜選択することができる。例えば、ペレット状、顆粒状、ハニカム状、スポンジ状等などの任意の形状が採用される。 Although the catalyst carrier can be obtained in this way, it is preferable to calcinate the catalyst carrier in the atmosphere of air or oxygen before supporting Ru or Rh. As a calcination temperature at this time, it is 500-1400 degreeC normally, Preferably it is 700-1200 degreeC. Further, for the purpose of increasing the mechanical strength of the catalyst carrier, a small amount of a binder such as silica or cement can be added to the catalyst carrier. The shape of the catalyst carrier of the reforming catalyst is not particularly limited, and can be appropriately selected depending on the form in which the catalyst is used. For example, an arbitrary shape such as a pellet shape, a granule shape, a honeycomb shape, or a sponge shape is adopted.
また、水素発生部4においては、炭化水素系燃料を改質するために水蒸気を水気化部8から供給されることが好ましい。水蒸気は、水供給部7から供給される水を水気化部8において加熱し、気化させることによって生成されることが好ましい。水気化部8における水の加熱は、例えば、水素発生部4の熱、オフガス燃焼部6の熱、あるいは排ガスの熱を回収する等、燃料電池システム1内で発生した熱を用いてもよい。また、別途ヒータ、バーナ等の他熱源を用いて水を加熱してもよい。なお、図1では、一例としてオフガス燃焼部6から水素発生部4へ供給される熱のみ記載されているが、これに限定されない。
Moreover, in the hydrogen generation part 4, it is preferable that water vapor | steam is supplied from the
燃料電池システム1には、水素製造システム30とセルスタック5をつなぐ配管(図示せず)を通じて、水素製造システム30から水素リッチガスが供給される。この水素リッチガスと酸化剤を用いて、セルスタック5にて発電を行う。燃料電池システム1におけるセルスタック5の種類は特に限定されず、例えば、固体高分子形燃料電池(PEFC:Polymer Electrolyte Fuel Cell)、固体酸化物形燃料電池(SOFC:Solid Oxide Fuel Cell)、リン酸形燃料電池(PAFC:Phosphoric Acid Fuel Cell)、溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC:Molten Carbonate Fuel Cell)、及び、その他の種類を採用することができる。なお、セルスタック5の種類や改質方式等に応じて、図1に示す構成要素を適宜省略してもよい。
Hydrogen rich gas is supplied from the
酸化剤は、酸化剤供給部9と燃料電池システム1をつなぐ配管を通じて、酸化剤供給部9から供給される。酸化剤としては、例えば、空気、純酸素ガス(通常の除去手法で除去が困難な不純物を含んでもよい)、酸素富化空気が用いられる。
The oxidant is supplied from the
セルスタック5は、水素発生部4からの水素リッチガス及び酸化剤供給部9からの酸化剤を用いて発電を行う。セルスタック5は、水素リッチガスが供給されるアノード12と、酸化剤が供給されるカソード13と、アノード12とカソード13との間に配置される電解質14と、を備えている。セルスタック5は、パワーコンディショナー10を介して、電力を外部へ供給する。セルスタック5は、発電に用いられなかった水素リッチガス及び酸化剤をオフガスとして、オフガス燃焼部6へ供給する。なお、水素発生部4が備えている燃焼部(例えば、改質器を加熱する燃焼器など)をオフガス燃焼部6と共用してもよい。
The
オフガス燃焼部6は、セルスタック5から供給されるオフガスを燃焼させる。オフガス燃焼部6によって発生する熱は、水素発生部4へ供給され、水素発生部4での水素リッチガスの発生に用いられる。また、燃料供給部2、水供給部7、及び酸化剤供給部9は、例えばポンプによって構成されており、制御部11からの制御信号に基づいて駆動する。
The off gas combustion unit 6 burns off gas supplied from the
パワーコンディショナー10は、セルスタック5からの電力を、外部での電力使用状態に合わせて調整する。パワーコンディショナー10は、例えば、電圧を変換する処理や、直流電力を交流電力へ変換する処理を行う。
The
制御部11は、燃料電池システム1全体の制御処理を行う。制御部11は、例えばCPU(Central Processing Unit)、ROM(Read Only Memory)、RAM(Random Access Memory)、及び入出力インターフェイスを含んで構成されたデバイスによって構成される。制御部11は、燃料供給部2、水供給部7、酸化剤供給部9、パワーコンディショナー10、その他、図示されないセンサや補機と電気的に接続されている。制御部11は、燃料電池システム1内で発生する各種信号を取得すると共に、燃料電池システム1内の各機器へ制御信号を出力する。
The
以上、本発明の脱硫システム、水素製造システム及び燃料電池システムによれば、原燃料の水を0.2〜0.4体積%の範囲とすることで、十分に脱硫された炭化水素系燃料を安定供給することができる。 As described above, according to the desulfurization system, the hydrogen production system, and the fuel cell system of the present invention, a sufficiently desulfurized hydrocarbon fuel can be obtained by setting the raw fuel water in the range of 0.2 to 0.4% by volume. Stable supply is possible.
次に、本発明の燃料の脱硫方法及び水素の製造方法について説明する。本発明の燃料の脱硫方法は、硫黄化合物及び0.2〜0.4体積%の水を含有する炭化水素系燃料を、X型ゼオライトに銀を担持してなる触媒を用いて脱硫する工程を備える。 Next, the fuel desulfurization method and the hydrogen production method of the present invention will be described. The fuel desulfurization method of the present invention includes a step of desulfurizing a hydrocarbon-based fuel containing a sulfur compound and 0.2 to 0.4% by volume of water using a catalyst in which silver is supported on an X-type zeolite. Prepare.
硫黄化合物及び0.2〜0.4体積%の水を含有する炭化水素系燃料としては、上述した炭化水素系燃料が挙げられる。 Examples of the hydrocarbon fuel containing a sulfur compound and 0.2 to 0.4% by volume of water include the hydrocarbon fuels described above.
炭化水素系燃料を、X型ゼオライトに銀を担持してなる触媒(脱硫触媒)に接触させる具体的な手段としては、上述した燃料供給部2及び上述した脱硫部3が挙げられる。すなわち、燃料供給部2によって炭化水素系燃料を脱硫部3に供給し、供給された炭化水素系燃料を脱硫部3における脱硫触媒と接触させる。
Specific means for bringing the hydrocarbon fuel into contact with a catalyst (desulfurization catalyst) formed by supporting silver on X-type zeolite includes the
脱硫条件は、通常、燃料が気化した状態となる条件であることが好ましい。脱硫温度は、好ましくは−50〜100℃、より好ましくは−20〜80℃、さらに好ましくは0〜60℃である。 It is preferable that the desulfurization conditions are usually conditions in which the fuel is vaporized. The desulfurization temperature is preferably −50 to 100 ° C., more preferably −20 to 80 ° C., and further preferably 0 to 60 ° C.
脱硫温度以外の諸条件は、以下のように設定することが好ましい。すなわち、都市ガスなど常温(例えば、25℃)・常圧(例えば、ゲージ圧0MPa)で気体である炭化水素系燃料を用いる場合、GHSVは10〜20000h−1、好ましくは10〜7000h−1の間で選択することが好ましい。GHSVが10h−1より低いと、脱硫性能は良好になるものの、多量の脱硫剤を使用するため過大な脱硫器用いる必要が生じる。また、GHSVを20000h−1以下とすることで、脱硫性能が一層向上する。なお、液体燃料を炭化水素系燃料として使用することもでき、その場合には、LHSVを0.01〜100h−1の間で選択することが好ましい。 Various conditions other than the desulfurization temperature are preferably set as follows. That is, when using a hydrocarbon-based fuel that is gaseous at normal temperature (for example, 25 ° C.) and normal pressure (for example, gauge pressure of 0 MPa) such as city gas, GHSV is 10 to 20000 h −1 , preferably 10 to 7000 h −1 . It is preferable to select between. When GHSV is lower than 10 h −1 , the desulfurization performance is improved, but an excessive amount of desulfurizer is required because a large amount of desulfurization agent is used. Moreover, desulfurization performance improves further by making GHSV into 20000h- 1 or less. In addition, liquid fuel can also be used as a hydrocarbon fuel, and in that case, it is preferable to select LHSV between 0.01 and 100 h- 1 .
使用圧力は、通常、常圧〜1MPa(ゲージ圧、以下同じ。)、好ましくは常圧〜0.5MPa、さらに好ましくは常圧〜0.2MPaの範囲で選択されるが、大気圧条件下で最も好ましく実施できる。 The working pressure is usually selected in the range of normal pressure to 1 MPa (gauge pressure, the same shall apply hereinafter), preferably normal pressure to 0.5 MPa, more preferably normal pressure to 0.2 MPa. Most preferably, it can be implemented.
本発明の水素の製造方法は、上記脱硫方法により脱硫された炭化水素系燃料を改質し、水素(水素リッチガス)を発生させる。改質方式は、上述のように特に限定されず、例えば、水蒸気改質、部分酸化改質、自己熱改質、その他の改質方式を採用できる。改質温度は通常200〜800℃、好ましくは300〜700℃である。 The method for producing hydrogen according to the present invention reforms the hydrocarbon fuel desulfurized by the desulfurization method to generate hydrogen (hydrogen-rich gas). The reforming method is not particularly limited as described above, and for example, steam reforming, partial oxidation reforming, autothermal reforming, and other reforming methods can be employed. The reforming temperature is usually 200 to 800 ° C, preferably 300 to 700 ° C.
改質触媒は、上述のとおり活性金属としてはRu又はRhを用いることが好ましく、触媒担体としてはセリウム酸化物またはセリウム酸化物を主成分とする希土類元素酸化物5〜40質量%、アルミニウム酸化物60〜95質量%を含む担体であることが好ましい。 As described above, the reforming catalyst preferably uses Ru or Rh as the active metal, and the catalyst carrier is cerium oxide or a rare earth element oxide containing cerium oxide as a main component, and an aluminum oxide. A carrier containing 60 to 95% by mass is preferable.
また、改質においては、場合により燃料を改質するために水蒸気が必要であることから、水気化部8から水素発生部4に水蒸気が供給されることが好ましい。水蒸気は、水供給部7から供給される水を水気化部8において加熱し、気化させることによって生成されることが好ましい。
In reforming, it is preferable that steam is supplied from the
以上、本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されるものではない。 The preferred embodiment of the present invention has been described above, but the present invention is not limited to the above embodiment.
以下、実施例により本発明をより具体的に説明するが、本発明は実施例に限定されるものではない。 EXAMPLES Hereinafter, although an Example demonstrates this invention more concretely, this invention is not limited to an Example.
<脱硫触媒Aの調製>
硝酸銀30gに対し、蒸留水600mlを添加し硝酸銀水溶液を調製した。次に、攪拌しながらSiO2/Al2O3(モル比)=2.5の市販のNaX型ゼオライト粉末50gと混合し、イオン交換を行った。その後、硝酸根が残らないように蒸留水にて洗浄した。洗浄後、空気中、180℃で一晩乾燥した。乾燥後の粉末状銀交換ゼオライト30gに対し、アルミナバインダーを5g混合し、1mmφにて押出成型し、脱硫触媒A(表1では「Ag/X」と示す。)とした。脱硫触媒A中の銀の担持量はゼオライト基準で24質量%であった。
<Preparation of desulfurization catalyst A>
An aqueous silver nitrate solution was prepared by adding 600 ml of distilled water to 30 g of silver nitrate. Next, the mixture was mixed with 50 g of commercially available NaX-type zeolite powder with SiO 2 / Al 2 O 3 (molar ratio) = 2.5 with stirring, and ion exchange was performed. Then, it was washed with distilled water so as not to leave nitrate radicals. After washing, it was dried overnight at 180 ° C. in air. 5 g of an alumina binder was mixed with 30 g of the powdered silver-exchanged zeolite after drying, and extrusion molding was performed at 1 mmφ to obtain a desulfurization catalyst A (shown as “Ag / X” in Table 1). The amount of silver supported in the desulfurization catalyst A was 24% by mass on the basis of zeolite.
<脱硫触媒Bの調製>
硫酸銅5水和物40gに対し、蒸留水600mlを添加し硫酸銅水溶液を調製した。次に、攪拌しながらSiO2/Al2O3(モル比)=4.5の市販のNaY型ゼオライト粉末50gと混合し、イオン交換を行った。その後、硫酸根が残らないように蒸留水にて洗浄した。洗浄後、空気気流中、180℃で一晩乾燥した。乾燥後の粉末状銅交換ゼオライト30gに対し、アルミナバインダーを5g混合し、1mmφにて押出成型し、脱硫触媒B(表1では「Cu/Y」と示す。)とした。脱硫触媒B中の銅の担持量はゼオライト基準で15質量%であった。
<Preparation of desulfurization catalyst B>
To 40 g of copper sulfate pentahydrate, 600 ml of distilled water was added to prepare an aqueous copper sulfate solution. Next, the mixture was mixed with 50 g of commercially available NaY-type zeolite powder with SiO 2 / Al 2 O 3 (molar ratio) = 4.5 while stirring, and ion exchange was performed. Then, it washed with distilled water so that a sulfate radical might not remain. After washing, it was dried overnight at 180 ° C. in an air stream. 5 g of an alumina binder was mixed with 30 g of the powdered copper-exchanged zeolite after drying, and extrusion molding was performed at 1 mmφ to obtain a desulfurization catalyst B (shown as “Cu / Y” in Table 1). The amount of copper supported in the desulfurization catalyst B was 15% by mass based on the zeolite.
(実施例1)
脱硫触媒A6mlを固定床流通式反応管に充填し、水の含有量(表1中では「H2O濃度」と示す。)が0.2体積%であり、硫黄化合物としてDSM(ジメチルスルフィド)を硫黄原子換算濃度で80質量ppm含有するメタンガスを、GHSV=5000h−1にて、常圧、30℃で流通させた。なお、メタンガス中の硫黄化合物の含有量は加速耐久試験の目的で通常よりも高濃度としている。反応管出口の硫黄濃度を、SCD(sulfur Chemiluminescence Detector)ガスクロマトグラフィーにより測定した。実験開始後、出口ガスの硫黄化合物の炭化水素系燃料全量を基準とした硫黄原子換算濃度が0.05容量ppm以上となったところでガスの流通を止め、実験開始から実験終了までの間に脱硫触媒Aにトラップされた硫黄量を算出し、脱硫性能を求めた。
Example 1
A fixed bed flow type reaction tube was filled with 6 ml of desulfurization catalyst A, the water content (shown as “H 2 O concentration” in Table 1) was 0.2% by volume, and DSM (dimethyl sulfide) was used as a sulfur compound. Methane gas containing 80 mass ppm in terms of sulfur atom equivalent was circulated at GHSV = 5000 h −1 at normal pressure and 30 ° C. In addition, content of the sulfur compound in methane gas is made into the density | concentration higher than usual for the purpose of an accelerated durability test. The sulfur concentration at the outlet of the reaction tube was measured by SCD (sulfur Chemiluminescence Detector) gas chromatography. After the start of the experiment, the gas flow was stopped when the sulfur atom equivalent concentration based on the total amount of hydrocarbon fuel of the sulfur compound in the exit gas was 0.05 ppm by volume or more, and desulfurization was performed between the start of the experiment and the end of the experiment. The amount of sulfur trapped in the catalyst A was calculated to determine the desulfurization performance.
(実施例2、3)
メタンガス中の水の含有量をそれぞれ0.3体積%(実施例2)、0.4体積%(実施例3)としたこと以外は、実施例1と同様にして実験を行い、脱硫性能を求めた。
(Examples 2 and 3)
Experiments were conducted in the same manner as in Example 1 except that the content of water in methane gas was 0.3% by volume (Example 2) and 0.4% by volume (Example 3), respectively. Asked.
(比較例1、2)
メタンガス中の水の含有量をそれぞれ0.5体積%(比較例1)、1.0体積%(比較例2)としたこと以外は、実施例1と同様にして実験を行い、脱硫性能を求めた。
(Comparative Examples 1 and 2)
Experiments were conducted in the same manner as in Example 1 except that the contents of water in methane gas were 0.5% by volume (Comparative Example 1) and 1.0% by volume (Comparative Example 2), respectively. Asked.
(比較例3)
脱硫触媒Aにかえて脱硫触媒B6mlを用いたこと以外は、実施例1と同様にして実験を行い、脱硫性能を求めた。
(Comparative Example 3)
Except for using 6 ml of desulfurization catalyst B instead of desulfurization catalyst A, an experiment was performed in the same manner as in Example 1 to obtain desulfurization performance.
(比較例4)
メタンガス中の水の含有量を1.0体積%としたこと以外は、比較例3と同様にして実験を行い、脱硫性能を求めた。
(Comparative Example 4)
An experiment was performed in the same manner as in Comparative Example 3 except that the content of water in methane gas was 1.0% by volume, and desulfurization performance was obtained.
実施例1〜3、比較例1〜4でそれぞれ求めた脱硫性能を、比較例1の性能を1とした相対比較で評価した。評価結果は、表1に示すとおりであった。 The desulfurization performance obtained in each of Examples 1 to 3 and Comparative Examples 1 to 4 was evaluated by relative comparison with the performance of Comparative Example 1 as 1. The evaluation results are as shown in Table 1.
表1に示すように、脱硫触媒A(Ag/X)を用いて水を含有する炭化水素系燃料を脱硫する際に、炭化水素系燃料中の水の含有量を0.2〜0.4体積%の範囲内とすることで、水の含有量が0.5体積%以上の場合と比較して脱硫性能を向上させることができた。一方、脱硫触媒を脱硫触媒B(Cu/Y)に変更した場合には、脱硫性能が劣る結果となった。本発明においては、炭化水素系燃料中の水の含有量を0.2〜0.4体積%の範囲内にすればよいため、大規模な除湿手段等が不要であり、実用性が高い。 As shown in Table 1, when the hydrocarbon fuel containing water is desulfurized using the desulfurization catalyst A (Ag / X), the water content in the hydrocarbon fuel is 0.2 to 0.4. By setting it within the range of volume%, the desulfurization performance could be improved as compared with the case where the water content was 0.5 volume% or more. On the other hand, when the desulfurization catalyst was changed to the desulfurization catalyst B (Cu / Y), the desulfurization performance was inferior. In the present invention, since the water content in the hydrocarbon-based fuel may be in the range of 0.2 to 0.4% by volume, a large-scale dehumidifying means or the like is unnecessary, and the practicality is high.
1…燃料電池システム、2…燃料供給部、3…脱硫部、4…水素発生部、5…セルスタック、20…脱硫システム、30…水素製造システム。
DESCRIPTION OF
Claims (7)
前記燃料供給部から供給された前記炭化水素系燃料を、X型ゼオライトに銀を担持してなる触媒を用いて脱硫する脱硫部と、を備え、
前記燃料供給部が供給する前記炭化水素系燃料における前記水の含有量が、前記炭化水素系燃料の全量基準で0.2〜0.4体積%である、脱硫システム。 A fuel supply unit for supplying a hydrocarbon-based fuel containing water and a sulfur compound to the subsequent stage;
A desulfurization unit that desulfurizes the hydrocarbon fuel supplied from the fuel supply unit using a catalyst in which silver is supported on X-type zeolite,
The desulfurization system, wherein a content of the water in the hydrocarbon fuel supplied by the fuel supply unit is 0.2 to 0.4% by volume based on the total amount of the hydrocarbon fuel.
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010293661A JP2012140524A (en) | 2010-12-28 | 2010-12-28 | Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, fuel-desulfurization method, and method for producing hydrogen |
PCT/JP2011/080114 WO2012090956A1 (en) | 2010-12-28 | 2011-12-26 | Desulfurization system, hydrogen-manufacturing system, fuel-cell system, fuel-desulfurization method, and method for manufacturing hydrogen |
TW100149313A TW201234705A (en) | 2010-12-28 | 2011-12-28 | Desulfurization system, hydrogen-manufacturing system, fuel-cell system, fuel-desulfurization method, and method for manufacturing hydrogen |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010293661A JP2012140524A (en) | 2010-12-28 | 2010-12-28 | Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, fuel-desulfurization method, and method for producing hydrogen |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2012140524A true JP2012140524A (en) | 2012-07-26 |
Family
ID=46383056
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2010293661A Pending JP2012140524A (en) | 2010-12-28 | 2010-12-28 | Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, fuel-desulfurization method, and method for producing hydrogen |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2012140524A (en) |
TW (1) | TW201234705A (en) |
WO (1) | WO2012090956A1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003020489A (en) * | 2001-07-05 | 2003-01-24 | Tokyo Gas Co Ltd | Desulfurizer for fuel gas and method for desulfurization |
JP2004099826A (en) * | 2002-09-12 | 2004-04-02 | Tokyo Gas Co Ltd | Apparatus and method for eliminating sulfur compound in fuel gas at ordinary temperature |
JP2005060674A (en) * | 2004-07-06 | 2005-03-10 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Desulfurization system and desulfurization method of lpg |
JP2006055771A (en) * | 2004-08-20 | 2006-03-02 | Idemitsu Kosan Co Ltd | Production method for metal-supported zeolite molded material and adsorbent containing the same for removing sulfur compound |
JP2007146050A (en) * | 2005-11-29 | 2007-06-14 | Nippon Oil Corp | Method for desulfurizing hydrocarbon-based fuel |
JP2007146052A (en) * | 2005-11-29 | 2007-06-14 | Nippon Oil Corp | Method for desulfurizing hydrocarbon-based fuel |
JP2008031306A (en) * | 2006-07-28 | 2008-02-14 | Nippon Oil Corp | Desulfurization process for hydrocarbon fuel |
WO2008149587A1 (en) * | 2007-03-07 | 2008-12-11 | Nippon Oil Corporation | Desulfurization system for hydrocarbon fuel |
-
2010
- 2010-12-28 JP JP2010293661A patent/JP2012140524A/en active Pending
-
2011
- 2011-12-26 WO PCT/JP2011/080114 patent/WO2012090956A1/en active Application Filing
- 2011-12-28 TW TW100149313A patent/TW201234705A/en unknown
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003020489A (en) * | 2001-07-05 | 2003-01-24 | Tokyo Gas Co Ltd | Desulfurizer for fuel gas and method for desulfurization |
JP2004099826A (en) * | 2002-09-12 | 2004-04-02 | Tokyo Gas Co Ltd | Apparatus and method for eliminating sulfur compound in fuel gas at ordinary temperature |
JP2005060674A (en) * | 2004-07-06 | 2005-03-10 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Desulfurization system and desulfurization method of lpg |
JP2006055771A (en) * | 2004-08-20 | 2006-03-02 | Idemitsu Kosan Co Ltd | Production method for metal-supported zeolite molded material and adsorbent containing the same for removing sulfur compound |
JP2007146050A (en) * | 2005-11-29 | 2007-06-14 | Nippon Oil Corp | Method for desulfurizing hydrocarbon-based fuel |
JP2007146052A (en) * | 2005-11-29 | 2007-06-14 | Nippon Oil Corp | Method for desulfurizing hydrocarbon-based fuel |
JP2008031306A (en) * | 2006-07-28 | 2008-02-14 | Nippon Oil Corp | Desulfurization process for hydrocarbon fuel |
WO2008149587A1 (en) * | 2007-03-07 | 2008-12-11 | Nippon Oil Corporation | Desulfurization system for hydrocarbon fuel |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TW201234705A (en) | 2012-08-16 |
WO2012090956A1 (en) | 2012-07-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2006318721A (en) | Liquefied petroleum gas for lp-gas fuel cell, its desulfurizing method, and fuel cell system | |
KR100973876B1 (en) | Adsorbent for removing sulfur compound, process for producing hydrogen and fuel cell system | |
WO2006068135A1 (en) | Desulfurizing agent for organosulfur compound-containing fuel oil, and process for producing hydrogen for fuel cell | |
WO2012090832A1 (en) | Desulfurization system for fuel cell, hydrogen production system for fuel cell, fuel cell system, desulfurization method for hydrocarbon fuel, and method for producing hydrogen | |
WO2015083704A1 (en) | Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, method of desulfurizing fuel gas, and method of producing fuel gas desulfurization catalyst | |
JP4267483B2 (en) | Adsorbent for removing sulfur compounds and method for producing hydrogen for fuel cells | |
CA2593413C (en) | Hydrocarbon fuel reforming catalyst and use thereof | |
JP5782400B2 (en) | Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, fuel desulfurization method, and hydrogen production method | |
JP5687147B2 (en) | Fuel cell system | |
JP2006190586A (en) | Method of using co selective oxidation reactor | |
WO2012090957A1 (en) | Desulfurization system, hydrogen-manufacturing system, fuel-cell system, fuel-desulfurization method, and method for manufacturing hydrogen | |
JP2015150486A (en) | Hydrogen production catalyst, production method thereof, and hydrogen production method | |
JP5809413B2 (en) | Fuel cell desulfurization system, fuel cell hydrogen production system, fuel cell system, and hydrocarbon fuel desulfurization method | |
WO2012090956A1 (en) | Desulfurization system, hydrogen-manufacturing system, fuel-cell system, fuel-desulfurization method, and method for manufacturing hydrogen | |
JP5726513B2 (en) | Fuel cell desulfurization system, fuel cell hydrogen production system, fuel cell system, and hydrocarbon fuel desulfurization method | |
JP2015108034A (en) | Method for desulfurizing fuel gas, method for manufacturing desulfurization catalyst for fuel gas, and desulfurization system | |
JP2013203595A (en) | Desulfurization system, hydrogen production system, fuel cell system, fuel desulfurization method and hydrogen production method | |
JP2009046626A (en) | Desulfurization agent for liquid fuel and desulfurization method of liquid fuel | |
JP2015108035A (en) | Method for desulfurizing fuel gas, method for manufacturing desulfurization catalyst for fuel gas, and desulfurization system | |
JP2006117921A (en) | Method for removing sulfur from liquid fuel and method for producing hydrogen and fuel battery system | |
JP2009057421A (en) | Desulfurization agent for liquid fuel and desulfurization method for liquid fuel | |
JP2014184394A (en) | Steam reforming catalyst, reformer, and fuel cell system | |
JP2006339119A (en) | Method for supplying fuel for liquefied petroleum gas type fuel cell | |
JP2016100289A (en) | Solid oxide type fuel battery device | |
JP2014177595A (en) | Desulfurization apparatus, fuel cell system, and desulfurization method of hydrocarbon-based fuel |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20121228 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20130910 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20131126 |