JP2014105137A - Hydrogen generator and fuel cell system - Google Patents
Hydrogen generator and fuel cell system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2014105137A JP2014105137A JP2012260325A JP2012260325A JP2014105137A JP 2014105137 A JP2014105137 A JP 2014105137A JP 2012260325 A JP2012260325 A JP 2012260325A JP 2012260325 A JP2012260325 A JP 2012260325A JP 2014105137 A JP2014105137 A JP 2014105137A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- hydrogen
- separator
- raw material
- sulfur compound
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Landscapes
- Fuel Cell (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Abstract
Description
本発明は水素生成装置および燃料電池システムに関する。 The present invention relates to a hydrogen generator and a fuel cell system.
燃料電池システムは、発電時の燃料として用いられる水素ガスが一般的なインフラとして整備がされていないため、通常、水素生成装置を備える。水素生成装置では、改質反応が一般的に用いられている。水素生成装置は、例えば、原料となる都市ガスと水蒸気とをNi系またはRu系の改質触媒を用いて、600℃〜700℃程度の高温で反応させることにより、水素を主成分とした水素含有ガスを生成する。改質反応に必要な熱エネルギーを得る方法としては、燃料電池からの燃料オフガスを燃焼器で燃焼させる方法が一般的である。 A fuel cell system usually includes a hydrogen generator because hydrogen gas used as fuel during power generation is not maintained as a general infrastructure. In a hydrogen generator, a reforming reaction is generally used. The hydrogen generator is, for example, a hydrogen containing hydrogen as a main component by reacting a raw city gas and water vapor at a high temperature of about 600 ° C. to 700 ° C. using a Ni-based or Ru-based reforming catalyst. A gas containing is generated. As a method for obtaining thermal energy necessary for the reforming reaction, a method of burning fuel off-gas from the fuel cell in a combustor is common.
ところで、水素生成装置に供給される原料中に、硫黄化合物が含まれる。具体的には、メタンを主成分とする都市ガスおよびLPガス中には、原料由来の硫黄化合物のほかに、漏洩検知の目的でサルファイド類、メルカプタン類などの硫黄化合物が付臭剤として添加されている。そして、これらの硫黄化合物に含まれる硫黄は、極めて低濃度であっても、改質反応に繁用されるNi系およびRu系の改質触媒の活性低下を進行させることが知られている。 By the way, the sulfur compound is contained in the raw material supplied to the hydrogen generator. Specifically, in city gas and LP gas mainly composed of methane, sulfur compounds such as sulfides and mercaptans are added as odorants in addition to sulfur compounds derived from raw materials for the purpose of leakage detection. ing. And it is known that even if the sulfur contained in these sulfur compounds is extremely low in concentration, the activity of Ni-based and Ru-based reforming catalysts frequently used in the reforming reaction is reduced.
このため、都市ガスおよびLPガスのような原料は、水素生成装置に供給される前に適切な脱硫処理が行われる。 For this reason, raw materials such as city gas and LP gas are appropriately desulfurized before being supplied to the hydrogen generator.
脱硫処理の方法としては、常温吸着脱硫および水添脱硫などが知られている(例えば、特許文献1)。常温吸着脱硫では、ゼオライトなどの吸着剤を用い、常温での吸着によって硫黄化合物が除去される。水添脱硫では、硫黄化合物が、水添触媒を用いて300℃〜400℃程度で水素とともに反応させて硫化水素に変換された後、吸着触媒を用いて200℃〜350℃程度で硫化水素が吸着される。 Known methods for desulfurization include room temperature adsorption desulfurization and hydrodesulfurization (for example, Patent Document 1). In room temperature adsorptive desulfurization, an adsorbent such as zeolite is used, and sulfur compounds are removed by adsorption at room temperature. In hydrodesulfurization, a sulfur compound is reacted with hydrogen at about 300 ° C. to 400 ° C. using a hydrogenation catalyst and converted to hydrogen sulfide, and then hydrogen sulfide is converted at about 200 ° C. to 350 ° C. using an adsorption catalyst. Adsorbed.
しかし、上記特許文献1は、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量が増加し、装置の大型化またはコスト増加を招く。
However, in
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであり、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る水素生成装置および燃料電池システムを提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of such circumstances, and provides a hydrogen generator and a fuel cell system capable of suppressing an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is higher than in the conventional case. For the purpose.
上記課題を解決するために、本発明の一態様の水素生成装置は、原料ガス中の硫黄化合物を膜分離する分離器と、前記分離器を通過した原料ガス中の硫黄化合物を除去する脱硫器と、原料ガスを用いて水素含有ガスを生成する改質器と、前記水素含有ガスを用いて燃焼する燃焼器と、前記分離器を通過した、前記改質器に流入する原料ガスが流れる第1のガス流路と、前記分離器で分離された硫黄化合物を前記燃焼器に供給する第2のガス流路とを備え、前記燃焼器は前記第2のガス流路を介して供給された硫黄化合物を燃焼する。 In order to solve the above problems, a hydrogen generator according to one embodiment of the present invention includes a separator for membrane separation of a sulfur compound in a raw material gas, and a desulfurizer for removing the sulfur compound in the raw material gas that has passed through the separator A reformer that generates a hydrogen-containing gas using a source gas, a combustor that burns using the hydrogen-containing gas, and a first gas that passes through the separator and flows into the reformer flows. 1 gas flow path and a second gas flow path for supplying the sulfur compound separated by the separator to the combustor, and the combustor is supplied via the second gas flow path. Burn sulfur compounds.
本発明の一態様の水素生成装置および燃料電池システムは、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。 The hydrogen generator and fuel cell system of one embodiment of the present invention can suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is higher than in the conventional case.
本発明者らは、水素生成装置において、原料ガス中の硫黄濃度が高いときでも、脱硫器の容量の増加を抑制すべく鋭意検討を行い、以下の知見を得た。 The inventors of the present invention have made extensive studies to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer even when the sulfur concentration in the raw material gas is high, and have obtained the following knowledge.
常温脱硫方式では、脱硫剤によって吸着および除去できる硫黄量が少ない。よって、本方式では、原料中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加が必要となる。
また、水添脱硫方式においても、原料中の硫黄濃度が高いとき、脱硫器の容量の増加は避けられない。脱硫器の容量が増加すると、装置の大型化またはコスト増加を招く。また、脱硫剤を水添反応に必要な適温状態に保つための脱硫器の温度管理の設計が困難になる。
In the room temperature desulfurization method, the amount of sulfur that can be adsorbed and removed by the desulfurization agent is small. Therefore, in this system, it is necessary to increase the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material is high.
Also in the hydrodesulfurization method, when the sulfur concentration in the raw material is high, an increase in the capacity of the desulfurizer is inevitable. When the capacity of the desulfurizer is increased, the size of the apparatus is increased or the cost is increased. In addition, it becomes difficult to design the temperature control of the desulfurizer in order to keep the desulfurizing agent at an appropriate temperature necessary for the hydrogenation reaction.
そこで、予め原料中の硫黄化合物を選択的に分離除去する分離膜と接触させた後、原料を脱硫器に流すようアルコール類から硫黄化合物を分離するという脱硫処理がすでに知られている。 Therefore, a desulfurization process is already known in which a sulfur compound in a raw material is previously brought into contact with a separation membrane that selectively separates and removes the sulfur compound, and then the sulfur compound is separated from alcohols so that the raw material flows into a desulfurizer.
よって、上記の分離膜を用いると、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき、従来に比べ、脱硫器の容量の増加を抑制し得る。 Therefore, when the above separation membrane is used, when the sulfur concentration in the raw material gas is high, an increase in the capacity of the desulfurizer can be suppressed as compared with the conventional case.
以下、実施形態を、図面を参照しながら説明する。なお、全ての図面において、同一または相当部分には同一符号を付し、重複する説明は省略する。また、全ての図面において、本実施形態を説明するために必要となる構成要素のみを抜粋して図示し、その他の構成要素については図示を省略する。 Hereinafter, embodiments will be described with reference to the drawings. In all the drawings, the same or corresponding parts are denoted by the same reference numerals, and redundant description is omitted. In all the drawings, only components necessary for explaining the present embodiment are extracted and shown, and the other components are not shown.
(第1実施形態)
第1実施形態の水素生成装置は、原料ガス中の硫黄化合物を膜分離する分離器と、分離器を通過した原料ガス中の硫黄化合物を除去する脱硫器と、原料ガスを用いて水素含有ガスを生成する改質器と、水素含有ガスを用いて燃焼する燃焼器と、分離器を通過した、改質器に流入する原料ガスが流れる第1のガス流路と、分離器で分離された硫黄化合物を燃焼器に供給する第2のガス流路とを備え、燃焼器は第2のガス流路を介して供給された硫黄化合物を燃焼する。
(First embodiment)
The hydrogen generator of the first embodiment includes a separator that separates a sulfur compound in a raw material gas, a desulfurizer that removes a sulfur compound in the raw material gas that has passed through the separator, and a hydrogen-containing gas using the raw material gas. Separated by the separator, the combustor that burns using the hydrogen-containing gas, the first gas passage that passes through the separator and flows through the raw material gas that flows into the reformer, and the separator. A second gas flow path for supplying the sulfur compound to the combustor, and the combustor burns the sulfur compound supplied through the second gas flow path.
かかる構成により、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。 With this configuration, it is possible to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is high as compared with the conventional case.
[装置構成]
図1は、第1実施形態の水素生成装置の一例を示すブロック図である。
[Device configuration]
FIG. 1 is a block diagram illustrating an example of a hydrogen generator according to the first embodiment.
図1に示す例では、本実施形態の水素生成装置100は、分離器1と、脱硫器2と、改質器3と、燃焼器4と、第1のガス流路11と、第2のガス流路12と、を備える。
In the example shown in FIG. 1, the
分離器1は、原料ガス中の硫黄化合物を膜分離する。具体的には、分離器1は、原料ガスが流通する原料流路1aと、原料ガス中の硫黄化合物を選択的に透過する分離膜1cと、分離膜1cを透過した硫黄化合物が流れる分離流路1bと、を備える。
The
分離膜1cは、シリコーン膜、ポリイミド膜、ポリアミド膜、ポリスチレン膜、ポリエステル膜またはポリビニルアルコール膜などが使用できる。また、硫黄化合物を含む原料ガスが分離膜と接触できれば、分離膜1cの型式は特に限定されるものではなく、例えば、中空糸型、チューブ型、平膜型または管状型などの分離膜を使用できる。
As the
本実施形態では、分離膜1cの入手容易性および硫黄化合物の優れた選択透過性の点から、分離膜1cとして、シリコーン膜が用いられている。また、分離膜1cの型式として、中空糸型が用いられている。
In the present embodiment, a silicone membrane is used as the
なお、本明細書において、シリコーン膜とは、シリコーンからなる分離膜の総称である。同様に、ポリイミド膜とは、ポリイミドからなる分離膜の総称であり、ポリアミド膜とは、ポリアミドからなる分離膜の総称であり、ポリスチレン膜とは、ポリスチレンからなる分離膜の総称であり、ポリエステル膜とは、ポリエステルからなる分離膜の総称であり、ポリビニルアルコール膜とは、ポリビニルアルコールからなる分離膜の総称である。
なお、原料ガスは、メタンを主成分とする都市ガス、天然ガス、LPGなどの少なくとも炭素および水素から構成される有機化合物を含むガスである。都市ガスとは、ガス会社から配管を通じて各家庭などに供給されるガスをいう。原料ガスには、原料ガス由来の硫黄化合物のほかに、漏洩検知の目的でサルファイド類、メルカプタン類などの硫黄化合物が付臭剤として添加されている。
In the present specification, the silicone membrane is a general term for separation membranes made of silicone. Similarly, a polyimide membrane is a generic name for separation membranes made of polyimide, a polyamide membrane is a generic name for separation membranes made of polyamide, and a polystyrene membrane is a generic name for separation membranes made of polystyrene, and is a polyester membrane. Is a generic name for separation membranes made of polyester, and a polyvinyl alcohol membrane is a generic name for separation membranes made of polyvinyl alcohol.
The source gas is a gas containing an organic compound composed of at least carbon and hydrogen, such as city gas mainly composed of methane, natural gas, and LPG. City gas refers to gas supplied from gas companies to households through piping. In addition to the sulfur compound derived from the source gas, sulfur compounds such as sulfides and mercaptans are added to the source gas as an odorant in order to detect leakage.
脱硫器2は、分離器1を通過した原料ガス中の硫黄化合物を除去する。例えば、脱硫器2は、硫黄化合物を常温で吸着し、除去する常温吸着脱硫器、および硫黄化合物を常温よりも高い温度(例えば、200℃〜400℃)で水添反応を用いて硫黄化合物を除去する水添脱硫器のうちの少なくともいずれか一方を含む。
The
常温吸着脱硫器の常温吸着脱硫剤として、例えば、活性炭、金属化合物、ゼオライト、又は金属担持のゼオライト(ゼオライトにAg、Cu、Zn、Fe、Co、Niなどの金属を担持したもの)などを使用できる。 As the room temperature adsorptive desulfurizer, for example, activated carbon, metal compound, zeolite, or metal-supported zeolite (zeolite on which a metal such as Ag, Cu, Zn, Fe, Co, or Ni is supported) is used. it can.
水添脱硫器の水添脱硫剤は、水添反応により硫黄化合物から硫化水素を生成する硫化水素生成剤と硫化水素を吸着する硫化水素吸着剤とを備える。硫化水素生成剤は、例えば、Co−Mo系の触媒が挙げられる。硫化水素吸着剤は、例えば、酸化亜鉛が挙げられる。また、硫化水素生成剤と硫化水素吸着剤との機能を合わせ持つ同じ触媒を用いてもよく、このような触媒として、例えば、Cu−Zn−Ni系触媒またはCu−Zn−Fe系触媒が挙げられる。 The hydrodesulfurization agent of the hydrodesulfurizer includes a hydrogen sulfide generator that generates hydrogen sulfide from a sulfur compound by a hydrogenation reaction and a hydrogen sulfide adsorbent that adsorbs hydrogen sulfide. Examples of the hydrogen sulfide generator include a Co—Mo based catalyst. Examples of the hydrogen sulfide adsorbent include zinc oxide. In addition, the same catalyst having the functions of a hydrogen sulfide generator and a hydrogen sulfide adsorbent may be used. Examples of such a catalyst include a Cu—Zn—Ni catalyst and a Cu—Zn—Fe catalyst. It is done.
なお、上述の常温吸着脱硫器の常温吸着脱硫剤および水添脱硫器の水添脱硫剤は、例示であって、本例に限定されるものではない。 In addition, the above-mentioned room temperature adsorption desulfurization agent of the room temperature adsorption desulfurizer and the hydrogenation desulfurization agent of the hydrogenation desulfurizer are examples and are not limited to this example.
改質器3は、原料ガスを用いて水素含有ガスを生成する。具体的には、改質器3は、改質触媒を用いて原料ガスを改質反応させて水素含有ガスを生成する。改質反応は、いずれの形態であってもよく、例えば、水蒸気改質反応、オートサーマル反応および部分酸化反応などが挙げられる。
The
なお、改質器3の下流に改質器3で生成された水素含有ガス中の一酸化炭素を低減するためのCO低減器を設けても構わない。CO低減器は、シフト反応により一酸化炭素を低減させる変成器と、酸化反応およびメタン化反応の少なくともいずれか一方により一酸化炭素を低減させるCO除去器との少なくともいずれか一方を備える。
A CO reducer for reducing carbon monoxide in the hydrogen-containing gas produced by the
燃焼器4は、水素含有ガスを用いて燃焼する。これにより、燃焼器4は、改質器3を加熱できる。燃焼器4の燃料は、いずれの燃料であってもよいが、例えば、改質器3で生成される水素含有ガスが用いられる。この水素含有ガスは、改質器3から燃焼器4に直接供給されてもいいし、CO低減器および水素利用機器(例えば、燃料電池または水素貯蔵タンクなど)の一方または両方などを経由して燃焼器4に供給されてもよい。
The
第1のガス流路11は、分離器1を通過した、改質器3に流入する原料ガスが流れる。よって、第1のガス流路11中の原料ガスは、分離器1にて硫黄化合物が膜分離されている。
In the first
第2のガス流路12は、分離器1で分離された硫黄化合物を燃焼器4に供給する。つまり、第2のガス流路12では、分離器1にて分離された硫黄化合物を分離器1から燃焼器4に送るためのガスが流れる。このとき、燃焼器4は、第2のガス流路12を介して供給された硫黄化合物を燃焼する。これにより、分離器1で分離された硫黄化合物が燃焼処理される。
The second
なお、分離器1では、上記のとおり、原料ガス中の硫黄化合物は分離膜1cを介して原料流路1aから分離流路1bに選択的に透過される。このとき、原料ガス中の炭化水素成分も分離膜1cを介して原料流路1aから分離流路1bに透過される。よって、原料ガス中の炭化水素成分が燃焼器4に供給される。ここで、燃焼器4の燃焼検知器として、フレームロッドを利用してもよい。この場合、炭化水素成分が、燃焼器4に流入することになるので、燃焼器4の燃焼検知性が向上する。
In the
[動作]
以下、第1実施形態の水素生成装置100の動作の一例について、図1を参照しながら説明する。
[Operation]
Hereinafter, an example of operation | movement of the
まず、原料ガスが分離器1に供給される。分離器1内では、原料ガスが原料流路1aを通過する際、分離膜1cを介して、原料ガス中の硫黄化合物が選択的に分離流路1bに透過される。分離流路1bに透過された硫黄化合物は、第2のガス流路12を介して燃焼器4に供給され、燃焼器4において、硫黄化合物が燃焼される。
First, the source gas is supplied to the
分離器1を通過した原料ガスは、脱硫器2に供給され、脱硫器2において、分離器1で分離されずに残った原料ガス中の硫黄化合物が、所定濃度にまで除去される。
The raw material gas that has passed through the
脱硫器2を通過した原料ガスは、改質器3に供給され、改質反応によって水素含有ガスが生成される。水素含有ガスは、改質器3から燃焼器4に直接供給され、燃焼されてもいいし、CO低減器および水素利用機器の一方または両方などを経由して燃焼器4に供給され、燃焼器4で燃焼されてもいい。
The raw material gas that has passed through the
[分離器の性能評価]
表1には、分離器1に関する原料ガス中の硫黄化合物の分離性能の一例が示されている。つまり、表1において、原料ガス流量および原料ガス中の硫黄化合物濃度のそれぞれを、分離器1を通過する前の原料ガスと、分離器1を通過した後の原料ガスとについて比較した結果が示されている。
[Performance evaluation of separator]
Table 1 shows an example of the separation performance of the sulfur compound in the raw material gas related to the
表1に示す例では、分離器1を通過する前の原料ガス中の硫黄化合物濃度は、3.7ppmであったのに対し、分離器1を通過した後の原料ガス中の硫黄化合物濃度は、2.2ppmに低下した。
In the example shown in Table 1, the sulfur compound concentration in the raw material gas before passing through the
一方、分離器1を通過する前の原料ガス流量および分離器1を通過した後の原料ガス流量は何れも、3.0NLMであり、殆ど変化しなかった。
以上により、原料ガス中の硫黄化合物が、分離器1を用いて選択的に分離できることが分かった。
On the other hand, the raw material gas flow rate before passing through the
From the above, it was found that the sulfur compound in the raw material gas can be selectively separated using the
なお、表1中に記載の原料ガス流量の値、および硫黄化合物濃度の値は、例示であって、本例に限定されるものではない。 In addition, the value of the raw material gas flow rate and the value of the sulfur compound concentration described in Table 1 are examples and are not limited to this example.
(第2実施形態)
第2実施形態の水素生成装置は、第1実施形態の水素生成装置において、分離器内の硫黄化合物を第2のガス流路に送出するために分離器に供給されるガスが流れる第3のガス流路を備え、このガスは、水素含有ガスである。
(Second Embodiment)
The hydrogen generator of the second embodiment is the same as that of the hydrogen generator of the first embodiment, except that the gas supplied to the separator flows to send the sulfur compound in the separator to the second gas flow path. A gas flow path is provided, and this gas is a hydrogen-containing gas.
かかる構成により、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。 With this configuration, it is possible to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is high as compared with the conventional case.
本実施形態の水素生成装置は、上記特徴以外は、第1実施形態の水素生成装置と同様に構成してもよい。 The hydrogen generator of this embodiment may be configured in the same manner as the hydrogen generator of the first embodiment except for the above features.
[装置構成]
図2は、第2実施形態の水素生成装置の一例を示すブロック図である。
図2に示す例では、第2実施形態の水素生成装置100は、分離器1と、脱硫器2と、改質器3と、燃焼器4と、第1のガス流路11と、第2のガス流路12と、第3のガス流路13と、を備える。
[Device configuration]
FIG. 2 is a block diagram illustrating an example of a hydrogen generator according to the second embodiment.
In the example shown in FIG. 2, the
分離器1、脱硫器2、改質器3、燃焼器4、第1のガス流路11および第2のガス流路12は、第1実施形態と同様であるので説明を省略する。
Since the
第3のガス流路13は、分離器1内の硫黄化合物を第2のガス流路12に送出するために分離器1に供給されるガスが流れる。このガスは水素含有ガスである。水素含有ガスは、改質器3から分離器1に直接供給されてもいいし、CO低減器および水素利用機器の一方または両方などを経由して分離器1に供給されてもいい。
In the third
これにより、分離膜1cを介して水素含有ガスが透過し、原料ガスに添加される。ここで、第3のガス流路13に空気を流すと、改質器3で空気中の酸素が燃焼反応を起こし、改質器3が過昇温する可能性があるが、原料ガスに水素含有ガスが添加される本実施の形態においては、これを抑制し得る。
Thereby, hydrogen-containing gas permeate | transmits through the
(第3実施形態)
第3実施形態の水素生成装置は、第2実施形態の水素生成装置において、脱硫器は、水添脱硫器を備え、分離器を通過した原料ガスは、水素を透過する分離膜に侵入した水素とともに水添脱硫器に供給される。
(Third embodiment)
The hydrogen generator of the third embodiment is the same as the hydrogen generator of the second embodiment, wherein the desulfurizer includes a hydrodesulfurizer, and the raw material gas that has passed through the separator is hydrogen that has penetrated into a separation membrane that allows hydrogen to permeate. At the same time, it is supplied to the hydrodesulfurizer.
かかる構成により、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。脱硫器の容量の増加を抑制すると、例えば、脱硫器全体を適温に保つことが容易になる。また、水添反応に必要な水素が分離器において原料ガスに流入するので、水添脱硫に使用される水素を供給するための手段を別に設ける必要がなく、システムの複雑化が抑制される。
本実施形態の水素生成装置は、上記特徴以外は、第2実施形態の水素生成装置と同様に構成してもよい。
With this configuration, it is possible to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is high as compared with the conventional case. When the increase in the capacity of the desulfurizer is suppressed, for example, it becomes easy to keep the entire desulfurizer at an appropriate temperature. Further, since hydrogen necessary for the hydrogenation reaction flows into the raw material gas in the separator, it is not necessary to separately provide a means for supplying hydrogen used for hydrodesulfurization, and the complexity of the system is suppressed.
The hydrogen generator of this embodiment may be configured in the same manner as the hydrogen generator of the second embodiment except for the above features.
[装置構成]
図3は、第3実施形態の水素生成装置の一例を示すブロック図である。
図3に示す例では、第3実施形態の水素生成装置100は、分離器1と、水添脱硫器2Aと、改質器3と、燃焼器4と、第1のガス流路11と、第2のガス流路12と、第3のガス流路13と、を備える。
[Device configuration]
FIG. 3 is a block diagram illustrating an example of the hydrogen generator of the third embodiment.
In the example shown in FIG. 3, the
分離器1、改質器3、燃焼器4、第1のガス流路11、第2のガス流路12および第3のガス流路13は、第2実施形態と同様であるので説明を省略する。
Since the
本実施形態の脱硫器は、水添脱硫器2Aを備える。よって、水添脱硫器2Aは、分離器1を通過した原料ガス中の硫黄化合物を除去する。
The desulfurizer of this embodiment includes a
本実施形態の如く、水添脱硫器2Aを用いる場合は、水添脱硫器2Aの容量の増加を抑制すると、例えば、水添脱硫器2A全体を適温に保つことが容易になる。
When the
このとき、分離器1を通過した原料ガスは、水素を透過する分離膜1cに侵入した水素とともに水添脱硫器2Aに供給される。なお、水添脱硫器2Aの水添脱硫剤の具体例については、第1実施形態で説明したので省略する。
At this time, the raw material gas that has passed through the
水添脱硫器2Aにおいて、原料ガス中の硫黄化合物の水添反応を行う場合、原料ガスとともに、水添反応に必要な水素を供給する必要がある。この水素の供給は、改質器3または水素利用機器から供給される水素含有ガスの一部をリサイクルして利用するのが一般的である。しかし、この場合、システムの複雑化は避けられない。
In the
これに対して、本実施形態では、分離器1において、原料ガス中の硫黄化合物は分離膜1cを介して原料流路1aから分離流路1bに選択的に透過されるとともに、水素含有ガス中の水素が分離流路1bから原料流路1aに透過される。よって、水添反応に必要な水素が、分離器1において原料ガス中に流入するので、水添脱硫に使用される水素を供給するための手段を別に設ける必要がなく、システムの複雑化が抑制される。
On the other hand, in the present embodiment, in the
なお、水添脱硫器2Aの加熱は、燃焼器4で行ってもいいし、ヒーターなどの加熱器で行ってもいい。また、分離器1と水添脱硫器2Aとの間の第1のガス流路11上に、常温で硫黄化合物を吸着する常温吸着脱硫器を配置してもいいし、水添脱硫器2Aに、常温でも硫黄化合物を吸着する触媒を充填すれば、かかる常温吸着脱硫器を配置しなくてもいい。
The heating of the
[分離器の性能評価]
表2には、分離器1に関する原料ガス中の硫黄化合物の分離性能、および分離器1に関する水素含有ガス中の水素透過性能の一例が示されている。つまり、表2において、原料ガス流量、原料ガス中の硫黄化合物濃度、水素含有ガス中の水素流量および原料ガス中の水素流量のそれぞれを、分離器1を通過する前のガスと、分離器1を通過した後のガスとについて比較した結果が示されている。なお、分離器1に関する原料ガス中の硫黄化合物の分離性能は第1実施形態で説明したので省略する。
[Performance evaluation of separator]
Table 2 shows an example of the separation performance of the sulfur compound in the raw material gas related to the
表2に示す例では、分離器1を通過する前の水素含有ガス中の水素流量は2.0NLMであったのに対し、分離器1を通過した後の水素含有ガス中の水素流量は1.8NLMに低下した。
In the example shown in Table 2, the hydrogen flow rate in the hydrogen-containing gas before passing through the
一方、分離器1を通過する前の原料ガス中に水素は存在していないが、分離器1を通過した後は、原料ガス中の水素流量が0.2NLMであった。
On the other hand, hydrogen did not exist in the raw material gas before passing through the
以上により、水素含有ガスが分離器1を通過するとき、水素含有ガス中の水素が、分離器1の分離膜1cを透過し、分離器1内において原料ガス中に混入することが分かった。
なお、分離器1を通過した後の原料ガスにおける水素濃度は体積百分率で6.7%程度であり、これは水添脱硫器2Aでの水添反応に十分必要な量である。また、表2に記載の原料ガス流量の値、硫黄化合物濃度の値、および水素流量の値は、例示であって、本例に限定されるものではない。
From the above, it has been found that when the hydrogen-containing gas passes through the
The hydrogen concentration in the raw material gas after passing through the
(第4実施形態)
第4実施形態の水素生成装置は、第2実施形態の水素生成装置において、第3のガス流路に設けられた凝縮器を備える。
(Fourth embodiment)
The hydrogen generator of 4th Embodiment is provided with the condenser provided in the 3rd gas flow path in the hydrogen generator of 2nd Embodiment.
かかる構成により、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。また、第3のガス流路を流れる水素含有ガス中の水蒸気が除去されるので、凝縮器を設けない場合に比べ、分離器で原料ガス中の硫黄化合物をより安定的に透過し得る。 With this configuration, it is possible to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is high as compared with the conventional case. Further, since the water vapor in the hydrogen-containing gas flowing through the third gas flow path is removed, the sulfur compound in the raw material gas can be more stably permeated by the separator as compared with the case where no condenser is provided.
本実施形態の水素生成装置は、上記特徴以外は、第2実施形態の水素生成装置と同様に構成してもよい。 The hydrogen generator of this embodiment may be configured in the same manner as the hydrogen generator of the second embodiment except for the above features.
[装置構成]
図4は、第4実施形態の水素生成装置の一例を示すブロック図である。
図4に示す例では、第4実施形態の水素生成装置100は、分離器1と、脱硫器2と、改質器3と、燃焼器4と、第1のガス流路11と、第2のガス流路12と、第3のガス流路13と、凝縮器7と、を備える。
[Device configuration]
FIG. 4 is a block diagram illustrating an example of the hydrogen generator of the fourth embodiment.
In the example shown in FIG. 4, the
分離器1、脱硫器2、改質器3、燃焼器4、第1のガス流路11、第2のガス流路12および第3のガス流路13は、第2実施形態と同様であるので説明を省略する。
The
凝縮器7は、第3のガス流路13に設けられている。凝縮器7は、水素含有ガス中の水蒸気を凝縮可能であれば、どのようなものであってもよい。凝縮器7は、例えば、プレート式の熱交換器などを用いることができる。
The
改質器3から排出されて、第3のガス流路13を流れる水素含有ガスは水蒸気を含む。よって、この場合、分離器1内において、水蒸気が凝縮する可能性がある。分離器1内に水分が存在すると、原料流路1aおよび分離流路1bに水詰まりが生じる恐れがある。また、分離膜1cが水分に覆われていると、原料ガスと分離膜1cとの接触面積が減少し、これにより、原料ガス中の硫黄化合物の透過性能が低下する。
The hydrogen-containing gas discharged from the
そこで、本実施形態では、上記のとおり、第3のガス流路13に凝縮器7が設けられている。これにより、第3のガス流路13を流れる水素含有ガス中の水蒸気が凝縮し、除去されるので、凝縮器を設けない場合に比べ、分離器1で原料ガス中の硫黄化合物をより安定的に透過し得る。
Therefore, in the present embodiment, the
(第5実施形態)
第5実施形態の水素生成装置は、第1実施形態の水素生成装置において、分離器内の硫黄化合物を第2のガス流路に送出するために分離器に供給されるガスが流れる第3のガス流路を備え、前記ガスは、酸化ガスである。
(Fifth embodiment)
The hydrogen generator of the fifth embodiment is the same as the hydrogen generator of the first embodiment except that the gas supplied to the separator flows to send the sulfur compound in the separator to the second gas flow path. A gas flow path is provided, and the gas is an oxidizing gas.
かかる構成により、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。 With this configuration, it is possible to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is high as compared with the conventional case.
本実施形態の水素生成装置は、上記特徴以外は、第1実施形態の水素生成装置と同様に構成してもよい。 The hydrogen generator of this embodiment may be configured in the same manner as the hydrogen generator of the first embodiment except for the above features.
[装置構成]
図5は、第5実施形態の水素生成装置の一例を示すブロック図である。
図5に示す例では、第5実施形態の水素生成装置100は、分離器1と、脱硫器2と、改質器3と、燃焼器4と、第1のガス流路11と、第2のガス流路12と、第3のガス流路13と、を備える。
[Device configuration]
FIG. 5 is a block diagram illustrating an example of the hydrogen generator of the fifth embodiment.
In the example shown in FIG. 5, the
分離器1、脱硫器2、改質器3、燃焼器4、第1のガス流路11および第2のガス流路12は、第1実施形態と同様であるので説明を省略する。
第3のガス流路13は、分離器1内の硫黄化合物を第2のガス流路12に送出するために分離器1に供給されるガスが流れる。このガスは酸化ガスである。
Since the
In the third
なお、酸化ガスは、例えば、燃焼器4での燃焼用の空気などを用いることができる。
As the oxidizing gas, for example, air for combustion in the
(第6実施形態)
第6実施形態の水素生成装置は、第1実施形態、第2実施形態、第3実施形態、第4実施形態および第5実施形態のいずれかの水素生成装置において、分離器が交換可能に構成されている。
(Sixth embodiment)
The hydrogen generator of the sixth embodiment is configured such that the separator can be replaced in the hydrogen generator of any one of the first embodiment, the second embodiment, the third embodiment, the fourth embodiment, and the fifth embodiment. Has been.
かかる構成により、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。また、分離器での原料ガス中の硫黄化合物の分離性能が著しく低下する前に新しい分離器に交換し得る。 With this configuration, it is possible to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is high as compared with the conventional case. Moreover, it can replace | exchange for a new separator, before the separation performance of the sulfur compound in the raw material gas in a separator falls remarkably.
本実施形態の水素生成装置は、上記特徴以外は、第1実施形態、第2実施形態、第3実施形態、第4実施形態および第5実施形態のいずれかの水素生成装置と同様に構成してもよい。 The hydrogen generator of this embodiment is configured in the same manner as the hydrogen generator of any one of the first embodiment, the second embodiment, the third embodiment, the fourth embodiment, and the fifth embodiment except for the above features. May be.
[装置構成]
本実施形態の水素生成装置は、第1実施形態、第2実施形態、第3実施形態、第4実施形態および第5実施形態のいずれかの水素生成装置100と同様であるので、詳細な説明を省略する。
[Device configuration]
Since the hydrogen generator of this embodiment is the same as the
分離器1は、経年使用すると、原料ガス中の硫黄化合物の分離性能が著しく低下する恐れがある。この場合、硫黄化合物が十分分離されずに、脱硫器2に供給されてしまうと、脱硫器2が早く破過してしまう恐れがある。
When the
これに対し、本実施形態の水素生成装置は、分離器1が交換可能に構成されている。よって、分離器1での原料ガス中の硫黄化合物の分離性能が著しく低下する前に新しい分離器に交換し得る。
On the other hand, the hydrogen generator of this embodiment is configured so that the
(第7実施形態)
第7実施形態の燃料電池システムは、第1実施形態、第2実施形態、第3実施形態、第4実施形態、第5実施形態および第6実施形態のいずれかの水素生成装置と、水素生成装置より供給される水素含有ガスを用いて発電する燃料電池と、を備える。
(Seventh embodiment)
A fuel cell system according to a seventh embodiment includes a hydrogen generator according to any one of the first embodiment, the second embodiment, the third embodiment, the fourth embodiment, the fifth embodiment, and the sixth embodiment, and hydrogen generation. And a fuel cell that generates electricity using the hydrogen-containing gas supplied from the apparatus.
かかる構成により、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。 With this configuration, it is possible to suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is high as compared with the conventional case.
[装置構成]
図6は、第7実施形態の燃料電池システムの一例を示すブロック図である。
[Device configuration]
FIG. 6 is a block diagram illustrating an example of the fuel cell system according to the seventh embodiment.
図6に示す例では、本実施形態の燃料電池システム200は、第1実施形態、第2実施形態、第3実施形態、第4実施形態、第5実施形態および第6実施形態のいずれかの水素生成装置100と、燃料電池9とを備える。
In the example shown in FIG. 6, the
本実施形態の燃料電池システム200において、燃料電池9以外の構成は、第1実施形態、第2実施形態、第3実施形態、第4実施形態、第5実施形態および第6実施形態のいずれかの水素生成装置と同様に構成できるので説明を省略する。
In the
燃料電池9は、水素生成装置100より供給される水素含有ガスを用いて発電する。
燃料電池9は、いずれの種類の燃料電池であってもよい。例えば、燃料電池9として、高分子電解質形燃料電池(PEFC)、固体酸化物形燃料電池(SOFC)、りん酸形燃料電池などを用いることができる。なお、これらの構成はいずれも公知である。よって、燃料電池9の詳細な説明を省略する。
The
The
上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良および他の実施形態が明らかである。したがって、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の形態を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の要旨を逸脱することなく、その構造および/又は機能の詳細を実質的に変更できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組合せにより種々の発明を構成できる。 From the above description, many modifications and other embodiments of the present invention are obvious to one skilled in the art. Accordingly, the foregoing description is to be construed as illustrative only and is provided for the purpose of teaching those skilled in the art the best mode of carrying out the invention. The details of the structure and / or function may be substantially changed without departing from the scope of the invention. In addition, various inventions can be configured by appropriately combining a plurality of components disclosed in the embodiment.
本発明の一態様の水素生成装置および燃料電池システムは、従来に比べ、原料ガス中の硫黄濃度が高いとき脱硫器の容量の増加を抑制し得る。よって、本発明の一態様は、水素生成装置および燃料電池システムに利用できる。 The hydrogen generator and fuel cell system of one embodiment of the present invention can suppress an increase in the capacity of the desulfurizer when the sulfur concentration in the raw material gas is higher than in the conventional case. Thus, one embodiment of the present invention can be used for a hydrogen generator and a fuel cell system.
1 分離器
2 脱硫器
3 改質器
4 燃焼器
7 凝縮器
9 燃料電池
11 第1のガス流路
12 第2のガス流路
13 第3のガス流路
100 水素生成装置
200 燃料電池システム
DESCRIPTION OF
Claims (7)
A fuel cell system comprising the hydrogen generator according to claim 1 and a fuel cell that generates electric power using a hydrogen-containing gas supplied from the hydrogen generator.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2012260325A JP2014105137A (en) | 2012-11-28 | 2012-11-28 | Hydrogen generator and fuel cell system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2012260325A JP2014105137A (en) | 2012-11-28 | 2012-11-28 | Hydrogen generator and fuel cell system |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2014105137A true JP2014105137A (en) | 2014-06-09 |
Family
ID=51026937
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2012260325A Pending JP2014105137A (en) | 2012-11-28 | 2012-11-28 | Hydrogen generator and fuel cell system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2014105137A (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20200108578A (en) * | 2019-03-11 | 2020-09-21 | 한국에너지기술연구원 | Secondary Desulfurization Method Using Membrane |
-
2012
- 2012-11-28 JP JP2012260325A patent/JP2014105137A/en active Pending
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20200108578A (en) * | 2019-03-11 | 2020-09-21 | 한국에너지기술연구원 | Secondary Desulfurization Method Using Membrane |
KR102165052B1 (en) | 2019-03-11 | 2020-10-13 | 한국에너지기술연구원 | Secondary Desulfurization Method Using Membrane |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102574679B (en) | Hydrogen generation device, fuel cell system, and method for operating hydrogen generation device | |
US9112201B2 (en) | Hydrogen production apparatus, fuel cell system and operation method thereof | |
JP4911927B2 (en) | Solid oxide fuel cell system | |
JP6488270B2 (en) | Fuel cell system | |
JP5280343B2 (en) | Hydrogen separation type hydrogen production system with carbon dioxide separation and recovery equipment | |
JP2009242171A (en) | Apparatus for producing hydrogen and fuel cell system using the same | |
US9527055B2 (en) | Hydrogen generator and fuel cell system | |
KR20150011688A (en) | Fuel cell, generation system and method using the same | |
JP2004284875A (en) | Hydrogen production system, and fuel cell system | |
JP6061970B2 (en) | Fuel cell system | |
JP2012116666A (en) | Hydrogen generating apparatus and fuel cell system provided with the same | |
JP5272183B2 (en) | Fuel cell reformer | |
JP2014105137A (en) | Hydrogen generator and fuel cell system | |
JP2013101822A (en) | Fuel cell system | |
JP5547994B2 (en) | Desulfurization method, desulfurization apparatus and fuel cell power generation system | |
JP2002020103A (en) | Method for starting and method for stopping hydrogen producing device | |
JP2011253705A (en) | Fuel cell system | |
JP5538283B2 (en) | Impurity removing device, fuel reforming system including the same, operating method thereof, and fuel cell system | |
JP7183095B2 (en) | fuel cell system | |
JP2009221864A (en) | Hydrogen-containing gas utilization system | |
JP5324073B2 (en) | Fuel cell system | |
JP2011204484A (en) | Fuel cell system | |
JP2016197536A (en) | Desulfurization system, modification system, fuel cell system and manufacturing method for desulfurized raw material | |
JP2016184549A (en) | Gas production device | |
JP2013112535A (en) | Hydrogen generating apparatus |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711 Effective date: 20150312 |