JP2014177595A

JP2014177595A - 脱硫装置、燃料電池システム及び炭化水素系燃料の脱硫方法

Info

Publication number: JP2014177595A
Application number: JP2013053853A
Authority: JP
Inventors: Yasutsugu Hashimoto; 康嗣橋本
Original assignee: JX Nippon Oil and Energy Corp
Current assignee: Eneos Corp
Priority date: 2013-03-15
Filing date: 2013-03-15
Publication date: 2014-09-25

Abstract

【課題】脱硫装置の脱硫性能を向上させる技術を提供する。
【解決手段】ある態様の脱硫装置５０は、炭化水素系燃料から硫黄化合物を除去するための脱硫器５２と、脱硫器５２を加熱する加熱部５４と、脱硫器５２内の温度が４５℃以上１２０℃以下となるように加熱部５４を制御する制御部２００と、を備える。炭化水素系燃料は、硫黄化合物と、水及びメタノールの少なくとも一方とを含む。脱硫器５２は、シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下であり、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下の銅を担持するゼオライトで構成される脱硫剤を有する。
【選択図】図１

Description

本発明は、脱硫装置、燃料電池システム及び炭化水素系燃料の脱硫方法に関する。

天然ガス、ＬＰＧ、ナフサ、灯油等の炭化水素系燃料は、燃料電池用の燃料ガスの原料等として広く用いられている。このような炭化水素系燃料には、通常スルフィドやジスルフィド、メルカプタン等の硫黄化合物が含まれる。この硫黄化合物が含まれる炭化水素を燃料として用いると、硫黄酸化物が発生し、大気汚染の原因となることが問題となる。また、硫黄化合物を含む炭化水素を燃料電池用の燃料ガスの原料として用いると、燃料ガスとしての水素製造工程等において触媒毒として作用することが問題となる。

燃料電池用の炭化水素系燃料から硫黄成分を除去する方法としては、例えば、金属担持ゼオライトを脱硫剤として用いる方法などが知られている（例えば、特許文献１参照）。

特開２００１−２８６７５３号公報

燃料電池用の燃料ガスの原料となる炭化水素系燃料には、硫黄以外にも様々な不純物が含まれる場合がある。例えば、都市ガス中には、脱硫剤の一時被毒物となる水が含まれることがある。また、ＬＰＧ中には、原料に含まれる水分が凍結することを防止するため、メタノールが添加される場合がある。このように、原料に水やメタノールを含む場合には、脱硫剤の性能が低下するという問題があった。

本発明はこうした状況に鑑みてなされたものであり、その目的は、脱硫装置の脱硫性能を向上させる技術を提供することにある。

本発明のある態様は、脱硫装置である。当該脱硫装置は、炭化水素系燃料から硫黄化合物を除去するための脱硫器と、脱硫器を加熱する加熱部と、脱硫器内の温度が４５℃以上１２０℃以下となるように加熱部を制御する制御部と、を備える。炭化水素系燃料は、硫黄化合物と、水及びメタノールの少なくとも一方とを含む。脱硫器は、シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下であり、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下の銅を担持するゼオライトで構成される脱硫剤を有する。

本発明のある態様は、燃料電池システムである。当該燃料電池システムは、上述した態様の脱硫装置と、脱硫装置で脱硫された炭化水素系燃料を改質ガスに改質する改質器と、改質ガスを用いて発電する燃料電池と、を備える。

本発明のある態様は、炭化水素系燃料の脱硫方法である。当該炭化水素系燃料の脱硫方法は、シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下であり、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下の銅を担持するゼオライトで構成される脱硫剤を有し、器内が４５℃以上１２０℃以下の温度に調節された脱硫器に、硫黄化合物と、水及びメタノールの少なくとも一方とを含む炭化水素系燃料を流通させることを含む。

本発明によれば、脱硫装置の脱硫性能を向上させる技術を提供することができる。

実施の形態に係る脱硫装置を備える燃料電池システムを示す概略図である。

以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。

図１は、実施の形態に係る脱硫装置を備える燃料電池システムを示す概略図である。本実施の形態に係る燃料電池システム１００は、主な構成として水タンク１０、燃料タンク３０、脱硫装置５０、気化器６０、改質器７０、燃料電池８０を有する。

水タンク１０は、水蒸気改質に用いられる水を貯蔵する。水タンク１０に貯蔵されている水は、水ポンプ１２により気化器６０に供給される。

燃料タンク３０は、硫黄原子換算で０．６〜８質量ｐｐｍの硫黄化合物が含まれる炭化水素を燃料（炭化水素系燃料）として格納する。炭化水素系燃料としては、例えば都市ガス、ＬＰガス、ナフサ、ガソリン、灯油などが用いられる。また、ＬＰガスは、一般的に冬季に３００ｐｐｍ以上２４００ｐｐｍ以下のメタノールを含有する。メタノールは、燃料に混入している水分が特に冬期において凍結し、バルブ等を詰まらせるなどの不都合が生じることを防ぐ目的で人為的に添加される。また、都市ガスにおいては、製造過程及び供給過程において水分が混入する場合がある。

炭化水素系燃料に含まれる硫黄化合物としては、元来、不純物として含まれる硫黄化合物とガス漏れ検知のための付臭剤に含まれる化合物が挙げられる。不純物として含まれる硫黄化合物としては、無機硫黄類、メルカプタン類、スルフィド類、ジスルフィド類、チオフェン類等が挙げられる。また、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等が用いられ、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。

燃料タンク３０に格納されている炭化水素系燃料は、燃料ポンプ１４により、脱硫装置５０を経て、水タンク１０から供給される水に混合される。また、燃料タンク３０に格納されている炭化水素系燃料の一部は、改質器７０を加温するためのバーナ１７に供給される。バーナ１７への燃料の供給量は、燃料ポンプ１４の下流側に設けられた分配弁１５の分配比を調整することにより適宜変更される。分配弁１５の調整は、後述する制御部２００によって制御される。

脱硫装置５０は、脱硫器５２と、脱硫器５２を加熱する加熱部５４と、加熱部５４を制御する、後述する制御部２００とを備える。脱硫器５２は、脱硫剤を有する。燃料タンク３０から供給された炭化水素系燃料は、加熱部５４で内部が加熱された脱硫器５２を通過する際に、脱硫剤により脱硫される。加熱部５４には、例えばヒータ、温水等を用いることができる。脱硫剤及び脱硫方法については、後に詳細に説明する。

気化器６０は、水タンク１０から供給された水が水蒸気になるように加熱する。気化器６０によって生成した水蒸気と燃料は、改質器７０に供給される。改質器７０は、バーナ１７の燃焼熱によって所定の温度に加熱される。

改質器７０は、脱硫装置５０で脱硫された炭化水素系燃料を改質ガスに改質する。例えば、改質器７０は、水蒸気改質用触媒を有し、改質器７０において燃料が水蒸気改質により改質される。改質器７０で生成した水素リッチな改質ガスは、後述する燃料電池８０のアノード８４に供給される。改質器７０の改質方式は水蒸気改質に限定されず、例えば、部分酸化改質、自己熱改質、その他の改質方式を採用することができる。

本実施の形態の燃料電池８０は、例えば固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）である。燃料電池８０は、電解質８２、アノード８４及びカソード８６を有する。

電解質８２は、ＳＯＦＣの電解質として公知のものを使用することができ、例えば、サマリウム（Ｓｍ）やガドリニウム（Ｇｄ）等をドープしたセリア系酸化物、ストロンチウム（Ｓｒ）やマグネシウム（Ｍｇ）をドープしたランタン・ガレード系酸化物、スカンジウム（Ｓｃ）やイットリウム（Ｙ）を含むジルコニア系酸化物などの酸素イオン伝導性セラミックス材料を用いることができる。

アノード８４は、電解質８２の一方の側に設けられる。アノード８４は、例えば、金属触媒と酸化物イオン導電体からなるセラミックス粉末材料を含む。アノード８４に用いられる金属触媒としては、ニッケル（Ｎｉ）、鉄（Ｆｅ）、コバルト（Ｃｏ）や、貴金属（白金（Ｐｔ）、ルテニウム（Ｒｕ）、パラジウム（Ｐｄ）等）等が挙げられる。

カソード８６は、電解質８２の他方の側に設けられる。カソード８６は、例えば、マンガン（Ｍｎ）、Ｆｅ、Ｃｏ、Ｎｉ等を含むペロブスカイト型酸化物により形成される。

アノード８４に改質器７０で生成した改質ガスが供給され、カソード８６に酸化剤として空気が供給されると、燃料電池８０において電極反応が進行する。電極反応に伴い、電気負荷９０を含む外部回路において、アノード８４からカソード８６に向かって電子が移動し、電力が取り出される。

アノード８４から排出されるアノードオフガスは、バーナ１７に供給され、バーナ１７の燃料用燃料として用いられる。また、カソード８６から排出されるカソードオフガスは、必要に応じて熱回収された後、系外に排出される。

なお、燃料電池８０はＳＯＦＣに限定されず、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）や固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）、リン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ）等であってもよい。燃料電池８０がＰＥＦＣやＰＡＦＣである場合、改質ガスは、シフト工程を含む方法、ＣＯ選択酸化工程を含む方法、あるいはこれらを組み合わせた方法等によって、ガス中の一酸化炭素が除去された後に使用されることが好ましい。

制御部２００は、燃料電池８０の起動、停止や燃料電池８０の発電量の制御を行う。具体的には、制御部２００は、水ポンプ１２を制御し、水蒸気改質に用いられる水の供給量を調整するとともに、燃料ポンプ１４を制御し、改質器７０に供給される燃料の量を調整する。また、制御部２００は、バーナ１７の燃焼熱による改質器７０の加温を制御する。具体的には、制御部２００は、分配弁１５の分配比を調節することでバーナ１７に供給される燃料の量を調節するとともに、送風ファン（図示せず）等を制御して、バーナ１７に供給される空気の量を調節することにより、改質器７０の温度が所定の範囲になるように、バーナ１７の燃焼状態を制御する。また、制御部２００は、加熱部５４による脱硫器５２の加温を制御する。したがって、制御部２００は、脱硫装置５０の一部を構成する。

（脱硫剤）
続いて、脱硫器５２が有する脱硫剤について説明する。本実施の形態において、脱硫剤は、活性金属としのて銅（Ｃｕ）を担持するゼオライトで構成される。このゼオライトは、シリカ／アルミナモル比（ＳｉＯ_２／Ａｌ_２Ｏ_３モル比）が５以上４０以下である。シリカ／アルミナモル比を５以上とすることで、ゼオライトの疎水性を高めて炭化水素系燃料中のメタノールや水分がゼオライトに吸着することをより確実に抑制し、硫黄のゼオライトへの吸着を促進させることができる。また、活性金属としてのＣｕの担持量は、ゼオライト中のアルミナの量に依存する。そのため、シリカ／アルミナモル比を４０以下とすることで、所定量の硫黄吸着に必要なＣｕの量を確保して、脱硫剤の活性をより確実に発揮させることができる。シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下のゼオライトとしては、例えばＹ型、β型、ＵＳＹ型、ＺＳＭ−５型等を挙げることができる。本実施の形態では、Ｙ型、ＵＳＹ型、β型及びＺＳＭ−５型のゼオライトからなる群から選択される少なくとも１種を用いることができる。シリカ／アルミナモル比は、ＩＣＰ発光分光分析法による組成分析により測定することができる。

ゼオライトへのＣｕの担持方法としては、特に限定されないが、イオン交換法が好ましく使用される。イオン交換に用いるゼオライトは、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を用いることができるが、ナトリウム型が最も好ましく使用される。一方、Ｃｕ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、硫酸銅、硝酸銅、塩化銅、酢酸銅などの水溶液、銅アンミン錯体イオンのような銅錯体イオンの水溶液、などを挙げることができる。

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Ｃｕを含む溶液にゼオライトを加え、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３００〜５００℃で数時間程度焼成処理してもよい。このような方法により、目的の銅イオン交換ゼオライトを得ることができる。

Ｃｕの担持量は、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下であることが好ましく、３質量％以上７質量％以下であることがより好ましい。Ｃｕの担持量を２質量％以上とすることで、硫黄吸着点を確保して、脱硫剤の脱硫性能をより確実に発揮させることができる。また、Ｃｕの担持量を８質量％以下とすることで、上述したシリカ／アルミナモル比においてＣｕをより高分散の状態でゼオライトに担持させることができ、これにより脱硫剤の脱硫性能を高めることができる。

上記の方法で製造されたＣｕを担持したゼオライトは、バインダーとしてのアルミナ、シリカ、粘土鉱物など、もしくはベーマイトなどのこれらの前駆体を加えて、押出成型、打錠成型、転動造粒、スプレードライ及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。また、ゼオライトを予め成型し、その後にイオン交換法を適用することも好ましく採用される。

（脱硫方法）
続いて、炭化水素系燃料の脱硫方法について説明する。本実施の形態に係る炭化水素系燃料の脱硫方法では、脱硫器５２内の温度が４５℃以上１２０℃以下、好ましくは６０℃以上９０℃以下に調節される。器内温度の調節は、制御部２００が加熱部５４を制御することで実現される。例えば、制御部２００は、燃料タンク３０からの炭化水素系燃料を脱硫装置５０に供給する前に、予め加熱部５４により脱硫器５２を加温しておく。また、燃料電池８０の発電中は、加熱部５４による脱硫器５２の加熱を維持する。そして、脱硫器５２に硫黄化合物を含む炭化水素系燃料が流通される。炭化水素系燃料は、脱硫器５２内で上述した脱硫剤と接触し、脱硫剤を構成するゼオライトのＣｕによって硫黄化合物が除去される。脱硫反応の温度を４５℃以上とすることで、炭化水素系燃料中のメタノールや水分により脱硫剤の活性が低下することをより確実に抑制することができる。また、脱硫反応の温度を１２０℃以下とすることで、脱硫剤からの硫黄の脱離をより抑制することができる。

制御部２００による加熱部５４の制御は、脱硫器５２に温度センサ（図示せず）を設け、温度センサで検出された脱硫器５２の内部温度に基づくフィードバック制御を行う方法や、加熱部５４の加熱時間と脱硫器５２の内部温度との関係を事前にメモリ等にデータとして保持し、このデータに基づいて加熱部５４のオンオフを制御する方法を採用することができる。

都市ガスなど常温、常圧で気体である炭化水素系燃料を用いる場合、ＧＨＳＶ（Gas hourly space velocity）は１０〜２００００ｈ^−１、好ましくは１０〜７０００ｈ^−１の間で選択することができる。ＧＨＳＶを１０ｈ^−１以上とすることで、使用する脱硫剤量を抑えて脱硫器５２が過大となることを回避できる。また、ＧＨＳＶを２００００ｈ^−１以下とすることで、より確実に十分な脱硫性能を得ることができる。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（Liquid hourly space velocity）として０．０１〜１００ｈ^−１の範囲を選択することができる。脱硫反応の圧力条件は、通常、大気圧条件下で実施される。

以上説明した本実施の形態に係る脱硫装置５０は、シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下の疎水性であり、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下のＣｕを担持するゼオライトで構成される脱硫剤を有する脱硫器５２と、加熱部５４と、脱硫器５２内の温度を加熱部５４で４５℃以上１２０℃以下に調節する制御部２００を備える。そのため、炭化水素系燃料中に含まれる水分やメタノールがゼオライトに吸着して、これによりＣｕの活性が低下することを抑制することができる。よって、水やメタノールの存在下において脱硫装置５０の脱硫性能を長期間にわたって維持することができる。したがって、脱硫装置５０の脱硫性能を向上させることができる。

以下に実施例を挙げて本発明の効果をさらに具体的に説明するが、本発明は下記の実施例に限定されるものではない。

＜脱硫剤の作製＞
（実施例１）
ゼオライトとして、市販のＮａ−Ｙ型ゼオライト（東ソー社製、商品名：ＨＳＺ−３２０ＮＡＡ、ＳｉＯ_２／Ａｌ_２Ｏ_３モル比５．５）を用意した。このゼオライトは、バインダーとしてアルミナ２０質量％を用いて、ゼオライトを円柱形のペレット（直径１ｍｍ、長さ＝３〜４ｍｍ）に成形したものである。一方、硫酸銅を蒸留水に溶解して０．９ｍｏｌ／ｋｇ硫酸銅水溶液を調製した。そして、Ｎａ−Ｙ型ゼオライト５ｇに硫酸銅水溶液２７ｇを添加し、３０℃で３時間撹拌してＮａイオンをＣｕイオンに交換した。その後、ゼオライトを蒸留水で５回洗浄し、１２０℃で１２ｈ乾燥させて、実施例１に係る脱硫剤（Ｃｕ−Ｙ）を得た。この脱硫剤のＣｕの担持量は、脱硫剤の全質量に対して７％であった。Ｃｕの担持量は、ＩＣＰ発光分光分析法により測定した。

（実施例２）
ゼオライトとして、市販のＨ−ＵＳＹ型ゼオライト（東ソー社製、商品名：ＨＳＺ−３５０ＨＵＡ、ＳｉＯ_２／Ａｌ_２Ｏ_３モル比１０）を用い、イオン交換時に２８％アンモニア水１．２ｇを添加した以外は実施例１と同じ方法で、実施例２に係る脱硫剤（Ｃｕ−ＵＳＹ１０）を得た。この脱硫剤のＣｕの担持量は、脱硫剤の全質量に対して６％であった。

（実施例３）
ゼオライトとして、市販のＨ−ＵＳＹ型ゼオライト（東ソー社製、商品名：ＨＳＺ−３６０ＨＵＡ、ＳｉＯ_２／Ａｌ_２Ｏ_３モル比１５）を用い、イオン交換時に２８％アンモニア水１．２ｇを添加した以外は実施例１と同じ方法で、実施例３に係る脱硫剤（Ｃｕ−ＵＳＹ１５）を得た。この脱硫剤のＣｕの担持量は、脱硫剤の全質量に対して５％であった。

（実施例４）
ゼオライトとして、市販のＮＨ３−β型ゼオライト（東ソー社製、商品名：ＨＳＺ−９３０ＮＨＡ、ＳｉＯ_２／Ａｌ_２Ｏ_３モル比２８）を用いた以外は実施例１と同じ方法で、実施例４に係る脱硫剤（Ｃｕ−β）を得た。この脱硫剤のＣｕの担持量は、脱硫剤の全質量に対して４％であった。

（実施例５）
ゼオライトとして、市販のＨ−ＺＳＭ５型ゼオライト（東ソー社製、商品名：ＨＳＺ−８２０ＨＯＡ、ＳｉＯ_２／Ａｌ_２Ｏ_３モル比２９）を用い、イオン交換時に２８％アンモニア水１．２ｇを添加した以外は実施例１と同じ方法で、実施例５に係る脱硫剤（Ｃｕ−ＺＳＭ５）を得た。この脱硫剤のＣｕの担持量は、脱硫剤の全質量に対して３％であった。

（比較例１）
ゼオライトとして、市販のＮａ−Ｘ型ゼオライト（東ソー社製、商品名：Ｆ９−ＨＡ、ＳｉＯ_２／Ａｌ_２Ｏ_３モル比３）を用いた以外は実施例１と同じ方法で、比較例１に係る脱硫剤（Ｃｕ−Ｘ）を得た。この脱硫剤のＣｕの担持量は、脱硫剤の全質量に対して９％であった。

＜脱硫性能の評価＞
各実施例及び比較例の脱硫剤について硫黄成分の飽和吸着量を評価した。まず、各実施例及び比較例の脱硫剤１ｃｃをそれぞれ流通式反応管に充填した。また、炭化水素系燃料として、メタノール９００質量ｐｐｍ、水２００質量ｐｐｍ及びＤＭＳ６質量ｐｐｍ（硫黄換算）を含有するＬＰガスを用意した。そして、ＬＰガスをＧＨＳＶ：２００００ｈ^−１、温度３０℃又は６０℃、大気圧の条件下で反応管に流通させた。反応管の入口部と出口部の硫黄濃度を、ＧＣ−ＳＣＤ（化学発光硫黄検出器付きガスクロマトグラフ）にて測定し、入口硫黄濃度と出口硫黄濃度が同一になった時点で試験を終了した。入口硫黄濃度と出口硫黄濃度の差異より、脱硫剤の飽和硫黄吸着量［吸着したＳの質量（ｇ）／乾燥触媒質量（ｋｇ）］を算出した。結果を表１に示す。なお、以下では適宜、飽和硫黄吸着量の単位を（S-g/drycat-kg）と表記する。また、表１中の「ｎｄ」は、データ無しを意味する。

表１に示されるように、シリカ／アルミナモル比が３であり、Ｃｕの担持量が９質量％であるゼオライトで構成される比較例１の脱硫剤は、反応温度６０℃での飽和硫黄吸着量が０．２（S-g/drycat-kg）と低い値であった。一方、シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下であり、Ｃｕの担持量が２質量％以上８質量％以下であるゼオライトで構成される、実施例１〜５の脱硫剤は、反応温度３０℃では飽和硫黄吸着量が０．５〜５．９（S-g/drycat-kg）と低い値であったが、反応温度６０℃では飽和硫黄吸着量が９．２〜１６．１（S-g/drycat-kg）と、実用可能な程度に高い値であった。このことから、脱硫剤として、シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下であり、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下のＣｕを担持するゼオライトを用い、反応温度を４５℃以上１２０℃以下に調節することで、水分及びメタノールの存在下において脱硫性能が向上することが確認された。また、ＺＳＭ−５型ゼオライトで構成される実施例５の脱硫剤は、反応温度６０℃では他の実施例の脱硫剤に比べてより高い飽和硫黄吸着量であることが確認された。

本発明は、上述の実施の形態に限定されるものではなく、当業者の知識に基づいて各種の設計変更等の変形を加えることも可能であり、そのような変形が加えられた実施の形態も本発明の範囲に含まれうるものである。

５０脱硫装置、５２脱硫器、５４加熱部、７０改質器、８０燃料電池、１００燃料電池システム、２００制御部。

Claims

シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下であり、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下の銅を担持するゼオライトで構成される脱硫剤を有し、硫黄化合物と、水及びメタノールの少なくとも一方とを含む炭化水素系燃料から前記硫黄化合物を除去するための脱硫器と、
前記脱硫器を加熱する加熱部と、
脱硫器内の温度が４５℃以上１２０℃以下となるように前記加熱部を制御する制御部と、
を備えることを特徴とする脱硫装置。
前記ゼオライトは、Ｙ型ゼオライト、ＵＳＹ型ゼオライト、β型ゼオライト及びＺＳＭ−５型ゼオライトからなる群から選択される少なくとも１種である請求項１に記載の脱硫装置。
請求項１又は２に記載の脱硫装置と、
前記脱硫装置で脱硫された炭化水素系燃料を改質ガスに改質する改質器と、
前記改質ガスを用いて発電する燃料電池と、
を備えることを特徴とする燃料電池システム。
シリカ／アルミナモル比が５以上４０以下であり、脱硫剤の全質量に対して２質量％以上８質量％以下の銅を担持するゼオライトで構成される脱硫剤を有し、器内が４５℃以上１２０℃以下の温度に調節された脱硫器に、硫黄化合物と、水及びメタノールの少なくとも一方とを含む炭化水素系燃料を流通させることを特徴とする炭化水素系燃料の脱硫方法。