JP2765950B2 - 燃料電池発電システム - Google Patents
燃料電池発電システムInfo
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- JP2765950B2 JP2765950B2 JP1123575A JP12357589A JP2765950B2 JP 2765950 B2 JP2765950 B2 JP 2765950B2 JP 1123575 A JP1123575 A JP 1123575A JP 12357589 A JP12357589 A JP 12357589A JP 2765950 B2 JP2765950 B2 JP 2765950B2
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- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
- H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
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- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
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- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
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- 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
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- 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
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Description
【発明の詳細な説明】 〈産業上の利用分野〉 本発明は燃料電池発電システムに関する。さらに詳細
には、燃料極に供給される燃料ガス系を改良した燃料電
池発電システムに関する。
には、燃料極に供給される燃料ガス系を改良した燃料電
池発電システムに関する。
〈従来の技術〉 従来、燃料の有する化学エネルギーを直接電気エネル
ギーに変換するシステムとして燃料電池が知られてい
る。この燃料電池は、通常、電解質を保持した電解質層
を挟んで燃料極と酸化剤極とからなる一対の多孔質電極
を対向させて燃料電池を形成し、燃料極の背面に水素系
の燃料ガスを接触させ、また酸化剤極の背面に空気等の
酸化剤を接触させることにより、このときに生ずる電気
化学反応を利用して、上記の両極間から電気エネルギー
を取り出すようにしたものである。燃料ガスと酸化剤が
供給されている限り、高い変換効率で電気エネルギーを
取り出すことができ、また省エネルギー、環境保全等で
有利なため実用化研究ガ活発に行われている。
ギーに変換するシステムとして燃料電池が知られてい
る。この燃料電池は、通常、電解質を保持した電解質層
を挟んで燃料極と酸化剤極とからなる一対の多孔質電極
を対向させて燃料電池を形成し、燃料極の背面に水素系
の燃料ガスを接触させ、また酸化剤極の背面に空気等の
酸化剤を接触させることにより、このときに生ずる電気
化学反応を利用して、上記の両極間から電気エネルギー
を取り出すようにしたものである。燃料ガスと酸化剤が
供給されている限り、高い変換効率で電気エネルギーを
取り出すことができ、また省エネルギー、環境保全等で
有利なため実用化研究ガ活発に行われている。
この種の燃料電池においては、燃料として水素が汎用
され、この水素は、通常、メタン、エタン、プロパン、
ブタン、天然ガス、ナフサ、灯油、軽油、液化石油ガス
（LPG），都市ガス等の原燃料を水蒸気改質反応に付し
て、水素を主成分とする燃料ガスに変換することにより
得られている。
され、この水素は、通常、メタン、エタン、プロパン、
ブタン、天然ガス、ナフサ、灯油、軽油、液化石油ガス
（LPG），都市ガス等の原燃料を水蒸気改質反応に付し
て、水素を主成分とする燃料ガスに変換することにより
得られている。
上記の原燃料中の硫黄成分は、水蒸気改質触媒（例え
ば、Ru系触媒、Ni系触媒等）を被毒し、例えば、原燃料
中の硫黄含有量が0.1ppm程度の状態であってもRu触媒又
はNi触媒の表面の約90％が短時間に硫黄で覆われてしま
い、触媒活性が著しく劣化する。かかる状況から、水蒸
気改質反応に付される前に原燃料は脱硫反応に付され
る。
ば、Ru系触媒、Ni系触媒等）を被毒し、例えば、原燃料
中の硫黄含有量が0.1ppm程度の状態であってもRu触媒又
はNi触媒の表面の約90％が短時間に硫黄で覆われてしま
い、触媒活性が著しく劣化する。かかる状況から、水蒸
気改質反応に付される前に原燃料は脱硫反応に付され
る。
従来、原燃料の水蒸気改質に先立って行われている代
表的な脱硫方法は、Ni−Mo系又はCo−MO系触媒の存在
下、350〜400℃にて、原燃料中の有機硫黄を水添分解し
た後、生成するH2Sを、350〜400℃にてZnOに吸着させて
除去する水添脱硫法である。
表的な脱硫方法は、Ni−Mo系又はCo−MO系触媒の存在
下、350〜400℃にて、原燃料中の有機硫黄を水添分解し
た後、生成するH2Sを、350〜400℃にてZnOに吸着させて
除去する水添脱硫法である。
第２図は、水添脱硫法による脱硫装置及び水蒸気改質
装置を有する燃料電池発電システムの代表的な例の基本
的構成の概要を示すシステム図である。同図において、
原燃料１は、後記一酸化炭素変成器５から導かれる水素
を主成分とする燃料ガスと混合されて、水添脱硫器2aに
導入される。水添脱硫器2aは、原燃料１の入口側から順
に、Ni−Mo系、Co−Mo系触媒等が充填された水素添加層
と、ZnO等の吸着脱硫剤が充填された吸着層とで構成さ
れる。一酸化炭素変成器５を出た燃料ガスの一部と混合
された原燃料１は加熱器（図示せず）で350〜400℃に加
熱された後、水素添加層で水素添加されて原燃料中の硫
黄成分をH2Sに変換し、次いで生成したH2Sは吸着層で吸
着除去され、原燃料１が脱硫される。脱硫された原燃料
１は混合器３で水蒸気と混合されて水蒸気改質装置４に
導入され、水蒸気改質反応により水素を主成分とする燃
料ガスに変換されて排出される。排出された燃料ガス
は、含有する一酸化炭素が燃料極７の触媒を被毒するこ
と又水素への変換効率を高めるため、変成触媒が充填さ
れた一酸化炭素変成器５に導入され、一酸化炭素は水素
と二酸化炭素に変換される。一酸化炭素変成器５から排
出された燃料ガスは、一部が前記の水添脱硫器2aに送ら
れ、残りは燃料電池本体６の燃料極７に送られて燃料と
して使用される。燃料極７に流入した燃料ガス中の水素
は、コンプレッサー８により酸化剤極10に流入している
空気９中の酸素と電気化学的反応を行ない、その結果燃
料ガスの一部が消費されて電気エネルギーが得られ、水
が副生する。
装置を有する燃料電池発電システムの代表的な例の基本
的構成の概要を示すシステム図である。同図において、
原燃料１は、後記一酸化炭素変成器５から導かれる水素
を主成分とする燃料ガスと混合されて、水添脱硫器2aに
導入される。水添脱硫器2aは、原燃料１の入口側から順
に、Ni−Mo系、Co−Mo系触媒等が充填された水素添加層
と、ZnO等の吸着脱硫剤が充填された吸着層とで構成さ
れる。一酸化炭素変成器５を出た燃料ガスの一部と混合
された原燃料１は加熱器（図示せず）で350〜400℃に加
熱された後、水素添加層で水素添加されて原燃料中の硫
黄成分をH2Sに変換し、次いで生成したH2Sは吸着層で吸
着除去され、原燃料１が脱硫される。脱硫された原燃料
１は混合器３で水蒸気と混合されて水蒸気改質装置４に
導入され、水蒸気改質反応により水素を主成分とする燃
料ガスに変換されて排出される。排出された燃料ガス
は、含有する一酸化炭素が燃料極７の触媒を被毒するこ
と又水素への変換効率を高めるため、変成触媒が充填さ
れた一酸化炭素変成器５に導入され、一酸化炭素は水素
と二酸化炭素に変換される。一酸化炭素変成器５から排
出された燃料ガスは、一部が前記の水添脱硫器2aに送ら
れ、残りは燃料電池本体６の燃料極７に送られて燃料と
して使用される。燃料極７に流入した燃料ガス中の水素
は、コンプレッサー８により酸化剤極10に流入している
空気９中の酸素と電気化学的反応を行ない、その結果燃
料ガスの一部が消費されて電気エネルギーが得られ、水
が副生する。
燃料極７から排出された燃料ガスは、水蒸気改質装置
４のバーナー11に送られると共にコンプレッサー８より
供給される空気９と合流し、バーナー11で燃焼されて、
水蒸気改質装置４の加熱源として利用される。バーナー
11から排出された水蒸気を含む排ガスは、熱交換器12を
経た後、凝縮器13で気水分離され、分離されたガスは排
気される。また、凝集した水は給水ライン14と合流し、
給水ポンプ15及び冷却水ポンプ16を経て、燃料電池本体
６へ送られ、その冷却に使用される。燃料電池本体６か
ら排出された冷却水は、熱交換器17を経て、気水分離器
18に送られ、水と水蒸気に分離される。分離された水は
冷却水ポンプ16を経て、燃料電池本体６の冷却に循環使
用され、また水蒸気は前記混合器３に送られ、脱硫され
た原燃料１と混合された後、水蒸気改質装置４に送られ
て水蒸気改質反応に利用される。
４のバーナー11に送られると共にコンプレッサー８より
供給される空気９と合流し、バーナー11で燃焼されて、
水蒸気改質装置４の加熱源として利用される。バーナー
11から排出された水蒸気を含む排ガスは、熱交換器12を
経た後、凝縮器13で気水分離され、分離されたガスは排
気される。また、凝集した水は給水ライン14と合流し、
給水ポンプ15及び冷却水ポンプ16を経て、燃料電池本体
６へ送られ、その冷却に使用される。燃料電池本体６か
ら排出された冷却水は、熱交換器17を経て、気水分離器
18に送られ、水と水蒸気に分離される。分離された水は
冷却水ポンプ16を経て、燃料電池本体６の冷却に循環使
用され、また水蒸気は前記混合器３に送られ、脱硫され
た原燃料１と混合された後、水蒸気改質装置４に送られ
て水蒸気改質反応に利用される。
このような燃料電池発電システムにおいては、原燃料
の脱硫工程に多くの問題点がある。即ち、水添脱硫工程
において、原燃料中に一定量以上の有機硫黄、特にチオ
フェンなどの難分解性の有機硫黄が含まれている場合に
は、未分解のものがスリップして、ZnOに吸着されるこ
となく、素通りする。また、吸着脱硫に際しては、例え
ば、 ZnO＋H2SZnS＋H2O ZnO＋COSZnS＋CO2 で示される平衡のため、H2O、COSなどの量も一定値以下
とはならない。特に、H2OおよびCO2が存在する場合に
は、この傾向は著しい。さらに、装置のスタートアッ
プ、シャットダウンなどに際して脱硫系が不安定である
場合には、吸着脱硫触媒から硫黄が飛散して、原燃料中
の硫黄濃度が増大することもある。従って、現在の脱硫
工程は、精製後の原燃料中の硫黄濃度が数ppm乃至0.1pp
mとなるようなレベルで行われており、水蒸気改質触媒
の被毒を十分に抑制することはできず、燃料電池を長時
間安定的に運転することができないという問題がある。
の脱硫工程に多くの問題点がある。即ち、水添脱硫工程
において、原燃料中に一定量以上の有機硫黄、特にチオ
フェンなどの難分解性の有機硫黄が含まれている場合に
は、未分解のものがスリップして、ZnOに吸着されるこ
となく、素通りする。また、吸着脱硫に際しては、例え
ば、 ZnO＋H2SZnS＋H2O ZnO＋COSZnS＋CO2 で示される平衡のため、H2O、COSなどの量も一定値以下
とはならない。特に、H2OおよびCO2が存在する場合に
は、この傾向は著しい。さらに、装置のスタートアッ
プ、シャットダウンなどに際して脱硫系が不安定である
場合には、吸着脱硫触媒から硫黄が飛散して、原燃料中
の硫黄濃度が増大することもある。従って、現在の脱硫
工程は、精製後の原燃料中の硫黄濃度が数ppm乃至0.1pp
mとなるようなレベルで行われており、水蒸気改質触媒
の被毒を十分に抑制することはできず、燃料電池を長時
間安定的に運転することができないという問題がある。
本発明は上記の従来技術の問題を解消すべく創案され
たもので、燃料極に供給される燃料ガス系を改良するこ
とにより、長時間、安定的に運転することができる燃料
電池発電システムを提供することを目的とする。
たもので、燃料極に供給される燃料ガス系を改良するこ
とにより、長時間、安定的に運転することができる燃料
電池発電システムを提供することを目的とする。
〈課題を解決するための手段及び作用〉 上記の課題を解決すべくなされた、本発明の燃料電池
発電システムは、原燃料を脱硫する脱硫装置と、脱硫さ
れた原燃料を水素を主成分とする燃料ガスに改質する水
蒸気改質装置とを少なくとも有する燃料電池発電システ
ムにおいて、脱硫装置が水添脱硫器と銅−亜鉛系脱硫剤
を充填した脱硫器とで構成されることを特徴とするもの
である。なお、本発明において、銅−亜鉛系脱硫剤と
は、銅と亜鉛成分（例えば、酸化亜鉛等）とを少なくと
も含有し、さらにアルミニウム成分（例えば、酸化アル
ミニウム等）、クロム成分（例えば、酸化クロム等）等
のその他の成分を含有していてもよい脱硫剤を意味す
る。
発電システムは、原燃料を脱硫する脱硫装置と、脱硫さ
れた原燃料を水素を主成分とする燃料ガスに改質する水
蒸気改質装置とを少なくとも有する燃料電池発電システ
ムにおいて、脱硫装置が水添脱硫器と銅−亜鉛系脱硫剤
を充填した脱硫器とで構成されることを特徴とするもの
である。なお、本発明において、銅−亜鉛系脱硫剤と
は、銅と亜鉛成分（例えば、酸化亜鉛等）とを少なくと
も含有し、さらにアルミニウム成分（例えば、酸化アル
ミニウム等）、クロム成分（例えば、酸化クロム等）等
のその他の成分を含有していてもよい脱硫剤を意味す
る。
本発明の燃料電池発電システムでは、原燃料は水添脱
硫器により一次脱硫された後、銅−亜鉛系脱硫剤が充填
された脱硫器（以下、銅−亜鉛系脱硫器という）でさら
に脱硫される。該銅−亜鉛系脱硫剤は、一次脱硫された
原燃料中の硫黄含有量を1ppb（硫黄として、以下同じ）
以下、通常0.1vol.ppb以下とすることができる。従っ
て、後続の水蒸気改質反応における水蒸気改質触媒の被
毒が抑制され、触媒活性を長時間維持することができ、
燃料電池の安定した運転が可能となる。
硫器により一次脱硫された後、銅−亜鉛系脱硫剤が充填
された脱硫器（以下、銅−亜鉛系脱硫器という）でさら
に脱硫される。該銅−亜鉛系脱硫剤は、一次脱硫された
原燃料中の硫黄含有量を1ppb（硫黄として、以下同じ）
以下、通常0.1vol.ppb以下とすることができる。従っ
て、後続の水蒸気改質反応における水蒸気改質触媒の被
毒が抑制され、触媒活性を長時間維持することができ、
燃料電池の安定した運転が可能となる。
上記の構成からなる本発明において、原燃料はまず水
添脱硫器で水添脱硫に付される。水添脱硫器は従来の水
添脱硫器と同様に、Ni−Mo系、Co−Mo系触媒等が充填さ
れた水素添加層とZnO等の吸着脱硫剤が充填された吸着
層とで構成され、水添脱硫も従来の方法と同様に行われ
る。
添脱硫器で水添脱硫に付される。水添脱硫器は従来の水
添脱硫器と同様に、Ni−Mo系、Co−Mo系触媒等が充填さ
れた水素添加層とZnO等の吸着脱硫剤が充填された吸着
層とで構成され、水添脱硫も従来の方法と同様に行われ
る。
また、本発明においては、上記の水添脱硫器で脱硫さ
れた原燃料はさらに銅−亜鉛系脱硫器を用いて脱硫され
る。該銅−亜鉛系脱硫器に充填されている銅−亜鉛系脱
硫剤としては、例えば、特願昭62-279867号及び特願昭6
2-279868号に開示された銅−亜鉛系脱硫剤が挙げられ、
同公報には、それぞれ銅と酸化亜鉛を主成分とする脱硫
剤（以下、銅−亜鉛脱硫剤という）及び銅と酸化亜鉛と
酸化アルミニウムを主成分とする脱硫剤（以下、銅−亜
鉛−アルミニウム脱硫剤という）が開示されている。よ
り詳細には、これらの脱硫剤は次のような方法により調
製される。
れた原燃料はさらに銅−亜鉛系脱硫器を用いて脱硫され
る。該銅−亜鉛系脱硫器に充填されている銅−亜鉛系脱
硫剤としては、例えば、特願昭62-279867号及び特願昭6
2-279868号に開示された銅−亜鉛系脱硫剤が挙げられ、
同公報には、それぞれ銅と酸化亜鉛を主成分とする脱硫
剤（以下、銅−亜鉛脱硫剤という）及び銅と酸化亜鉛と
酸化アルミニウムを主成分とする脱硫剤（以下、銅−亜
鉛−アルミニウム脱硫剤という）が開示されている。よ
り詳細には、これらの脱硫剤は次のような方法により調
製される。
（１）銅−亜鉛脱硫剤 銅化合物（例えば、硝酸銅、酢酸銅等）及び亜鉛化合
物（例えば、硝酸亜鉛、酢酸亜鉛等）を含む水溶液とア
ルカリ物質（例えば、炭酸ナトリウム等）の水溶液を使
用して、常法による共沈法により沈澱を生じさせる。生
成した沈澱を乾燥、焼成（300℃程度）して酸化銅−酸
化亜鉛混合物（原子比で、通常、銅：亜鉛＝1:約0.3〜1
0、好ましくは1:約0.5〜３、より好ましくは1:約１〜2.
3）を得た後、水素含有量６容量％以下、より好ましく
は0.5〜４容量％程度となるように不活性ガス（例えば
窒素ガス等）により希釈された水素ガスの存在下に、15
0〜300℃程度で上記混合物を還元処理する。このように
して得られた銅−亜鉛脱硫剤は、他の成分、例えば、酸
化クロム等を含有していてもよい。
物（例えば、硝酸亜鉛、酢酸亜鉛等）を含む水溶液とア
ルカリ物質（例えば、炭酸ナトリウム等）の水溶液を使
用して、常法による共沈法により沈澱を生じさせる。生
成した沈澱を乾燥、焼成（300℃程度）して酸化銅−酸
化亜鉛混合物（原子比で、通常、銅：亜鉛＝1:約0.3〜1
0、好ましくは1:約0.5〜３、より好ましくは1:約１〜2.
3）を得た後、水素含有量６容量％以下、より好ましく
は0.5〜４容量％程度となるように不活性ガス（例えば
窒素ガス等）により希釈された水素ガスの存在下に、15
0〜300℃程度で上記混合物を還元処理する。このように
して得られた銅−亜鉛脱硫剤は、他の成分、例えば、酸
化クロム等を含有していてもよい。
（２）銅−亜鉛−アルミニウム脱硫剤 銅化合物（例えば、硝酸銅、酢酸銅等）、亜鉛化合物
（例えば、硝酸亜鉛、酢酸亜鉛等）及びアルミニウム化
合物（例えば、硝酸アルミニウム、アルミン酸ナトリウ
ム等）を含む水溶液とアルカリ物質（例えば、炭酸ナト
リウム等）の水溶液を使用して、常法による共沈法によ
り沈澱を生じさせる。生成した沈澱を乾燥、焼成（300
℃程度）して、酸化銅−酸化亜鉛−酸化アルミニウム混
合物（原子比で、通常、銅：亜鉛：アルミニウム＝1:約
0.3〜10:約0.05〜２、好ましくは1:約0.6〜3:約0.3〜
１）を得た後、水素含有量６容量％以下、より好ましく
は0.5〜４容量％程度となるように不活性ガス（例え
ば、窒素ガス等）により希釈された水素ガスの存在下
に、150〜300℃程度で上記混合物を還元処理する。この
ようにして得られた銅−亜鉛−アルミニウム脱硫剤は、
他の成分、例えば、酸化クロム等を含有していてもよ
い。
（例えば、硝酸亜鉛、酢酸亜鉛等）及びアルミニウム化
合物（例えば、硝酸アルミニウム、アルミン酸ナトリウ
ム等）を含む水溶液とアルカリ物質（例えば、炭酸ナト
リウム等）の水溶液を使用して、常法による共沈法によ
り沈澱を生じさせる。生成した沈澱を乾燥、焼成（300
℃程度）して、酸化銅−酸化亜鉛−酸化アルミニウム混
合物（原子比で、通常、銅：亜鉛：アルミニウム＝1:約
0.3〜10:約0.05〜２、好ましくは1:約0.6〜3:約0.3〜
１）を得た後、水素含有量６容量％以下、より好ましく
は0.5〜４容量％程度となるように不活性ガス（例え
ば、窒素ガス等）により希釈された水素ガスの存在下
に、150〜300℃程度で上記混合物を還元処理する。この
ようにして得られた銅−亜鉛−アルミニウム脱硫剤は、
他の成分、例えば、酸化クロム等を含有していてもよ
い。
上記（１）及び（２）の方法で得られた銅−亜鉛系脱
硫剤は、大きな表面積を有する微粒子状の銅が、酸化亜
鉛（及び酸化アルミニウム）中に均一に分散していると
ともに、酸化亜鉛（及び酸化アルミニウム）との化学的
な相互作用により高活性状態となっている。従って、こ
れらの脱硫剤を使用すると、原燃料中の硫黄含有量を確
実に1ppb以下、通常0.1vol.ppb以下とすることができ、
またチオフェン等の難分解性の硫黄化合物も確実に除去
することができる。
硫剤は、大きな表面積を有する微粒子状の銅が、酸化亜
鉛（及び酸化アルミニウム）中に均一に分散していると
ともに、酸化亜鉛（及び酸化アルミニウム）との化学的
な相互作用により高活性状態となっている。従って、こ
れらの脱硫剤を使用すると、原燃料中の硫黄含有量を確
実に1ppb以下、通常0.1vol.ppb以下とすることができ、
またチオフェン等の難分解性の硫黄化合物も確実に除去
することができる。
本発明において、使用される原燃料としては、メタ
ン、エタン、プロパン、ブタン、天然ガス、ナフサ、灯
油、軽油、LPG,都市ガス及びこれらの混合物等が挙げら
れる。また、酸化剤極に供給される酸化剤としては、例
えば、酸素、空気、圧縮空気、富酸素化空気等が挙げら
れる。本発明の適用される燃料電池の種類は特に限定さ
れず、低温燃料電池（例えば、リン酸電解液燃料電池、
固体高分子電解質燃料電池、超強酸電解質燃料電池等）
及び高温燃料電池（例えば、溶融炭酸塩燃料電池、固体
酸化物電解質燃料電池等）のいずれであってよい。
ン、エタン、プロパン、ブタン、天然ガス、ナフサ、灯
油、軽油、LPG,都市ガス及びこれらの混合物等が挙げら
れる。また、酸化剤極に供給される酸化剤としては、例
えば、酸素、空気、圧縮空気、富酸素化空気等が挙げら
れる。本発明の適用される燃料電池の種類は特に限定さ
れず、低温燃料電池（例えば、リン酸電解液燃料電池、
固体高分子電解質燃料電池、超強酸電解質燃料電池等）
及び高温燃料電池（例えば、溶融炭酸塩燃料電池、固体
酸化物電解質燃料電池等）のいずれであってよい。
〈実施例〉 以下、実施例を示す添付図面によって、本発明を詳細
に説明する。
に説明する。
第１図は、本発明の燃料電池発電システムの一実施例
の概略を示すシステム図であり、第２図と同一の部分に
は同一の符号を付して示した。同図において、脱硫装置
は、水添脱硫器2aと銅−亜鉛系脱硫器2bとで構成され、
この例においては、原燃料１の入口側から順に、水素添
加触媒、吸着脱硫剤及び銅−亜鉛系脱硫剤が充填された
脱硫管が用いられている。
の概略を示すシステム図であり、第２図と同一の部分に
は同一の符号を付して示した。同図において、脱硫装置
は、水添脱硫器2aと銅−亜鉛系脱硫器2bとで構成され、
この例においては、原燃料１の入口側から順に、水素添
加触媒、吸着脱硫剤及び銅−亜鉛系脱硫剤が充填された
脱硫管が用いられている。
第１図の発電システムにおいて、原燃料１は、一酸化
炭素変成器５から導かれる水素を主成分とする燃料ガス
と適宜な混合比に混合されて、水添脱硫器2aに導入され
る。水添脱硫器2aは、上記のように原燃料１の入口側か
ら順に、例えば、Ni−Mo系、Co−Mo系触媒等が充填され
た水素添加層と、例えば、ZnO等の吸着脱硫剤が充填さ
れた吸着層とで構成される。上記の水素添加層におい
て、原燃料１は、例えば、温度350〜400℃程度、圧力０
〜10kg/cm2・Ｇ程度、GHSV（Gaseous Hourly Space Vel
ocity）3000程度の条件下に水素添加される。水素添加
された原燃料１は、吸着層において、例えば、温度350
〜400℃程度、圧力０〜10kg/cm2・Ｇ程度、GHSV1000程
度の条件下で吸着脱硫され、一次脱硫が行われる。な
お、上記の水素添加及び吸着脱硫の条件はこれらに限定
されるものではない。
炭素変成器５から導かれる水素を主成分とする燃料ガス
と適宜な混合比に混合されて、水添脱硫器2aに導入され
る。水添脱硫器2aは、上記のように原燃料１の入口側か
ら順に、例えば、Ni−Mo系、Co−Mo系触媒等が充填され
た水素添加層と、例えば、ZnO等の吸着脱硫剤が充填さ
れた吸着層とで構成される。上記の水素添加層におい
て、原燃料１は、例えば、温度350〜400℃程度、圧力０
〜10kg/cm2・Ｇ程度、GHSV（Gaseous Hourly Space Vel
ocity）3000程度の条件下に水素添加される。水素添加
された原燃料１は、吸着層において、例えば、温度350
〜400℃程度、圧力０〜10kg/cm2・Ｇ程度、GHSV1000程
度の条件下で吸着脱硫され、一次脱硫が行われる。な
お、上記の水素添加及び吸着脱硫の条件はこれらに限定
されるものではない。
次いで、一次脱硫された原燃料１は、銅−亜鉛系脱硫
器2bに導入され、更に脱硫される。銅−亜鉛系脱硫器2b
における脱硫は、例えば、温度10〜400℃程度、好まし
くは150〜400℃程度、圧力０〜10kg/cm2・Ｇ程度、GHSV
1000〜5000程度にて行われるが、この条件に限定される
ものではない。該脱硫器2bから排出された原燃料１は硫
黄含有量が1ppb以下、通常は0.1vol.ppb以下に脱硫され
ている。
器2bに導入され、更に脱硫される。銅−亜鉛系脱硫器2b
における脱硫は、例えば、温度10〜400℃程度、好まし
くは150〜400℃程度、圧力０〜10kg/cm2・Ｇ程度、GHSV
1000〜5000程度にて行われるが、この条件に限定される
ものではない。該脱硫器2bから排出された原燃料１は硫
黄含有量が1ppb以下、通常は0.1vol.ppb以下に脱硫され
ている。
斯くして脱硫された原燃料１は混合器３で水蒸気と適
宜の混合比で混合された後、水蒸気改質装置４に導入さ
れ、水蒸気改質反応に付されて水素を主成分とする燃料
ガスに変換される。水蒸気改質装置４は、従来の燃料電
池の水蒸気改質装置と同様に、例えば、Ru触媒、Ni触媒
等が充填された水蒸気改質装置が用いられる。水蒸気改
質装置４から排出される水素を主成分とする燃料ガス
は、従来と同様に一酸化炭素変成器５に送られ、一酸化
炭素含有量を減少させると共に水素含有量が高められ
る。次いで、一酸化炭素変成器５から排出された燃料ガ
スは燃料電池本体６の燃料極７に送られ、コンプレッサ
ー８により酸化剤極10に流入している空気９中の酸素と
電気化学的反応を行ない、その結果燃料ガスの一部が消
費されて電気エネルギーが得られ、水が副生する。
宜の混合比で混合された後、水蒸気改質装置４に導入さ
れ、水蒸気改質反応に付されて水素を主成分とする燃料
ガスに変換される。水蒸気改質装置４は、従来の燃料電
池の水蒸気改質装置と同様に、例えば、Ru触媒、Ni触媒
等が充填された水蒸気改質装置が用いられる。水蒸気改
質装置４から排出される水素を主成分とする燃料ガス
は、従来と同様に一酸化炭素変成器５に送られ、一酸化
炭素含有量を減少させると共に水素含有量が高められ
る。次いで、一酸化炭素変成器５から排出された燃料ガ
スは燃料電池本体６の燃料極７に送られ、コンプレッサ
ー８により酸化剤極10に流入している空気９中の酸素と
電気化学的反応を行ない、その結果燃料ガスの一部が消
費されて電気エネルギーが得られ、水が副生する。
なお、燃料極７から排出された燃料ガスの処理（例え
ば、バーナー11に送り、燃焼させて水蒸気改質装置４の
加熱源として利用する等）、酸化剤極10から排出された
排ガスの処理、燃料電池本体６の冷却及び冷却水回路等
は、従来の装置と同様である。
ば、バーナー11に送り、燃焼させて水蒸気改質装置４の
加熱源として利用する等）、酸化剤極10から排出された
排ガスの処理、燃料電池本体６の冷却及び冷却水回路等
は、従来の装置と同様である。
本発明は上記の実施例に限定されるものではなく、そ
の要旨を変更しない範囲で種々に変形して実施すること
ができ、また従来公知の種々の機構を付加することがで
きる。例えば、第１図においては、原燃料の入口側から
順に、水素添加触媒、吸着脱硫剤及び銅−亜鉛系脱硫剤
が充填された脱硫管により脱硫装置が構成されている
が、脱硫装置として、水素添加触媒及び吸着脱硫剤が充
填された水添脱硫器2aと銅−亜鉛系脱硫剤が充填された
銅−亜鉛系脱硫器2bとを分離した形態としてもよい。ま
た、燃料極７に供給する燃料ガス及び酸化剤極10に供給
する空気９を負荷に見合って制御する機構や、燃料極７
と酸化剤極10間の差圧を検知して差圧を調製する機構が
設けられていてもよく、また複数の燃料電池本体６を並
列又は直列に結合してもよい。さらに燃料極７の燃料ガ
ス供給ラインと燃料ガス排出ラインとの間に燃料再循環
ファンを設けて排出された燃料ガスの一部を燃料極７に
戻す機構や、酸化剤極10の空気供給ラインと空気排出ラ
インとの間に空気再循環ファンを設けて排出された空気
の一部を酸化剤極10に戻す機構が設けられていてもよ
い。これらの再循環機構を設けることにより、電極反応
後の反応性ガスの再利用を図ると共に排出燃料ガスの水
素濃度及び排出空気の酸素濃度を調整し、燃料電池の負
荷変動の調製を行なうことができる。なお、電気負荷19
の負荷形態に応じて、電池と負荷との間にインバーター
を設けてもよい。
の要旨を変更しない範囲で種々に変形して実施すること
ができ、また従来公知の種々の機構を付加することがで
きる。例えば、第１図においては、原燃料の入口側から
順に、水素添加触媒、吸着脱硫剤及び銅−亜鉛系脱硫剤
が充填された脱硫管により脱硫装置が構成されている
が、脱硫装置として、水素添加触媒及び吸着脱硫剤が充
填された水添脱硫器2aと銅−亜鉛系脱硫剤が充填された
銅−亜鉛系脱硫器2bとを分離した形態としてもよい。ま
た、燃料極７に供給する燃料ガス及び酸化剤極10に供給
する空気９を負荷に見合って制御する機構や、燃料極７
と酸化剤極10間の差圧を検知して差圧を調製する機構が
設けられていてもよく、また複数の燃料電池本体６を並
列又は直列に結合してもよい。さらに燃料極７の燃料ガ
ス供給ラインと燃料ガス排出ラインとの間に燃料再循環
ファンを設けて排出された燃料ガスの一部を燃料極７に
戻す機構や、酸化剤極10の空気供給ラインと空気排出ラ
インとの間に空気再循環ファンを設けて排出された空気
の一部を酸化剤極10に戻す機構が設けられていてもよ
い。これらの再循環機構を設けることにより、電極反応
後の反応性ガスの再利用を図ると共に排出燃料ガスの水
素濃度及び排出空気の酸素濃度を調整し、燃料電池の負
荷変動の調製を行なうことができる。なお、電気負荷19
の負荷形態に応じて、電池と負荷との間にインバーター
を設けてもよい。
以下、試験例及び比較例に基づき、本発明をより詳細
に説明するが、本発明はこれらの試験例に限定されるも
のではない。
に説明するが、本発明はこれらの試験例に限定されるも
のではない。
試験例１ 第１図に示される燃料電池発電システムを用いて試験
を行った。なお、水蒸気改質装置として、Ru触媒（Ru2
％、Al2O３担持）5l（かさ密度約0.8kg/l）を充填した
水蒸気改質装置（触媒層長さ約1m）を用いた。また、脱
硫装置としては、硝酸銅、硝酸亜鉛及び硝酸アルミニウ
ムを含有する混合水溶液にアルカリ物質として炭酸ナト
リウム水溶液を加え、生じた沈澱を洗浄及び濾取した
後、高さ1/8インチ×直径1/8インチの大きさに打錠成型
し、約400℃で焼成し、次いで該焼成体（酸化銅45％、
酸化亜鉛45％、酸化アルミニウム10％）を水素２容量％
を含む窒素ガスを用いて、温度約200℃で還元して得ら
れた銅−亜鉛−アルミニウム脱硫剤5lを、市販のNi−Mo
系水添脱硫触媒5l及びZnO吸着脱硫剤10lの後流側に充填
した脱硫装置（脱硫層長さ約50m）を用いた。
を行った。なお、水蒸気改質装置として、Ru触媒（Ru2
％、Al2O３担持）5l（かさ密度約0.8kg/l）を充填した
水蒸気改質装置（触媒層長さ約1m）を用いた。また、脱
硫装置としては、硝酸銅、硝酸亜鉛及び硝酸アルミニウ
ムを含有する混合水溶液にアルカリ物質として炭酸ナト
リウム水溶液を加え、生じた沈澱を洗浄及び濾取した
後、高さ1/8インチ×直径1/8インチの大きさに打錠成型
し、約400℃で焼成し、次いで該焼成体（酸化銅45％、
酸化亜鉛45％、酸化アルミニウム10％）を水素２容量％
を含む窒素ガスを用いて、温度約200℃で還元して得ら
れた銅−亜鉛−アルミニウム脱硫剤5lを、市販のNi−Mo
系水添脱硫触媒5l及びZnO吸着脱硫剤10lの後流側に充填
した脱硫装置（脱硫層長さ約50m）を用いた。
原燃料として、下記第１表に示される成分からなる都
市ガス13A（10m3/h）を、約380℃に予熱した後、原燃料
に対して２容量％のリサイクル改質ガス（即ち、一酸化
炭素変成器からリサイクルされる燃料ガス）と共に上記
脱硫装置に導入して脱硫した。脱硫されたガスを、S/C
（原燃料炭化水素中の炭素１モル当りの水蒸気のモル
数）＝3.3、反応温度450℃（入口）及び665℃（出
口）、反応圧力0.2kg/cm2・Ｇの条件下に水蒸気改質反
応に付した。水蒸気改質された燃料ガスは、一酸化炭素
変成器を経て、燃料電池本体の燃料極に導き、酸化剤極
に導入された空気中の酸素と反応させて、電気エネルギ
ーを取り出した。
市ガス13A（10m3/h）を、約380℃に予熱した後、原燃料
に対して２容量％のリサイクル改質ガス（即ち、一酸化
炭素変成器からリサイクルされる燃料ガス）と共に上記
脱硫装置に導入して脱硫した。脱硫されたガスを、S/C
（原燃料炭化水素中の炭素１モル当りの水蒸気のモル
数）＝3.3、反応温度450℃（入口）及び665℃（出
口）、反応圧力0.2kg/cm2・Ｇの条件下に水蒸気改質反
応に付した。水蒸気改質された燃料ガスは、一酸化炭素
変成器を経て、燃料電池本体の燃料極に導き、酸化剤極
に導入された空気中の酸素と反応させて、電気エネルギ
ーを取り出した。
上記の試験において、脱硫装置出口のガス中の硫黄含
有量を経時的に測定したが、2000時間経過後も硫黄含有
量は0.1vol.ppb以下であった。また、水蒸気改質触媒
は、2000時間経過後においても触媒活性の劣化は認めら
れず、反応開始直後と同様な活性を維持しており、燃料
電池は正常に作動した。
有量を経時的に測定したが、2000時間経過後も硫黄含有
量は0.1vol.ppb以下であった。また、水蒸気改質触媒
は、2000時間経過後においても触媒活性の劣化は認めら
れず、反応開始直後と同様な活性を維持しており、燃料
電池は正常に作動した。
第１表 メタン 86.9容量％ エタン 8.1容量％ プロパン 3.7容量％ ブタン 1.3容量％ 付臭剤 ジメチルスルフィド 3mg-S/Nm3 ｔ−ブチルメルカプタン 2mg-S/Nm3 比較例１ 試験例１の銅−亜鉛−アルミニウム脱硫剤の代わり
に、市販のZnO吸着脱硫剤を同量充填した脱硫装置を用
いる以外は、試験例１と同様である燃料電池発電装置を
用いて、試験例１と同様な試験を行った。
に、市販のZnO吸着脱硫剤を同量充填した脱硫装置を用
いる以外は、試験例１と同様である燃料電池発電装置を
用いて、試験例１と同様な試験を行った。
その結果、反応開始直後の脱硫装置出口のガスの硫黄
含有量は、0.2ppmであり、その後もほぼ変わらなかった
が、500時間経過後から改質装置の出口でメタンのスリ
ップが増大し、燃料電池の電気出力が低下し始め、やが
て、装置を停止せざるをえなくなった。このとき改質触
媒はほぼ完全に劣化していた。
含有量は、0.2ppmであり、その後もほぼ変わらなかった
が、500時間経過後から改質装置の出口でメタンのスリ
ップが増大し、燃料電池の電気出力が低下し始め、やが
て、装置を停止せざるをえなくなった。このとき改質触
媒はほぼ完全に劣化していた。
試験例２ 原燃料として、フルレンジナフサ（硫黄含有量100pp
m）10l/hを気化し、380℃に予熱した後、原燃料に対し
て２容量％のリサイクル改質ガスと共に試験例１と同様
の脱硫装置に導入して脱硫した。脱硫したガスを試験例
１と同様に水蒸気改質反応に付し、燃料電池を作動させ
た。
m）10l/hを気化し、380℃に予熱した後、原燃料に対し
て２容量％のリサイクル改質ガスと共に試験例１と同様
の脱硫装置に導入して脱硫した。脱硫したガスを試験例
１と同様に水蒸気改質反応に付し、燃料電池を作動させ
た。
上記の試験において、脱硫装置出口のガス中の硫黄含
有量を経時的に測定したが、2000時間経過後も硫黄含有
量は0.1vol.ppb以下であった。また、水蒸気改質触媒
は、2000時間経過後においても触媒活性の劣化は認めら
れず、反応開始直後と同様な活性を維持しており、燃料
電池は正常に作動した。
有量を経時的に測定したが、2000時間経過後も硫黄含有
量は0.1vol.ppb以下であった。また、水蒸気改質触媒
は、2000時間経過後においても触媒活性の劣化は認めら
れず、反応開始直後と同様な活性を維持しており、燃料
電池は正常に作動した。
比較例２ 比較例１と同様の装置を用いて、試験例２と同様の試
験を行った。
験を行った。
その結果、反応開始直後の脱硫装置出口のガスの硫黄
含有量は、0.4ppmであり、その後もほぼ変わらなかった
が、200時間経過後から改質装置の出口で原料炭化水素
のスリップが増大し、燃料電池の電気出力が低下し始
め、やがて装置を停止せざるをえなくなった。このとき
改質触媒はほぼ完全に劣化していた。
含有量は、0.4ppmであり、その後もほぼ変わらなかった
が、200時間経過後から改質装置の出口で原料炭化水素
のスリップが増大し、燃料電池の電気出力が低下し始
め、やがて装置を停止せざるをえなくなった。このとき
改質触媒はほぼ完全に劣化していた。
試験例３ 原燃料として、LPG（硫黄含有量5ppm）10l/hを気化
し、380℃に予熱した後、原燃料に対して２容量％のリ
サイクル改質ガスと共に試験例１と同様の脱硫装置に導
入して脱硫した。脱硫したガスを試験例１と同様に水蒸
気改質反応に付し、燃料電池を作動させた。
し、380℃に予熱した後、原燃料に対して２容量％のリ
サイクル改質ガスと共に試験例１と同様の脱硫装置に導
入して脱硫した。脱硫したガスを試験例１と同様に水蒸
気改質反応に付し、燃料電池を作動させた。
上記の試験において、脱硫装置出口のガス中の硫黄含
有量を経時的に測定したが、2000時間経過後も硫黄含有
量は0.1vol.ppb以下であった。また、水蒸気改質触媒
は、2000時間経過後においても触媒活性の劣化は認めら
れず、反応開始直後と同様な活性を維持しており、燃料
電池は正常に作動した。
有量を経時的に測定したが、2000時間経過後も硫黄含有
量は0.1vol.ppb以下であった。また、水蒸気改質触媒
は、2000時間経過後においても触媒活性の劣化は認めら
れず、反応開始直後と同様な活性を維持しており、燃料
電池は正常に作動した。
比較例３ 比較例１と同様の装置を用いて、試験例３と同様の試
験を行った。
験を行った。
その結果、反応開始直後の脱硫装置出口のガスの硫黄
含有量は、0.2ppmであり、その後もほぼ変わらなかった
が、500時間経過後から改質装置の出口で原料炭化水素
のスリップが増大し、燃料電池の電気出力が低下し始
め、やがて装置を停止せざるをえなくなった。このとき
改質触媒はほぼ完全に劣化していた。
含有量は、0.2ppmであり、その後もほぼ変わらなかった
が、500時間経過後から改質装置の出口で原料炭化水素
のスリップが増大し、燃料電池の電気出力が低下し始
め、やがて装置を停止せざるをえなくなった。このとき
改質触媒はほぼ完全に劣化していた。
試験例４ 試験例１において、脱硫装置に充填する銅−亜鉛系脱
硫剤として、硝酸銅及び硝酸亜鉛を含有する混合水溶液
にアルカリ物質として炭酸ナトリウム水溶液を加え、生
じた沈澱を洗浄及び濾取した後、高さ1/8インチ×直径1
/8インチの大きさに打錠成型し、約300℃で焼成し、次
いで、該焼成体［銅：亜鉛＝約1:1（原子比）］を、水
素２容量％を含む窒素ガスを用いて、温度約200℃で還
元処理して得られた銅−亜鉛脱硫剤を用いて、試験例１
と同様な試験を行った。
硫剤として、硝酸銅及び硝酸亜鉛を含有する混合水溶液
にアルカリ物質として炭酸ナトリウム水溶液を加え、生
じた沈澱を洗浄及び濾取した後、高さ1/8インチ×直径1
/8インチの大きさに打錠成型し、約300℃で焼成し、次
いで、該焼成体［銅：亜鉛＝約1:1（原子比）］を、水
素２容量％を含む窒素ガスを用いて、温度約200℃で還
元処理して得られた銅−亜鉛脱硫剤を用いて、試験例１
と同様な試験を行った。
その結果、試験例１と同様に、脱硫装置出口ガス中の
硫黄含有量を0.1vol.ppb以下に脱硫でき、水蒸気改質触
媒の劣化を抑制することができることが判明し、また燃
料電池は正常に作動した。
硫黄含有量を0.1vol.ppb以下に脱硫でき、水蒸気改質触
媒の劣化を抑制することができることが判明し、また燃
料電池は正常に作動した。
〈発明の効果〉 本発明の燃料電池発電システムによれば、下記の効果
を奏することができる。
を奏することができる。
（１）脱硫性能に優れた脱硫装置が用いられ、特に気体
燃料中の難分解有機硫黄に対しても高い脱硫効果を示す
ので、原燃料は高度に脱硫された後水蒸気改質反応に付
される。従って、水蒸気改質触媒の劣化が防止され、燃
料電池を長時間、安定的に運転することができ、水蒸気
改質触媒コストの低減が図れると共に装置の小型化が可
能となる。
燃料中の難分解有機硫黄に対しても高い脱硫効果を示す
ので、原燃料は高度に脱硫された後水蒸気改質反応に付
される。従って、水蒸気改質触媒の劣化が防止され、燃
料電池を長時間、安定的に運転することができ、水蒸気
改質触媒コストの低減が図れると共に装置の小型化が可
能となる。
（２）水蒸気改質触媒が高活性を長時間維持することが
できるので、高SV運転が可能で装置の小型化及び触媒コ
ストの低減が図れる。また、低S/C運転が可能となり、
熱効率、発電効率等の向上に寄与することができる。
できるので、高SV運転が可能で装置の小型化及び触媒コ
ストの低減が図れる。また、低S/C運転が可能となり、
熱効率、発電効率等の向上に寄与することができる。
第１図は、本発明の燃料電池発電システムの一実施例の
概要を示すシステム図、 第２図は、従来の燃料電池発電システムの概要を示すシ
ステム図である。 １……原燃料、2a……水添脱硫器 2b……銅−亜鉛系脱硫器、３……混合器 ４……水蒸気改質装置、５……一酸化炭素変成器 ６……燃料電池本体、７……燃料極 ８……コンプレッサー、９……空気 10……酸化剤極、11……バーナー 12……熱交換器、13……凝縮器 14……給水ライン、15……給水ポンプ 16……冷却水ポンプ、27……熱交換器 18……気水分離器、19……電気負荷
概要を示すシステム図、 第２図は、従来の燃料電池発電システムの概要を示すシ
ステム図である。 １……原燃料、2a……水添脱硫器 2b……銅−亜鉛系脱硫器、３……混合器 ４……水蒸気改質装置、５……一酸化炭素変成器 ６……燃料電池本体、７……燃料極 ８……コンプレッサー、９……空気 10……酸化剤極、11……バーナー 12……熱交換器、13……凝縮器 14……給水ライン、15……給水ポンプ 16……冷却水ポンプ、27……熱交換器 18……気水分離器、19……電気負荷
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 高見 晋 大阪府大阪市中央区平野町４丁目１番２ 号 大阪瓦斯株式会社内 (72)発明者 一本松 正道 大阪府大阪市中央区平野町４丁目１番２ 号 大阪瓦斯株式会社内 (56)参考文献 特開 昭61−163568（ＪＰ，Ａ) 特開 昭52−63193（ＪＰ，Ａ) 特公 昭55−11376（ＪＰ，Ｂ２) 米国特許4521387（ＵＳ，Ａ) (58)調査した分野(Int.Cl.6，ＤＢ名) H01M 8/06 B01J 20/02 B01D 53/14 C01B 3/38
Claims (4)
- 【請求項１】原燃料を脱硫する脱硫装置と脱硫された原
燃料を水素主成分の燃料ガスに改質する水蒸気改質装置
とを少なくとも有する燃料電池発電システムにおいて、
脱硫装置が水添脱硫器と銅−亜鉛系脱硫剤を充填した脱
硫器とで構成されることを特徴とする燃料電池発電シス
テム。 - 【請求項２】脱硫装置により、原燃料の硫黄含有量を1v
ol.ppb以下に脱硫する請求項１記載の燃料電池発電シス
テム。 - 【請求項３】脱硫装置により、原燃料の硫黄含有量を0.
1vol.ppb以下に脱硫する請求項２記載の燃料電池発電シ
ステム。 - 【請求項４】脱硫装置の銅−亜鉛系脱硫剤が、銅化合物
及び亜鉛化合物を用いる共沈法により調製した酸化銅−
酸化亜鉛混合物を水素還元して得られた脱硫剤、又は銅
化合物、亜鉛化合物及びアルミニウム化合物を用いる共
沈法により調製した酸化銅−酸化亜鉛−酸化アルミニウ
ム混合物を水素還元して得られた脱硫剤である請求項１
乃至３のいずれかに記載の燃料電池発電システム。
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP1123575A JP2765950B2 (ja) | 1989-05-16 | 1989-05-16 | 燃料電池発電システム |
| EP90907417A EP0427869B1 (en) | 1989-05-16 | 1990-05-15 | Fuel cell power generation system |
| DE69008669T DE69008669T2 (de) | 1989-05-16 | 1990-05-15 | Brennstoffzelle aufweisendes krafterzeugungssystem. |
| DK90907417.1T DK0427869T3 (da) | 1989-05-16 | 1990-05-15 | Energiproducerende brændselscellesystem |
| CA002033064A CA2033064C (en) | 1989-05-16 | 1990-05-15 | Fuel cell power generation system |
| PCT/JP1990/000607 WO1990014305A1 (fr) | 1989-05-16 | 1990-05-15 | Systeme de production d'energie par pile a combustible |
| US07/921,596 US5302470A (en) | 1989-05-16 | 1992-07-31 | Fuel cell power generation system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP1123575A JP2765950B2 (ja) | 1989-05-16 | 1989-05-16 | 燃料電池発電システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH02302302A JPH02302302A (ja) | 1990-12-14 |
| JP2765950B2 true JP2765950B2 (ja) | 1998-06-18 |
Family
ID=14863976
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP1123575A Expired - Lifetime JP2765950B2 (ja) | 1989-05-16 | 1989-05-16 | 燃料電池発電システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2765950B2 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7132178B2 (en) | 2001-06-12 | 2006-11-07 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Hydrogen generator, fuel cell system and control method of hydrogen generator |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002083623A (ja) * | 2000-06-27 | 2002-03-22 | Idemitsu Kosan Co Ltd | 燃料電池設備、その燃料および燃料供給装置 |
| JP4745557B2 (ja) * | 2001-08-23 | 2011-08-10 | 三菱重工業株式会社 | 燃料ガス中の硫黄化合物を除去するための脱硫剤、この脱硫剤を利用した燃料電池発電システム |
| JP4559676B2 (ja) * | 2001-09-28 | 2010-10-13 | Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 | 炭化水素用脱硫触媒、脱硫方法および燃料電池システム |
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