JP4634013B2

JP4634013B2 - 燃料電池用灯油燃料気化方法

Info

Publication number: JP4634013B2
Application number: JP2003113044A
Authority: JP
Inventors: 和志東野
Original assignee: Idemitsu Kosan Co Ltd
Current assignee: Idemitsu Kosan Co Ltd
Priority date: 2003-04-17
Filing date: 2003-04-17
Publication date: 2011-02-16
Anticipated expiration: 2023-04-17
Also published as: JP2004319330A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池発電システムに用いる灯油燃料の気化方法に関する。さらに詳しくは、灯油燃料と水蒸気とを混合し、灯油燃料を気化させ、高濃度の水素を含有する燃料ガスを製造する工程における灯油燃料の炭化を防止し、長期にわたる稼動を可能とした燃料電池用灯油燃料気化方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
燃料電池の代表的なものとして、水素と酸素の化学反応により発電を行うものがある。この化学反応による燃料電池は、空気汚染物質を排出しないクリーンな発電システムであり、また、化学エネルギーを直接電気エネルギーに変換する高効率な発電システムであることから、次世代の発電システムとして積極的な開発が行われている。
【０００３】
燃料電池システムの活用の一態様として、燃料電池システムを病院、ホテル等の各施設、工場、家庭などに分散して設置することが検討されている。この活用態様では、現在のように電線による送電が不要となるため送電ロスがなく、また、発電によって発生する排熱も熱源として有効利用できるため、高効率なエネルギーシステムとなる。
【０００４】
燃料電池システムでは、天然ガス、アルコール類、ナフサ、灯油などの炭化水素系燃料等から水素を発生させ、燃料電池本体の燃料極に供給して発電する方法が一般的である（たとえば、特許文献１，２参照。）。
これら水素の原料について、ＬＮＧや都市ガスを水素の原料とする燃料電池システムでは、その使用地域は、これら原料を供給する配管のある地域内となり、極めて限られたものとなる。
一方、灯油燃料は、全国的な供給網が確立されており、全国各地に燃料電池システムを設置することが可能となるため、その利用が研究されている。
【０００５】
灯油燃料から水素を製造する方法には、水蒸気改質法、オートサーマル改質法などの方法がある。これらの方法では、灯油燃料と水蒸気の混合物を改質触媒が充填されている改質器に通すことにより水素を発生させるが、改質器に供給する前に、灯油燃料を気化させる必要がある。
従来、液体燃料を気化する方法としては、以下に示す第１の方法、あるいは、第２の方法などが知られている。
【０００６】
（第１の方法）
外容器の底面にバーナーを配置し、このバーナーの上に気化器を配置する。気化器は、バーナーの上に配置された断熱円筒と、この断熱円筒内面にコイル状に配置された燃料管路とから構成されている。この気化器において、気化器の上方から燃料管路に液体燃料を供給し、バーナーにより加熱された加熱空気によって燃料管路を加熱することにより液体燃料を気化させる（たとえば、特許文献３参照。）。
【０００７】
（第２の方法）
高温の水蒸気を改質器へ供給するのに必要な圧力まで加圧する加圧装置と、改質器との間に気化装置を設け、この気化装置に高温の水蒸気を流通させることにより、液状の炭化水素系燃料を吸引させるとともに、水蒸気の有する熱により灯油燃料を気化させる（たとえば、特許文献４参照。）。
【０００８】
しかしながら、上記の方法では、液体燃料として灯油燃料を用いた場合、次のような不具合が考えられる。
第１の方法では、バーナーによって、燃料管路内において液体燃料を気化させているため、灯油燃料の場合には、バーナーによる微調整が難しいこともあり、灯油の供給量によっては、灯油の温度が上がり過ぎるため、高温下における燃料管路内での炭化トラブルが予想される。そのため、燃料電池に求められている長期連続運転には支障をきたすおそれがある。
第２の方法では、水蒸気として３５０℃程度が好ましいとしているが、水蒸気と炭化水素系燃料との重量比にもよるが、この重量比が明らかではないため、灯油燃料の場合には、熱分解する不具合が予想される。
【０００９】
【特許文献１】
特開平６−３３３５８８号公報
【特許文献２】
特開平１０−６９９１９号公報
【特許文献３】
特開平７−１３８００１号公報
【特許文献４】
特開平９−１９０８３３号公報
【００１０】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、上記課題に鑑み、長期にわたって、灯油燃料の炭化トラブルを回避しつつ、灯油燃料を気化させることができるとともに、灯油燃料と水蒸気とを均一に混合させることができる燃料電池システムで用いる燃料電池用灯油燃料気化方法の提供を目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
本発明者らは、上記課題を解決するために鋭意検討した結果、水蒸気と灯油燃料を混合する気化器において、灯油燃料を包み込むように水蒸気を供給し、灯油燃料を気化させ、水蒸気と混合することが、灯油燃料の炭化防止に有効であることを見出し、本発明を完成させた。
【００１２】
すなわち、本発明の燃料電池用灯油燃料気化方法は、灯油燃料と水蒸気の混合物を改質器に供給し、水素を含有する燃料ガスを発生させ、この燃料ガスを燃料電池に供給して発電を行う燃料電池システムにおいて、前記灯油燃料と前記水蒸気を混合するときに、前記灯油燃料が直接気化器の壁部に接触しないように水蒸気を供給することを特徴としている。
このようにすると、灯油燃料と水蒸気を混合する混合部、又は混合部と改質器を結合する管路内において、灯油燃料の気化前に、灯油燃料が単独で直接管路の壁面に接触することを防止できるので、灯油燃料の炭化トラブルを予防することができる。
【００１３】
請求項１に記載の発明は、灯油燃料と水蒸気の混合物を改質器に供給し、水素を含有する燃料ガスを発生させ、この燃料ガスを燃料電池に供給して発電を行う燃料電池システムにおいて、前記水蒸気の温度が１４０℃以上５００℃未満であり、前記灯油燃料と前記水蒸気を混合する混合部において、前記灯油燃料を噴射する噴射口の外周部に、前記水蒸気を導入することを特徴としている。
このようにすると、灯油燃料と水蒸気を混合する混合部において、確実に灯油燃料の外側を水蒸気が流動するようにできるので、灯油燃料の気化前に、灯油燃料が管路の内壁に接触することを防止できる。
【００１４】
この場合、請求項２に記載するように、前記混合部における前記灯油燃料の圧力を、常圧から０．９７ＭＰａとし、前記水蒸気の圧力を、０．１ＭＰａ〜０．９７ＭＰａとすることが好ましい。
前記灯油燃料の圧力及び水蒸気の圧力を上記の範囲にすることにより、両者を均一に混合することができる。
【００１５】
また、請求項３に記載するように、前記水蒸気の温度が１４０℃〜３５０℃であり、混合時における前記水蒸気と前記灯油燃料の重量比（水蒸気／灯油燃料）が、１．９〜６．５であることが好ましい。
灯油燃料と水蒸気の混合条件をこのようにすると、水蒸気を混合する混合部、又は混合部と改質器を結合する管路内における灯油燃料の炭化トラブルを有効に予防できる。
【００１６】
また、請求項４に記載するように、前記水蒸気と灯油燃料の混合を、エゼクタを用いて行うことが好ましい。
このように、水蒸気と灯油燃料の混合をエゼクタで行うことにより、水蒸気と灯油燃料をより均一に混合できる。
【００１７】
請求項５に記載の発明は、前記水蒸気を燃料電池システム内で発生する排熱を利用して生成することを特徴としている。
このように、燃料電池システムの排熱、たとえば、改質器からの高温の排気ガスを利用して水蒸気を発生させることで、燃料電池システム全体として熱の利用効率を高めることができ、より効率的な運転を実現できる。
【００１８】
請求項６に記載の発明は、前記灯油燃料を気化させる熱源として、水蒸気の有する熱と燃料電池システム内で発生する排熱を利用することを特徴としている。
このように、灯油燃料を気化させる熱源として、水蒸気の熱のほか、たとえば、改質器からの高温の排気ガスを利用して水を水蒸気としたのち、低温になった排気ガスを灯油燃料の予熱に利用して、灯油燃料の気化に寄与するようにすれば、燃料電池システムにおける熱の利用効率をさらに高めることができる。
【００１９】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の好適な実施形態を、図面を参照しながら詳細に説明する。
なお、本発明は、以下の実施形態に限定されるものではない。
【００２０】
まず、本実施形態で使用する気化器について図面を参照しながら説明する。
図１は、本実施形態で使用する気化器の概略断面図である。
本実施形態は、気化器１としてエゼクタを使用している。エゼクタを使用すると、灯油燃料を簡易な構成により効率的に気化させることができると同時に、水蒸気と灯油燃料とを均一に混合できる。
なお、エゼクタの他に、たとえば、気化室を設けて、そこに噴霧ノズルで灯油燃料と水蒸気を供給、混合し、熱交換させて灯油燃料を気化してもよい。
【００２１】
気化器１は、水蒸気導入管１０、灯油導入管１１を有している。灯油導入管１１の先端部には、テーパー部１２を経て噴射口１３が形成されている。噴射口１３の先方には、混合・気化部１４が形成されている。
【００２２】
水蒸気導入管１０は、灯油燃料を気化するための水蒸気を気化器１に導入する管であり、また、灯油導入管１１は、灯油燃料を気化器１に導入する管である。
テーパー部１２は、灯油燃料と水蒸気が均一に混合するよう、灯油燃料及び水蒸気の流速を上げるために形成されている。
噴射口１３は、灯油燃料を混合・気化部１４に向けて噴射し、混合・気化部１４は、噴射口１３より噴射された灯油燃料と水蒸気導入管１０から供給された水蒸気を、混合し、灯油燃料を気化させる部位である。
【００２３】
本実施形態では、水蒸気導入管１０を灯油導入管１１の外周に形成してある。このようにすると、水蒸気は噴射口１３の外周部、すなわち、混合・気化部１４の管壁側を流動することとなるので、噴射口１３より噴射された灯油燃料は、水蒸気により包まれた状態となる。
一般に、水蒸気と混合された灯油燃料は、導入管路を経て改質器に導入されるが、改質器は５００〜８００℃の高温で運転されるため、導入管路は高温になっている。特に、燃料電池システムの起動時は、起動時間の短縮のために急速な昇温操作が行われることになり、短時間ではあるものの管路の温度が急上昇することがある。このときに、灯油燃料が液体状態で高温の管壁に触れると炭化しやすくなる。
【００２４】
一方、本実施形態では、噴射口１３より噴射された灯油燃料は、混合・気化部１４の中心部から管壁の方へ拡散・混合することになる。したがって、灯油燃料が管壁に到達する前に、灯油燃料と水蒸気を確実に接触させることができ、灯油燃料を気化することができる。
以上より、灯油燃料の気化前における混合・気化部１４の配管内壁への接触を有効に防止でき、灯油燃料の炭化を有効に防止できる。
【００２５】
次に、上記の灯油燃料の気化方法を燃料電池システムに適用した例について、図面を参照しながら説明する。
図２は、本実施形態の灯油燃料の気化方法を適用した燃料電池システムの構成図である。
燃料電池システム２は、燃料電池に水素を含有する燃料ガスを供給する水素製造システム２０、供給された水素と空気（酸素）により発電を行う燃料電池３４及び発電により発生した熱を温水として利用する排熱回収装置３７を主な構成要素とする。
本実施形態の灯油燃料の気化方法は、水素製造システム２０において使用される。
【００２６】
水素製造システム２０は、灯油燃料を供給する灯油タンク２１、定量ポンプ２２、脱硫器２３、灯油燃料を予熱する熱交換器２９、エゼクタ２４、蒸気発生器２６、改質器３１、ＣＯ変性器３２及びＣＯ選択酸化炉３３により構成される。
【００２７】
灯油タンク２１に蓄えられている灯油燃料は、定量ポンプ２２により脱硫器２３に供給される。
ここで、灯油燃料とは、ＪＩＳで定められた市販灯油を意味する。
脱硫器２３は、改質器３１内の改質触媒の硫黄被毒を防止するため、原料中の硫黄成分を除去するものであり、脱硫器２３の内部には脱硫剤が充填されている。
脱硫剤としては、たとえば、活性炭，ゼオライト又は金属系の吸着剤などが好ましいが、灯油燃料の場合は、特に、特開２００１−２７９２５５号公報に示すように、Ｎｉ系脱硫剤が好ましい。
【００２８】
脱硫器２３により脱硫された灯油燃料は、熱交換器２９によって予熱され、エゼクタ２４の吸引部２４Ａに供給される。
一方、エゼクタ２４に供給する水蒸気は、定量ポンプ２５により、水を蒸気発生器２６に供給し、そこで加熱することによって発生させる。
【００２９】
本実施形態では、図１に示すように、エゼクタ２４において、灯油導入管１１に灯油燃料を供給し、水蒸気を灯油導入管１１の外周に形成されている水蒸気導入管１０に供給する。
このようにすると、灯油燃料が気化する前に、気化・混合部２４の配管内壁に直接接触しないため、灯油燃料の炭化を有効に防止できる。
【００３０】
このときの水蒸気の供給圧力は、０．１ＭＰａ〜０．９７ＭＰａが好ましい。０．１ＭＰａ未満では、スーパーヒートスチーム（水蒸気）の温度を高温側で維持できず、０．９７ＭＰａより高いと、高圧ガス取締法の規制の対象となりうるので、家庭用の燃料電池としては不都合を生じるおそれがある。より好ましくは０．２ＭＰａ〜０．８ＭＰａである。
また、灯油燃料の供給圧力は、常圧から０．９７ＭＰａとすることが好ましい。常圧より低い場合、灯油燃料と水蒸気の混合が不充分となり、０．９７ＭＰａより高いと、高圧ガス取締法の規制の対象となりうるので、家庭用の燃料電池としては不都合を生じるおそれがある。より好ましくは０．２ＭＰａ〜０．８ＭＰａである。
【００３１】
気化器に導入される水蒸気の温度は、５００℃未満とする。５００℃以上では、灯油燃料の炭化が発生しやすくなる。また、水蒸気の温度が低すぎると灯油燃料が気化しなくなるため、水素の製造効率、すなわち燃料電池の効率が低下する。好ましくは、１４０℃〜４５０℃であり、より好ましくは、１５０℃〜３５０℃である。
【００３２】
水蒸気と灯油燃料の混合割合は、重量比（水蒸気／灯油燃料）で１．９〜６．５が好ましい。重量比が１．９より小さいと、混合物中の灯油燃料の割合が高くなり、灯油燃料を気化するために水蒸気の温度を高温にする必要があるが、水蒸気の温度が高温になりすぎて灯油燃料が炭化するおそれがある。また、重量比が６．５より大きいと、水蒸気の生成に必要なエネルギーが大きくなるため、燃料電池システムの効率が低下する。水蒸気と灯油燃料の混合割合は、２．６〜５．２がより好ましく、特に、３．２〜４．５が好ましい。
【００３３】
以上の条件によって、水蒸気と灯油燃料とを混合させることで、灯油燃料の炭化トラブルを抑制することができ、長期にわたって、灯油燃料の炭化トラブルを回避しつつ、灯油燃料を気化させることができるとともに、灯油燃料と水蒸気とを均一に混合させることができる。
【００３４】
本実施形態では、蒸気発生器２６の熱源として、改質器３１から発生する高温の排気ガスを利用している。このように、水素製造システム２０の内部で発生した排熱を有効利用することで、燃料電池システム２全体のエネルギー効率を高めることができる。
また、改質器３１からの排気ガスを利用して水を加熱したのち、低温になった排気ガスを前記熱交換器２９へ導き、灯油燃料の予熱に利用しているので、燃料電池システム全体のエネルギー効率をより高めることができる。
【００３５】
エゼクタ２４によって気化され、水蒸気と混合された灯油燃料ガスは、改質器３１へ送られ、ここで水素を主成分とするガスに改質される。
改質器３１は、液体原料と水蒸気の混合体から、水素を発生させる装置であり、その内部には改質触媒が設けられている。改質触媒は、たとえば、Ｒｕ，Ｒｈ，Ｐｔ，Ｐｄ等の貴金属や、Ｎｉ，Ｃｏ等の金属を、活性金属成分として用いている。
改質器３１は、燃料電池３４から排出される水素を燃料とするバーナー３１Ａにより加熱される。水素発生時に発生する高温の排気ガスは、上記の説明したように蒸気発生器２６へ送られ、水蒸気の生成に寄与する。改質器３１を経た改質ガスは、ＣＯ変性器３２およびＣＯ選択酸化炉３３において改質ガス中のＣＯが変成、除去されたのち、燃料電池３４へ送られる。
【００３６】
燃料電池３４は、水素と酸素とを反応させて直流電力を発生するもので、負極３４Ａと正極３４Ｂとの間に高分子電解質膜３４Ｃを備えた固体高分子型燃料電池である。
負極３４Ａ側にはＣＯ選択酸化炉３３から送り出された水素リッチガスが、また、正極３４Ｂにはブロワー（またはコンプレッサー）３５によって送り込まれた空気がそれぞれ供給され、両者の反応により、水と同時に、両極３４Ａ，３４Ｂ間に直流電力が発生する。
負極３４Ａ側には、余った水素を燃料とする改質器３１のバーナー３１Ａが接続され、正極３４Ｂ側には気水分離器３６が接続されている。気水分離器３６は、正極３４Ｂ側に供給された空気中の酸素と水素との結合により生じた水と排気ガスとを分離し、水を水蒸気の生成に利用している。
【００３７】
燃料電池３４では発電に伴って熱が発生するため、本実施形態では、この熱を回収して有効利用するための排熱回収装置３７が付設されている。排熱回収装置３７は、燃料電池３４に付設され反応時に生じた熱を奪う熱交換器３７Ａと、この熱交換器３７Ａで奪った熱を水と熱交換するための熱交換器３７Ｂと、冷却器３７Ｃと、これら熱交換器３７Ａ，３７Ｂおよび冷却器３７Ｃへ冷媒を循環させるポンプ３７Ｄとを備えている。熱交換器３７Ｂにおいて、熱交換によって得られた温水は、他の設備などで有効利用される。
【００３８】
なお、上記実施形態では、水蒸気の生成に、改質器３１からの高温の排気ガスを利用したが、これと他の熱源とを利用して水蒸気を生成するようにしてもよい。たとえば、図３に示すように、蒸気発生器２６において、水を改質器３１からの高温の排気ガスを利用して水蒸気としたのち、バーナー２７で加熱してエゼクタ２４に供給するようにしてもよい。
なお、バーナー２７には灯油タンク２１に蓄えられた灯油燃料がポンプ２８により供給されている。また、改質器３１からの高温の排気ガスを利用せず、たとえば、電気ヒーターや、加熱されたガスなどを利用して、水を加熱して水蒸気にしてもよい。
また、上記実施形態では、水蒸気と灯油燃料との混合を、エゼクタ２４を用いて行ったが、これに限られず、他の混合手段でもよい。また、液体燃料システムとしては、固体高分子型燃料電池を用いたが、この形式に限定されず、他の形式の燃料電池システムでもよい。
【００３９】
【実施例】
実施例１
灯油供給量を１５０ｇ／ｈ、水供給量を４８０ｇ／ｈ（水蒸気／灯油＝３．２）、水蒸気温度を３５０℃として、水蒸気と灯油燃料とを混合し、灯油の気化を実施した。その結果、気化率は１００％で、このときの気化後のガス温度は１８５℃であった。
なお、気化率は気化後（気化器出口）にガラス管を設けて目視観察を行い測定した。凝縮せずに全量気化を確認した。気化率は送入量と凝縮量の比から算出した。
【００４０】
実施例２
灯油供給量を１７０ｇ／ｈ、水供給量を６６３ｇ／ｈ（水蒸気／灯油＝３．９）、水蒸気温度を３００℃として、水蒸気と灯油燃料とを混合し、灯油の気化を実施した。その結果、気化率は１００％で、このときの気化後のガス温度は１７０℃であった。
【００４１】
実施例３
灯油供給量を１９０ｇ／ｈ、水供給量を８５５ｇ／ｈ（水蒸気／灯油＝４．５）、水蒸気温度を２８０℃として、水蒸気と灯油燃料とを混合し、灯油の気化を実施した。その結果、気化率は１００％で、このときの気化後のガス温度は１６０℃であった。
【００４２】
【発明の効果】
本発明によれば、燃料電池システムで用いる燃料電池用灯油燃料気化方法において、灯油燃料を包み込むように水蒸気を供給し、灯油燃料を気化させ、水蒸気と混合することにより、長期にわたって、灯油燃料の炭化トラブルを回避しつつ、灯油燃料を気化させることができるとともに、灯油燃料と水蒸気とを均一に混合させることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本実施形態で使用した気化器の概略断面図である。
【図２】本実施形態の燃料電池用灯油燃料気化方法を適用した燃料電池システムの模式図である。
【図３】本実施形態の燃料電池用灯油燃料気化方法を適用した他の燃料電池システムの模式図である。
【符号の説明】
１気化器
２燃料電池システム
３燃料電池システム
１０水蒸気導入管
１１灯油導入管
１２テーパー部
１３噴射口
１４混合・気化部
２１灯油タンク
２２、２５、２８定量ポンプ
２３脱硫器
２４エゼクタ
２６蒸気発生器
２７バーナー
２９熱交換器
３１改質器
３２ＣＯ変性器
３３ＣＯ選択酸化炉
３４燃料電池
３５ブロワー
３６気水分離器
３７排熱回収装置

Claims

灯油燃料と水蒸気の混合物を改質器に供給し、水素を含有する燃料ガスを発生させ、この燃料ガスを燃料電池に供給して発電を行う燃料電池システムにおいて、
前記水蒸気の温度が１４０℃以上５００℃未満であり、
前記灯油燃料と前記水蒸気を混合する混合部において、前記灯油燃料を噴射する噴射口の外周部に、前記水蒸気を導入することを特徴とする燃料電池用灯油燃料気化方法。
前記混合部における前記灯油燃料の圧力を、常圧から０．９７ＭＰａとし、前記水蒸気の圧力を、０．１ＭＰａ〜０．９７ＭＰａとする請求項１に記載の燃料電池用灯油燃料気化方法。
前記水蒸気の温度が１４０℃〜３５０℃であり、混合時における前記水蒸気と前記灯油燃料の重量比（水蒸気／灯油燃料）が、１．９〜６．５であることを特徴とする請求項１又は２に記載の燃料電池用灯油燃料気化方法。
前記水蒸気と灯油燃料の混合を、エゼクタを用いて行うことを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の燃料電池用灯油燃料気化方法。
前記水蒸気を前記燃料電池システム内で発生する排熱を利用して発生させることを特徴とする請求項１〜４のいずれかに記載の燃料電池用灯油燃料気化方法。
前記灯油燃料を気化させる熱源として、前記水蒸気の有する熱と燃料電池システム内で発生する排熱を利用したことを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の燃料電池用灯油燃料気化方法。