JP5970860B2 - Hydrogen separation system - Google Patents
Hydrogen separation system Download PDFInfo
- Publication number
- JP5970860B2 JP5970860B2 JP2012044340A JP2012044340A JP5970860B2 JP 5970860 B2 JP5970860 B2 JP 5970860B2 JP 2012044340 A JP2012044340 A JP 2012044340A JP 2012044340 A JP2012044340 A JP 2012044340A JP 5970860 B2 JP5970860 B2 JP 5970860B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- hydrogen
- gas
- fuel gas
- separation
- decompression
- 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.)
- Expired - Fee Related
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
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Description
本発明は、ガスエンジン等に供給する燃料ガスから水素を分離する水素分離システムに関し、特には、元燃料ガスからエネルギー効率良く水素を分離することが可能な水素分離システムに関する。 The present invention relates to a hydrogen separation system that separates hydrogen from a fuel gas supplied to a gas engine or the like, and more particularly, to a hydrogen separation system that can separate hydrogen from an original fuel gas with high energy efficiency.
従来、ガスエンジンに関して、燃料ガス中の水素濃度が高い場合にはノッキングやバックファイヤーといった問題が生じうることが知られており、例えば特許文献1には、ノッキングの発生を回避するために、ノッキングの発生が予知される場合などに燃料ガス中の水素混合割合を低下させる技術が開示されている。 Conventionally, regarding a gas engine, it is known that problems such as knocking and backfire may occur when the hydrogen concentration in the fuel gas is high. For example, Patent Document 1 discloses knocking in order to avoid the occurrence of knocking. A technique for reducing the hydrogen mixing ratio in the fuel gas when the occurrence of hydrogen is predicted is disclosed.
一方、ガス中の水素を分離除去するための装置としては、例えばPSA(Pressure Swing Adsorption)方式や分離膜方式が知られており、こうした分離方式においては、一般に、供給側のガスの圧力と透過側(水素濃縮側)のガスの圧力との圧力差が大きい程、分離性能が向上する。 On the other hand, as a device for separating and removing hydrogen in a gas, for example, a PSA (Pressure Swing Adsorption) method and a separation membrane method are known. In such a separation method, generally, the pressure and permeation of gas on the supply side are known. The separation performance improves as the pressure difference from the gas pressure on the side (hydrogen enrichment side) increases.
しかしながら、供給側のガス(元燃料ガス)の圧力を上昇させることで上記圧力差を得ようとする場合には、後述するように、より多くのエネルギーが必要となり、エネルギー効率の観点から改善の予知が残ることとなる。また、こうした問題は、ガスエンジンに燃料ガスを供給する場合に限定されるものではなく、他のガス利用手段に燃料ガスを供給する場合にも生じうる問題点である。 However, when the pressure difference is to be obtained by increasing the pressure of the gas (source fuel gas) on the supply side, more energy is required, as will be described later. Prediction will remain. Moreover, such a problem is not limited to the case where fuel gas is supplied to the gas engine, but may also occur when fuel gas is supplied to other gas utilization means.
本発明は上記問題点に鑑みてなされたものであって、その目的は、元燃料ガスからエネルギー効率良く水素を分離することが可能な水素分離システムを提供することにある。 This invention is made | formed in view of the said problem, The objective is to provide the hydrogen separation system which can isolate | separate hydrogen from original fuel gas efficiently.
上記目的を達成するための本発明の水素分離システムは下記の通りである:
1.水素以外の可燃性ガスと水素とを含む元燃料ガスから水素を分離し、一次側から水素が低減された燃料ガスを取り出すとともに二次側から水素が濃縮されたガスを取り出す水素分離手段と、
前記二次側のガスを減圧する減圧手段と、
前記燃料ガスを利用するガス利用手段と、
を備える水素分離システムであって、
前記減圧手段で前記二次側を減圧しながら、前記元燃料ガスからの水素分離を行うことを特徴とする水素分離システム。
The hydrogen separation system of the present invention for achieving the above object is as follows:
1. Hydrogen separation means for separating hydrogen from an original fuel gas containing flammable gas other than hydrogen and hydrogen, taking out fuel gas with reduced hydrogen from the primary side and taking out gas enriched with hydrogen from the secondary side;
Decompression means for decompressing the gas on the secondary side;
Gas utilization means for utilizing the fuel gas;
A hydrogen separation system comprising:
A hydrogen separation system that performs hydrogen separation from the original fuel gas while decompressing the secondary side by the decompression means.
2.前記元燃料ガス内の水素以外の可燃性ガスとしてメタンを含む、上記1のシステム。 2. The system according to 1 above, wherein methane is included as a combustible gas other than hydrogen in the original fuel gas.
3.水素が低減される一次側のガスラインに水素濃度検出手段を有する、上記1または2のシステム。 3. 3. The system according to 1 or 2 above, further comprising a hydrogen concentration detection means in a gas line on the primary side where hydrogen is reduced.
4.前記水素濃度検出手段の検出結果に応じて、前記減圧手段によるガスの減圧度を制御する、上記3に記載のシステム。 4). 4. The system according to 3 above, wherein the degree of pressure reduction of the gas by the pressure reducing means is controlled according to the detection result of the hydrogen concentration detecting means.
5.前記水素分離手段が分離膜である、上記1〜4のいずれか1つに記載のシステム。 5. The system according to any one of the above 1 to 4, wherein the hydrogen separation means is a separation membrane.
6.前記水素分離手段に元燃料ガスを供給する供給ラインに、ガスを昇圧させる昇圧手段を有している、上記1〜5のいずれか1つに記載のシステム。 6). The system according to any one of the above 1 to 5, further comprising a boosting unit that boosts the gas in a supply line that supplies the original fuel gas to the hydrogen separation unit.
7.前記ガス利用手段がガスエンジンまたはバーナーである、上記1〜6のいずれか1つに記載のシステム。 7). The system according to any one of the above 1 to 6, wherein the gas utilization means is a gas engine or a burner.
8.水素が低減されたガスの水素濃度が5mol%以下である、上記1〜7のいずれか1つに記載のシステム。 8). 8. The system according to any one of 1 to 7, wherein the hydrogen concentration of the gas with reduced hydrogen is 5 mol% or less.
9.水素が濃縮された前記ガスが、水素をさらに濃縮するための分離膜方式もしくはPSA方式の他の水素分離手段に供給されるように構成されている、上記1〜8のいずれか1つに記載のシステム。 9. 9. The gas according to any one of the above 1 to 8, wherein the gas enriched with hydrogen is supplied to a separation membrane system for further concentrating hydrogen or another hydrogen separation means of a PSA system. System.
10.前記元燃料ガスが水素PSA装置のオフガスである、上記1〜9のいずれか1つに記載のシステム。 10. The system according to any one of the above 1 to 9, wherein the original fuel gas is an off-gas of a hydrogen PSA device.
本発明によれば、元燃料ガスからエネルギー効率良く水素を分離することが可能な水素分離システムを提供することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the hydrogen separation system which can isolate | separate hydrogen from original fuel gas efficiently can be provided.
以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
[第1の実施形態]
図1の水素分離システムは、供給ライン21を介して供給された元燃料ガスから水素を分離する水素分離装置11と、水素分離装置11によって水素量が低減された燃料ガスを燃料として利用するガス利用装置15とを備えている。
[First Embodiment]
The hydrogen separation system of FIG. 1 includes a
供給ライン21から供給される元燃料ガスとしては、限定されるものではないが、例えば化学プロセスにおいて排出される排ガスや、石炭ガス、石油精製オフガス、天然ガス、改質ガス、またはコークス炉ガス(COG)などを利用することができる。また、元燃料ガスは、不図示の水素PSA装置から排出されたオフガスであってもよい。元燃料ガスの供給圧力は大気圧以上であればよいが、元燃料ガスを昇圧させる必要がある場合には、例えば図2に示すように供給ライン21に昇圧装置19を設けてもよい。昇圧装置19としては、ブロアやガス圧縮機などが挙げられる。
The original fuel gas supplied from the
水素分離装置11は、一次側(原料供給側)と二次側(水素濃縮側)との圧力差の大きさに応じて分離性能が変わる分離方式のものであり、例えば、分離膜方式またはPSA方式のものを利用することができる。これらの水素分離装置では一般に、圧力差が大きいほど分離性能が向上し、より多量の水素が分離されることとなる。
The
水素分離装置11からは2本のライン22a、22bが引き出されており、一次側ライン22aは水素が分離される側(すなわち水素量が低減された燃料ガスが排出される側)のラインであり、二次側ライン22bは水素が濃縮される側のラインである。一次側ライン22aは燃料ガスをガス利用装置15に供給するように構成され、二次側ライン22bにはガスの減圧装置13(詳細下記)が設けられている。
Two
水素分離装置11が分離膜方式の場合、例えば中空糸膜を利用した分離膜モジュールを利用してもよい。この場合、分離膜モジュールは、いわゆるボアフィードタイプとシェルフィードタイプのいずれであっても構わない。ガス分離膜モジュールそのものの構成は従来公知であるが、例えば、数百本から数十万本からなる中空糸膜の束(中空糸束)と、それを収容する容器と、中空糸束の両端部に形成された管板等を備えるものであってもよい。ボアフィードタイプの場合、各中空糸膜の一方の開口部から元燃料ガスが膜内に送り込まれ(膜の内側が一次側)、元燃料ガス中の水素が選択的に膜を透過して透過側(二次側)に導出される。これにより、元燃料ガス中から水素が分離され、水素が分離された燃料ガスが一次側ライン22aを介してガス利用装置15へと供給され、水素が濃縮されたガスが二次側ライン22bを介して取り出される。
When the
中空糸としては、厚みが薄く径が小さいものを利用可能であり、この場合、小型装置でも高膜面積にすることができ分離効率を高めることができる。中空糸は、限定されるものではないが、その膜厚は10〜500μmで外径は50〜2000μm程度ものであってもよい。ガス分離膜は、均質性でもよく、複合膜や非対称膜などの不均一性でもよく、また微多孔性でも非多孔性でもよい。ガス分離膜は、例えば、ポリイミド、ポリエーテルイミド、ポリアミド、ポリアミドイミド、ポリスルホン、ポリカーボネート、シリコーン樹脂、セルロース系ポリマーなどのポリマー材料、ゼオライトなどのセラミックス材料などで形成されたものを挙げることができる。ポリイミドで形成されたガス分離膜としては、例えば、芳香族ポリイミド中空糸分離膜が好ましく、芳香族ポリイミド非対称中空糸分離膜がより好ましい。中空糸束の形態としては、平行配列、交叉配列、織物状、スパイラル状などが挙げられる。また中空糸束は略中心部に芯管を備えていてもよいし、中空糸束の外周部にフィルムが巻き付けられていてもよい。また、中空糸束は、円柱状、平板状、角柱状等の形態としてもよい。また、中空糸束は、ストレートの形態に限らず、U字状に折り曲げた形態、スパイラル状に巻かれた形態などであってもよい。 As the hollow fiber, one having a small thickness and a small diameter can be used. In this case, even a small apparatus can have a high membrane area and increase the separation efficiency. The hollow fiber is not limited, but may have a film thickness of 10 to 500 μm and an outer diameter of about 50 to 2000 μm. The gas separation membrane may be homogeneous, may be non-uniform such as a composite membrane or an asymmetric membrane, and may be microporous or nonporous. Examples of the gas separation membrane include those formed of a polymer material such as polyimide, polyetherimide, polyamide, polyamideimide, polysulfone, polycarbonate, silicone resin, and cellulose polymer, and a ceramic material such as zeolite. As a gas separation membrane formed of polyimide, for example, an aromatic polyimide hollow fiber separation membrane is preferable, and an aromatic polyimide asymmetric hollow fiber separation membrane is more preferable. Examples of the form of the hollow fiber bundle include a parallel arrangement, a cross arrangement, a woven form, and a spiral form. Moreover, the hollow fiber bundle may be provided with a core tube at a substantially central portion, or a film may be wound around the outer peripheral portion of the hollow fiber bundle. Further, the hollow fiber bundle may have a cylindrical shape, a flat plate shape, a prismatic shape, or the like. Further, the hollow fiber bundle is not limited to a straight form, and may be a form bent in a U shape, a form wound in a spiral form, or the like.
ガス利用装置15は、炭化水素系の燃料ガスを用いるものであればどのようなものであってもよく、一例としてガスエンジンやバーナーなどが挙げられる。ガスエンジンとしては、例えば発電用に用いられるものであってもよい。
The
減圧装置13は、二次側のガスを減圧する機能を有するものであればどのようなものであってもよく、具体的には、ブロア、エゼクターや真空ポンプなどを利用してもよい。また、減圧性能は、二次側のガスを0.5〜1気圧、好ましくは0.6〜0.95気圧、さらに好ましくは0.7〜0.9気圧程度減圧するものであることが望ましい。減圧装置13としては、単にオン/オフが切り替えられるもの、減圧レベルを複数段階で変更可能なもの、および無段階的に任意の減圧レベルを設定できるもののいずれであってもよい。
The
上述のように構成された本実施形態の水素分離システムの動作について、以下、説明する。 The operation of the hydrogen separation system of the present embodiment configured as described above will be described below.
この水素分離システムにおいては、供給ライン21を介して元燃料ガスを水素分離装置11に供給しつつ、減圧装置13を駆動させて二次側を減圧させながら水素分離を行う。一例として、減圧装置13の駆動を開始して所定時間経過後、二次側ライン22b内が十分に減圧された状態で、元燃料ガスの供給を開始するようにしてもよい。
In this hydrogen separation system, hydrogen separation is performed while supplying the original fuel gas to the
減圧装置13によって二次側を減圧することにより水素分離装置11の供給側と二次側との圧力差が生じ、これにより水素分離が開始され、一次側ライン22aから燃料ガスが取り出され、二次側ライン22bから濃縮された水素ガスが取り出される。燃料ガスの水素濃度は適宜変更可能であるが、好ましくは10mol%以下、より好ましくは5mol%以下、さらに好ましくは2mol%以下であってもよい。
By depressurizing the secondary side by the
仮に減圧装置13がない場合、元燃料ガス全体を昇圧させて水素分離装置11に供給する必要があるが、この場合、水素分離装置11での水素分離は問題なく行われるものの、同装置11から取り出される一次側の燃料ガスが必要以上に高圧となり、場合によっては、一次側の燃料ガスの圧力を下げるプロセスが別途必要になるおそれもある。これに対して本実施形態の構成によれば、二次側を減圧装置13で減圧することで水素分離装置の圧力差を確保するものであるため(図2の構成においては供給側の昇圧装置19を併用してもよい)、元燃料ガスを過度に昇圧させる必要がなく、無駄なエネルギー消費を抑え、効率的に水素分離を実施することが可能となる。
If the
また、本実施形態の構成は、元燃料ガスを昇圧させることなく水素分離を行うこともできるので、圧力が比較的低い元燃料ガスを用いる場合に特に好適である。 In addition, the configuration of the present embodiment is particularly suitable when the original fuel gas having a relatively low pressure is used because hydrogen separation can be performed without increasing the pressure of the original fuel gas.
[第2の実施形態]
図3は、第2の実施形態の水素分離システムの構成を模式的に示す図である。図3では、上記実施形態と同一機能の構造部には図1、図2と同一の符号が付されている。
[Second Embodiment]
FIG. 3 is a diagram schematically illustrating the configuration of the hydrogen separation system according to the second embodiment. In FIG. 3, the same reference numerals as those in FIGS. 1 and 2 are given to the structural portions having the same functions as those in the above embodiment.
図3のシステムは、上記実施形態と同様、水素分離装置11、減圧装置13、およびガス利用装置15を備え、さらに、一次側ライン22aに燃料ガス中の水素濃度を検出するための水素濃度センサ16が設けられている。水素濃度センサ16としては、ガス中の水素濃度(水素量)を検出できるものであればどのような方式のものであってよい。
The system in FIG. 3 includes a
図3のシステムは、コントローラ30を備えており、このコントローラ30は水素濃度センサ16による検出結果に基づいて、減圧装置13の動作を調整するように構成されている。すなわち、コントローラ30は、水素濃度センサ16の検出結果に基き、燃料ガス中の水素濃度が所定の上限値を超えているか否かの判定を行い、超えていると判定した場合には、減圧装置13の出力を高めて減圧度を増加させる制御を行う。これにより、二次側の減圧度が増加(圧力が低下)して水素分離装置11の圧力差がより大きくなり、その結果、元燃料ガスからより多くの水素が分離される。これにより、一次側から取り出される燃料ガス中の水素量を低減させることができる。
The system of FIG. 3 includes a
上記動作を終了するトリガは特に限定されるものではなく、例えば、一定時間経過後に減圧装置13が通常時運転に戻るように構成されていてもよい。あるいは、水素濃度センサ16の検出結果を利用して燃料ガス中の水素濃度が所定の範囲内まで下がったと判定した場合に、減圧装置13が通常運転に戻るように構成されていてもよい。
The trigger for terminating the above operation is not particularly limited, and for example, the
本実施形態の構成によれば、水素濃度センサ16によって燃焼ガス内の水素濃度を検出し、その検出結果に基づいて減圧装置13による減圧度を調整することが可能である。したがって、第1の実施形態の作用効果に加え、ガス利用装置15に供給される燃料ガス中の水素濃度をより正確に制御することが可能となる。
According to the configuration of the present embodiment, it is possible to detect the hydrogen concentration in the combustion gas by the
[第3の実施形態]
図4は、第3の実施形態の水素分離システムの構成を模式的に示す図である。図4では、上記実施形態と同一機能の構造部には図1〜図3と同一の符号が付されている。
[Third Embodiment]
FIG. 4 is a diagram schematically illustrating the configuration of the hydrogen separation system according to the third embodiment. In FIG. 4, the same reference numerals as those in FIGS.
図4のシステムは、水素分離装置11、減圧装置13、ガス利用装置15、および水素濃度センサ16等を備えている点で上記図3の構成と同様である。ただし、二次側ライン22bの減圧装置13の上流側に追加ライン22cが接続されており、二次側ライン22bが途中で二股に分岐した状態となっている。追加ライン22cは、減圧装置13の下流側において二次側ライン22bに再び接続されており、ループ状の構成となっている。追加ライン22cには、コントローラ30からの制御によって開閉を調整することができる調整バルブ17が設けられている。調整バルブ17は、追加ライン22cの開閉を切り替えるものであってもよいし、流路の開度を段階的に切り替えるものであってもよい。このように構成された図4のシステムではいわゆるスピルバック方式でのガス流量の調整が可能となる。
The system of FIG. 4 is the same as the configuration of FIG. 3 above in that it includes a
一例として、減圧装置13の動作は一定としたまま、調整バルブ17の開閉を調整することによって二次側ライン22b内の圧力の変更を行うことができる。すなわち、通常動作時においては、減圧装置13をやや高出力で連続的に動作させ、一方で調整バルブ17を開ける。これにより、二次側ライン22bの減圧度が緩和され、所定の減圧度となる。
As an example, the pressure in the
次いで、コントローラ30が、水素濃度センサ16の検出結果に基づき燃料ガス中の水素濃度が所定の上限値を超えていると判定した場合には、調整バルブ17を閉じる制御を行う。これにより、追加ライン22cが閉塞され、2次側ライン22b内の減圧度が上昇することとなるので、水素分離装置11で分離される水素量が増加し、その結果、一次側から取り出される燃料ガス中の水素量がより低減される。
Next, when the
上記動作を終了するトリガは特に限定されるものではなく、上記同様、一定時間経過後に調整バルブ17が開弁状態に戻る構成であってもよいし、あるいは、水素濃度センサ16の検出結果に基づきコントローラ30によって調整バルブ17が開弁状態に戻される構成であってもよい。
The trigger for ending the operation is not particularly limited, and as described above, the adjustment valve 17 may return to the open state after a certain time has elapsed, or based on the detection result of the
システムによっては、減圧装置13の動作を細かく制御することが困難であったり、効率的でなかったりすることが想定されるが、本実施形態によれば、減圧装置13は連続的に動作させつつ、調整バルブ17の方を駆動させることで二次側ライン22bの減圧度を変更することが可能となる。
Depending on the system, it is assumed that it is difficult or inefficient to finely control the operation of the
なお、図4の構成においては、調整バルブ17および減圧装置13のいずれか一方のみではなく、それら両方をコントローラ30で制御するようにしてもよい。
In the configuration of FIG. 4, not only one of the adjusting valve 17 and the
以上、本発明について幾つかの実施形態を例に挙げて説明したが、本発明は上記に限定されるものではなく種々変更可能である。例えば、図5Aは、図4の構成において、水素分離装置として分離膜モジュール11Aを用いたものを示している。当然ながら、図1〜図4のシステムにおいても分離膜モジュールは使用可能である。
As mentioned above, although several embodiment was mentioned as an example about this invention, this invention is not limited above, Various changes are possible. For example, FIG. 5A shows a configuration in which a
図5Bは、基本的には図4、図5Aの構成と類似するが、分離膜モジュール11Aの上流に接続される供給ライン21に昇圧装置19が設けられている点で相違する。このように、図2に示したような昇圧装置19を、図3、図4、図5Aに示したようなシステムにおいて使用することも可能である。
FIG. 5B is basically similar to the configuration of FIGS. 4 and 5A, but differs in that a
図6は、図1のシステムの二次側ライン22bにさらに水素分離装置11−2を追加した例である。このように、1つ目の水素分離装置11−1を通過して水素が濃縮されたガスが、さらに他の水素分離装置11−2に供給されるように構成されていてもよい。この水素分離装置11−2としては、上記同様、分離膜方式のものであってもよいし、PSA方式のものであってもよい。また、2つの水素分離装置11−1、11−2が同じ方式であってもよいし、1つ目がPSA方式で2つ目が分離膜方式であってもよいし、逆に、1つ目が分離膜方式で2つ目がPSA方式であってもよい。
FIG. 6 is an example in which a hydrogen separator 11-2 is further added to the
なお、図4、図5A、図5Bではスピルバック方式の構成について例示したが、本発明は必ずしもこれに限定されるものではなく、例えば、追加ライン22cの末端側が窒素供給源(不図示)に接続され、該ライン22cを介して窒素が供給される構成としてもよい。もっとも、図4、図5A、図5Bのような構成によれば、二次側ライン22bの水素ガス濃度の低下を防止できるため、例えば図6のように水素ガスを2つ目の水素分離装置11−2で利用する場合等に好適である。
4, 5 </ b> A, and 5 </ b> B exemplify the spillback configuration, the present invention is not necessarily limited to this. For example, the end of the
11、11−1、11−2 水素分離装置
11A 分離膜モジュール
13 減圧装置
15 ガス利用装置
16 水素濃度センサ
17 調整バルブ
19 昇圧装置
21 供給ライン
22a 一次側ライン
22b 二次側ライン
22c 追加ライン
30 コントローラ
DESCRIPTION OF
Claims (7)
前記二次側のガスを減圧する減圧手段と、
前記燃料ガスとして利用する、ガスエンジンであるガス利用手段と、
水素が低減される一次側のガスラインに設けられた水素濃度検出手段と、
を備える水素分離システムであって、
前記減圧手段で前記二次側を減圧しながら、前記元燃料ガスからの水素分離を行うこと、および、
前記水素濃度検出手段の検出結果に応じて、前記減圧手段によるガスの減圧度を制御するように構成されていること
を特徴とする水素分離システム。 Hydrogen separation means for separating hydrogen from an original fuel gas containing flammable gas other than hydrogen and hydrogen, taking out fuel gas with reduced hydrogen from the primary side and taking out gas enriched with hydrogen from the secondary side;
Decompression means for decompressing the gas on the secondary side;
Gas utilization means that is a gas engine utilized as the fuel gas;
A hydrogen concentration detection means provided in a primary gas line where hydrogen is reduced;
A hydrogen separation system comprising:
Performing hydrogen separation from the original fuel gas while decompressing the secondary side by the decompression means ; and
A hydrogen separation system configured to control the degree of gas decompression by the decompression means in accordance with the detection result of the hydrogen concentration detection means .
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2012044340A JP5970860B2 (en) | 2012-02-29 | 2012-02-29 | Hydrogen separation system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2012044340A JP5970860B2 (en) | 2012-02-29 | 2012-02-29 | Hydrogen separation system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2013181068A JP2013181068A (en) | 2013-09-12 |
JP5970860B2 true JP5970860B2 (en) | 2016-08-17 |
Family
ID=49271967
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2012044340A Expired - Fee Related JP5970860B2 (en) | 2012-02-29 | 2012-02-29 | Hydrogen separation system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5970860B2 (en) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP6294724B2 (en) * | 2014-03-26 | 2018-03-14 | Jxtgエネルギー株式会社 | Gas separator |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS61283688A (en) * | 1985-06-07 | 1986-12-13 | Toho Gas Co Ltd | Production of fuel gas |
JPS62153389A (en) * | 1985-12-27 | 1987-07-08 | Toho Gas Co Ltd | Concentration of methane |
JPH09310082A (en) * | 1996-05-22 | 1997-12-02 | Tokyo Gas Eng Kk | Production of town gas |
JP4721525B2 (en) * | 2001-01-19 | 2011-07-13 | 東京瓦斯株式会社 | City gas supply method and apparatus |
JP2004124847A (en) * | 2002-10-03 | 2004-04-22 | Nippon Steel Corp | Treatment system and method for hydrogen-containing gas |
JP2004224926A (en) * | 2003-01-23 | 2004-08-12 | Jfe Steel Kk | Method for utilizing by-product gas of iron mill |
JP2005161187A (en) * | 2003-12-02 | 2005-06-23 | Ube Ind Ltd | Gas separation recovery apparatus and method |
-
2012
- 2012-02-29 JP JP2012044340A patent/JP5970860B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2013181068A (en) | 2013-09-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7416569B2 (en) | Fuel gas production apparatus and method of starting operation of fuel gas production apparatus | |
WO2015008837A1 (en) | Method for hydrogen production by pressure swing adsorption | |
WO2012176177A1 (en) | System and method for separating c02 from combustion flue gas containing sox and nox by means of molten carbonate fuel cells (mcfc) | |
CN101668698A (en) | Reforming system, fuel cell system, and its operation method | |
US11214746B2 (en) | Power generation system | |
JP5970860B2 (en) | Hydrogen separation system | |
JP6931580B2 (en) | Hydrogen production equipment | |
CN107278340A (en) | Fuel cell system | |
JP6238842B2 (en) | Hydrogen production apparatus and operation method thereof | |
US9200800B2 (en) | Method and system for steam generation and purification | |
JP6102130B2 (en) | Carbon dioxide recovery system and carbon dioxide recovery method | |
JP5982876B2 (en) | Gas separation system | |
JP6764384B2 (en) | Hydrogen production equipment | |
JP2020079173A (en) | Hydrogen production apparatus | |
JP5154174B2 (en) | Fuel cell system and operation method thereof | |
JP2018162195A (en) | Hydrogen production apparatus | |
JP6924596B2 (en) | Hydrogen production equipment | |
US7427304B2 (en) | Fuel gas manufacturing apparatus | |
JPH09310082A (en) | Production of town gas | |
JP2020066552A (en) | Hydrogen generation system and its operation method | |
WO2024014494A1 (en) | Gas separation system and enriched gas production method | |
RU2795121C1 (en) | Membrane permeate recycling process for application in adsorption processes at variable pressure | |
JP7082939B2 (en) | Hydrogen production equipment | |
JP7468822B1 (en) | Gas separation system and method for producing methane-enriched gas | |
US20240149213A1 (en) | Hydrogen separation from natural gas |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20141226 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20151209 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20151215 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20160212 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20160614 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20160627 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5970860 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |