JP2011103292A - 燃料電池の水処理装置及び燃料電池の水処理方法 - Google Patents

Abstract

【課題】本発明の目的は、被処理水中に含まれる炭酸ガスをイオン交換樹脂に依らずに処理することができる燃料電池用の水処理装置及び燃料電池の水処理方法を提供することにある。
【解決手段】本発明は、イオン交換樹脂を用いた燃料電池の水処理装置であって、イオン交換基を有しない疎水性粒子を含む気液分離部が前記イオン交換樹脂の上流側に設置される。
【選択図】図２

Description

本発明は、イオン交換樹脂を用いた燃料電池の水処理装置の技術に関する。

燃料電池には、水素が必要であり、都市ガスや天然ガス等から水素を製造するためは、その改質工程において水が必要である。また、燃料電池の冷却や、固体高分子型燃料電池の高分子膜の加湿等にも水が利用されている。

このような燃料電池の運転に必要な水としては、例えば、燃料電池の発電反応により生じる凝縮水を処理することにより得られる処理水（純水）等が利用されている（例えば、特許文献１参照）。

燃料電池から排出される凝縮水中には、炭酸イオン及び炭酸水素イオン（以下、炭酸イオン等または単に炭酸という）等の不純物イオンが含まれている。そして、凝縮水中の炭酸は、温度や圧力等の周囲状況の変化や気液分離の不良等により気泡（主に炭酸ガス）となる。

そして、イオン交換樹脂を備える水処理装置内で上記気泡が発生すると、以下のような問題が起こりえる。１つは、イオン交換樹脂周辺で気泡が発生すると、イオン交換樹脂と凝縮水との接触が気泡により妨げられ、十分なイオン交換反応が行えなくなる。このような状態になると、水処理装置は所定の水処理性能を発揮することができず、処理水質が悪化する可能性がある。２つ目は、水処理装置内で気泡溜まりができると、その気泡を系外へ押し出すことができず、流量低下を引き起こす可能性がある。なお、水処理装置へ凝縮水を供給するポンプの出力を高くし、気泡を系外へ押し出すことも可能であるが、一般的に、燃料電池ではエネルギ効率を高めるため、燃料電池で使用する部品の使用電気量を極力少なくすることが望まれることから、凝縮水を供給するポンプ等の出力は低く設定されており、ポンプの出力を高くすることができない。

特開平８−１７４５７号公報

ところで、燃料電池は長期運用を目標に開発が進められているため、その燃料電池に用いる水処理装置も同様に、長期運用が期待される。しかし、水処理装置内に気泡が発生すると上記のような問題が発生するおそれがあり、長期運用に悪影響を及ぼすおそれがある。

この点、気泡発生を見込んで、イオン交換樹脂の充填量を増やして、気泡の原因となる炭酸イオン、炭酸水素イオンを除去する方法等が考えられるが、水処理に係るコスト増につながり、実質的な対策ではない。

そこで、本発明の目的は、被処理水中に含まれる炭酸ガスをイオン交換樹脂に依らずに処理することができる燃料電池用の水処理装置及び燃料電池の水処理方法を提供することにある。

本発明は、イオン交換樹脂を用いた燃料電池の水処理装置であって、イオン交換基を有しない疎水性粒子を含む気液分離部が前記イオン交換樹脂の上流側に設置される。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とは、同一の充填塔内に充填されることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とは、別々の充填塔内に充填されることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の比重は炭酸ガス含有液よりも軽いことが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は、１．０４以下であることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の水に対する接触角は、６８°以上であることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積は、０．５ｍ^−１以上であることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内の被処理水の滞留時間は０．５分〜１００分の範囲であることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内を冷却する冷却手段を有することが好ましい。

また、本発明は、イオン交換樹脂を用いた燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換樹脂の上流側にイオン交換基を有しない疎水性粒子を含む気液分離部を設置し、燃料電池から排出される凝縮水を前記気液分離部に通水させた後、前記イオン交換樹脂に通水させる。

また、前記燃料電池の水処理方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とを同一の充填塔内に充填することが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とを別々の充填塔内に充填することが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の比重は、炭酸ガス含有液よりも軽いことが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置の製造方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は、１．０４以下であることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の水に対する接触角は、６８°以上であることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積は、０．５ｍ^−１以上であることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理装置の製造方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内の被処理水の滞留時間を０．５分〜１００分の範囲とすることが好ましい。

また、前記燃料電池の水処理方法において、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内を冷却することが好ましい。

本発明によれば、被処理水中に含まれる炭酸ガスをイオン交換樹脂に依らず処理することができる。

本発明の実施形態に係る燃料電池システムの構成の一例を示す模式図である。 本発明の実施形態に係る燃料電池の水処理装置の構成の一例を示す模式図である。 本発明の他の実施形態に係るカートリッジ（充填塔）の構成の一例を示す模式図である。 本発明の他の実施形態に係るカートリッジ（充填塔）の構成の一例を示す模式図である。 本発明の他の実施形態に係るカートリッジ（充填塔）の構成の一例を示す模式図である。 本発明の他の実施形態に係るカートリッジ（充填塔）の構成の一例を示す模式図である。 本発明の他の実施形態に係るカートリッジ（充填塔）の構成の一例を示す模式図である。 （ａ），（ｂ）は、カートリッジの構成の一例を示す模式図である。

本発明の実施の形態について以下説明する。本実施形態は本発明を実施する一例であって、本発明は本実施形態に限定されるものではない。

図１は、本発明の実施形態に係る燃料電池システムの構成の一例を示す模式図である。図１に示す燃料電池システム１は、燃料電池１０、イオン交換樹脂を用いた燃料電池の水処理装置１２、熱交換器１４、凝縮水タンク１６、吐出ポンプ１８ａ，１８ｂ、処理水タンク２０、空気供給ライン２２、燃料供給ライン２４、水供給ライン２６ａ，２６ｂ、循環ライン２８、大気放出ライン３０、温水供給ライン３２を備える。

燃料電池１０には、空気供給ライン２２、燃料供給ライン２４、水供給ライン２６ａが接続されている。また、燃料電池１０の凝縮水排出口（不図示）からの凝縮水を循環させる循環ライン２８が水供給ライン２６ａに接続されている。水供給ライン２６ｂは熱交換器１４の供給口に接続され、温水供給ライン３２は熱交換器１４の排出口に接続されている。

循環ライン２８には、上流側から順に熱交換器１４、凝縮水タンク１６、吐出ポンプ１８ａ、燃料電池の水処理装置１２、処理水タンク２０、吐出ポンプ１８ｂが介装されている。また、熱交換器１４と凝縮水タンク１６間の循環ライン２８には、大気放出ライン３０が接続されている。

図２は、本発明の実施形態に係る燃料電池の水処理装置の構成の一例を示す模式図である。図２に示すように、燃料電池の水処理装置１２は、イオン交換樹脂から構成されるイオン交換部３４、イオン交換基を有しない疎水性粒子から構成される気液分離部３６、イオン交換樹脂等が充填されるカートリッジ３８（充填塔）、排気ライン４０を備える。イオン交換基を有しない疎水性粒子から構成された気液分離部３６及びイオン交換樹脂から構成されたイオン交換部３４は、カートリッジ３８内に形成されている。

図２の燃料電池の水処理装置１２では、イオン交換基を有しない疎水性粒子及びイオン交換樹脂が同一のカートリッジ３８内に充填されており、イオン交換部３４の上に気液分離部３６が配置されている。本実施形態では、イオン交換基を有しない疎水性粒子とイオン交換樹脂とが混ざり合わないように、気液分離部３６とイオン交換部３４との間に、仕切り板を設けてもよい。なお、該仕切り板を設ける場合には、被処理水（凝縮水）が通水可能な網目状とする必要がある。

イオン交換基を有しない疎水性粒子及びイオン交換樹脂の配置は、図２の燃料電池の水処理装置１２に制限されるものではなく、イオン交換基を有しない疎水性粒子から構成される気液分離部３６が、イオン交換樹脂から構成されるイオン交換部３４の上流側に配置されていればよい。

排気ライン４０は、凝縮水から分離した気泡（主に炭酸ガス）を燃料電池の水処理装置１２の系外へ排出するためのものであり、カートリッジ３８より上流側の循環ライン２８、又はカートリッジ３８の天盤等に設けられる。なお、排気ライン４０の代わりに、排気口、排気弁等、気泡を系外へ排出することができれば、どのような排気構造であってもよい。

本実施形態において、循環ライン２８と処理水タンク２０の供給口（不図示）との接続部４２は、気液分離部３６とイオン交換部３４との境界から排気ライン４０の排気口までの範囲（図２に示すＬ）に設けることが好ましい。接続部４２を上記範囲外に設置すると、気液分離部内で発生した気泡を系外へ排出することが困難となり、カートリッジ内の液面低下やイオン交換部で気泡が発生する場合がある。

次に、燃料電池システム１の動作を説明する。空気（酸素を含んでいる）及び燃料ガス（例えば都市ガス）が、それぞれ空気供給ライン２２、燃料供給ライン２４から燃料電池１０に供給される。また、水道水（及び燃料電池の水処理装置１２により処理された処理水）は、水供給ライン２６ａから燃料電池１０に供給される。水供給ライン２６ａから燃料電池１０に供給される水は、例えば、燃料電池の冷却、固体高分子型燃料電池の場合には高分子膜の加湿等、固体酸化物型燃料電池の場合には、都市ガスなどを一酸化炭素（ＣＯ）と水素ガス（Ｈ_２）とに改質する工程等に利用される。そして、燃料電池１０に空気、燃料ガス、水の供給されることにより発電し、燃料電池１０から電力が出力される。

燃料電池１０の発電により生じる凝縮水は、循環ライン２８を通り、一旦凝縮水タンク１６に貯留され、吐出ポンプ１８ａにより燃料電池の水処理装置１２に供給される。燃料電池の水処理装置１２に供給される凝縮水中には、例えば、炭酸（炭酸イオン、炭酸水素イオン）、塩化物イオン、硫酸イオン等の不純物イオンが含まれている。そして、凝縮水中の炭酸は、温度や圧力等の周囲状況の変化や気液分離の不良等により気泡（主に炭酸ガス）となる。

本実施形態では、凝縮水がカートリッジ３８内の気液分離部３６を通過する際に、凝縮水から気泡を発生させ、分離させる。これは、イオン交換基を有しない疎水性粒子が、水との親和性が低いという疎水性の機能を有することによるものである。すなわち、イオン交換基を有しない疎水性粒子は、水とのなじみよりガスとのなじみの方がよいため、イオン交換基を有しない疎水性粒子と凝縮水とが接触すると、凝縮水中の過飽和の炭酸が疎水性粒子表面にトラップされ、大きな気泡に成長するためである。

そして、分離された気泡は、排気ライン４０から燃料電池の水処理装置１２の系外へ排出される。一方、気泡が除去された凝縮水は、イオン交換部３４を通過する。そして、イオン交換部３４を構成するイオン交換樹脂により、凝縮水中の不純物イオンが除去される。本実施形態では、凝縮水中の気泡はほとんど除去されているため、イオン交換樹脂と凝縮水との接触が気泡により妨げられることはなく、イオン交換樹脂のイオン交換性能の低下を防止することができる。

そして、不純物イオンが除去された凝縮水（処理水）は、一旦処理水タンク２０に貯留され、吐出ポンプ１８ｂにより、循環ライン２８から水供給ライン２６ａに送液されて、燃料電池１０に供給される。

なお、燃料電池１０は、高温で発電が行われるため、熱交換器１４による発電排熱と、循環ライン２８から供給される凝縮水や水供給ライン２６ｂから供給される水道水等と熱交換して、温水供給ライン３２から温水を供給することも可能である。

次に、燃料電池の水処理装置１２の構成の他の例を説明する。

図３〜７は、本発明の他の実施形態に係るカートリッジ（充填塔）の構成の一例を示す模式図である。図３，４に示すカートリッジ３８では、カートリッジ３８内に、被処理水が通過できるように下部が開放された仕切り板４４を設け、仕切られたカートリッジ３８内の上流側にイオン交換基を有しない疎水性粒子から構成される気液分離部３６が配置され、下流側にイオン交換樹脂から構成されるイオン交換部３４が配置されている。但し、イオン交換基を有しない疎水性粒子とイオン交換樹脂との混合を避けるため、イオン交換基を有しない疎水性粒子の比重が被処理水（又はイオン交換樹脂）より軽い場合には、図３に示すように、気液分離部３６はイオン交換部３４の表面上に配置されることが好ましい。また、イオン交換基を有しない疎水性粒子の比重が被処理水（又はイオン交換樹脂）より重い場合には、図４に示すように、気液分離部３６がイオン交換部３４の上流側に配置されていれば、気液分離部３６の表面上にイオン交換部３４が配置されてもよい。

図５に示す燃料電池の水処理装置１２は、複数のカートリッジ３８を並列に配置し、上流側のカートリッジ３８にイオン交換基を有しない疎水性粒子から構成される気液分離部３６が配置され、下流側のカートリッジ３８にイオン交換樹脂から構成されるイオン交換部３４が配置されている。図６に示す燃料電池の水処理装置１２は、複数のカートリッジ３８を直列に配置し、上流側のカートリッジ３８にイオン交換基を有しない疎水性粒子から構成される気液分離部３６が配置され、下流側のカートリッジ３８にイオン交換樹脂から構成されるイオン交換部３４が配置されている。

上記いずれの例でも、イオン交換基を有しない疎水性粒子から構成される気液分離部３６の上部から下部へ、凝縮水を通水させているが、必ずしもこれに制限されるものではない。例えば、図７に示すように、並列に配置したカートリッジ３８において、イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填されたカートリッジ３８（気液分離部３６）の下部から上部に向かって凝縮水を通水させてもよい。但し、イオン交換基を有しない疎水性粒子から構成される気液分離部３６の上部から下部へ凝縮水を通水させる方が、凝縮水中の気泡の除去性能の点で好ましい。

また、図２〜７に示すカートリッジ３８を単独で複数配置してもよいし、図２〜７に示すカートリッジ３８を組み合わせて配置してもよい。図２〜７に示すカートリッジ３８を単独で複数配置する場合には、少なくとも最初の段のカートリッジにイオン交換基を有しない疎水性粒子が充填されていればよい。

本実施形態に用いられるイオン交換樹脂は、陰イオン交換樹脂、陽イオン交換樹脂、又は陰イオン交換樹脂と陽イオン交換樹脂との混床樹脂等であり、燃料電池１０から排出される凝縮水中の不純物イオンの種類、濃度等によって、適宜選択されればよい。

本実施形態に用いられるイオン交換基を有しない疎水性粒子は、被処理水中の不純物イオンとイオン交換することのないものであって、水との親和性が低いという疎水性の機能によって、凝縮水中の微少な気泡をトラップし、より大きな気泡に成長させることで、凝縮水から分離することができるものである。イオン交換基を有しない疎水性粒子としては、例えば、疎水性樹脂粒子、脂肪酸誘導体粒子、及び無機酸化物粒子などが好適に用いられる。疎水性樹脂粒子としては、例えば、ポリエチレン（ＰＥ）、ポリプロピレン（ＰＰ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）等のオレフィン系樹脂、ポリスチレン系樹脂、ポリテトラフルオロエチレン等のフッ素系樹脂、ポリ塩化ビニル系樹脂、ポリエステル系樹脂、ポリアミド系樹脂、ポリビニル系樹脂等の粒子等が挙げられる。脂肪酸誘導体粒子としては、ステアリル酸亜鉛、ステアリル酸アミドなどが挙げられる。無機酸化物粒子としては、酸化セリウム粒子、酸化チタン粒子、シリカ粒子、アルミナ粒子等が挙げられる。

本実施形態に用いられるイオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は、凝縮水（炭酸ガス含有）よりも軽いことが好ましい。また、イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は１．０４以下であることが好ましく、０．９７以下の範囲がより好ましい。また、イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重の上限値は０．９以上であることが好ましい。上記範囲を満たすことにより、疎水性粒子とイオン交換樹脂との混ざり合いを防止することができる。その一方で、例えば、図２に示すカートリッジ３８において、気液分離部３６とイオン交換部３４との間の境界に、粒子の混在を防止する仕切り板を設ける場合には、必ずしも上記範囲を満たす必要はない。また、例えば、図４に示すカートリッジ３８のように、気液分離部３６上にイオン交換部３４が配置されている場合には、イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は１．０４より大きい方が、粒子の混在を防止する点で好ましい。

本実施形態に用いられるイオン交換基を有しない疎水性粒子の接触角（２０℃／５０％ＲＨ）は、６８°以上であることが好ましく、７３°以上であることがより好ましい。イオン交換基を有しない疎水性粒子の接触角は、６８°未満であると、水との親和性が高くなって、疎水性の機能が弱くなり、凝縮水中の気泡を凝縮水から分離することが不十分になる場合がある。また、イオン交換基を有しない疎水性粒子の接触角の上限値は１１５°以下であることが好ましい。

本実施形態に用いられるイオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積は０．５ｍ^−１以上であることが好ましく、１ｍ^−１以上であることがより好ましい。イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積が０．５ｍ^−１未満であると、被処理水から気泡を分離する気液分離性能が低下する場合がある。また、イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積の上限値は９０ｍ^−１以下であることが好ましい。イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積が９０ｍ^−１を超えると、粒子がポーラス状となっているため、気泡が気液分離部３６内に留まり易く、カートリッジ３８系外へ排出し難くなる場合がある。

本実施形態に用いられるイオン交換基を有しない疎水性粒子の形状は、立方体、球、円柱、中空円柱、片等、特に制限されるものではない。

本実施形態では、カートリッジ３８内の凝縮水の滞留時間は０．５〜１００分の範囲であることが好ましい。カートリッジ３８内の凝縮水の滞留時間が０．５分より短いと、凝縮水中の気泡がイオン交換基を有しない疎水性粒子により十分に除去されない場合がある。また、カートリッジ３８内の凝縮水の滞留時間が１００分より長いと、水処理効率が悪く、水処理コストが高くなる場合がある。

以上のように、本実施形態の燃料電池の水処理装置１２では、イオン交換基を有しない疎水性粒子により凝縮水中の気泡を除去することができるため、その後のイオン交換樹脂と凝縮水との接触を気泡により妨げられず、イオン交換樹脂のイオン交換性能の低下を防止することができる。

また、例えば、燃料電池の起動や停止、外気温等によって凝縮水の温度は変化する。そして、水温が低温から高温に変化すると、炭酸ガスを含むガスの水への溶解度は低下するため、気泡が発生し易くなる。この気泡発生を抑制するためには、カートリッジ３８内の水温を一定にすることが好ましく、特にカートリッジ３８内の凝縮水の温度がカートリッジ３８の入口側の循環ライン２８内の凝縮水の温度より低温であることが好ましい。カートリッジ３８内の凝縮水を低温にする方法としては、特に制限されるものではないが、以下にその一例を示す。

図８（ａ），（ｂ）は、カートリッジの構成の一例を示す模式図である。図８（ａ）のカートリッジ３８には、冷却水が流れる冷却水ライン４６（冷却手段）がカートリッジ３８の外周の長手方向に沿って設置され、図８（ｂ）のカートリッジ３８には、冷却水が流れる冷却水ライン４６（冷却手段）が螺旋状にカートリッジ３８の外周に設置されている。なお、冷却水ライン４６は、カートリッジ３８を冷却することができるように設置されていれば、上記に制限されるものではない。冷却水ライン４６に流す冷却水は、装置構成を簡素化することができる点で、図１の熱交換器１４に使用する冷却水（水道水等）を用いることが好ましい。このように、熱交換器１４及びカートリッジ３８の冷却水を共有する場合には、水供給ライン２６ｂを冷却水ライン４６の入口に接続させ、さらに、冷却水ライン４６の出口と熱交換器１４との間に水供給ライン２６ｂを接続させて、まず、カートリッジ３８を冷却して、次に熱交換器１４を冷却することが好ましい。これにより、カートリッジ３８での冷却水の温度は、熱交換器１４での冷却水の温度より低くなり、凝縮水の温度は熱交換器１４の出口よりもカートリッジ３８内の方を低くすることができる。

冷却水の流れ方向は、特に限定されないが、図８（ａ），（ｂ）に示すようにカートリッジ下部から上部へ向かう流れにすることが好ましい。カートリッジ下部で気泡が発生すると、その気泡がカートリッジ３８から抜け難くなるが、冷却水をカートリッジ下部から上部へ流すことにより、カートリッジ下部をより冷却することができるため、カートリッジ下部での気泡発生リスクを抑えることができる。

以下、実施例及び比較例を挙げ、本発明をより具体的に詳細に説明するが、本発明は、以下の実施例に限定されるものではない。

（実施例１）
図１及び図２に示す装置を用いて、固体酸化物型燃料電池から排出される凝縮水の水処理を行った。凝縮水中に溶解している塩化物イオン濃度は約１００ｐｐｂであった。また、凝縮水中には、炭酸が溶解しており、この炭酸により凝縮水のｐＨは５であった。水処理装置に用いたカートリッジ（内径４０ｍｍ×高さ１２０ｍｍ）に充填するイオン交換樹脂として、トリメチルアンモニウム基を交換基とする強塩基性陰イオン交換樹脂７５ｍＬと強酸性陽イオン交換樹脂１５ｍＬとを混床充填したイオン交換樹脂を使用した。強塩基性陰イオン交換樹脂には、Ａｍｂｅｒｊｅｔ４００２（ＯＨ）を用いた。また、強酸性陽イオン交換樹脂には、Ａｍｂｅｒｊｅｔ１０２４（Ｈ）を用いた。そして、この樹脂の上部にイオン交換基を有しない疎水性粒子としてポリプロピレンを２０ｍＬ充填した。ポリプロピレンの形状は、１辺が約１ｍｍの立方体であり、表面積／体積の値は６ｍ^−１であった。また、このポリプロピレンの接触角は９１°であり、真比重は０．９０であった。

実施例１において、カートリッジへの被処理水の通水を下向流で行い、流量を１０ｍＬ／ｍｉｎ、流速を０．１３ｍｍ／ｓに設定した。そして、１０日間運転後、イオン交換部内の気泡の有無（目視により確認）、液面差（カートリッジ内の水位−カートリッジ出口のタンク接続高さ）、処理水中の塩化物イオン濃度を測定した。その結果を表１にまとめた。

（比較例１）
比較例１は、カートリッジにポリプロピレンを充填しないこと以外は、実施例１と同様とした。

表１から判るように、イオン交換基を有しない疎水性粒子を充填した実施例１では、イオン交換部内での気泡の発生を防止することができた。なお、比較例１では、カートリッジ内の水位が上昇し液面差が実施例１に比べて大きくなった。これは、イオン交換樹脂層内で発生した気泡によってエアロックが生じ、通液が一部で阻害されたためであると考えられる。

（実施例２）
実施例２では、接触角の異なるイオン交換基を有しない疎水性粒子として、ポリ塩化ビニル（接触角６８°）、ポリエチレンテレフタレート（接触角６９°）、高密度ポリエチレン（接触角７３°）、低密度ポリエチレン（接触角８１°）、ポリスチレン（接触角８４°）、ポリプロピレン（接触角９１°）、ポリテトラフルオロエチレン：ＰＦＡ（接触角１１５°）を用いたこと以外は実施例１と同様の条件で試験を行った。そして、１０日間運転後、イオン交換部内の気泡の有無を目視により確認し、その結果を表２にまとめた。

表２から判るように、イオン交換基を有しない疎水性粒子の接触角は、（比較例より）気泡を抑えることができる点で、６８°以上とすることが好ましく、７３°以上とすることがより好ましい。なお、接触角が１１５°以上でも気泡を抑えることは可能であるが、材料コストが高くなるため、あまり実用的ではない。

（実施例３）
実施例３では、真比重の異なるイオン交換基を有しない疎水性粒子として、ポリプロピレン（真比重０．９）、低密度ポリエチレン（真比重０．９２）、高密度ポリエチレン（真比重０．９７）、ポリスチレン（真比重１．０４）、ポリエチレンテレフタレート（真比重１．３８）、ポリ塩化ビニル（真比重１．５０）、ポリテトラフルオロエチレン：ＰＦＡ（真比重２．１）を用いたこと以外は、実施例１と同様の条件で水処理装置を作成した。そして、この装置のカートリッジを２４時間振とうした。そして、カートリッジ内のイオン交換部内へイオン交換基を有しない疎水性粒子が拡散しているか否かを目視により確認し、その結果を表３にまとめた。

表３から判るように、イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は、イオン交換部内へイオン交換基を有しない疎水性粒子が拡散することを抑制することができる点で、１．０４以下であることが好ましく、０．９７以下であることが好ましい。ここで、イオン交換部内へイオン交換基を有しない疎水性粒子が拡散すると、拡散したイオン交換基を有しない疎水性粒子による短絡流が発生し、水処理装置の処理性能が十分に発揮されない可能性がある。

（実施例４）
実施例４では、イオン交換基を有しない疎水性粒子として用いたポリプロピレンの形状及び表面積／体積の値を変化させたこと以外は実施例１と同様の条件で試験を行った。そして、１０日間運転後、イオン交換部内の気泡の有無を目視により確認し、その結果を表４にまとめた。

表４から判るように、イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積の値は、気泡を抑えることができる点で、０．５以上とすることが好ましく、１以上とすることがより好ましい。但し、イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積の値が９０を超えると、凝縮水から気泡を分離することができても、カートリッジ内に留まる気泡の量が多くなる場合がある。

（実施例５）
実施例５では、カートリッジ内の被処理水の滞留時間を０．５，１，１０，１００分と変化させた。また、各滞留時間に合わせて、寸法の異なるカートリッジを使用した。それ以外は実施例１と同様の条件で試験を行った。そして、１０日間運転後、イオン交換部内の気泡の有無を目視により確認し、その結果を表５にまとめた。

なお、充填量は以下の式により求めた。
充填量（ｍＬ）＝カートリッジ内の被処理水の滞留時間（分）×通水流量（ｍＬ／分）

表５から判るように、カートリッジ内の被処理水の滞留時間は、気泡を抑えることができる点で、０．５分以上が好ましく、１分以上がより好ましい。滞留時間として１００分を超えると、カートリッジ内に充填するイオン交換樹脂等の量が多くなり、設置スペースが大きくなるため、実用的ではない。

（実施例６）
実施例６では、実施例１と同様の水処理装置を用い、循環ラインと処理水タンクの供給口（不図示）との接続部の位置、カートリッジの流入口（循環ラインとカートリッジの接続部）の径、流速を変化させて、水処理装置の運転を行った。

その結果、循環ラインと処理水タンクの供給口（不図示）との接続部を、気液分離部とイオン交換部との境界から排気ラインの排気口までの範囲（図２に示すＬ）に設けていない場合、若しくはカートリッジの流入口の径が６ｍｍ未満の場合では、カートリッジ内の気液分離部で発生した気泡を排出することが困難となり、カートリッジ内の液面低下やイオン交換部での気泡の発生に繋がった。

さらに、流速を１ｍｍ／ｓ超とすると、カートリッジ内での気泡発生量が増加する傾向が見られた。また、流速を０．１ｍｍ／ｓ以下にすると、イオン交換樹脂の充填量にもよるが、流速が１ｍｍ／ｓ超の場合と同一の充填量とすると、樹脂充填高さが低くなり、処理水質が悪化した。

したがって、循環ラインと処理水タンクの供給口（不図示）との接続部は、気液分離部とイオン交換部との境界から排気ラインの排気口までの範囲（図２に示すＬ）に設けること、カートリッジの流入口の径は６ｍｍ〜カートリッジの外径の範囲とすること、カートリッジへ供給する被処理水の流速は０．０１〜１ｍｍ／ｓの範囲とすることが好ましいと判った。

（実施例７）
実施例７では、実施例１と同様の水処理装置を用い、外気温３０℃、水温２０℃で水処理装置の運転を行う間、カートリッジを水冷し、１０日間運転後のイオン交換部内の気泡の有無を目視により確認し、その結果を表６にまとめた。

（比較例２）
比較例２は、カートリッジを水冷しないこと以外は、実施例７と同様の条件で試験を行い、１０日間運転後のイオン交換部内の気泡の有無を目視により確認し、その結果を表６にまとめた。

表６から判るように、比較例２では外気温やイオン交換樹脂塔との接触により、カートリッジ出口の凝縮水温度がカートリッジ入口よりも高くなっており、気泡が発生した。一方、実施例７では、カートリッジを水冷しているため、カートリッジの入口、出口の凝縮水の温度を低温で一定に保つことができ、気泡の発生も見られなかった。また、液面差（カートリッジ内の水位−カートリッジ出口のタンク接続高さ）も小さくすることができた。このように冷却を組み合わせることでより高い効果を得られた。

１ 燃料電池システム、１０ 燃料電池、１２ 燃料電池の水処理装置、１４ 熱交換器、１６ 凝縮水タンク、１８ａ，１８ｂ 吐出ポンプ、２０ 処理水タンク、２２ 空気供給ライン、２４ 燃料供給ライン、２６ａ，２６ｂ 水供給ライン、２８ 循環ライン、３０ 大気放出ライン、３２ 温水供給ライン、３４ イオン交換部、３６ 気液分離部、３８ カートリッジ、４０ 排気ライン、４２ 接続部、４４ 仕切り板、４６ 冷却水ライン。

Claims (18)

1. イオン交換樹脂を用いた燃料電池の水処理装置であって、イオン交換基を有しない疎水性粒子を含む気液分離部が、前記イオン交換樹脂の上流側に設置されることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
2. 請求項１記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とは、同一の充填塔内に充填されることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
3. 請求項１記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とは、別々の充填塔内に充填されることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
4. 請求項２記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の比重は、炭酸ガス含有液よりも軽いことを特徴とする燃料電池の水処理装置。
5. 請求項４記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は、１．０４以下であることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
6. 請求項１〜５のいずれか１項に記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の水に対する接触角は、６８°以上であることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
7. 請求項１〜６のいずれか１項に記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積は、０．５ｍ^−１以上であることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
8. 請求項２〜７のいずれか１項に記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内の被処理水の滞留時間は０．５分〜１００分の範囲であることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
9. 請求項２〜８のいずれか１項に記載の燃料電池の水処理装置であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内を冷却する冷却手段を有することを特徴とする燃料電池の水処理装置。
10. イオン交換樹脂を用いた燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換樹脂の上流側にイオン交換基を有しない疎水性粒子を含む気液分離部を設置し、燃料電池から排出される凝縮水を前記気液分離部に通水させた後、前記イオン交換樹脂に通水させることを特徴とする燃料電池の水処理方法。
11. 請求項１０記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とを同一の充填塔内に充填することを特徴とする燃料電池の水処理方法。
12. 請求項１０記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子と前記イオン交換樹脂とを別々の充填塔内に充填することを特徴とする燃料電池の水処理方法。
13. 請求項１１記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の比重は、炭酸ガス含有液よりも軽いことを特徴とする燃料電池の水処理方法。
14. 請求項１３記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の真比重は、１．０４以下であることを特徴とする燃料電池の水処理方法。
15. 請求項１０〜１４いずれか１項に記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の水に対する接触角は、６８°以上であることを特徴とする燃料電池の水処理方法。
16. 請求項１０〜１５のいずれか１項に記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子の表面積／体積は、０．５ｍ^−１以上であることを特徴とする燃料電池の水処理方法。
17. 請求項１０〜１５のいずれか１項に記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内の被処理水の滞留時間を０．５分〜１００分の範囲とすることを特徴とする燃料電池の水処理方法。
18. 請求項１１〜１７のいずれか１項に記載の燃料電池の水処理方法であって、前記イオン交換基を有しない疎水性粒子が充填された充填塔内を冷却することを特徴とする燃料電池の水処理方法。