JP2011103292A - Water treatment device and method for fuel cell - Google Patents
Water treatment device and method for fuel cell Download PDFInfo
- Publication number
- JP2011103292A JP2011103292A JP2010180753A JP2010180753A JP2011103292A JP 2011103292 A JP2011103292 A JP 2011103292A JP 2010180753 A JP2010180753 A JP 2010180753A JP 2010180753 A JP2010180753 A JP 2010180753A JP 2011103292 A JP2011103292 A JP 2011103292A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- ion exchange
- fuel cell
- water treatment
- water
- hydrophobic particles
- 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.)
- Granted
Links
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
- 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
Landscapes
- Fuel Cell (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
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。 The present invention relates to a technology of a water treatment device for a fuel cell using an ion exchange resin.
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。 A fuel cell requires hydrogen, and in order to produce hydrogen from city gas or natural gas, water is required in the reforming process. Water is also used for cooling the fuel cell and humidifying the polymer membrane of the solid polymer fuel cell.
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）。 As water necessary for the operation of such a fuel cell, for example, treated water (pure water) obtained by treating condensed water generated by a power generation reaction of the fuel cell is used (for example, Patent Document 1). reference).
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。 The condensed water discharged from the fuel cell contains impurity ions such as carbonate ions and hydrogen carbonate ions (hereinafter referred to as carbonate ions or simply carbonic acid). Carbon dioxide in the condensed water becomes bubbles (mainly carbon dioxide) due to changes in ambient conditions such as temperature and pressure, poor gas-liquid separation, and the like.
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。 And when the said bubble generate | occur | produces within a water treatment apparatus provided with ion exchange resin, the following problems may arise. First, when bubbles are generated around the ion exchange resin, the contact between the ion exchange resin and the condensed water is hindered by the bubbles, and a sufficient ion exchange reaction cannot be performed. If it will be in such a state, a water treatment apparatus cannot demonstrate predetermined water treatment performance, and there exists a possibility that treated water quality may deteriorate. Second, if air bubbles accumulate in the water treatment apparatus, the air bubbles cannot be pushed out of the system, which may cause a decrease in flow rate. Although it is possible to increase the output of the pump that supplies condensed water to the water treatment device and push the bubbles out of the system, in general, the components used in the fuel cell in order to increase the energy efficiency in the fuel cell Since it is desired to reduce the amount of electricity used as much as possible, the output of a pump or the like that supplies condensed water is set low, and the output of the pump cannot be increased.
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。 By the way, since the fuel cell is being developed for the purpose of long-term operation, the water treatment device used for the fuel cell is also expected to be operated for a long time. However, if bubbles are generated in the water treatment apparatus, the above problems may occur, which may adversely affect long-term operation.
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。 In this regard, a method of removing the carbonate ions and hydrogen carbonate ions that cause bubbles by increasing the filling amount of the ion exchange resin in anticipation of the generation of bubbles is conceivable. It is not an effective measure.
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。 Accordingly, an object of the present invention is to provide a water treatment device for a fuel cell and a water treatment method for a fuel cell, which can treat carbon dioxide contained in water to be treated without depending on an ion exchange resin.
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。 The present invention is a fuel cell water treatment apparatus using an ion exchange resin, wherein a gas-liquid separation unit including hydrophobic particles having no ion exchange group is installed on the upstream side of the ion exchange resin.
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。 Moreover, in the water treatment apparatus of the fuel cell, it is preferable that the hydrophobic particles having no ion exchange group and the ion exchange resin are packed in the same packed tower.
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。 In the fuel cell water treatment apparatus, the hydrophobic particles having no ion exchange group and the ion exchange resin are preferably packed in separate packed towers.
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。 Moreover, in the water treatment apparatus of the fuel cell, the specific gravity of the hydrophobic particles not having the ion exchange group is preferably lighter than the carbon dioxide-containing liquid.
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。 In the fuel cell water treatment apparatus, the true specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is preferably 1.04 or less.
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。 In the fuel cell water treatment apparatus, the contact angle of the hydrophobic particles having no ion exchange group with respect to water is preferably 68 ° or more.
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。 Moreover, in the water treatment apparatus of the fuel cell, the surface area / volume of the hydrophobic particles having no ion exchange group is preferably 0.5 m −1 or more.
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。 In the water treatment apparatus for a fuel cell, the residence time of the water to be treated in the packed tower packed with the hydrophobic particles not having the ion exchange group is preferably in the range of 0.5 to 100 minutes. .
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。 Moreover, it is preferable that the water treatment apparatus for the fuel cell further includes a cooling means for cooling the inside of the packed tower packed with the hydrophobic particles not having the ion exchange group.
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。 The present invention is also a water treatment method for a fuel cell using an ion exchange resin, wherein a gas-liquid separation unit including hydrophobic particles not having an ion exchange group is installed upstream of the ion exchange resin, Condensed water discharged from the battery is passed through the gas-liquid separator, and then passed through the ion exchange resin.
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。 In the water treatment method for a fuel cell, it is preferable that the hydrophobic particles not having the ion exchange group and the ion exchange resin are packed in the same packed tower.
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。 In the water treatment method for a fuel cell, it is preferable that the hydrophobic particles having no ion exchange group and the ion exchange resin are packed in separate packed towers.
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。 In the water treatment method for a fuel cell, the specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is preferably lighter than the carbon dioxide-containing liquid.
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。 In the method for manufacturing a water treatment apparatus for a fuel cell, the true specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is preferably 1.04 or less.
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。 In the water treatment method for a fuel cell, the contact angle of the hydrophobic particles having no ion exchange group with respect to water is preferably 68 ° or more.
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。 In the water treatment method for a fuel cell, the hydrophobic particles having no ion exchange group preferably have a surface area / volume of 0.5 m −1 or more.
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。 In the method for producing a water treatment apparatus for a fuel cell, the residence time of the water to be treated in the packed tower packed with the hydrophobic particles having no ion exchange group is in the range of 0.5 to 100 minutes. It is preferable.
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。 In the water treatment method for a fuel cell, it is preferable that the inside of the packed tower packed with the hydrophobic particles having no ion exchange group is cooled.
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。 According to the present invention, carbon dioxide gas contained in water to be treated can be treated regardless of the ion exchange resin.
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。 Embodiments of the present invention will be described below. This embodiment is an example for carrying out the present invention, and the present invention is not limited to this embodiment.
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。 FIG. 1 is a schematic diagram showing an example of the configuration of a fuel cell system according to an embodiment of the present invention. A fuel cell system 1 shown in FIG. 1 includes a fuel cell 10, a water treatment device 12 for a fuel cell using an ion exchange resin, a heat exchanger 14, a condensed water tank 16, discharge pumps 18a and 18b, a treated water tank 20, an air. A supply line 22, a fuel supply line 24, water supply lines 26 a and 26 b, a circulation line 28, an atmospheric discharge line 30, and a hot water supply line 32 are provided.
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。 An air supply line 22, a fuel supply line 24, and a water supply line 26a are connected to the fuel cell 10. A circulation line 28 for circulating condensed water from a condensed water discharge port (not shown) of the fuel cell 10 is connected to the water supply line 26a. The water supply line 26 b is connected to the supply port of the heat exchanger 14, and the hot water supply line 32 is connected to the discharge port of the heat exchanger 14.
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。 A heat exchanger 14, a condensate water tank 16, a discharge pump 18a, a fuel cell water treatment device 12, a treated water tank 20, and a discharge pump 18b are interposed in the circulation line 28 in order from the upstream side. An atmospheric discharge line 30 is connected to a circulation line 28 between the heat exchanger 14 and the condensed water tank 16.
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。 FIG. 2 is a schematic diagram showing an example of the configuration of the water treatment device for a fuel cell according to the embodiment of the present invention. As shown in FIG. 2, the water treatment device 12 of the fuel cell includes an ion exchange part 34 made of an ion exchange resin, a gas-liquid separation part 36 made of hydrophobic particles having no ion exchange group, and an ion exchange resin. And the like, and an exhaust line 40 is provided. A gas-liquid separation unit 36 composed of hydrophobic particles having no ion exchange group and an ion exchange unit 34 composed of an ion exchange resin are formed in a cartridge 38.
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。 In the fuel cell water treatment device 12 of FIG. 2, hydrophobic particles not having ion exchange groups and an ion exchange resin are filled in the same cartridge 38, and a gas-liquid separation unit 36 is provided on the ion exchange unit 34. Is arranged. In the present embodiment, a partition plate may be provided between the gas-liquid separation unit 36 and the ion exchange unit 34 so that the hydrophobic particles having no ion exchange group and the ion exchange resin are not mixed. In addition, when providing this partition plate, it is necessary to set it as the mesh shape which can permeate | transmit treated water (condensed water).
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。 The arrangement of the hydrophobic particles having no ion exchange group and the ion exchange resin is not limited to the water treatment device 12 of the fuel cell in FIG. 2, but is a gas-liquid composed of hydrophobic particles having no ion exchange group. The separation part 36 should just be arrange | positioned in the upstream of the ion exchange part 34 comprised from ion exchange resin.
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。 The exhaust line 40 is for discharging bubbles (mainly carbon dioxide) separated from the condensed water to the outside of the system of the water treatment device 12 of the fuel cell. The exhaust line 40 is upstream of the cartridge 38, or the cartridge 38. It is provided on the top of the board. Instead of the exhaust line 40, any exhaust structure may be used as long as bubbles can be discharged out of the system, such as an exhaust port and an exhaust valve.
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。 In the present embodiment, the connection portion 42 between the circulation line 28 and the supply port (not shown) of the treated water tank 20 is a range from the boundary between the gas-liquid separation unit 36 and the ion exchange unit 34 to the exhaust port of the exhaust line 40. (L shown in FIG. 2) is preferably provided. If the connection part 42 is installed outside the above range, it is difficult to discharge the bubbles generated in the gas-liquid separation part to the outside of the system, and the liquid level in the cartridge may be lowered or bubbles may be generated in the ion exchange part.
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（Ｈ２）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。 Next, the operation of the fuel cell system 1 will be described. Air (containing oxygen) and fuel gas (for example, city gas) are supplied to the fuel cell 10 from the air supply line 22 and the fuel supply line 24, respectively. Further, tap water (and treated water treated by the water treatment device 12 of the fuel cell) is supplied to the fuel cell 10 from the water supply line 26a. In the case of a solid oxide fuel cell, the water supplied to the fuel cell 10 from the water supply line 26a is, for example, cooling of the fuel cell, humidification of a polymer membrane in the case of a solid polymer fuel cell, etc. It is used in a process for reforming city gas or the like into carbon monoxide (CO) and hydrogen gas (H 2 ). Then, electricity is generated by supplying air, fuel gas, and water to the fuel cell 10, and electric power is output from the fuel cell 10.
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。 The condensed water generated by the power generation of the fuel cell 10 passes through the circulation line 28, is temporarily stored in the condensed water tank 16, and is supplied to the water treatment device 12 of the fuel cell by the discharge pump 18a. The condensed water supplied to the water treatment device 12 of the fuel cell contains, for example, impurity ions such as carbonic acid (carbonate ion, hydrogencarbonate ion), chloride ion, and sulfate ion. Carbon dioxide in the condensed water becomes bubbles (mainly carbon dioxide) due to changes in ambient conditions such as temperature and pressure, poor gas-liquid separation, and the like.
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。 In the present embodiment, when the condensed water passes through the gas-liquid separator 36 in the cartridge 38, bubbles are generated from the condensed water and separated. This is because the hydrophobic particles having no ion exchange group have a hydrophobic function of low affinity with water. That is, hydrophobic particles that do not have ion exchange groups are better suited to gas than water, so if hydrophobic particles that do not have ion exchange groups come into contact with condensed water, supersaturation in condensed water will occur. This is because carbonic acid is trapped on the surface of the hydrophobic particles and grows into large bubbles.
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。 The separated bubbles are discharged from the exhaust line 40 to the outside of the water treatment device 12 of the fuel cell. On the other hand, the condensed water from which the bubbles have been removed passes through the ion exchange unit 34. And the impurity ion in condensed water is removed by the ion exchange resin which comprises the ion exchange part 34. FIG. In this embodiment, since the bubbles in the condensed water are almost removed, the contact between the ion exchange resin and the condensed water is not hindered by the bubbles, and a decrease in the ion exchange performance of the ion exchange resin can be prevented. .
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。 The condensed water (treated water) from which the impurity ions have been removed is temporarily stored in the treated water tank 20, and is sent from the circulation line 28 to the water supply line 26a by the discharge pump 18b, and is supplied to the fuel cell 10. The
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。 Since the fuel cell 10 generates power at a high temperature, the fuel cell 10 exchanges heat with the exhaust heat generated by the heat exchanger 14 and the condensed water supplied from the circulation line 28 or tap water supplied from the water supply line 26b. Thus, it is also possible to supply hot water from the hot water supply line 32.
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。 Next, another example of the configuration of the fuel cell water treatment device 12 will be described.
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。 FIGS. 3-7 is a schematic diagram which shows an example of a structure of the cartridge (packing tower) which concerns on other embodiment of this invention. In the cartridge 38 shown in FIGS. 3 and 4, a partition plate 44 whose lower part is opened so that water to be treated can pass is provided in the cartridge 38, and there is no ion exchange group on the upstream side in the partitioned cartridge 38. A gas-liquid separation unit 36 composed of hydrophobic particles is disposed, and an ion exchange unit 34 composed of an ion exchange resin is disposed downstream. However, in order to avoid mixing the hydrophobic particles having no ion exchange group and the ion exchange resin, the specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is lighter than the water to be treated (or ion exchange resin). As shown in FIG. 3, the gas-liquid separation unit 36 is preferably disposed on the surface of the ion exchange unit 34. When the specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is heavier than the water to be treated (or ion exchange resin), the gas-liquid separation unit 36 is located upstream of the ion exchange unit 34 as shown in FIG. If arranged, the ion exchange part 34 may be arranged on the surface of the gas-liquid separation part 36.
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。 The fuel cell water treatment device 12 shown in FIG. 5 has a plurality of cartridges 38 arranged in parallel, and a gas-liquid separation unit 36 composed of hydrophobic particles having no ion exchange groups is arranged on the upstream cartridge 38. An ion exchange unit 34 made of an ion exchange resin is disposed on the downstream cartridge 38. In the fuel cell water treatment device 12 shown in FIG. 6, a plurality of cartridges 38 are arranged in series, and a gas-liquid separation unit 36 composed of hydrophobic particles having no ion exchange groups is arranged on the upstream cartridge 38. An ion exchange unit 34 made of an ion exchange resin is disposed on the downstream cartridge 38.
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。 In any of the above examples, the condensed water is allowed to flow from the upper part to the lower part of the gas-liquid separation part 36 composed of hydrophobic particles having no ion exchange group, but the invention is not necessarily limited thereto. For example, as shown in FIG. 7, in the cartridges 38 arranged in parallel, the condensed water is passed from the lower part to the upper part of the cartridge 38 (gas-liquid separation part 36) filled with hydrophobic particles having no ion exchange group. You may make it water. However, it is preferable in terms of performance of removing bubbles in the condensed water that the condensed water is allowed to flow from the upper part to the lower part of the gas-liquid separation unit 36 composed of hydrophobic particles having no ion exchange group.
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。 Also, a plurality of cartridges 38 shown in FIGS. 2 to 7 may be arranged alone, or the cartridges 38 shown in FIGS. When a plurality of cartridges 38 shown in FIGS. 2 to 7 are arranged alone, it is sufficient that at least the first stage cartridge is filled with hydrophobic particles having no ion exchange group.
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。 The ion exchange resin used in the present embodiment is an anion exchange resin, a cation exchange resin, a mixed bed resin of an anion exchange resin and a cation exchange resin, or the like, and in the condensed water discharged from the fuel cell 10. What is necessary is just to select suitably by the kind, density | concentration, etc. of impurity ion.
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。 Hydrophobic particles having no ion exchange groups used in this embodiment are those that do not ion exchange with impurity ions in the water to be treated, and are condensed by the hydrophobic function of low affinity with water. By trapping minute bubbles in water and growing them into larger bubbles, they can be separated from condensed water. As hydrophobic particles having no ion exchange group, for example, hydrophobic resin particles, fatty acid derivative particles, inorganic oxide particles and the like are preferably used. Examples of the hydrophobic resin particles include olefin resins such as polyethylene (PE), polypropylene (PP), and polyethylene terephthalate (PET), polystyrene resins, fluorine resins such as polytetrafluoroethylene, polyvinyl chloride resins, Examples thereof include particles such as polyester resin, polyamide resin, and polyvinyl resin. Examples of the fatty acid derivative particles include zinc stearyl acid and stearic acid amide. Examples of the inorganic oxide particles include cerium oxide particles, titanium oxide particles, silica particles, and alumina particles.
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。 The true specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group used in the present embodiment is preferably lighter than condensed water (containing carbon dioxide gas). Further, the true specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is preferably 1.04 or less, more preferably 0.97 or less. Moreover, it is preferable that the upper limit of the true specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is 0.9 or more. By satisfy | filling the said range, mixing with hydrophobic particle | grains and ion-exchange resin can be prevented. On the other hand, for example, in the cartridge 38 shown in FIG. 2, when a partition plate for preventing mixing of particles is provided at the boundary between the gas-liquid separation unit 36 and the ion exchange unit 34, the above range is not necessarily satisfied. There is no need. For example, when the ion exchange part 34 is arrange | positioned on the gas-liquid separation part 36 like the cartridge 38 shown in FIG. 4, the true specific gravity of the hydrophobic particle which does not have an ion exchange group is 1.04. A larger size is preferable in terms of preventing mixing of particles.
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。 The contact angle (20 ° C./50% RH) of the hydrophobic particles having no ion exchange group used in the present embodiment is preferably 68 ° or more, and more preferably 73 ° or more. When the contact angle of the hydrophobic particles having no ion exchange group is less than 68 °, the affinity with water is increased, the hydrophobic function is weakened, and bubbles in the condensed water are separated from the condensed water. May be insufficient. Moreover, it is preferable that the upper limit of the contact angle of the hydrophobic particles having no ion exchange group is 115 ° or less.
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。 The surface area / volume of the hydrophobic particles having no ion exchange group used in the present embodiment is preferably 0.5 m −1 or more, and more preferably 1 m −1 or more. When the surface area / volume of the hydrophobic particles having no ion exchange group is less than 0.5 m −1 , gas-liquid separation performance for separating bubbles from the water to be treated may be deteriorated. Moreover, it is preferable that the upper limit of the surface area / volume of the hydrophobic particle which does not have an ion exchange group is 90 m < -1 > or less. When the surface area / volume of the hydrophobic particles having no ion exchange group exceeds 90 m −1 , the particles are porous, so that the bubbles are likely to stay in the gas-liquid separation unit 36 and are discharged out of the cartridge 38 system. It may be difficult.
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。 The shape of the hydrophobic particles having no ion exchange group used in the present embodiment is not particularly limited to a cube, a sphere, a cylinder, a hollow cylinder, a piece, or the like.
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。 In this embodiment, the residence time of the condensed water in the cartridge 38 is preferably in the range of 0.5 to 100 minutes. When the residence time of the condensed water in the cartridge 38 is shorter than 0.5 minutes, the bubbles in the condensed water may not be sufficiently removed by the hydrophobic particles having no ion exchange group. Moreover, when the residence time of the condensed water in the cartridge 38 is longer than 100 minutes, the water treatment efficiency may be poor and the water treatment cost may be increased.
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。 As described above, in the water treatment device 12 of the fuel cell according to the present embodiment, bubbles in the condensed water can be removed by hydrophobic particles that do not have an ion exchange group, so that the subsequent ion exchange resin and condensed water The contact is not hindered by bubbles, and the ion exchange performance of the ion exchange resin can be prevented from being lowered.
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。 Further, for example, the temperature of the condensed water changes depending on the start and stop of the fuel cell, the outside air temperature, and the like. And if water temperature changes from low temperature to high temperature, since the solubility to the water of the gas containing a carbon dioxide gas will fall, it will become easy to generate | occur | produce bubbles. In order to suppress the generation of bubbles, it is preferable to keep the water temperature in the cartridge 38 constant. In particular, the temperature of the condensed water in the cartridge 38 is lower than the temperature of the condensed water in the circulation line 28 on the inlet side of the cartridge 38. It is preferable that A method for lowering the condensed water in the cartridge 38 is not particularly limited, but an example thereof is shown below.
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。 8A and 8B are schematic views showing an example of the configuration of the cartridge. 8A is provided with a cooling water line 46 (cooling means) through which cooling water flows along the longitudinal direction of the outer periphery of the cartridge 38. The cartridge 38 in FIG. A cooling water line 46 (cooling means) through which the water flows is installed on the outer periphery of the cartridge 38 in a spiral shape. The cooling water line 46 is not limited to the above as long as it is installed so that the cartridge 38 can be cooled. As the cooling water flowing through the cooling water line 46, it is preferable to use cooling water (such as tap water) used in the heat exchanger 14 of FIG. 1 in that the device configuration can be simplified. As described above, when the cooling water of the heat exchanger 14 and the cartridge 38 is shared, the water supply line 26 b is connected to the inlet of the cooling water line 46, and the outlet of the cooling water line 46 and the heat exchanger 14 are connected. It is preferable to connect the water supply line 26b between them, first to cool the cartridge 38, and then cool the heat exchanger 14. Thereby, the temperature of the cooling water in the cartridge 38 becomes lower than the temperature of the cooling water in the heat exchanger 14, and the temperature of the condensed water may be lower in the cartridge 38 than the outlet of the heat exchanger 14. it can.
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。 The flow direction of the cooling water is not particularly limited, but it is preferable to flow from the bottom of the cartridge to the top as shown in FIGS. 8 (a) and 8 (b). If bubbles are generated in the lower part of the cartridge, the bubbles are difficult to escape from the cartridge 38. However, since the lower part of the cartridge can be further cooled by flowing cooling water from the lower part of the cartridge to the upper part, the risk of generating bubbles in the lower part of the cartridge is reduced. Can be suppressed.
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。 Hereinafter, although an example and a comparative example are given and the present invention is explained more concretely in detail, the present invention is not limited to the following examples.
（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。
Example 1
The apparatus shown in FIG.1 and FIG.2 was used and the water treatment of the condensed water discharged | emitted from a solid oxide fuel cell was performed. The concentration of chloride ions dissolved in the condensed water was about 100 ppb. In addition, carbonic acid was dissolved in the condensed water, and the pH of the condensed water was 5 due to this carbonic acid. As an ion exchange resin filled in a cartridge (inner diameter 40 mm × height 120 mm) used in a water treatment apparatus, 75 mL of a strongly basic anion exchange resin having a trimethylammonium group as an exchange group and 15 mL of a strongly acidic cation exchange resin were mixed. A bed-filled ion exchange resin was used. Amberjet 4002 (OH) was used as the strongly basic anion exchange resin. Also, Amberjet 1024 (H) was used as the strong acid cation exchange resin. And 20 mL of polypropylene was filled into the upper part of this resin as hydrophobic particles having no ion exchange group. The shape of the polypropylene was a cube having a side of about 1 mm, and the surface area / volume value was 6 m −1 . Further, this polypropylene had a contact angle of 91 ° and a true specific gravity of 0.90.
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。 In Example 1, water to be treated was passed through the cartridge in a downward flow, the flow rate was set to 10 mL / min, and the flow rate was set to 0.13 mm / s. After 10 days of operation, the presence / absence of bubbles in the ion exchange part (confirmed visually), the liquid level difference (water level in the cartridge−tank connection height at the cartridge outlet), and the chloride ion concentration in the treated water were measured. The results are summarized in Table 1.
（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。
(Comparative Example 1)
Comparative Example 1 was the same as Example 1 except that the cartridge was not filled with polypropylene.
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。 As can be seen from Table 1, in Example 1 in which the hydrophobic particles having no ion exchange group were filled, the generation of bubbles in the ion exchange part could be prevented. In Comparative Example 1, the water level in the cartridge rose and the liquid level difference became larger than that in Example 1. This is thought to be because air lock was generated by the bubbles generated in the ion exchange resin layer, and liquid passage was partially inhibited.
（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。
(Example 2)
In Example 2, as the hydrophobic particles having no ion exchange groups with different contact angles, polyvinyl chloride (contact angle 68 °), polyethylene terephthalate (contact angle 69 °), high density polyethylene (contact angle 73 °), low Conditions similar to those in Example 1 except that density polyethylene (contact angle 81 °), polystyrene (contact angle 84 °), polypropylene (contact angle 91 °), and polytetrafluoroethylene: PFA (contact angle 115 °) were used. The test was conducted. After 10 days of operation, the presence or absence of bubbles in the ion exchange part was visually confirmed, and the results are summarized in Table 2.
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。 As can be seen from Table 2, the contact angle of the hydrophobic particles having no ion exchange group is preferably 68 ° or more, more preferably 73 ° or more in terms of suppressing bubbles (from the comparative example). Is more preferable. Although it is possible to suppress bubbles even when the contact angle is 115 ° or more, it is not practical because the material cost increases.
（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。
(Example 3)
In Example 3, polypropylene (true specific gravity 0.9), low-density polyethylene (true specific gravity 0.92), high-density polyethylene (true specific gravity 0.97) as hydrophobic particles having no ion exchange groups having different true specific gravity. Except for using polystyrene (true specific gravity 1.04), polyethylene terephthalate (true specific gravity 1.38), polyvinyl chloride (true specific gravity 1.50), polytetrafluoroethylene: PFA (true specific gravity 2.1) A water treatment device was prepared under the same conditions as in Example 1. The cartridge of this apparatus was shaken for 24 hours. Then, it was visually confirmed whether or not hydrophobic particles having no ion exchange group were diffused into the ion exchange part in the cartridge, and the results are summarized in Table 3.
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。 As can be seen from Table 3, the true specific gravity of the hydrophobic particles having no ion exchange group is 1.04 in that the hydrophobic particles having no ion exchange group can be prevented from diffusing into the ion exchange part. Or less, preferably 0.97 or less. Here, if hydrophobic particles that do not have an ion exchange group diffuse into the ion exchange part, a short circuit flow occurs due to the hydrophobic particles that do not have a diffused ion exchange group, and the treatment performance of the water treatment device may not be fully demonstrated. There is sex.
（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。
Example 4
In Example 4, the test was performed under the same conditions as in Example 1 except that the shape and surface area / volume of the polypropylene used as the hydrophobic particles having no ion exchange group were changed. After 10 days of operation, the presence or absence of bubbles in the ion exchange part was visually confirmed, and the results are summarized in Table 4.
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。 As can be seen from Table 4, the surface area / volume value of the hydrophobic particles having no ion exchange group is preferably 0.5 or more, more preferably 1 or more, from the viewpoint that bubbles can be suppressed. preferable. However, if the surface area / volume value of the hydrophobic particles having no ion exchange group exceeds 90, the amount of bubbles remaining in the cartridge may increase even if the bubbles can be separated from the condensed water.
（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。
(Example 5)
In Example 5, the residence time of the water to be treated in the cartridge was changed to 0.5, 1, 10, 100 minutes. In addition, cartridges having different dimensions were used according to each residence time. Otherwise, the test was performed under the same conditions as in Example 1. Then, after the operation for 10 days, the presence or absence of bubbles in the ion exchange part was visually confirmed, and the results are summarized in Table 5.
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）
The filling amount was determined by the following formula.
Filling amount (mL) = Retention time of treated water in cartridge (min) × Water flow rate (mL / min)
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。 As can be seen from Table 5, the retention time of the water to be treated in the cartridge is preferably 0.5 minutes or more, and more preferably 1 minute or more in terms of suppressing bubbles. If the residence time exceeds 100 minutes, the amount of ion exchange resin or the like filled in the cartridge increases, and the installation space increases, which is not practical.
（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。
(Example 6)
In the sixth embodiment, the same water treatment apparatus as in the first embodiment is used, the position of the connection portion between the circulation line and the supply port (not shown) of the treated water tank, the inlet of the cartridge (the connection portion between the circulation line and the cartridge). The water treatment apparatus was operated by changing the diameter and flow rate of the water treatment apparatus.
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。 As a result, the connection part between the circulation line and the supply port (not shown) of the treated water tank is within the range (L shown in FIG. 2) from the boundary between the gas-liquid separation part and the ion exchange part to the exhaust port of the exhaust line. If it is not provided, or if the diameter of the inlet of the cartridge is less than 6 mm, it will be difficult to discharge bubbles generated in the gas-liquid separation part in the cartridge, and the liquid level in the cartridge will drop or the ion exchange part will It led to the generation of bubbles.
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。 Furthermore, when the flow rate was higher than 1 mm / s, there was a tendency for the amount of bubbles generated in the cartridge to increase. Also, if the flow rate is 0.1 mm / s or less, it depends on the ion exchange resin filling amount, but if the flow rate is the same as when the flow rate exceeds 1 mm / s, the resin filling height becomes low and the quality of the treated water is reduced. Worsened.
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。 Therefore, the connection part between the circulation line and the supply port (not shown) of the treated water tank is provided in the range (L shown in FIG. 2) from the boundary between the gas-liquid separation part and the ion exchange part to the exhaust port of the exhaust line. It has been found that the diameter of the cartridge inlet is preferably in the range of 6 mm to the outer diameter of the cartridge, and the flow rate of the water to be treated supplied to the cartridge is preferably in the range of 0.01 to 1 mm / s.
（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。
(Example 7)
In Example 7, using the same water treatment apparatus as in Example 1, the cartridge was water-cooled while the water treatment apparatus was operated at an outside air temperature of 30 ° C. and a water temperature of 20 ° C., and bubbles in the ion exchange part after 10 days of operation were used. The presence or absence of this was visually confirmed, and the results are summarized in Table 6.
（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。
(Comparative Example 2)
In Comparative Example 2, the test was performed under the same conditions as in Example 7 except that the cartridge was not water-cooled. The presence or absence of bubbles in the ion exchange part after 10 days of operation was visually confirmed, and the results are summarized in Table 6. It was.
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。 As can be seen from Table 6, in Comparative Example 2, the condensed water temperature at the cartridge outlet was higher than that at the cartridge inlet due to the outside air temperature or contact with the ion exchange resin tower, and bubbles were generated. On the other hand, in Example 7, since the cartridge was water-cooled, the temperature of the condensed water at the inlet and outlet of the cartridge could be kept constant at a low temperature, and no generation of bubbles was observed. In addition, the liquid level difference (water level in the cartridge−tank connection height at the cartridge outlet) could be reduced. Thus, the higher effect was acquired by combining cooling.
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。 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Fuel cell system, 10 Fuel cell, 12 Water treatment apparatus of fuel cell, 14 Heat exchanger, 16 Condensate water tank, 18a, 18b Discharge pump, 20 Treated water tank, 22 Air supply line, 24 Fuel supply line, 26a, 26b Water supply line, 28 Circulation line, 30 Air release line, 32 Hot water supply line, 34 Ion exchange part, 36 Gas-liquid separation part, 38 Cartridge, 40 Exhaust line, 42 Connection part, 44 Partition plate, 46 Cooling water line.
Claims (18)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2010180753A JP5588266B2 (en) | 2009-10-16 | 2010-08-12 | Fuel cell water treatment device and fuel cell water treatment method |
| CN201010509823.9A CN102040260B (en) | 2009-10-16 | 2010-10-13 | Water treatment device of fuel cell and water treatment method of fuel cell |
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2009239103 | 2009-10-16 | ||
| JP2009239103 | 2009-10-16 | ||
| JP2010180753A JP5588266B2 (en) | 2009-10-16 | 2010-08-12 | Fuel cell water treatment device and fuel cell water treatment method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2011103292A true JP2011103292A (en) | 2011-05-26 |
| JP5588266B2 JP5588266B2 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=44193535
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2010180753A Active JP5588266B2 (en) | 2009-10-16 | 2010-08-12 | Fuel cell water treatment device and fuel cell water treatment method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5588266B2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2014032361A (en) * | 2012-08-06 | 2014-02-20 | Kuraray Co Ltd | Method of manufacturing polarizing film |
| JP2015174048A (en) * | 2014-03-17 | 2015-10-05 | 株式会社三進製作所 | Ion exchange resin tower and method for regenerating ion exchange resin |
| JP2021071051A (en) * | 2019-10-29 | 2021-05-06 | トヨタ紡織株式会社 | Cooling device |
| JP2021137736A (en) * | 2020-03-05 | 2021-09-16 | トヨタ紡織株式会社 | Ion exchanger |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH06296924A (en) * | 1993-04-20 | 1994-10-25 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | Production of water repellent coating film |
| JPH11128917A (en) * | 1997-10-30 | 1999-05-18 | Nippon Rensui Co Ltd | Desalting of condensed water |
| JP2000051733A (en) * | 1998-08-10 | 2000-02-22 | Agency Of Ind Science & Technol | Separation method of hydrophilic particle from hydrophobic particle both having low specific gravity and device therefor |
| JP2002292379A (en) * | 2001-03-30 | 2002-10-08 | Nomura Micro Sci Co Ltd | Method and device for accelerated oxidation treatment |
| JP2003103284A (en) * | 2001-09-28 | 2003-04-08 | Takeda Chem Ind Ltd | Carrier for water treatment, method for manufacturing the same and water treatment apparatus |
| JP2004066219A (en) * | 2002-06-10 | 2004-03-04 | Mitsubishi Electric Corp | Water treatment system and water treatment method |
| JP2004122066A (en) * | 2002-10-07 | 2004-04-22 | Dainippon Screen Mfg Co Ltd | Degassing device |
| JP2005129381A (en) * | 2003-10-24 | 2005-05-19 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Water treatment apparatus of fuel cell system |
| JP2008086852A (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-17 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Water treating device |
| JP2009007351A (en) * | 2001-11-09 | 2009-01-15 | Or-Le-Or Ltd | Wrinkle cream containing hydrophilic particles and hydrophobic particles |
| JP2009087609A (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-23 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
| JP2009195792A (en) * | 2008-02-20 | 2009-09-03 | Aisin Seiki Co Ltd | Water purifier and reforming system for fuel cell |
-
2010
- 2010-08-12 JP JP2010180753A patent/JP5588266B2/en active Active
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH06296924A (en) * | 1993-04-20 | 1994-10-25 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | Production of water repellent coating film |
| JPH11128917A (en) * | 1997-10-30 | 1999-05-18 | Nippon Rensui Co Ltd | Desalting of condensed water |
| JP2000051733A (en) * | 1998-08-10 | 2000-02-22 | Agency Of Ind Science & Technol | Separation method of hydrophilic particle from hydrophobic particle both having low specific gravity and device therefor |
| JP2002292379A (en) * | 2001-03-30 | 2002-10-08 | Nomura Micro Sci Co Ltd | Method and device for accelerated oxidation treatment |
| JP2003103284A (en) * | 2001-09-28 | 2003-04-08 | Takeda Chem Ind Ltd | Carrier for water treatment, method for manufacturing the same and water treatment apparatus |
| JP2009007351A (en) * | 2001-11-09 | 2009-01-15 | Or-Le-Or Ltd | Wrinkle cream containing hydrophilic particles and hydrophobic particles |
| JP2004066219A (en) * | 2002-06-10 | 2004-03-04 | Mitsubishi Electric Corp | Water treatment system and water treatment method |
| JP2004122066A (en) * | 2002-10-07 | 2004-04-22 | Dainippon Screen Mfg Co Ltd | Degassing device |
| JP2005129381A (en) * | 2003-10-24 | 2005-05-19 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Water treatment apparatus of fuel cell system |
| JP2008086852A (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-17 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Water treating device |
| JP2009087609A (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-23 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
| JP2009195792A (en) * | 2008-02-20 | 2009-09-03 | Aisin Seiki Co Ltd | Water purifier and reforming system for fuel cell |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2014032361A (en) * | 2012-08-06 | 2014-02-20 | Kuraray Co Ltd | Method of manufacturing polarizing film |
| JP2015174048A (en) * | 2014-03-17 | 2015-10-05 | 株式会社三進製作所 | Ion exchange resin tower and method for regenerating ion exchange resin |
| JP2021071051A (en) * | 2019-10-29 | 2021-05-06 | トヨタ紡織株式会社 | Cooling device |
| JP7256464B2 (en) | 2019-10-29 | 2023-04-12 | トヨタ紡織株式会社 | Cooling system |
| JP2021137736A (en) * | 2020-03-05 | 2021-09-16 | トヨタ紡織株式会社 | Ion exchanger |
| JP7388245B2 (en) | 2020-03-05 | 2023-11-29 | トヨタ紡織株式会社 | ion exchanger |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP5588266B2 (en) | 2014-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9850152B2 (en) | System and a process for water descaling | |
| CN105143111B (en) | Liquid handling device | |
| JP5588266B2 (en) | Fuel cell water treatment device and fuel cell water treatment method | |
| KR102229765B1 (en) | Manufacturing Device for Nitric Oxide Containing Water | |
| JP5220432B2 (en) | Hydrogen generation system | |
| JP5269426B2 (en) | Hydrogen generation system | |
| KR101591557B1 (en) | A fluidized bed contaminant separator and water-control loop for a fuel reactant stream of a fuel cell | |
| CN106166435A (en) | Carbon dioxide recovering apparatus and process for carbon dioxide recovery | |
| JP5551944B2 (en) | Water treatment device for fuel cell | |
| JP5383111B2 (en) | Fuel cell | |
| JP5173302B2 (en) | Fuel cell device | |
| JP5280063B2 (en) | Fuel cell water purification system | |
| JP5063189B2 (en) | Fuel cell device | |
| JP2008135271A (en) | Fuel cell device | |
| CN114555534B (en) | Water treatment system, ultrapure water production system, and water treatment method | |
| KR100935206B1 (en) | Apparatus for manufacturing water with high oxygen content | |
| JP2005334806A (en) | Gas refining apparatus, power generating system and power generating method | |
| JP2014188405A (en) | Apparatus and method for separating carbon dioxide | |
| JP6972718B2 (en) | Water purifier and fuel cell system | |
| JP2011003493A (en) | Water treatment device of fuel cell | |
| JP2003327981A (en) | Gas purification apparatus and power generation system | |
| CN102040260B (en) | Water treatment device of fuel cell and water treatment method of fuel cell | |
| CN102671775A (en) | Chemical separation floatation column with high enrichment ratio | |
| JP5178095B2 (en) | Fuel cell device | |
| JP2009259467A (en) | Cooling device of fuel cell stack |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20130415 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20140226 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20140304 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20140423 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20140520 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20140627 |
|
| 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: 20140722 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20140725 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5588266 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |