(57)【要約】【課題】本発明の目的は、燃料電池に供給する水中の塩化物イオン濃度を効果的に低減することができる燃料電池用の水処理装置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、前記イオン交換樹脂は陰イオン交換樹脂を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合は、１０％以下である。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項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、前記イオン交換樹脂は陰イオン交換樹脂を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合は、１０％以下であることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
【請求項２】
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、前記イオン交換樹脂は陰イオン交換樹脂を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合は、被処理水中に溶解しているＣＯ２濃度に応じて反比例し、処理水中の所望塩素濃度に応じて比例するように減少させたことを特徴とする燃料電池の水処理装置。
【請求項３】
請求項１又は２記載の燃料電池の水処理装置であって、前記陰イオン交換樹脂は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を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が、下式（１）により求められる値（ＲＣｌ）以下であることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
ＲＣｌ＝４×ＣＣｌ／ＣＯ２０．５３      ・・・（１）
（但し、ＲＣｌは陰イオン交換樹脂の全交換容量（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）に占める塩化物イオン（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）の割合（％）、ＣＣｌは処理水中の所望塩化物イオン濃度（ｐｐｂ）、ＣＯ２は被処理水中に溶解しているＣＯ２濃度（ｐｐｍ）である。）
【請求項４】
請求項１又は２記載の燃料電池の水処理装置であって、陰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、前記陰イオン交換樹脂はジメチルエタノー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を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が、下式（２）により求められる値（ＲＣｌ）以下であることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
ＲＣｌ＝１．３×ＣＣｌ／ＣＯ２０．４５    ・・・（２）
（但し、ＲＣｌは陰イオン交換樹脂の全交換容量（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）に占める塩化物イオン（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）の割合（％）、ＣＣｌは処理水中の所望塩化物イオン濃度（ｐｐｂ）、ＣＯ２は被処理水中に溶解しているＣＯ２濃度（ｐｐｍ）である。）
【請求項５】
請求項１〜４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、前記初期状態の陰イオン交換樹脂は、炭酸塩を通液することで炭酸型に変換したものであることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
【請求項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、前記陰イオン交換樹脂への被処理水の通水は下向流で行われることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
【請求項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、前記陰イオン交換樹脂へ通水する被処理水には、燃料電池の発電反応により生じる凝縮水が含まれ、前記被処理水は前記陰イオン交換樹脂により処理された後、前記燃料電池に再利用されることを特徴とする燃料電池の水処理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
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。
【背景技術】
【０００２】
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には、その改質工程において水が必要であり、純水が利用される。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純水が利用されている。
【０００３】
純水は、通常イオン交換樹脂を備える水処理装置を利用して不純物イオンを除去することにより製造される。水道水からの純水製造の他、燃料電池の発電反応により生じる凝縮水等を処理し、該処理水（純水）を燃料電池に循環する技術が種々提案されている。
【０００４】
例えば、特許文献１には、燃料電池の防食などのために、燃料電池に供給する冷却水中の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）を水処理装置で処理する技術が提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開平８−１７４５７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ここで、燃料電池の長期安定した運転を実現させるためには、燃料電池に供給する水中の塩化物イオンを除去することが重要である。すなわち、塩化物イオンが含有した水が燃料電池に供給されると、燃料電池で使用される部材が腐食する危険性が高い。
【０００７】
本発明の目的は、燃料電池に供給する水中の塩化物イオン濃度を効果的に低減することができる燃料電池用の水処理装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
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、前記イオン交換樹脂は陰イオン交換樹脂を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合は、１０％以下である。
【０００９】
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、前記イオン交換樹脂は陰イオン交換樹脂を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合は、被処理水中に溶解している炭酸濃度が高くなるに従い小さく、処理水中の所望塩素濃度が低くなるに従い小さくなるように設定されているものである。
【００１０】
また、前記燃料電池の水処理装置において、前記陰イオン交換樹脂は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を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が、ＲＣｌ＝４×ＣＣｌ／ＣＯ２０．５３の式により求められる値以下であることが好ましい。但し、ＲＣｌは陰イオン交換樹脂の全交換容量（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）に占める塩化物イオン（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）の割合（％）、ＣＣｌは処理水中の所望塩化物イオン濃度（ｐｐｂ）、ＣＯ２は被処理水中に溶解している炭酸をＣＯ２に換算したＣＯ２濃度（ｐｐｍ）である。
【００１１】
また、前記燃料電池の水処理装置において、前記陰イオン交換樹脂はジメチルエタノー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を含み、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が、ＲＣｌ＝１．３×ＣＣｌ／ＣＯ２０．４５の式により求められる値以下であることが好ましい。但し、ＲＣｌは陰イオン交換樹脂の全交換容量（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）に占める塩化物イオン（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）の割合（％）、ＣＣｌは処理水中の所望塩化物イオン濃度（ｐｐｂ）、ＣＯ２は被処理水中に溶解している炭酸をＣＯ２に換算したＣＯ２濃度（ｐｐｍ）である。
【００１２】
また、前記燃料電池の水処理装置において、前記初期状態の陰イオン交換樹脂は、炭酸塩を通液することで炭酸型にしたものであることが好ましい。
【００１３】
また、前記燃料電池の水処理装置において、前記陰イオン交換樹脂への被処理水の通水は下向流で行われることが好ましい。
【００１４】
また、前記燃料電池の水処理装置において、前記陰イオン交換樹脂へ通水する被処理水には、燃料電池の発電反応により生じる凝縮水が含まれ、前記被処理水は前記陰イオン交換樹脂により処理された後、前記燃料電池に再利用されることが好ましい。
【発明の効果】
【００１５】
本発明によれば、燃料電池に供給する水中の塩化物イオンを効果的に低減させることができる燃料電池用の水処理装置を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】本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】被処理水中の種々のＣＯ２濃度におけるＲＣｌとＣＣｌとの関係を示す図である。
【図３】被処理水中の種々のＣＯ２濃度におけるＲＣｌとＣＣｌとの関係を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
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。
【００１８】
図１は、本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１に示す燃料電池の水処理装置１０には、イオン交換樹脂が充填されたカートリッジが備えられている。カートリッジは１つ又は複数であってもよい。カートリッジに充填されるイオン交換樹脂は、陰イオン交換樹脂、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る。なお、燃料電池の水処理装置１０は、イオン交換樹脂が充填されたカートリッジに加え、活性炭等を充填したカートリッジを付加しても良い。
【００１９】
本実施形態に係る燃料電池の水処理装置１０は、主に、燃料電池１２に供給する水中の不純物イオンの除去を行うものである。燃料電池の水処理装置１０により処理される水としては、水道水（市水）、純水、燃料電池１２の発電反応により生じる凝縮水等が挙げられる。
【００２０】
水道水等の市水は、被処理水ライン１４から燃料電池の水処理装置１０に供給される。また、燃料電池１２から排出される凝縮水は、例えば、一旦凝縮水タンク１６に貯留され、ポンプ１８により、凝縮水ライン２０から燃料電池の水処理装置１０に供給される。そして、燃料電池の水処理装置１０により、水中の不純物イオンが除去される。
【００２１】
水中に含まれる不純物イオンとしては、例えば、炭酸イオン、炭酸水素イオン、塩化物イオン、硫酸イオン等が挙げられる。燃料電池の凝縮水には、多くの炭酸が含まれており、多量の炭酸を含む凝縮水から微量の陰イオン（塩化物イオン、硫酸イオン等）を除去することは、通常の陰イオン交換樹脂では比較的難しい。特に、塩化物イオンは、１価の陰イオンであり、硫酸イオン等の多価の陰イオンと比べ、陰イオン交換樹脂による吸着効率が悪いため、水中の塩化物イオンを低減することは難しい。
【００２２】
本実施形態では、初期状態の陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が１０％以下、好ましくは１％以下である陰イオン交換樹脂を用いる。これにより、炭酸を多量に含む水中の塩化物イオンを効果的に低減させることが可能となる。初期状態の陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が１０％を超えると、陰イオン交換樹脂は、水中に含まれる炭酸イオン等の不純物イオンを吸着する代わりに、塩化物イオンを処理水側に放出し易くなり、処理水中の塩化物イオンを効果的に低減させることが困難となる。
【００２３】
また、陰イオン交換樹脂が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を含む場合、初期状態の陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が、下式（１）により求められる値以下であることが好ましい。これにより、多量の炭酸を含む処理水中において塩化物イオンを処理水側に放出する割合が低下し、処理水中の塩化物イオンをより効果的に低減させることができる。
ＲＣｌ＝４×ＣＣｌ／ＣＯ２０．５３    ・・・（１）
ＲＣｌ：陰イオン交換樹脂の全交換容量（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）に占める塩化物イオン（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）の割合（％）
ＣＣｌ：処理水中の所望塩化物イオン濃度（ｐｐｂ）
ＣＯ２：被処理水中に溶解している炭酸イオン、炭酸水素イオンをＣＯ２に換算したＣＯ２濃度（ｐｐｍ）
【００２４】
また、陰イオン交換樹脂がジメチルエタノー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を含む場合、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が、下式（２）により求められる値以下であることが好ましい。これにより、塩化物イオンを処理水側に放出する割合が低下し、処理水中の塩化物イオンをより効果的に低減させることができる。
ＲＣｌ＝１．３×ＣＣｌ／ＣＯ２０．４５
ＲＣｌ：陰イオン交換樹脂の全交換容量（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）に占める塩化物イオン（ｅｑ／Ｌ−Ｒ）の割合（％）
ＣＣｌ：処理水中の所望塩化物イオン濃度（ｐｐｂ）
ＣＯ２：被処理水中に溶解している炭酸をＣＯ２に換算したＣＯ２濃度（ｐｐｍ）
【００２５】
上式（１）は、被処理水中の種々のＣＯ２濃度におけるＲＣｌとＣＣｌとの関係を示す図２から算出したものである。上式（２）は、被処理水中の種々のＣＯ２濃度におけるＲＣｌとＣＣｌとの関係を示す図３から算出したものである。上式から判るように、処理水中の所望塩化物イオン濃度が小さい場合又は被処理水中に溶解しているＣＯ２濃度が大きい場合には、初期状態の前記陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合を小さくする必要がある。
【００２６】
また、燃料電池の水処理装置に用いられる陰イオン交換樹脂には、塩化物イオンの低減に加え、耐熱性、小型化等の要求がある。例えば、特開平１１−２０４１２３号公報には、耐熱性を向上させるために、複数個の炭化水素基を有する陰イオン交換樹脂を用いる例が開示されており、また、例えば、特開平８−１７４５７号公報には、装置を小型化するために、混床カートリッジに充填される陽イオン交換樹脂の量を最適化する例が開示されている。そこで、本実施形態では、重炭酸アンモニウム等の炭酸塩を陰イオン交換樹脂に通液し、炭酸型に変換したものを初期状態の陰イオン交換樹脂として用いることが好ましい。但し、炭酸型の陰イオン交換樹脂は、炭酸を除去することができないため、炭酸の除去が必要な場合は、後段で脱炭酸（脱気膜や空気接触による脱炭酸塔）を行うことが望ましい。炭酸型の陰イオン交換樹脂は、ＯＨ型等の陰イオン交換樹脂と比較して、同じ交換容量でも樹脂体積が小さい。すなわち、ＯＨ型の陰イオン交換樹脂を炭酸型に置換することで樹脂体積が小さくなる。このため、装置の小型化が可能となる。また、炭酸型の陰イオン交換樹脂は、ＯＨ型等の陰イオン交換樹脂と比較して、耐熱性も高い。そのため、燃料電池等の凝縮水等、比較的温度の高い被処理水（例えば、４０〜８０℃）を処理しても、熱によるイオン交換樹脂の分解が抑制され、処理水中にＴＯＣが溶出することを抑制することができる。
【００２７】
本実施形態の炭酸型陰イオン交換樹脂は、初期状態の陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合が１０％以下であって、初期状態の陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める炭酸イオンの割合が７０％以上であることが好ましく、９０％以上であることがより好ましい。なお、炭酸型とする場合には、炭酸イオンではなく、重炭酸イオン（炭酸水素イオン）により置換することが好適である。これは、燃料電池の条件において、炭酸水素イオンが重炭酸イオンより安定状態なためである。
【００２８】
本実施形態の燃料電池の水処理装置１０では、上記説明した陰イオン交換樹脂への被処理水（例えば、水道水、凝縮水等）の通水を下向流で行うことが好ましい。被処理水の下向流により、カートリッジ内に充填された陰イオン交換樹脂は圧密される。その結果、被処理水は樹脂内を均一に流れ、処理性能を向上させることができる。
【００２９】
以上のように、本実施形態の燃料電池の水処理装置１０によって、不純物イオン、特に塩化物イオン濃度が低減された処理水（純水）は、処理水ライン２２から燃料電池１２に供給される。ここで、この燃料電池１２は、固体酸化物型燃料電池であり、この例においては、供給される水は都市ガスなどを一酸化炭素（ＣＯ）と水素ガス（Ｈ２）に改質するために利用される。
【００３０】
本実施形態の燃料電池の水処理装置１０では、固体酸化物型燃料電池から排出される凝縮水のような、多量の炭酸を含有する水であっても、該水中に存在する少量の塩化物イオンを効果的に除去することができる。したがって、固体酸化物型燃料電池の発電反応により生じる凝縮水を、本実施形態の燃料電池の水処理装置１０により処理し、該処理水を固体酸化物型燃料電池に供給して再利用しても、長期的に安定した燃料電池の運転が可能である。また、凝縮水を循環利用する場合には、水道水、若しくは純水は燃料電池の運転初期の段階に供給されればよい。なお、凝縮水を循環利用する場合には、凝縮水中に含まれるガスを大気に放出した後、水処理装置１０により処理して、燃料電池に供給することが好ましい。
【００３１】
なお、汎用材料の一つであるＳＵＳ３０４は、ｐｐｍレベルの塩化物イオンでも条件により応力腐食割れを起こすことが知られているため、燃料電池を長期的に安定して運転するためには、処理水中の塩化物イオンを１００ｐｐｂ以下、好ましくは５０ｐｐｂ以下、より好ましくは１０ｐｐｂ以下にまで低減する必要がある。
【００３２】
固体酸化物型燃料電池では、燃料ガス（例えば都市ガス）及び空気（酸素を含んでいる）が、それぞれ燃料供給ライン２４、空気供給ライン２６から（固体酸化物型）燃料電池１２に供給され、燃料の改質反応によって得られる水素ガスや一酸化炭素と酸素とが反応し、発電が行われる。このような固体酸化物形燃料電池では、６００〜１０００℃の高温で、発電が行われるため、例えば、熱交換器２８により発電排熱と、凝縮水及び水道水とを熱交換して温水を供給することが好ましい。
【実施例】
【００３３】
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。
【００３４】
（実施例１，２）
図１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ＣＯ２濃度は約２５０ｐｐｍであり、塩化物イオン濃度は約１５０ｐｐｂであった。カートリッジに充填するイオン交換樹脂は、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３０ｍＬ及び強酸性陽イオン交換樹脂１０ｍＬの混床樹脂を使用した。実施例１の陰イオン交換樹脂は、塩素型の強塩基性陰イオン交換樹脂（ロームアンドハース社製、アンバージェット４００２Ｃ１）に７％のＮａＯＨ水溶液を１５００ｍＬ通液し、ＯＨ型に変換し、陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合（以下、単にＲＣｌと呼ぶ場合がある）を１％以下としたものである。実施例２の陰イオン交換樹脂は、実施例１の陰イオン交換樹脂とＯＨ型に変換していない陰イオン交換樹脂とを混合し、ＲＣｌを１０％としたものである。実施例１，２の陽イオン交換樹脂は、水素型であるアンバージェット１０２４Ｈ（ロームアンドハース社製）である。
【００３５】
実施例１，２共にイオン交換樹脂への被処理水の通水は下向流で行った。そして、２４時間運転後、イオン交換樹脂により処理された処理水をサンプリングし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。
【００３６】
（比較例１）
比較例１は、使用する陰イオン交換樹脂のＲＣｌが２０％であること以外は、実施例１と同様とした。
【００３７】
【表１】
2010277972.tif 000003
【００３８】
表１から判るように、ＲＣｌが１０％の陰イオン交換樹脂を用いた実施例２では塩化物イオン濃度を５０ｐｐｂ以下に低減させることができた。また、ＲＣｌが１％以下の陰イオン交換樹脂を用いた実施例１では塩化物イオン濃度を１０ｐｐｂ未満に低減させることができ、実施例２より高い塩化物イオン除去性能を示した。一方、ＲＣｌが２０％の陰イオン交換樹脂を用いた比較例１では、塩化物イオン濃度は１１０ｐｐｂであり、塩化物イオンを十分に除去することが出来なかった。
【００３９】
ＲＣｌ＝４×ＣＣｌ／ＣＯ２０．５３の式に、被処理水のＣＯ２濃度２５０ｐｐｍ、処理水中の塩化物イオン濃度５０ｐｐｂを当てはめると、ＲＣｌが１０．７％となる。すなわち、ＣＯ２濃度が２５０ｐｐｍである被処理水を処理して、処理水中の塩化物イオン濃度を５０ｐｐｂ以下とするには、陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合を１０．７％以下とする必要がある。そして、上記実施例１，２は上記の式から算出される値以下であることを満足している。処理水中の塩化物イオン濃度を５０ｐｐｂ以下とすることができれば、長期間に亘って安定した燃料電池の運転が可能となる。
【００４０】
（実施例３，４）
図１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ＣＯ２濃度は約２５０ｐｐｍであり、塩化物イオン濃度は約１５０ｐｐｂであった。カートリッジに充填するイオン交換樹脂は、ジメチルエタノー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３０ｍＬ及び強酸性陽イオン交換樹脂１０ｍＬの混床樹脂を使用した。実施例３の陰イオン交換樹脂は、塩素型の強塩基性陰イオン交換樹脂（ロームアンドハース社製、アンバーライトＩＲＡ４１０Ｃｌ）に７％のＮａＯＨ水溶液を１５００ｍＬ通液し、ＯＨ型に変換し、ＲＣｌを１％以下としたものである。実施例４の陰イオン交換樹脂は、実施例３の陰イオン交換樹脂とＯＨ型に変換していない陰イオン交換樹脂とを混合し、ＲＣｌを５％としたものである。実施例３，４の陽イオン交換樹脂は、Ｈ型であるアンバージェット１０２４Ｈ（ロームアンドハース社製）である。
【００４１】
実施例３，４共にイオン交換樹脂への被処理水の通水は下向流で行った。そして、２４時間運転後、イオン交換樹脂により処理された処理水をサンプリングし塩化物イオン濃度を測定した。その結果を表２にまとめた。
【００４２】
（比較例２）
比較例２は、使用する陰イオン交換樹脂のＲＣｌが２０％であること以外は、実施例３と同様とした。
【００４３】
【表２】
2010277972.tif 000004
【００４４】
表２から判るように、ＲＣｌが５％の陰イオン交換樹脂を用いた実施例４では塩化物イオン濃度を５０ｐｐｂ以下に低減させることができた。また、ＲＣｌが１％以下の陰イオン交換樹脂を用いた実施例３では塩化物イオン濃度を１０ｐｐｂ未満に低減させることができ、実施例４より高い塩化物イオン除去性能を示した。一方、ＲＣｌが２０％の陰イオン交換樹脂を用いた比較例２では、塩化物イオン濃度は２１０ｐｐｂであり、塩化物イオンをほとんど除去することが出来なかった。
【００４５】
ＲＣｌ＝１．３×ＣＣｌ／ＣＯ２０．４５の式に、被処理水のＣＯ２濃度２５０ｐｐｍ、処理水中の塩化物イオン濃度５０ｐｐｂを当てはめると、ＲＣｌが５．４％となる。すなわち、ＣＯ２濃度が２５０ｐｐｍである被処理水を処理して、処理水中の塩化物イオン濃度を５０ｐｐｂ以下とするには、陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合を５．４％以下とする必要がある。そして、上記実施例３，４は上記の式から算出される値以下であることを満足している。
【００４６】
（実施例５，６）
図１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。カートリッジに充填するイオン交換樹脂は、交換容量として０．１３ｅｑに相当する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を使用した。実施例５，６の陰イオン交換樹脂は、ＯＨ型の強塩基性陰イオン交換樹脂（ロームアンドハース社製、アンバージェット４００２ＯＨ）に重炭酸アンモニウム（炭酸水素ナトリウムＮａＨＣＯ３）（１規定）を４Ｌ通液し、陰イオン交換樹脂の全交換容量に占める塩化物イオンの割合（ＲＣｌ）を１％以下、炭酸イオンの割合（以下、単にＲ−炭酸と呼ぶ場合がある）を９０％以上、７０％としたものである。
【００４７】
実施例５，６の水処理装置に、１ｋＷの発電量を有する固体酸化物型燃料電池において生成する凝縮水（約６０℃）を供給し、２４時間運転を行った。イオン交換樹脂への被処理水の通水は下向流で行った。表３に、実施例５，６のイオン交換樹脂の体積及び処理水中のＴＯＣ濃度を測定した結果をまとめた。
【００４８】
（比較例３）
比較例３は、使用する陰イオン交換樹脂のＲ−炭酸が１％未満であること以外は、実施例５と同様とした。
【００４９】
【表３】
2010277972.tif 000005
【００５０】
表３から判るように、実施例５，６のようにイオン交換樹脂を炭酸型にすることで、比較例３のＯＨ型イオン交換樹脂より、イオン交換容量を損なうことなく樹脂体積を低減させることができた。特に、Ｒ−炭酸が９０％以上の実施例５は、比較例３と比較して、樹脂体積が２０％も低減した。また、実施例５，６の炭酸型イオン交換樹脂に、６０℃の凝縮水を通水させて、処理を行っても、処理水中のＴＯＣは０．１ｐｐｍ以下であり、熱による樹脂の分解が抑制されていることがわかった。これに対し、比較例３のＯＨ型イオン交換樹脂に、６０℃の凝縮水を通水させて、処理を行うと、処理水中に０．５ｐｐｍのＴＯＣが検出され、熱による樹脂が分解されたものと考えられる。
【００５１】
このように、初期状態の陰イオン交換樹脂を予め炭酸型にすることで、装置の設置スペースが低減できると共に、熱による樹脂の分解を抑制し、ＴＯＣの溶出を低減させることができる。
【００５２】
（実施例７）
実施例７は、イオン交換樹脂への被処理水の通水方向を上向流としたこと以外は、実施例１と同様とした。そして、イオン交換樹脂により処理された処理水をサンプリングし塩化物イオン濃度を測定した。その結果を表４にまとめた（なお、比較のため実施例１の結果も表４に記載した。）
【００５３】
【表４】
2010277972.tif 000006
【００５４】
被処理水の通水方向が上向流である実施例７では、樹脂が圧密されず、わずかな流動が観察された。そのため、実施例７では短絡流が発生し、処理水中の塩化物イオン濃度は下向流である実施例１と比べてわずかに上昇した。よって、実施例１のように、下向流で水処理を行うことが好ましい。
【符号の説明】
【００５５】
１０  水処理装置、１２  燃料電池、１４  被処理水ライン、１６  凝縮水タンク、１８  ポンプ、２０  凝縮水ライン、２２  処理水ライン、２４  燃料供給ライン、２６  空気供給ライン、２８  熱交換器。
【図１】
2010277972.tif 000007
【図２】
2010277972.tif 000008
【図３】
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