電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおいて、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用することを特徴とする電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫方法。電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおいて、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用するようにしてなることを特徴とする電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システム。電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムを備える燃料電池システムであって、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用するようにしてなることを特徴とする電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムを備える燃料電池システム。図2は、電気脱イオン式水処理装置の1例として特許文献1に記載の装置を説明する図で、縦断面図として示されている。なお、電気脱イオン式水処理装置が半導体製造工業、製薬工業、あるいは食品工業などで必要な脱イオン水を製造するのに使用される場合には電気脱イオン式水製造装置と呼ばれている。図2のとおり、カチオン交換膜1およびアニオン交換膜2を離間して交互に配置し、カチオン交換膜1とアニオン交換膜2との間で形成される空間内に1つおきにアニオン交換樹脂3とカチオン交換樹脂4を積層させて脱塩室5とする。なお、当該脱塩室5のそれぞれの隣に位置するアニオン交換膜2で形成され、イオン交換樹脂を充填していない部分は後述するごとく濃縮水を流すべき濃縮室6とする。また、両端に陰極7と陽極8を配置し、両端の濃縮室6に必要に応じカチオン交換膜、アニオン交換膜あるいは隔膜等の仕切膜9を配設し、当該仕切膜9で仕切られた両電極7および8が接触する部分をそれぞれ陰極室10および陽極室11とする。このような電気脱イオン式水処理装置によって脱イオン水を製造する場合、以下のように操作される。すなわち、陰極7と陽極8間に直流電流を通じ、被処理水流入口Aから被処理水を流入させるとともに、濃縮水流入口Bから濃縮水を流入させ、かつ、電極水流入口CおよびDからそれぞれ電極水を流入させる。被処理水流入口Aから流入した被処理水は、実線で示した矢印のごとく各脱塩室5に流入、流下し、各イオン交換樹脂の充填層を通過する際に不純物イオンが除かれ、脱イオン水が脱イオン水流出口aから得られる。また、濃縮水流入口Bから流入した濃縮水は点線矢印で示したごとく、各濃縮室6を流下し、両イオン交換膜を介して移動してくる不純物イオンを受け取り、不純物イオンを濃縮した濃縮水として濃縮水流出口bから流出する。さらに、電極水流入口CおよびDから流入した電極水は、それぞれ電極水流出口cおよびdから流出する。そのように、電気脱イオン式水処理装置は、電気の力により水中のイオンを連続的に処理できる装置であるが、副生物として水の電解による微量の水素および酸素が、それぞれ、陰極および陽極の濃縮水中に発生する。このため、燃料電池システムにおいて電気脱イオン式水処理装置を用いるためには、副生物である水素が可燃範囲とならないようにする工夫や定期点検時に可燃ガスとして検出されないような工夫が必要である。電気脱イオン式水処理装置の陰極で発生する微量水素を処理する従来技術としては、水素と酸素を触媒上で反応させて水に戻す方法特許文献1があるが、これまでのところ、水素自体の有効利用、処理方法に関する検討は行われていない。そこで、本発明は、電気脱イオン式水処理装置の陰極で発生する微量水素を有効利用する電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫方法、水添脱硫システム及びその水添脱硫システムを有する燃料電池システムを提供することを目的とする。より詳しくは、PEFCシステム等の燃料電池システムにおいて、電気脱イオン式水処理装置から排出される副生水素を水添脱硫に用いることで、水素の処理不要化によるシステムフローの簡素化や、低湿水素による脱硫剤選定候補の多様化を実現する電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫方法、そのための水添脱硫システム及びその水添脱硫システムを有する燃料電池システムを提供することを目的とするものである。本発明1は、電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおいて、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用することを特徴とする電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫方法である。本発明2は、電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおいて、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用するようにしてなることを特徴とする電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムである。本発明3は、電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムを備える燃料電池システムであって、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用するようにしてなることを特徴とする電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムを備える燃料電池システムである。本発明1の電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫方法、本発明2の電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システム、本発明3の電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムを備える燃料電池システムによれば、電気脱イオン式水処理装置の副生水素の処理を不要化し、システムフローを簡素化することができる。1水添脱硫剤は、一般的に、硫黄化合物を含む被処理ガス中の水分湿分が多いと吸着性能が落ちることが知られている特許文献2:特開平11-253742号公報。このため、硫黄化合物を含む被処理ガス中の湿分は少ない方がよいが、電気脱イオン式水処理装置で発生する副生水素は、従来燃料電池システムで水添脱硫用水素として使用することが考えられている改質ガス特許文献3と比較して湿分が少ないので、脱硫剤スルーの硫黄濃度すなわち、脱硫剤に吸着されずに通過する硫黄濃度を低減することができる。2また、脱硫剤としては、亜鉛系酸化物、銅系酸化物および鉄系酸化物などが知られている。それらのうち、より安価である鉄系酸化物は、脱硫剤スルーの硫黄濃度が高くすなわち脱硫剤に吸着されずに通過する硫黄濃度が高く、燃料電池システムなど、高い脱硫性能が必要なところでは使用されにくい。しかし、本発明のように電気脱イオン式水処理装置からの湿分の低い副生水素を使用し利用することにより、脱硫剤の選定候補を多様化することができる。3本発明のように、水処理方式として電気脱イオン式水処理装置を使用し、脱硫方式として水添脱硫を用いることにより、電気脱イオン式水処理装置及び水添脱硫装置の両者とも定期メンテナンスが不要となるため、メンテナンスコストの低減に寄与することができる。また、水素H2処理の不要化によるシステムフローの簡素化によるイニシャルコストを低減させ、脱硫剤をスルーするH2S濃度を低減させ、さらには、鉄系酸化物の使用による脱硫剤選定候補の多様化にも寄与することができる。4ここで、上記脱硫剤との関係では、脱硫剤としては、亜鉛系酸化物、銅系酸化物および鉄系酸化物などが知られているが、そのうち安価な鉄系酸化物は脱硫剤スルー硫黄濃度が高く、燃料電池システムなど、高い脱硫性能が必要なところでは使用されにくい。しかし、本発明のように電気脱イオン式水処理装置からの湿分の低い副生水素を用いることにより適応できることから、脱硫剤の選定候補の多様化が期待できる。5本発明によると、前述のとおり、PEFC等の燃料電池システムにおいて、電気脱イオン式水処理装置から排出される副生水素を水添脱硫に用いることで、水素の処理を不要化でき、システムフローを簡素化することができる。また、従来、燃料電池システムにおいて水添脱硫用水素ガスとして使用することが考えられている改質ガスと比較し、本発明によると、湿分の低い水素ガスを水添脱硫剤に供給できる。本発明1は、電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫方法である。そして、電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおいて、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用することを特徴とする。本発明2は、電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムである。そして、電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおいて、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用するようにしてなることを特徴とする。本発明3は、電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムを備える燃料電池システムである。そして、前記電気脱イオン式水処理装置において副生成物として発生する水素および酸素を当該電気脱イオン式水処理装置から別々のラインから排出し、前記排出水素を改質ガス生成用原料ガスの水添脱硫用の水素に利用するようにしてなることを特徴とする。本発明の基本的態様本発明は、電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおける、1燃料電池の原料ガスの電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫方法、2燃料電池の原料ガスの電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システム、および、3燃料電池の原料ガスの電気脱イオン式水処理装置の副生水素による水添脱硫システムを備える燃料電池システムである。そして、前記電気脱イオン式水処理装置からの水素含有濃縮水または水素含有電極水と酸素含有濃縮水または酸素含有電極水を別々に排出し、そのうち水素含有濃縮水または水素含有電極水の気液分離により、水素を分離し、分離水素を水添脱硫に用いることより水素の処理を不要化するとともに、水素を分離したドレン水を燃料電池システム内の他のドレン水とともにポンプで汲み上げ、電気脱イオン式水処理装置に供給することでシステムフローを簡素化するものである。本発明の態様例1図2~3は本発明に係る電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムの態様例1を説明する図である。本態様で使用する電気脱イオン式水処理装置は、その例として図2に示す態様のもののほか、図4に示す態様など、各種態様の電気脱イオン式水処理装置を使用することができる。図2に示す態様は、濃縮水の流路のほかに、電極水の流路を備える態様である。図2~3において、電気脱イオン式水処理装置を作動すると、水素含有電極水と酸素含有電極水が生成する。水素含有電極水はドレンポットへ送り、気液分離する。ドレンポットで分離された気体である水素ガスは逆流防止対策としての逆流防止弁等を経て水添脱硫器へ送り、原料ガス都市ガス、天然ガス、等の水添脱硫用の水素として利用する。脱硫済み原料ガスは水蒸気改質器へ導入されて改質される。改質ガスはCO変成器、CO除去器=CO選択酸化器を経てPEFCへ送られ、PEFCでの発電用燃料として使用される。本発明の態様例2図4~5は本発明に係る電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムの態様例2を説明する図である。本態様で使用する電気脱イオン式水処理装置は、図4に示すとおりである。図2では電極水と濃縮水が別々の経路となっているが、図4では電極水と濃縮水を別々の経路とせず、これらの経路を分けないこと前提とし、濃縮水の出口と図2で云う電極水の入口をつなぐ。図2で示してある電極水を濃縮水と分けない、つまり流路を連結して分けないので、電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムを簡素化することができる。図4~5において、電気脱イオン式水処理装置を作動すると、水素含有電極水と酸素含有電極水が生成する。水素含有電極水はドレンポットへ送り、気液分離する。ドレンポットで分離された気体である水素ガスは逆流防止対策としての逆流防止弁等を経て水添脱硫器へ送り、原料ガス都市ガス、天然ガス、等の水添脱硫用の水素として利用する。脱硫済み原料ガスは水蒸気改質器へ導入されて改質される。改質ガスはCO変成器、CO除去器=CO選択酸化器を経てPEFCへ送られ、PEFCでの発電用燃料として使用される。ドレンポットで分離された液体であるドレン水はドレンタンクへ送り、また電気脱イオン式水処理装置からの酸素含有電極水はそのままドレンタンクへ送られる。本態様に係る電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システムにおいて、ドレンタンク中のドレン水をポンプで汲み上げ、電気脱イオン式水処理装置で処理し、処理水を燃料処理装置水蒸気改質器やPEFCスタック等の燃料電池スタックに供給する。また、前述のとおり、図3に示す例では、陰極側の水素含有電極水はドレンタンクへ戻しているが、水自立が可能であればすなわち、電気脱イオン式水処理装置を備える燃料電池システム内で生成した水で、当該燃料電池システム内で使用する水を賄えるのであれば、システム外へ排出することもできる。電気脱イオン式水処理装置でのイオン交換樹脂の配置態様としては、図2、図4に示す態様のほか、左右のイオン交換膜間に、1カチオン交換樹脂のみを配置してカチオンだけ除去する態様、2アニオン交換樹脂のみを配置してアニオンだけ除去する態様、3カチオン交換樹脂とアニオン交換樹脂とをブレンド状態で充填してカチオンとアニオンを除去する態様その他、各種態様で構成されるが、本発明はそれらいずれの態様の場合についても適用される。図2において、濃縮水B、電極水C、電極水Dとしては通常脱イオン水aの一部が使用される。この点、図2に対応する図3中の電気脱イオン式水処理装置についても同様である。また、図4において、濃縮水Bとしては通常脱イオン水aの一部が使用される。この点、図4に対応する図5中の電気脱イオン式水処理装置についても同様である。以下、実施例を基に本発明をさらに詳しく説明するが、本発明が実施例に限定されないことはもちろんである。水添脱硫方式では、都市ガス中の硫黄成分が、下記式1の反応でH2Sになり、下記式2のように脱硫剤ZnO、Fe3O4などと反応することにより、化学吸着される。したがって、都ガス中に含まれる硫黄成分に対して、電気脱イオン式水処理装置から発生する副生水素が、十分な量を有することを示す。まず、電気脱イオン式水処理装置から副生される水素量を示す。この水素量は、印加電流によって、下記のように導かれて算出される。ここでは、印加電流の値を、NEDOの家庭用燃料電池システム関連補機類の共通仕様リストp.28で目標消費電力が3[W]、電圧が24±10[V]となっていることから、3[W]×24[V]=0.125[A]となり、0.125[A]と設定する。電気脱イオン式水処理装置の印加電流が0.125[A]のとき、1分間で流れる電子は、0.125[A]×60[sec]=7.5[C]となる。定義:1C=1A×1secであるから水分解反応では、陰極で3式、および、陽極で4式に示した電子の移動が起こる。3式より、電子1molの移動に伴い、1/2molのH2が発生する。よって、このとき発生する1分間当たりの水素量は、下記式のとなるファラデー定数=96500[C/mol]。すなわち、3.9×105[mol/min]の水素が発生する。一方、都市ガス中に含まれる硫黄成分を、一般的な値として5[mg/m3]=1.56×107mol/L]と設定する。また、都市ガス流量を、家庭用燃料電池システムの定格運転時750Wを想定して3[L/min]とすると、脱硫装置に流入する1分間当たりの硫黄量は、となる。すなわち、4.7×107[mol/min]の硫黄が発生する。したがって、都市ガス中に含まれる硫黄成分4.7×107[mol/min]に対し、約100倍の水素3.9×105[mol/min]を供給できることになる。このように、式1の反応:H2RS→H2SRHは十分に進行するため、燃料電池システムにおいて脱硫方法及び脱硫システムとして適用できるものである。前述のとおり、水添脱硫方式においては、都市ガス中の硫黄成分が1の反応でH2Sになり、2のように脱硫剤ZnO、Fe3O4などと反応することにより化学吸着される。上記のとおり、都ガス中に含まれる硫黄成分に対して、電気脱イオン式水処理装置から発生する副生水素が、十分な量を有することが明らかである。