"少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をCOシフト反応により低下させる1つ又は複数のCOシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に前記排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする燃料処理装置。前記水蒸発器との熱交換後のバーナ排ガスにより前記COシフト反応器のうちの少なくとも1つと熱交換するCOシフト熱交換器をさらに有し、前記COシフト熱交換器から導出されたバーナ排ガスが前記給水予熱器のガス流路に導入されることを特徴とする請求項1記載の燃料処理装置。前記給水予熱器のガス流路は、水との熱交換部およびその下流部がフェライト系ステンレス鋼により形成されていることを特徴とする請求項2記載の燃料処理装置。前記COシフト反応器のうちの1つから導出される改質ガスが、前記給水予熱器のガス流路に導入されることを特徴とする請求項1記載の燃料処理装置。前記給水予熱器の水入口が最も低い位置になるように、前記給水予熱器を水平に対して所定の角度に傾けて設置することを特徴とする請求項1記載の燃料処理装置。前記COシフト反応器は、改質ガスが通流するガス流路が直列に接続された第1及び第2のCOシフト反応器からなり、前記第1のCOシフト反応器と前記第2のCOシフト反応器との間に設けられ、これら第1及び第2のCOシフト反応器のなかを通流する改質ガスとそれぞれ熱交換可能に設けられた排ガス流路を有する排ガス再熱器と、前記第1及び第2のCOシフト反応器で処理された改質ガスの一酸化炭素濃度をCO選択酸化反応によりさらに低減させるCO選択酸化反応器と、前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる水蒸気流路を有し、該水蒸気流路との間で熱交換可能に設けられ、前記第2のCOシフト反応器を出た改質ガスが流れる改質ガス流路を有する水蒸気過熱器と、をさらに有することを特徴とする請求項1記載の燃料処理装置。前記水蒸気過熱器が、前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる外側流路を、前記第2のCOシフト反応器を出た改質ガスが流れる内側流路の周囲を覆うように設置することを特徴とする請求項6記載の燃料処理装置。前記水蒸気過熱器の水蒸気の入口部が最も低い位置になるように、前記水蒸気過熱器を水平に対して0°以上90°未満の角度に設置することを特徴とする請求項6記載の燃料処理装置。原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを得る燃料処理装置と、前記燃料処理装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電を行う燃料電池と、を有する燃料電池発電システムであって、前記燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をCOシフト反応により低下させる1つ又は複数のCOシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に前記排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする燃料電池発電システム。請求項9記載の燃料電池発電システムを運転操作し、停止し、保守点検する燃料電池発電システムの運転方法において、ブローダウン時に前記給水予熱器の水流路に連通するラインの遮断弁を大気開放し、重力の作用により前記給水予熱器の水流路内に残留している水を該水流路から排出することを特徴とする燃料電池発電システムの運転方法。しかしながら、従来の方法では、水蒸気発生器が改質器と一体化されているため、脱硫触媒層、改質触媒層、COシフト触媒層、CO選択酸化触媒層など温度範囲を調整しなければならない触媒層から直接伝わる熱をコントロールすることができないため、起動停止時や原燃料流量の変化時に発生する蒸気の過熱度を調節することが困難である。そのため、過熱度が低すぎて、予熱器低温側都市ガスと水蒸気の混合物の流れる流路に液相の水分が入って、予熱器高温側出口温度が極端に低下する場合があり、水素リッチガスをCOシフト触媒に最適な200°C~300°Cの温度に保つことが難しい。したがって、必要な過熱度が常に得られるように、燃焼負荷燃焼器に投入される熱量を必要以上に増加させて、蒸発器で発生する蒸気の過熱度を高める対策がとられることが多かったが、その結果、燃料処理装置の熱効率が低くなり、固体高分子型燃料電池システム全体の発電効率を低下させるという欠点がある。一方、蒸発器と触媒層を保温材等を介して分離して設置する方式の燃料処理装置では、改質触媒層の温度を、原燃料ガス入口近傍の最も低いところでも少なくとも300°C以上に保つために、伝熱後の排ガス温度は少なくとも500°C以上の状態で蒸発器に導入する必要がある。したがって、改質器と蒸発器をつなぐ、内部を燃焼ガスが流れる配管の温度は500°C~700°Cとなる。配管の温度が高いと、配管からの放熱が大きくなり、実際に蒸発器に入る燃焼ガスの温度は水蒸気を完全に蒸発させるために必要な温度に到達しないおそれがある。このとき、水蒸気は完全に蒸発するための潜熱を得ることができず、クオリティが1以下のいわゆる湿った状態の水蒸気で下流に流れる可能性がある。そのためこれら従来の燃料処理装置では、蒸発器に入る燃焼ガスの温度を高く保つために、燃焼負荷を増やすことで対応するので、燃料処理装置の効率が低下する不具合があった。また、改質器を出たあとの水素リッチガスを用いて水蒸気を過熱する方式では、改質器を出たあとの水素リッチガスの温度で、水蒸気温度が決まってしまうため、運転状態によって水素リッチガスの温度が高くなると、過熱水蒸気の温度も高くなり、水蒸気と都市ガスとを混合する際に都市ガスからカーボンが生じる可能性があった。本発明が解決しようとする課題は、各触媒層をその種類に応じた好適な温度への保持、COや硫黄分が所定濃度以下の水素供給が可能などの従来装置の有する利点を損なうことなく、起動時のエネルギーロスが少なく高効率で安定に水蒸気を供給する燃料処理装置、燃料電池発電システム及びその運転方法を提供することである。本発明に係る燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をCOシフト反応により低下させる1つ又は複数のCOシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする。本発明に係る燃料電池発電システムは、原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを得る燃料処理装置と、前記燃料処理装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電を行う燃料電池と、を有する燃料電池発電システムであって、前記燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をCOシフト反応により低下させる1つ又は複数のCOシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする。本発明に係る燃料電池発電システムの運転方法は、上記の燃料電池発電システムを運転操作し、停止し、保守点検する燃料電池発電システムの運転方法において、ブローダウン時に前記給水予熱器の水流路に連通するラインの遮断弁を大気開放し、前記水蒸発器からの圧力を利用して前記給水予熱器の水流路内に残留している水を該水流路から排出することを特徴とする。以下に実施形態の燃料処理装置、燃料電池発電システム及びその運転方法を説明する。1本実施形態の燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をCOシフト反応により低下させる1つ又は複数のCOシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする。本実施形態によれば、給水予熱器の作用により、従来外部へ捨てていた熱を有効に利用することができるので、新たにエネルギーを外部から供給する必要がなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。また、本実施形態によれば、バーナ排ガス入口よりもバーナ排ガス出口のほうが低い位置になるようにしているため、バーナ排ガス流路内でバーナ排ガスに含まれる水分が凝縮しても、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなく出口のほうへ流下し、給水予熱器から排出される。給水予熱器から排出されるので、ブロワ動力等の増大を招くことがなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。2前記1の装置において、前記水蒸発器との熱交換後のバーナ排ガスにより前記COシフト反応器のうちの少なくとも1つと熱交換するCOシフト熱交換器をさらに有し、前記COシフト熱交換器から導出されたバーナ排ガスが前記給水予熱器のガス流路に導入されることが好ましい。本実施形態によれば、COシフト熱交換器によりCOシフト反応器の熱を給水予熱器において有効利用できるので、装置全体の熱利用効率がさらに向上する。3前記2の装置において、前記給水予熱器のガス流路は、水との熱交換部およびその下流部がフェライト系ステンレス鋼により形成されていることが好ましい。本実施形態によれば、給水予熱器のガス流路を規定する管材料にフェライト系ステンレス鋼を用いているので、凝縮水に含まれる塩素分に起因する腐食を防止でき、長期間にわたって常に安定した運転を行えるという付帯的な効果を得ることができる。4前記1の装置において、前記COシフト反応器のうちの1つから導出される改質ガスが、前記給水予熱器のガス流路に導入されることが好ましい。本実施形態によれば、給水予熱器での改質水の予熱に例えば第2のCOシフト反応器から出た改質ガスの熱を利用することにより装置全体の熱効率がさらに向上する。5前記1の装置において、水蒸発器との熱交換後のバーナ排ガスにより前記COシフト反応器のうちの少なくとも1つと熱交換するCOシフト熱交換器をさらに有し、前記COシフト熱交換器から導出されたバーナ排ガスと、前記COシフト反応器のうちの1つから導出される改質ガスとが、それぞれ独立する個別の流路により前記給水予熱器のガス流路に導入され、前記給水予熱器でバーナ排ガスが流通するガス流路は、水との熱交換部およびその下流部がフェライト系ステンレス鋼により形成されていることが好ましい。本実施形態によれば、COシフト熱交換器の熱交換部およびその下流部のラインを構成する材料にフェライト系ステンレス鋼を用いることにより、各種の腐食損傷を軽減又は防止することができる。とくにフェライト系ステンレス鋼は耐応力腐食割れSCC性に優れていることから、COシフト熱交換器の熱交換部およびその下流部のラインの寿命延長を図るという実用上不可欠な付帯的な効果を得ることができる。6前記1の装置において、前記給水予熱器の水入口が最も低い位置になるように、前記給水予熱器を水平に対して所定の角度に傾けて設置することが好ましい。本実施形態によれば、給水予熱器を水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置し、給水予熱器の水入口を水出口よりも低い位置にすることにより、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸発器の水室および給水予熱器の水流路内の水が同時にブローダウンできるため、機器構成が簡潔になるとともに、水蒸発器での水蒸気を安定に停止することができるという付帯的な効果が得られる。本実施形態では給水予熱器の傾斜角θは2°以上であることが望ましい。給水予熱器の傾斜角θが2°以上あれば、重力の作用のみで排水することが可能であるからである。また、本実施形態では給水予熱器の傾斜角θは10°以下であることが望ましい。傾斜角θが10°以下であれば、高さ方向の設置スペースができる付帯的な効果が得られるからである。7前記1の装置において、前記COシフト反応器は、改質ガスが通流するガス流路が直列に接続された第1及び第2のCOシフト反応器からなり、前記第1のCOシフト反応器と前記第2のCOシフト反応器との間に設けられ、これら第1及び第2のCOシフト反応器のなかを通流する改質ガスとそれぞれ熱交換可能に設けられた排ガス流路を有する排ガス再熱器と、前記第1及び第2のCOシフト反応器で処理された改質ガスの一酸化炭素濃度をCO選択酸化反応によりさらに低減させるCO選択酸化反応器と、前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる水蒸気流路を有し、該水蒸気流路との間で熱交換可能に設けられ、前記第2のCOシフト反応器を出た改質ガスが流れる改質ガス流路を有する水蒸気過熱器と、をさらに有することが好ましい。本実施形態によれば、発電運転時には、水蒸発器出口の飽和水蒸気を第2のCOシフト反応器を出たあとの水素リッチガス温度160°C~220°C程度を用いて過熱状態にするので、第2のCOシフト反応器の温度以上には水蒸気の過熱度が上昇することはない。また、運転条件によらず、COシフト反応器や脱硫器と同じ200°C程度の温度に常に保つことができるので、燃料予熱器低温側流路への水分の混入を防止することができる。都市ガスと水蒸気の混合物の温度を200°C程度に保つことができれば、燃料予熱器の低温側入口温度が200°Cであるので、燃料予熱器の高温側出口は200°C以下に下がることはなく、第1のCOシフト反応器の温度を常に200°C以上に保つことができる。このように本実施形態によれば、第2のCOシフト触媒の温度を160°C~200°Cに保つように従来と同様の制御を行えば、新たに過熱度を制御するための制御方法を付け加えなくても、運転状態によらず燃料予熱器を最適な110°C~200°Cの温度に保つことができる。8前記7の装置において、前記水蒸気過熱器が、前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる外側流路を、前記第2のCOシフト反応器を出た改質ガスが流れる内側流路の周囲を覆うように設置することが好ましい。本実施形態によれば、内側流路に改質ガスを流し、内管と外管とで規定した環状の外側流路に水蒸気を流すことによって、起動時には内管の外周面と外管の内周面とに凝縮が起こり、凝縮の際に発生する蒸発潜熱を内外管の両方に伝えることができるので、短時間で水蒸気過熱器の全体を暖めることができる。このように本実施形態によれば、水蒸気過熱器を導入することによる起動時間の延長を最小限に食い止めることができ、その結果、起動時のエネルギー使用量を最低限に抑えることができる。また、過熱器の高温側流路を内側中央に配置し、その外周に低温側流路を配置することで、放熱熱エネルギ損失を最小化することができる。9前記7の装置において、前記水蒸気過熱器の水蒸気の入口部が最も低い位置になるように、前記水蒸気過熱器を水平に対して0°以上90°未満の角度に設置することが好ましい。本実施形態によれば、水蒸気過熱器の水蒸気の入口部を最も低い位置にすることにより、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸気過熱器の水室および給水予熱器の水流路内の水が同時にブローダウンできるため、水蒸発器での水蒸気を安定に停止することができる。本実施形態では水蒸気過熱器の傾斜角が0°以上なので、重力の作用により凝縮水を排水することができ、動力消費の増加がなく固体高分子型燃料電池システムの高い発電効率を損なうことがない。また、水蒸気過熱器の傾斜角が90°以下なので、設置時に配管構成を単純にできるという付帯的な効果が得られる。10本実施形態の燃料電池発電システムは、原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを得る燃料処理装置と、前記燃料処理装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電を行う燃料電池と、を有する燃料電池発電システムであって、前記燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をCOシフト反応により低下させる1つ又は複数のCOシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に高温のガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記高温のガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする。本実施形態によれば、燃料処理装置のなかに給水予熱器を設置して放熱性を改善するとともに、バーナ排ガスの熱を露点温度まで改質水の蒸発に利用しているため燃料処理装置の熱効率が向上する。11本実施形態の燃料電池発電システムの運転方法は、前記10記載の燃料電池発電システムを運転操作し、停止し、保守点検する燃料電池発電システムの運転方法において、ブローダウン時に前記給水予熱器の水流路に連通するラインの遮断弁を大気開放し、重力の作用により前記給水予熱器の水流路内に残留している水を該水流路から排出することを特徴とする。本実施形態によれば、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸発器の水室および給水予熱器の水流路内の水が同時にブローダウンできるため、機器構成が簡潔になるとともに、水蒸発器での水蒸気を安定に停止することができる。以下、添付の図面を参照して本発明を実施するための種々の実施の形態について説明する。第1の実施形態図1を参照して本発明の第1の実施形態を説明する。本実施形態では硫黄を含む市販ガス燃料の一例として、メタンガスを主成分とする都市ガスを用いて説明を行う。都市ガスにはメタン以外にもエタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素も含まれるが、水素を生成する改質反応は水蒸気を用いて水素を生成する点は共通であるので反応に関する詳細な説明は省略する。本実施形態の燃料処理装置2は、固体高分子型燃料電池発電システム1のなかに組み込まれている。燃料処理装置2は、各種の外部機器との間でプロセス流体の供給及び/又は排出を行うように図示しない制御装置により統括的にコントロールされ、原燃料から水素を含む改質ガスを生成し、生成した改質ガスを燃料電池24に供給するようになっている。燃料処理装置2は、主要機器として脱硫器3、改質器4、バーナ燃焼器5、2つのCOシフト反応器61,62、COシフト熱交換器7、CO選択酸化反応器8、水蒸発器9、燃料予熱器10および給水予熱器11を備えている。脱硫器3は、内部に脱硫触媒が充填され、原燃料供給源21から原燃料供給ラインL2,L22を通って供給される原燃料ガスに含まれる硫黄成分主として硫化水素を触媒反応により除去し、脱硫した燃料ガスをラインL23を介して燃料予熱器10の低温側流路10bに送り出すようになっている。上流側の原燃料供給ラインL2には燃料ブロワB2が取り付けられている。燃料ブロワB2は、原燃料供給源21から予め定められた所定流量で原燃料が脱硫器3に送られるように制御装置により回転数が制御されるようになっている。原燃料供給ラインL2は、後述するバーナ燃焼器5に原燃料を供給するラインL21と脱硫器3に原燃料を供給するラインL22とに分岐している。2つの分岐ラインL21,L22には開閉バルブV1,V3がそれぞれ取り付けられている。改質器4は、内部に改質触媒が充填され、燃料予熱器10の低温側流路10bに連通するラインL11を通って供給される燃料ガスを高温下の触媒反応で水素リッチなガスに改質し、水素リッチな改質ガスをラインL12を介して燃料予熱器10の高温側流路10aに送り出すようになっている。バーナ燃焼器5は、改質器4と一体化した1つのユニットとして形成され、火炎燃焼方式のガスバーナを備え、改質器4を数百°Cの高温域に加熱するようになっている。バーナ燃焼器5のバーナには、上述の燃料供給ラインL21および燃焼用空気を供給するための空気供給ラインL1が接続されている。空気供給ラインL1には空気ブロワB1が取り付けられている。空気ブロワB1は、予め定められた所定流量で空気がバーナ燃焼器5のバーナに送られるように制御装置により回転数が制御されるようになっている。また、バーナ燃焼器5の排ガス出口はラインL3を介して水蒸発器9の排ガス流路9aに連通している。水蒸発器9は、バーナ燃焼室5から排出されるバーナ排ガスが流れる排ガス流路9aと、このガス流路9aと熱交換可能に設けられた改質水を保持する水室9bとを有し、バーナ排ガスと改質水との熱交換により水室9b中に水蒸気を発生させるものである。2つのCOシフト反応器61,62は、内部にCOシフト触媒がそれぞれ充填されている。第1のCOシフト反応器61の上流ラインL13は燃料予熱器10に接続され、第1及び第2のCOシフト反応器61,62は互いに中間ラインL14で接続され、第2のCOシフト反応器62の下流ラインL15は後述する冷却器22のガス流路22aに接続されている。すなわち、第1のCOシフト反応器61のガス流路の入口は上流ラインL13を介して燃料予熱器10の高温側流路10aに接続され、第1のCOシフト反応器61のガス流路の出口は中間ラインL14を介して第2のCOシフト反応器62のガス流路の入口に接続され、第2のCOシフト反応器62のガス流路の出口は下流ラインL15を介して冷却器のガス流路22aに接続されている。COシフト熱交換器7は、第1のCOシフト反応器61と第2のCOシフト反応器62の間に挿入され、一方の面が第1のCOシフト反応器61と固体間熱伝導可能に接触し、他方の面が第2のCOシフト反応器62と固体間熱伝導可能に接触している。また、COシフト熱交換器7のバーナ排ガス流路の入口はラインL4を介して水蒸発器9の排ガス流路9aに接続され、COシフト熱交換器7のバーナ排ガス流路の出口はラインL5を介して後述する給水予熱器11に接続されている。CO選択酸化反応器8は、内部にCO選択酸化触媒が充填され、反応部としてのガス流路の入口がラインL18を介して後述する冷却器22に接続され、ガス流路の出口がラインL20を介して燃料電池24のセルスタックに接続されている。また、燃料電池24のセルスタックはアノードオフガスラインL31によって燃料供給ラインL21に接続されている。冷却器22は、熱交換可能に設けられた改質ガス流路22aと冷却水流路22bを有する。冷却器の改質ガス流路22aの入口にはラインL15を介して第2のCOシフト反応器62が接続され、改質ガス流路22aの出口にはラインL17,L18を介して前述のCO選択酸化反応器8が接続されている。また、冷却器の冷却水流路22bの入口にはラインL24を介して図示しない冷却水供給源が接続され、冷却水流路22bの出口にはラインL25が接続されている。なお、冷却器のガス流路22aの出口に接続されたラインL17は、ガス処理ラインL18とドレインラインとの2つに分岐している。燃料予熱器10は、改質器4を出た水素リッチな改質ガスの流れる高温側流路10aと、該高温側流路10aと熱交換可能に設けられ、炭化水素系の原燃料ガスと水蒸気との混合物が流れる低温側流路10bとを有する。燃料予熱器の高温側流路10aの入口はラインL12を介して改質器4に接続され、高温側流路10aの出口はラインL13を介して第1のCOシフト反応器61に接続されている。一方、燃料予熱器の低温側流路10bの入口はラインL9を介して水蒸発器の水室9bに接続されるとともにラインL23を介して脱硫器3に接続され、低温側流路10bの出口はラインL11を介して改質器4に接続されている。なお、水蒸発器9から燃料予熱器の低温側流路10bまでのラインL9の適所にはオリフィス13が取り付けられている。次に図2と図3を参照して種々の給水予熱器を説明する。本実施形態では給水予熱器として図2に示す二重管タイプの給水予熱器11を用いているが、その他のタイプとして図3のaとbに示すシェルアンドチューブタイプの給水予熱器11Aを用いてもよい。二重管タイプの給水予熱器11は、ポンプP1を有するラインL7,L71により水供給源23に接続された水流路34と、ガス送給ラインL5を介してCOシフト熱交換器7に接続されたバーナ排ガス流路33と、を有する熱交換器である。水流路34の出口36はラインL8を介して水蒸発器9の水室9bに接続されている。バーナ排ガス流路33の出口38はラインL6を介して図示しない水回収システムを経由して燃料電池システムの系外に排出されるか、または排ガス処理設備に接続されるか又は大気開放されている。ポンプP1の吐出側ラインL7は、給水ラインL71とブローダウンラインL72との2つに分岐している。給水ラインL71は給水予熱器11の水流路34の入口35に接続されている。一方、ブローダウンラインL72には遮断弁V2が取り付けられている。遮断弁V2は図示しない制御装置によりオンオフ開閉制御されるノーマルクローズ弁である。給水予熱器11は水蒸発器9の水室9bの底面より低い位置に配置され、給水予熱器11の改質水の入口取合は改質水の水出口取合よりも低い位置に配置され、ガス出口取合はガス入口取合と同じ高さもしくはより低い位置に配置されている。図2の二重管タイプの給水予熱器11では、内管32とその周囲に内管32より直径の大きな外管31を配して、円形状断面の内側流路33と、環状断面の外側流路34が形成されており、内側流路33にはCOシフト熱交換器7を出たバーナ排ガスが通流し、外側流路34にはポンプP1の駆動により供給される改質水が通流するようになっている。給水予熱器11は、軸心が水平に対して傾斜角θだけ傾くように図示しない固定フレームに取り付けられている。これにより給水予熱器の改質水入口35は改質水出口36よりも低いところに位置している。傾斜角θは、0°以上90°未満の範囲とすることができるが、2°以上10°以下とすることが好ましく、3°以上4°以下とすることが最も好ましい。本実施形態では、給水予熱器11の全体または、少なくともバーナ排ガスが接触する部分にはフェライト系ステンレス鋼を用いている。上記の二重管タイプの代わりに他のタイプの給水予熱器として、図3のaとbに示すシェルアンドチューブタイプの給水予熱器11Aを用いることができる。シェルアンドチューブタイプの給水予熱器11Aでは、外容器となるシェル41の内部に複数本のチューブ42を設けている。各チューブ42の内側流路43にはラインL5を介してCOシフト熱交換器9を出たバーナ排ガスを流し、シェル41とチューブ42の間の環状の外側流路44にポンプP1の駆動により供給される改質水を流している。図2の二重管タイプの給水予熱器11と同様に、図3のシェルアンドチューブタイプの給水予熱器11Aにおいても水平に対して軸心を傾斜角θだけ傾斜させ、水入口45を水出口46よりも低いところに位置させるとともに、バーナ排ガス入口47よりもバーナ排ガス出口48のほうを低いところに位置させている。本実施形態の作用を以下に説明する。燃料電池システムの運転開始時は、脱硫器3、改質器4、水蒸発器の水室9b、燃料予熱器の高温側流路10aと低温側流路10b、給水予熱器11の改質水流路34、第1のCOシフト反応器61、第2のCOシフト反応器62、CO選択酸化反応器8と各機器をつなぐ配管内には都市ガスが充填された状態になっている。図示しない制御装置は、運転開始の指令を受けると、空気ブロワB1および燃料ブロワB2を予め定めた流量が流れるよう定めた回転数で回転させ、空気および燃焼燃料をバーナ燃焼器5に流して点火し、バーナ燃焼器5内で1000°C以上の高温のバーナ燃焼ガスを発生させる第1の起動ステップに入る。第1のステップでは、バーナ燃焼ガスは室温の改質器4を加熱して、自らは温度を低下してバーナ排ガスとなり室温の水蒸発器9のバーナ排ガス流路9aに入る。水蒸発器9を加熱したバーナ排ガスはCOシフト熱交換器7を通過して、未だ室温の状態にある第1のCOシフト反応器61、第2のCOシフト反応器62を間接的に加熱して給水予熱器11のバーナ排ガス流路33に入り、給水予熱器11も加熱して、燃料処理装置2を出て、図示しない燃料電池システムの水熱回収システムを経て、燃料電池システムの外部に排気される。このとき、図1には図示していないが、水蒸発器9、燃料予熱器10、脱硫器3、複数のCOシフト反応器61,62のうちのいくつか又はすべてに電気ヒーターを設置して通電し、各機器の温度上昇速度を速める場合もある。改質器4、脱硫器3、COシフト反応器61,62、水蒸発器9の各部の温度が100°C以上まで昇温され、水蒸気が流れても凝縮しない温度になると、ポンプP1を駆動し、改質水を給水予熱器11に供給する次の第2の起動ステップに入る。第2の起動ステップでは、常温の改質水は給水予熱器11でバーナ排ガスと熱交換して予熱された後、水蒸発器9の水室9bに供給されバーナ排ガスと熱交換して水蒸気となり、燃料予熱器の低温側流路10b、改質器4、燃料予熱器の高温側流路10a、第1のCOシフト反応器61、第2のCOシフト反応器62を順次通過する。この間に水蒸気は各部に充填してあった都市ガスと混合しながら押し出していき、徐々に水蒸気の流れている状態に置き換わる。この間も、改質器4、燃料予熱器10、COシフト反応器61,62、脱硫器3は温度上昇をつづけ、それぞれに好適な温度、改質器4は600°C~700°C、燃料予熱器10は200°C~300°C、第1のCOシフト反応器61は200°C~300°C、第2のCOシフト反応器62は150°C~250°C、脱硫器3は200°C~250°Cにまで温度が上昇する。温度上昇が完了したとき、都市ガスを充填していた流路は水蒸気が流れている状態になっている。なお、運転開始時は改質水ブローダウン遮断弁V2は閉止され、ラインL72への改質水ブローダウン操作は行われない。次に、発電運転時の作用を説明する。燃料電池システムの発電運転時において、空気ブロワB1を予め定めた所定流量が流れるように設定した回転数で駆動し、空気をバーナ燃焼器5へ、燃料ブロワB2は予め定めた流量が流れるように設定した回転数で回転させ、燃焼燃料都市ガスを脱硫器3へと送出している。都市ガスは、脱硫器3を通過する間に200°C程度に温度が上昇されるとともに、都市ガスに含まれる硫黄化合物が脱硫器3に充填された脱硫触媒で脱硫された後に、水蒸発器9からの120°C~200°Cの過熱水蒸気と混合し、燃料予熱器の低温側流路10bへ入る。燃料予熱器10において、改質器4を出た400°C~500°Cの水素リッチな改質ガスから熱を受け取った都市ガスと水蒸気の混合物は、300°C~400°Cで改質器4に入り、600°C~700°Cに昇温されながら、改質触媒の作用で下式1のメタン水蒸気改質反応に代表される水素生成反応が進み、モル分率70程度の水素とモル分率10程度の一酸化炭素とが生成される。CH4H2O→CO3H2...1改質器4に設けた図示しない折り返し流路で、温度が400°C~500°Cまで低下した水素リッチな改質ガスは、燃料予熱器の高温側流路10aに入り、さらに温度が低下し、200°C~300°C程度になる。その後、第1のCOシフト反応器61に入り、COシフト触媒の作用により下式2のCOシフト反応が生じ、改質ガス中のCOモル分率が15~20まで減少する。COH2O→COH2...2上式2のCOシフト反応では、平衡時のCO濃度は温度が低いほど低下するが、この反応は発熱反応であるため、発熱を除去しないと温度が上昇し、これ以上COモル分率を下げることができない。そこで、COシフト熱交換器7で180°C程度まで温度を下げることにより第2のCOシフト反応器62でCOモル分率を05以下まで減少させる。燃料処理装置2を出た150~200°Cの水素リッチな改質ガスは、冷却器22で冷却水により冷却され、水分が凝縮して90°C以下の温度に降下する。凝縮水は、プロセスドレンL20を通って冷却器22から排出され、冷却器22を出た水素リッチな改質ガスは、CO選択酸化用の空気が混入されたのちに、再び燃料処理装置2内に戻り、CO選択酸化反応器8に入る。CO選択酸化反応器8ではCO選択酸化触媒の作用により下式3のCO酸化反応が進み、COモル分率が10ppm以下に低減された水素リッチガスとなる。この低CO改質ガスは、改質ガス供給ラインL20を通って燃料処理装置2から燃料電池のセルスタック24に送り出される。COO22→CO2...3CO選択酸化反応器8を出た水素リッチな改質ガスは、アノードオフガスラインL31を通って燃料電池24のセルスタックのアノード極で水素を消費して発電したのち、残りの水素と改質しなかったメタンがアノードオフガスとなってバーナ燃焼器5へ導入され、都市ガスと混合され、都市ガスとともに燃焼される。バーナ燃焼ガスは、改質器4で改質反応と温度上昇のために熱を使われ、バーナ燃焼器5を出るときには400°C~550°Cの温度になって、水蒸発器9のバーナ排ガス流路9aに入る。水蒸発器9で水に熱を与えたバーナ排ガスは120°C~150°C程度まで温度が低下する。水蒸発器9を出たバーナ排ガスは、COシフト熱交換器7でCOシフト反応器61,62から熱を受け取り、温度が150°C~180°C程度に上昇する。COシフト熱交換器7を出たバーナ排ガスは給水予熱器11のバーナ排ガス流路33に入り、改質水流路34の改質水に熱を伝えて50°C~80°C程度の露点温度程度に低下する。この際に、バーナ排ガス中の水蒸気の一部が凝縮する場合があるが、給水予熱器11の本体はバーナ排ガス出口よりもバーナ排ガス入口が高い位置になるように傾斜角θの傾きがつけられているため、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなくバーナ排ガス出口のほうへ流れ、バーナ排ガスとともに燃料処理装置2から出ていく。凝縮水を含んだバーナ排ガスは、図示しない燃料電池システムの凝縮水熱回収システムで凝縮水が回収されたのちに燃料電池システムの外部へ排気される。ちなみに、給水予熱器11で生成される凝縮水には燃料処理装置2の構成部材から出てくる塩素分が含まれる場合がある。しかし、本実施形態では、バーナ排ガス流路33を規定する構成部材であるチューブ32にフェライト系ステンレス鋼を使用しているので、凝縮水中の塩素分に起因する錆や孔食あるいは応力腐食割れなどの腐食損傷が可能な限り抑制される。ポンプP1の駆動により供給される改質水は給水予熱器11の改質水流路34に入り、バーナ排ガス流路33を流れる120°C~150°Cのバーナ排気ガスから熱を受け取った改質水は90~100°Cの温水または気液二相流の状態で給水予熱器11を出て水蒸発器9の水室9bに入る。改質水は水室9bを流れる間にバーナ排ガス流路9aのバーナ排ガスと熱交換して蒸発し、水室9bの出口では120°C~200°Cの過熱水蒸気となり、水蒸発器9から出て行く。水蒸発器9を出た水蒸気は脱硫器3を通った200°C程度の都市ガスと合流混合され、燃料予熱器の低温側流路10bに入る。なお、発電運転時において改質水ブローダウン遮断弁V2は閉止状態に保たれ、改質水ブローダウン操作は行われない。次に、運転停止時の作用を説明する。燃料電池システムの運転停止時においては、図示しない制御装置からの運転停止指令がくると、まず燃料ブロワB2が停止し、脱硫器3とバーナ燃焼器5への都市ガス供給が停止される。改質器4では、都市ガス供給の停止により上式1のメタン水蒸気改質反応による水素の生成がなくなり、水蒸発器9からの水蒸気だけが燃料予熱器の低温側流路10b、改質器4、燃料予熱器の高温側流路10a、第1のCOシフト反応器61、第2のCOシフト反応器62、冷却器22に流れる状態となる。バーナ燃焼器5では燃焼燃料となる都市ガスとアノードオフガスの供給の停止によりバーナ燃焼が停止される。バーナ燃焼器5に送られる空気は流し続けられ、バーナ燃焼器5を通る間にバーナ燃焼器5の本体と改質器4の余熱により空気は200°C~500°Cの温度となって蒸発器のバーナ排ガス流路9aに入り、水蒸発器9での水蒸気生成の熱源となる。熱源となるバーナ燃焼は停止しているため、燃料処理装置2の各反応器の温度は徐々に低下し、改質器4の温度が都市ガスのみで改質触媒に炭素析出が発生しない300°C程度以下になったときに、空気ブロワB1と改質水ポンプP1を共に停止させ、水蒸発器9での水蒸気の発生を停止させる。そして、改質水ポンプP1の停止と同時に改質水ブローダウン遮断弁V2を開放することにより、水蒸発器9の水室9bと給水予熱器11の改質水流路34にある改質水は改質水ブローダウンラインL72を通って給水予熱器11から排出される。給水予熱器11が水蒸発器9の水室9bの底面より低い位置に配置され、かつ、給水予熱器11の水入口35が水出口36よりも低い位置に配置されるように傾斜角θの傾きがつけられているため、重力の作用により、その改質水は滞留することなく水入口35のほうへ流下し、改質水ブローダウンラインL71,L72に排出され、水蒸発器9での水蒸気発生が安定に停止する。水蒸気の発生の停止後は都市ガスを供給して水蒸気を置換し、脱硫器3、改質器4、蒸発器の水室9b、燃料予熱器の高温側流路10a、燃料予熱器の低温側流路10b、給水予熱器11の改質水流路34、第1のCOシフト反応器61、第2のCOシフト反応器62、CO選択酸化反応器8と各機器をつなぐ配管内には都市ガスが充填された状態となる。本実施形態によれば、燃料処理装置2のなかに給水予熱器11を設置して放熱を改善するとともに、バーナ排ガスの熱を露点温度まで改質水の蒸発に利用しているため燃料処理装置2の熱効率が向上する。給水予熱器11においてバーナ排ガス入口37よりもバーナ排ガス出口38のほうが低い位置になるように傾斜角θの傾きがつけられているため、バーナ排ガス流路33内でバーナ排ガスに含まれる水分が凝縮しても、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなく出口38のほうへ流下し、ラインL6を通って予熱器11から排出される。さらに、本実施形態では、バーナ排ガス流路33を規定する内管32の材料にフェライト系ステンレス鋼を用いているので、凝縮水に含まれる塩素分に起因する腐食を防止でき、長期間にわたって常に安定した運転を行うことが可能となる。また、本実施形態によれば、給水予熱器11は水蒸発器9の水室9bの底面より低い位置に配置し、給水予熱器11の改質水の水入口35を水出口36よりも低い位置にすることにより、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸発器9の水室9bおよび給水予熱器11の改質水流路34の改質水が同時にブローダウンできるため、機器構成を簡潔になるとともに、水蒸発器9での水蒸気を安定に停止することが可能となる。第2の実施形態次に図4と図5を参照して第2の実施形態を説明する。なお、本実施形態が上記の実施形態と重複する部分の説明は省略する。本実施形態の燃料処理装置2Aでは、給水予熱器として図5のaとbに示すシェルアンドチューブタイプの給水予熱器11Bを用いる。給水予熱器11Bの高温側の流路としてCOシフト熱交換器7からのバーナ排ガスが流れるラインL5に連通するバーナ排ガス流路63aに加えて、第2のCOシフト反応器62からの改質ガスが流れるラインL15に連通する改質ガス流路63bが独立に設置されている。給水予熱器11Cの低温側の流路である改質水流路64は、バーナ排ガス流路63bと熱交換したのちに改質ガス流路63aと熱交換するように配設されている。給水予熱器11Bは水蒸発器9の水室9bの底面より低い位置に配置されている。給水予熱器11Bの水入口65は水出口66よりも低い位置に配置され、ガス出口取合はガス入口取合と同じ高さもしくはより低い位置に配置されている。外容器であるシェル61の内部に2本のチューブ62が配置され、一方のチューブの内側流路63bにCOシフト熱交換器7を出たバーナ排ガスを流し、他方のチューブの内側流路63aに第2のCOシフト反応器62を出た改質ガスを独立に流すことができるように、チューブの入口ヘッダおよび出口ヘッダに仕切り71がそれぞれ設けられている。シェル61とチューブ62の間の外側流路64にはポンプP1から供給される改質水が流れている。上記の実施形態と同様に水入口65を水出口66よりも低いところに位置し、ガス入口67、69よりもガス出口68,70が低いところに位置するように給水予熱器本体の軸心を水平に対して傾斜角θの傾きがつけられ、バーナ排ガスが接触する部分の材質もフェライト系ステンレス鋼としている。なお、本実施形態の給水予熱器の他に、図2に示す二重管タイプの給水予熱器を2台並べて設置してもよい。この場合、高温側にCOシフト熱交換器7を出たバーナ排ガスを流す給水予熱器と第2のCOシフト反応器62を出た改質ガスを流す給水予熱器との2台を用い、低温側の改質水流路63bはバーナ排ガスを流す給水予熱器とし、高温側の改質水流路63aは改質ガスを流す給水予熱器とする。具体的には、第1の給水予熱器の高温側入口35にはCOシフト熱交換器7を出たバーナ排ガスをラインL7を介して接続し、第2のCOシフト反応器62を出た改質ガスをラインL15を介して接続し、第1の給水予熱器の低温側入口37にはポンプP1とラインL71を介して接続し、第2の給水予熱器の低温側入口37には第1の給水予熱器の低温側出口ライン38を接続する。第2の実施形態の運転開始時、発電運転時、運転停止時において第1の実施形態と異なるところは、発電運転時において改質水の予熱に第2のCOシフト反応器62から出た150~200°Cの水素リッチな改質ガスの熱を利用することであり、ポンプP1から供給される改質水は給水予熱器11Cの改質水流路64に入り、バーナ排ガス流路63bを流れる120°C~150°Cのバーナ排気ガスと、改質ガス流路63aを流れる150~200°Cの改質ガスから熱を受け取り、改質水は100°Cの温水または気液二相流の状態で給水予熱器11Cを出て水蒸発器9の水室9bに入る。給水予熱器11Cのバーナ排ガスは改質水に熱を伝えて50°C~80°C程度の露点温度程度に低下し、改質ガスは改質水に熱を伝えた後に100°C~120°C程度に低下した状態で燃料処理装置2Aを出る。本実施形態によれば、第1の実施形態の効果に加えて、給水予熱器での改質水の予熱に第2のCOシフト反応器から出た改質ガスの熱を利用することにより、燃料処理装置の熱効率がさらに向上する。第3の実施形態図6を参照して第3の実施形態を説明する。なお、本実施形態が上記の実施形態と重複する部分の説明は省略する。本実施形態の燃料処理装置2Bでは、給水予熱器として図2に示す二重管タイプの給水予熱器11を用いるとともに、水蒸発器9から燃料予熱器10までのラインL9,L10を流れる水蒸気と第2のCOシフト反応器62から冷却器22までのラインL15,L16を流れる改質ガスとの間で熱交換を行わせる水蒸気過熱器12をさらに設置している。水蒸気過熱器12の蒸気流路の入口はラインL9を介して水蒸発器9の水室9bに接続され、水流路の出口はオリフィス13を有するラインL10を介して燃料予熱器10の低温側流路10bに接続されている。一方、水蒸気過熱器12のガス流路の入口はラインL15を介して第2のCOシフト反応器62に接続され、ガス流路の出口はラインL16を介して冷却器の排ガス流路22aに接続されている。また、水蒸気過熱器12は水蒸気の入口配管が鉛直下向きに設置され、出口配管が鉛直上向きに設置され、内管および外管の軸が水平に対してそれぞれ傾斜角θに傾いている。水蒸気過熱器12の傾斜角θは、0°以上90°未満の範囲内で適宜選択することができ、2°以上10°以下とすることが好ましく、3°以上4°以下とすることが最も好ましい。図7は水蒸気過熱器12の一例を示す側面断面図である。水蒸気過熱器12は、一般に良く知られたいわゆる二重管熱交換器である。水蒸気過熱器12の内管12bとその周囲に内管12bより直径の大きな外管12aを配して、円断面の内側流路12dと、環状断面の外側流路12cとを形成する。本実施形態による場合でも、第1の実施形態と同様の起動運転停止の作用が得られることは明らかであるので、ここでは詳細な説明は省略する。本実施形態によっても、第1の実施形態と同様の、凝縮水の自然排出、長期の安定運転、水蒸気の安定な停止などの効果が損なわれることはないことは、その構成から明らかである。さらに、本実施形態によれば、以下のような作用効果を得ることができる。本実施形態では、内管の内側流路12dに第2のCOシフト反応器62を出た改質ガスを流し、外側環状流路12cに水蒸発器9を出た水蒸気を流すことにより、発電運転時には、水蒸発器出口の飽和水蒸気を第2のCOシフト反応器62を出たあとの改質ガス温度160°C~220°C程度を用いて過熱状態にするので、第2のCOシフト反応器の温度以上には水蒸気の過熱度が上昇することはない。また、運転条件によらず、COシフト反応器や脱硫器と同じ200°C程度の温度に常に保つことができるので、燃料予熱器の低温側流路への水分の混入を防止することができる。都市ガスと水蒸気の混合物の温度を200°C程度に保つことができれば、給水予熱器の低温側入口温度が200°Cであるので、給水予熱器の高温側出口は200°C以下に下がることはなく、第1のCOシフト反応器の温度を常に200°C以上に保つことができる。このように本実施形態によれば、第2のCOシフト触媒の温度を160°C~200°Cに保つように従来と同様の制御を行えば、新たに過熱度を制御するための制御方法を付け加えなくても、運転状態によらず燃料予熱器を最適な110°C~200°Cの温度に保つことができる。第4の実施形態図8を参照して第4の実施形態を説明する。なお、本実施形態が上記の実施形態と重複する部分の説明は省略する。本実施形態の燃料電池発電システム1Cでは、脱硫器3を燃料処理装置2Cの外部に配置し、脱硫器3を燃料処理装置2Cから独立した機器としている。脱硫器3のガス流路の入口は燃料ブロワB2からの分岐ラインL22に接続され、ガス流路の出口は燃料予熱器10の低温側流路10bに連通するラインL23に接続されている。原燃料供給ラインL2は、燃料ブロワB2から脱硫器3までの間で2つのラインL21,L22に分岐している。一方の分岐ラインL21は、オリフィス14を介して燃焼器5のバーナに接続されている。他方の分岐ラインL22は、脱硫器3のガス流路の入口に接続されている。本実施形態による場合でも、第1、第2、第3の実施形態と同様の起動運転停止の作用が得られることは明らかであるので、ここでは詳細な説明は省略する。また、本実施形態によっても、第1の実施形態と同様の、凝縮水の重力の作用による排出、長期の安定運転、水蒸気の安定な停止などの効果が損なわれることはないことは、その構成から明らかである。以上述べた少なくともひとつの実施形態の燃料処理装置、燃料電池発電システム及びその運転方法によれば、給水予熱器の作用により、従来外部へ捨てていた熱を有効に利用することができるので、新たにエネルギーを外部から供給する必要がなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。また、バーナ排ガス入口よりもバーナ排ガス出口のほうが低い位置になるようにしているため、バーナ排ガス流路内でバーナ排ガスに含まれる水分が凝縮しても、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなく出口のほうへ流下し、給水予熱器から排出される。給水予熱器から排出されるので、ブロワ動力等の増大を招くことがなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。"