JP4511956B2 - 燃料処理装置、前記燃料処理装置を用いた燃料処理方法、燃料処理装置を備えた燃料電池および燃料処理装置を備えた燃料電池への燃料供給方法 - Google Patents

Description

この発明は、炭化水素系のガスやアルコール系燃料、液相ＬＰＧ等を改質して水素ガスを得る燃料処理装置、前記燃料処理装置を用いた燃料処理方法、および前記燃料処理装置を備えた燃料電池、さらには前記燃料処理装置を備えた燃料電池への燃料供給方法に関するものである。

燃料電池は環境に与える影響が少なく、エネルギー変換効率が高いことから民生用、産業用の発電装置として開発が盛んである。この燃料電池の燃料として、入手が容易で、輸送や貯蔵が比較的簡便な灯油、軽油、ガソリン等の炭化水素系液体燃料を原料として生成した水素ガスを用いる方法が検討されている。この炭化水素系液体燃料から水素ガス生成過程における脱硫する方法として、脱硫反応器で生成した脱硫反応生成物を抜き出して改質反応系に供給する技術が示されている（例えば特許文献１参照）。

特開２００３−１５１６０８号公報

前記特許文献１には、脱硫反応器で液体燃料を液相と気相の共存下で脱硫し、生成された反応生成物を脱硫反応器内の気液界面の部位より抜き出して改質反応系に供給するために、反応生成物抜き出し管を反応器頂部から反応器内部に延伸し、前記抜き出し管の反応生成物の吸入口に相当する開口端が、脱硫反応器内の気液界面に位置するように設けた構成であるので、この従来の技術を実機レベルに適用すると、脱硫反応器内の気液界面位置と抜き出し位置を一致させることが困難な上、特に起動時、負荷変動時ならびに停止時等には、過渡的にも界面の大きな上下変動を伴う。この結果、脱硫された燃料の気相と液相の割合が変動し、燃料供給における流量の脈動を増加させる等の問題がある。

この発明は、前記のような課題を解決するためになされたものであり、脱硫器から排出された燃料を気液分離して、液相の燃料で水素生成を安定に実現した液体燃料処理装置と、この液体燃料処理装置を備えた燃料電池を提供することを目的としている。

第１の発明に係る燃料処理装置は、燃料供給部と脱硫器と気液分離器と改質器とを備えた脱硫器は、燃料供給部から供給される液体燃料を脱硫するものであり、
気液分離器は、脱硫器で脱硫された液体燃料を、液相燃料と気相燃料に分離するものであり、
改質器には、気化部と改質反応部と燃焼部とが設けられていて、気液分離器で分離された気相燃料は、経路に設けられたポンプの吐出する空気によって、改質器の燃焼部に送られ燃焼されて、気化部と改質反応部を加熱するものであり、気液分離器で分離された液相燃料は、改質器の気化部に送られ、水と混合されて気化後改質反応部に送られ、水素に変換されるものである。

第２の発明に係る燃料処理装置を備えた燃料電池は、燃料処理装置で生成される水素を利用して電池反応を行うものであり、
燃料処理装置には、燃料供給部と脱硫器と気液分離器と改質器とが備えられていて、
脱硫器は、燃料供給部から供給される液体燃料を脱硫するものであり、
気液分離器は、脱硫器で脱硫された液体燃料を、液相燃料と気相燃料に分離するものであり、
改質器には、気化部と改質反応部と燃焼部とが設けられていて、気液分離器で分離された気相燃料は、燃料電池から排出されるオフガスによって改質器の燃焼部に送られ燃焼されて、気化部と改質反応部を加熱するものであり、気液分離器で分離された液相燃料は、改質器の気化部に送られ、水と混合されて気化後改質反応部に送られ、水素に変換され、この水素は前記燃料電池に供給されるものである。

第１の発明に係る燃料処理装置は、燃料供給部から供給される液体燃料を脱硫する脱硫器と、脱硫器で脱硫された液体燃料を液相燃料と気相燃料とに分離する気液分離器を設け、気液分離器で分離された気相燃料は燃焼されて改質器の気化部と改質反応部を加熱し、液相燃料を水素に変換するので、脱硫器から送出される液体燃料のうち水素生成に利用される燃料は液体リッチとなり、所定の燃料流量が安定に供給可能となり、また気相燃料が改質反応に必要な熱源を燃焼部にて有効利用されるので、効率のよい燃料処理装置となる効果がある。

第２の発明に係る燃料処理装置を備えた燃料電池は、前記第１の発明の燃料処理装置から供給される水素ガスで電池反応を行った後、燃料電池から排出されるオフガスを燃焼部で燃焼する構成であるので燃料を無駄なく有効に利用できるという効果がある。

実施の形態１．
以下、この発明の実施の形態１を図に基づいて説明する。
図１は実施の形態１による燃料処理装置１００を示すブロック図である。図において、燃料処理装置１００は、燃料供給部１０、脱硫器２０、気液分離器３０、改質器４０を主要構成要素としている。燃料供給部１０に内蔵するところの後述する燃料は、ポンプ１ａによって、第１の配管２ａを通り脱硫器２０に供給され、また第２の配管２ｂを通り後述の改質器４０に設けられた燃焼部４１に供給される。脱硫器２０と気液分離器３０との間には第３の配管２ｃが設けられ、さらにこの第３の配管２ｃには、圧力調整弁３、熱交換器４が設けられている。気液分離器３０には逆止弁５が設けられ、この気液分離器３０と改質器４０の間には、気相燃料が通る第４の配管２ｄと液相燃料が通る第５の配管２ｅが設けられ、気相燃料送出用ポンプ１ｂ、液相燃料送出用ポンプ１ｄがそれぞれ備えられている。改質器４０は、燃焼部４１と気化部４２、改質反応部４３とが設けられており、燃焼部４１には燃料供給部１０からの第２の配管２ｂが接続されているとともに、気液分離器３０からの第４の配管２ｄが接続されている。気化部４２には気液分離器３０からの第５の配管２ｅが接続され、さらに第６の配管２ｆ、ポンプ１ｃが設けられ外部より水が供給される。

次に燃料を処理して水素に変換する仕組みの概要を述べる。
燃料供給部１０には、大気圧下、常温で液相であるもの、たとえば、ナフサ、ガソリン、灯油、軽油などの炭化水素系燃料、メタノール、エタノールなどのアルコール系燃料、又は比較的低圧の加圧（１ＭＰａ未満）により液相になるＬＰＧ（液化石油ガス）、ＤＭＥ（ジメチルエーテル）などの炭化水素もしくはエーテル系の燃料が投入される。ここでは、入手がし易く安価である灯油を一例として以下を説明する。
脱硫器２０にて、改質器４０内に充填された改質触媒の硫黄被毒を防止するため、原燃料中の硫黄成分を例えば０．０５ｐｐｍ程度以下まで除去する。このときの脱硫触媒は、例えば、Ｎｉ系やＣｕ系の触媒や活性炭やゼオライト系等の触媒がある。このとき、脱硫器２０内の触媒反応温度については、液体燃料留分の沸点以下の反応温度状態に圧力設定された条件で行うことが効率的である。
次に、例えば水蒸気改質反応にて水素生成を行う場合、改質器４０の気化部４２でポンプ１ｃ、第６の配管２ｆから供給される水と原燃料を気化させて加熱する。このときの気化方法は、水と原燃料を混合後気化させて加熱する方法、それぞれを気化させた後に混合して加熱する方法、また一部気化した状態で混合させ、さらに気化させて加熱する方法などがある。気化・加熱された原燃料は、改質触媒が充填された改質反応部４３にて触媒反応させる。このとき、スチームと原燃料中の炭素成分のモル比であるＳ／Ｃ比は、カーボン析出防止とシステム効率の関係から約２〜４程度に設定される。つまり、Ｓ／Ｃが低いと効率は良いが、カーボンが析出し易い状態になり、高いとその逆である。また、反応温度は例えば６５０〜８００℃程度に加熱される。その結果、改質ガスは乾燥ガス換算で約７０％以上の水素が得られる。ここで、使用する触媒は、例えばＲｕ系、Ｐｈ系、Ｐｔ系や、Ｎｉ系、Ｃｏ系などがあり、これらの単独もしくは組合せによって使用する。
なお、ここでは水蒸気改質反応を示したが、それ以外にも部分酸化方式やオートサーマル方式などもある。

このようにした脱硫器２０において、原燃料中の硫黄分が除去されるとき、内部で液体燃料が一部気化状態であったり、また脱硫器２０から排出された燃料の圧力が低下した配管内で気化したり、また原燃料の一部が分解してガス化することによって、脱硫器２０から排出される配管内に気相と液相が混在する。この状態のまま改質器４０に供給されると、供給された燃料の流量が時間に対して一定にならず、脈動の要因や、Ｓ／Ｃの局所的な濃度差が生じ、カーボンが析出したりする。
実際に脱硫器２０の特性を調べるために、図１に準ずる構成で予備試験を実施した。つまり、円筒形容器にφ３ｍｍのアルミナ球を入れて、灯油を満たした状態で容器を加熱し、内圧を６５０ｋＰａＧになるように圧力調整弁３を調節した。また同時に、その燃料は圧力調整弁３の手前では約３０℃になるように冷却した。このとき排出される気相と液相の体積流量比を調べた結果、円筒容器内の温度が２５０℃では約２、２００℃では約０．３、１５０℃では約０．１であった。次にこの燃料を気化部４２に供給してその圧力を測定すると、２５０℃では、気化部４２の入口の平均圧力に対して±約３５％の変動が見られた。また、１５０℃でも約±２０％の変動が見られた。すなわち、液体燃料から効率よく脱硫反応をさせて、安定に水素を生成するには、この気相成分の処理が重要である。

次に、本実施形態１にかかる燃料処理装置１００の動作について具体的に説明する。
液体原燃料である灯油は、燃料供給部１０からポンプ１ａによって第１の配管２ａを通り脱硫器２０に供給される。脱硫触媒が充填された脱硫器２０では、脱硫剤の脱硫機能が発揮できる温度にすることが必要である。たとえば、Ｎｉ系脱硫触媒３では、１５０℃〜３００℃以下に加温される。脱硫触媒に効率よく硫黄を吸着させるには、原燃料と脱硫触媒の接触時間を長くすればよく、原燃料の一部又は全部が、液相の状態で行うことが望ましい。原燃料の一部又は全部を液相にするには、上記の脱硫触媒の性能が発揮できる温度において、原燃料の気化を抑制するため、脱硫器２０内を０．１ＭＰａ〜１．０ＭＰａ未満に加圧する。脱硫器２０から排出され、約５０ｐｐｂ程度まで脱硫された原燃料は、熱交換器４にて大気温度付近まで冷却された後、圧力調整弁３にて大気圧付近まで減圧され第３の配管２ｃを通り気液分離器３０に導入される。

そして、気液分離器３０によって分離された液相燃料はポンプ１ｄによって第５の配管２ｅを通って改質器４０に送られるとともにポンプ１ｃによって第６の配管２ｆから供給された水と改質器４０の気化部４２にて混合・気化された後、改質反応部４３へ導入されて、水素に変換される。このとき、改質反応部４３ならびに気化部４２には、燃焼部４１より必要な熱量を受ける。一方、気液分離器３０にて分離された気相燃料は、改質器４０の燃焼部４１にポンプ１ｂ、第４の配管２ｄを通って供給され、燃焼ガスは第７の配管２ｇより排出される。なお、気液分離器３０の吸引口には逆止弁５が設けられ、気相燃料は外部には出ないようにされている。また前記燃焼部４１には、燃料供給部１０から第２の配管２ｂを通り燃料が供給されている。
ここで、気化部４２については、燃料ならびに水の気化方法や混合方法に特に順序や状態ならびに手法を限定するものではない。なお、図示省略している熱交換器４に供給する低温側の流体は改質反応に利用する水を供給してもよい。例えば第６の配管２ｆより熱交換器４を経由する構成としてもよい。

これによって、脱硫器２０から排出された燃料のうち、水素生成に利用される燃料は、液体リッチとなるために、所定の燃料流量が安定に供給することができる。実際、前記予備試験を実施した結果、気化部４２の入口の圧力変動は約±１０％程度以下に抑制された。一方、気相燃料は、改質反応に必要な熱源を生み出す燃焼部４１にて、第４の配管２ｄを通して供給され、有効利用されることから、熱損失が少ない効率のよい燃料処理装置１００が実現できる。

図２は、本実施の形態１の別の構成を示すものである。前記図１では気相燃料を送出するポンプ１ｂが気液分離器３０と改質器４０との間に設けた例を示したが、これに替わりポンプ１ｂを気液分離器３０の上流側に設けポンプ１ｂから吐出された空気が、気液分離器３０に導入されるようにしたものである。その他は、図１と同様である。この結果、逆止弁５がなくとも同等の効果が実現できる。

実施の形態２．
図３は実施の形態２による燃料処理装置１００のブロック図である。この実施の形態２は、前記実施の形態１で説明した改質器４０の構成から、燃焼部４１を不必要とするよく知られているオートサーマル式の改質器４０ａとしたものである。この改質器４０ａに供給される気液分離器３０からの液体燃料は、実施の形態１と同様である。改質器４０ａに供給された液体燃料と水が気化部４２ａで気化されて改質反応部４３ａに供給される。またポンプ１ｂから排出され、気液分離器３０の気相燃料を含んだ空気が第４の配管を通って改質反応部４３ａに供給され、ここで気化部４２ａを通過してきた燃料と酸化反応および改質反応を行って水素を生成する。水素生成に必要な反応熱は、この空気と燃料の酸化反応熱から供給される。

ここで、オートサーマル式については、特に本実施例に限定されるものではない。つまり、水の供給方法が異なる形式や水の供給そのものが無い部分酸化法についても同様で、改質反応部４３ａへ供給する空気系統が気液分離器３０を通過しておればよい。このようにこの実施の形態２によれば、改質器に燃焼部を必要とせず、また燃料供給部からの燃焼用燃料の供給を不要とするので、安価でかつランニングコストの低減がはかれるという効果がある。
また、改質反応の異なる燃料処理装置にも同様の効果が実現できる。

実施の形態３．
図４は実施の形態３による燃料処理装置１００を備えた燃料電池２００を示すブロック図である。この実施の形態３は、前記実施の形態１による燃料処理装置１００によって生成された水素が第１２の配管２ｍによって燃料電池２００に供給される構成を示す。すなわち改質器４０によって生成された水素が第１２の配管２ｍを通り燃料電池２００に供給され、また燃料電池２００から排出されたオフガスが第８の配管２ｈを通り気液分離器３０を経由して改質器４０の燃焼部４１に供給されるように構成されたものである。そして実施の形態１に設けている第４の配管２ｄのポンプ１ｂは設けてない。またこの実施の形態３では燃焼部４１に外部よりポンプ１ｅから空送管２を介し送気している。その他の構成は実施の形態１と同様である。
燃料電池２００において、通常供給された水素のうち約７０〜８５％が電池反応に使用される。一方、残りの燃料は燃料電池２００よりオフガスとして排出される。このオフガスが、第８の配管２ｈを通って気液分離器３０における気相燃料を随伴しながら第４の配管２ｄを通って改質器４０の燃焼部４１に供給される。これによって、燃料電池２００からのオフガスの有効利用のみならず、燃料供給部１０から燃焼部４１へ送出される燃料を低減できるという効果がある。

図５は、この実施の形態３における気液分離器３０の別の構成を示す図である。図において気液分離器３０には、気液分離部３０ａとドレン分離部３０ｂが設けてある。これによりオフガスに含まれる約７〜１８％程度の水蒸気が結露してドレン分離室３０ｂに分離され液相燃料と混合しないようにし、第９の配管２ｊ（ドレン配管）より排出している。 なお、このドレン分離室３０ｂはオフガスを送出する第８の配管２ｈ系統中に分離して設けてもよく、また、ドレン分離室３０ｂまたはその上流側にドレン分離を積極的にするようにオフガスの冷却部を設けてもよい。もちろん、冷却部からの回収熱は、水や燃料等の予熱に利用してもよい。

実施の形態４．
図６は実施の形態４による燃料処理装置１００を備えた燃料電池２００を示すブロック図である。この実施の形態４は前記実施の形態３に脱硫部２０から排出された燃料を冷却するために除去する熱を、原燃料の予熱に利用する機能を追加したものである。つまり、前記実施の形態３で示した図４における燃料供給部１０と脱硫器２０との間に設けた第１の配管２ａに替わり、前記燃料供給部１０から熱交換器４に至る第１０の配管２ｋを設け、熱交換器４を介して加温された燃料供給部１０からの原燃料を、脱硫器２０に送出する第１１の配管２ｌを設けたものである。その他の構成は、実施の形態３の図４と同様である。このように原燃料は、熱交換器４によって加温されて脱硫器２０に供給されるので、脱硫器２０内部の温度分布を均一化にすることができ、内部温度差によって発生する気液比率の変動を抑制することができ、より脈動が少なく熱効率のよい燃料処理装置１００が実現できる。なおこの実施の形態４では燃料処理装置１００を備えた燃料電池２００の例を示しているが燃料処理装置１００単独の場合であっても適用可能である。なお熱交換器４に供給する低温側の流体は、燃料電池２００の図示省略の冷却用流体や燃料電池システムの熱回収用の流体を供給してもよい。この場合燃料電池システムの熱の有効利用がはかれる。

実施の形態５．
図７は実施の形態５による燃料処理装置１００を備えた燃料電池２００を示すブロック図である。この実施の形態５は、前記実施の形態４に脱硫器２０の加熱を燃焼器４０から排出された燃焼排ガスを利用して形成する機能を追加したものである。つまり前記実施の形態４で示した図６における脱硫部２０に脱硫部２０ａと加熱部２０ｂを分けて設けるとともに、燃焼部４１からの放出燃焼ガスを導く第６の配管２ｇを前記加熱部２０ｂに接続したものである。また、燃料供給部１０からの原燃料は、第１１の配管２ｌを通して前記脱硫部２０ａに導入される。その他の構成は、実施の形態４の図６と同様である。このように燃料電池２００のオフガスは気液分離器３０の気相燃料を随伴しながら燃焼部４１に導入され、さらに燃焼部４１から排出された燃焼排ガスは、第７の配管２ｇを通じて脱硫器２０の加熱部２０ｂに供給される。これによって、脱硫器２０に設けられた脱硫部２０ａを所定の温度に加温するものである。なお、脱硫器２０の温度を一定にするために、起動時や負荷変化時等に燃焼部４１からの燃焼排ガスを高めになるように設定し、燃焼排ガス系統である第７の配管２ｇに冷却ガス（例えば空気）を混入して温度制御をしてもよい。
このように、燃焼部４１の燃焼ガスを脱硫器２０の加熱源に有効利用でき、脱硫器２０が所定の温度に加温されるので水素を高い信頼性でかつ安定に生成できるとともに、より効率的な燃料処理装置１００を備えた燃料電池２００が実現できる。なお、この実施の形態５も燃料処理装置１００を備えた燃料電池２００の例を示しているが、燃料処理装置１００単独の場合であっても適用可能である。

また、前記実施の形態１〜４の気液分離器としてサイクロン装置を利用し、サイクロン装置の下部から液相を、上部から気相を分離してもよい。また、前記実施の形態１〜４では放熱防止のための保温材等は図示省略しているが本発明はなんらこれに限定されるものではない。

この発明は炭化水素系のガスや、アルコール系燃料等を改質する燃料処理装置と、その燃料処理装置を備えた燃料電池に適用できる。

この発明の実施の形態１による燃料処理装置を示すブロック図である。 この発明の実施の形態１の別の例による燃料処理装置を示すブロック図である。 この発明の実施の形態２による燃料処理装置を示すブロック図である。 この発明の実施の形態３による燃料処理装置を備えた燃料電池を示すブロック図である。 この発明の実施の形態３の気液分離器を示す断面図である。 この発明の実施の形態４の燃料処理装置を備えた燃料電池を示すブロック図である。 この発明の実施の形態５の燃料処理装置を備えた燃料電池を示すブロック図である。

符号の説明

１ａ〜１ｅ ポンプ、２ａ〜２ｍ 第１〜第１２の配管、４ 熱交換器、
１０ 燃料供給部、２０ 脱硫器、２０ａ 脱硫部、２０ｂ 加熱部、
３０ 気液分離器、４０，４０ａ 改質器、４１ 燃焼部、
４２，４２ａ 気化部、４３，４３ａ 改質反応部、１００ 燃料処理装置、
２００ 燃料電池。

Claims (10)

1. 燃料供給部と脱硫器と気液分離器と改質器とを備えた燃料処理装置であって、
   前記脱硫器は、前記燃料供給部から供給される液体燃料を脱硫するものであり、
   前記気液分離器は、前記脱硫器で脱硫された液体燃料を、液相燃料と気相燃料に分離するものであり、
   前記改質器には、気化部と改質反応部と燃焼部とが設けられていて、前記気液分離器で分離された気相燃料は、経路に設けられたポンプの吐出する空気によって、前記改質器の燃焼部に送られ燃焼されて、前記気化部と改質反応部を加熱するものであり、前記気液分離器で分離された液相燃料は、前記改質器の気化部に送られ、水と混合されて気化後前記改質反応部に送られ、水素に変換されることを特徴とする燃料処理装置。
2. 燃料供給部と脱硫器と気液分離器と改質器とを備えた燃料処理装置であって、
   前記脱硫器は、前記燃料供給部から供給される液体燃料を脱硫するものであり、
   前記気液分離器は、前記脱硫器で脱硫された液体燃料を、液相燃料と気相燃料に分離するものであり、
   前記改質器には、気化部と改質反応部とが設けられていて、前記気液分離器で分離された液相燃料は、前記改質器の気化部に送られ、水と混合されて気化後前記改質反応部に送られ、前記気液分離器で分離された気相燃料は、経路に設けられたポンプの吐出する空気によって、前記改質反応部に送られて、前記気化部から送られてきた液相燃料と酸化反応および改質反応を行って水素を生成することを特徴とする燃料処理装置。
3. 燃料処理装置を備えた燃料電池であって、
   前記燃料電池は、前記燃料処理装置で生成される水素を利用して電池反応を行うものであり、
   前記燃料処理装置には、燃料供給部と脱硫器と気液分離器と改質器とが備えられていて、
   前記脱硫器は、前記燃料供給部から供給される液体燃料を脱硫するものであり、
   前記気液分離器は、前記脱硫器で脱硫された液体燃料を、液相燃料と気相燃料に分離するものであり、
   前記改質器には、気化部と改質反応部と燃焼部とが設けられていて、前記気液分離器で分離された気相燃料は、前記燃料電池から排出されるオフガスによって前記改質器の燃焼部に送られ燃焼されて、前記気化部と改質反応部を加熱するものであり、前記気液分離器で分離された液相燃料は、前記改質器の気化部に送られ、水と混合されて気化後前記改質反応部に送られ、水素に変換され、該水素は前記燃料電池に供給されることを特徴とする燃料処理装置を備えた燃料電池。
4. 燃料処理装置を備えた燃料電池であって、
   前記燃料電池は、前記燃料処理装置で生成される水素を利用して電池反応を行うものであり、
   前記燃料処理装置には、燃料供給部と脱硫器と気液分離器と改質器と、前記脱硫器と前記気液分離器とをつなぐ配管に設けられた熱交換器とが備えられていて、
   前記燃料供給部から供給される液体燃料は前記熱交換器を通過して加温されて前記脱硫器に送られた後に脱硫され、前記気液分離器は、前記脱硫器で脱硫された液体燃料を、液相燃料と気相燃料に分離するものであり、
   前記改質器には、気化部と改質反応部と燃焼部とが設けられていて、前記気液分離器で分離された気相燃料は、前記燃料電池から排出されるオフガスによって前記改質器の燃焼部に送られ燃焼されて、前記気化部と改質反応部を加熱するものであり、前記気液分離器で分離された液相燃料は、前記改質器の気化部に送られ、水と混合されて気化後前記改質反応部に送られ、水素に変換され、該水素は前記燃料電池に供給されることを特徴とする燃料処理装置を備えた燃料電池。
5. 前記気液分離器で分離された気相燃料は、前記燃料電池から排出されるオフガスによって前記改質器の燃焼部に送られて燃焼され、前記気化部と改質反応部を加熱するとともに、前記燃焼部から排出される燃焼ガスは、前記脱硫器に設けられた加熱部に送られて、前記脱硫器に設けられた脱硫部を加熱することを特徴とする請求項３または請求項４のいずれか１項に記載の燃料処理装置を備えた燃料電池。
6. 前記気液分離器には、気液分離部とドレン分離部とが設けられていることを特徴とする請求項３〜請求項５のいずれか１項に記載の燃料処理装置を備えた燃料電池。
7. 前記燃料供給部から供給される液体燃料は、ナフサ、ガソリン、灯油、軽油などの炭化水素系燃料、メタノール、エタノールなどのアルコール系燃料、あるいは１ＭＰａ未満の加圧により液相となる液化石油ガス、ジメチルエーテルなどの水素もしくはエーテル系の燃料であることを特徴とする請求項１、請求項２のいずれか１項に記載の燃料処理装置。
8. 前記燃料供給部から供給される液体燃料は、ナフサ、ガソリン、灯油、軽油などの炭化水素系燃料、メタノール、エタノールなどのアルコール系燃料、あるいは１ＭＰａ未満の加圧により液相となる液化石油ガス、ジメチルエーテルなどの水素もしくはエーテル系の燃料であることを特徴とする請求項３、請求項４のいずれか１項に記載の燃料処理装置を備えた燃料電池。
9. 請求項１あるいは請求項２のいずれか１項に記載の燃料処理装置を用いて、液体燃料の処理がなされることを特徴とする液体燃料の処理方法。
10. 請求項３あるいは請求項４のいずれか１項に記載の燃料処理装置を用いて生成された燃料が燃料電池に供給されることを特徴とする燃料処理装置を備えた燃料電池への燃料供給方法。

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