"需要電力に応じた可変の発電電力を生成する固体酸化物型燃料電池であって、供給された燃料により発電する燃料電池モジュールと、この燃料電池モジュールに燃料を供給する燃料供給手段と、上記燃料電池モジュールに発電用の酸化剤ガスを供給する発電用酸化剤ガス供給手段と、上記燃料供給手段により供給され、発電に利用されずに残った残余燃料を燃焼させ、上記燃料電池モジュール内を加熱する燃焼部と、上記燃料電池モジュールで発生した熱を蓄積する蓄熱材と、需要電力を検出する需要電力検出手段と、上記蓄熱材に蓄積された蓄熱量を推定する蓄熱量推定手段と、上記需要電力検出手段により検出された需要電力及び上記蓄熱量推定手段により推定された蓄熱量に基づいて、推定された蓄熱量が大きい場合には、同一の発電電力に対して燃料利用率が高くなるように、上記燃料供給手段及び上記発電用酸化剤ガス供給手段を制御する残存熱量利用制御を実行する制御手段と、上記燃焼部を通って排出される排気ガスの状態を検出又は推定する排気ガス状態判定手段と、を有し、上記制御手段は、上記排気ガス状態判定手段の判定結果に基づいて、排気ガスが適正状態になるように、上記残存熱量利用制御により設定された燃料供給量及び/又は発電用酸化剤ガス供給量を補正する排気ガス適正化手段を有することを特徴とする固体酸化物型燃料電池。上記排気ガス状態判定手段は、上記燃焼部における発電用酸化剤ガス量と残余燃料量の比である残余空燃比を推定することにより排気ガスの状態を推定し、上記排気ガス適正化手段は、推定された残余空燃比を、所定範囲に維持するように燃料供給量及び/又は発電用酸化剤ガス供給量を補正する請求項1記載の固体酸化物型燃料電池。上記排気ガス状態判定手段は、発電電力、燃料供給量、及び発電用酸化剤ガス供給量に基づいて、残余空燃比を推定する請求項2記載の固体酸化物型燃料電池。上記排気ガス適正化手段は、所定の条件に基づいて、燃料供給量又は発電用酸化剤ガス供給量の補正を変更する請求項1記載の固体酸化物型燃料電池。上記排気ガス適正化手段は、燃料供給量よりも発電用酸化剤ガス供給量を大幅に補正することにより、残余空燃比を、所定範囲に維持する請求項2記載の固体酸化物型燃料電池。上記排気ガス適正化手段は、発電用酸化剤ガス供給量の補正により残余空燃比を所定範囲に維持できる場合には、発電用酸化剤ガス供給量のみ補正し、発電用酸化剤ガス供給量の補正のみでは残余空燃比を所定範囲に維持できない場合に、燃料供給量及び発電用酸化剤ガス供給量の両方を補正する請求項5記載の固体酸化物型燃料電池。しかしながら、特許文献2記載の発明においては、蓄積されている余熱の推定を電気負荷の積分値から求めているため、残余燃料が余剰となることに起因して発生する過昇温という上記の特有の課題に対してはこれを上手く機能させることができなかった。具体的には、特許文献2記載の発明では、発電電力から間接的に燃料供給量を把握し、これに基づいて余熱を推定することになるため、発電に利用されずに残った残余燃料を把握することができず、これに起因する過昇温を防止することはできない。従って、上記の特有の課題を解決するために特許文献2記載の発明を適用することはできない。さらに、特許文献2記載の発明のように、燃料電池システムに蓄積された余熱を利用した制御を行うと、燃料利用率を非常に高く設定することが可能になる一方、発電用の空気に対して供給される燃料の量が極めて少なくなり、残余燃料が適正に燃焼されにくくなるという新たな課題が生じた。発電に利用されずに残った残余燃料が、発電用空気により十分に燃焼されていない場合には、燃料電池システムの排気中に含まれる一酸化炭素等の有害なガスの量が増加するという問題がある。燃料電池システムの排気中に含まれる一酸化炭素は、絶対量としては微量であるが、これを減じることが好ましい。また、燃料電池システム内における燃焼は、発電に利用されずに残った残余燃料が、発電に利用されずに残った発電用空気酸素により燃焼されるものであるため、燃焼に使用される燃料及び空気の量を把握することが困難である。さらに、供給された燃料は改質器、燃料電池セルを経て燃焼部に到達し、発電用の空気は燃料電池セルを経て燃焼部に到達するものであり、供給された後、燃焼部に到達するまで夫々にタイムラグがある。このため、燃焼部における燃焼を制御することには困難が伴う。加えて、特許文献2記載の発明においては、余熱の推定値を電気負荷の積分値から求めているため、残余燃料に起因して発生する有害なガスの問題を解決することができない。従って、本発明は、蓄積された余熱を利用することによりエネルギー効率を向上させながら、排気中に含まれる有害なガスを減じることができる固体酸化物型燃料電池を提供することを目的としている。上述した課題を解決するために、本発明は、需要電力に応じた可変の発電電力を生成する固体酸化物型燃料電池であって、供給された燃料により発電する燃料電池モジュールと、この燃料電池モジュールに燃料を供給する燃料供給手段と、燃料電池モジュールに発電用の酸化剤ガスを供給する発電用酸化剤ガス供給手段と、燃料供給手段により供給され、発電に利用されずに残った残余燃料を燃焼させ、燃料電池モジュール内を加熱する燃焼部と、燃料電池モジュールで発生した熱を蓄積する蓄熱材と、需要電力を検出する需要電力検出手段と、蓄熱材に蓄積された蓄熱量を推定する蓄熱量推定手段と、需要電力検出手段により検出された需要電力及び蓄熱量推定手段により推定された蓄熱量に基づいて、推定された蓄熱量が大きい場合には、同一の発電電力に対して燃料利用率が高くなるように、燃料供給手段及び発電用酸化剤ガス供給手段を制御する残存熱量利用制御を実行する制御手段と、燃焼部を通って排出される排気ガスの状態を検出又は推定する排気ガス状態判定手段と、を有し、制御手段は、排気ガス状態判定手段の判定結果に基づいて、排気ガスが適正状態になるように、残存熱量利用制御により設定された燃料供給量及び/又は発電用酸化剤ガス供給量を補正する排気ガス適正化手段を有することを特徴としている。このように構成された本発明においては、燃料供給手段及び発電用酸化剤ガス供給手段は、燃料電池モジュールに燃料及び発電用酸化剤ガスを夫々供給する。燃料電池モジュールは供給された燃料及び発電用酸化剤ガスにより発電すると共に、発電に利用されずに残った残余燃料は燃焼部で燃焼され、発生した熱は蓄熱材に蓄積される。制御手段は、需要電力検出手段により検出された需要電力及び蓄熱量推定手段により推定された蓄熱量に基づいて、推定された蓄熱量が大きい場合には、同一の発電電力に対して燃料利用率が高くなるように、燃料供給手段及び発電用酸化剤ガス供給手段を制御する残存熱量利用制御を実行する。排気ガス状態判定手段は、燃焼部を通って排出される排気ガスの状態を検出又は推定する。制御手段に備えられた排気ガス適正化手段は、排気ガス状態判定手段の判定結果に基づいて、排気ガスが適正状態になるように、残存熱量利用制御により設定された燃料供給量及び/又は発電用酸化剤ガス供給量を補正する。このように構成された本発明によれば、推定された蓄熱量が大きい場合には、同一の発電電力に対して燃料利用率が高くされるので、蓄積された熱量を利用して、固体酸化物型燃料電池のエネルギー効率を向上させることができる。また、このように構成された本発明によれば、蓄熱量が大きい場合には蓄熱が利用されるので、エネルギー効率を低下させることなく、燃料電池モジュール内の温度を適正温度範囲に維持することができる。しかしながら、エネルギー効率や、作動温度を優先して燃料供給量及び発電用酸化剤ガス供給量を決定していると、排気ガス中の一酸化炭素濃度が上昇する等、排気ガスが不適切な状態になる場合があるという技術課題が生じる。本発明の固体酸化物型燃料電池によれば、排気ガス適正化手段が、排気ガスが適正状態になるように燃料供給量及び/又は発電用酸化剤ガス供給量を補正するので、エネルギー効率の向上と、排気ガスの適正化を両立させることができる。本発明において、好ましくは、排気ガス状態判定手段は、燃焼部における発電用酸化剤ガス量と残余燃料量の比である残余空燃比を推定することにより排気ガスの状態を推定し、排気ガス適正化手段は、推定された残余空燃比を、所定範囲に維持するように燃料供給量及び/又は発電用酸化剤ガス供給量を補正する。このように構成された本発明によれば、残余空燃比を推定することにより排気ガスの状態が推定され、排気ガスの状態が判定されるので、特別なセンサーを用いることなく排気ガスを適正な状態にすることができる。本発明において、好ましくは、排気ガス状態判定手段は、発電電力、燃料供給量、及び発電用酸化剤ガス供給量に基づいて、残余空燃比を推定する。一般に、排気ガスの状態は、供給された酸化剤ガスと燃料の比ではなく、燃焼部における酸化剤ガスと燃料の比に依存する。この比には、発電により消費された燃料及び酸化剤ガスの量が強い影響を与える。上記のように構成された本発明によれば、酸化剤ガス供給量、燃料供給量に加え、発電電力を加味して残余空燃比を推定しているので、より正確に排気ガスの状態を判定することができる。本発明において、好ましくは、排気ガス適正化手段は、所定の条件に基づいて、燃料供給量又は発電用酸化剤ガス供給量の補正を変更する。このように構成された本発明によれば、所定の条件に基づいて補正が変更されるので、排気ガスの状態を適正に保つと同時に、エネルギー効率を向上させ、或いは、安定して固体酸化物型燃料電池を運転することができる。本発明において、好ましくは、排気ガス適正化手段は、燃料供給量よりも発電用酸化剤ガス供給量を大幅に補正することにより、残余空燃比を、所定範囲に維持する。このように構成された本発明によれば、発電用酸化剤ガス供給量を大幅に補正することにより排気ガスが適正化されるので、排気ガスの適正化のために浪費される燃料を抑制することができ、エネルギー効率の向上と、排気ガスの適正化を両立することができる。本発明において、好ましくは、排気ガス適正化手段は、発電用酸化剤ガス供給量の補正により残余空燃比を所定範囲に維持できる場合には、発電用酸化剤ガス供給量のみ補正し、発電用酸化剤ガス供給量の補正のみでは残余空燃比を所定範囲に維持できない場合に、燃料供給量及び発電用酸化剤ガス供給量の両方を補正する。このように構成された本発明によれば、発電用酸化剤ガス供給量の補正のみで排気ガスを適正化できる場合には、発電用酸化剤ガス供給量のみ補正されるので、エネルギー効率を向上させることができる。また、発電用酸化剤ガス供給量の補正だけでは排気ガスを適正化できない場合には、燃料供給量も補正されるので、より広範な状況において排気ガスを適正化することができる。本発明の固体酸化物型燃料電池によれば、蓄積された余熱を利用することによりエネルギー効率を向上させながら、排気中に含まれる有害なガスを減じることができる。次に、添付図面を参照して、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCを説明する。図1は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCを示す全体構成図である。この図1に示すように、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFC1は、燃料電池モジュール2と、補機ユニット4を備えている。燃料電池モジュール2は、ハウジング6を備え、このハウジング6内部には、断熱材7を介して密封空間8が形成されている。この密閉空間8の下方部分である発電室10には、燃料ガスと酸化剤空気とにより発電反応を行う燃料電池セル集合体12が配置されている。この燃料電池セル集合体12は、10個の燃料電池セルスタック14図5参照を備え、この燃料電池セルスタック14は、16本の燃料電池セルユニット16図4参照から構成されている。このように、燃料電池セル集合体12は、160本の燃料電池セルユニット16を有し、これらの燃料電池セルユニット16の全てが直列接続されている。燃料電池モジュール2の密封空間8の上述した発電室10の上方には、燃焼室18が形成され、この燃焼室18で、発電反応に使用されなかった残余の燃料ガスと残余の酸化剤空気とが燃焼し、排気ガスを生成するようになっている。また、この燃焼室18の上方には、燃料ガスを改質する改質器20が配置され、前記残余ガスの燃焼熱によって改質器20を改質反応が可能な温度となるように加熱している。さらに、この改質器20の上方には、改質器20の熱を受けて空気を加熱し、改質器20の温度低下を抑制するための空気用熱交換器22が配置されている。次に、補機ユニット4は、水道等の水供給源24からの水を貯水してフィルターにより純水とする純水タンク26と、この貯水タンクから供給される水の流量を調整する水流量調整ユニット28モータで駆動される水ポンプ等を備えている。また、補機ユニット4は、都市ガス等の燃料供給源30から供給された燃料ガスを遮断するガス遮断弁32と、燃料ガスから硫黄を除去するための脱硫器36と、燃料ガスの流量を調整する燃料流量調整ユニット38モータで駆動される燃料ポンプ等を備えている。さらに、補機ユニット4は、空気供給源40から供給される酸化剤である空気を遮断する電磁弁42と、空気の流量を調整する改質用空気流量調整ユニット44及び発電用空気流量調整ユニット45モータで駆動される空気ブロア等と、改質器20に供給される改質用空気を加熱する第1ヒータ46と、発電室に供給される発電用空気を加熱する第2ヒータ48とを備えている。これらの第1ヒータ46と第2ヒータ48は、起動時の昇温を効率よく行うために設けられているが、省略しても良い。次に、燃料電池モジュール2には、排気ガスが供給される温水製造装置50が接続されている。この温水製造装置50には、水供給源24から水道水が供給され、この水道水が排気ガスの熱により温水となり、図示しない外部の給湯器の貯湯タンクへ供給されるようになっている。また、燃料電池モジュール2には、燃料ガスの供給量等を制御するための制御ボックス52が取り付けられている。さらに、燃料電池モジュール2には、燃料電池モジュールにより発電された電力を外部に供給するための電力取出部電力変換部であるインバータ54が接続されている。次に、図2及び図3により、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCの燃料電池モジュールの内部構造を説明する。図2は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCの燃料電池モジュールを示す側面断面図であり、図3は、図2のIIIIII線に沿って断面図である。図2及び図3に示すように、燃料電池モジュール2のハウジング6内の密閉空間8には、上述したように、下方から順に、燃料電池セル集合体12、改質器20、空気用熱交換器22が配置されている。改質器20は、その上流端側に純水を導入するための純水導入管60と改質される燃料ガスと改質用空気を導入するための被改質ガス導入管62が取り付けられ、また、改質器20の内部には、上流側から順に、蒸発部20aと改質部20bを形成され、これらの蒸発部20aと改質部20bには改質触媒が充填されている。この改質器20に導入された水蒸気純水が混合された燃料ガス及び空気は、改質器20内に充填された改質触媒により改質される。改質触媒としては、アルミナの球体表面にニッケルを付与したものや、アルミナの球体表面にルテニウムを付与したものが適宜用いられる。この改質器20の下流端側には、燃料ガス供給管64が接続され、この燃料ガス供給管64は、下方に延び、さらに、燃料電池セル集合体12の下方に形成されたマニホールド66内で水平に延びている。燃料ガス供給管64の水平部64aの下方面には、複数の燃料供給孔64bが形成されており、この燃料供給孔64bから、改質された燃料ガスがマニホールド66内に供給される。このマニホールド66の上方には、上述した燃料電池セルスタック14を支持するための貫通孔を備えた下支持板68が取り付けられており、マニホールド66内の燃料ガスが、燃料電池セルユニット16内に供給される。次に、改質器20の上方には、空気用熱交換器22が設けられている。この空気用熱交換器22は、上流側に空気集約室70、下流側に2つの空気分配室72を備え、これらの空気集約室70と空気分配室72は、6個の空気流路管74により接続されている。ここで、図3に示すように、3個の空気流路管74が一組74a,74b,74c,74d,74e,74fとなっており、空気集約室70内の空気が各組の空気流路管74からそれぞれの空気分配室72へ流入する。空気用熱交換器22の6個の空気流路管74内を流れる空気は、燃焼室18で燃焼して上昇する排気ガスにより予熱される。空気分配室72のそれぞれには、空気導入管76が接続され、この空気導入管76は、下方に延び、その下端側が、発電室10の下方空間に連通し、発電室10に余熱された空気を導入する。次に、マニホールド66の下方には、排気ガス室78が形成されている。また、図3に示すように、ハウジング6の長手方向に沿った面である前面6aと後面6bの内側には、上下方向に延びる排気ガス通路80が形成され、この排気ガス室通路80の上端側は、空気用熱交換器22が配置された空間と連通し、下端側は、排気ガス室78と連通している。また、排気ガス室78の下面のほぼ中央には、排気ガス排出管82が接続され、この排気ガス排出管82の下流端は、図1に示す上述した温水製造装置50に接続されている。図2に示すように、燃料ガスと空気との燃焼を開始するための点火装置83が、燃焼室18に設けられている。次に図4により燃料電池セルユニット16について説明する。図4は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCの燃料電池セルユニットを示す部分断面図である。図4に示すように、燃料電池セルユニット16は、燃料電池セル84と、この燃料電池セル84の上下方向端部にそれぞれ接続された内側電極端子86とを備えている。燃料電池セル84は、上下方向に延びる管状構造体であり、内部に燃料ガス流路88を形成する円筒形の内側電極層90と、円筒形の外側電極層92と、内側電極層90と外側電極層92との間にある電解質層94とを備えている。この内側電極層90は、燃料ガスが通過する燃料極であり、-極となり、一方、外側電極層92は、空気と接触する空気極であり、極となっている。燃料電池セル16の上端側と下端側に取り付けられた内側電極端子86は、同一構造であるため、ここでは、上端側に取り付けられた内側電極端子86について具体的に説明する。内側電極層90の上部90aは、電解質層94と外側電極層92に対して露出された外周面90bと上端面90cとを備えている。内側電極端子86は、導電性のシール材96を介して内側電極層90の外周面90bと接続され、さらに、内側電極層90の上端面90cとは直接接触することにより、内側電極層90と電気的に接続されている。内側電極端子86の中心部には、内側電極層90の燃料ガス流路88と連通する燃料ガス流路98が形成されている。内側電極層90は、例えば、Niと、CaやY、Sc等の希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたジルコニアとの混合体、Niと、希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたセリアとの混合体、Niと、Sr、Mg、Co、Fe、Cuから選ばれる少なくとも一種をドープしたランタンガレードとの混合体、の少なくとも一種から形成される。電解質層94は、例えば、Y、Sc等の希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたジルコニア、希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたセリア、Sr、Mgから選ばれる少なくとも一種をドープしたランタンガレート、の少なくとも一種から形成される。外側電極層92は、例えば、Sr、Caから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンマンガナイト、Sr、Co、Ni、Cuから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンフェライト、Sr、Fe、Ni、Cuから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンコバルタイト、銀、などの少なくとも一種から形成される。次に図5により燃料電池セルスタック14について説明する。図5は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCの燃料電池セルスタックを示す斜視図である。図5に示すように、燃料電池セルスタック14は、16本の燃料電池セルユニット16を備え、これらの燃料電池セルユニット16の下端側及び上端側が、それぞれ、セラミック製の下支持板68及び上支持板100により支持されている。これらの下支持板68及び上支持板100には、内側電極端子86が貫通可能な貫通穴68a及び100aがそれぞれ形成されている。さらに、燃料電池セルユニット16には、集電体102及び外部端子104が取り付けられている。この集電体102は、燃料極である内側電極層90に取り付けられた内側電極端子86と電気的に接続される燃料極用接続部102aと、空気極である外側電極層92の外周面全体と電気的に接続される空気極用接続部102bとにより一体的に形成されている。空気極用接続部102bは、外側電極層92の表面を上下方向に延びる鉛直部102cと、この鉛直部102cから外側電極層92の表面に沿って水平方向に延びる多数の水平部102dとから形成されている。また、燃料極用接続部102aは、空気極用接続部102bの鉛直部102cから燃料電池セルユニット16の上下方向に位置する内側電極端子86に向って斜め上方又は斜め下方に向って直線的に延びている。さらに、燃料電池セルスタック14の端図5では左端の奥側及び手前側に位置する2個の燃料電池セルユニット16の上側端及び下側端の内側電極端子86には、それぞれ外部端子104が接続されている。これらの外部端子104は、隣接する燃料電池セルスタック14の端にある燃料電池セルユニット16の外部端子104図示せずに接続され、上述したように、160本の燃料電池セルユニット16の全てが直列接続されるようになっている。次に図6により本実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCに取り付けられたセンサ類等について説明する。図6は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCを示すブロック図である。図6に示すように、固体酸化物型燃料電池1は、制御部110を備え、この制御部110には、使用者が操作するためのONやOFF等の操作ボタンを備えた操作装置112、発電出力値ワット数等の種々のデータを表示するための表示装置114、及び、異常状態のとき等に警報ワーニングを発する報知装置116が接続されている。なお、この報知装置116は、遠隔地にある管理センタに接続され、この管理センタに異常状態を通知するようなものであっても良い。次に、制御部110には、以下に説明する種々のセンサからの信号が入力されるようになっている。先ず、可燃ガス検出センサ120は、ガス漏れを検知するためのもので、燃料電池モジュール2及び補機ユニット4に取り付けられている。CO検出センサ122は、本来排気ガス通路80等を経て外部に排出される排気ガス中のCOが、燃料電池モジュール2及び補機ユニット4を覆う外部ハウジング図示せずへ漏れたかどうかを検知するためのものである。貯湯状態検出センサ124は、図示しない給湯器におけるお湯の温度や水量を検知するためのものである。電力状態検出センサ126は、インバータ54及び分電盤図示せずの電流及び電圧等を検知するためのものである。発電用空気流量検出センサ128は、発電室10に供給される発電用空気の流量を検出するためのものである。改質用空気流量センサ130は、改質器20に供給される改質用空気の流量を検出するためのものである。燃料流量センサ132は、改質器20に供給される燃料ガスの流量を検出するためのものである。水流量センサ134は、改質器20に供給される純水の流量を検出するためのものである。水位センサ136は、純水タンク26の水位を検出するためのものである。圧力センサ138は、改質器20の外部の上流側の圧力を検出するためのものである。排気温度センサ140は、温水製造装置50に流入する排気ガスの温度を検出するためのものである。発電室温度センサ142は、図3に示すように、燃料電池セル集合体12の近傍の前面側と背面側に設けられ、燃料電池セルスタック14の近傍の温度を検出して、燃料電池セルスタック14即ち燃料電池セル84自体の温度を推定するためのものである。燃焼室温度センサ144は、燃焼室18の温度を検出するためのものである。排気ガス室温度センサ146は、排気ガス室78の排気ガスの温度を検出するためのものである。改質器温度センサ148は、改質器20の温度を検出するためのものであり、改質器20の入口温度と出口温度から改質器20の温度を算出する。外気温度センサ150は、固体酸化物型燃料電池SOFCが屋外に配置された場合、外気の温度を検出するためのものである。また、外気の湿度等を測定するセンサを設けるようにしても良い。これらのセンサ類からの信号は、制御部110に送られ、制御部110は、これらの信号によるデータに基づき、水流量調整ユニット28、燃料流量調整ユニット38、改質用空気流量調整ユニット44、発電用空気流量調整ユニット45に、制御信号を送り、これらのユニットにおける各流量を制御するようになっている。次に図7により本実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCによる起動時の動作を説明する。図7は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCの起動時の動作を示すタイムチャートである。最初は、燃料電池モジュール2を温めるために、無負荷状態で、即ち、燃料電池モジュール2を含む回路を開いた状態で、運転を開始する。このとき、回路に電流が流れないので、燃料電池モジュール2は発電を行わない。先ず、改質用空気流量調整ユニット44から改質用空気を第1ヒータ46を経由して燃料電池モジュール2の改質器20へ供給する。また、同時に、発電用空気流量調整ユニット45から発電用空気を第2ヒータ48を経由して燃料電池モジュール2の空気用熱交換器22へ供給し、この発電用空気が、発電室10及び燃焼室18に到達する。この直ぐ後、燃料流量調整ユニット38からも燃料ガスが供給され、改質用空気が混合された燃料ガスが、改質器20及び燃料電池セルスタック14、燃料電池セルユニット16を通過して、燃焼室18に到達する。次に、点火装置83により着火して、燃焼室18にある燃料ガスと空気改質用空気及び発電用空気とを燃焼させる。この燃料ガスと空気との燃焼により排気ガスが生じ、この排気ガスにより、発電室10が暖められ、また、排気ガスが燃料電池モジュール2の密封空間8内を上昇する際、改質器20内の改質用空気を含む燃料ガスを暖めると共に、空気熱交換器22内の発電用空気も暖める。このとき、燃料流量調整ユニット38及び改質用空気流量調整ユニット44により、改質用空気が混合された燃料ガスが改質器20に供給されているので、改質器20において、式1に示す部分酸化改質反応POXが進行する。この部分酸化改質反応POXは、発熱反応であるので、起動性が良好となる。また、この昇温した燃料ガスが燃料ガス供給管64により燃料電池セルスタック14の下方に供給され、これにより、燃料電池セルスタック14が下方から加熱され、また、燃焼室18も燃料ガスと空気が燃焼して昇温されているので、燃料電池セルスタック14は、上方からも加熱され、この結果、燃料電池セルスタック14は、上下方向において、ほぼ均等に昇温可能となっている。この部分酸化改質反応POXが進行しても、燃焼室18では継続して燃料ガスと空気との燃焼反応が持続される。CmHnxO2→aCO2bCOcH21部分酸化改質反応POXの開始後、改質器温度センサ148により改質器20が所定温度例えば、600°Cになったことを検知したとき、水流量調整ユニット28、燃料流量調整ユニット38及び改質用空気流量調整ユニット44により、燃料ガスと改質用空気と水蒸気とを予め混合したガスを改質器20に供給する。このとき、改質器20においては、上述した部分酸化改質反応POXと後述する水蒸気改質反応SRとが併用されたオートサーマル改質反応ATRが進行する。このオートサーマル改質反応ATRは、熱的に内部バランスが取れるので、改質器20内では熱的に自立した状態で反応が進行する。即ち、酸素空気が多い場合には部分酸化改質反応POXによる発熱が支配的となり、水蒸気が多い場合には水蒸気改質反応SRによる吸熱反応が支配的となる。この段階では、既に起動の初期段階は過ぎており、発電室10内がある程度の温度まで昇温されているので、吸熱反応が支配的であっても大幅な温度低下を引き起こすことはない。また、オートサーマル改質反応ATRが進行中も、燃焼室18では燃焼反応が継続して行われている。式2に示すオートサーマル改質反応ATRの開始後、改質器温度センサ146により改質器20が所定温度例えば、700°Cになったことを検知したとき、改質用空気流量調整ユニット44による改質用空気の供給を停止すると共に、水流量調整ユニット28による水蒸気の供給を増加させる。これにより、改質器20には、空気を含まず燃料ガスと水蒸気のみを含むガスが供給され、改質器20において、式3の水蒸気改質反応SRが進行する。CmHnxO2yH2O→aCO2bCOcH22CmHnxH2O→aCO2bCOcH23この水蒸気改質反応SRは吸熱反応であるので、燃焼室18からの燃焼熱と熱バランスをとりながら反応が進行する。この段階では、燃料電池モジュール2の起動の最終段階であるため、発電室10内が十分高温に昇温されているので、吸熱反応が進行しても、発電室10が大幅な温度低下を招くこともない。また、水蒸気改質反応SRが進行しても、燃焼室18では継続して燃焼反応が進行する。このようにして、燃料電池モジュール2は、点火装置83により点火した後、部分酸化改質反応POX、オートサーマル改質反応ATR、水蒸気改質反応SRが、順次進行することにより、発電室10内の温度が徐々に上昇する。次に、発電室10内及び燃料電池セル84の温度が燃料電池モジュール2を安定的に作動させる定格温度よりも低い所定の発電温度に達したら、燃料電池モジュール2を含む回路を閉じ、燃料電池モジュール2による発電を開始し、それにより、回路に電流が流れる。燃料電池モジュール2の発電により、燃料電池セル84自体も発熱し、燃料電池セル84の温度も上昇する。この結果、燃料電池モジュール2を作動させる定格温度、例えば、600°C~800°Cになる。この後、定格温度を維持するために、燃料電池セル84で消費される燃料ガス及び空気の量よりも多い燃料ガス及び空気を供給し、燃焼室18での燃焼を継続させる。なお、発電中は、改質効率の高い水蒸気改質反応SRで発電が進行する。次に、図8により本実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCの運転停止時の動作を説明する。図8は、本実施形態により固体酸化物型燃料電池SOFCの運転停止時の動作を示すタイムチャートである。図8に示すように、燃料電池モジュール2の運転停止を行う場合には、先ず、燃料流量調整ユニット38及び水流量調整ユニット28を操作して、燃料ガス及び水蒸気の改質器20への供給量を減少させる。また、燃料電池モジュール2の運転停止を行う場合には、燃料ガス及び水蒸気の改質器20への供給量を減少させると同時に、改質用空気流量調整ユニット44による発電用空気の燃料電池モジュール2内への供給量を増大させて、燃料電池セル集合体12及び改質器20を空気により冷却し、これらの温度を低下させる。その後、改質器20の温度が所定温度、例えば、400°Cまで低下したとき、燃料ガス及び水蒸気の改質器20への供給を停止し、改質器20の水蒸気改質反応SRを終了する。この発電用空気の供給は、改質器20の温度が所定温度、例えば、200°Cまで低下するまで、継続し、この所定温度となったとき、発電用空気流量調整ユニット45からの発電用空気の供給を停止する。このように、本実施形態においては、燃料電池モジュール2の運転停止を行うとき、改質器20による水蒸気改質反応SRと発電用空気による冷却とを併用しているので、比較的短時間に、燃料電池モジュールの運転を停止させることができる。次に、図9乃至図23を参照して、本発明の第1実施形態による固体酸化物型燃料電池1の制御を説明する。図9は、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1における出力電流と燃料供給量の関係を示すグラフである。図10は、固体酸化物型燃料電池1における出力電流と、供給された燃料により発生する熱量の関係を示すグラフである。まず、図9の実線に示すように、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1は、需要電力に応じて、出力を定格出力電力である700W出力電流7A以下で可変できるように構成されている。所要の電力を出力するために必要とされる燃料供給量L/minは、図9に実線で示すように設定されている。なお、図9に示す燃料供給量は、後述する、断熱材7に蓄積された熱量の利用を行わない場合のものである。制御手段である制御部110は、需要電力検出手段である電力状態検出センサ126によって検出された需要電力と、推定された蓄熱量に応じて燃料供給量を決定し、これに基づいて燃料供給手段である燃料流量調整ユニット38を制御するように構成されている。発電に必要な燃料の量は出力電力出力電流に比例するが、図9に実線で示すように、設定されている燃料供給量は、出力電流に比例していない。これは、出力電力に比例して燃料供給量を低下させてしまうと、燃料電池モジュール2内の燃料電池セルユニット16を発電可能な温度に維持することができなくなるためである。このため、図9に示す例では、出力電流7A付近の大発電電力時には燃料利用率約70に設定され、出力電流2A程度の小発電電力時には燃料利用率約50に設定されている。このように、小発電電力領域における燃料利用率を低下させ、発電に利用されずに残った燃料を燃焼させて改質器20等の加熱に使用することにより、燃料電池セルユニット16の温度低下を抑制し、燃料電池モジュール2内を発電可能な温度に維持している。しかしながら、燃料利用率を低下させることにより、発電に寄与しない燃料を増加させることになるので、小発電電力領域における固体酸化物型燃料電池1のエネルギー効率が低下する。本実施形態の固体酸化物型燃料電池1においては、制御部110に内蔵された蓄熱量推定手段110a図6により蓄熱量を推定し、推定された蓄熱量が大きい場合には、燃料利用率を高くした残存熱量利用制御を実行する。残存熱量利用制御により、図9に実線で示す燃料供給量が変更補正され、図9の破線に一例を示すように減少される。これにより、小発電電力領域における燃料利用率が上昇され、固体酸化物型燃料電池1のエネルギー効率が向上される。図10は、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1において、残存熱量の利用を行わずに燃料を供給した場合における出力電流と、供給された燃料の熱量との関係を模式的に示すグラフである。図10に一点鎖線で示すように、燃料電池モジュール2を熱的に自立させ、安定に運転するために必要な熱量は、出力電流の増加と共に単調に増加する。図10に実線で示すグラフは、残存熱量の利用を行わずに燃料が供給された場合における熱量を示している。本実施形態では、中発電電力に相当する出力電流5Aよりも低い領域では、一点鎖線で示す必要な熱量と、実線で示す基本的な燃料供給量の熱量がほぼ一致している。さらに、出力電流5Aよりも高い領域では、実線で示す基本的な燃料供給量の熱量は、熱自立するために最低限必要な一点鎖線で示す熱量を上回っている。この実線と破線の間の余剰熱量は、燃料電池モジュール2に設けられた蓄熱材である断熱材7に蓄積される。また、固体酸化物型燃料電池1からの出力電流と、この電流を定常的に出力している場合における燃料電池モジュール2内の燃料電池セルユニット16の温度とは相関があり、出力電流を大きくするためには燃料電池セルユニット16の温度を高くする必要があることから、出力電流が大きい状態では燃料電池セルユニット16の温度は高い状態にある。本実施形態の固体酸化物型燃料電池1では、出力電流5A以上の場合において、より多くの熱量が断熱材7に蓄積される。本実施形態においては、後述するように、断熱材7に利用可能な熱量が蓄積されている場合には、燃料供給量を減少させるように補正して、燃料利用率を向上させる。一方、燃料供給量を減少させたことにより不足する熱量は、燃料電池モジュール2の断熱材7に蓄積された熱量を利用して補充している。なお、本実施形態においては、断熱材7の熱容量が非常に大きいため、燃料電池モジュール2が大発電電力で所定時間運転された後、発電電力が小さい領域で運転される場合には、断熱材7に蓄積された熱量を2時間以上に亘って利用することができ、この間の燃料供給量を減じる補正を行うことにより燃料利用率が向上される。次に、図11及び図12を参照して、負荷追従に伴う断熱材7への熱量の蓄積を説明する。図11は、需要電力の変化と、燃料供給量、及び燃料電池モジュール2から実際に取り出される電流の関係を模式的に示したグラフである。図12は、発電用空気供給量、水供給量、燃料供給量、及び燃料電池モジュール2から実際に取り出される電流の関係の一例を示したグラフである。図11に示すように、燃料電池モジュール2は、図11の最上段に示す需要電力に応じた電力を生成できるように制御される。制御部110は、需要電力に基づいて、燃料電池モジュール2が生成すべき目標の電流である燃料供給電流値Ifを、図11の2段目のグラフに示すように設定する。燃料供給電流値Ifは、概ね需要電力の変化に追従するように設定されるが、燃料電池モジュール2の応答速度は需要電力の変化に対して極めて緩慢であるため、需要電力の短周期の急激な変化には追従せず、需要電力に緩やかに追従するように設定される。また、需要電力が固体酸化物型燃料電池の最大定格電力を超えた場合には、燃料供給電流値Ifは最大定格電力に対応する電流値まで追従し、それ以上の電流値に設定されることはない。制御部110は、図11の3段目のグラフに示すように、燃料供給手段である燃料流量調整ユニット38を制御して、燃料供給電流値Ifに対応する電力が生成できる流量の燃料供給量Frを燃料電池モジュール2に供給する。なお、燃料供給量に対する実際に発電に使用される燃料の割合である燃料利用率が一定であるとすれば、燃料供給電流値Ifと燃料供給量Frは比例する。図11のグラフは、燃料供給電流値Ifと燃料供給量Frが比例するものとして描かれているが、後述するように、実際には本実施形態においても燃料利用率は一定ではない。さらに、図11の最下段のグラフに示すように、制御部110は、燃料電池モジュール2から取り出すことができる電流値である取出可能電流Iinvをインバータ54に対して指示する信号を出力する。インバータ54は、時々刻々急激に変化する需要電力に応じ、取出可能電流Iinvの範囲内で燃料電池モジュール2から電流電力を取り出す。需要電力が取出可能電流Iinvを上回る部分については、系統電力から供給される。ここで、図11に示すように、制御部110がインバータ54に指示する取出可能電流Iinvは、電流が増加傾向にある場合、燃料供給量Frの変化に対して所定時間遅れて変化するように設定される。例えば、図11の時刻t10においては、燃料供給電流値If及び燃料供給量Frが上昇を始めた後、遅れて、取出可能電流Iinvの増加が開始される。また、時刻t12においても、燃料供給電流値If及び燃料供給量Frの増加の後、遅れて、取出可能電流Iinvの増加が開始される。このように、燃料供給量Frを増加させた後、実際に燃料電池モジュール2から取り出す電力を増加させるタイミングを遅らせることにより、燃料電池モジュール2に供給された燃料が改質器20等を通って燃料電池セルスタック14に到達するまでの時間遅れや、燃料が電池セルスタック14に到達した後、実際の発電反応が可能になるまでの時間遅れに対処している。これにより、各燃料電池セルユニット16において燃料枯れが発生し、燃料電池セルユニット16が損傷されるのを確実に防止している。図12は、発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量の変化と、取出可能電流Iinvの関係をより詳細に示したものである。なお、図12に示されている発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量のグラフは、何れも、各供給量に対応する電流値に換算されている。即ち、供給された発電用空気、水、及び燃料が余ることなく全て発電に使用される供給量に設定されているとすれば、各供給量のグラフが取出可能電流Iinvのグラフと重なるように換算されている。従って、各供給量のグラフの、取出可能電流Iinvに対するずれ量は、各供給量の余剰分に対応する。発電に使用されずに残った残余燃料は、燃料電池セルスタック14上方の燃焼部である燃焼室18において燃焼され、燃料電池モジュール2内の加熱に利用される。図12に示すように、発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量は、常に、取出可能電流Iinvを上回っており、各供給量によって生成可能な電流を上回る電流が燃料電池モジュール2から取り出され、燃料枯れ、空気枯れ等によって燃料電池セルユニット16が損傷されるのを防止している。また、取出可能電流Iinvを上回って供給されている燃料供給量に対し、水供給量は、供給された燃料の全てを水蒸気改質可能な供給量に設定されている。即ち、供給された燃料の全てが水蒸気改質されるように、水供給量は、水蒸気改質に必要な水蒸気の量と、燃料中に含まれる炭素の量との比であるS/Cを考慮して設定されている。これにより、改質器内における炭素析出を防止している。また、需要電力の増加に伴って取出可能電流Iinvも増加傾向にある、図12の領域A、領域Cにおいては、取出可能電流Iinvが横這いである領域Bよりも、燃料供給量等の余裕量が大きく燃料利用率が低く設定されている。また、発電電力を増加させる場合には、制御部110に内蔵された電力取出遅延手段図示せずにより、燃料電池モジュール2に供給する燃料供給量を増加させた後、遅れて、燃料電池モジュール2から出力させる発電電力が増加される。即ち、需要電力の変化に応じて燃料供給量が変化された後、遅れて、燃料電池モジュール2から実際に出力させる電力が変化される。さらに、需要電力の低下に応じて取出可能電流Iinvを急激に低下させた場合領域C、領域Dの初期には、各供給量は、取出可能電流Iinvの低下よりも所定時間遅れて低下される。従って、取出可能電流Iinvが急激に低下した後の所定時間の間には、非常に多くの残余燃料が発生する。このような取出可能電流Iinvの急激な低下は、需要電力が急激に低下した場合において、電流の逆潮流を防止するために行われる。このように、発電電力を増加させる際、及び発電電力を低下させる際には、発電電力が一定である場合よりも多くの残余燃料が発生し、この残余燃料が燃料電池モジュール2の加熱に使用されることになる。このため、燃料電池モジュール2を高発電電力で長時間運転した場合ばかりでなく、発電電力を頻繁に増減させた場合にも燃料電池モジュール2は強く加熱され、断熱材7に多くの熱量が蓄積される。本実施形態の固体酸化物型燃料電池においては、高発電電力で長時間運転した後、発電電力が少なくなった場合に蓄熱を利用するばかりでなく、発電電力の増減等によって蓄積されつつある熱量が、状況に応じて逐次利用される。次に、図13乃至20を参照して、検出温度Tdに基づいて発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量を決定する手順を説明する。図13は、検出温度Tdに基づいて発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量を決定する手順を示すフローチャートである。図14は発電電流に対する適正な燃料電池セルスタック14の温度を示すグラフである。図15は積算値に応じて決定される燃料利用率を示すグラフである。図16は、各発電電流に対して決定され得る燃料利用率の値の範囲を示すグラフである。図17は積算値に応じて決定される空気利用率を示すグラフである。図18は、各発電電流に対して決定され得る空気利用率の値の範囲を示すグラフである。図19は、決定された空気利用率に対して水供給量を決定するためのグラフである。図20は、発電電流に対する適正な燃料電池モジュール2の発電電圧を示すグラフである。図14に一点鎖線で示すように、本実施形態においては、燃料電池モジュール2によって生成すべき電流に対して、適正な燃料電池セルスタック14の温度TsIが規定されている。制御部110は、燃料電池セルスタック14の温度が、適正な温度TsIに近づくように、燃料供給量等を制御する。即ち、制御部110は、概略的には、発電電流に対して燃料電池セルスタック14の温度が高い場合燃料電池セルスタック14の温度が図14の一点鎖線よりも上にある場合には、燃料利用率を高め、断熱材7等に蓄積されている熱量を積極的に消費して、燃料電池モジュール2内の温度を低下させる。逆に、発電電流に対して燃料電池セルスタック14の温度が低い場合には、燃料利用率を低下させ、燃料電池モジュール2内の温度が低下しないようにする。具体的には、燃料利用率は単純な検出温度Tdのみに基づいて決定されるのではなく、検出温度Td等に基づいて決定される加減算値を積算することにより蓄熱を反映した量を計算し、この量に基づいて燃料利用率等が決定される。この加減算値を積算することによる蓄熱量の推定値は、制御部に内蔵された蓄熱量推定手段110aにより計算される。図13に示すフローチャートは、温度検出手段である発電室温度センサ142によって検出された検出温度Td等に基づいて発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量を決定するものであり、所定の時間間隔で実行される。まず、図13のステップS31においては、検出温度Td及び図14に基づいて、第1加減算値M1が計算される。まず、検出温度Tdが、燃料電池セルスタック14の適正温度TsIに対して、所定の温度範囲内図14の2本の実線の間にある場合には、第1加減算値M1は0にされる。即ち、検出温度Tdが、TsI-Te≦Td≦TsITeの範囲内にある場合には、第1加減算値M1=0にされる。ここで、Teは第1加減算値閾値温度である。なお、本実施形態においては、第1加減算値閾値温度Teは3°Cである。また、検出温度Tdが、適正温度TsIよりも低く、Td<TsI-Te4の範囲内図14における下側の実線よりも下にある場合には、第1加減算値M1は、M1=Ki×Td-TsI-Te5によって計算される。この際、第1加減算値M1は、負の値減算値となる。なお、Kiは、所定の比例定数である。また、検出温度Tdが、適正温度TsIよりも高く、Td>TsITe6の範囲内図14における上側の実線よりも上にある場合には、第1加減算値M1は、M1=Ki×Td-TsITe7によって計算される。この際、第1加減算値M1は、正の値加算値となる。このように、第1加減算値M1は、検出温度Tdの他、発電電流に基づいて決定され、これを積算することにより蓄熱量が推定される。即ち、適正温度TsIは、発電電流電力に応じて異なるように設定され、この適正温度TsIに基づいて決定されるTsITeの値、及びTsI-Teの値に基づいて、第1加減算値M1が正又は負の値に決定される。なお、検出温度TdがTsITeを超えると、第1加減算値M1は正の値となり、後述するように燃料利用率を高くする燃料供給量の変更が行われるので、本明細書においては、各発電電力に対する温度TsITeを燃料利用率変更温度と称する。また、燃料利用率変更温度TsITeを超えることにより、燃料利用率を高くした高効率制御に移行した後、高効率制御から蓄積されている熱量の消費を行わない目標温度域制御に復帰するタイミングは、後述するように、第1加減算値M1等の積算値N1idが0まで低下した時点となる。このため、検出温度Tdが燃料利用率変更温度TsITeよりも低下した後も、暫時、積算値N1idは0よりも大きい値に維持され、高効率制御が行われる。次に、図13のステップS32においては、最新の検出温度Td、及び1分前に検出された検出温度Tdbに基づいて、第2加減算値M2が計算される。まず、最新の検出温度Tdと1分前の検出温度Tdbの差の絶対値が所定の第2加減算値閾値温度未満である場合には、第2加減算値M2は0にされる。なお、本実施形態においては、第2加減算値閾値温度は1°Cである。また、最新の検出温度Tdと1分前の検出温度Tdbの差である変化温度差が所定の第2加減算値閾値温度以上の場合には、第2加減算値M2は、M2=Kd×Td-Tdb8によって計算される。この第2加減算値M2は、検出温度Tdが上昇傾向にある場合には正の値加算値となり、検出温度Tdが低下傾向にある場合には負の値減算値となる。なお、Kdは、所定の比例定数である。従って、検出温度Tdが上昇している場合において、変化温度差Td-Tdbが大きい領域においては、変化温度差が小さい領域よりも、速応推定値である第2加減算値M2が大きく増加される。逆に、検出温度が低下している場合において、変化温度差Td-Tdbの絶対値が大きい領域においては、変化温度差の絶対値が小さい領域よりも、第2加減算値M2は大きく減少される。なお、本実施形態においては、比例定数Kdは一定値であるが、変形例として、変化温度差が正の場合と負の場合で、異なる比例定数Kdを使用することもできる。例えば、変化温度差が負である場合に比例定数Kdを大きく設定することもできる。これにより、検出温度が低下している場合には、検出温度が上昇している場合よりも、変化温度差に対して急激に速応推定値が変化される。或いは、変形例として、変化温度差の絶対値が大きい領域において、小さい領域よりも比例定数Kdを大きく設定することもできる。これにより、変化温度差の絶対値が大きい領域においては、変化温度差の絶対値が小さい領域よりも、変化温度差の変化に対して急激に速応推定値が変化される。また、変化温度差の正負に基づく比例定数Kdの変更と、変化温度差の絶対値の大小に基づく比例定数Kdの変更を組み合わせることもできる。次いで、図13のステップS33においては、ステップS31で計算された第1加減算値M1、及びステップS32で計算された第2加減算値M2を、第1積算値N1idに積算する。第1積算値N1idには、第1加減算値M1により、断熱材7等に蓄積された利用可能な蓄熱量が反映され、第2加減算値M2により、直近の検出温度Tdの変化が反映される。即ち、第1積算値N1idは、断熱材7等に蓄積された利用可能な蓄熱量の推定値として利用することができる。また、積算は、固体酸化物型燃料電池の運転開始後継続的に、図13のフローチャートが実行される毎に行われ、前回計算された第1積算値N1idに、第1加減算値M1及び第2加減算値M2が加算又は減算され、新たな第1積算値N1idに更新される。第1積算値N1idは、0~4の間の値をとるように制限されており、第1積算値N1idが4に到達した場合には、値は次に減算が行われるまで4に保持され、第1積算値N1idが0まで減少した場合には、値は次に加算が行われるまで0に保持される。なお、ステップS33においては、第1積算値N1idに加え、第2積算値N2idの値も計算する。第2積算値N2idは、燃料電池モジュール2に電圧降下が発生していない場合には、第1積算値N1idと全く同様に計算され、第1積算値N1idと同一の値を取る。また、燃料電池モジュール2に電圧降下が発生した場合には、第1積算値N1idの積算が停止され、第1積算値N1idと第2積算値N2idは異なる値を取るようになる。第1、第2積算値については後述する。なお、上記のように、本実施形態においては、第1加減算値M1と第2加減算値M2の和を第1積算値N1idに積算することにより、積算値を計算している。即ち、N1id=N1idM1M29により、第1積算値N1idを計算している。ここで、変形例として、第1加減算値M1と第2加減算値M2の積を積算することにより、積算値を計算しても良い。即ち、この変形例では、第1積算値N1idは、N1id=N1idKm×M1×M210により計算される。ここで、Kmは、所定の条件に応じて変更される可変の係数である。また、この変形例においては、最新の検出温度Tdと1分前の検出温度Tdbの差の絶対値が所定の第2加減算値閾値温度未満である場合には、第2加減算値M2は1にされる。さらに、図13のステップS34においては、計算された第1積算値N1idに基づいて、図15及び図16のグラフを使用して、燃料利用率が決定される。図15は、計算された第1積算値N1idに対する燃料利用率Ufの設定値を示すグラフである。図15に示すように、第1積算値N1idが0である場合には、燃料利用率Ufは最小値である最小燃料利用率Ufminに設定される。また、第1積算値N1idの増加と共に燃料利用率Ufも増加し、第1積算値N1id=1において最大値である最大燃料利用率Ufmaxとなる。この間、燃料利用率Ufは、第1積算値N1idが小さい領域では傾きが小さく、第1積算値N1idが1に近づくほど傾きが大きくなる。即ち、推定蓄熱量が大きい領域においては、推定蓄熱量が小さい領域よりも、推定蓄熱量の変化に対して大幅に燃料利用率Ufが変化される。換言すれば、推定された蓄熱量が大きいほど大幅に燃料利用率Ufを高めるように燃料供給量が減少される。さらに、第1積算値N1idが1よりも大きい場合には、燃料利用率Ufは最大燃料利用率Ufmaxに固定される。これらの最小燃料利用率Ufmin及び最大燃料利用率Ufmaxの具体的な値は、発電電流に基づいて、図16に示すグラフにより決定される。このように、断熱材7等に利用可能な熱量が蓄積されていることが推定された場合には、利用可能な熱量が蓄積されていない場合よりも同一の発電電力に対して燃料利用率が高くなるように、燃料供給量が減少される。図16は、各発電電流に対し、燃料利用率Ufがとり得る値の範囲を示すグラフであり、各発電電流について燃料利用率Ufの最大値及び最小値が示されている。図16に示すように、各発電電流に対する最小燃料利用率Ufminは、発電電流の増加と共に大きくなるように設定されている。即ち、発電電力が大きいときは燃料利用率が高く、発電電力が小さいときには燃料利用率が低くなるように設定されている。この最小燃料利用率Ufminの直線は、図9における実線に対応するものであり、この直線上の燃料利用率に設定された場合には、断熱材7等に蓄積された熱量を利用することなく、燃料電池モジュール2は熱的に自立することができる。一方、最大燃料利用率Ufmaxは、各発電電流に対して折れ線状に変化するように設定されている。ここで、各発電電流に対して燃料利用率Ufがとり得る値の範囲最大燃料利用率Ufmaxと最小燃料利用率Ufminの差は、最大の発電電流で最も狭く、発電電流が減少するにつれて広くなる。これは、最大の発電電流付近では、熱的に自立可能な最小燃料利用率Ufminが高く、蓄熱を利用しても燃料利用率Ufを高める燃料供給量を減じる余地が少ないためである。さらに、発電電流が減少するにつれて熱的に自立可能な最小燃料利用率Ufminは低くなるため、蓄熱を利用することにより燃料供給量を減じる余地が大きくなり、蓄熱量が多い場合には、燃料利用率Ufを大幅に高めることが可能である。このため、発電電力が小さい領域においては、発電電力が大きい領域よりも、広い範囲で燃料利用率が変更される。また、発電電流が非常に小さい、所定の利用率抑制発電量IU以下の領域においては、発電電力が小さくなるほど燃料利用率Ufがとり得る値の範囲が狭くなるように設定されている。これは、発電電流が小さい領域では、熱的に自立可能な最小燃料利用率Ufminが低く、これを改善する余地は大きい。しかしながら、発電電流が小さい領域では、燃料電池モジュール2内の温度が低いため、この状態で大幅に燃料利用率Ufを改善し、断熱材7等に蓄積されている熱量を急激に消費すると、燃料電池モジュール2内の過剰な温度低下を招くリスクがある。このため、発電電流が非常に小さい利用率抑制発電量IU以下の領域においては、発電電力が小さくなるほど燃料利用率Ufを高める変更量が大幅に抑制される。即ち、燃料供給量を減少させる変更量は燃料電池モジュール2の発電量が少ないほど少なくなる。これにより、急激な温度低下のリスクを回避すると共に、蓄積された熱量を長時間に亘って利用することを可能にしている。本実施形態においては、制御部110に内蔵された燃料供給量変更手段図示せずにより、最小燃料利用率Ufminに対して燃料利用率Ufが高くなるように燃料供給量が減少される。この燃料供給量変更手段図示せずは、ベースとなる燃料供給量を変更して燃料利用率を高めるように作用する。図13のステップS34においては、発電電流に基づいて、最小燃料利用率Ufmin及び最大燃料利用率Ufmaxの具体値を、図16のグラフを使用して決定する。次に、決定された最小燃料利用率Ufmin及び最大燃料利用率Ufmaxを図15のグラフに適用し、ステップS33において計算された第1積算値N1idに基づいて、燃料利用率Ufを決定する。次に、図13のステップS35においては、第2積算値N2idに基づいて、図17及び図18のグラフを使用して、空気利用率が決定される。図17は、計算された第2積算値N2idに対する空気利用率Uaの設定値を示すグラフである。図17に示すように、第2積算値N2idが0乃至1である場合には、空気利用率Uaは最大値である最大空気利用率Uamaxに設定される。さらに、第2積算値N2idが1を超えて増加すると共に空気利用率Uaは低下し、第2積算値N2id=4において最小値である最小空気利用率Uaminとなる。このように、空気利用率Uaを低下させることによる増加分の空気は冷却用の流体として作用するので、図17に示す空気利用率Uaの設定は、強制冷却手段として作用する。これらの最小空気利用率Uamin及び最大空気利用率Uamaxの具体的な値は、発電電流に基づいて、図18に示すグラフにより決定される。図18は、各発電電流に対し、空気利用率Uaがとり得る値の範囲を示すグラフであり、各発電電流について燃料利用率Uaの最大値及び最小値が示されている。図18に示すように、各発電電流に対する最大空気利用率Uamaxは、発電電流の増加と共に僅かに大きくなるように設定されている。一方、最小空気利用率Uaminは、発電電流の増加と共に低下する。空気利用率Uaを、最大空気利用率Uamaxよりも低下させる空気供給量を増大させることは、発電に必要な空気よりも多い空気を燃料電池モジュール2内に導入することになり、これにより、燃料電池モジュール2内の温度は低下される。従って、燃料電池モジュール2内の温度が過剰に上昇し、温度を低下させる必要がある場合には、空気利用率Uaを低下させる。本実施形態においては、発電電流の増加と共に最小空気利用率Uaminを低下空気供給量を増加させていくと、所定の発電電流において、最小空気利用率Uaminに対応する空気供給量が発電用空気流量調整ユニット45の最大空気供給量を超えてしまう。このため、最小空気利用率Uaminが図18において破線で示されている所定の発電電流以上の領域では、図17のグラフによって設定された空気利用率Uaを実現することができない場合がある。この場合には、実際に供給される空気供給量は、設定された空気利用率Uaに関わらず、発電用空気流量調整ユニット45の最大空気供給量に固定される。これに伴い、所定の発電電流以上では、実際に実現される最小の空気利用率Uaは増大する。また、最大空気供給量が大きい発電用空気流量調整ユニットを使用した場合には、図18に破線で示された部分の最小空気利用率Uaminを実現することもできる。なお、発電用空気流量調整ユニット45の最大空気供給量に達することにより規定された空気利用率Uaを、限界最小空気利用率ULaminと記載する。図13のステップS35においては、発電電流に基づいて、最小空気利用率Uamin及び最大空気利用率Uamaxの具体値を、図18のグラフを使用して決定する。次に、決定された最小空気利用率Uamin及び最大空気利用率Uamaxを図17のグラフに適用し、ステップS33において計算された第2積算値N2idに基づいて、空気利用率Uaを決定する。次に、図13のステップS36においては、ステップS35において決定された空気利用率Uaに基づき、図19を使用して水蒸気量と炭素量の比であるS/Cを決定する。図19は、横軸を空気利用率Ua、縦軸を、供給された水蒸気量と、燃料に含まれる炭素量との比S/Cとしたグラフである。まず、ステップS35において設定された空気利用率Uaが、発電用空気流量調整ユニット45の最大空気供給量によって規定されていない発電電流の領域図19におけるUamax~ULamin間では、水蒸気量と炭素量の比S/Cの値は、2.5に固定される。なお、水蒸気量と炭素量の比S/C=1とは、供給された燃料に含まれる炭素の全量が、供給された水水蒸気により化学的に過不足なく水蒸気改質される状態を意味する。従って、水蒸気量と炭素量の比S/C=2.5とは、燃料を水蒸気改質するために化学的に必要最小限の水蒸気量の2.5倍の水蒸気水が供給されている状態を意味する。実際には、S/C=1となる水蒸気量では改質器20内において炭素析出が発生してしまうため、S/C=2.5程度となる水蒸気量が燃料を水蒸気改質するための適量である。次に、ステップS35において設定される空気利用率Uaが、発電用空気流量調整ユニット45の最大空気供給量によって制限される発電電流の領域では、図19のグラフを使用して水蒸気量と炭素量の比S/Cが決定される。図19において、横軸は空気利用率Uaであり、空気利用率Uaが大きく、最大空気利用率Uamaxに近いほど空気供給量は少なくなる。一方、空気利用率Uaを低下させ、最小空気利用率Uamin図18における破線に近づくと、空気供給量が限界に達し、空気利用率Uaは限界最小空気利用率ULaminになる。図19に示すように、空気利用率Uaが限界最小空気利用率ULaminよりも大きい空気供給量が少ない場合には、水蒸気量と炭素量の比S/C=2.5に設定される。さらに、ステップS35において決定された空気利用率Uaが、限界最小空気利用率ULaminよりも小さい空気供給量が多い場合図19におけるUamin~ULamin間には、空気利用率Uaの減少と共に水蒸気量と炭素量の比S/Cは増大され、最小空気利用率Uaminにおいて、S/C=3.5に設定される。即ち、ステップS35において決定された空気利用率Uaが、限界最小空気利用率ULaminにより実現できない場合空気利用率Uaが図18の斜線の範囲内に決定された場合には、水蒸気量と炭素量の比S/Cを増大させ、水供給量を増大させる。これにより、改質器20から流出する改質された燃料ガスの温度を低下させ、燃料電池モジュール2内の温度を低下傾向にする。このように、空気利用率Uaを低下させて空気供給量を増加させた後、水供給量を増大させると、増加分の水水蒸気は、冷却用の流体として作用するので、図19に示す水供給量の設定は強制冷却手段として作用する。ステップS37においては、ステップS34、S35、及びS36において決定された燃料利用率Uf、空気利用率Ua、及び水蒸気量と炭素量の比S/Cと、発電電流に基づいて、具体的な燃料供給量、空気供給量、水供給量を決定する。即ち、全量が発電に使用されるとした場合の燃料供給量を、決定された燃料利用率Ufで除することにより実際の燃料供給量を計算し、全量が発電に使用されるとした場合の空気供給量を決定された空気利用率Uaで除することにより実際の空気供給量を計算する。また、計算された燃料供給量及びステップS36において決定された水蒸気量と炭素量の比S/Cに基づいて、水供給量を計算する。次いで、ステップS38において、排気ガスを適正化するために空気供給量を補正するサブルーチン図21を実行する。後述するように、図21に示すサブルーチンでは、所定の場合に発電用空気供給量が補正される。制御部110は、燃料流量調整ユニット38、発電用空気流量調整ユニット45、及び水供給手段である水流量調整ユニット28に信号を送り、ステップS37において計算された量の燃料及び水、及びステップS38において補正された量の空気、を供給し、図13のフローチャートの1回の処理を終了する。次に、図13のフローチャートを実行する時間間隔を説明する。本実施形態において、図13のフローチャートは、出力電流が大きい場合には、0.5秒毎に実行され、出力電流が低下するにつれて、その2倍の1秒、4倍の2秒、8倍の4秒毎に実行される。これにより、第1及び第2加減算値が一定値である場合には、時間当たりの第1又は第2積算値の変化は、出力電流が少ないほど緩やかになる。即ち、蓄熱量推定手段110aは、出力電流発電電力が大きいほど蓄熱量の推定値を時間に対して急激に変化させる。これにより、積算値による蓄熱量の推定が、実際の蓄熱量を良く反映したものとなる。次に、図20を参照して、燃料電池セルスタック14の出力電圧が低下した場合における、燃料供給量、空気供給量、及び水供給量の決定手順を説明する。図20は、燃料電池モジュール2による発電電流に対する発電電圧を示す図である。一般に、燃料電池セルスタック14には、内部抵抗が存在するため、図20に示すように、燃料電池モジュール2から出力される電流が増大すると、電圧は低下する。図20に示す一点鎖線は、燃料電池モジュール2が適正に運転されている場合における発電電流と発電電圧の関係を示している。また、燃料電池モジュール2の運転状態によっては、一時的に、一点鎖線に示されている発電電流と発電電圧の関係よりも発電電圧が低下する。或いは、燃料電池モジュール2に劣化が生じている場合には、燃料電池セルスタック14の内部抵抗が増大するため、同一の発電電流に対する発電電圧が恒常的に低下する。本実施形態の固体酸化物型燃料電池においては、初期の発電電圧に対して、発電電圧が10以上低下し、発電電圧が図20の実線よりも下の領域に入ると、この発電電圧の低下に対応した処理により燃料供給量、空気供給量、及び水供給量を決定している。即ち、発電電圧が図20の実線よりも下の領域にある場合には、図13のステップS33において、第1積算値N1idの積算を停止させ、第2積算値N2idの積算のみが継続される。これにより、燃料利用率Ufを決定するための図15のグラフを参照する際に使用される第1積算値N1idの値は、一定値に固定される。これにより、燃料利用率Ufは、発電電圧が図20の実線よりも下の領域から脱するまで固定される。このように、燃料電池モジュール2の発電電圧に大きな電圧降下が発生している場合には、燃料利用率Ufを高める変更が少なくされる。一方、空気利用率Uaを決定するための図17のグラフを参照する際に使用される第2積算値N2idの値は、従前の通り増減され、空気利用率Uaの増減は継続される。このように、燃料利用率Ufは、推定蓄熱量に対応した第1、第2積算値、需要電力の他に、燃料電池モジュール2の出力電圧に基づいて変更される。次に、図21乃至図23を参照して、排気ガスの適正化を説明する。図21は、図13のステップS38において呼び出される、排気ガス適正化制御を行うためのサブルーチンのフローチャートである。図22は、排気ガスを適正化するための発電用空気供給量の補正値を表すグラフである。図23は、発電用空気供給量の補正を実行する空燃比の閾値と、発電電力の関係を表すグラフである。燃料電池モジュール2に供給された燃料は、燃料電池セルスタック14の各燃料電池セルユニット16の内部に導かれる。各燃料電池セルユニット16内において発電に利用されずに残った残余燃料は、各燃料電池セルユニット16の上端から流出する。一方、燃料電池モジュール2に供給された発電用空気は各燃料電池セルユニット16の外側を流れ、発電に利用されずに残った残余の空気は、各燃料電池セルユニット16の間を通ってその上端に至る。各燃料電池セルユニット16の上端から流出した残余燃料は、燃焼室18内の発電に利用されずに残った空気と反応し、燃焼される。残余燃料の燃焼ガスは、改質器20を加熱した後、空気用熱交換器22を経て発電用空気を予熱し、排気ガス室通路80、排気ガス室78、排気ガス排出管82を通って排出される図2、図3。一般に、燃料電池の運転時においては、残余燃料の全てを完全燃焼させるために十分な量の発電用空気が常に供給されているが、実際には、残余燃料の全てが燃焼室18内で完全燃焼されることはなく、残余燃料の僅かな部分は未燃ガスのまま排出され、また、僅かな部分は不完全燃焼された状態で排出される。このように、未燃ガス、又は一酸化炭素等の不完全燃焼ガスとして排出されるガスは、排気ガスの極一部であり、そのまま大気中に排出されても問題のない量であるが、制御部110に内蔵されている排気ガス適正化手段110c図6は、未燃ガス及び不完全燃焼ガスの排出を抑制するように運転状態を調整する。また、排気ガス中に含まれる未燃ガス及び不完全燃焼ガスの量は、残余燃料に対して発電用空気供給量が少ない場合に増加する他、残余燃料に対して発電用空気供給量が多すぎる場合にも増加する。これは、発電用空気供給量が多い場合には、各燃料電池セルユニット16の上端から流出した残余燃料が燃焼する炎が、燃料電池セルユニット16から浮き上がり、十分に燃焼されないまま残余の発電用空気の流れによって燃焼室18から運び出されてしまうためである。従って、残余の発電用空気と残余燃料の比である残余空燃比には適正な範囲がある。まず、図21のステップS41においては、図13のステップS37において決定された燃料供給量、及び発電用空気供給量が読み込まれる。次に、ステップS42においては、発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fが計算される。ステップS42において計算される発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fは、残余の発電用空気と残余燃料の比ではなく、供給量の比である。次に、ステップS43においては、燃料電池モジュール2内の温度燃料電池セルスタック14の温度が、所定の排気ガス適正化温度範囲内にあるか否か判断される。本実施形態においては、燃料電池セルスタック14の温度が600°C以上、680°C以下の場合に、排気ガス適正化温度範囲内にあると判断される。排気ガス適正化温度範囲内にある場合にはステップS44に進み、排気ガス適正化温度範囲内にない場合にはステップS45に進む。ステップS44においては、燃料電池セルスタック14が適正な温度状態にあるため、排気ガスの適正化が重視され、排気ガスを適正化するために発電用空気供給量の大幅な補正である補正量a図22におけるaが選択される。一方、ステップS45においては、燃料電池セルスタック14が、適正な温度状態にないため、排気ガスの適正化よりも燃料電池セルスタック14を適正な温度範囲に制御することが優先され、発電用空気供給量の小幅な補正である補正量b図22におけるbが選択される。この場合には、図13のフローチャートにより決定された、燃料電池モジュール2内の温度を適正値に制御するための発電用空気供給量が重視され、これに対する補正は小幅なものに留められる。このように、排気ガス適正化手段110cは、燃料電池モジュール2内の温度に基づいて、発電用空気供給量の補正を変更する。次に、ステップS46においては、制御部110に内蔵された排気ガス状態判定手段110b図6により、ステップS42おいて計算された発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fが、その最小値A/Fminと最大値A/Fmaxの間にあるか否かが判断される。ここで、発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fの最大値A/Fmaxの値は、燃料電池モジュール2の発電電力に基づいて、図23により決定される。発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fが、最小値A/Fmin以上、最大値A/Fmax以下の場合には、残余空燃比が適正な範囲にあると推定されるため、発電用空気供給量の補正を行うことなく図21のフローチャートの1回の処理を終了する。一方、発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fが、最小値A/Fmin未満、又は最大値A/Fmaxを超えている場合には、残余空燃比が適正な範囲にないと推定されるため、ステップS47に進む。ステップS47においては、図22を使用して、発電用空気供給量の補正量が決定される。ステップS44において補正量aが選択されている場合には、図22の線aにより補正量が決定される。即ち、発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fが最小値A/Fmin未満の場合には補正量は正の値になり、A/Fが低いほど大幅に発電用空気供給量が増加補正される。また、A/Fが所定値以下の場合には、補正量は増加せず、一定値に維持される。このように決定された補正量を、図13のフローチャートにより決定された発電用空気供給量に加算することにより、補正発電用空気供給量が決定される。この発電用空気供給量の補正により、燃料電池モジュール2に供給される発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fは、最小値A/Fminに近い値に維持される。一方、発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fが最大値A/Fmax以上の場合には補正量は負の値になり、A/Fが大きいほど大幅に発電用空気供給量が減量補正される。また、A/Fが所定値以上の場合には、補正量の絶対値は増加せず、一定値に維持される。このように決定された負の補正量を、図13のフローチャートにより決定された発電用空気供給量に加算することにより、補正発電用空気供給量が決定される。この発電用空気供給量の減量補正により、燃料電池モジュール2に供給される発電用空気供給量と燃料供給量の比A/Fは、最小値A/Fmaxに近い値に維持される。ここで、最大値A/Fmaxの値は、図23に示すグラフを使用して、燃料電池モジュール2の発電電力に基づいて決定される。図23に示すように、最大値A/Fmaxの値は、概ね、発電電力が増加するほど低下するように決定される。また、所定の発電電力以下、所定の発電電力以上では、最大値A/Fmaxの値は一定に維持される。発電電力が大きい場合には、燃料電池モジュール2に供給された燃料のうち多くの部分が各燃料電池セルユニット16において発電に使用される。このため、残余の発電用空気と残余燃料の比である、燃焼室18内における残余空燃比は、発電用空気供給量と燃料供給量の比である空燃比A/Fよりも増大していると推定される。本実施形態においては、発電電力が大きくなるほど最大値A/Fmaxの値が低下され、発電用空気供給量の補正により、この低下された最大値A/Fmaxの値に空燃比A/Fが概ね維持される。従って、ステップS44において補正量aが選択されている場合には、発電電力に関わらず、推定される残余空燃比を適正な所定範囲に維持される。このように、本実施形態においては、発電電力、燃料供給量、及び発電用空気供給量に基づいて、残余空燃比が推定される。一方、ステップS45において補正量bが選択されている場合には、図22の線bにより補正量が決定される。図22の線bによる補正量も、線aと同傾向である。しかしながら、線bが選択された場合には補正量の絶対値は小さく、燃料電池モジュール2内を適正温度にするために、図13のフローチャートにより決定された発電用空気供給量が重視され、補正量は僅かである。このため、ステップS45において補正量bが選択されている場合には、発電用空気供給量の補正が実行されても、残余空燃比は、排気ガスを適正化するための所定範囲から外れる場合がある。次に、ステップS48においては、制御部110は、燃料流量調整ユニット38、発電用空気流量調整ユニット45、及び水供給手段である水流量調整ユニット28に信号を送り、図13に示すフローチャートにより計算された量の燃料及び水、及びステップS47において補正された量の発電用空気、を供給し、図21のフローチャートの1回の処理を終了する。次に、図13及び図21のフローチャートによって実現される固体酸化物型燃料電池の作用を説明する。まず、ステップS33において計算される第1積算値N1idの値が0である場合には、ステップS34において決定される燃料利用率Ufが、その発電電流における最小燃料利用率Ufmin燃料供給量最大に設定される。これにより、第1積算値N1idの値が0であり、断熱材7等に蓄積された熱量が少ない状態においても、燃料電池モジュール2が熱的に自立できる十分な燃料が供給される。また、ステップS33において計算される第2積算値N2idの値が、第1積算値N1idと同様に0である場合には、ステップS35において決定される空気利用率Uaが、その発電電流における最大空気利用率Uafmax空気供給量最小に設定される。このため、燃料電池モジュール2に導入される発電用の空気により燃料電池セルスタック14が冷却される作用は最小にされ、燃料電池セルスタック14の温度を上昇傾向にすることができる。次に、検出温度Tdが適正温度TsIよりも高く、Td>TsITeの状態で燃料電池モジュール2が運転されると、第1加減算値M1の値は正値となり、第1積算値N1idの値が0よりも大きくなる。これにより、図15において、最小燃料利用率Ufminよりも高い燃料利用率Ufが設定されて燃料供給量が減少され、発電に使用されずに残る残余燃料の量が減少される。燃料利用率Ufは、燃料供給量変更手段110aにより、推定蓄熱量に対応した第1積算値N1idの値が大きいほど大幅に高くされる。燃料利用率Ufが高められることにより、燃料供給量は熱自立可能な供給量よりも少なくされ、断熱材7等に蓄積された熱量を利用した高効率制御が実行される。残余燃料の量が減少され、断熱材7等に蓄積された熱量が利用されるので、燃料供給量変更手段110aは、発電を継続しながら燃料電池モジュール2内の温度上昇を抑制する。Td>TsITeの状態で運転が継続されると、正値の第1加減算値M1の積算が繰り返され、第1積算値N1idの値も増大する。第1積算値N1idが1に達すると、燃料利用率Ufは、最大燃料利用率Uafmax燃料供給量最小に設定される。このように、燃料電池モジュール2に供給される燃料は、断熱材7等に蓄積された熱量を反映した、検出温度Tdの過去の履歴に基づいて決定される。第1積算値N1idが更に増大し、1を超えた場合においても、図15に示すように、燃料利用率Ufは、最大燃料利用率Uafmax燃料供給量最小に維持される。一方、第1積算値N1idと同一の値をとる第2積算値N2idの値燃料電池モジュール2の出力電圧が低下していない場合も1を超えるので、図17に基づいて、空気利用率Uaが低下空気供給量増加される。これにより、燃料電池モジュール2内は、供給される空気の増加により冷却傾向となる。これに対して、検出温度Tdが適正温度TsIよりも低く、Td<TsI-Teの状態で燃料電池モジュール2が運転されると、第1加減算値M1の値は負値となり、第1積算値N1idの値は減少される。これにより、燃料利用率Ufは、維持第1積算値N1id>1又は低下第1積算値N1id≦1される。また、空気利用率Uaは、増大第2積算値N2id>1又は維持第2積算値N2id≦1される。これにより、燃料電池モジュール2内の温度を上昇傾向にすることができる。以上は、検出温度Tdの履歴に基づいて計算される第1加減算値M1のみに注目した固体酸化物型燃料電池の作用であるが、第1積算値N1id及び第2積算値N2idは、第2加減算値M2によっても影響を受ける。燃料電池モジュール2、特に、燃料電池セルスタック14は、非常に熱容量が大きく、その検出温度Tdの変化は極めて緩慢である。このため、検出温度Tdが一旦上昇傾向に入ると、その温度上昇を短時間で抑制することは困難であり、また、検出温度Tdが低下傾向に入った場合にも、これを上昇傾向に戻すには長い時間を要する。このため、検出温度Tdに上昇又は低下の傾向が現れた場合には、これに迅速に反応して第1、第2積算値を修正する必要がある。即ち、最新の検出温度Tdが、1分前の検出温度Tdbよりも第2加減算値閾値温度以上高い場合には、第2加減算値M2が正の値となり、第1、第2積算値が増大される。これにより、検出温度Tdが上昇傾向に入ったことを第1、第2積算値に反映させることができる。同様に、最新の検出温度Tdが、1分前の検出温度Tdbよりも第2加減算値閾値温度以上低い場合には、第2加減算値M2が負の値となり、第1、第2積算値が減少される。即ち、発電室温度センサ142により検出された最新の検出温度Tdと、過去の検出温度Tdbとの差である変化温度差に基づいて速応推定値である第2加減算値M2が計算される。従って、検出温度Tdが急激に低下している場合には、緩やかに低下している場合よりも、燃料利用率Ufを高める変更量が大幅に抑制され、また、発電電力が利用率抑制発電量IU以下の領域では最大燃料利用率Ufmaxも低く設定されているため、変更量は、より大幅に抑制される。これにより、検出温度Tdが低下傾向に入ったことを第1、第2積算値に反映させることができる。このように、本実施形態においては、検出温度Tdに基づいて決定された第1加減算値M1の積算値、及び新しく検出された検出温度Tdと過去に検出された検出温度Tdbの差に基づく差分値に基づいて蓄熱量が推定される。即ち、本実施形態においては、検出温度Tdの履歴に基づいて計算される基本推定値である第1加減算値M1の積算値、及び基本推定値を計算する履歴よりも短い期間における検出温度Tdの変化率に基づいて計算される速応推定値である第2加減算値M2に基づいて、蓄熱量推定手段110bにより蓄熱量が推定される。このように、本実施形態においては、基本推定値と速応推定値の和に基づいて蓄熱量が推定される。なお、燃料電池モジュール2の温度変化は、検出温度TdとTdbを検出する間隔である1分に比して極めて緩慢であるため、第2加減算値M2は0である場合が多い。このため、第1、第2積算値は、主に第1加減算値M1によって支配され、検出温度Tdの上昇又は低下傾向が現れたとき、第2加減算値M2が、第1、第2積算値の値を修正するように作用する。このように、蓄熱量の推定値には、検出温度の履歴の他に、第2加減算値M2によって直近の検出温度Tdの変化が加味される。このため、直近の検出温度Tdの変化が大きい第2加減算値閾値温度以上の変化場合には、第2加減算値M2が値を持つので、蓄熱量の推定値が修正され、燃料利用率Ufが大幅に変更される。このように、図13に示すフローチャートにより実現される残存熱量利用制御は、断熱材7に蓄積された熱量が多い場合には燃料利用率を高めることにより燃料電池モジュール2内の温度を低下させ、蓄積された熱量が少ない場合には燃料利用率を低下させることにより燃料電池モジュール2内の温度を上昇させることにより、燃料電池モジュール2内の温度を適正範囲に維持するので、適正温度制御として機能する。また、図13のフローチャートから呼び出される図21に示すフローチャートにより、排気ガスの状態を適正化すべく発電用空気供給量が補正される。従って、図21に示すフローチャートにより、排気ガス適正化制御が実現される。この排気ガス適正化制御による発電用空気供給量の補正は、燃料電池モジュール2内の温度が、所定の排気ガス適正化温度範囲にない場合には、大幅に抑制される。即ち、図13のフローチャートによる適正温度制御は排気ガス適正化制御よりも優先的に実行され、温度が排気ガス適正化温度範囲にない場合には、排気ガス適正化制御は大幅に抑制される。発電用空気供給量の補正は、燃料を供給することによる加熱と、発電用空気を供給することによる冷却とのバランスを崩すことに繋がるが、燃料電池モジュール2内の温度が排気ガス適正化温度範囲にある場合には、補正によるバランスの変化は、適正温度制御により吸収される。即ち、温度が排気ガス適正化温度範囲にある場合には、補正による加熱と冷却のバランスの変化は適正温度制御により容易に補償され、燃料電池モジュール2内の温度は適正温度に復帰される。一方、燃料電池モジュール2内の温度が排気ガス適正化温度範囲にない場合は、発電用空気供給量の補正は大幅に抑制されるため、加熱と冷却のバランスが補正により大幅に崩れることはない。このため、排気ガス適正化制御により発電用空気供給量の増減が急激な温度低下や、過昇温を招くことはない。さらに、図21のフローチャートによる排気ガス適正化制御においては、燃焼室18における残余の発電用空気と残余燃料の比である残余空燃比が適切な値になるように、適正温度制御により設定された発電用空気供給量が補正される。発電用空気供給量の補正には、図23に示すように発電電力が加味され、発電電力に影響を受ける残余空燃比を適切な値に維持することができる。即ち、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1においては、燃料供給量、発電用空気供給量及び発電電力に基づいて残余空燃比が推定され、推定された残余空燃比に基づいて排気ガスが適正化される。また、排気ガス適正化制御においては、発電用空気供給量のみを補正して、残余空燃比が適切な値になるよう制御しているため、燃料供給量の急激な変化により残余燃料の燃焼が不安定化し、燃料電池モジュール2内の温度の急激な変化を抑制することができる。本発明の実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、推定された蓄熱量が大きい場合には、同一の発電電力に対して燃料利用率が高くされる図15、図16ので、蓄積された熱量を利用して、固体酸化物型燃料電池1のエネルギー効率を向上させることができる。また、本実施形態によれば、蓄熱量が大きい場合には蓄熱が利用されるので、エネルギー効率を低下させることなく、燃料電池モジュール2内の温度を適正温度範囲に維持することができる。しかしながら、エネルギー効率や、作動温度を優先して燃料供給量及び発電用空気供給量を決定していると、排気ガス中の一酸化炭素濃度が上昇する等、排気ガスが不適切な状態になる場合があるという技術課題が生じる。本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、排気ガス適正化手段110cが、排気ガスが適正状態になるように燃料供給量及び/又は発電用空気供給量を補正するので、エネルギー効率の向上と、排気ガスの適正化を両立させることができる。また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、排気ガス状態判定手段110bが残余空燃比を推定することにより、排気ガスの状態が推定され、排気ガスの状態が判定されるので、特別なセンサーを用いることなく排気ガスを適正な状態にすることができる。さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、発電用空気供給量、燃料供給量に加え、発電電力図23を加味して残余空燃比を推定している。ここで、一般に、排気ガスの状態は、供給された空気と燃料の比ではなく、燃焼室18内における空気と燃料の比に依存する。この比には、発電により消費された燃料及び空気の量が強い影響を与える。本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、発電電力を加味して残余空燃比を推定しているので、より正確に排気ガスの状態を判定することができる。また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、燃料電池セルスタック14の温度条件に基づいて補正が変更される図21のステップS43ので、排気ガスの状態を適正に保つと同時に、エネルギー効率を向上させることができる。また、燃料電池セルスタック14の温度が所定の排気ガス適正化温度範囲内にない場合には、排気ガスを適正化するための補正が抑制されるので、温度降下や、過昇温を回避することができ、安定して固体酸化物型燃料電池1を運転することができる。以上、本発明の好ましい実施形態を説明したが、上述した実施形態に種々の変更を加えることができる。特に、上述した実施形態においては、燃料電池モジュール2内の温度が排気ガス適正化温度範囲内にある場合には、発電用空気供給量を大幅に補正し図21、ステップS44、排気ガス適正化温度範囲内にない場合には、発電用空気供給量を小幅に補正し図21、ステップS45ていたが、変形例として、排気ガス適正化温度範囲内にない場合には発電用空気供給量が補正されないように、本発明を構成することができる。この変形例によれば、排気ガス適正化制御を単純化することができる。また、上述した実施形態においては、推定された残余空燃比に基づいて、発電用空気供給量のみを補正図21のステップS47、図22していたが、変形例として、燃料供給量のみを補正し、或いは、発電用空気供給量及び燃料供給量の両方を補正して、残余空燃比を適正化するように本発明を構成することができる。また、発電用空気供給量及び燃料供給量の両方を補正する場合においては、好ましくは、発電用空気供給量を大きく補正し、燃料供給量の補正を小さく抑える。本発明をこのように構成すると、発電用空気供給量を大幅に補正することにより排気ガスが適正化されるので、排気ガスの適正化のために浪費される燃料を抑制することができ、エネルギー効率の向上と、排気ガスの適正化を両立することができる。さらに、別の変形例として、発電用空気供給量の補正のみにより残余空燃比を適正化できる場合には発電用空気供給量のみ補正し、発電用空気供給量の補正だけでは残余空燃比を適正な範囲に維持できない場合において、発電用空気供給量及び燃料供給量の両方を補正するように本発明を構成しても良い。本発明をこのように構成すると、発電用空気供給量の補正のみで排気ガスを適正化できる場合には、発電用空気供給量のみ補正されるので、エネルギー効率を向上させることができる。また、発電用空気供給量の補正だけでは排気ガスを適正化できない場合には、燃料供給量も補正されるので、より広範な状況において排気ガスを適正化することができる。また、上述した実施形態においては、残余空燃比を推定することにより排気ガスの状態を判定していたが、変形例として、排気ガスの状態を直接検出する一酸化炭素センサ等の排気センサの検出信号に基づいて排気ガスの状態を判定し、これに基づいて発電用空気供給量及び/又は燃料供給量を補正するように本発明を構成することもできる。"