"排気中の水分を回収し、回収した水を使用して燃料を水蒸気改質し、電力を生成する固体酸化物型燃料電池であって、燃料電池セルスタックを備えた燃料電池モジュールと、この燃料電池モジュールの排気中の水分を凝縮させる凝縮器と、この凝縮器で凝縮された凝縮水を貯留する凝縮水タンクと、この凝縮水タンクに貯留された凝縮水の量を検出する貯水量検出手段と、燃料を水蒸気改質して水素を生成し、上記燃料電池セルスタックに供給する改質器と、この改質器に燃料を供給する燃料供給手段と、上記凝縮水タンク内に貯留された凝縮水を上記改質器に供給する水供給手段と、上記燃料電池セルスタック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、上記水供給手段、及び上記発電用酸化剤ガス供給手段を制御して、上記燃料電池モジュールにより所要の発電電力を生成する制御手段と、を有し、上記制御手段は、上記貯水量検出手段により、上記凝縮水タンク内の凝縮水が所定量以下であることが検出されると、上記凝縮器により凝縮される凝縮水を増加させるべく、発電電力を低下させる凝縮水高速生成手段を備えたことを特徴とする固体酸化物型燃料電池。上記制御手段は、上記燃料電池セルスタックの温度が所定温度以上である場合には、上記発電用酸化剤ガス供給量を増加させ、上記燃料電池セルスタックの温度を適正温度まで冷却する請求項1記載の固体酸化物型燃料電池。上記制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように、上記燃料供給手段を制御し、上記燃料利用率の許容範囲は、発電電力が少ない場合には、発電電力が多い場合よりも広くなるように設定されている請求項2記載の固体酸化物型燃料電池。上記制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように上記燃料供給手段を制御し、上記凝縮水高速生成手段は、上記発電用酸化剤ガス利用率の許容範囲及び上記燃料利用率の許容範囲の中で、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、上記発電用酸化剤ガス供給手段及び上記燃料供給手段を制御する請求項3記載の固体酸化物型燃料電池。上記凝縮水高速生成手段は、発電電力を低下させることにより、燃料供給量を低下させ、これにより、上記燃料電池セルスタックの温度が低下した後、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、上記発電用酸化剤ガス供給手段及び上記燃料供給手段を制御する請求項4記載の固体酸化物型燃料電池。上記凝縮水高速生成手段は、所定の最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で発電用酸化剤ガス利用率を上昇させる請求項5記載の固体酸化物型燃料電池。上記制御手段は、上記燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、上記燃料電池セルスタックの温度が低い場合よりも、上記凝縮水タンク内の凝縮水が多い状態から上記凝縮水高速生成手段を実行する請求項6記載の固体酸化物型燃料電池。上記凝縮水高速生成手段は、上記凝縮水タンク内の凝縮水が少ない場合には、凝縮水が多い場合よりも、より大幅に発電電力を低下させる請求項7記載の固体酸化物型燃料電池。しかしながら、実際の固体酸化物型燃料電池の運転には、排気中の一酸化炭素濃度の抑制、燃料電池モジュール内の温度の維持、及びモジュール内の過剰な昇温の抑制、燃料利用率の向上によるエネルギー効率の改善、排熱によって生成される湯水の給湯温度の確保等、様々な制約条件が存在する。このため、特開2008-234869号公報記載の発明のように、回収される水の量を増加させるべく、空気利用率を大きく空気量減少すると、運転状態によっては燃料電池モジュール内の温度が過剰に上昇してしまうという問題がある。このように、固体酸化物型燃料電池の運転条件には相互に関連があり、単純に回収される水の量を増加させようとすると、排気性能の悪化を招き、或いは、燃料電池モジュール内の熱的なバランスが崩れ、最悪の場合には燃料電池スタックを損傷してしまう場合もある。従って、本発明は、種々の運転条件を適正に維持したまま、凝縮水の回収を促進し、水自立す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、排気中の水分を回収し、回収した水を使用して燃料を水蒸気改質し、電力を生成する固体酸化物型燃料電池であって、燃料電池セルスタックを備えた燃料電池モジュールと、この燃料電池モジュールの排気中の水分を凝縮させる凝縮器と、この凝縮器で凝縮された凝縮水を貯留する凝縮水タンクと、この凝縮水タンクに貯留された凝縮水の量を検出する貯水量検出手段と、燃料を水蒸気改質して水素を生成し、燃料電池セルスタックに供給する改質器と、この改質器に燃料を供給する燃料供給手段と、凝縮水タンク内に貯留された凝縮水を改質器に供給する水供給手段と、燃料電池セルスタック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、水供給手段、及び発電用酸化剤ガス供給手段を制御して、燃料電池モジュールにより所要の発電電力を生成する制御手段と、を有し、制御手段は、貯水量検出手段により、凝縮水タンク内の凝縮水が所定量以下であることが検出されると、凝縮器により凝縮される凝縮水を増加させるべく、発電電力を低下させる凝縮水高速生成手段を備えた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、制御手段が、燃料供給手段及び水供給手段を制御して燃料及び水を改質器に供給する。改質器では、燃料が水蒸気改質されて水素が生成され、この水素が燃料電池モジュールに内蔵された燃料電池セルスタックに供給される。また、発電用酸化剤ガス供給手段により、燃料電池セルスタックに発電用の酸化剤ガスが供給される。凝縮器は、燃料電池モジュールからの排気中の水分を凝縮させ、凝縮された凝縮水は凝縮水タンクに貯留される。制御手段に備えられた凝縮水高速生成手段は、凝縮水タンク内の凝縮水が所定量以下であることが貯水量検出手段により検出されると、凝縮器により凝縮される凝縮水を増加させるべく、発電電力を低下させる。一般に、燃料電池モジュールによる発電電力が大きい状態においては、燃料電池セルスタックの作動温度が高くなる。このような状態において、固体酸化物型燃料電池を水自立させるべく、凝縮器において凝縮される凝縮水の量を増加させるには、燃料電池モジュールに供給する燃料供給量に対する酸化剤ガス供給量を減少させ、即ち、酸化剤ガス/燃料の比を減少させ、燃料電池モジュールからの排気中に含まれる水蒸気の割合を増加させる必要がある。しかしながら、燃料電池セルスタックの温度が高い状態で、酸化剤ガス/燃料の比を減少させると、燃料電池セルスタックの温度が過剰に上昇し、燃料電池セルスタックを損傷する虞がある。このため、燃料電池セルスタックの温度が高い状態では、凝縮水を高速で生成させることが困難である。本発明によれば、凝縮水タンク内の凝縮水が不足した場合には、凝縮水高速生成手段が、凝縮水を増加させるべく発電電力を低下させるので、燃料電池セルスタックの温度が低下され、これにより、燃料電池モジュールに供給する酸化剤ガス/燃料の比を減少させる余地が生まれる。即ち、酸化剤ガス/燃料の比を減少させることにより燃料電池セルスタック及び排気温度が上昇されたとしても、燃料電池セルスタックの損傷等を確実に回避することができると共に、凝縮水を高速で生成させることができる。本発明において、好ましくは、制御手段は、燃料電池セルスタックの温度が所定温度以上である場合には、発電用酸化剤ガス供給量を増加させ、燃料電池セルスタックの温度を適正温度まで冷却する。このように構成された本発明においては、燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、発電用酸化剤ガス供給量が増加され、これにより、燃料電池セルスタックが冷却される。しかしながら、このように発電用酸化剤ガス供給量が増加された状態では、燃料電池モジュールからの排気温度が低下し、凝縮器において凝縮される凝縮水の量が低下するという問題がある。本発明によれば、凝縮水高速生成手段により発電電力を低下させるだけで、簡単に、凝縮水の生成を促進することができる。本発明において、好ましくは、制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように、燃料供給手段を制御し、燃料利用率の許容範囲は、発電電力が少ない場合には、発電電力が多い場合よりも広くなるように設定されている。このように構成された本発明において、発電電力が大きい状態では燃料利用率の高い運転を行うことが可能であるが、この状態において燃料利用率を低下させると、燃料電池セルスタックの温度が過剰に上昇してしまう。このため、発電電力が大きい状態では、凝縮水の生成を促進することが困難である。一方、発電電力が少ない状態では作動温度が低いため、燃料利用率を低下させる余地があり、燃料利用率の許容範囲を広くすることができる。これにより、発電電力を低下させることにより、凝縮水の生成を促進することができる。本発明において、好ましくは、制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように燃料供給手段を制御し、凝縮水高速生成手段は、発電用酸化剤ガス利用率の許容範囲及び燃料利用率の許容範囲の中で、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、発電用酸化剤ガス供給手段及び燃料供給手段を制御する。このように構成された本発明によれば、燃料利用率及び発電用酸化剤ガス利用率が予め設定された許容範囲内で変化され、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くされるので、固体酸化物型燃料電池の熱的バランスを維持しながら、排気温度を高めることができ、凝縮水の生成を促進することができる。本発明において、好ましくは、凝縮水高速生成手段は、発電電力を低下させることにより、燃料供給量を低下させ、これにより、燃料電池セルスタックの温度が低下した後、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、発電用酸化剤ガス供給手段及び燃料供給手段を制御する。このように構成された本発明によれば、凝縮水高速生成手段が発電電力を低下させるので、まず燃料供給量が低下され、燃料電池セルスタックの温度が低下した後、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くされる。このため、燃料電池セルスタックの過昇温防止と、凝縮水生成の促進を同時に実現することができる。本発明において、好ましくは、凝縮水高速生成手段は、所定の最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で発電用酸化剤ガス利用率を上昇させる。このように構成された本発明によれば、発電用酸化剤ガス利用率を上昇させることにより発電用酸化剤ガスを減少させて排気温度を上昇させ、凝縮水の生成を促進すると共に、発電用酸化剤ガス利用率の上昇を最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で行うことにより、燃料電池モジュールからの排気中の一酸化炭素濃度等を抑制することができる。本発明において、好ましくは、制御手段は、燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、燃料電池セルスタックの温度が低い場合よりも、凝縮水タンク内の凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成手段を実行する。このように構成された本発明によれば、燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成制御が開始されるので、燃料電池セルスタック温度を低下させるために長時間を要し、実際の凝縮水の増加が遅れた場合でも、改質器に供給する水が枯渇するのを防止することができる。本発明において、好ましくは、凝縮水高速生成手段は、凝縮水タンク内の凝縮水が少ない場合には、凝縮水が多い場合よりも、より大幅に発電電力を低下させる。このように構成された本発明によれば、凝縮水の量に応じて発電電力の制限が変更されるので、発電電力制限による影響を最小限に抑制しながら、確実に水の枯渇を防止することができる。本発明の固体酸化物型燃料電池によれば、種々の運転条件を適正に維持したまま、凝縮水の回収を促進し、水自立することができる。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。つぎに、図9により、上述した本実施形態による水流量調整ユニット28について詳細に説明する。図9は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池SOFCの水流量調整ユニットを示す概略図である。図9に示すように、純水を生成して改質器20に供給する水供給手段である水流量調整ユニット28は、上流側から順に、温水製造装置50図1に内蔵された凝縮器である熱交換器160と、この熱交換器160の表面で凝縮された水滴を一時的に貯蔵する第1の貯水タンク26aと、この第1の貯水タンク26a内の水を供給するポンプ154と、この供給された水を浄化して純水を生成するためのRO膜逆浸透膜156と、生成された純水を一時的に貯蔵する、凝縮水タンクである第2の貯水タンク純水タンク26bと、この純水を燃料電池モジュール2の改質器20にパルス制御により間欠的に供給するパルスポンプ158とを備えている。熱交換器160は、温水製造装置50において温水を生成するための水道水と、燃料電池モジュール2からの排気との間で熱交換をするように構成されている。これにより、温水製造装置50に導入された水道水は、燃料電池モジュール2の排気の熱により予熱される。なお、温水製造装置50に導入され、熱交換器160の内部を流れる水道水は、施設等において温水として利用されるためのものであり、改質器20における水蒸気改質に使用されることはない。一方、燃料電池モジュール2からの排気は、熱交換器160の表面に接触することにより冷却される。この際、排気中に含まれる水分は、熱交換器160の表面で冷やされることにより凝縮され、水滴となる。熱交換器160の表面で凝縮された水は、第1の貯水タンク26aに流入して一時的に貯蔵され、この水が第2の貯水タンク26bに送られて、改質器20における水蒸気改質に利用される。なお、本実施形態においては、温水製造装置50に備えられた熱交換器160を、燃料電池モジュール2の排気から水分を回収する凝縮器として利用しているが、他の熱交換器等、排気中の水分を凝縮させることができる任意の構成を、凝縮器として使用することができる。また、第1の貯水タンク26a、第2の貯水タンク26b等に貯水されている水及び純水が凍結するのを防止するためのヒーター162も備えている。さらに、第1の貯水タンク26aは、その所定の上限水位と下限水位をそれぞれ検出する水位センサ136a,136bをそれぞれ備え、各水位センサ136a,136bがそれぞれの水位を検出することによって、これらの水位に相当する貯水量例えば、第1の貯水タンク26aの満水量等を検出することができるようになっている。同様に、第2の貯水タンク26bについても、その所定の上限水位と下限水位をそれぞれ検出する水位センサ136c,136dをそれぞれ備え、各水位センサ136c,136dがそれぞれの水位を検出することによって、これらの水位に相当する貯水量例えば、第2の貯水タンク26bの下限貯水量等を検出することができるようになっている。さらに、第2の貯水タンク26bには、上限水位と下限水位の間に、貯水量検出手段である水位センサ136eが設けられており、第2の貯水タンク26b内の貯水量の低下を検知している。後述するように、本実施形態においては、第2の貯水タンク26b内の水位が水位センサ136eの水位よりも低下すると、制御部110は、凝縮水高速生成制御を実行し、第2の貯水タンク26b内の水を増加させる。次に、図10及び図11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1における凝縮水高速生成制御を説明する。図10は、凝縮水高速生成制御のフローチャートを示す。図11は、凝縮水高速生成制御が実行された場合における各パラメータの変化を示すタイムチャートである。制御手段である制御部110は凝縮水高速生成手段110aを備えており、凝縮水高速生成手段110aは、図10に示すフローチャートを所定の時間間隔で繰り返し実行するように構成されている。まず、図10のステップS1においては、第2の貯水タンク26b内の水量に異常があるか否かが判断される。即ち、水位センサ136dの検出信号に基づいて、第2の貯水タンク26b内の水位が下限水位よりも低下しているか否かが判断される。第2の貯水タンク26b内の水位が下限水位よりも低下している場合にはステップS2に進み、下限水位以上である場合にはステップS3に進む。ステップS2においては、固体酸化物型燃料電池1の運転を停止し、水蒸気改質用の水が不足していることを報知する。即ち、第2の貯水タンク26b内の水位が下限水位よりも低下している場合には、凝縮水高速生成制御を実行し、水の生成を促進したとしても、水の生成が間に合わず水蒸気改質用の水が枯渇する虞がある。このため、第2の貯水タンク26b内の水位が下限水位よりも低下してしまった場合には、固体酸化物型燃料電池1の運転を停止し、燃料電池モジュール2の損傷を防止する。一方、第2の貯水タンク26b内の水量に異常がない場合には、ステップS3に進み、ステップS3においては、水量が不足しているか否かが判断される。即ち、貯水量検出手段である水位センサ136eの検出信号に基づいて、第2の貯水タンク26b内の水位が所定の凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下しているか否かが判断される。凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下していない場合にはステップS4に進み、凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下した場合にはステップS7に進む。第2の貯水タンク26b内の水位が凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下している場合には、ステップS7以下の凝縮水高速生成制御を開始し、凝縮水高速生成制御開始水位以上である場合には、第2の貯水タンク26b内に貯蔵されている水量は不足しておらず、凝縮水高速生成制御は実行されない。ステップS4においては、第2の貯水タンク26b内の水量が十分であるか否かが判断される。即ち、水位センサ136cの検出信号に基づいて、第2の貯水タンク26b内の水位が上限水位以上か否かが判断される。第2の貯水タンク26b内の水位が上限水位以上である場合にはステップS5に進み、上限水位未満である場合にはステップS8に進む。ステップS5においては、発電電力の上限の制限が解除される。後述するように、ステップS7以下において実行される凝縮水高速生成制御の実行中は、燃料電池モジュール2の発電電力の上限値が最大定格電力よりも低く制限される。ステップS5では、ステップS4において第2の貯水タンク26b内の水量が十分であることが判定されているので、このような発電電力の上限の制限が解除される。なお、発電電力の制限が行われていない場合には、その状態が維持される。次いで、ステップS6においては、凝縮水高速生成制御フラグFの値が0にされ、図10のフローチャートの1回の処理を終了する。凝縮水高速生成制御フラグFは、凝縮水高速生成制御を実行中であることを示すフラグであり、凝縮水高速生成制御の実行中は値が1にされる。ステップS6では、ステップS4において第2の貯水タンク26b内の水量が十分であることが判定されているので、凝縮水高速生成制御フラグFを0として、凝縮水高速生成制御が終了される。なお、凝縮水高速生成制御フラグFの値が0であった場合には、その値が維持される。一方、ステップS4において第2の貯水タンク26b内の水量が十分でないと判断された場合にはステップS8に進み、ステップS8においては、凝縮水高速生成制御フラグFの値が1であるか否かが判断される。凝縮水高速生成制御フラグFの値が1でない場合には、図10のフローチャートの1回の処理を終了する。即ち、凝縮水高速生成制御フラグF=0であり、凝縮水高速生成制御中でない場合には、第2の貯水タンク26b内の水位が上限水位未満であっても、凝縮水高速生成制御は開始されない。即ち、ステップS3→S4→S8の処理が行われる際は、第2の貯水タンク26b内の水位は、凝縮水高速生成制御開始水位以上、上限水位未満である場合であるが、フラグF=0の場合には凝縮水高速生成制御は実施されず、フラグF=1の場合には、凝縮水高速生成制御が継続される。一方、ステップS3において第2の貯水タンク26b内の水量が不足していると判断された場合にはステップS7に進み、ステップS7においては凝縮水高速生成制御フラグFの値が1にされ、凝縮水高速生成制御が開始される。ステップS7において凝縮水高速生成制御フラグFが1にされると、ステップS8→S9と進み、ステップS9においては、燃料電池モジュール2内が過昇温のために冷却中であるか否かが判断される。後述するように、制御部110は、燃料電池モジュール2内の温度が適正温度よりも高い所定の状態では、発電用の空気利用率を低下させることにより発電用空気の供給量を増加させ、これにより燃料電池モジュール2内を冷却する。ステップS9においては、このような冷却が行われているか否かが判断される。燃料電池モジュール2内が過昇温のために冷却中である場合にはステップS13に進み、冷却中でない場合にはステップS10に進む。ステップS10においては、燃料電池モジュール2による発電電流の上限が6Aに制限され、これにより発電電力も制限される。燃料電池モジュール2による発電電力を制限することにより、熱交換器160における凝縮水の生成が促進される理由については後述する。次に、ステップS11においては、第2の貯水タンク26b内の水量が不足している状態が連続しているか否かが判断される。即ち、凝縮水高速生成制御が行われていない凝縮水高速生成制御フラグF=0の状態から、凝縮水高速生成制御が行われるf=1の状態に変更された後、所定時間経過しているか否かが判断される。水量不足が所定時間以上連続している場合にはステップS12に進み、連続していない場合には、図10のフローチャートの1回の処理を終了する。ステップS12においては、燃料電池モジュール2による発電電流の上限が4Aに制限され、これにより発電電力も制限される。即ち、凝縮水高速生成制御が開始された後、所定時間経過するまでは発電電流の制限を6Aに留めることにより、系統電源からの買電力を極力増加させずに、凝縮水高速生成制御を実施する。一方、凝縮水高速生成制御開始後、所定時間経過しても水量不足の状態が解消されない場合には、さらに発電電流の制限を強化して、早急に水量不足の状態が解消されるように、燃料電池モジュール2を運転する。一方、ステップS9において、燃料電池モジュール2内が過昇温のために冷却中であると判断された場合にはステップS13に進み、ステップS13においては、第2の貯水タンク26b内の水量が不足している状態が連続しているか否かが判断される。ステップS13において、水量不足が連続していないと判断された場合には、ステップS14に進み、ステップS14においては、燃料電池モジュール2による発電電流の上限が4Aに制限され、これにより発電電力も制限される。ステップS14においては、水量不足が連続していない状態であっても、燃料電池モジュール2内の過昇温による冷却中であるため、ステップS10よりも発電電流の制限が強化される。後述するように、燃料電池モジュール2を冷却するために発電用の空気供給量が増量されている状態では、熱交換器160において凝縮水が生成されにくいため、発電電流の制限を強化して凝縮水の生成を、より促進する。一方、ステップS13において、水量不足が連続していると判断された場合には、ステップS15に進み、ステップS15においては、燃料電池モジュール2による発電電流の上限が3Aに制限され、これにより発電電力も制限される。即ち、ステップS13において、水量不足が連続していると判断された場合には、燃料電池モジュール2内が冷却中であると共に、水量不足の状態が所定時間以上解消されていないため、発電電流の制限を最も強化して凝縮水の生成を促進する。次に、図11を参照して、凝縮水高速生成制御の作用を説明する。図11は、本実施形態による固体酸化物型燃料電池1の作動状態の一例を示すタイムチャートであり、上段から順に、燃料電池セルスタック14の温度、発電用空気供給量、燃料供給量、発電用空気供給量と燃料供給量の比、燃料電池モジュール2による発電電流、熱交換器160表面温度と熱交換器160に流入する排気温度の差を示している。まず、図11の時刻t10乃至t11においては、発電電流が、燃料電池モジュール2の最大定格電流にされている図11、5段目のタイムチャート。この発電電流に対応して、図11に夫々破線で示すように、燃料電池モジュール2内の燃料電池セルスタック14の適正な温度図11、最上段のタイムチャート、適正な発電用空気供給量図11、2段目のタイムチャート、及び基準となる燃料供給量図11、3段目のタイムチャートが夫々設定されている。時刻t10乃至t11においては、燃料電池セルスタック14の温度が適正温度よりも高い状態にあるため、制御部110は燃料電池モジュール2内の温度を低下させるために、適正な発電用空気供給量よりも多い空気を燃料電池モジュール2に供給し、燃料電池セルスタック14を冷却している図10、ステップS9における過昇温による冷却に該当。また、制御部110は、燃料電池モジュール2に供給する燃料供給量を、基準となる燃料供給量よりも少なくしている。これにより、燃料電池モジュール2内に蓄積された熱が、燃料電池セルスタック14の温度を維持するために消費されるので、燃料電池モジュール2内の温度を低下させることができる。なお、具体的な燃料供給量、及び発電用空気供給量の設定については後述する。このように、時刻t10乃至t11においては、燃料電池セルスタック14の温度が適正温度よりも高く、これを低下させるために発電用空気供給量が増加され、燃料供給量が減じられている。このように燃料電池モジュール2が運転されることにより、供給される発電用空気と燃料の比A/Fは増大する図11、4段目のタイムチャート。また、燃料供給量が減じられ、発電用空気供給量が増加されることにより、燃料電池モジュール2からの排気温度が低下するため、熱交換器160に流入する排気温度と熱交換器160表面の温度との温度差が小さくなる図11、最下段のタイムチャート。発電用空気と燃料の比が大きく、排気と熱交換器160の温度差が小さい状態では、熱交換器160表面において排気中の水分が凝縮されにくく、凝縮により生成される水の量が減少する。このため、発電用空気と燃料の比A/Fは、所要量の凝縮水が生成され水自立が可能な上限値図11、4段目のタイムチャートにおける破線を超えてしまう。また、排気と熱交換器160の温度差も、所要量の凝縮水が生成され水自立が可能な下限値図11、最下段のタイムチャートにおける破線を下回ってしまう。時刻t10乃至t11において、所要量の凝縮水を生成することができない状態で燃料電池モジュール2が運転された結果、時刻t11において、第2の貯水タンク26b内の水量が不足する図10、ステップS3における水量不足に該当。これにより、制御部110に内蔵された凝縮水高速生成手段110aは、時刻t11において、発電電流の上限を4Aに低下させる図10、ステップS14。この発電電流の低下に伴い燃料供給量も減少されるが、燃料電池セルスタック14は極めて熱容量が大きいため、燃料電池セルスタック14は依然として適正温度よりも高い状態が継続する。このため、発電用空気供給量は、適正な発電用空気供給量よりも多い状態に維持される。このように、時刻t11において、発電電流の上限を低下させることにより、燃料供給量が低下される一方、発電用空気供給量は増加された状態が継続するため、発電用空気と燃料の比A/Fが増大図11、4段目のタイムチャートして排気中に含まれる水分の割合が減少し、排気と熱交換器160の温度差も低下する。従って、凝縮水高速生成手段110aにより発電電流が低下された直後は、燃料電池モジュール2は却って凝縮水が生成されにくい状態となる。次に、時刻t12において、凝縮水高速生成制御開始後、所定時間が経過する図10、ステップS13における水量不足連続に該当と、凝縮水高速生成手段110aは、発電電流の上限を、さらに3Aに低下させる図10、ステップS15。なお、本実施形態においては、凝縮水高速生成制御開始後、約30分水量不足が連続した場合、発電電流の上限が更に低下される。時刻t12において発電電流を低下させた直後には、燃料供給量が低下される一方、発電用空気供給量は増加された状態が継続するため、発電用空気と燃料の比A/Fはさらに増大し図11、4段目のタイムチャート、排気と熱交換器160の温度差もさらに低下する図11、最下段のタイムチャート。発電電流を低下させた後、更に時間が経過すると、燃料電池セルスタック14の温度が低下する。燃料電池セルスタック14の温度が低下されると、制御部110は発電用空気供給量を減少させ、また、燃料供給量を基準となる燃料供給量まで増加させる。これに伴い、発電用空気と燃料の比A/Fが減少することにより排気中の水分の割合が増加し始め、排気と熱交換器160の温度差も増大し始める。これにより、時刻t13において、発電用空気と燃料の比A/Fは水自立が可能な上限値を下回ると共に、排気と熱交換器160の温度差も、水自立が可能な下限値を超える。この状態で燃料電池モジュール2を運転することにより、第2の貯水タンク26b内の水量は増加する。次いで、時刻t14において、第2の貯水タンク26b内の水は、所定の上限水位に到達し図10、ステップS4における水量満足に該当、凝縮水高速生成手段110aは、凝縮水高速生成制御を終了する。凝縮水高速生成制御の終了に伴い凝縮水高速生成手段110aは発電電流の上限制限を解除し図10、ステップS5における発電上限制限解除に該当、再び発電電流が増大される。このように、凝縮水高速生成手段110aは、発電電流の上限値に制限を加えることにより、まず、燃料電池セルスタック14の温度を低下させる。即ち、温度が高い状態においては、燃料電池セルスタック14の損傷を避けるために温度を低下させる必要があり、空気供給量を多い状態に維持せざるを得ない。このように、温度が高い状態においては、空気供給量を多く空気利用率を低く、燃料供給量を少なく燃料利用率を高く維持する必要があり、凝縮水が生成されやすい運転条件を達成する余地が少ない。温度が低下した後は、空気供給量を減じ空気利用率を高く、燃料供給量を多く燃料利用率を低く設定した運転が可能になる。これにより、温度が低下した後は、発電用空気供給量に対する燃料供給量の割合が多くなるように、発電用空気流量調整ユニット44及び燃料流量調整ユニット38を制御して、熱交換器160における凝縮水の生成を促進し、凝縮水を高速で生成させる。凝縮水高速生成手段110aは、発電電流の上限値に制限を加えることにより、まず、燃料供給量を低下させ、これにより温度が低下された後、発電用空気供給量を減少させることにより、間接的に凝縮水が生成されやすい運転条件を作り出し、第2の貯水タンク26b内の水量を増加させる。次に、図12乃至18を参照して、要求される発電量及び発電室温度センサ142による検出温度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12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13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14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15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16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17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18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13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が規定されている図11、最上段のタイムチャートにおける破線。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13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110b図6により計算される。図12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12のステップS31においては、検出温度Td及び図13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13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13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13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。従って、高効率制御から目標温度域制御に復帰する目標温度域制御復帰温度は、燃料利用率変更温度よりも低い温度になる。次に、図12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12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12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、後述するように、燃料電池モジュール2に劣化が発生するまでは、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。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12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14及び図15のグラフを使用して、燃料利用率が決定される。図14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14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、発電電流図11における5段目のタイムチャートに基づいて、図15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。即ち、図11における時刻t10~t13付近においては、燃料電池モジュール2内の温度が高く、利用可能な熱量が蓄積されている状態であるため、燃料利用率が高くなるように燃料供給量が減少されている。図15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15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の直線上に燃料利用率が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。このように、制御部110は、燃料利用率Ufが常に発電電流発電電力に応じて予め設定された燃料利用率Ufの許容範囲内になるように燃料流量調整ユニット38を制御する。また、図15に示すように、燃料利用率Ufの許容範囲は、発電電流発電電力が少ない場合には、発電電流が多い場合よりも広くなるように設定されている。凝縮水高速生成手段110aは、発電電流の上限値を制限することにより発電電流を低下させ図11、時刻t11、燃料利用率Ufの許容範囲の広い領域で燃料電池モジュール2を運転する。制御部110は、この領域において、燃料利用率Ufを低下させた運転を行うことにより、空気利用率の許容範囲及び燃料利用率の許容範囲の中で、発電用空気に対する燃料の割合を多くし図11、4段目のタイムチャートの時刻t13~、凝縮水を高速に生成させる。図12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15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14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12のステップS35においては、第2積算値N2idに基づいて、図16及び図17のグラフを使用して、空気利用率が決定される。図16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16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は最大発電用酸化剤ガス利用率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16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17に示すグラフにより決定される。図17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17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17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16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17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12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17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16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12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18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18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18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18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18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17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18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18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17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18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、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、空気、及び水を供給し、図12のフローチャートの1回の処理を終了する。次に、図12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12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110c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12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14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、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、発電を継続しながら燃料電池モジュール2内の温度上昇が抑制される。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。このような制御が実行されることにより、図11に示すタイムチャートでは、燃料電池セルスタック14の温度が高い状態において時刻t10~t13付近、最小燃料利用率Ufmin図11、3段目のタイムチャートの破線に対応よりも燃料利用率Ufを高めた燃料供給量を減じた運転が行われる。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14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が劣化していない場合も1を超えるので、図16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。このような制御が実行されることにより、図11に示すタイムチャートでは、燃料電池セルスタック14の温度が高い状態において時刻t10~t13付近、最大空気利用率Uamax図11、2段目のタイムチャートの破線に対応よりも空気利用率Uaを低下させた空気供給量を増加させた運転が行われ、燃料電池セルスタック14が適正温度図13の一点鎖線に対応まで冷却される。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110c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。本発明の実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、第2の貯水タンク26b内の凝縮水が不足した場合図10、ステップS3には、凝縮水高速生成手段110aが、凝縮水を増加させるべく発電電力を低下させる図10、ステップS10、S12、S14、S15ので、燃料電池セルスタック14の温度が低下され、これにより、発電用空気供給量/燃料供給量の比を上昇させる余地が生まれる。このように、燃料電池セルスタック14の損傷等を確実に回避しながら、凝縮水を高速で生成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、燃料電池セルスタック14の温度が高い場合には、発電用空気供給量が増加され図11、時刻t10~t13、これにより、燃料電池セルスタック14が冷却される。しかしながら、このように発電用空気供給量が増加された状態では、発電用空気供給量/燃料供給量の比が増加し、熱交換器160において凝縮される凝縮水の量が低下するという問題がある。本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、凝縮水高速生成手段110aにより発電電力を低下させるだけで、簡単に、凝縮水の生成を促進することができる。また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、発電電力が大きい状態では燃料利用率の高い運転を行うことが可能であるが図15、この状態において燃料利用率を低下させると、燃料電池セルスタック14の温度が過剰に上昇してしまう。このため、発電電力が大きい状態では、凝縮水の生成を促進することが困難である。一方、発電電力が少ない状態では作動温度が低いため図13、燃料利用率を低下させる余地があり、燃料利用率の許容範囲を広くすることができる図15。これにより、発電電力を低下させることにより、凝縮水の生成を促進することができる。さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、燃料利用率及び発電用空気利用率が予め設定された許容範囲図15、17内で変化され、発電用空気に対する燃料の割合が多くされるので、固体酸化物型燃料電池1の熱的バランスを維持しながら、排気温度を高めることができ、凝縮水の生成を促進することができる。また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、凝縮水高速生成手段110aが発電電力を低下させる図10、ステップS10、S12、S14、S15ので、まず燃料供給量が低下され図11、3段目のタイムチャート時刻t11、燃料電池セルスタック14の温度が低下した後、発電用空気に対する燃料の割合が多くされる図11、4段目のタイムチャート時刻t13。このため、燃料電池セルスタック14の過昇温防止と、凝縮水生成の促進を同時に実現することができる。さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池1によれば、発電用空気利用率を上昇させることにより発電用空気を減少させて排気温度を上昇させ、凝縮水の生成を促進すると共に、発電用空気利用率の上昇を最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で行うことにより図17、燃料電池モジュール2からの排気中の一酸化炭素濃度等を抑制することができ、エミッション性能を向上させることができる。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。上述した実施形態においては、第2の貯水タンク26b内の所定の水位に水位センサ136eを取り付け、この水位を下回ったとき図10、ステップS3凝縮水高速生成制御が開始されていたが、他の構成を採用することもできる。例えば、貯水タンク内の異なる水位に複数の水位センサを設けることができ、或いは、貯水タンク内の水量を検出することができる水量計を設けることもできる。このように構成された変形例においては、燃料電池セルスタック14の温度が高い場合には、燃料電池セルスタック14の温度が低い場合よりも、貯水タンク内の凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成制御が開始されるように、本発明を構成することもできる。このように構成された変形例によれば、燃料電池セルスタック14の温度が高い場合には、凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成制御が開始されるので、燃料電池セルスタック14の温度を低下させるために長時間を要し、実際の凝縮水の増加が遅れた場合でも、改質器20に供給する水が枯渇するのを防止することができる。また、上述した本発明の実施形態においては、貯水タンク内の水位が低い状態が所定時間継続した場合図10、ステップS11、S13には、より大幅に発電電力を低下させていたが、変形例として、貯水タンク内の貯水量に応じて発電電力を低下させることもできる。例えば、貯水タンク内の凝縮水が少ない場合には、凝縮水が多い場合よりも、より大幅に発電電力を低下させるように、凝縮水高速生成手段を構成することができる。このように構成された変形例によれば、凝縮水の量に応じて発電電力の制限が変更されるので、発電電力制限による影響を最小限に抑制しながら、確実に水の枯渇を防止することができる。"