JP5733512B2 - 固体酸化物型燃料電池 - Google Patents

Description

本発明は、固体酸化物型燃料電池装置に係わり、特に、燃料と発電用の酸化剤ガスを反応させることにより電力を生成する固体酸化物型燃料電池装置に関する。

従来、固体酸化物型燃料電池装置（ＳＯＦＣ）は、起動工程において、燃料を改質器において改質する複数の工程、すなわち、部分酸化改質反応工程（ＰＯＸ工程）、オートサーマル改質反応工程（ＡＴＲ工程）、水蒸気改質反応工程（ＳＲ工程）を経て、発電工程へ移行するように構成されている（例えば、特開２００４−３１９４２０号公報（特許文献１）参照）。

ＳＯＦＣでは、これらの工程を順に実行することにより、燃料電池モジュール収納室内に配置された改質器や燃料電池セルスタック等を動作温度まで昇温させることができる。
また、ＳＯＦＣは、動作温度が６００〜８００℃と高温であり、燃料電池モジュール収納室周囲に断熱材が配置されている。したがって、この断熱材は、動作中に燃料電池モジュールからの熱の散逸を抑制し、燃料電池のエネルギー効率を向上させることができる。

一方、特開２０１０−２０５６７０号公報（特許文献２）には、燃料電池システムおよび燃料電池の運転方法が記載されている。この燃料電池システムにおいては、燃料電池の電気負荷の積分値を取得し、取得した積分値に基づいて燃料利用率を制御している。燃料利用率の制御は、燃料電池の電気負荷の積分値に基づいて燃料電池の温度を推定し、推定結果に基づいて燃料利用率を制御している。このため、温度センサを用いることなく、燃料電池の熱自立運転を可能にしている。また、制御手段は、電気負荷の積分値が所定値以上である場合に、燃料利用率を、燃料電池の熱自立運転可能な基準値以上の値に補正する。この場合、燃料電池の温度が上昇していることから、燃料電池は余熱を有し、燃料利用率を、熱自立運転可能な基準値以上の値に補正しても熱自立運転が維持される。これにより、燃料電池システムのシステム効率を向上させている。

特開２００４−３１９４２０号公報 特開２０１０−２０５６７０号公報

しかしながら、高温で動作していた固体酸化物型燃料電池装置を一旦停止させた後、再起動させる場合、断熱材には多量の熱量が蓄えられているため、通常の起動工程で起動させると、改質器や燃料電池セルスタックの温度が上昇し過ぎてしまうという問題があった。

例えば、通常の起動動作中において、改質器内での改質反応工程のうち、発熱反応であるＰＯＸ工程で発生した熱は、改質器自体を昇温させるが、改質器外の構成部材である断熱材等をも昇温させる。

これに対して、再起動動作中には、改質器外の構成部材が既にある程度の温度まで昇温されており、また、断熱材が多量の熱量を保持しているため、ＰＯＸ工程で発生した熱が改質器外の構成部材に奪われにくい。従って、改質器は効率良く昇温され、その結果、再起動動作中には、改質器が通常の起動動作中よりも大きな昇温速度で昇温し、所定の動作温度を超えた状態となる過昇温が引き起こされるおそれがあった。そして、この過昇温により改質器が劣化したり破損したりするおそれがあった。

このような過昇温による不具合を防止するため、従来の固体酸化物型燃料電池装置においては、改質器等の温度が高すぎる場合には、発電用空気の流量を増加させ、発電用空気により改質器等の熱を奪うことにより、温度が上昇しすぎるのを防止していた。

しかしながら、発電用空気流量の増加により改質器等の温度を下げることは、固体酸化物型燃料電池装置からの排熱を増加させることになるので、燃料電池装置の総合的なエネルギー効率が低下することになる。

一方、特開２０１０−２０５６７０号公報には、燃料電池システムに蓄積された余熱を利用して燃料利用率を高くする技術が記載されている。燃料電池システムでは発電量の多い高負荷帯域では高温になり、発電量が小さくなると若干温度を下げて運転させることが可能である。このため、高負荷から低負荷になった後、しばらくの間は高負荷領域における温度となっており、モジュール内は蓄積された余熱により低負荷領域における運転温度よりも高い温度に維持される。この発明では、この余熱を利用して燃料利用率を高くし、熱自立するために必要な熱量を余熱を消費することにより補っている。言い換えると熱自立が可能な燃料供給量よりも少ない燃料まで燃料利用率を高めた運転を可能とした優れた技術である。この技術を利用して、起動工程において過剰に上昇した温度を低下させることが考えられる。

しかしながら、特開２０１０−２０５６７０号公報記載の発明においては、蓄積されている余熱の推定を、温度センサを用いずに、電気負荷の積分値から求めているため、余熱を推定することができない。具体的には、特開２０１０−２０５６７０号公報記載の発明では、燃料電池セルで発電する際に発生する発電熱（ジュール熱）を発電量に基づいて推定し、これにより余熱を推定している。これに対し、燃料電池装置の起動工程中に発生する熱は、発電に使用されずに残った残余燃料が燃焼されることにより発生する燃焼熱であるため、特開２０１０−２０５６７０号公報に開示されている技術を使用して、起動工程中に蓄積された熱量を推定することはできない。

本発明は、このような課題を解決するためになされたものであり、総合的なエネルギー効率の低下を抑制しながら、再起動の場合等における過昇温を防止することができる固体酸化物型燃料電池装置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、所定の定格出力電力以下の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、燃料電池セルユニットを備え、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、燃料電池モジュールで発生した熱を蓄積する蓄熱材と、燃料電池モジュール内の温度を検出する温度検出手段と、燃料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を、所定の発電移行条件を満足する状態に移行させる起動工程と、発電移行条件が満足された後、需要電力に応じた可変の発電電力を、燃料電池モジュールに生成させる発電工程と、を実行する制御手段と、を有し、制御手段は、発電工程において、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燃料供給量を決定し、決定された燃料供給量が供給されるように燃料供給手段を制御するように構成されると共に、起動工程において、温度検出手段によって測定された温度が所定の発電強制移行温度に到達した場合には、発電移行条件が満足されていなくても発電工程に強制移行すると共に、発電工程に強制移行された場合には、起動工程中に蓄熱材に蓄積された熱量を利用して、燃料利用率が高くなるように、決定された燃料供給量を減少させ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、制御手段が、燃料供給手段、発電用酸化剤ガス供給手段を夫々制御して、燃料電池モジュールを、所定の発電移行条件を満足する状態に移行させる起動工程と、発電移行条件が満足された後、需要電力に応じた可変の発電電力を、燃料電池モジュールに生成させる発電工程と、を実行する。また、制御手段は、発電工程において、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燃料供給量を決定し、決定された燃料供給量が供給されるように燃料供給手段を制御するように構成されている。さらに、制御手段は、起動工程において、温度検出手段によって測定された温度が所定の発電強制移行温度に到達した場合には、発電移行条件が満足されていなくても発電工程に強制移行させる。制御手段は、発電工程に強制移行された場合には、起動工程中に蓄熱材に蓄積された熱量を利用して、燃料利用率が高くなるように、決定された燃料供給量を減少させる。

このように構成された本発明によれば、起動工程において、所定の発電強制移行温度に到達した場合には、発電移行条件が満足されていなくても発電工程に強制移行されるので、燃料電池モジュール内の温度ムラ等により発電移行条件が満足されないまま温度が過剰に上昇し、燃料電池モジュールが損傷されるのを防止することができる。また、発電工程に強制移行された場合には、起動工程中に蓄熱材に蓄積された熱量が利用されるように、決定された燃料供給量が減少されるので、総合的なエネルギー効率の低下を抑制しながら過剰な温度上昇を回避することができる。

燃料電池システムでは、起動初期において、供給された燃料を燃焼させることにより燃料電池モジュール内を加熱しているが、この燃焼に着火不良が発生した場合には、燃料電池モジュール内に大きな温度ムラが発生する。また、燃料を改質する改質器内において、部分酸化改質反応にムラが発生すると、燃料電池モジュール内に大きな温度ムラが発生する。或いは、燃料電池モジュール内の温度が或る程度上昇している状態において、燃料電池システムを再起動させた場合には、燃料電池モジュール内に大きな温度ムラが発生する。例えば、燃料電池モジュール内にこのような温度ムラが発生した場合には、燃料電池モジュール内の一部の温度が十分に上昇しているにも関わらず、発電工程への移行条件が満足されない場合がある。このような状態において、発電移行条件が満足されるまで起動工程を継続すると、燃料電池モジュール内の一部の温度が過剰に上昇し、過昇温により燃料電池モジュールが損傷される場合がある。或いは、温度ムラを解消するために、温度が上昇しすぎた部分の温度を低下させると、エネルギーを無駄に消費することになり、総合的なエネルギー効率の低下を招く。本発明によれば、燃料電池モジュールの損傷を防止すると共に、総合的なエネルギー効率の低下を抑制することができる。

本発明において、好ましくは、温度検出手段は、燃料電池モジュール内の異なる箇所の温度である第１検出温度と第２検出温度を検出するように構成され、発電移行条件は、第１検出温度及び第２検出温度が、夫々に対して設定された発電移行閾値温度を超えたとき満足され、制御手段は、第１検出温度が発電強制移行温度を超えた場合には、第２検出温度が、第２検出温度に対して設定された発電移行閾値温度を超えていない場合でも発電工程に強制移行する。

このように構成された本発明によれば、第１検出温度が発電強制移行温度を超えた場合には、第２検出温度が発電移行閾値温度を超えていない場合でも発電工程に強制移行されるので、第１検出温度を検出している箇所が、過剰な温度上昇により損傷され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、燃料電池モジュールは、供給された燃料を改質する改質器を有し、第１検出温度は改質器の温度であり、第２検出温度は、燃料電池セルユニットの温度である。
このように構成された本発明によれば、改質器の温度である第１検出温度が発電強制移行温度を超えた場合には、燃料電池セルユニットの温度である第２検出温度が発電移行閾値温度を超えていない場合でも発電工程に強制移行されるので、改質器の温度が過剰に上昇することにより損傷されるのを防止することができる。また、改質器の温度が十分に上昇している場合には、燃料ガスの温度も高い状態であり、燃料電池セルユニットの実際の温度は或る程度高い状態であると考えられる。このため、第２検出温度が発電移行閾値温度を超えていない状態において発電工程を開始することによる弊害は少なく、円滑に発電工程に移行することができる。

本発明において、好ましくは、制御手段は、発電工程に強制移行させた場合には、燃料電池モジュールの発電電力を、定格出力電力よりも低い所定の強制移行時上限電力以下に規制し、この強制移行時上限電力を超える需要電力の増加には、発電電力を追従させずに、燃料利用率を高めた発電工程を実行する。

このように構成された本発明によれば、発電工程に強制移行させた場合において、発電電力を強制移行時上限電力以下に規制し、燃料利用率を高めるので、エネルギー効率を低下させることなく過剰な温度上昇を抑制することができる。一般に、燃料利用率を高めた運転を行うことにより、熱自立するために燃料電池モジュール内に蓄積された熱量が消費され、温度上昇が抑制される。しかしながら、発電電力が大きい領域においては、燃料電池セルユニットの作動温度が高く、また、通常運転においても燃料利用率が高く設定されている。このため、発電電力が大きい領域で燃料利用率を高めた運転を行っても、十分な温度上昇抑制効果を期待することはできない。このように構成された本発明によれば、発電電力を強制移行時上限電力以下に規制した上で、燃料利用率を高めているので、過剰な温度上昇を効果的に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、発電工程に強制移行させた場合には、発電電力の需要電力に対する追従性を低下させる。
一般に、需要電力に追従して発電電力を頻繁に増減させると、燃料供給量を増加させた後、遅れて発電電力が増加されるため、発電に利用されずに残る残余燃料が増加し、この燃料が燃焼されることにより温度が上昇する。このように構成された本発明においては、発電工程に強制移行させた場合には、発電電力の追従性を低下させるので、発生する残余燃料が減少され、過剰な温度上昇を効果的に抑制することができる。

本発明において、好ましくは、強制移行時上限電力は、発電電力の可変範囲の中間帯域の電力である。
発電工程に強制移行された場合においては、燃料電池モジュール内の一部の温度が高く、他の部分の温度は低い状態にある。この状態において、発電電力を、可変範囲内の低電力帯域に制限すると、燃料電池モジュール内の低温部分の温度が過剰に低下する虞がある。このように構成された本発明によれば、発電電力を中間帯域の電力に規制することにより、或る程度の発電熱を発生させながら、燃料電池モジュール内の温度ムラを抑制すると共に、高温部分の過剰な温度上昇を回避することができる。

本発明において、好ましくは、さらに、発電工程に強制移行された後、第１検出温度又は第２検出温度が、所定の強制冷却閾値温度に到達した場合において、冷却用の流体を燃料電池モジュールに流入させることにより、燃料電池モジュール内の温度を低下させる強制冷却手段を有する。

このように構成された本発明によれば、第１検出温度又は第２検出温度が、強制冷却閾値温度に到達した場合に燃料電池モジュール内の温度を低下させる強制冷却手段を有するので、燃料電池モジュール内の過剰な温度上昇を確実に回避することができる。発電工程に強制移行された後に行われる燃料利用率を高めた運転では、燃料電池モジュール内の一部分の温度上昇を速やかに解消できない場合があり、このような状態において燃料利用率を高めた運転を継続すると、燃料電池モジュール内の温度の低い部分の温度が低下しすぎる場合もある。このように構成された本発明によれば、バックアップ手段として強制冷却手段を持つことにより、高温部の温度上昇のリスクと、低温部の温度低下のリスクの両方を確実に回避することができる。

本発明において、好ましくは、制御手段は、強制冷却手段を作動させた後、第１検出温度又は第２検出温度が所定の運転停止閾値温度に到達した場合において、燃料電池モジュールの運転を停止させる。
このように構成された本発明によれば、第１検出温度又は第２検出温度が所定の運転停止閾値温度に到達した場合、燃料電池モジュールを停止させるので、燃料電池モジュールを損傷するリスクを、より確実に回避することができる。

本発明において、好ましくは、制御手段は、起動工程中において、燃料電池モジュール内の温度を均一に近づける温度均一化手段を実行させる。
このように構成された本発明によれば、起動工程中において温度を均一に近づける温度均一化手段を有するので、発電工程への強制移行を実行する機会を減少させることができ、これにより、強制移行に伴う燃料電池モジュールへの負担を軽減することができる。

本発明において、好ましくは、温度均一化手段は、起動工程において、燃料電池セルユニットから昇温用の微弱電力を取り出して、燃料電池セルユニットの温度を上昇させる。
このように構成された本発明によれば、温度均一化手段は昇温用の微弱電力を取り出すことにより燃料電池セルユニットの温度を上昇させるので、エネルギーを浪費することなく、燃料電池モジュール内の温度を均一に近づけることができる。

本発明によれば、総合的なエネルギー効率の低下を抑制しながら、再起動の場合等における過昇温を防止する固体酸化物型燃料電池装置を提供することができる。

本発明の一実施形態による燃料電池装置を示す全体構成図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池モジュールを示す正面断面図である。 図２のIII-III線に沿った断面図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池セルユニットを示す部分断面図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池セルスタックを示す斜視図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置を示すブロック図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の起動時の動作を示すタイムチャートである。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の停止時の動作を示すタイムチャートである。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の起動処理手順の動作テーブルである。 本発明の一実施形態による燃料電池装置が再起動された場合における起動時の動作を示すタイムチャートである。 ＳＲ１工程からＳＲ２工程を経て発電工程へ移行する間の制御を示すフローチャートである。 本発明の第１実施形態の固体酸化物型燃料電池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。 本発明の第１実施形態の固体酸化物型燃料電池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。 本発明の第１実施形態の固体酸化物型燃料電池において断熱材に蓄積された熱量を推定するために使用される蓄熱量推定テーブルである。 図１４の蓄熱量推定テーブルをグラフ化したものである。 本発明の第１実施形態による固体酸化物型燃料電池の作用を概念的に示す図である。 一般的な住宅における一日の需要電力の推移と、断熱材に蓄積される熱量の推移を模式的に示す図である。 本発明の第１実施形態の変形例における電流補正係数を示すグラフである。 需要電力の変化と、燃料供給量、及び燃料電池モジュール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。 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。 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。 発電電流に対する適正な燃料電池セルスタックの温度を示すグラフである。 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。 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。 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。 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。 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。 発電電流に対する適正な燃料電池モジュールの発電電圧を示すグラフである。 本発明の第２実施形態において、燃料電池モジュールが生成する電力の範囲を制限する手順を示すフローチャートである。 発電電流と検出温度に対する電流制限を示すマップである。 本発明の第２実施形態における作用の一例を示すタイムチャートである。 燃料電池モジュール内の温度と、発電可能な最大電力の関係の一例を示すグラフである。

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（ＳＯＦＣ）１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III-III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。

Ｃ_mＨ_n＋ｘＯ₂ → aＣＯ₂＋ｂＣＯ＋ｃＨ₂ （１）

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℃）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℃）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。

Ｃ_mＨ_n＋ｘＯ₂＋ｙＨ₂Ｏ → aＣＯ₂＋ｂＣＯ＋ｃＨ₂ （２）
Ｃ_mＨ_n＋ｘＨ₂Ｏ → aＣＯ₂＋ｂＣＯ＋ｃＨ₂ （３）

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℃〜８００℃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℃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℃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７及び図９を参照して、本実施形態による固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）の起動時の動作を詳細に説明する。
図９は、燃料電池１の起動処理手順を示す動作テーブルである。図９に示すように、起動工程では、制御部１１０が各運転制御状態（燃焼運転工程、ＰＯＸ１工程、ＰＯＸ２工程、ＡＴＲ１工程、ＡＴＲ２工程、ＳＲ１工程、ＳＲ２工程）を時間的に順に実行し、発電工程へ移行するように構成されている。

なお、ＰＯＸ１工程及びＰＯＸ２工程は、改質器２０内で部分酸化改質反応が行われる工程である。また、ＡＴＲ１工程及びＡＴＲ２工程は、改質器２０内でオートサーマル改質反応が行われる工程である。また、ＳＲ１工程及びＳＲ２工程は、改質器２０内で水蒸気改質反応が行われる工程である。上記各ＰＯＸ工程、ＡＴＲ工程、ＳＲ工程は、それぞれ２つに細分化されているが、これに限らず、３つ以上に細分化してもよいし、細分化しない構成とすることもできる。

まず、時刻ｔ₀において燃料電池１を起動すると、制御部１１０は、改質用酸化剤ガス供給手段である改質用空気流量調整ユニット４４及び発電用酸化剤ガス供給手段である発電用空気流量調整ユニット４５に信号を送って、これらを起動させ、改質用空気（酸化剤ガス）及び発電用空気を燃料電池モジュール２に供給する。なお、本実施形態においては、時刻ｔ₀において供給が開始される改質用空気の供給量は１０．０（L/min）、発電用空気の供給量は１００．０（L/min）に設定される（図９の「燃焼運転」工程参照）。

次いで、時刻ｔ₁において、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送って、改質器２０への燃料供給を開始する。これにより、改質器２０へ送り込まれた燃料及び改質用空気は、改質器２０、燃料ガス供給管６４、マニホールド６６を介して各燃料電池セルユニット１６内に送り込まれる。各燃料電池セルユニット１６内に送り込まれた燃料及び改質用空気は、各燃料電池セルユニット１６の燃料ガス流路９８上端から流出する。なお、本実施形態において、時刻ｔ₁において供給が開始される燃料の供給量は６．０（L/min）に設定されている（図９の「燃焼運転」工程参照）。

さらに、時刻ｔ₂において、制御部１１０は、点火装置８３に信号を送り、燃料電池セルユニット１６から流出する燃料に点火する。これにより、燃焼室１８内で燃料が燃焼され、この熱により、その上方に配置された改質器２０が加熱されると共に、燃焼室１８、発電室１０、及びその中に配置された各燃料電池セルユニット１６の温度、即ち、燃料電池セルスタック１４の温度も上昇する（図７の時刻ｔ₂〜ｔ₃参照）。燃料ガス流路９８を含む燃料電池セルユニット１６及びその上端部位は燃焼部に相当する。

改質器２０が加熱されることにより、改質器２０の温度（以下「改質器温度」という）が３００℃程度まで上昇すると、改質器２０内においては、部分酸化改質反応（ＰＯＸ）が発生する（図７の時刻ｔ₃：ＰＯＸ１工程開始）。このＰＯＸ１工程においても、燃料供給量は６．０（L/min）、改質用空気供給量は１０．０（L/min）に維持される（図９の「ＰＯＸ１」工程参照）。部分酸化改質反応は発熱反応であるため、改質器２０は、部分酸化改質反応の発生により、その反応熱によっても加熱されるようになる（図７の時刻ｔ₃〜ｔ₅）。

さらに温度が上昇し、改質器温度が３５０℃に達すると（ＰＯＸ２移行条件）、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、改質用空気流量調整ユニット３８に信号を送り、改質用空気供給量を増加させる（図７の時刻ｔ₄：ＰＯＸ２工程開始）。これにより、燃料供給量は５．０（L/min）に変更され、改質用空気供給量は１８．０（L/min）に変更される（図９の「ＰＯＸ２」工程参照）。これらの供給量は、部分酸化改質反応を発生させるために適切な供給量である。即ち、部分酸化改質反応が発生し始める初期の温度領域においては、供給する燃料の割合を多くすることにより、燃料に確実に着火させる状態を形成すると共に、その供給量を維持して着火を安定させる（図９の「ＰＯＸ１」工程参照）。さらに、安定して着火され、温度が上昇した後には、部分酸化改質反応を生成するために必要にして十分な燃料供給量として、燃料の浪費を抑えている（図９の「ＰＯＸ２」工程参照）。

次に、図７の時刻ｔ₅において、改質器温度が６００℃以上、且つ、セルスタック温度が２５０℃以上になると（ＡＴＲ１移行条件）、制御部１１０は、改質用空気流量調整ユニット４４に信号を送り、改質用空気供給量を減少させると共に、水蒸気供給手段である水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給を開始させる（ＡＴＲ１工程開始）。これにより、改質用空気供給量は８．０（L/min）に変更され、水供給量は２．０（cc/min）にされる（図９の「ＡＴＲ１」工程参照）。改質器２０内に水（水蒸気）が導入されることにより、改質器２０内で水蒸気改質反応も発生するようになる。即ち、図９の「ＡＴＲ１」工程においては、部分酸化改質反応と水蒸気改質反応が混在したオートサーマル改質（ＡＴＲ）が発生するようになる。

本実施形態においては、セルスタック温度は、発電室１０内に配置された発電室温度センサ１４２によって測定されている。各燃料電池セルユニット１６の温度は完全に均一ではないが、セルスタック温度はそれらの平均的な温度として観念することができる。実際に測定される発電室内の温度とセルスタック温度は、厳密には同一ではないが、発電室温度センサによって検出される温度はセルスタック温度を反映したものであり、発電室内に配置された発電室温度センサにより各燃料電池セルユニット１６の平均的な温度を把握することができる。一方、改質器２０の温度は改質器温度センサ１４８で測定されている。なお、本明細書において、セルスタック温度とは、セルスタック温度を反映した値を指示する任意のセンサにより測定された温度を意味するものとする。

さらに、図７の時刻ｔ₆において、改質器温度が６００℃以上、且つ、スタック温度が４００℃以上になると（ＡＴＲ２移行条件）、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させる。また、制御部１１０は、改質用空気流量調整ユニット４４に信号を送り、改質用空気供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量を増加させる（ＡＴＲ２工程開始）。これにより、燃料供給量は４．０（L/min）に変更され、改質用空気供給量は４．０（L/min）に変更され、水供給量は３．０（cc/min）に変更される（図９の「ＡＴＲ２」工程参照）。改質用空気供給量が減少され、水供給量が増加されることにより、改質器２０内においては、発熱反応である部分酸化改質反応の割合が減少し、吸熱反応である水蒸気改質反応の割合が増加する。これにより、改質器温度の上昇は抑制され、一方、改質器２０から受けるガス流により燃料電池セルスタック１４が昇温されることによって、セルスタック温度は改質器温度に追い付くように昇温していくので、両者の温度差が縮小され、両者は安定的に昇温されていく。

次に、図７の時刻ｔ₇において、改質器温度とセルスタック温度の温度差が縮まり、改質器温度が６５０℃以上、且つ、スタック温度が６００℃以上になると（ＳＲ１移行条件）、制御部１１０は、改質用空気流量調整ユニット４４に信号を送り、改質用空気の供給を停止する。また、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量を増加させる（ＳＲ１工程開始）。これにより、燃料供給量は３．０（L/min）に変更され、水供給量は８．０（cc/min）に変更される（図９の「ＳＲ１」工程参照）。改質用空気の供給が停止されることにより、改質器２０内においては部分酸化改質反応は発生しなくなり、水蒸気改質反応のみが発生するＳＲが開始される。

さらに、図７の時刻ｔ₈において、改質器温度とセルスタック温度の温度差がさらに縮まり、改質器温度がＳＲ２移行改質器温度である６５０℃以上、且つ、セルスタック温度がＳＲ２移行セル温度である６５０℃以上になると（ＳＲ２移行条件）、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量も減少させる。また、制御部１１０は、発電用空気流量調整ユニット４５に信号を送り、発電用空気の供給量も減少させる（ＳＲ２工程開始）。これにより、燃料供給量は２．３（L/min）に変更され、水供給量は６．３（cc/min）に変更され、発電用空気供給量は８０．０（L/min）に変更される（図９の「ＳＲ２」工程参照）。また、制御部１１０に内蔵された蓄熱量推定手段１１０ａは、ＳＲ２工程の開始と共に、断熱材７に蓄熱された熱量を推定するために、検出された発電室１０の温度の積算を開始する。蓄熱量の推定については後述する。

ＳＲ１工程では、改質器温度及びスタック温度を発電可能な温度付近まで上昇させるため、燃料供給量及び水供給量を高めに保持している。その後、ＳＲ２工程では、燃料流量及び水供給量を低減して、改質器温度及びセルスタック温度の温度分布を落ち着かせ、発電可能な温度に安定化させる。また、制御部１１０は、ＳＲ２工程開始と共に、燃料電池モジュール２から微弱電力の取り出しを開始する。この微弱電力は一定の電力であり、インバータ５４に出力されるものではなく、補機ユニット４を作動させるための電力の一部として利用される。発電工程移行前のＳＲ２工程において一定の微弱電力を取り出すことにより、燃料電池モジュール２の運転を不安定にすることなく、発電工程と近似した運転条件を与えることにより、発電工程への移行がより円滑になる。本実施形態においては、微弱電力は約５０Ｗである。なお、本明細書において、微弱電力とは、固体酸化物形燃料電池１の定格電力の約３％〜１５％程度の電力を意味するものとする。

制御部１１０は、ＳＲ２工程において、各供給量を所定の発電移行時間以上維持し、且つ改質器温度が６５０℃以上、且つ、スタック温度が７００℃以上になると（発電工程移行条件）、燃料電池モジュール２からインバータ５４に電力を出力させ、発電工程に移行して発電を開始する（図７の時刻ｔ₉：発電工程開始）。その後、制御部１１０は、需要電力に応じた電力を生成できるように、燃料流量調整ユニット３８及び水流量調整ユニット２８に信号を送って燃料供給量及び水の供給量を変更し、負荷追従運転が実行される。

なお、制御部１１０は、ＳＲ２工程開始後、発電移行時間が経過する前に、改質器温度６５０℃、スタック温度７００℃に到達している場合であっても、所定の発電移行時間、ＳＲ２工程を維持した後、発電工程を開始する。

次に、図１０を参照して、本実施形態による固体酸化物形燃料電池１を再起動した場合における起動工程の動作を説明する。図１０は、固体酸化物形燃料電池１を再起動した場合における、各部の温度、燃料等の供給量の変化の一例を示すグラフである。

図１０のグラフは、図７のグラフと同様であるが、断熱材等に多くの熱量が残存している状態から起動工程が開始されるため、図７の場合よりも改質器温度の上昇が速くなっている。図１０には、比較のため、図７における改質器温度が細い一点鎖線で示されている。

図１０における「燃焼運転」から「ＳＲ１」行程までの移行は、改質器温度の昇温が速く、移行までの時間が短いことを除き図７と同様である。次に、図１０の時刻ｔ₂₈においては、セルスタック温度は約６３０℃であり、改質器温度は７００℃である。従って、この状態は、改質器温度はＳＲ２移行改質器温度である６５０℃を超えているが、セルスタック温度はＳＲ２移行セル温度である６５０℃に到達していないので、「ＳＲ２」工程への通常の移行温度条件には適合していない。しかしながら、制御部１１０に内蔵された過昇温判断手段１１０ｂは、「ＳＲ１」行程において改質器温度がＳＲ２強制移行温度である７００℃に到達した場合には、過昇温であると判断し、セルスタック温度が６５０℃に到達する前に強制的に「ＳＲ２」工程へ移行させる（図９「ＳＲ１」欄における四角囲いの温度条件）。

「ＳＲ２」工程へ移行されると、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量も減少させる。また、制御部１１０は、発電用空気流量調整ユニット４５に信号を送り、発電量空気の供給量も減少させる。これにより、燃料供給量は２．３（L/min）に変更され、水供給量は６．３（cc/min）に変更され、発電用空気供給量は８０．０（L/min）に変更される。なお、制御部１１０は、燃料供給量、水供給量、及び発電用空気供給量を約２分間かけてこれらの値まで低下させる（図１０の時刻ｔ₂₉）。

次いで、図１０の時刻ｔ₃₀においては、セルスタック温度は約６８０℃であり、改質器温度は７２０℃である。従って、この状態は、セルスタック温度７００℃以上、且つ改質器温度６５０℃以上である発電工程への通常の移行温度条件には適合していない。しかしながら、制御部１１０に内蔵された過昇温判断手段１１０ｂは、「ＳＲ２」工程において改質器温度が発電強制移行温度である７２０℃に到達した場合には、過昇温が発生していると判断し、セルスタック温度が７００℃に到達する前に強制的に発電工程へ移行させる（図９「ＳＲ２」欄における四角囲いの温度条件）。

ただし、制御部１１０は、燃料供給量、水供給量、及び発電用空気供給量が夫々「ＳＲ２」工程における所定の流量に到達した時刻ｔ₂₉の後、少なくとも所定の発電移行時間が経過するまでは、各流量を一定に保持し、「ＳＲ２」工程を継続させる。即ち、時刻ｔ₂₉の後、発電移行時間が経過する前に通常の発電移行温度条件が満足され、又は、改質器温度が発電強制移行温度に到達した場合であっても、発電移行時間が経過するまで「ＳＲ２」工程が維持され、その後、発電工程が開始される。なお、本実施形態においては、発電移行時間は２分である。

この発電移行時間は、固体酸化物形燃料電池１の運転が不安定になりやすい発電工程への移行前に、発電移行時間に亘って燃料供給量等を一定値に維持することにより運転状態を安定させるために設けられたものである。また、本実施形態において、制御部１１０は、後述する蓄熱量や、各部の温度、燃料供給量等、燃料電池モジュール２の制御に必要な各制御パラメータを、温度や流量の各測定値の時間的な推移に基づいて計算し、これに基づいて制御を行っている。即ち、制御部１１０は、各センサによって測定された温度、流量等に、移動平均や、積分計算等の演算を施して各制御パラメータを得ている。或いは、制御パラメータの１つである蓄熱量は、制御パラメータの１つである発電室温度の積算により推定される。このように、本実施形態においては、各制御パラメータが、それらの時間的な推移に基づいて計算され、ＳＲ２期間中の測定値に基づいて計算された各制御パラメータが、発電工程への移行時には、発電工程における各制御パラメータの初期値となる。ＳＲ２においては、少なくとも発電移行時間に亘って燃料供給量等が一定値に維持されているため、各測定値も安定したものとなり、発電工程開始時における各制御パラメータの初期値が信頼性の高いものとなる。

次に、発電工程開始時において、後述する積算により断熱材７に利用可能な熱量が蓄積されていることが推定され、且つ、過昇温判断手段１１０ｂが「ＳＲ１」工程又は「ＳＲ２」工程において過剰な温度上昇が発生していると判断した場合には、制御部１１０は、過昇温でない場合よりも燃料供給量を減少させ、燃料利用率を高めた高効率運転で発電工程を開始する。このように、通常の発電工程よりも燃料供給量を減少させて発電を行うことにより、燃料電池モジュール２の温度を維持するために燃焼される燃料が減少する。これにより不足した熱量は、断熱材７等に蓄積された熱量により補充される。断熱材７等に蓄積された熱量を消費することにより、過剰に昇温された改質器２０等の温度が適正な温度に低下される。このように、燃料利用率を高めた発電工程は、断熱材７等に蓄積された利用可能な熱量がなくなるまで実行される。

次に、図１１を参照して、起動工程から発電工程への移行を説明する。図１１は、ＳＲ１工程からＳＲ２工程を経て発電工程へ移行する間の制御を示すフローチャートである。上述した図７及び図１０に示す起動工程も、図１１に示すフローチャートに基づいて実行されたものである。

まず、図１１のステップＳ１においては、温度検出手段である発電室温度センサ１４２及び改質器温度センサ１４８から温度検出値が読み込まれる。ここで、改質器温度センサ１４８から読み込まれた温度である第１検出温度は、改質器２０の温度を反映した温度あり、図９における改質器温度に相当する。また、発電室温度センサ１４２から読み込まれた温度である第２検出温度は、複数の燃料電池セルユニット１６からなる燃料電池セルスタック１４の温度を反映したものであり、図９におけるセルスタック温度に相当する温度である。なお、セルスタック温度及び改質器温度は、図１１のフローチャートの実行中に逐次読み込まれ新しい値に更新される。また、本明細書においては、改質器２０の温度を反映した温度を単に「改質器の温度」と呼び、燃料電池セルユニット１６の温度を反映した温度を単に「燃料電池セルユニットの温度」と呼んでいる。

次に、ステップＳ２においては、セルスタック温度及び改質器温度が、ＳＲ１移行条件に到達しているか否かが判断される。即ち、改質器温度が６５０℃以上であり、且つセルスタック温度が６００℃以上である場合には、ＳＲ１移行条件が満足されたと判断し、ステップＳ３に進む。また、ＳＲ１移行条件が満足されていない場合には、図１１に示すフローチャートの１回の処理が終了し、ＡＴＲ２工程が継続される。以後、図１１のフローチャートは、ＳＲ１移行条件が満足されるまで、所定の時間間隔で実行される。

一方、ステップＳ２においてＳＲ１移行条件が満足され、ステップＳ３に進むと、ステップＳ３においては、ＳＲ１工程における条件の運転が実行される（図９における「ＳＲ１」工程参照）。次に、ステップＳ４においては、改質器温度がＳＲ２強制移行温度である７００℃（図９「ＳＲ１」欄における四角囲いの温度条件）に到達しているか否かが判断される。改質器温度がＳＲ２強制移行温度に到達している場合にはステップＳ６に進み、到達していない場合にはステップＳ５に進む。

ステップＳ５においては、セルスタック温度及び改質器温度が、ＳＲ２移行条件に到達しているか否かが判断される。即ち、改質器温度が６５０℃以上であり、且つセルスタック温度が６５０℃以上である場合には、ＳＲ２移行条件が満足されたと判断し、ステップＳ７に進む。また、ＳＲ２移行条件が満足されていない場合には、ステップＳ３に戻る。このため、ＳＲ１移行条件が満足された後、ＳＲ２移行条件（セルスタック温度６５０℃以上）が満足されるまでの間は、ステップＳ３→ステップＳ４→ステップＳ５→ステップＳ３の処理が繰り返される。一方、ＳＲ１移行条件が満足された後、セルスタック温度が６５０℃に到達する前に、改質器温度がＳＲ２強制移行温度である７００℃に到達した場合には、ステップＳ４→ステップＳ６と進み、強制的にＳＲ２工程が開始される。即ち、制御部に内蔵された過昇温判断手段１１０ｂが、過昇温であると判断し、強制的にＳＲ２工程に移行される。

なお、上述した図７のタイムチャートにおいては、改質器温度がＳＲ２強制移行温度に到達する前に、セルスタック温度が６５０℃に到達しているので、ステップＳ５→ステップＳ７の経路でＳＲ２工程が開始されている。一方、上述した図１０のタイムチャートにおいては、セルスタック温度が６５０℃に到達する前に、改質器温度がＳＲ２強制移行温度に到達しているので、ステップＳ６→ステップＳ７の経路でＳＲ２工程が開始されている。

ステップＳ７においては、ＳＲ２工程における条件の運転が実行される（図９における「ＳＲ２」工程参照）。次に、ステップＳ８においては、ＳＲ２工程において設定されている燃料供給量、発電用空気供給量、水供給量が安定して得られているか否かが判断される。即ち、ＳＲ１工程における各供給量からＳＲ２工程において設定されている各供給量に変更され、変更後の各供給量が安定して得られるまでには一定の時間を要し、ステップＳ８においては各供給量が安定して得られているか否かが判断される。本実施形態においては、ステップＳ７実行後の経過時間に基づいて各供給量が安定しているか否かが判断され、所定の時間が経過するまでステップＳ８の処理が繰り返される。

所定の時間が経過するとステップＳ９に進み、燃料電池モジュール２からの微弱電力の取り出しが開始される。この微弱電力は、インバータ５４に出力されるものではなく、補機ユニット４を作動させるための電力の一部として利用される。このように、起動工程中において燃料電池モジュール２から昇温用の微弱電力を取り出すことにより、各燃料電池セルユニット１６は発電熱により加熱される。この発電熱は、燃料電池セルユニット１６の低温部分を主に加熱するので、各燃料電池セルユニット１６の温度分布を均一に近づける。また、燃料電池モジュール２内において、改質器２０の温度が適正温度よりも高く、各燃料電池セルユニット１６の温度が適正温度よりも低い場合には、微弱電力の取り出しにより各燃料電池セルユニット１６の温度が上昇し、燃料電池セルスタック１４の温度が改質器２０の温度に近づく。従って、微弱電力の取り出しを行うステップＳ９は、燃料電池モジュール２内の温度を均一に近づける温度均一化手段として作用する。

次に、ステップＳ１０においては、加減算値の積算処理が開始される。この加減算値は、後述するように、発電室温度センサ１４２による検出温度に基づいて決定され、加減算値を積算することにより断熱材７への蓄熱量が推定される。

次いで、ステップＳ１１においては、ステップＳ１０において積算処理が開始された後、所定の発電移行時間である２分間経過したか否かが判断される。所定の発電移行時間が経過するまではステップＳ１１の処理が繰り返される。

積算処理開始後、発電移行時間が経過すると、ステップＳ１２に進み、ステップＳ１２においては、セルスタック温度及び改質器温度が、発電移行条件に到達しているか否かが判断される。即ち、改質器温度が発電移行閾値温度である６５０℃以上であり、且つセルスタック温度が発電移行閾値温度である７００℃以上である場合には、発電移行条件が満足されたと判断し、ステップＳ１３に進む。また、発電移行条件が満足されていない場合には、ステップＳ１４に進む。

次に、ステップＳ１４においては、改質器温度が発電強制移行温度である７２０℃に到達しているか否かが判断される（図９「ＳＲ２」欄における四角囲いの温度条件）。改質器温度が発電強制移行温度に到達している場合にはステップＳ１５に進み、発電強制移行温度に到達していない場合にはステップＳ１２に戻る。従って、ステップＳ１１において発電移行時間が経過した後、発電移行条件が満足され、又は改質器温度が発電強制移行温度に到達するまでの間は、ステップＳ１２→ステップＳ１４→ステップＳ１２の処理が繰り返される。

なお、上述した図７のタイムチャートにおいては、改質器温度が発電強制移行温度に到達する前に、セルスタック温度が７００℃に到達しているので、ステップＳ１２→ステップＳ１３の経路で発電工程が開始されている。一方、上述した図１０のタイムチャートにおいては、セルスタック温度が７００℃に到達する前に、改質器温度が発電強制移行温度に到達しているので、ステップＳ１４→ステップＳ１５の経路で発電工程が開始されている。

ステップＳ１２において発電移行条件が満足されるとステップＳ１３に進み、ステップＳ１３においては、通常の発電工程が開始される。一方、ステップＳ１４において改質器温度が発電強制移行温度に到達した場合には、セルスタック温度が発電移行閾値温度に到達していなくてもステップＳ１５に進み、発電工程に強制的に移行される。即ち、制御部に内蔵された過昇温判断手段１１０ｂが、過昇温であると判断し、強制的に発電工程に移行される。発電工程を強制的に開始させるステップＳ１５においては、断熱材７に蓄積された熱量を利用した高効率制御が実行される。具体的な高効率制御については後述する。

次に、図１２乃至図１５を参照して、燃料電池モジュールに供給される熱量及び蓄熱量の推定を説明する。
図１２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１３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１２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、定格出力電力である７００Ｗ（出力電流７Ａ）以下で出力を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１２に実線で示す基本燃料供給テーブルとして設定されている。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に応じて、基本燃料供給テーブルに基づい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１２に実線で示すように、基本燃料供給テーブルに設定された燃料供給量は、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、本実施形態においては、基本燃料供給テーブルは、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、発電に使用されずに残った残余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に内蔵された燃料テーブル変更手段１１０ｃ（図６）が、所定の条件に応じて基本燃料供給テーブルに設定された燃料供給量を変更・補正して、燃料供給量を図１２の破線に一例を示すように減少させ、小発電電力領域における燃料利用率が上昇される。これにより、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１３は、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１において、基本燃料供給テーブルに基づいて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１３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１３に実線で示すグラフは、基本燃料供給テーブルに従って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、実線で示す基本燃料供給テーブルに基づいて供給される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、基本燃料供給テーブルに従って供給される実線で示す熱量は、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から大きな出力電流を取り出すと、燃料電池セルユニット１６内部の発熱が大きくなり、燃料電池モジュール２内の温度が上昇する。このため、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。本実施形態においては、出力電流５Ａは、蓄熱温度Ｔｈである約６３３℃に対応している。従って、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１では、出力電流５Ａ、蓄熱温度Ｔｈ＝約６３３℃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。

この蓄熱温度Ｔｈは、発電電力範囲である０Ｗ〜７００Ｗの中央値である３５０Ｗよりも大きい５００Ｗ（出力電流５Ａ）に対応する温度に設定されている。また、出力電流５Ａ以下の領域においては、基本燃料供給テーブルに基づいて供給される熱量は、熱自立するために最低限必要な熱量とほぼ同一（僅かに基本燃料供給テーブルの熱量が大きい）に設定されている。このため、図１３の破線に一例を示すように、基本燃料供給テーブルによる燃料供給量が補正され、燃料供給量が減少されると、熱的に自立するために必要な熱量が不足する。

本実施形態においては、後述するように、発電電力が小さい領域において、基本燃料供給テーブルで設定された燃料供給量を一時的に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、基本燃料供給テーブルの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が蓄熱温度Ｔｈよりも高い領域で運転されている間に断熱材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。

また、本実施形態においては、出力電流５Ａ、蓄熱温度Ｔｈ＝約６３３℃以上の場合において、より多くの熱量が断熱材７に蓄積されるように基本燃料供給テーブルが設定されているが、出力電流５Ａ以上の領域においても熱自立するために最低限必要な熱量とほぼ同一（僅かに基本燃料供給テーブルの熱量が大きい）に基本燃料供給テーブルを設定することもできる。即ち、発電電力が大きい領域においては、燃料電池モジュール２の作動温度は、発電電力が小さい場合よりも高いので、燃料供給量が熱自立のための必要最低限の熱量に設定されていても、小発電電力時に利用可能な熱量を断熱材７に蓄積することができる。本実施形態のように、大発電電力時に積極的に燃料供給量を多く設定しておくことにより、電力需要がピークとなる夜間帯の短時間で断熱材７に必要な熱量を確実に蓄積させることができる。

次に、図１４及び図１５を参照して、断熱材７等に蓄積されている蓄熱量の推定を具体的に説明する。
図１４は、断熱材７に蓄積された熱量を推定するために使用される蓄熱量推定テーブルである。図１５は、蓄熱量推定テーブルをグラフ化したものである。

蓄熱量の推定は、制御部１１０に内蔵されている蓄熱量推定手段１１０ａ（図６）により実行される。蓄熱量推定手段１１０ａは、燃料供給量、水供給量、及び発電用空気供給量が夫々「ＳＲ２」工程における所定の流量に到達した時刻ｔ₂₉（図１０）の後、蓄熱量の推定を開始する。即ち、蓄熱量推定手段１１０ａは、温度検出手段である発電室温度センサ１４２の検出温度Ｔｄに基づいて、図１４に示す蓄熱量推定テーブルを参照し、加減算値を決定する。この加減算値は、所定の時間間隔で決定され、順次積算されて積算値Ｎｉが計算される。本実施形態においては、０．５ｓｅｃに１回ずつ積算が実行される。

このような積算値Ｎｉは、燃料電池モジュール２や発電室１０内の温度の推移・履歴を反映するものであり、断熱材７等に蓄積されている蓄熱量の程度を示す指標となる値である。この積算値Ｎｉは、蓄熱最小値である０から蓄熱最大値である１の間の値を取るように計算される。即ち、積算値Ｎｉが１に到達した場合には、値は次に減算が行われるまで１に保持され、積算値Ｎｉ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。また、本実施形態においては、図１０の時刻ｔ₂₉において積算値Ｎｉの積算を開始する際、蓄熱最小値と蓄熱最大値の中間値である０．５よりも大きい０．７を積算値Ｎｉの初期値として積算が開始される。この初期値は、「ＳＲ１」工程までの起動工程において最低限蓄積されていると考えられる蓄熱量に相当する値である。

本明細書においては、本実施形態における積算値Ｎｉのように、蓄熱量の程度を示す指標となる値が蓄熱量の推定値であるとする。従って、本実施形態においては、燃料電池モジュール２の温度に基づいて蓄熱量が推定される。

図１４に示すように、例えば、検出温度Ｔｄが６４５℃である場合には、加減算値は１／５００００に決定される。決定された加減算値は、積算値Ｎｉに加算される。従って、検出温度Ｔｄが６４５℃で一定の場合には、０．５ｓｅｃに１回ずつ１／５００００の値が積算され、積算値Ｎｉが増加する。

図１４及び図１５に示すように、本実施形態においては、積算は、検出温度Ｔｄが変更基準温度Ｔｃｒである６３５℃よりも高い場合には加算が行われ、低い場合には減算が行われる。即ち、検出温度Ｔｄが変更基準温度Ｔｃｒよりも高い場合には、断熱材７等に燃料利用率の向上に利用可能な熱量が蓄積され、変更基準温度Ｔｃｒよりも低い場合には、断熱材７等に蓄積されている熱が奪われると仮定して、積算値Ｎｉが計算される。換言すれば、積算値Ｎｉは、検出温度Ｔｄの変更基準温度Ｔｃｒに対する温度偏差の時間積分に対応し、この積算値Ｎｉに基づいて蓄熱量が推定される。

さらに、図１４及び図１５に示すように検出温度Ｔｄが５８０℃よりも低い場合には加減算値は２０／５００００に決定され、この値が蓄熱量推定手段１１０ａにより積算値Ｎｉから減算される。また、検出温度Ｔｄが５８０℃以上、６２０℃未満の場合には積算値Ｎｉから１０／５００００×（６２０−Ｔｄ）／（６２０−５８０）が減算される。検出温度Ｔｄが６２０℃以上、６３０℃未満の場合には積算値Ｎｉから１／５００００が減算される。

一方、検出温度Ｔｄが６５０℃以上の場合には、積算値Ｎｉに１／５００００×（Ｔｄ−６５０）が加算される。また、検出温度Ｔｄが６４０℃以上、６５０℃未満の場合には積算値Ｎｉに１／５００００が加算される。

さらに、検出温度Ｔｄが６３０〜６４０℃の間では、検出温度Ｔｄが上昇傾向にある場合と、低下傾向にある場合で処理が異なる。
即ち、検出温度Ｔｄが６３０℃以上、６３２℃未満の場合、検出温度Ｔｄが上昇傾向にある場合には加算値は０（加減算を行わない）にされ、低下傾向にある場合には１／５００００が減算される。このように、検出温度Ｔｄが変更基準温度Ｔｃｒよりも低く、それらの差が微少偏差温度である５℃以下である場合においては、検出温度Ｔｄが低下傾向にあるときは、上昇傾向にあるときよりも急激に積算値Ｎｉを減少させる。ここで、断熱材７等は熱容量が非常に大きく、検出温度Ｔｄが一旦低下傾向に入ると、しばらくの間温度が低下し続けることが予想される。従って、このような状況においては、速やかに積算値Ｎｉを減少させて、燃料電池モジュール２に著しい温度低下が発生するリスクを回避する必要がある。

一方、検出温度Ｔｄが６３８℃以上、６４０℃未満の場合、検出温度Ｔｄが上昇傾向にある場合には１／５００００が加算され、低下傾向にある場合には加算値は０（加減算を行わない）にされる。上記のように、断熱材７等は熱容量が非常に大きく、検出温度Ｔｄが一旦上昇傾向に入るとしばらくの間温度が上昇し続けることが予想される。従って、このような状況においては、速やかに積算値Ｎｉを増加させる。

また、検出温度Ｔｄが６３２℃以上、６３８℃未満の場合には、検出温度Ｔｄが変更基準温度Ｔｃｒである６３５℃近傍にあり、安定しているとみなして、検出温度Ｔｄの傾向にかかわらず加算値を０（加減算を行わない）として現在の状態を維持させる。
なお、上述した実施形態においては、発電室温度センサ１４２の検出温度Ｔｄに基づいて加減算値が決定されていたが、改質器温度センサ１４８の検出温度に基づいて加減算値を決定し、蓄熱量を推定することもできる。この場合には、改質器温度センサ１４８が温度検出手段として機能する。

次に、発電工程開始時における燃料電池モジュール２の制御を説明する。
蓄熱量推定手段１１０ａは、上記のようにして決定された加減算値の積算を、ＳＲ２工程開始時（図１０の時刻ｔ₂₉、図１１のステップＳ１０）から開始し、少なくとも所定の発電移行時間に亘って積算を行った後、発電工程に移行される。また、制御部１１０は、過昇温判断手段１１０ｂが起動工程中に過昇温があったことを判定し、断熱材７に利用可能な熱量が蓄積されている場合には、過昇温がない場合よりも燃料供給量を減少させた高効率運転で発電工程を開始する（図１１のステップＳ１５）。本実施形態において、過昇温判断手段１１０ｂは、起動工程中に、改質器温度がＳＲ２強制移行温度を超えることによりＳＲ２工程へ強制的に移行した場合（図１１のステップＳ４→Ｓ６）、又は改質器温度が発電強制移行温度を超えることにより発電工程に強制的に移行した場合（図１１のステップＳ１４→Ｓ１５）、過昇温があったと判定する。また、蓄熱量推定手段１１０ａによって計算された積算値Ｎｉが０でない場合、断熱材７に利用可能な熱量が蓄積されていると判断される。

なお、起動工程中における改質器温度の時間当たりの上昇率や、改質器温度が第１の温度から第２の温度まで上昇する間の時間等に基づいて過昇温を判定するように過昇温判断手段１１０ｂを構成することもできる。

高効率運転においては、図１３に示す基本燃料供給テーブルにより設定されている燃料供給量よりも少ない燃料によって発電が行われ、燃料利用率が向上される。即ち、高効率運転においては、需要電力に応じて基本燃料供給テーブルにより決定された燃料供給量を減少させる減量補正が実行される。燃料供給量を減少させる補正量は推定された熱量に応じて決定され、積算値Ｎｉが大きいほど大幅な減量補正が実行される。この減量補正により、供給される燃料の熱量は、燃料電池モジュール２が熱自立するために必要な熱量を下回るが、不足した熱量は断熱材７等に蓄積された熱により補充される。断熱材７等に蓄積された熱が利用されることにより、固体酸化物型燃料電池１の総合的なエネルギー効率が向上されると共に、断熱材７等の温度が低下するため、過昇温の状態が解消される。

高効率運転は、蓄熱量推定手段１１０ａによって推定された利用可能な熱量がなくなるまで、即ち、積算値Ｎｉが０になるまで継続される。発電工程への移行時は、燃料電池モジュール２の運転が不安定になりやすく、急激な温度低下等が起こりやすい状態であるが、本実施形態においては、ＳＲ２工程中の発電移行時間に亘る積算によって蓄熱量を推定しているため、蓄熱量の推定精度が高く、このようなリスクは確実に回避される。

また、制御部１１０は、需要電力に応じて発電電力を最大定格出力電力である７００Ｗ以下の電力範囲内で変更するように燃料電池モジュール２を制御するが、高効率運転で発電工程を開始する場合（図１１のステップＳ１５）には、需要電力に関わらず、電力範囲のうちの中間帯域以下に設定されている強制移行時上限電力で発電工程を開始する。起動工程中のＳＲ２工程においては、燃料供給量は２．３（L/min）に維持されているが、この燃料供給量は、電力範囲内の中間帯域である約５００Ｗの発電電力に対応するものである。制御部１１０は、高効率運転で発電工程を開始する場合には、燃料供給量がＳＲ２工程よりも減少されるように、需要電力に関わらず発電電力を中間帯域に設定されている強制移行時上限電力以下に抑制する。従って、この強制移行時上限電力を超えて需要電力が増加した場合においても、発電電力は追従されずに強制移行時上限電力に維持される。なお、本明細書において、中間帯域の発電電力とは、定格出力電力の約２０％〜７０％程度の発電電力をいうものとする。また、本実施形態においては、強制移行時上限電力は、４００Ｗに設定されている。

図１２に示すように、電力範囲のうちの高発電電力帯域では、基本燃料供給テーブルにおいても燃料利用率が高く、発電に利用される部分以外の燃料を減少させる余地は少ない。このため、燃料供給量を減量補正したとしても、断熱材７に蓄積されている熱量はあまり消費されない。また、高発電電力帯域では、燃料電池モジュール２の作動温度が高いため（図１３）、断熱材７に蓄積されている熱量を利用しにくい運転状態である。そこで、制御部１１０は、高効率運転で発電工程を開始する場合には、需要電力に関わらず、発電電力を中間帯域以下に抑制する。中間帯域以下の発電電力では、基本燃料供給テーブルにおける燃料利用率が低く、燃料電池モジュール２の作動温度が比較的低い。このため、高効率運転によって大幅に燃料供給量を減量補正することができ、断熱材７に蓄積されている熱量が消費されやすいため、過昇温の状態が速やかに解消される。

更に、高効率運転で発電工程を開始した場合（図１１のステップＳ１５）には、需要電力の増加に追従して燃料供給量を増加させる燃料変動ゲインを、通常運転時よりも３０％低下させる。これにより、発電電力の需要電力に対する追従性が低下される。後述するように、発電電力の頻繁な増減は、発電に使用されずに燃焼室１８内で燃焼される残余燃料を増加させるため、燃料電池モジュール２内の温度を上昇させる。発電電力の需要電力に対する追従性を低下させることにより、発電電力の増減が少なくなり、燃料電池モジュール２内の温度上昇を抑制することができる。

次に、図１６及び１７を参照して、高効率運転による発電工程の作用を説明する。図１６は、本実施形態による固体酸化物型燃料電池１の作用を概念的に示す図であり、図１７は一般的な住宅における一日の需要電力の推移と、断熱材に蓄積される熱量の推移を模式的に示す図である。図１６上段のグラフは、断熱材７に利用可能な熱量が蓄積されていない場合の作用を概念的に示すものであり、中段及び下段のグラフは、蓄積された熱量が少ない場合及び多い場合を夫々示している。図１６上段のように、発電電力が大きく、燃料供給量の多い運転が短時間である場合には、断熱材７には利用可能な熱量が蓄積されないので、発電電力が減少した後の運転は、基本燃料供給テーブルに基づいて決定され、燃料利用率が高められることはない。一方、図１６中段のように、発電電力が大きい運転が或る程度の時間行われた場合には、発電電力が減少した後の運転は、発電電力が大きい時に断熱材７に蓄積された熱量を利用して行われるので、断熱材７に利用可能な熱量が残存している間、燃料供給量が基本燃料供給テーブルよりも減少された高効率運転が行われる。これにより、中段のグラフの斜線を施した部分に相当する燃料が節約される。さらに、図１６下段のように、発電電力が大きい運転が長時間行われた場合には、断熱材７には多量の熱量が蓄積されているので、より長い時間に亘って蓄積された熱量を利用した高効率運転が実行され、より多くの燃料が節約される。
次に、図１７においては、住宅で使用される需要電力を実線で、固体酸化物型燃料電池１による発電電力を破線で、蓄熱量の指標となる積算値Ｎｉを一点鎖線で示している。

まず、家人が就寝中の時刻ｔ４０〜ｔ４１においては、住宅で使用される需要電力は少なく、時刻ｔ４１において家人が起床すると需要電力は増大する。これに伴い固体酸化物型燃料電池１の発電電力も増加し、需要電力のうち、燃料電池の定格電力を上回る電力については系統電力から供給される。また、家人が就寝中の６〜８時間程度は使用される電力が少ない状態が続いていたため、起床時ｔ４１においては、蓄熱量推定手段１１０ｂにより推定された蓄熱量（積算値Ｎｉ）は０又は非常に小さな値となっている。

時刻ｔ４１において発電電力が増加し、燃料電池モジュール２が蓄熱温度Ｔｈよりも高い温度で運転されると、蓄熱量は次第に増加し、時刻ｔ４２において、積算値最大の１程度まで増加する。その後、時刻ｔ４３において家人が外出すると、需要電力は急激に減少する。このように、蓄熱量が変更実行蓄熱量以上である状態で発電電力が低下すると、燃料テーブル変更手段１１０ａによる基本燃料供給テーブルの補正が実行され、小発電電力における燃料利用率が高められる。燃料利用率を高めた運転が行われると、断熱材７に蓄積された熱量が利用されるので、積算値Ｎｉも減少する。本実施形態においては、１〜３時間程度、燃料利用率を高めた運転を実行可能である。

次いで、時刻ｔ４４において家人が帰宅すると、再び需要電力が増加する。積算値Ｎｉは、時刻ｔ４４における需要電力の増加から遅れて増大し（時刻ｔ４４〜ｔ４５）、再び最大値に到達する。次いで、時刻ｔ４６において家人が就寝し、需要電力が低下した後、燃料利用率を高めた運転が行われる（時刻ｔ４６以降）。
住宅における需要電力がこのように推移した場合には、断熱材７に蓄積された熱量を利用した燃料利用率を高めた運転が一日に２回行われる。この燃料利用率を高めた運転期間は、発電電力が少ない期間の２０〜５０％にも及び、固体酸化物型燃料電池１の総合的なエネルギー効率を大きく向上させる。

従来の固体酸化物型燃料電池においては、発電電力が小さい場合には、発電熱が低下するため、燃料電池モジュールが温度低下を起こしやすい。このため、小発電電力時には燃料利用率を下げ、発電に使用されなかった燃料により燃料電池モジュールを加熱して過度の温度低下を防止していた。特に、燃料電池モジュール内に改質器が配置されているタイプの固体酸化物型燃料電池においては、改質器内で吸熱反応が発生するので、温度低下が起こりやすい。

また、上述した本発明の第１実施形態においては、積算値Ｎｉに加算、減算される加減算値は、図１４に示した蓄熱量推定テーブルのように、検出温度Ｔｄのみに基づいて計算されていたが、変形例として、出力電流を加味して加減算値を決定することもできる。例えば、図１４の蓄熱量推定テーブルに基づいて決定された加減算値に、図１８に示す電流補正係数を乗じた値を積算することにより積算値Ｎｉを計算することができる。図１８に示すように、電流補正係数は、出力電流３Ａ以下では１／７に設定され、４Ａ以上では１／１２に設定され、３〜４Ａの間は、１／７から１／１２に直線的に低下している。

このように設定された電流補正係数を乗じることにより、発電電力の小さい領域では、積算値Ｎｉは急速に増減し、中発電電力以上の領域では、積算値Ｎｉの増減が緩やかになる。このため、基本燃料供給テーブルの補正により、断熱材７に蓄積された熱量を大きく消費する小発電電力時には、積算値Ｎｉが速やかに減少される。これにより、蓄熱量を過大に推定することにより著しい温度低下を招くリスクを、より確実に防止することができる。

また、上述した実施形態においては、積算値Ｎｉに加算又は減算する加減算値は、図１５に示すように検出温度Ｔｄのみによって決定されていたが、加減算値が出力電流にも依存するように本発明を構成することもできる。例えば、出力電流が３Ａ（出力電力３００Ｗ）以下の場合において、変更基準温度Ｔｃｒを２℃程度高く変更し、図１５のグラフ全体を２℃程度左にシフトしても良い。このように構成することにより、発電電力が小さい場合には、変更基準温度Ｔｃｒが高い値に変更され、蓄熱量の推定値が小さな値に算出される。これにより、燃料利用率を高くする補正量が減少されるので、発電電力が小さく燃料供給量の絶対量が少ない領域において大幅に燃料利用率を向上させ、燃料供給量が過度に低下するの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、起動工程において、所定の発電強制移行温度（７２０℃）に到達した場合には、発電移行条件（図１１のステップＳ１２）が満足されていなくても発電工程に強制移行される（図１１のステップＳ１４→Ｓ１５）ので、燃料電池モジュール２内の温度ムラ等により発電移行条件が満足されないまま温度が過剰に上昇し、燃料電池モジュール２が損傷されるのを防止することができる。また、発電工程に強制移行された場合には、起動工程中に蓄熱材に蓄積された熱量が利用されるように、決定された燃料供給量が減少される（図１１のステップＳ１５）ので、総合的なエネルギー効率の低下を抑制しながら過剰な温度上昇を回避することができる。

固体酸化物型燃料電池１では、起動初期において、供給された燃料を燃焼させることにより燃料電池モジュール内を加熱している（図７、図１０における燃焼運転）が、この燃焼に着火不良が発生した場合には、燃料電池モジュール２内に大きな温度ムラが発生する。また、燃料を改質する改質器２０内において、部分酸化改質反応（ＰＯＸ）にムラが発生すると、燃料電池モジュール２内に大きな温度ムラが発生する。或いは、図１０に示したように、燃料電池モジュール２内の温度が或る程度上昇している状態において、固体酸化物型燃料電池１を再起動させた場合には、燃料電池モジュール２内に大きな温度ムラが発生する。燃料電池モジュール２内にこのような温度ムラが発生した場合には、燃料電池モジュール内の改質器２０の温度が十分に上昇しているにも関わらず、燃料電池セルスタック１４の温度が十分に上昇していないため、発電工程への移行条件が満足されない場合がある。このような状態において、発電移行条件が満足されるまで起動工程を継続すると、燃料電池モジュール２内の改質器２０の温度が過剰に上昇し、過昇温により改質器２０が損傷される場合がある。或いは、温度ムラを解消するために、発電用の酸化剤ガスの供給量を増加させ、改質器２０の温度を低下させると、エネルギーを無駄に消費することになり、総合的なエネルギー効率の低下を招く。本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、燃料電池モジュール２の損傷を防止すると共に、総合的なエネルギー効率の低下を抑制することができる。

また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、改質器２０の温度である第１検出温度が発電強制移行温度（７２０℃）を超えた場合には、燃料電池セルユニット１６の温度である第２検出温度が発電移行閾値温度（７００℃）を超えていない場合でも発電工程に強制移行される（図１１のステップＳ１４→Ｓ１５）ので、改質器２０の温度が過剰に上昇することにより損傷されるのを防止することができる。また、改質器２０の温度が十分に上昇している場合には、燃料ガスの温度も高い状態であり、燃料電池セルユニット１６の実際の温度は或る程度高い状態であると考えられる（燃料電池セルユニット１６の実際の温度が十分に発電室温度センサ１４２の検出温度に反映されていない）。このため、燃料電池セルユニット１６が発電移行閾値温度を超えていない状態において発電工程を開始することによる弊害は少なく、円滑に発電工程に移行することができる。

さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、発電工程に強制移行させた場合において、発電電力を強制移行時上限電力以下に規制し（図１１のステップＳ１５）、燃料利用率を高めるので、エネルギー効率を低下させることなく過剰な温度上昇を抑制することができる。一般に、燃料利用率を高めた運転を行うことにより、熱自立するために燃料電池モジュール２内に蓄積された熱量が消費され、温度上昇が抑制される。しかしながら、図１２、１３に示すように、発電電力が大きい領域においては、燃料電池セルユニット１６の作動温度が高く、また、通常運転においても燃料利用率が高く設定されている。このため、発電電力が大きい領域で燃料利用率を高めた運転を行っても、十分な温度上昇抑制効果を期待することはできない。本実施形態によれば、発電電力を強制移行時上限電力（４００Ｗ）以下に規制した上で、燃料利用率を高めているので、過剰な温度上昇を効果的に抑制することができる。

また、後述するように、需要電力に追従して発電電力を頻繁に増減させると、燃料供給量を増加させた後、遅れて発電電力が増加されるため（図１９、２０）、発電に利用されずに残る残余燃料が増加し、この燃料が燃焼されることにより温度が上昇する（図３０における時刻ｔ２０〜ｔ２１）。本実施形態においては、発電工程に強制移行させた場合には、負荷追従の燃料変動ゲインを３０％低下させることにより、発電電力の追従性を低下させるので（図１１のステップＳ１５）、発生する残余燃料が減少され、過剰な温度上昇を効果的に抑制することができる。

さらに、発電工程に強制移行された場合においては、燃料電池モジュール２内の改質器２０の温度が高く、燃料電池セルスタック１４の温度は低い状態にある。この状態において、発電電力を、可変範囲内の低電力帯域に制限すると、燃料電池モジュール２０内の燃料電池セルスタック１４の温度が過剰に低下する虞がある。本実施形態によれば、発電電力を中間帯域の電力（４００Ｗ）に規制することにより、或る程度の発電熱を発生させながら、燃料電池モジュール２内の温度ムラを抑制すると共に、改質器２０の過剰な温度上昇を回避することができる。

さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、起動工程中において昇温用の微弱電力を取り出し、温度を均一に近づける温度均一化手段（図１１のステップＳ９）を有するので、発電工程への強制移行を実行する機会を減少させることができ、これにより、強制移行に伴う燃料電池モジュール２への負担を軽減することができる。また、昇温用の微弱電力を取り出すことにより燃料電池セルユニット１６の温度を上昇させるので、エネルギーを浪費することなく、燃料電池モジュール２内の温度を均一に近づけることができる。

次に、図１９乃至３２を参照して、本発明の第２実施形態による固体酸化物型燃料電池を説明する。
本実施形態の固体酸化物型燃料電池は、発電工程において制御部１１０によって実行される高効率制御（図１１におけるステップＳ１５）が、上述した第１実施形態とは異なる。従って、ここでは、本発明の第２実施形態の、第１実施形態とは異なる部分のみを説明し、同様の構成、作用、及び効果については説明を省略する。

また、上述した第１実施形態においては、需要電力に応じ、基本燃料供給テーブルに基づいて燃料供給量を決定し、決定された燃料供給量を、断熱材７に蓄積された熱量に基づいて減少させ、燃料利用率が高くなるように変更していた。これに対し、第２実施形態による固体酸化物型燃料電池においては、基本燃料供給テーブルによる燃料供給量の決定、推定蓄熱量に基づく燃料供給量の変更という処理は実行されず、燃料供給量は、検出温度Ｔｄ等に基づいて直接計算される。しかしながら、本実施形態において、検出温度Ｔｄ等に基づいて直接決定される燃料供給量は、断熱材７に蓄積された熱量等が加味されたものとなっており、蓄熱量が多い状態においては、蓄熱を利用して燃料利用率が向上されるので、第１実施形態と同様の技術思想を実現したものであるということができる。

図１９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２０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１９に示すように、燃料電池モジュール２は、図１９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１９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１９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１９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１９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１９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１９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２０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２０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２０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２０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２１乃至２８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２１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２２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２３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２４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２５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２６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２７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２８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２２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Ｔｓ（Ｉ）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Ｔｓ（Ｉ）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２２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により計算される。

図２１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２１のステップＳ３１においては、検出温度Ｔｄ及び図２２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Ｔｓ（Ｉ）に対して、所定の温度範囲内（図２２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、
Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅ≦Ｔｄ≦Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ
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℃である。

また、検出温度Ｔｄが、適正温度Ｔｓ（Ｉ）よりも低く、
Ｔｄ＜Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅ （４）
の範囲内（図２２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−（Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅ）） （５）
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Ｔｓ（Ｉ）よりも高く、
Ｔｄ＞Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ （６）
の範囲内（図２２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−（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）） （７）
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Ｔｓ（Ｉ）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Ｔｓ（Ｉ）に基づいて決定される（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）の値、及び（Ｔｓ（Ｉ）−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（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）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（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）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（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）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（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）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２１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℃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−Ｔｄｂ） （８）
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２１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２１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＝Ｎ１ｉｄ＋Ｍ１＋Ｍ２ （９）
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＝Ｎ１ｉｄ＋Ｋｍ×Ｍ１×Ｍ２ （１０）
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２１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２３及び図２４のグラフを使用して、燃料利用率が決定される。
図２３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２３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２４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２４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２４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、第１実施形態の図１３における基本燃料供給テーブル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１１０ａ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１１０ａは、基本燃料供給テーブルを変更するものではないが、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ので、第１実施形態における燃料テーブル変更手段に対応する構成である。

図２１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２４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２３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２１のステップＳ３５においては、第２積算値Ｎ２ｉｄに基づいて、図２５及び図２６のグラフを使用して、空気利用率が決定される。
図２５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２５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２５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２６に示すグラフにより決定される。

図２６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２６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２６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２５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２６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２１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２６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２５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２１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２７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２７は、横軸を空気利用率Ｕａ、縦軸を、供給された水と、燃料に含まれる炭素との比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２７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２７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２７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２６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２７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２７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２６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２７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２１のフローチャートの１回の処理を終了する。

次に、図２１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２１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１１０ｂ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２８を参照して、燃料電池モジュール２に劣化が発生した場合における、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２８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２８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２８に示す一点鎖線は、燃料電池モジュール２に劣化が生じていない場合における発電電流と発電電圧の関係を示している。これに対して、燃料電池モジュール２に劣化が生じると、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２８の実線よりも下の領域に入ると、劣化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２８の実線よりも下の領域にある場合には、図２１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２３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２８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が劣化した後は、燃料電池モジュール２が劣化する前よりも、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２６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の劣化に基づいて変更される。

次に、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Ｔｓ（Ｉ）よりも高く、Ｔｄ＞Ｔｓ（Ｉ）＋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２３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＞Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ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２３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２５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Ｔｓ（Ｉ）よりも低く、Ｔｄ＜Ｔｓ（Ｉ）−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。

次に、図２９乃至図３２を参照して、発電電力の可変範囲の制限を説明する。
上記のように、本実施形態の固体酸化物型燃料電池においては、断熱材７等に蓄積された熱量を利用することにより、燃料利用率を高めると共に、蓄熱を積極的に利用することにより燃料電池モジュール２内の温度を適正な温度にコントロールしている。一方、図１９、２０により説明したように、燃料電池モジュール２が生成する電力が需要電力に合わせて頻繁に増減されると、これにより燃料電池モジュール２内の温度が過剰に上昇する場合がある。このような過剰な温度上昇に対しては、燃料利用率を高め、断熱材７等に蓄積された熱量を積極的に利用することにより、これを抑制することが可能である。しかしながら、図２４により説明したように、発電する電力が大きい領域においては、設定されている最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎが大きい値であるため、この燃料利用率を高めて、蓄熱を利用する余地は少ない。従って、発電電力が大きい場合においては、燃料利用率を高めて、蓄熱を利用しても、過剰に上昇した燃料電池モジュール２内の温度を、効果的に低下させることは困難である。このため、本実施形態においては、燃料電池モジュール２内の過剰な温度上昇が発生した場合には、発電電力を需要電力に追従させる可変範囲を低く制限している。これにより、燃料電池モジュール２は、小さい発電電力で運転されることになるため、蓄熱を利用する余地が大きくなり、燃料電池モジュール２内の温度を効果的に低下させることが可能になる。また、発電電力を需要電力に追従させる可変範囲を狭くすることにより、発電電力の頻繁な増減による温度上昇が抑制される。

なお、図１９、２０により説明した、需要電力の頻繁な増減による燃料電池モジュール２内の温度上昇は、上述した本発明の第１実施形態の固体酸化物型燃料電池においても発生する。従って、図２９乃至図３２を参照して以下に説明する発電電力の可変範囲の制限は、上述した本発明の第１実施形態と組み合わせて実施することもできる。

図２９は、本実施形態において、燃料電池モジュールが生成する電力の範囲を制限する手順を示すフローチャートである。図３０は、発電電流と検出温度Ｔｄに対する電流制限を示すマップである。図３１は、本実施形態における作用の一例を示すタイムチャートである。図３２は、燃料電池モジュール内の温度と、発電可能な最大電力の関係の一例を示すグラフである。

まず、図３０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においては、各発電電流に対する燃料電池モジュール２内の適正な温度が設定されている。この適正な温度は、図２２における一点鎖線に対応するものである。また、図３０に示すように、適正な温度よりも温度が高い領域には、電流維持領域が設定されている。この電流維持領域の最低の温度は、燃料電池モジュール２による発電電力に応じて異なるように設定されており、発電電力が大きいほど電流維持領域の最低の温度が高く設定されている。また、各発電電力に対する電流維持領域の最低の温度は、燃料電池モジュール２の適正な温度との差が、発電電力が低いほど大きくなるように設定されている。燃料電池モジュール２の運転状態がこの電流維持領域に入った場合には、燃料電池モジュール２からの出力電流の増加が禁止される。さらに、電流維持領域よりも温度が高い領域には、電流低下領域が設定されている。運転状態がこの電流低下領域に入った場合には、燃料電池モジュール２からの出力電流は強制的に低下される。電流低下領域よりも温度が高い領域には、空冷領域が設定されている。運転状態がこの空冷領域に入った場合には、発電用空気の供給量が、発電用空気流量調整ユニット４５により供給可能な最大流量に設定される。空冷領域よりも温度が高い領域には、運転停止領域が設定されている。運転状態がこの運転停止領域に入った場合には、燃料電池モジュール２による発電を停止させ、固体酸化物型燃料電池の故障を防止する。

さらに、検出温度Ｔｄが急激に上昇した場合には、電流維持領域を画定する温度を、図３０に一点鎖線で示すように低下させる。また、この場合には、電流低下領域を画定する温度を、図３０に二点鎖線で示すように低下させる。これにより、検出温度Ｔｄが急激に上昇した場合には、早期に電流制限を実施し、過剰な温度上昇を確実に抑制する。

次に、図２９を参照して、燃料電池モジュールが生成する電流制限の手順を説明する。
まず、図２９のステップＳ４１においては、検出温度Ｔｄが読み込まれる。次いで、ステップＳ４２においては、ステップＳ４１で読み込まれた検出温度Ｔｄと、所定時間前の検出温度Ｔｄが比較される。ステップＳ４１で読み込まれた検出温度Ｔｄと所定時間前の検出温度Ｔｄの差が、所定の閾値温度以下の場合にはステップＳ４３に進む。

ステップＳ４３においては、温度領域を判定するマップとして、図３０に実線で示す基本特性が選択される。一方、最新の検出温度Ｔｄと所定時間前の検出温度Ｔｄの差が、所定の閾値温度よりも大きい場合には、ステップＳ４４に進み、ステップＳ４４においては、温度領域を判定するマップとして、図３０に一点鎖線及び二点鎖線で示す急昇温特性が選択される。

次いで、ステップＳ４５においては、検出温度Ｔｄが運転停止領域内か否かが判断される。本実施形態においては、検出温度Ｔｄが運転停止閾値温度である７８０℃以上である場合に、運転停止領域内と判断される。検出温度Ｔｄが運転停止領域内と判断された場合には、ステップＳ４６に進む。ステップＳ４６においては、燃料電池モジュール２による発電が停止され、固体酸化物型燃料電池システムが緊急停止される。

一方、ステップＳ４５において、検出温度Ｔｄが運転停止領域内ではないと判断された場合には、ステップＳ４７に進む。ステップＳ４７においては、検出温度Ｔｄが空冷領域内か否かが判断される。本実施形態においては、検出温度Ｔｄが強制冷却閾値温度である７５０℃以上である場合に、空冷領域内と判断される。検出温度Ｔｄが空冷領域内と判断された場合には、ステップＳ４８に進む。

ステップＳ４８においては、発電電流が最小の電流である１Ａに固定され、この電流は、インバータ５４には出力されず、補機ユニット４により消費される。また、空気供給量は、発電用空気流量調整ユニット４５により供給可能な最大流量に設定される。また、水の供給量も増加され、水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃ＝４に設定され、図２９のフローチャートの１回の処理が終了する。

一方、ステップＳ４７において、検出温度Ｔｄが空冷領域内ではないと判断された場合には、ステップＳ４９に進む。ステップＳ４９においては、検出温度Ｔｄ及び発電電流が、電流低下領域内にあるか否かが判断され、電流低下領域内にある場合にはステップＳ５０に進む。

ステップＳ５０においては、燃料電池モジュール２による発電電流が、強制的に４Ａ以下に低下される。即ち、燃料電池モジュール２による発電電力の上限値を、最大定格電力である７００Ｗの２分の１よりも高い温度上昇抑制電力（４００Ｗ）に低下させる。以後、需要電力が低下した場合には、需要電力に追従して発電電力（電流）の上限値を低下させ、需要電力が増加しても、発電電流は増加させずに維持される。これにより、図２９のフローチャートの１回の処理が終了する。このような発電電流の制限は、検出温度Ｔｄ及び発電電流が、電流低下領域から外れるまで継続される。

一方、ステップＳ４９において、検出温度Ｔｄ及び発電電流が、電流低下領域内にないと判断された場合にはステップＳ５１に進む。ステップＳ５１においては、検出温度Ｔｄ及び発電電流が、電流維持領域内にあるか否かが判断され、電流維持領域内にある場合にはステップＳ５２に進む。

ステップＳ５２においては、発電電流の増加が禁止され、以後、需要電力が増加しても、発電電流は増加させずに維持される。また、需要電力が低下した場合には、需要電力の低下に追従して発電電流（電力）の上限値を低下させ、需要電力が増加しても、発電電流（電力）の上限値は上昇させずに維持される。このような発電電流の制限は、検出温度Ｔｄ及び発電電流が、電流維持領域から外れ、燃料電池モジュール２の過剰な温度上昇が解消されるまで継続される。これにより、図２９のフローチャートの１回の処理が終了する。

本実施形態においては、各発電電流について、検出温度Ｔｄが電流維持領域の最低温度を超えると、発電電力の規制が開始されるので、本明細書においては、各発電電流に対する電流維持領域の最低温度を発電電力規制温度（図３０）と称する。この発電電力規制温度は、本実施形態においては、燃料利用率を高くする変更が開始される燃料利用率変更温度（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）（図２２）よりも高く設定されている。

一方、ステップＳ５１において、検出温度Ｔｄ及び発電電流が、電流維持領域内にないと判断された場合にはステップＳ５３に進む。ステップＳ５３においては、発電電流の制限は実行されず、蓄熱を利用した制御が実行される。

次に、図３１を参照して、発電電流制限の一例を説明する。
図３１に示すタイムチャートは、上段から順に、検出温度Ｔｄ、目標電流、発電電流、燃料供給量、燃料利用率、及び空気供給量の変化を模式的に示す図である。ここで、目標電流とは、需要電力及び発電電圧より求められた電流である。

まず、図３１の時刻ｔ２０においては、発電電流は約６Ａであり、検出温度Ｔｄは、発電電流約６Ａにおける適正温度よりもやや低い状態にある（図３０のｔ２０に対応）。
次いで、時刻ｔ２０〜ｔ２１においては、需要電力が短時間に大きく増減を繰り返したため、目標電流も大幅に増減していると共に、発電電流もこれに追従すべく増減している。これに対して、燃料供給量は、図２０により説明したように、発電電流が低下した後も所定時間保持されると共に、発電電流の増加よりも先行して増加されるため、発電電流に対して過剰になり、多くの余剰燃料が発生している。この余剰燃料は、燃料電池モジュール２内の加熱に使用されるため、時刻ｔ２０〜ｔ２１において、検出温度Ｔｄは上昇傾向となっている。

さらに、時刻ｔ２１において、検出温度Ｔｄが発電電流約６Ａにおける電流維持領域の温度に到達する（図３０のｔ２１、図２９のステップＳ５１→Ｓ５２に対応）。これにより、図２９のステップＳ５２が実行され、以後、発電電流の増加は禁止され、発電電流が維持される。このため、時刻ｔ２１〜ｔ２２において、目標電流が約７Ａに増加しているが、発電電流は約６Ａに維持される。発電電流の増加を禁止することにより、発電電力の可変範囲の上限値が低下され、可変範囲が狭くされるので、発電電力の変化に伴う残余燃料の量が少なくなる。このように、発電を継続しながら残余燃料の量を減じる図２９のステップＳ５２は、温度上昇抑制手段として作用する。また、温度上昇抑制手段として作用するステップＳ５２を実行するか否かを判断するステップＳ５１は、燃料電池モジュール２内の過剰な温度上昇の発生を推定する過昇温推定手段として作用する。

さらに、時刻ｔ２１〜ｔ２２においては、検出温度Ｔｄが上昇するため、第１加減算値Ｍ１が正に大きい値となり、第１積算値Ｎ１ｉｄの値も著しく増加する。これにより、燃料利用率Ｕｆを増加させるように燃料供給量が減少される（図２３）。この燃料利用率Ｕｆの増加も、残余燃料の量を減じ、燃料電池モジュール２内の温度を低下させるように作用するので、温度上昇抑制手段として作用する。なお、時刻ｔ２１〜ｔ２２においては、燃料利用率Ｕｆを増加させ、断熱材７等に蓄積された熱量を積極的に消費しているが、燃料電池モジュール２の熱容量が非常に大きいため、検出温度Ｔｄは上昇を続けている。

次に、時刻ｔ２２においては、増加された燃料利用率Ｕｆが、発電電流約６Ａにおける最大の燃料利用率である最大燃料利用率Ｕｆｍａｘ（＝７５％）に到達する（図２３におけるＮ１ｉｄ＝１、図２４）。時刻ｔ２２において燃料利用率Ｕｆは最大燃料利用率Ｕｆｍａｘまで高められているので、時刻ｔ２２〜ｔ２３においては、燃料利用率Ｕｆは最大燃料利用率Ｕｆｍａｘに維持される。一方、時刻ｔ２２〜ｔ２３において、検出温度Ｔｄは依然として上昇を続けているため、第２積算値Ｎ２ｉｄの値（第１積算値Ｎ１ｉｄと同一の値）も増加する。これに伴い、空気利用率Ｕａが低下される（図２５におけるＮ２ｉｄ＞１）、即ち、空気供給量が増加される。

さらに、時刻ｔ２３において、検出温度Ｔｄは、発電電流約６Ａにおける電流低下領域の温度に到達する（図２９のステップＳ４９→Ｓ５０に対応）。これにより、図２９のステップＳ５０が実行され、発電電流は、約６Ａから４Ａに急激に低下され（図３０のｔ２３→ｔ２３’）、発電電力の可変範囲の上限値が更に低下され、可変範囲が更に狭くされる。このため、燃料利用率Ｕｆは、発電電流約６Ａにおける最大燃料利用率Ｕｆｍａｘから、発電電流４Ａにおける最大燃料利用率Ｕｆｍａｘに僅かに低下される（図２４、図３１）。なお、時刻ｔ２３において、燃料利用率Ｕｆは低下されるが、発電電流が４Ａに減少されているため、燃料供給量の絶対量、及び残余燃料の絶対量は低下する。発電電流を低下させた状態で燃料利用率Ｕｆを最大燃料利用率Ｕｆｍａｘに維持しているため、蓄積された熱量の消費が更に促進される。このように、発電電流を減じることにより、発電を継続しながら残余燃料の量を減じる図２９のステップＳ５０も、温度上昇抑制手段として作用する。しかしながら、時刻ｔ２３〜ｔ２４においては、検出温度Ｔｄは依然として上昇する。

次いで、時刻ｔ２４において、検出温度Ｔｄは空冷領域の温度に到達する（図２９のステップＳ４７→Ｓ４８、図３０のｔ２４に対応）。これにより、図２９のステップＳ４８が実行され、空気供給量が、発電用空気流量調整ユニット４５の最大空気供給量まで増加される。また、発電電流は４Ａから１Ａに向けて次第に低下される。以後、この温度上昇抑制発電量である１Ａに低下された発電電流は、検出温度Ｔｄが、電流維持領域よりも低い温度に低下するまで一定に維持される。また、１Ａに低下された発電電流は、インバータ５４には出力されず、全量が補機ユニット４によって消費される。発電電流の低下に伴い、燃料利用率Ｕｆは、発電電流４Ａにおける最大燃料利用率Ｕｆｍａｘから、発電電流１Ａにおける最大燃料利用率Ｕｆｍａｘ（＝５０％）に低下される（図２４）。

このように、温度上昇抑制手段である図２９のステップＳ５０における、残余燃料の量を減少させる温度上昇の抑制が実行された後、更なる温度上昇の抑制が必要な場合において、供給される空気が増加される。発電に必要な供給量以上に増加された増加分の空気は、燃料電池モジュール２に流入される冷却用の流体として作用するので、図２９のステップＳ４８は、強制冷却手段として機能する。

一方、残余燃料の量を減少させる温度上昇抑制手段であるステップＳ５０を実行することにより、検出温度Ｔｄが空冷領域の温度に到達することなく低下した場合には、強制冷却手段であるステップＳ４８による冷却は実行されない。従って、強制冷却手段による温度上昇の抑制は、温度上昇抑制手段による温度上昇の抑制が実行された後、燃料電池モジュール２内の温度変化に基づいて、実行されるか否かが決定される。

時刻ｔ２４の後、検出温度Ｔｄは上昇を続けるが、時刻ｔ２５において低下に転じる（図３０のｔ２４→ｔ２５）。その後、検出温度Ｔｄは低下し、時刻ｔ２６において、電流低下領域の上限の温度まで低下する（図３０のｔ２５→ｔ２６）。これにより、空気供給量の低下が開始される。

次に、時刻ｔ２７において、電流維持領域の上限の温度まで低下する（図３０のｔ２６→ｔ２７）。検出温度Ｔｄは更に低下を続け、時刻ｔ２８において、電流維持領域の下限の温度まで低下する（図３０のｔ２７→ｔ２８）。

時刻ｔ２８において、検出温度Ｔｄが電流維持領域から脱すると、発電電流は、目標電流に追従すべく増加を開始する。これに伴い、燃料供給量も増加する。また、燃料利用率Ｕｆは、各発電電流に対応した最大燃料利用率Ｕｆｍａｘをとりながら増加する。

なお、上述した実施形態においては、燃料電池モジュール２内の温度に応じ、発電電力の可変範囲の上限値を低下させることにより、温度上昇を抑制していたが、変形例として、発電電力の増減頻度を低下させることにより温度上昇を抑制することもできる。即ち、燃料電池モジュール２内の温度が上昇した場合には、需要電力の増加に追従して発電電力を増加させる追従性を低下させることにより、温度上昇を抑制することもできる。需要電力の増加に対する追従性を低下させると、需要電力が増加した場合、発電電力は、より緩慢に増加する。このため、需要電力が頻繁に増減された場合には、これに追従しようとする発電電力の増減幅が結果的に小さくなると共に、増減する頻度も少なくなり、発生する残余燃料の量も減少する。このような、需要電力の増加に対する追従性の低下は、燃料電池モジュール２内の過剰な温度上昇が解消されるまで継続する。

或いは、需要電力の増加に追従して発電電力を増加させる時間当たりの頻度に制限を加えることもできる。この場合には、発電電力が増加傾向に転じる所定時間当たりの回数に制限を加え、所定時間当たりの回数が多くなった場合には、需要電力の増加に発電電力を追従させないように、発電電力を制御する。

また、上述した実施形態においては、検出温度Ｔｄが電流低下領域の温度に到達すると、発電電流の上限値を４Ａに低下させていたが、変形例として、低下させる発電電力の上限値を可変にすることもできる。例えば、燃料電池モジュール２内の温度が高いほど、低下させる発電電力の上限値を低く設定することができる。

次に、図３２を参照して、燃料電池モジュール２内の温度と、発電可能な最大電力の関係を説明する。
上記のように、燃料電池モジュール２の発電電力（電流）と、燃料電池モジュール２内の適正な温度には相関があり、大きな発電電力を得るためには、燃料電池モジュール２内の温度を高くする必要がある。しかしながら、燃料電池モジュール２が、発電電力に対する適正温度よりも高い、７００℃程度を超える温度領域では、燃料電池セルスタック１４の特性上、各燃料電池セルユニット１６が発生する電位が低下する。このため、大きな電力を得るために、燃料電池セルスタック１４から大きな電流を引き出すと、更に燃料電池セルスタック１４の温度が上昇して発生する電位が低下するので、電流を増大させても出力電力が増加しないという現象が発生する。これにより、図３２に示すように、燃料電池モジュール２内の温度が高い領域においては、温度が上昇すると発電可能な最大電力が却って低下する。このような温度領域において、燃料電池モジュール２から最大定格電力を取り出そうとすると、取り出す電力を増大させるために電流を増加させ、この電流上昇が更に燃料電池モジュール２の温度を上昇させて、取り出される電力を低下させることになる。このような状態が持続すると、所定の定格電力を得ようとするために、燃料電池モジュール２の温度が急上昇する熱暴走を招く。

本実施形態においては、燃料電池モジュール２内の温度が適正温度よりも高い領域では、需要電力が増大された場合にも発電電流を維持、又は低下させることにより、熱暴走を未然に防止している。
本発明の第２実施形態の固体酸化物型燃料電池によれば、燃料電池セルユニット１６の温度が、強制冷却閾値温度（図３０、７５０℃）に到達した場合に燃料電池モジュール内の温度を低下させる強制冷却手段（図２９、ステップＳ４７→Ｓ４８）を有するので、燃料電池モジュール２内の過剰な温度上昇を確実に回避することができる。

また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池によれば、燃料電池セルユニット１６の温度が所定の運転停止閾値温度（図３０、７８０℃）に到達した場合、燃料電池モジュールを停止させる（図２９、ステップＳ４５→Ｓ４６）ので、燃料電池モジュール２を損傷するリスクを、より確実に回避することができる。

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、断熱材（蓄熱材）の熱容量は一定であったが、変形例として、熱容量を変更できるように燃料電池モジュールを構成することができる。この場合には、大きな熱容量をもつ追加熱容量部材を、燃料電池モジュールと熱的に連結及び切り離しできるように配置しておく。熱容量を大きくすべき状態においては追加熱容量部材を燃料電池モジュールと熱的に連結し、熱容量を小さくすべき状態においては追加熱容量部材を熱的に切り離す。例えば、固体酸化物型燃料電池の起動時においては、追加熱容量部材を切り離しておくことにより熱容量を小さくし、燃料電池モジュールの昇温を速くする。一方、固体酸化物型燃料電池が、大発電電力で長時間運転されことが予想される場合には、燃料電池モジュールが、より多くの余剰熱量を蓄積できるように、追加熱容量部材を連結する。

１ 固体酸化物型燃料電池
２ 燃料電池モジュール
４ 補機ユニット
７ 断熱材（蓄熱材）
８ 密封空間
１０ 発電室
１２ 燃料電池セル集合体
１４ 燃料電池セルスタック
１６ 燃料電池セルユニット（固体酸化物型燃料電池セル）
１８ 燃焼室
２０ 改質器
２２ 空気用熱交換器
２４ 水供給源
２６ 純水タンク
２８ 水流量調整ユニット（水蒸気供給手段）
３０ 燃料供給源
３８ 燃料流量調整ユニット（燃料供給手段）
４０ 空気供給源
４４ 改質用空気流量調整ユニット（改質用酸化剤ガス供給手段）
４５ 発電用空気流量調整ユニット（発電用酸化剤ガス供給手段）
４６ 第１ヒータ
４８ 第２ヒータ
５０ 温水製造装置
５２ 制御ボックス
５４ インバータ
８３ 点火装置
８４ 燃料電池セル
１１０ 制御部（制御手段）
１１０ａ 蓄熱量推定手段
１１０ｂ 過昇温判断手段
１１０ｃ 燃料テーブル変更手段
１１２ 操作装置
１１４ 表示装置
１１６ 警報装置
１２６ 電力状態検出センサ（需要電力検出手段）
１３２ 燃料流量センサ（燃料供給量検出センサ）
１３８ 圧力センサ（改質器圧力センサ）
１４２ 発電室温度センサ（温度検出手段）
１４８ 改質器温度センサ（温度検出手段）
１５０ 外気温度センサ

Claims (10)

1. 需要電力に応じ、所定の定格出力電力以下の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、
   燃料電池セルユニットを備え、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、
   上記燃料電池モジュールで発生した熱を蓄積する蓄熱材と、
   上記燃料電池モジュール内の温度を検出する温度検出手段と、
   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して、上記燃料電池モジュールを、所定の発電移行条件を満足する状態に移行させる起動工程と、上記発電移行条件が満足された後、需要電力に応じた可変の発電電力を、上記燃料電池モジュールに生成させる発電工程と、を実行する制御手段と、を有し、
   上記制御手段は、
   発電工程において、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燃料供給量を決定し、決定された燃料供給量が供給されるように上記燃料供給手段を制御するように構成されると共に、
   起動工程において、上記温度検出手段によって測定された温度が所定の発電強制移行温度に到達した場合には、上記発電移行条件が満足されていなくても発電工程に強制移行すると共に、発電工程に強制移行された場合には、起動工程中に上記蓄熱材に蓄積された熱量を利用して、燃料利用率が高くなるように、上記決定された燃料供給量を減少させることを特徴とする固体酸化物型燃料電池。
2. 上記温度検出手段は、上記燃料電池モジュール内の異なる箇所の温度である第１検出温度と第２検出温度を検出するように構成され、上記発電移行条件は、上記第１検出温度及び第２検出温度が、夫々に対して設定された発電移行閾値温度を超えたとき満足され、上記制御手段は、上記第１検出温度が上記発電強制移行温度を超えた場合には、上記第２検出温度が、第２検出温度に対して設定された発電移行閾値温度を超えていない場合でも発電工程に強制移行する請求項１記載の固体酸化物型燃料電池。
3. 上記燃料電池モジュールは、供給された燃料を改質する改質器を有し、上記第１検出温度は上記改質器の温度であり、上記第２検出温度は、上記燃料電池セルユニットの温度である請求項２記載の固体酸化物型燃料電池。
4. 上記制御手段は、発電工程に強制移行させた場合には、上記燃料電池モジュールの発電電力を、上記定格出力電力よりも低い所定の強制移行時上限電力以下に規制し、この強制移行時上限電力を超える需要電力の増加には、発電電力を追従させずに、燃料利用率を高めた発電工程を実行する請求項２記載の固体酸化物型燃料電池。
5. 上記制御手段は、発電工程に強制移行させた場合には、発電電力の需要電力に対する追従性を低下させる請求項２記載の固体酸化物型燃料電池。
6. 上記強制移行時上限電力は、発電電力の可変範囲の中間帯域の電力である請求項４記載の固体酸化物型燃料電池。
7. さらに、発電工程に強制移行された後、上記第１検出温度又は上記第２検出温度が、所定の強制冷却閾値温度に到達した場合において、冷却用の流体を上記燃料電池モジュールに流入させることにより、上記燃料電池モジュール内の温度を低下させる強制冷却手段を有する請求項２記載の固体酸化物型燃料電池。
8. 上記制御手段は、上記強制冷却手段を作動させた後、上記第１検出温度又は上記第２検出温度が所定の運転停止閾値温度に到達した場合において、上記燃料電池モジュールの運転を停止させる請求項７記載の固体酸化物型燃料電池。
9. 上記制御手段は、起動工程中において、上記燃料電池モジュール内の温度を均一に近づける温度均一化手段を実行させる請求項２記載の固体酸化物型燃料電池。
10. 上記温度均一化手段は、起動工程において、上記燃料電池セルユニットから昇温用の微弱電力を取り出して、上記燃料電池セルユニットの温度を上昇させる請求項９記載の固体酸化物型燃料電池。

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