JP2008017652A - 電力供給システム - Google Patents

Abstract

【課題】系統の周波数の変動を検知して太陽光発電設備等の出力を制御することができる電力供給システムを提供する。
【解決手段】独立電源系統６に接続された自動周波数制御機能を有しない第１の分散電源１、２と、双方向電力変換器２１を介して上記独立電源系統６に接続され、蓄電池３を充放電すると共に、自動周波数制御機能を有する第２の分散電源４とを備えた電力供給システムにおいて、上記第１の分散電源に、上記独立電源系統の周波数を検知する手段１３、１４と、検知された周波数にもとづいて上記第１の分散電源の出力を制御する手段１２とを設けた構成とする。
【選択図】図１

Description

この発明は、電力供給システム、特に独立電源系統に接続された分散電源と負荷との間の電力供給システムに関するものである。

従来、この種電力供給システムにおける分散電源設備は、目標周波数が調整可能な自動周波数制御（以下AFCという）装置を設け、自端で得られる系統の需給バランスの情報に基づいて自端のＡＦＣ制御装置の目標周波数を調整することにより経済運用及び需給バランスを行うもので、直流電力をスイッチング動作により交流電力に変換するインバータ回路を設け、上記インバータ回路のスイッチング動作により目標周波数を増減させて蓄電池を充放電させる電源回路と、ディーゼル発電機等のＡＦＣを有する電源回路とを組み合わせた分散電源と、太陽光発電装置等のＡＦＣを有しない分散電源とから系統に電力を供給するようにしていた。（例えば特許文献１参照）。

特開２００５−３２８６２２号公報

従来の分散電源による電力供給システムにおいては、ＡＦＣを有する分散電源において、インバータのスイッチング動作により周波数を変化させても、太陽光発電設備等のＡＦＣを有しない分散電源の発電電力量を制御することができないため、太陽光発電設備等の発電電力量がＡＦＣを有する分散電源の蓄電池の充電可能量を超えた場合には、過充電になって蓄電池電圧が上昇し、その結果、蓄電池の保護装置が動作して電力供給システムの自動運転の続行が不可能になるという問題点があった。

また、蓄電池が過充電状態となる前に系統周波数の変化を検知したり、系統電圧の上昇を検知することによって太陽光発電設備等の自然エネルギーを利用する発電設備からなる分散電源を一時的に切り離して電力供給システムを運用するようにした場合には、一時的に蓄電池の放電のみによる電力が供給されるため、蓄電池の充放電効率を考慮した場合、自然エネルギーの有効利用率が低下するという問題点があった。

この発明は上記のような問題点を解消するためになされたものであり、太陽光発電設備等に系統の周波数の変動を検知する手段を設けると共に、この手段によって太陽光発電設備等の出力を制御することにより、蓄電池の過充電を防止すると共に、電力供給システムの自動運転を継続し得るようにして、自然エネルギーを有効利用することができる電力供給システムを提供することを目的とする。

この発明に係る電力供給システムは、独立電源系統に接続された自動周波数制御機能を有しない第１の分散電源と、双方向電力変換器を介して上記独立電源系統に接続され、蓄電池を充放電すると共に、自動周波数制御機能を有する第２の分散電源とを備えた電力供給システムにおいて、上記第１の分散電源に、上記独立電源系統の周波数を検知する手段と、検知された周波数にもとづいて上記第１の分散電源の出力を制御する手段とを設けたものである。

この発明に係る電力供給システムは、太陽光発電設備等のＡＦＣ機能を有しない分散電源に系統の周波数を検知する手段を設け、検知された周波数にもとづいて太陽光発電設備等の出力を制御するようにしているため、蓄電池の過充電を防止して電力供給システムの自動運転を継続することができ、また自然エネルギーを有効利用することができるものである。

実施の形態１．
以下、この発明の実施の形態１を図にもとづいて説明する。図１は、実施の形態１による電力供給システムの構成を示すブロック図である。この図に示すように、太陽光発電パネル１は太陽光発電電力変換装置２と共に太陽光発電設備を構成し、第１の分散電源として独立電源系統６に接続されている。

太陽光発電設備は周知のように、ＡＦＣ機能を有していない。また、スイッチング動作により目標周波数を増減させ、ＡＦＣ機能を備えたインバータ設備４と、このインバータ設備をコンバータとして使用することにより充放電が可能な蓄電池３と負荷５とが第２の分散電源として独立電源系統６に接続されている。

太陽光発電電力変換装置２は、装置内部の変成器１３及び変流器１４を介して独立電源系統６の電圧、電流、周波数を検知し、検知された情報を元に演算を行って自己の出力を制御する制御装置１２と、制御装置１２からの信号によって太陽光発電パネル１からの出力を変化させる電力変換器１１とで構成されている。電力変換器１１から出力される電圧と周波数は、独立電源系統６の電圧及び周波数と同じとされている。

インバータ設備４は主に制御装置２２と、この制御装置２２からの信号によって、蓄電池３の充放電電力及び独立電源系統６の周波数、電圧を変化させる双方向電力変換器２１とで構成されている。制御装置２２は、装置内部の変成器２３及び変流器２４により独立電源系統６の電圧、電流、周波数及び蓄電池３の電圧、充電電流を検知し、検知された情報を元に演算を行って蓄電池３の充電量を計算し、蓄電池３の充放電出力及び独立電源系統６の周波数、電圧を制御している。

双方向電力変換器２１は、スイッチング動作により、蓄電池３を放電させて独立電源系統６へ出力する機能と、独立電源系統６からの電力を蓄電池３へ充電する機能とを有すると共に、独立電源系統６の周波数及び電圧を変化させることができるようにされている。

図１の電力供給システムの定格電圧はVa（例えば３８０Ｖ）、定格周波数はFa（例えば50Hz）とする。また、負荷５の最大値及び太陽光発電設備１及び２の出力の最大値はインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超えないものとする。

次に実施の形態１の動作について図２、図３、図４を用いて説明する。図２は、太陽光発電電力変換装置２における制御装置１２の制御動作を説明するためのフローチャートである。

まず、ステップ２０１にて独立電源系統６の周波数ＦがFc（例えば５１Hz）±α（例えば0.05Hz）の範囲であるかどうかを判断する。周波数がFc±αの範囲内であれば、ステップ２０２で制御装置１２は電力変換器１１を制御して太陽光発電電力変換装置２の目標出力を徐々に減少させる。

ステップ２０１で周波数がFc±αの範囲外であれば、ステップ２０３で周波数ＦがFb（例えば50.5Hz）-β（例えば0.05Hz）よりも大きいかどうかを判断する。周波数ＦがFb−βよりも大きい場合はステップ２０４で前の目標出力を維持して次のサイクルに移り、周波数ＦがFb−β以下である場合は、同じくステップ２０４で太陽光発電電力変換装置２の出力が最大出力となるように徐々に目標出力を増加させる。

太陽光発電パネル１の発電量は太陽の照光状態によって変化するため、太陽光発電電力変換装置２は、目標出力が現在の太陽光発電パネル１の発電量を上回る場合は、現在の太陽光発電パネル１の発電量を出力とする成り行き出力運転を行う。

図３は、インバータ設備４における制御装置２２の制御動作を説明するためのフローチャートである。まず、ステップ３０１にて、制御装置２２内部で積算されている蓄電池３の充電量が満充電を100％として現在何％であるかを判断する。

充電量がCa％（例えば９０％）より大であれば、充電余力が少ないため、ステップ３０２で太陽光発電設備の出力を抑制するモードに入り、出力抑制フラグをON状態とする。次に、ステップ３０４で、充電量がCb％（例えば８５％）より小さいかどうかを判断する。出力抑制フラグは、一度ONとなれば充電量がCb％以下とならない限りON状態を継続し、Cb％以下となった時、OFFとなるためである。ステップ３０４で充電量がCb％より大きい場合にはステップ３０８で太陽光発電設備の出力抑制フラグをOFFにする。

ステップ３０２で出力抑制フラグがONとなり、かつステップ３０４で充電量がCb％以上であれば、ステップ３０５で現在のインバータ設備４の出力が正であるかどうかを判断する。出力がゼロ以上、即ち蓄電池３が放電状態である場合はステップ３０７で目標周波数をFbに設定し、出力が負、即ち蓄電池３が充電状態の場合はステップ３０６で目標周波数をFcに設定する。

一方、ステップ３０１で充電量がCa%より小であればステップ３０３で出力抑制フラグがONかどうかをチェックする。出力抑制フラグがONでない、即ちOFFである場合及びステップ３０８にて出力抑制フラグがOFFとなった場合には、ステップ３０９で目標周波数をFa（定格周波数）に設定する。

目標周波数が設定されると、次にステップ３１０で系統電圧の判断を行う。系統電圧が定格電圧Vaよりも小さい場合はステップ３１１でインバータ設備４の目標出力を増加することにより系統電圧をVaに保ち、ステップ３１０で系統電圧が定格電圧Vaよりも小さくない場合はステップ３１２で定格電圧Vaより大きいかどうかを判断する。定格電圧より大きい場合はステップ３１３で目標出力を減少することにより系統電圧をVaに保つ。

次に図４を用いて、図２及び図３のフローチャートに従って行なわれる制御動作を図上で説明する。ステップ３０６、３０７、３０９により目標周波数が設定されると、インバータ設備４の電力変換装置２１は系統周波数が目標周波数となるようにスイッチング動作を行う。

負荷５はインバータ設備４の定格充放電電力よりも小さいため、目標周波数と系統周波数は一致する。即ち、独立電源系統の周波数は、図４中のFa、FbもしくはFcの何れかの周波数と一致する。

系統周波数Ｆが定格周波数Faである場合は、系統周波数はFb−β以下であるため、図４中の領域４０１の中に入る。この場合、ステップ２０４にて太陽光発電電力変換装置２内の制御装置１２は目標出力を徐々に増加させ、終りには最大出力にセットされるため、太陽光発電電力変換装置２は成り行き出力運転を行うこととなる。

系統周波数ＦがFbである場合には、系統周波数ＦはFb−βよりも高く且つFc−α＜Ｆ＜Fc＋αの範囲外であるため、図４中の領域４０２の中に入る。この場合、ステップ２０３にて太陽光発電電力変換装置２内の制御装置１２の目標出力は、以前の目標出力のまま変化しない。

系統周波数がFcである場合には、Fc−α＜Ｆ＜Fc＋αの範囲に入るため、図４中の領域４０３の中に入る。この場合、ステップ２０２にて太陽光発電電力変換装置２内の制御装置１２の目標出力を徐々に減少して行き、太陽光発電電力変換装置２の出力も徐々に減少する。

太陽光発電電力変換装置２の出力が負荷５よりも小さい場合は、系統電圧が下がるため、ステップ３１０及びステップ３１１によりインバータ設備４の出力が増加し系統電圧はVaで一定に保たれる。また、太陽光発電電力変換装置２の出力が負荷５よりも大きい場合は、系統電圧が上がるため、ステップ３１２及びステップ３１３によりインバータ設備４の出力が減少し系統電圧はVaで一定に保たれる。

制御サイクルの一例について説明する。太陽光発電電力変換装置２は、その定格電力（例えば６０ｋＷ）で出力しており、系統負荷５は太陽光発電電力変換装置２の出力以下（例えば４０ｋＷ）であるとする。この場合、インバータ設備４の出力は−２０ｋＷとなり、２０ｋＷの電力で蓄電池が充電されている状態となっている。

この状態で充電量がCa％より大となった場合には、ステップ３０１がYESとなり、ステップ３０２にて太陽光発電電力変換装置２の出力抑制フラグがＯＮとなる。充電量がCa％より大であるため当然Cb％以上であり、ステップ３０４はＮＯとなる。充電量がCa％より大となるということは、即ち蓄電池３は充電状態であることから、インバータ設備４の出力はゼロより小であるため、ステップ３０５はＮＯとなり、ステップ３０６にて目標周波数がFcにセットされ、インバータ設備４の出力周波数はFcとなり、系統周波数もFcとなる。

系統周波数がFcになると、ステップ２０１がYESとなり、ステップ２０２にて太陽光発電電力変換装置２の目標出力が徐々に減少し、太陽光発電電力変換装置２の実際の出力も徐々に減少する。

太陽光発電電力変換装置２の実際の出力が４０ｋＷとなった場合には、負荷５も４０ｋＷであるため、インバータ設備４の出力がゼロとなり、ステップ３０５がYESとなることにより目標周波数がFcからFbに変更され、インバータ設備４の出力周波数はFbとなり、系統周波数もFbとなる。

系統周波数がFbになると、ステップ２０１がNO、ステップ２０３がYESとなるため太陽光発電電力変換装置２の目標出力の減少が停止され、太陽光発電電力変換装置２の実際の出力は４０ｋＷのままとなる。

ここで、例えば負荷５が増加し、４０ｋＷから６５ｋＷになったとする。太陽光発電電力変換装置２の出力は４０ｋＷであるため独立電源系統６には２５ｋＷの電力不足が発生し、系統電圧が低下してステップ３１０がYESとなる。これにより、インバータ設備４の出力は２５ｋＷとなるまで増加する。

インバータ設備４の出力が２５ｋＷになると、蓄電池３の充電率は徐々に減少して行き、終りにはCb％以下となる。充電率がCb％以下となった場合、ステップ３０４がYESとなり、ステップ３０８にて太陽光発電電力変換装置２の出力抑制フラグがOFFとなる。従って、ステップ３０９にて目標周波数がFbからFaに変更され、インバータ設備４の出力周波数はFaとなり、系統周波数もFaとなる。

系統周波数がFaになると、ステップ２０１がNO、ステップ２０３もNOとなり、太陽光発電電力変換装置２の目標出力及び実際の出力が増加して行き、終りには定格運転（６０ｋＷ）を行うことになる。現在のインバータ設備４の出力は２５ｋＷであり系統負荷５は６５ｋＷであるため、インバータ設備４は２０ｋＷの余剰電力が発生し、系統電圧が上昇する。従ってステップ３１２がYESとなり、ステップ３１３でインバータ設備４の出力は５ｋＷとなるまで減少する。この後、系統負荷５が５０ｋＷになったとすると、制御サイクルの初めの状態に戻ることになる。

実施の形態１は上記のように構成されているため、インバータ設備４の出力周波数を変動させることにより、太陽光発電電力変換装置２の出力が最適に増減され、蓄電池３が過充電状態とならないように自動制御し続けることが可能となる。

また、充電量がCa％以上になった場合には、インバータ設備４によって充電を停止し太陽光発電電力変換装置２に独立電源系統の過電圧を検知させるか、またはインバータ設備４によって周波数を変動させてこの変動を検知することにより、従来の太陽光発電電力変換装置２を独立電源系統から一時的に切り離して運用する場合に比して太陽光発電電力変換装置２からの電力を有効に負荷５へ送り続けることができるため、蓄電池３からの供給電力量が少なくなり、蓄電池３の充放電効率を考慮した場合に自然エネルギーの利用効率を高めることが可能となる。

実施の形態２．
次に、この発明の実施の形態２を図にもとづいて説明する。電力供給システムの構成は図１に示す実施の形態１と同様であるため図示及び説明を省略する。図５は、実施の形態２の動作を説明するためのインバータ設備４における制御装置２２の制御フローチャートである。

実施の形態１では、負荷の最大値及び太陽光発電設備の出力の最大値がインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超えないようにしていたが、実施の形態２では監視制御の対象を出力とすることで、太陽光発電設備の出力の最大値（例えば８０ｋＷ）がインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力（例えば６０ｋＷ）を超える場合にも適用し得るようにしたものである。

図５において、まず、ステップ３１４にて、現在のインバータ設備４の出力が定格出力値Pa（例えば６０ｋＷ）より大であるかどうかを判断する。Paより大であれば、ステップ３２２で太陽光発電設備の出力抑制フラグをOFFにする。Pa以下であれば、ステップ３１５で出力が定格充電値Pb（例えば−６０ｋＷ）より小であるかどうかを判断する。

Pbより小であれば過充電状態であると判断し、ステップ３１６で太陽光発電設備の出力抑制フラグをＯＮにすると共に、ステップ３１７で目標周波数をFcに設定する。出力がPb以上であれば、ステップ３１８で出力がPb＋α（例えば１０ｋＷ）以上且つPa−α以下の範囲内であるかどうかを判断する。出力がPb＋α以上且つPa−α以下の範囲内であれば、ステップ３２２で出力抑制フラグをOFFにする。

ステップ３１８で出力がPb＋α以上且つPa−α以下の範囲内でなければステップ３１９で出力抑制フラグがONかどうかをチェックする。ステップ３１９にて出力抑制フラグがＯＮでない、即ちOFFである場合及びステップ３２２にて出力抑制フラグがOFFとなった場合には、ステップ３２１で目標周波数をFa（定格周波数）に設定する。
ステップ３１９にて出力抑制フラグがＯＮである場合には、ステップ３２０で目標周波数をFbに設定する。

実施の形態１では太陽光発電設備の出力の最大値がインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超えないようにする必要があったが、上記のように制御を行うことで、上述の出力制限を考慮する必要が無くなる。

実施の形態３．
次に、この発明の実施の形態３を図にもとづいて説明する。電力供給システムの構成は図１に示す実施の形態１と同様であるため図示及び説明を省略する。図６は、実施の形態３の動作を説明するためのインバータ設備４における制御装置２２の制御フローチャートである。

実施の形態３は、実施の形態１及び実施の形態２のそれぞれの制御システムを組み合わせることにより、負荷の最大値及び太陽光発電設備の出力の最大値がインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超える場合にも適用し得るようにしたものである。
なお、図６におけるステップの符号は図３及び図５の対応するステップと同じ符号を付している。

図６において、まず、ステップ３１４にて、現在のインバータ設備４の出力が定格出力値Paより大であるかどうかを判断する。Paより大であれば、ステップ３０８で太陽光発電設備の出力抑制フラグをOFFにする。Pa以下であれば、ステップ３１５で出力が定格充電値Pbより小であるかどうかを判断する。Pbより小であれば過充電状態であると判断し、ステップ３１６で太陽光発電設備の出力抑制フラグをＯＮにし、ステップ３０６で目標周波数をFcに設定する。

ステップ３１５で出力がPb以上であれば、ステップ３０１で制御装置２２内部で積算されている充電量が満充電を100％として現在何％であるかを判断する。充電量がCa％より大であれば、ステップ３０２で出力抑制フラグをＯＮ状態とし、ステップ３０４で、充電量がCb％より小さいかどうかを判断する。ステップ３０１で充電量がCa％より小であれば、ステップ３１８で出力がPb＋α以上且つPa−α以下の範囲内であるかどうかを判断する。出力がPb＋α以上且つPa−α以下の範囲内であれば、ステップ３０８で出力抑制フラグをOFFにする。

ステップ３１８で出力がPb＋α以上且つPa−α以下の範囲内にない時はステップ３０３で出力抑制フラグがONかどうかをチェックする。出力抑制フラグがＯＮの場合にはステップ３０４で充電量がCb%以下であるかどうかを判断する。充電量がCb％以上であれば、ステップ３０５で現在のインバータ設備４の出力が正であるかどうかを判断する。

出力がゼロ以上、即ち放電状態である場合はステップ３０７で目標周波数をFbに設定し、出力が負、即ち充電状態の場合はステップ３０６で目標周波数をFcに設定する。
ステップ３０３にて出力抑制フラグがＯＮでない、即ちOFFである場合及びステップ３０８にて出力抑制フラグがOFFとなった場合には、ステップ３０９で目標周波数をFa（定格周波数）に設定する。

実施の形態４．
次に、この発明の実施の形態４を図にもとづいて説明する。図７は、実施の形態４による電力供給システムの構成を示すブロック図である。この実施の形態は、実施の形態３における第１の分散電源を太陽光発電電力変換装置２とディーゼル発電設備７とで構成したものである。また、ディーゼル発電設備７はディーゼル発電機３０と制御装置３１とで構成されている。

ディーゼル発電設備７の制御システムについては特許文献１に詳述されているため説明を省略する。実施の形態４は、図８に示すように特許文献１に示されたディーゼル発電機の最低起動周波数Fd（例えば50.25Hz）を制御周波数範囲に追加してディーゼル発電機を効率良く利用できるように制御を行うものである。

実施の形態４によれば、特許文献１では考慮されていなかった蓄電池の過充放電対策及び太陽光発電の高効率利用が可能となるものである。

実施の形態５．
次に、この発明の実施の形態５を図にもとづいて説明する。図９は、実施の形態５による電力供給システムの構成を示すブロック図である。この実施の形態は図１における太陽光発電設備１及び２の代わりに風力発電設備９及び２を用いたものである。風力発電設備９及び２の出力の制御は、太陽光発電設備の場合と同様であるため説明を省略する。
この実施の形態では太陽光発電設備の設置が困難な場合でも風力が利用し易い状況であれば実施することができるという特徴がある。

実施の形態６．
次に、この発明の実施の形態６について説明する。電力供給システムの構成は図９に示す実施の形態５と同様であるため図示及び説明を省略する。この実施の形態は、実施の形態５の電力供給システムにおいて、風力発電設備９及び２の出力の最大値がインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超える場合にも適用し得るようにして実施の形態３と同様に制御するようにしたものである。これによって風力発電設備の出力の制限を考慮する必要がなくなる。

実施の形態７．
次に、この発明の実施の形態７を図にもとづいて説明する。この実施の形態はインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超える負荷５を接続した図７に示す実施の形態４の太陽光発電設備１及び２に代えて図１０に示すように、インバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超える風力発電設備９及び２を設けたものである。これにより、負荷の最大値及び風力発電設備の出力の最大値がインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を超える場合にも適用することができる。

実施の形態８．
次に、この発明の実施の形態８を図にもとづいて説明する。この実施の形態は図７に示す実施の形態４の太陽光発電設備１及び２に代えて図１１に示すように、太陽光及び風力以外の種々の自然エネルギーを電力に変換するインバータを内蔵した発電設備である自然エネルギーモジュール１０を設けたものである。これにより、制御線の追加及びインバータ設備４及び蓄電池３の定格充放電電力を考慮する必要なく、必要に応じて様々な自然エネルギーモジュールの追加が可能となる。

この発明の実施の形態１による電力供給システムの構成を示すブロック図である。 実施の形態１による太陽光発電電力変換装置における制御装置の制御動作を説明するためのフローチャートである。 実施の形態１におけるインバータ設備の制御装置の制御動作を説明するためのフローチャートである。 実施の形態１における周波数制御動作を図上で示す説明図である。 この発明の実施の形態２による電力供給システムのインバータ設備における制御装置の制御動作を説明するためのフローチャートである。 この発明の実施の形態３による電力供給システムのインバータ設備における制御装置の制御動作を説明するためのフローチャートである。 この発明の実施の形態４による電力供給システムの構成を示すブロック図である。 実施の形態４における周波数制御動作を図上で示す説明図である。 この発明の実施の形態５による電力供給システムの構成を示すブロック図である。 この発明の実施の形態７による電力供給システムの構成を示すブロック図である。 この発明の実施の形態８による電力供給システムの構成を示すブロック図である。

符号の説明

１ 太陽光発電パネル、 ２ 太陽光発電電力変換装置、 ３ 蓄電池、
４ インバータ設備、 ５ 負荷、 ６ 独立電源系統、 ７ ディーゼル発電設備、 ９ 風力発電設備、 １０ 自然エネルギーモジュール、 １１ 電力変換器、
１２ 制御装置、 １３、２３ 変成器、 １４、２４ 変流器、
２１ 双方向電力変換器、 ２２ 制御装置、 ３０ ディーゼル発電機、
３１ 制御装置。

Claims (9)

1. 独立電源系統に接続された自動周波数制御機能を有しない第１の分散電源と、双方向電力変換器を介して上記独立電源系統に接続され、蓄電池を充放電すると共に、自動周波数制御機能を有する第２の分散電源とを備えた電力供給システムにおいて、上記第１の分散電源に、上記独立電源系統の周波数を検知する手段と、検知された周波数にもとづいて上記第１の分散電源の出力を制御する手段とを設けたことを特徴とする電力供給システム。
2. 上記第２の分散電源における蓄電池の充電率が所定値以上の時は上記第１の分散電源の出力を抑制し、上記第２の分散電源における蓄電池の充電率が他の所定値以下となった時は上記第１の分散電源の出力の抑制を停止するようにしたことを特徴とする請求項１記載の電力供給システム。
3. 上記第２の分散電源の出力が所定値以下の時は上記第１の分散電源の出力を抑制し、上記第２の分散電源の出力が他の所定値以上の時は上記第１の分散電源の出力の抑制を停止するようにしたことを特徴とする請求項１記載の電力供給システム。
4. 上記第２の分散電源の出力が所定値以下で、かつ上記第２の分散電源における蓄電池の充電率が所定値以上で上記第１の分散電源の出力が抑制されている時は上記独立電源系統の目標周波数を定格周波数以上に設定し、上記第１の分散電源の出力が抑制されていない時は上記独立電源系統の目標周波数を定格周波数に設定することを特徴とする請求項１記載の電力供給システム。
5. 上記第１の分散電源は太陽光発電であることを特徴とする請求項１〜請求項４のいずれか１項記載の電力供給システム。
6. 上記第１の分散電源は太陽光発電とディーゼル発電とを有することを特徴とする請求項１〜請求項４のいずれか１項記載の電力供給システム。
7. 上記第１の分散電源は風力発電であることを特徴とする請求項１〜請求項４のいずれか１項記載の電力供給システム。
8. 上記第１の分散電源は風力発電とディーゼル発電とを有することを特徴とする請求項１〜請求項４のいずれか１項記載の電力供給システム。
9. 上記第１の分散電源は自然エネルギーを電力に変換するインバータを内蔵した自然エネルギーモジュールとディーゼル発電とを有することを特徴とする請求項１〜請求項４のいずれか１項記載の電力供給システム。

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