電力を充電するとともに電力変換装置へ直流電力を放電する蓄電池を含む直流電源と、前記直流電源から出力された直流電力を交流電力に変換して電力系統に供給する前記電力変換装置と、前記電力変換装置と前記電力系統との接続点の電圧を検出する電圧検出部と、前記電力変換装置から出力された電流を検出する電流検出部と、前記電圧検出部で検出された電圧値と前記電流検出部で検出された電流値とから有効電力を検出する有効電力検出部と、前記有効電力検出部で検出された有効電力値と有効電力の出力目標値とに基づいて、前記電力変換装置から出力される電圧の角周波数を演算する質点系演算部と、前記角周波数と、前記電流検出部で検出された電流値と、設定電圧値とに基づいて、前記電力変換装置の出力電圧目標値を演算する電気特性演算部と、前記出力電圧目標値に応じて前記電力変換装置を制御する電力変換制御部と、を備えた給電システム。前記電気特性演算部には前記電圧検出部で検出された電圧値がさらに供給され、前記電気特性演算部は、前記電圧検出部で検出された電圧値と前記設定電圧値とに基づいて界磁電圧相当値を演算して出力する界磁電圧演算部と、前記電流検出部で検出された電流値と前記角周波数と前記界磁電圧相当値とに基づいて前記電力変換装置の出力電圧目標値を演算する出力電圧演算部と、を有する請求項1記載の給電システム。前記電気特性演算部は、前記角周波数と設定された出力電圧振幅とに基づいて第1出力電圧目標を計算する電圧指令演算部と、前記電流検出部で検出された電流値に基づいて前記第1出力電圧目標を補正して出力電圧目標を出力する電圧指令補正部と、を有する請求項1記載の給電システム。前記電気特性演算部には前記電圧検出部で検出された電圧値がさらに供給され、前記電気特性演算部は、前記電圧検出部で検出された電圧値と電圧設定値とを等しくするための出力電圧振幅を計算する端子電圧制御部と、前記角周波数と前記出力電圧振幅とに基づいて第1出力電圧目標を計算する電圧指令演算部と、前記電流検出部で検出された電流値に基づいて前記第1出力電圧目標を補正して出力電圧目標を出力する電圧指令補正部と、を有する請求項1記載の給電システム。前記有効電力設定部の出力と前記質点系演算部の出力に基づいて同期発電機の機械出力を計算する機械出力演算部をさらに備え、前記質点系演算部は、前記機械出力と前記有効電力検出部で検出された有効電力値とに基づいて、前記電力変換装置から出力される電圧の角周波数を演算するように構成された請求項1乃至請求項4のいずれか1項記載の給電システム。上記特許文献2に開示された制御装置では、インバータ電源から出力された有効電力と、出力目標値とから位相補正値を算出し、インバータ電源の端子電圧の位相を位相補正値で補正して、補正後の位相値に基づいて正弦波を生成し、供給された振幅目標値とを乗算してインバータ電源の目標電圧を算出してインバータ電源を制御している。しかし、インバータ電源の有効電力と端子電圧とから、インバータ電源の端子電圧の位相を補正して目標電圧を算出すると、インバータ電源の出力電圧の算出精度を向上させることが困難であった。その結果、インバータ電源を電力系統と連系して運転させた場合に安定した電力供給を行なうことが困難であった。本発明は上記事情に鑑みて成されたものであって、電力系統と連系して運転した場合であっても、安定した電力供給が可能な給電システムを提供することを目的とする。本発明の態様による給電システムは、電力を充電するとともに電力変換装置へ直流電力を放電する蓄電池を含む直流電源と、前記直流電源から出力された直流電力を交流電力に変換して電力系統に供給する前記電力変換装置と、前記電力変換装置と前記電力系統との接続点の電圧を検出する電圧検出部と、前記電力変換装置から出力された電流を検出する電流検出部と、前記電圧検出部で検出された電圧値と前記電流検出部で検出された電流値とから有効電力を検出する有効電力検出部と、前記有効電力検出部で検出された有効電力値と有効電力の出力目標値とに基づいて、前記電力変換装置から出力される電圧の角周波数を演算する質点系演算部と、前記角周波数と、前記電流検出部で検出された電流値と、設定電圧値とに基づいて、前記電力変換装置の出力電圧目標値を演算する電気特性演算部と、前記出力電圧目標値に応じて前記電力変換装置を制御する電力変換制御部と、を備える。以下、第1実施形態に係る給電システムについて図面を参照して詳細に説明する。図1に示すように、本実施形態に係る給電システムは、太陽電池3と、太陽電池3で発電された電力および電力系統1からの電力を蓄電する蓄電池4とを備える直流電源と、太陽電池3および蓄電池4から出力された直流電力を交流電力に変換し、平滑リアクトル18を介して電力系統1に接続された電力変換装置2と、電力変換装置2と電力系統1との接続点近傍に設置され、その接続点の電圧を検出する電圧検出部5と、電力変換装置2と電力系統1との接続点に設置され、電力変換装置2から出力された電流を検出する電流検出部6と、電圧検出部5および電流検出部6で検出された電圧値および電流値から有効電力を検出する有効電力検出部7と、電力変換装置2の動作を制御する電力変換制御部14と、電力変換制御部14に正弦波である出力電圧目標Ecを供給する発電機特性演算装置20と、を備えている。電圧検出部5は、平滑リアクトル18と電力系統1との間で、平滑リアクトル18の近傍に接続されている。電流検出部6は、電力系統1と電力変換装置2との間に直列に接続されている。有効電力検出部7には、電圧検出部5の出力値と電流検出部6の出力値とが入力される。発電機特性演算装置20は、有効電力設定部8と、有効電力設定部8の出力値と質点系演算部10の出力値とが供給される機械出力演算部9と、有効電力検出部7の出力値Peと機械出力演算部9の出力値Tmとが供給される質点系演算部10と、電圧設定部11の出力値Vrefと電圧検出部5の出力値至近電圧値VTとが供給される界磁電圧演算部12と、電流検出部6の出力値IGと質点系演算部10の出力値ωと界磁電圧演算部12の出力値Efdとが供給される出力電圧演算部13と、を備えている。出力電圧演算部13の出力値Ecは、電力変換制御部14の出力値を生成するための基準として電力変換制御部14に供給される。電力変換制御部14は、出力電圧演算部13から供給された出力電圧目標Ecにしたがって、電力変換装置2を制御する。電力変換装置2は、双方向インバータであり、電力変換制御部14から出力される制御信号に基づいて交流電圧を出力する。電力変換制御部14は、電力変換装置2の出力電圧が電力変換制御部14に入力される出力電圧目標Ecと等しくなるように制御する。ここで、出力電圧目標Ecは例えば正弦波である。図2Aに示すように、出力電圧が電力系統1の電圧に対して進み位相であれば電力変換装置2から電力系統1に向かって有効電力が流れる。図2Bに示すように、電力系統1の電圧に対する位相差が大きくなると、Ec-Vsの値が大きくなり、有効電力が大きく流れる。また、電力変換装置2の出力電圧が大きくなれば電圧検出部5で検出される電圧も大きくなり、電力変換装置2の出力電圧が小さくなれば電圧検出部5で検出される電圧も小さくなる。すなわち、出力電圧目標Ecの位相と大きさを個別に変化させることで電力変換装置2から流れる有効電力と、電力変換装置2の至近電圧VTとを独立に制御することができる。以下、出力電圧目標Ecを生成する発電機特性演算装置20について説明する。有効電力設定部8は、電力変換装置2から出力させるべき有効電力設定値Prefを出力する。機械出力演算部9は、同期発電機の調速機と呼ばれる制御装置に相当し、例えば図3に示す制御ブロック図を実現するように構成されている。機械出力演算部9は、有効電力設定部8の出力値有効電力設定値Prefと質点系演算部10の出力値である角周波数ωとを入力信号とし、同期発電機の機械出力機械トルク相当値Tmを演算する。角周波数ωが基準角周波数ω0より低下するとゲインKの入力は正値となり、最終的に機械出力Tmは増加する。逆に、角周波数ωが基準角周波数ω0より上昇するとゲインKの入力は負値とり、最終的には機械出力Tmは減少する。質点系演算部10は同期発電機の運動方程式を演算する。質点系演算部10は、例えば図4に示すブロック図を実現するように構成されている。図4において、ブロック10Aの定数Mはタービンを含めた発電機の慣性定数に相当し、ブロック10Bの係数Dはダンピング係数に相当する。機械出力Tmが一定である場合、電力系統1の負荷減少などにより有効電力値Peが減少すると、図4に示すブロック10Aへの入力は正値となるので慣性定数Mとダンピング係数Dとに応じた変化率で角周波数ωは上昇する。逆に、電力系統1の負荷増加などにより有効電力値Peが増加するとブロック10Aへの入力は負値となるので慣性定数Mとダンピング係数Dとに応じた変化率で角周波数ωは低下する。有効電力値Peが一定であって機械出力Tmが変化する場合は極性が逆となる。したがって、機械出力Tmが減少すれば角周波数ωは低下し、機械出力Tmが増加すれば角周波数ωは上昇する。質点系演算部10は、上記のように同期発電機における角周波数ωを演算する。機械出力演算部9では角周波数ωの上昇時は機械出力Tmを減少させ、角周波数ωの低下時は機械出力Tmを増加させるので、角周波数ωの変動を抑制するように作用する。質点系演算部10で演算された角周波数ωは、電気特性演算部21へ供給される。電気特性演算部21は、電圧設定部11と、界磁電圧演算部12と、出力電圧演算部13とを備えている。電圧設定部11は、電力変換装置2の至近電圧VTの目標である電圧設定値Vrefを出力するものである。界磁電圧演算部12は同期発電機の励磁制御装置に相当し、例えば図5に示す制御ブロックを実現するように構成されている。界磁電圧演算部12は、電圧設定値Vrefと電圧検出部5で得られた電力変換装置2の至近電圧VTとの差分VrefVTに応じて、同期発電機の界磁電圧相当値Efdを演算して出力電圧演算部13へ出力する。至近電圧VTが電圧設定値Vrefより小さいVrefVT0と、一次遅れの入力は正値となるので界磁電圧相当値Efdは増加し、逆に至近電圧VTが電圧設定値Vrefより大きいVrefVT0と一次遅れの入力は負値となるので界磁電圧相当値Efdは減少する。出力電圧演算部13は同期発電機の電気特性式、いわゆるPark式を演算するものである。出力電圧演算部13は、界磁電圧演算部12の出力である界磁電圧相当値Efdと、質点系演算部10の出力である角周波数ωと、電流検出部6で得られる電力変換装置2の出力電流とを入力値として発電機端子電圧相当値を演算する。電圧位相角は角周波数ωと時間との積ωtで得られるので、負荷増加等により電力系統1の周波数、即ち角周波数ωが低下した場合、機械出力演算部9と質点系演算部10の作用により基準角周波数ω0付近に戻すよう角周波数ωは制御されるので、電力系統1の電圧位相に対して出力電圧目標Ecの位相は進み方向で差がひろがり、電力系統1への供給電力が増加して、電力系統1の周波数低下を抑制するように働く。逆に、負荷減少等により電力系統1の周波数、即ち角周波数ωが上昇した場合、電力系統1の電圧位相に対して出力電圧目標Ecの位相は進み方向で差が縮まるので電力系統1への供給電力が減少し、電力系統1の周波数上昇を抑制するように働く。出力電圧演算部13で得られる出力電圧目標Ecの大きさは、界磁電圧演算部12の出力である界磁電圧相当値Efdと同じ方向に変化するので、電力系統1の電圧が低下すると界磁電圧相当値Efdが大きくなり、出力電圧目標Ecも大きくなるので電力系統1の電圧低下を抑制するように働く。逆に、電力系統1の電圧が上昇すると界磁電圧相当値Efdが小さくなり、出力電圧目標Ecも小さくなるので電力系統1の電圧上昇を抑制するように働く。電力変換装置2から電力系統1へ流れる電力は太陽電池3と蓄電池4から供給される。太陽電池3の発電電力は日射量に応じて変化するため、電力変換装置2から一定の電力を電力系統1へ供給する場合は太陽電池3の発電電力との間に差が生じ、電力の過不足となる。この過不足は図6に示すように蓄電池4からの放電または蓄電池4への充電によって補われる。なお、電圧検出部5で得られる電圧を指定値に自動制御しない場合、即ち有効電力の増減等による電圧変動を許容する場合は、電圧設定部11で界磁電圧相当値Efdを設定することにより界磁電圧演算部12を省略することができる。また、同期発電機単体の特性のみが必要で角周波数ωの変動抑制が不要な場合は、有効電力設定部8で機械出力Tmを設定することにより機械出力演算部9を省略することができる。本実施形態に係る給電システムよれば、同期発電機の運動方程式、電気特性式Park式、同期発電機の制御装置である調速機、励磁制御装置の特性を演算する発電機特性演算装置20の出力に基づいて電力変換制御部14が電力変換装置2の出力電圧を制御するので、電力変換装置2は電力系統1の電圧や周波数の変化に対して同期発電機と同等に動作する。また、スケジュール通りに有効電力を出力するなど同期発電機と同様の運用も可能となるので、同期発電機と同様に扱うことができる。図7に示すように、太陽電池3を持たない給電システムとしてもよい。電力変換装置2への電力供給は電力系統1からの電力を蓄電した蓄電池4により行なわれる。この場合、上記処理は蓄電池4から電力系統1へ電力が供給される時のみならず、電力系統1から蓄電池4へ電力が供給される時にも適用される。上記のように本実施形態に係る給電システムによれば、電力系統全体の監視制御から見て同期発電機と同等に扱うことが可能であって、電力系統と連系して運転した場合であっても、安定した電力供給が可能な給電システムを提供することができる。次に、本発明の第2実施形態に係る給電システムについて図面を参照して詳細に説明する。なお、以下の説明において、上述の第1実施形態に係る給電システムと同様の構成については同一の符号を付して説明を省略する。本実施形態に係る給電システムは、発電機特性演算装置20の電気特性演算部21の構成が上述の第1実施形態に係る給電システムと異なっている。図8に示すように、本実施形態において、電気特性演算部21は、電圧設定部11と、電圧設定部11から出力された設定値Vrefおよび電圧検出部5から出力された電圧値至近電圧値VTが供給される端子電圧制御部15と、端子電圧制御部15の出力値EGおよび質点系演算部10の出力値ωが供給される電圧指令演算部16と、電圧指令演算部16の出力値Ec0が供給される電圧指令補正部17と、を備えている。電圧指令補正部17には、電圧指令演算部16の出力値Ec0と、電流検出部6から出力された電流値IGとが供給され、出力電圧指令信号Ec ́を電力変換制御部14へ出力する。端子電圧制御部15は、電圧検出部5の出力である至近電圧VTを、電圧設定部11の出力である設定値Vrefと等しくするように、電力変換装置2の出力電圧の振幅EGを演算する。端子電圧制御部15は、例えば図9に示すような伝達関数を実現するように構成されている。電圧指令演算部16は端子電圧制御部15の出力値EGと質点系演算部10の出力値ωとから、電力変換装置2で出力すべき電圧を計算する。電圧指令演算部16の出力値Ec0は、一例として下記の1式で得られる。なお、1式は1相分の電圧指令値であるが、3相の場合は1式と±120°の位相差を持つ電圧指令値とを演算すればよい。Ec0=EGsinωt1電圧指令補正部17は電圧指令演算部16の出力値Ec0を電流検出部6の出力値IGに基づいて補正する。この補正は電力変換装置2の出力電圧を同期発電機相当としたときに外部に接続されている平滑リアクトル18の電圧降下分を補償するものであり、例えば図10に示すブロック図を実現するように構成されている。図10に示す定数Lは、特性を模擬する同期発電機の内部インダクタンスと平滑リアクトル18のインダクタンスとの差に相当する値となる。端子電圧制御部15が至近電圧VTを設定値Vrefと等しくする出力電圧の振幅EGを演算し、機械出力演算部9で得た機械出力Tmと有効電力検出部7で得た有効電力値Peから質点系演算部10が同期発電機の角周波数ωを演算し、出力電圧の振幅EGと角周波数ωとを用いて電圧指令演算部16が第1出力電圧指令Ec0を計算する。電圧指令補正部17では電流検出部6で得た電流値IGと定数Lとから求めた平滑リアクトル18の電圧降下分により第1出力電圧指令Ec0を補正した新たな出力電圧指令Ec ́を演算して、出力電圧指令Ec ́を電力変換制御部14に供給する。電力変換制御部14では、出力電圧指令Ec ́と電力変換装置2の出力電圧とが等しくなるように、電力変換装置2を制御する。補正前の第1出力電圧指令Ec0は上記1式のように、質点系演算部10の出力である角周波数ωと至近電圧端子電圧VTを設定値Vrefと等しくする出力電圧振幅EGとから求めるので、電力系統1の周波数変動や電圧変動に対しては上記第1実施形態の場合と同様に、同期発電機と同等に動作する。なお、電圧検出部5で得られる電圧を設定値に自動制御しない場合、即ち有効電力の増減等による電圧変動を許容する場合は、電圧設定部11で出力電圧振幅EGを設定することにより端子電圧制御部15を省略することができる。また、角周波数ωの変動抑制が発電機の特性のみで十分な場合は、有効電力設定部8で機械出力Tmを設定することにより機械出力演算部9を省略することができる。さらに、特性を模擬する同期発電機の内部リアクタンスと平滑リアクトル18のリアクタンスとを同等とすれば、電圧指令演算部16の出力を電力変換制御部14に入力することにより電圧指令補正部17を省略することができる。図11に示すように、太陽電池3を持たない給電システムとしてもよい。電力変換装置2への電力供給は電力系統1からの電力を蓄電した蓄電池4により行なわれる。この場合、上記処理は蓄電池4から電力系統1へ電力が供給される時のみならず、電力系統1から蓄電池4へ電力が供給される時にも適用される。上記のように、同期発電機の特性を模擬する発電機特性演算装置20の内容を簡素化することにより、少ない演算量で同期発電機に近い特性を給電システムに付加することができる。また、スケジュール通りに有効電力を出力するなど同期発電機と同様の運用も可能となるので、同期発電機と同様に扱うことができる。すなわち、本実施形態に係る給電システムによれば、電力系統全体の監視制御から見て同期発電機と同等に扱うことが可能な給電システムを提供することができる。なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。