太陽光により直流電力を発電する複数個の太陽電池を有した太陽電池パネルと、前記太陽電池パネルの出力電圧を昇圧するチョッパと、前記太陽電池パネルで発電された直流電力を交流に変換して電力系統に出力するインバータと、前記チョッパで昇圧した電圧が所定値を維持しつつ前記インバータの出力電圧の位相が前記電力系統の位相と一致するように前記インバータを制御するインバータ制御部と、前記太陽電池パネルの出力電力が最大電力となる最大負荷点で動作するように出力目標値を算出する最大電力追従制御部と、前記インバータの電力系統の連系点における電力動揺を抑制するための負極性の安定化信号を算出する安定化信号生成部と、前記最大電力追従制御部からの出力目標値と前記安定化信号生成部からの安定化信号との加算値に基づいて前記チョッパの変換比を調整して前記太陽電池パネルの出力電圧を調整し前記太陽電池パネルの出力電力を制御するチョッパ制御部とを備えたことを特徴とする太陽光発電設備。しかし、太陽光発電設備の交流出力は、原則として最大電力点追従MPPT制御により、日射量で決まる最大電力値であるため、現状のままでは電力系統の安定度向上に貢献することができない。これに対し、特許文献1にように、太陽光発電設備に蓄電池を併設して電力系統への出力を様々に変更できるようにしたり、特許文献2のように、太陽光発電設備の運転点を最大電力点から意図的に外したりするものもあるが、電力系統の安定度向上を目的に制御されるものではないので、負荷の平準化や電力系統の電圧上昇の防止には寄与するが、安定度向上に貢献するものではない。原則として、最大電力点追従MPPT制御される太陽光発電設備が電力系統に大量に導入されると、安定度を維持するためにも使用される同期発電機の台数が相対的に減少するので安定度低下が懸念される。本発明の目的は、電力系統の安定度向上に貢献できる太陽光発電設備を提供することである。本発明の太陽光発電設備は、太陽光により直流電力を発電する複数個の太陽電池を有した太陽電池パネルと、前記太陽電池パネルの出力電圧を昇圧するチョッパと、前記太陽電池パネルで発電された直流電力を交流に変換して電力系統に出力するインバータと、前記チョッパで昇圧した電圧が所定値を維持しつつ前記インバータの出力電圧の位相が前記電力系統の位相と一致するように前記インバータを制御するインバータ制御部と、前記太陽電池パネルの出力電力が最大電力となる最大負荷点で動作するように出力目標値を算出する最大電力追従制御部と、前記インバータの電力系統の連系点における電力動揺を抑制するための負極性の安定化信号を算出する安定化信号生成部と、前記最大電力追従制御部からの出力目標値と前記安定化信号生成部からの安定化信号との加算値に基づいて前記チョッパの変換比を調整して前記太陽電池パネルの出力電圧を調整し前記太陽電池パネルの出力電力を制御するチョッパ制御部とを備えたことを特徴とする。本発明によれば、最大電力追従制御の出力目標値に電力動揺を抑制するための負極性の安定化信号を加算して、太陽電池パネルの出力を制御するので、電力系統の安定度向上に貢献できる太陽光発電設備を提供できる。従って、太陽光発電設備が大量に導入される電力系統であっても安定度を維持できる。以下、本発明の実施形態を説明する。図1は本発明の実施形態に係る太陽光発電設備の構成図である。太陽電池パネル11は、太陽光により直流電力を発電する複数個の太陽電池セルを直並列接続して構成されたパネルであり、太陽電池パネル11の複数個の太陽電池で発電された直流電力は、連系装置12のチョッパ13に入力される。チョッパ13はDC/DCコンバータであり、入力側の太陽電池パネル11の出力電圧Vdを指令された変換比で昇圧して太陽電池の端子電圧を適正に維持するものである。インバータ15は、直流コンデンサ14の直流電圧Vcを所定値に維持して、太陽電池パネル11で発電された直流電力を交流に変換し、図示省略の遮断器を介して電力系統16に出力する。インバータ15の電力系統16の連系点の出力電力は交流電圧検出器17で検出され、位相同期回路PLL18に入力される。位相同期回路18は連系点の電圧に同期した同期信号を検出するものであり、連系点の電圧に同期した同期信号はインバータ制御部19に入力される。インバータ制御部19は、直流電圧検出器20で検出された直流コンデンサ14の直流電圧Vcが所定値を維持しつつ、インバータ15の出力電圧の位相が電力系統16の電圧の位相と一致するようにインバータ15を制御する。すなわち、インバータ制御部19は、電力系統16の電圧位相同定機能を有し、インバータ15の出力電圧の位相が電力系統16の電圧の位相と一致するようにインバータ15を制御する。インバータ制御部19の電圧位相同定機能で同定された電力系統16の電圧の位相角及び瞬時周波数は安定化信号生成部21に入力される。安定化信号生成部21は、例えば、電力系統16の電圧の位相角や瞬時周波数を入力し、電力動揺を抑制するための安定化信号αを算出するものである。図2は動揺信号及び安定化信号の一例を示す波形図である。例えば、動揺信号が瞬時周波数である場合には、瞬時周波数の定常値からの変化分を求める。そうすると、図2に示すように、定常値を中心とした振動波形が得られる。周波数の定常値を零とすると、零を中心とした振動波形となる。周波数の振動は電力系統の電力の振動を示している。瞬時周波数が上昇しているときは瞬時電力が余っているときであるので、太陽光発電設備の出力電力Pを減少させる。これによって電力の振動を抑制できることになる。通常、動揺信号が正極性のときは負極性の安定化信号とし、動揺信号が負極正のときは正極性の安定化信号とする。すなわち、安定化のためには定常値を中心に増減させるのが一般的であるが、本発明の実施形態では、動揺信号が正極性のときに負極性の安定化信号のみを出力するものとする。これは、太陽光発電設備は、通常の運転状態では、最大電力点追従MPPT制御により日射量で決まる最大電力値を出力しているので、最大電力値以上の電力を出力することができないからである。つまり、太陽光発電設備の出力電力を調整できるのは出力を下げる方向しかないので、電力動揺を抑制するための安定化信号αは、図2に示すように、リミッタを適用し、正極性の動揺信号を相殺する負極性の安定化信号αとする。図2では、安定化信号の位相は瞬時周波数の逆位相としているが、安定化信号に電圧位相信号を加えて位相をずらすようにしてもよい。これは、実際に運用する電力系統の条件やその条件が想定外となった場合にも、電力動揺を悪化させることがないようにするためである。すなわち、安定化信号の注入位相は電力系統によって適宜決めることになる。安定化信号生成部21で生成された安定化信号αは加算器22に出力される。また、最初の数サイクルだけ動揺信号に負のバイアス信号を与えた上で、リミッタを適用し、負極性の安定化信号αとしてもよい。次に、太陽電池パネル11の出力電流Idは直流電流検出器23で検出され、太陽電池パネル11の出力電圧Vdは直流電圧検出器24で検出され、最大電力追従制御部25に入力される。最大電力追従制御部25は、太陽電池パネル11の出力電力Pが最大電力Pmとなる最大負荷点で動作するように出力電流目標値Irを算出するものである。図3は本発明の実施形態に係る太陽光発電設備のV-I特性及びV-P特性の一例のグラフである。太陽光発電設備のV-I特性曲線C1及びV-P特性曲線C2は日射強度や温度により変動するが、いま、日射強度や温度は一定であるとする。太陽電池パネル11の運転点がV-I特性曲線C1上の運転点X1であるとすると、出力電圧VはVd1、出力電流IdはId1である。V-P特性曲線C2から出力電流Id1のときの出力電力PはP1である。最大電力点追従MPPT制御には、例えば山登り法がある。山登り法では、現在の出力電流Id1に対し、出力電流Idを所定の周期で±ΔIdだけ変化させ、出力電力Pが大きくなる方向にV-I特性曲線C1上で運転点Xをずらしていく。これにより、運転点X2となったときに、出力電力PがV-P特性曲線C2上で最大出力PmMPPT値となると、その運転点X2で運転する。このときの出力電流IはId2、出力電圧VdはVd2である。V-P特性曲線C2から出力電流Id2のときの出力電力PはPmである。最大電力追従制御部25は、この最大出力Pmとなるときの出力電流Id2を出力電流目標値Irとして加算器22に出力する。加算器22は、最大電力追従制御部からの出力電流目標値Irと安定化信号生成部21からの安定化信号αとの加算値Irαを求め、チョッパ制御部26に出力する。チョッパ制御部26は、加算器22からの加算値Irαに基づいて、太陽電池パネル11の出力電流Idが加算値Irαとなるときの太陽光パネル11の出力電圧Vdを求め、チョッパ13の変換比を調整して太陽電池パネル11の出力電圧Vdを調整する。太陽電池パネル11の出力電圧Vdを調整することによって、太陽電池パネル11の出力電力Pは出力電流が加算値Irαとなるときの出力電力に制御されることになる。これにより、安定化信号αが加味され、太陽光発電設備は電力系統の安定度向上に貢献する。安定化信号αが零であるときは、加算器22からの出力は、太陽電池パネル11の出力電力PがMPPT値Pmとなるときの出力電流目標値Irである。従って、チョッパ制御部26は太陽電池パネル11の出力電流Iが出力電流目標値Ir=Id2になるように、チョッパ13の変換比を調整し太陽電池パネル11の出力電圧Vd=Vd2を調整する。これにより、太陽電池パネル11の運転点は、V-I特性曲線C1上の運転点X2での運転となる。一方、安定化信号αが零でないときは、加算器22からの加算値Irαは、αが負極性であることから、太陽光発電設備の出力電力Pは、MPPT値Pmより小さい値に制御される。例えば、V-I特性曲線C1上の運転点X3での運転となり、V-P特性曲線C2から出力電力PはP3となる。また、出力電流IdはId3=Id2α、出力電圧VdはVd3である。なお、安定化信号αが零でないときには上述したように運転点が変化するため、このままでは最大電力追従制御部がこの変化を検知してIrを変更することから、上述したような安定化動作が阻害される可能性がある。このような干渉を避けるため、最大電力追従制御部においてはαの大きさを参照してその値が一定値を越えた場合には出力Irを変更せずに保持するなどの機能を設ける必要がある。あるいは最大電力追従制御は日射の変化に追従できれば良いため、山登り法により出力電流を±ΔIdだけ変化させる周期を電力系統の動揺周期よりも十分長く設定してもよい。ここで、チョッパ13のデューティ比をDとすると、入力側の太陽電池パネル11の出力電圧Vdと出力側の直流コンデンサ14の直流電圧Vcとの関係は1式で示され、チョッパ13の変換比Kは2式で示される。Vd=1-DVc...1K=Vc/Vd=1/1-D...2直流コンデンサ14の直流電圧Vcは、インバータ制御部19により所定値に維持されるので、チョッパ13の変換比K{=1/1-D}を調整することにより、太陽電池パネル11の出力電圧Vdを調整できる。図4は、安定化信号αが加味された目標値に制御された太陽電池パネル11の出力電力Pの波形図であり、図4aはMPPT値にリミッタを掛けた場合の波形図、図4bは最初の数サイクルだけ動揺信号に負のバイアス信号を与えた上でMPPT値にリミッタを掛けた場合の波形図である。図4bの場合は、安定化信号αにより動揺信号を相殺する度合いが大きいが、太陽電池パネル11の出力電力Pが全体として小さくなる傾向となる。図5はシミュレーションによる効果確認結果の説明図である。図5aに示す電力系統モデルを用いてシミュレーションを行った。すなわち、この電力系統モデルは、長距離送電線の左端に大容量の発電機無限大母線27が接続され、右端に同期発電機28と太陽光発電設備29とが隣接してそれぞれ設置されている。そして、外乱として無限大母線27の位相角がステップ状に変化することを想定した。従来の太陽光発電設備MPPT動作のみの場合、本発明の実施形態における太陽光発電設備MPPT動作に安定化制御機能を付加し動揺信号として瞬時周波数を使用した場合とで、右端の同期発電機28の内部位相角の変化を比較した。図5bは、安定化信号により同期発電機28の内部位相角の動揺が改善されたことを示す波形図であり、曲線S1は安定化信号がない場合の波形曲線、曲線S2は安定化信号がある場合の波形曲線である。図5bから分かるように、本発明の実施形態による安定化制御機能を付加した場合には、同期発電機28の内部位相角の動揺が大幅に改善されている。以上のように、本発明の実施形態では、従来行われていなかった次の二点を基本とした制御により、太陽光発電設備を電力系統の安定度向上に貢献させることである。1太陽電池パネル11とインバータ15との間に位置するチョッパDC/DC変換器13を安定度向上のための制御手段として用いること。2太陽光発電設備から電力系統への交流出力を太陽電池パネル11の最大電力値MPPT値より小さくするだけの制御により安定度を向上させること。一般に、電力系統の定態安定度が低下すると、定常時には同期して回転していた同期発電機の回転子群が、0.5~2秒程度を周期に振動し、これと同時に電力系統の電圧や周波数が振動する。この振動に対し適切な位相で電力を注入することで、振動が抑制されることが知られている。この注入位相は、周波数に同期した成分制動力と位相角に同期した成分同期化力との適切な合成で表される。従って、本発明の実施形態においても周波数と位相角との振動を観測する。そして、それぞれに同期した成分を適当に重み付けして加えることで安定化信号を生成する。重み付けは、前述したように電力系統により適宜決めることになる。この安定化信号に同期させて太陽光発電設備の出力電力を変化させることで、電力系統の安定度に貢献する。なお周波数の振動と位相角の振動とは、太陽光発電設備のインバータ15の部分が従来から備えている系統位相検出装置から取得できる。このため、本発明の実施の形態では新たな観測コストは生じないものである。