電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出する総出力算出手段と;前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出する許容総出力算出手段と;前記許容総出力算出手段で算出した現時点の許容総出力が前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定する総出力判定手段と;前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする自然変動電源の運用装置。前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項1記載の自然変動電源の運用装置。前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項1記載の自然変動電源の運用装置。前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項1記載の自然変動電源の運用装置。電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力を所定周期で入力し、各々の自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する出力変化速度判定手段と;前記出力変化速度判定手段で自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えているときは自然変動電源の出力の変動緩和指令値を算出する出力変動緩和指令値算出手段とを備え、前記出力処理手段は、前記出力変動緩和指令値算出手段で算出した変動緩和指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする請求項1乃至4のいずれか1項に記載の自然変動電源の運用装置。電力系統の系統周波数を所定の周期で測定し、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する周波数判定手段と;前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より低下したと判定されたときは、複数の自然変動電源のうち定格出力以下の自然変動電源に対し、出力増となる周波数制御指令値を算出し、前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より上昇したと判定されたときは、複数の自然変動電源のすべてに対し、出力減となる周波数制御指令値を算出する周波数制御指令値算出手段とを備え、前記出力処理手段は、前記周波数制御指令値算出手段で算出した周波数制御指令値を前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値に代えて各々の自然変動電源の最大出力指令値として各々の自然変動電源に出力することを特徴とする請求項1乃至5のいずれか1項に記載の自然変動電源の運用装置。電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出する予測値算出手段と;前記予測値算出手段で入力した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出する許容総出力算出手段と;前記許容総出力算出手段で算出した許容総出力の短時間先予測値が前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定する総出力判定手段と;前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、前記総出力判定手段により許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする自然変動電源の運用装置。前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項7記載の自然変動電源の運用装置。前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項7記載の自然変動電源の運用装置。前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項7記載の自然変動電源の運用装置。電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出し、入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出し、現時点の許容総出力が自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定し、現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする自然変動電源の運用方法。電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出し、算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出し、許容総出力の短時間先予測値が自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定し、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする自然変動電源の運用方法。しかし、特許文献1のものでは、系統に接続された分散電源設備が個別に出力変動を抑制して、電力系統の負荷周波数制御による調整容量の不足を補うものであり、電力系統全体の需給調整力を保持しつつ分散電源設備の全体の出力が最大となるように運用するものではない。また、特許文献2のものでは、需要家負荷機器の消費電力を調整するものであり、同様に、電力系統全体の需給調整力を保持しつつ小容量発電装置の全体の出力が最大となるように運用するものではない。自然変動電源による発電電力の有効活用を図るためには、電力系統内への自然変動電源の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統においても、さらなる自然変動電源の連系を可能とし、自然変動電源の出力を最大限に利用できるように電気事業者側でも対策を講じることが要請される。本発明の目的は、電力系統の需給調整力を保持しつつ自然変動電源の電力系統への供給電力が最大となるように運用できる自然変動電源の運用装置及び方法を提供することである。請求項1の発明に係る自然変動電源の運用装置は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出する総出力算出手段と;前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出する許容総出力算出手段と;前記許容総出力算出手段で算出した現時点の許容総出力が前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定する総出力判定手段と;前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項2の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項1において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項3の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項1において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項4の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項1において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項5の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項1乃至4のいずれか1項の発明において、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力を所定周期で入力し、各々の自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する出力変化速度判定手段と;前記出力変化速度判定手段で自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えているときは自然変動電源の出力の変動緩和指令値を算出する出力変動緩和指令値算出手段とを備え、前記出力処理手段は、前記出力変動緩和指令値算出手段で算出した変動緩和指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。請求項6の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項1乃至5のいずれか1項の発明において、電力系統の系統周波数を所定の周期で測定し、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する周波数判定手段と;前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より低下したと判定されたときは、複数の自然変動電源のうち定格出力以下の自然変動電源に対し、出力増となる周波数制御指令値を算出し、前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より上昇したと判定されたときは、複数の自然変動電源のすべてに対し、出力減となる周波数制御指令値を算出する周波数制御指令値算出手段とを備え、前記出力処理手段は、前記周波数制御指令値算出手段で算出した周波数制御指令値を前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値に代えて各々の自然変動電源の最大出力指令値として各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。請求項7の発明に係る自然変動電源の運用装置は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出する予測値算出手段と;前記予測値算出手段で入力した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出する許容総出力算出手段と;前記許容総出力算出手段で算出した許容総出力の短時間先予測値が前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定する総出力判定手段と;前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、前記総出力判定手段により許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項8の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項7の発明において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項9の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項7の発明において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項10の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項7の発明において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。請求項11の発明に係る自然変動電源の運用方法は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出し、入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出し、現時点の許容総出力が自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定し、現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。請求項12の発明に係る自然変動電源の運用方法は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出し、算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出し、許容総出力の短時間先予測値が自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定し、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。請求項1、11の発明によれば、現時点の自然変動電源の許容総出力が現時点の自然変動電源の総出力以上でないときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、現時点の自然変動電源の許容総出力が現時点の自然変動電源の総出力以上であり、各々の自然変動電源が出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、各々の自然変動電源が出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出するので、電力系統の需給調整力を保持しつつ、電力系統内への自然変動電源の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統においても、さらなる自然変動電源の連系が可能となり、また、自然変動電源の出力を最大限に利用できる。請求項2の発明によれば、請求項1の発明の効果に加え、現時点の自然変動電源の許容総出力と現時点の自然変動電源の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出するので、各々の自然変動電源に対して出力抑制を定格出力を用いて比例配分することから、抑制量および抑制緩和量を公平に配分することができる。請求項3の発明によれば請求項1の発明の効果に加え、現時点の許容総出力を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じることにより、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出するので、各々の自然変動電源で、制御後の出力と定格出力の比を等しくすることができる。請求項4の発明によれば、請求項1の効果に加え、現時点の自然変動電源の許容総出力と現時点の自然変動電源の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出するので、自然エネルギーを多く取り込んで発電している自然変動電源ほど優先的に出力抑制量が緩和されるので、効率良く自然変動電源を運転でき、需給調整力不足への影響度に応じて配分ができる。請求項5の発明によれば、請求項1乃至4のいずれか1項の発明の効果に加え、自然変動電源の出力の変化速度を予め定めた変化速度設定値以下になるように抑制するので、電力系統への供給電力の変動を抑制できる。請求項6の発明によれば、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より低下したときは、複数の自然変動電源のうち定格出力以下の自然変動電源に対し出力増とし、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より上昇したときは、複数の自然変動電源のすべてに対し出力減とするので、自然変動電源により系統周波数を所定周波数の範囲に戻すことができる。また、請求項7乃至10、12の発明によれば、現時点の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、需給調整力、自然変動電源の総出力、必要最低限需給調整力、許容総出力などの情報に代えて、短時間先のこれらの情報に基づいて最大出力指令値を算出するので、電力系統側の更なる調整力確保、例えば火力発電機の負荷帯切り替えの時間的余裕が生じ自然変動電源の出力を最大限に利用できる、また、自然変動電源側でも出力抑制を行うにあたり時間的余裕が得られる。以下、本発明の実施形態を説明する。本発明の実施形態では自然変動電源は風力発電設備である場合について説明する。まず、自然変動電源である風力発電設備が接続された電力系統の需要電力Pd、風力総出力ΣBn、需給調整力Paについて説明する。図9は、風力発電設備が接続された電力系統の需要電力Pd及び風力総出力ΣBnの一例を示すグラフである。図9では、12:00時~00:00時までの需要電力Pd及び風力総出力ΣBnの一例を示している。風力総出力ΣBnは、電力系統に接続されたn個の風力発電設備の各々の出力B1、B2...、~Bnの和である。需要電力Pdは時々刻々変動するので、需要電力Pdの変動に対応して、調整用火力発電所の出力を変化させて電力系統への供給電力を調整する。風力発電設備が接続された電力系統では、需要電力Pdの変動に加えて風力発電設備の風力総出力ΣBnも変動するので、調整用火力発電所は風力総出力ΣBnの変動も考慮して電力系統への供給電力を調整することになる。例えば、12:00時~18:00時では、需要電力Pdの変動は少なく、風力総出力ΣBnが増加しているので、風力総出力ΣBnの増加分を調整用火力発電所の出力を減少させて、電力系統への供給電力が需要電力Pdとなるように調整する。一方、18:00時~19:00時においては、需要電力Pdが増加しているにも拘わらず風力総出力ΣBnは減少しているので、調整用火力発電所はより多くの電力を出力するように調整しなければならない。このように、電力系統の需給調整力Paは調整用火力発電所から供給される。図10は電力系統の需給調整力Paの説明図である。図10aは図9の14:00時における需要電力Pd、図10bは図9の18:00時における需要電力Pd、図10cは図9の19:00時における需要電力Pdを示している。図10aに示すように、需要電力Pdに対し、ベース供給力Pc、火力最低出力Pb、需給調整力Pa、風力総出力ΣBnで供給電力を賄っている。ベース供給力Pcは、例えば、原子力発電所から供給される電力であり需要電力が変動しても変動しない供給電力である。火力最低出力Pbは、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Pdが変動しても変動しない供給電力分である。需給調整力Paは、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Pdが変動した場合にその変動に対応して調整するための供給電力分である。風力総出力ΣBnは、風力発電設備から供給される電力である。図10aに示す状態から、需要電力Pdは同じで風力総出力ΣBnが増加した場合は、図10bに示すように、風力総出力ΣBnの増加分を需給調整力Paで吸収する。つまり、需給調整力Paが減少する。一方、図10aに示す状態から、風力総出力ΣBnは同じで需要電力Pdが増加した場合には、図10cに示すように、需要電力Pdの増加分を需給調整力Paで吸収する。つまり、需給調整力Paが増加する。この場合、調整用火力発電所の電力系統への並列台数が少ない場合には、需給調整力Paが不足する場合があるので、需給調整力Paが不足しないようにする必要がある。図11は、需給調整力Paを増加させる手法の一例の説明図である。図11aは1台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力、図11bは2台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力、図11cは3台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力、図11dは4台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力である。図11aに示すように、1台の調整用火力発電所の出力は、需給調整力Paと火力最低出力Pbとからなり、各々の調整用火力発電所の発電機の容量により異なる。複数の調整用火力発電所が電力系統に並列されたときは、図11b~図11dに示すように、各々の調整用火力発電所の需給調整力Paの和と、各々の調整用火力発電所の火力最低出力Pbの和との合計が、電力系統に接続された調整用火力発電所の出力となる。前述したように、各々の調整用火力発電所の出力は、発電機の容量により異なるが、図11a~図11dでは、各々の調整用火力発電所の発電機容量が同じ出力が同じである場合を示している。図11b~図11dに示すように、電力系統への調整用火力発電所の並列台数を増加させるほど、需給調整力Paは増加するが、火力最低出力Pbも増加する。火力最低出力Pbは、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Pdが変動しても変動しない供給電力分であるので、ベース供給力Pcと同等であり、需要電力Pdが小さい場合には、調整用火力発電所の並列台数を増加させることができない。そこで、図11d’及び図11dに示すように、図11dに示す4台の調整用火力発電所の出力のうち、4台の調整用火力発電所の需給調整力Paと1台の調整用火力発電所の火力最低出力Pbとの合計と、3台の調整用火力発電所の火力最低出力Pbとに区分し、3台の調整用火力発電所の火力最低出力Pbを別の系統運用者に融通する。これにより、融通した系統運用者の電力系統への供給電力は、図11d’に示すように、4台の調整用火力発電所の需給調整力Paと1台の調整用火力発電所の火力最低出力Pbとの合計となり、需給調整力Paが増加する。次に、電力系統の必要最低限需給調整力Pa0及び風力発電設備の許容風力総出力Aについて説明する。電力系統の必要最低限需給調整力Pa0とは、需要電力Pdが変動しても周波数が所定周波数となるように調整できる最低限必要となる供給電力であり、例えば、需要電力Pdの2程度の電力値である。従って、必要最低限需給調整力Pa0は、需要電力Pdの変動に伴って変動する。また、風力発電設備の許容風力総出力Aとは、需給調整力Paが必要最低限需給調整力Pa0であるときの風力総出力ΣBnをいう。図12は、電力系統の必要最低限需給調整力Pa0及び風力発電設備の許容風力総出力Aの説明図である。図12aに示すように、需要電力Pdに対して風力総出力ΣBnの比率が小さいときは、需給調整力Paは十分に確保されている。この状態で、図12bに示すように、需要電力Pdが減少し、しかも風力総出力ΣBnが増加したとすると、需要電力Pdに対して風力総出力ΣBnの比率が大きくなり、需給調整力Paが小さくなる。この場合、需給調整力Paが必要最低限需給調整力Pa0より小さい場合には、図12cに示すように、風力総出力ΣBnを許容風力総出力Aに調整し、需給調整力Paとして必要最低限需給調整力Pa0を確保する。図13は、需要電力Pdと風力発電設備の許容風力総出力Aとの関係及び風力発電設備の許容風力総出力Aと風力総出力ΣBnとの関係の説明図である。図13aに示すように、需要電力Pdが大きいときは風力発電設備の許容風力総出力Aも大きくなる。従って、出力抑制を掛けることなくすべての風力発電設備を運転できる可能性が高くなる。一方、図13bに示すように、需要電力Pdが小さくなると、風力発電設備の許容風力総出力Aは小さくなる。なお、必要最低限需給調整力Pa0も小さくなるが、風力発電設備の許容風力総出力Aの方が遙かに小さくなる。従って、風力総出力ΣBnは許容風力総出力Aを超えない範囲としなければならないので、風力発電設備に出力抑制を掛けなければならない可能性が高くなる。図13cに示すように、需要電力Pdのときの風力総出力ΣBnが許容風力総出力Aより小さいときは、出力抑制を掛けることなくすべての風力発電設備を運転できる。一方、風況が良くなり、風力総出力ΣBnが許容風力総出力Aより大きくなると、風力総出力ΣBnは許容風力総出力Aになるように出力抑制が掛けられる。図1は本発明の実施形態に係る実施例1の自然変動電源の運用装置のブロック構成図である。前述したように、自然変動電源は風力発電設備である場合について説明する。電力系統11には、各種の発電設備が接続されている。図1では、原子力発電所、非調整用火力発電所や水力発電所の図示は省略し、n個の風力発電設備12a~12n及びk個の調整用火力発電所13a~13kを図示している。また、別の運用者が運用する電力系統との連系線の図示も省略している。前述したように、別の運用者が運用する電力系統との連系線を介して、必要に応じて図11dに示す電力を融通する。運用装置14は、入力装置、演算制御装置、記憶装置及び出力装置を有したコンピュータで構成される。図1では、コンピュータが演算実行し発揮する機能をブロックで図示している。運用装置14の入力処理手段15は、電力系統に接続されたn個の風力発電設備12a~12nの各々の出力B1~Bnを入力する。風力発電設備12a~12nは、1または複数の風力発電機からなる発電設備であり、各々の風力発電設備12は、それぞれ制御装置を有している。すなわち、1または複数の風力発電機からなる風力発電設備12の出力を単位としてそれぞれ一括して制御する。これは、風力発電設備12が設置された領域の風況はほぼ同一であり、個々の風力発電機毎に制御する煩雑さを避けるためである。このように、1または複数の風力発電機からなる一つの風力発電設備12を単位として制御する。風力発電設備12a~12nは、制御装置とともに伝送装置を有し、各々の風力発電設備12a~12nで発電した出力B1~Bnは、伝送装置を介して運用装置14に伝送される。運用装置14の入力処理手段15は、これら各々の風力発電設備12a~12nから伝送されてきた各々の出力B1~Bnを所定周期で入力する。また、入力処理手段15は、電力系統11の需要電力Pd及び電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力Paを所定周期で入力する。この需給調整力Paは、前述したように、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Pdが変動した場合にその変動に対応して調整するための供給電力分であり、図11で説明したように、電力系統に並列されている調整用火力発電所の台数や調整用火力発電所の出力発電機の容量などの情報により与えられる。総出力算出手段16は、入力処理手段15で入力した複数の風力発電設備12a~12nの現時点の各々の出力B1~Bnを合計して、複数の風力発電設備12a~12nの現時点の風力総出力ΣBnを算出するものである。ここで、現時点とは最新周期の時点をいう。つまり、最新周期で入力した各々の出力B1~Bnの合計を現時点の風力総出力ΣBnとする。次に、許容総出力算出手段17は、複数の風力発電設備12a~12nの現時点の許容風力総出力Aを算出するものである。前述したように、風力発電設備の許容風力総出力Aとは、需給調整力Paが必要最低限需給調整力Pa0であるときの風力総出力ΣBnをいう。風力発電設備の許容風力総出力Aは、図12b、cや図13cに示すように、1式で示される。APa0=ΣBnPaA=ΣBnPa-Pa0...1許容総出力算出手段17は、1式にて許容風力総出力Aを算出する。風力総出力ΣBnは総出力算出手段16で算出された値を用い、需給調整力Paは入力処理手段15から入力された値を用いる。また、必要最低限需給調整力Pa0は、入力処理手段15から入力された需要電力Pdに基づいて算出した値を用いる。例えば、必要最低限需給調整力Pa0は、そのときに入力された需要電力Pdに対し所定係数例えば約2を乗算して求められる。総出力判定手段18は、許容総出力算出手段17で算出した現時点の許容風力総出力Aが総出力算出手段16で算出した風力発電設備12a~12nの現時点の風力総出力ΣBn以上であるか否かを判定する。最大出力指令値算出手段19は、総出力判定手段18での判定結果に基づき風力発電設備12a~12nの風力総出力ΣBnが現時点の許容風力総出力Aを満たす範囲での各々の風力発電設備12a~12nの最大出力指令値C1~Cnを算出するものであり、最大出力指令値算出手段19で算出された各々の風力発電設備12a~12nの最大出力指令値C1~Cnは、出力処理手段20から伝送装置を介して、各々の風力発電設備12a~12nに出力される。風力発電設備12a~12nでは、運用装置14からの最大出力指令値C1~Cnを各々の制御装置で入力し、制御装置は、それぞれ自己の風力発電設備12a~12nの風力発電機の出力を制御する。次に、運用装置14の動作について説明する。図2は本発明の実施形態に係る実施例1の運用装置14の動作を示すフローチャートである。運用装置14の入力処理手段15は、各々の風力発電設備12a~12nの出力B1~Bn、需要電力Pd及び需給調整力Paを所定周期で入力するS1。総出力算出手段16は、入力処理手段15で入力した各々の風力発電設備12a~12nの現時点の各々の出力B1~Bnを合計して、各々の風力発電設備12a~12nの現時点の風力総出力ΣBnを算出するS2。また、許容総出力算出手段17は、前述の1式により、風力発電設備12a~12nの許容風力総出力Aを算出するS3。総出力判定手段18は、許容総出力算出手段17で算出した現時点の許容風力総出力Aが総出力算出手段16で算出した風力発電設備12a~12nの現時点の風力総出力ΣBn以上であるか否かを判定するS4。現時点の許容風力総出力Aが現時点の風力総出力ΣBn以上であるときは、最大出力指令値算出手段19は、各々の風力発電設備12a~12nに対して出力抑制中であるか否かを判定するS5。各々の風力発電設備12a~12nの出力B1~Bnについて、出力抑制中であるときは、最大出力指令値算出手段19は、現時点の許容風力総出力Aと現時点の風力総出力ΣBnとの差分A-ΣBnを風力総出力ΣBnの抑制緩和量として求めS6、風力発電設備12a~12nの風力総出力ΣBnが抑制緩和量A-ΣBnだけ増加するように、抑制緩和量A-ΣBnを各々の風力発電設備12a~12nに対して配分して、出力抑制を掛けた最大出力指令値C1~Cnを算出するS7。そして、出力処理手段20は、最大出力指令値算出手段19で算出された各々の風力発電設備12a~12nの最大出力指令値C1~Cnを伝送装置を介して、各々の風力発電設備12a~12nに出力するS8。一方、ステップS5の判定で、各々の風力発電設備12a~12nの出力B1~Bnについて、出力抑制中でないと判定されたときは、最大出力指令値算出手段は19は、各々の風力発電設備12a~12nに対して定格出力を最大出力指令値C1~CnとするS9。また、ステップS4の判定で、現時点の許容風力総出力Aが現時点の風力総出力ΣBn以上でないと判定されたときは、最大出力指令値算出手段19は、現時点の風力総出力ΣBnと現時点の許容風力総出力Aとの差分ΣBn-Aを風力総出力ΣBnの総抑制量として求めるS10。そして、現時点の出力Bが0MWの風力発電設備12に対しては最大出力指令値Cを0MWとし対象から除外するS11。風力発電設備12a~12nの風力総出力ΣBnが総抑制量ΣBn-Aだけ減少するように、その総抑制量ΣBn-Aを残りの風力発電設備12に配分し、残りの風力発電設備に対する最大出力指令値Cを算出するS12。算出した残りの風力発電設備12に対する出力指令値Cのうち、出力指令値Cが0MW未満負の値の風力発電設備12があるか否かを判定するS13。最大出力指令値Cが0MW未満負の値の風力発電設備12がないときは、ステップS11で除外した風力発電設備12に対しては最大出力指令値Cを0MWとし、ステップS12で総抑制量ΣBn-Aを配分した風力発電設備12に対しては、最大出力指令値Cとして、配分された総抑制量ΣBn-Aを加味した値とする。そして、出力処理手段20は、各々の風力発電設備12a~12nの最大出力指令値C1~Cnを伝送装置を介して、各々の風力発電設備12a~12nに出力するS8。ステップS13の判定で、最大出力指令値Cが0MW未満負の値の風力発電設備12があるときは、最大出力指令値Cが負の値であるすべての風力発電設備の最大出力指令値Cを0MWに補正しS14、補正した最大出力指令値Cの補正量Cmの合計ΣCmを、最大出力指令値Cが負の値でない風力発電設備に再配分し、再配分した最大出力指令値Cを算出しS15、ステップS13に戻る。そして、最大出力指令値Cが負の値の風力発電設備がなくなるまで、ステップS13~ステップS15の処理を繰り返し行う。そして、最大出力指令値Cが負の値の風力発電設備12がなくなると、最大出力指令値Cを0MWに補正した風力発電設備12に対しては最大出力指令値Cを0MWとし、ステップS15で補正量の合計ΣCmを配分した風力発電設備12に対しては、最大出力指令値Cとして、配分された補正量の合計ΣCmを加味した値とする。出力処理手段20は、このようにして算出された各々の風力発電設備12a~12nの最大出力指令値C1~Cnを伝送装置を介して、各々の風力発電設備12a~12nに出力するS8。ここで、最大出力指令値算出手段19によるステップS7、ステップS12、ステップ15の最大出力指令値C1~Cnの算出処理において、現時点の許容総出力Aと現時点の風力総出力ΣBnとの差分A-ΣBn、現時点の風力総出力ΣBnと現時点の許容総出力Aとの差分A-ΣBn、または補正量の合計ΣCmを、各々の風力発電設備12a~12nの定格出力で比例配分して求めるか、あるいは、各々の風力発電設備12a~12nの可能増出力で比例配分して求める。次に、比例配分の際に用いる風力発電設備12の定格出力及び可能増出力について説明する。図3は、風力発電設備の出力曲線の一例を示すグラフである。前述したように、風力発電設備12は1または複数の風力発電機からなるが、一つの風力発電設備12を単位として制御するので、出力曲線も風力発電設備12毎を対象とする。図3に示すように、風力発電設備12iの可能出力は風速Fによって変化し、風速F0でカットイン、風速Faでカットアウトとなる。つまり、風力発電設備12iは、風速F0から風速Faの間で風況により出力変動することになり、風速Frから風速Faでは、風力発電設備12iは定格出力Birを出力する。いま、風速F1であり出力抑制が掛かっていない場合には出力Bi1が可能であるが、風力発電設備12iが出力抑制中であり、そのときの出力Bi2であるとすると、出力抑制が解除されると出力Bi1まで出力を増加させることができる。従って、風力発電設備12iの可能増出力ΔBi1は、出力抑制が解除されたときの出力Bi1と出力抑制中の風力発電設備12iの出力Bi2との差分Bi1-Bi2である。出力抑制量を増大する場合各々の風力発電設備12a~12nの風力総出力ΣBnを絞り込む場合、風力発電設備12a~12nの可能増出力に比例配分する方法では、風況の良い風力発電設備12ほど大きな出力抑制されることとなり不公平感を生じる懸念があるが、風力発電設備12a~12nの定格出力に比例配分する方法であれば、風況によらず各々の風力発電設備12a~12nの出力が抑制されるため公平性が高い。一方、出力抑制量を減少させる場合各々の風力発電設備12a~12nの風力総出力ΣBnを増大させる場合、風力発電設備12a~12nの定格出力に比例配分する方法では、風況の悪い風車にも平等に出力抑制量を緩和するため期待通りの出力増加が得られない可能性があるが、風力発電設備12a~12nの可能増出力に比例配分する方法では、風況の良い風力発電設備12ほど優先的に出力抑制量が緩和されるため、効率よく出力を増大できる。各々の風力発電設備12a~12nの制御装置は、このようにして、最大出力指令値算出手段19で求められた最大出力指令値C1~Cnをを超過しないように各々の風力発電備12a~12nの出力を制御する。図4は、風力発電設備12iの出力Biに対し最大出力指令値Ciの出力抑制が掛けられた場合の一例を示すグラフである。図4では、時点t1~時点t2において、風力発電設備12iの出力Biが最大出力指令値Ciに抑制された場合を示している。このように、本発明の実施例1では、電力系統の需給調整力を確保するように風力発電設備の出力を制御するので、電力系統内への自然変動電源風力発電設備の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統において、より多くの自然変動電源風力発電設備を導入しても、電力系統の周波数を所定周波数範囲に維持できる。次に、本発明の実施形態に係る実施例2の自然変動電源の運用装置を説明する。図5は本発明の実施形態に係る実施例2の自然変動電源の運用装置のブロック構成図である。この実施例2は、図1に示した実施例1に対し、各々の風力発電設備12a~12nの出力B1~Bnの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する出力変化速度判定手段21と、各々の風力発電設備12a~12nの出力B1~Bnの変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えているときは変動緩和指令値を算出する出力変動緩和指令値算出手段22とを追加して設け、各々の風力発電設備12a~12nの出力B1~Bnの急激な変化を緩和するようにしたものである。図1と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。図5において、出力変化速度判定手段21は、電力系統に接続された風力発電設備12a~12nの各々の出力B1~Bnを所定周期で入力し、各々の風力発電設備12a~12nの出力B1~Bnの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する。これは、最新の周期で読み込んだ出力B1~Bnと1周期前に読み込んだ出力B1~Bnとの差分を周期で除算して出力B1~Bnの変化速度を求め、予め定めた変化速度設定値と比較することによって行う。出力変動緩和指令値算出手段22は、出力変化速度判定手段21で出力B1~Bnの変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えていると判定されたときは、風力発電設備12a~12nの出力B1~Bnの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下になるような変動緩和指令値を算出する。出力処理手段20は、出力変動緩和指令値算出手段22で算出した変動緩和指令値を各々の風力発電設備12a~12nに出力する。これにより、各々の風力発電設備12a~12nの制御装置は、自己の出力B1~Bnの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下になるように、自己の出力B1~Bnを制御する。図6は、風力発電設備12iの出力の変化速度に対し出力変動緩和指令値の制限が掛けられた場合の一例を示すグラフである。図6では、時点t1~時点t2、時点t3~時点t4において、風力発電設備12iの出力Biの変化速度に対して出力変動緩和指令値Eiに抑制された場合を示している。本発明の実施例2によれば、風力発電設備12a~12nの出力の変化速度を予め定めた変化速度設定値以下になるように抑制するので、風力発電設備12a~12nの出力変動による電力系統への供給電力の変動を抑制でき、風力発電設備12a~12nの出力変動による電力系統の周波数変動を抑制できる。次に、本発明の実施形態に係る実施例3の自然変動電源の運用装置を説明する。図7は本発明の実施形態に係る実施例3の自然変動電源の運用装置のブロック構成図である。この実施例3は、図1に示した実施例1に対し、系統周波数fが予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する周波数判定手段23と、系統周波数fが予め定めた所定周波数の範囲になるように各々の風力発電設備12a~12nの出力を増減させるための周波数制御指令値を算出する周波数制御指令値算出手段24とを追加して設け、出力処理手段20は、周波数制御指令値算出手段24で算出した周波数制御指令値を各々の風力発電設備12a~12nに出力するようにしたものである。図1と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。図7において、周波数判定手段23は、電力系統の系統周波数fを所定の周期で測定し、系統周波数fが予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する。周波数制御指令値算出手段24は、周波数判定手段23により、系統周波数fが予め定めた所定周波数の範囲より低下したと判定されたときは、各々の風力発電設備12a~12nのうち定格出力以下の風力発電設備12iに対し、出力増となる周波数制御指令値を算出する。一方、周波数判定手段23により、系統周波数fが予め定めた所定周波数の範囲より上昇したと判定されたときは、風力発電設備12a~12nのすべてに対し、出力減となる周波数制御指令値を算出する。そして、出力処理手段20は、周波数制御指令値算出手段24で算出した周波数制御指令値を各々の風力発電設備12a~12nに出力する。図8は、系統周波数fの変動に対して周波数制御指令値により制御された風力発電設備12iの出力Piの一例を示すグラフである。図8aは、風力発電設備12iの出力Piが50で運転されているときに、系統周波数fが変動して周波数制御指令値により風力発電設備12iの出力Piが変化した場合のグラフである。図8bは、風力発電設備12iの出力Piが100定格出力Prで運転されているときに、系統周波数fが変動して周波数制御指令値により風力発電設備12iの出力Piが変化した場合のグラフである。図8aにおいて、系統周波数fが基準周波数f0を中心とした所定周波数の範囲fL2≦f≦fU2内であるときは、系統周波数fが変動しても周波数制御指令値は出力されない不感帯領域である。従って、風力発電設備12iの出力Piは50での運転が継続される。系統周波数fが上昇して、所定周波数の範囲fL2≦f≦fU2の上側fU2≦f≦fU1になったときは、風力発電設備12iの出力Piを系統周波数fの上昇に比例して小さくし、f=fU1で風力発電設備12iの出力Piを零とする。一方、系統周波数fが低下して、所定周波数の範囲fL2≦f≦fU2の下側fL1≦f≦fL2になったときは、風力発電設備12iの出力Piを系統周波数fの低下に比例して大きくし、f=fL1で風力発電設備12iの出力Piを定格出力Pr100とする。図8bにおいて、系統周波数fが基準周波数f0を中心とした所定周波数の範囲fL2≦f≦fU2内であるときは、系統周波数fが変動しても周波数制御指令値は出力されない不感帯領域である。従って、風力発電設備12iの出力Piは100定格出力Prでの運転が継続される。系統周波数fが上昇して、所定周波数の範囲fL2≦f≦fU2の上側fU2≦f≦fU1になったときは、風力発電設備12iの出力Piを系統周波数fの上昇に比例して小さくし、f=fU1で風力発電設備12iの出力Piを零とする。一方、系統周波数fが低下して、所定周波数の範囲fL2≦f≦fU2の下側fL1≦f≦fL2になったときは、風力発電設備12iの出力Piは既に定格出力Pr100であるので、風力発電設備12iの出力Piは100定格出力Prで継続する。いま、出力抑制なしの発電出力または最大出力指令値Ci{図8aの50、図8bの100}がPi0であるとする。周波数制御指令値により制御された風力発電設備12iの出力Piは、周波数上昇時fU2≦f≦fU1には2式で示され、周波数低下時fL1≦f≦fL2には3式で示される。Pi=Pi0×{1-f-fU2}/fU1≦f≦fU2[]...2Pi=Pr×f-fL2/fL1≦f≦fL2Pi0×fL1-f/fL1≦f≦fL2[]...3本発明の実施例3によれば、系統周波数fが上昇した際に風力発電設備12の出力を系統周波数fに応じて自動的に抑制し、また、最大出力指令値Ciによって出力抑制を実施中に系統周波数fが低下した際には、風力発電設備12の出力を系統周波数fに応じて自動的に増加させるので、系統周波数fを所定周波数の範囲fL2≦f≦fU2に維持できる。以上の説明では、現時点の自然変動電源の各々の出力、現時点の電力系統の需要電力、現時点の需給調整力、現時点の自然変動電源の総出力、現時点の必要最低限需給調整力、現時点の許容総出力などの情報に基づいて、最大出力指令値を算出するようにしたが、現時点のこれらの情報に代えて、短時間先のこれらの情報に基づいて最大出力指令値を算出するようにしてもよい。その場合、総出力算出手段16に代えて、複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出する予測値算出手段を設ける。また、許容総出力算出手段17は、この予測値算出手段により算出された電力系統の需要電力の短時間先予測値に基づき、必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出し、必要最低限需給調整力の短時間先予測値、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づき、許容総出力の短時間先予測値を算出する。そして、総出力判定手段18は、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定し、最大出力指令値算出手段19は、総出力の短時間先予測値が許容総出力の短時間先予測値を満たす範囲の自然変動電源の最大出力指令値を算出する。現時点の情報に代えて、短時間先の情報に基づいて最大出力指令値を算出するので、電力系統側の更なる調整力確保、例えば火力発電機の負荷帯切り替えの時間的余裕が生じ自然変動電源の出力を最大限に利用できる、また、自然変動電源側でも出力抑制を行うにあたり時間的余裕が得られる。短時間先とは、上記効果を得られるための例えば30分~60分先であり、自然変動電源の予測値は、例えば、特開2007-233639号に示される風力発電出力の予測方法を用いて算出する。以上のように、本発明の実施形態によれば、自然変動電源を最大出力指令値による制御、出力変動緩和指令値による制御、周波数制御指令値による制御を行うので、系統運用者側で電力系統内の需給調整力を確保でき、電力系統内への自然変動電源の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統において、より多くの自然変動電源を導入しても、自然変動電源の出力抑制を最小限にとどめ、電力系統の周波数を所定周波数範囲に維持できる。