自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置と、前記発電装置により発電された電力および前記蓄電装置により蓄電された電力を出力する電力出力部と、前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさに応じて第1期間の長さを決定するとともに、前記第1発電電力から第2発電電力に変化した時点から第1期間内に変化前の前記第1発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように前記第1期間の長さを決定するように構成されている、請求項1に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量が所定の第1変化量以上になった場合に、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように第1期間の長さを決定するとともに、前記第1発電電力から前記第2発電電力に変化した時点から前記第1期間内に変化前の前記第1発電電力に対して前記所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、請求項2に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量を前記所定の検出時間間隔毎に算出し、算出した変化量が前記第1変化量以上か否かを判断するように構成されている、請求項3に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさのみならず、前記所定の検出時間間隔にも基づいて、前記第1期間を決定するように構成されている、請求項2に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど前記第1期間の期間長さを長くするとともに、前記所定の検出時間間隔が長いほど前記第1期間の期間長さを長くするように、前記第1期間を決定するように構成されている、請求項5に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、少なくとも前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさに応じて変動レベルをランク付けするとともに、そのランクが上位なほど期間長さを短くするように前記第1期間の長さを決定するように構成されている、請求項2に記載の充放電システム。前記第1発電電力から前記第2発電電力への変化量の大きさおよび所定の検出時間間隔に応じて変動レベルがランク付けされているとともに、ランクが上位であるほど期間を短くするように前記第1期間の長さが決められており、前記充放電制御部は、前記第1発電電力から前記第2発電電力への変化量の大きさがどのランクに属するかを判定するとともに、判定したランクに対応する期間長さとなるように前記第1期間を決定するように構成されている、請求項7に記載の充放電システム。前記第1発電電力から前記第2発電電力への変化量の大きさが所定の範囲毎に複数の変化量範囲区分に区分けされ、それぞれの前記変化量範囲区分と前記変動レベルのランクとが対応付けられており、前記所定の検出時間間隔の長さが所定の範囲毎に複数の時間間隔区分に区分けされ、それぞれの前記時間間隔区分と前記変動レベルのランクとが対応付けられており、前記充放電制御部は、前記第1発電電力から前記第2発電電力への変化量の大きさが属する前記変化量範囲区分と、前記検出時間間隔の長さが属する前記時間間隔区分とに基づいて前記変動レベルのランクを判定するとともに、判定したランクに対応する期間長さとなるように前記第1期間を決定するように構成されている、請求項8に記載の充放電システム。前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさと、前記変化量の大きさに応じた変動レベルのランクとを対応付けたランク付けテーブルと、前記変動レベルのランクと前記第1期間の期間長さとを対応づけた第1期間決定テーブルとが記録された記憶部をさらに備え、前記充放電制御部は、前記ランク付けテーブルに基づいて前記第1発電電力から前記第2発電電力への変化量の大きさがどのランクに属するかを判定するとともに、前記第1期間決定テーブルに基づいて、判定したランクに対応する前記第1期間の期間長さを決定するように構成されている、請求項7に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するように構成されており、前記検出時間間隔は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間である、請求項1に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するように構成されており、前記第1期間は、0または前記所定の検出時間間隔の正の整数倍の期間である、請求項1に記載の充放電システム。前記第1期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間である、請求項1に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が前記第1発電電力から前記第1発電電力よりも大きい第2発電電力に上昇した場合、前記発電装置の発電電力が上昇前の前記第1発電電力よりも大きい所定の上側閾値以下の発電電力まで低下するか否かに基づいて、前記所定の範囲内の発電電力に戻るか否かを判定するように構成されている、請求項1に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が前記第1発電電力から前記第1発電電力よりも小さい第2発電電力に低下した場合、前記発電装置の発電電力が低下前の前記第1発電電力よりも小さい所定の下側閾値以下の発電電力まで上昇するか否かに基づいて、前記所定の範囲内の発電電力に戻るか否かを判定するように構成されている、請求項1に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記蓄電装置の充放電制御を行う際に、発電電力データの取得期間として所定の第2期間の範囲で発電電力データを取得して移動平均法により前記電力出力部から出力する目標出力電力を算出するように構成されており、前記所定の第2期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間である、請求項1に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記電力出力部から出力された電力と前記目標出力電力との差に基づいて、前記電力出力部からの出力電力が前記目標出力電力となるよう、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、請求項16に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記充放電制御を行っている際に、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量が所定の第2変化量より小さい状態が所定の第3期間継続した場合に、前記充放電制御を停止するように構成されている、請求項1に記載の充放電システム。前記第2変化量は、前記第1変化量よりも小さい、請求項18に記載の充放電システム。前記電力出力部は、電力系統に接続されており、前記発電装置により発電された電力および前記蓄電装置から放電された電力を前記電力系統に出力するように構成されている、請求項1に記載の充放電システム。自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を備え、前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量に応じて第1期間の長さを決定するとともに、前記第1発電電力から第2発電電力に変化した時点から第1期間内に変化前の前記第1発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、充放電制御装置。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように前記第1期間の長さを決定するように構成されている、請求項21に記載の充放電制御装置。前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量が所定の第1変化量以上になった場合に、前記発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように第1期間の長さを決定するとともに、前記第1発電電力から前記第2発電電力に変化した時点から前記第1期間内に変化前の前記第1発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、請求項22に記載の充放電制御装置。前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力を蓄電可能であり、かつ、前記発電装置とともに電力系統に接続された前記蓄電装置の充放電を制御するように構成されている、請求項21に記載の充放電制御装置。しかしながら、この発電システムでは、発電装置の出力の変化に伴って蓄電装置の充放電がその都度行われるので、充放電の回数が多くなり、その結果、蓄電装置の寿命が短くなるという問題点がある。この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の1つの目的は、発電装置による出力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能な充放電システムおよび充放電制御装置を提供することである。上記目的を達成するために、この発明の第1の局面による充放電システムは、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置と、発電装置により発電された電力および蓄電装置により蓄電された電力を出力する電力出力部と、蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量の大きさに応じて第1期間の長さを決定するとともに、第1発電電力から第2発電電力に変化した時点から第1期間内に変化前の第1発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている。この発明の第2の局面による充放電制御装置は、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を備え、充放電制御部は、発電装置の発電電力が第1発電電力から第2発電電力に変化した際の変化量に応じて第1期間の長さを決定するとともに、第1発電電力から第2発電電力に変化した時点から第1期間内に変化前の第1発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている。本発明によれば、発電電力の変化が生じた後、第1期間内に変化前の発電電力に対する所定の範囲内まで発電電力が戻った場合には、充放電制御部は充放電制御を行わない。その分、充放電制御部は蓄電手段の充放電の回数を減らすことができる。これにより、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。まず、図1~図6を参照して、本発明の一実施形態による発電システム太陽光発電システム1の構造を説明する。なお、本実施形態では、本発明の充放電システムを、太陽電池からなる発電装置を備えた太陽光発電システム1の充放電システムに適用した場合の例について説明する。太陽光発電システム1は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置2と、発電装置2により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置3と、電力系統50に接続され、発電装置2により発電された電力および蓄電装置3により蓄電された電力を電力系統50に出力するインバータを含む電力出力部4と、蓄電装置3の充放電を制御する充放電制御部5とを備えている。電力出力部4と電力系統50とを接続する交流側母線には、負荷60が接続されている。なお、充放電制御部5は、本発明の充放電制御装置の一例である。発電装置2と電力出力部4とを接続する直流側母線6には、DC-DCコンバータ7が直列的に接続されている。DC-DCコンバータ7は、発電装置2により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧本実施形態では、約260Vに変換して電力出力部4側に出力する機能を有する。DC-DCコンバータ7は、いわゆるMPPTMaximumPowerPointTracking制御機能を有している。MPPT機能とは、発電装置2により発電された電力が最大となるように発電装置2の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置2とDC-DCコンバータ7との間には、発電装置2に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード図示せずが設けられている。蓄電装置3は、直流側母線6に並列的に接続された蓄電池31と、蓄電池31の充放電を行う充放電部32とを含んでいる。蓄電池31としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い2次電池たとえば、Li-ion蓄電池、Ni-MH蓄電池などが用いられている。蓄電池31の電圧は約48Vである。充放電部32は、DC-DCコンバータ33を有している。直流側母線6と蓄電池31とはDC-DCコンバータ33を介して接続されている。DC-DCコンバータ33は、充電時には、蓄電池31に供給する電力の電圧を、直流側母線6の電圧から蓄電池31を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、直流側母線6側から蓄電池31側に電力を供給する。また、DC-DCコンバータ33は、放電時には、直流側母線6側に放電させる電力の電圧を、蓄電池31の電圧から直流側母線6の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池31側から直流側母線6側に電力を放電させる。充放電制御部5は、DC-DCコンバータ33を制御することにより、蓄電池31の充放電制御を行う。具体的には、充放電制御部5は、発電装置2の発電電力DC-DCコンバータ7の出力電力と、後述する目標出力電力とに基づいて、発電装置2の発電電力と目標出力電力との差を補償するように蓄電池31の充放電を行う。すなわち、充放電制御部5は、発電装置2の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池31に充電するようにDC-DCコンバータ33を制御する。一方、充放電制御部5は、発電装置2の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池31から放電するようにDC-DCコンバータ33を制御するように構成されている。DC-DCコンバータ7の出力側には、発電装置2の発電電力を検出する発電電力検出部8が設けられている。充放電制御部5は、発電電力検出部8の検出結果に基づいて、発電装置2の発電電力を所定の検出時間間隔たとえば、30秒以下毎に取得することが可能である。本実施形態では、充放電制御部5は、30秒毎に発電装置2の発電電力データを取得している。この発電電力の検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電電力の変化を正確に検出することができないので、発電装置2の発電電力の変動周期などを勘案して適性な値に定める必要がある。本実施形態では、負荷周波数制御LFCにより対応可能な変動周期の下限周期よりも短くなるように検出時間間隔を設定している。充放電制御部5は、電力出力部4の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部4から電力系統50に出力された電力と目標出力電力との差を認識する。これにより、充放電制御部5は、電力出力部4からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部32の充放電をフィードバック制御することが可能である。充放電制御部5は、電力系統50に出力する目標出力電力を、移動平均法を用いて算出するように構成されている。移動平均法とは、ある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置2の発電電力の平均値とする算出方法である。過去の発電電力データはメモリ5aに逐次記憶されている。以下、目標出力電力の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。なお、サンプリング期間は、本発明の第2期間の一例である。サンプリング期間は、負荷周波数制御LFCで対応する負荷の変動周期の下限周期T2~上限周期T1の間、特に後半付近長周期付近からT1を超える範囲であまり長時間に渡らない範囲とすることが好ましい。サンプリング期間の具体的な値としては、たとえば、図6に示すような負荷変動の大きさ-変動周期特性を有する電力系統においては約10分以上約30分以下の期間である。本実施形態では、サンプリング期間を約20分としている。この場合、充放電制御部5は、約30秒置きに発電装置2の発電電力データを取得するので、過去20分の期間に含まれる40個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。この上限周期T1および下限周期T2については、後に詳細に説明する。上記のように、太陽光発電システム1は、発電装置2の発電電力をそのまま電力系統50に出力しない。充放電制御部5は、過去の発電装置2の発電電力から目標出力電力を算出し、発電装置2の発電電力と蓄電池31の充放電量との合計が目標出力電力となるように蓄電池31の充放電を制御する。これにより、太陽光発電システム1は、目標出力電力を電力系統50に出力する。このような充放電制御を行うことにより、電力系統50に出力する電力の変動が抑制されるので、雲の有無などによる発電装置2の発電電力の変動に起因する電力系統50への悪影響が抑制される。ここで、充放電制御部5は、充放電制御を常に行うわけではなく、特定の条件を満たした時にのみ充放電制御を行うように構成されている。すなわち、充放電制御部5は、発電装置2の発電電力をそのまま電力系統50に出力しても電力系統50への悪影響が小さい場合には充放電制御を行わず、悪影響が大きい場合にのみ充放電制御を行うように構成されている。具体的には、発電装置2の発電電力の変化量が所定の変化量以下、制御開始変化量と呼ぶ以上である場合に、充放電制御を行うように構成されている。制御開始変化量の具体的な数値としては、たとえば、発電装置2の定格出力の5である。なお、制御開始変化量は、本発明の第1変化量の一例である。また、発電電力の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される発電装置2の発電電力の連続する2つの発電電力データの差分を算出することにより取得される。なお、上記の具体的な数値発電装置2の定格出力の5については、発電電力の検出時間間隔が約30秒である等、本実施形態の場合に対応する数値であり、検出時間間隔を変えた場合には、その検出時間間隔に応じて制御開始変化量を設定する必要がある。発電装置2の発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった場合であっても、制御開始変化量以上の変化を検出した時点から所定の待機時間内に発電電力が変化前の発電電力の近傍の値に戻った場合には、電力系統に与える悪影響が小さい。このような場合には、充放電制御部5は充放電制御を開始しない。上記所定の待機時間は、負荷周波数制御LFCにより対応可能な変動周期以下の期間である。図6に示す変動周期-負荷変動線の関係図を参照して、上記所定の待機時間は、好ましくは上限周期T1未満の期間であり、より好ましくは下限周期T2未満の期間である。本実施形態では、待機時間を約2分以下とした。また、待機時間は0または検出時間間隔の正の整数倍たとえば、検出時間間隔の2倍以上の整数倍である。なお、待機時間は、本発明の第1期間の一例である。変化前の発電電力の近傍の値とは、具体的には、変化前の発電電力に対して微小量だけ大きい上側閾値と、変化前の発電電力に対して微小量だけ小さい下側閾値との間の値である。上側閾値は、たとえば、変化前の発電電力に対して発電装置2の定格出力の5を加えた値である。下側閾値は、たとえば、変化前の発電電力に対して発電装置2の定格出力の5を減じた値である。発電電力の制御開始変化量以上の変化が発電電力の制御開始変化量以上の低下である場合には、充放電制御部5は、発電電力が低下した後、待機時間内に下側閾値以上にまで上昇した場合に、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断する。この場合、下側閾値以上の範囲は、本発明の第1発電電力に対して所定の範囲の一例である。発電電力の制御開始変化量以上の変化が発電電力の制御開始変化量以上の上昇である場合には、充放電制御部5は、発電電力が上昇した後、待機時間内に上側閾値以下にまで低下した場合に、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断する。この場合、上側閾値以下の範囲は、本発明の第1発電電力に対して所定の範囲の一例である。本実施形態では、発電電力の制御開始変化量以上の変化が上昇である場合と低下である場合とで、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったか否かの判断の基準となる閾値を異ならせている。上記した点を図2~図5を参照して説明する。以下の例では、待機時間を2分として説明する。図2に示した例では、発電電力P-2から発電電力P-1まで急激に発電電力が低下した場合に、発電電力P-1を検出した時点から待機時間内に発電電力P-2の近傍の値まで戻らない上昇しない場合。この例では、発電電力P-1を検出した時点から2分の待機時間内に検出した発電電力P0~P3が下側閾値を下回ったままである。この場合、充放電制御部5は、待機時間内に変化前の発電電力発電電力P-2の近傍まで発電電力が戻らなかったと判断するとともに、発電電力P3の検出時点待機時間の終了時点で充放電制御を開始する。図3に示した例では、発電電力P-1を検出した時点から2分の待機時間内に検出した発電電力のうち、発電電力P0は下側閾値を下回っている一方、発電電力P1は下側閾値以上に上昇している。この場合、充放電制御部5は、待機時間内に変化前の発電電力発電電力P-2の近傍まで発電電力が戻ったと判断するとともに、待機時間が経過した後も充放電制御を開始しない。図4に示した例では、発電電力P-2から発電電力P-1まで急激に発電電力が上昇した場合に、発電電力P-1を検出した時点から待機時間内に発電電力P-2の近傍の値まで戻らない低下しない場合。この例では、発電電力P-1を検出した時点から2分の待機時間内に検出した発電電力P0~P3が上側閾値を上回ったままである。この場合、充放電制御部5は、待機時間内に変化前の発電電力発電電力P-2の近傍まで発電電力が戻らなかったと判断するとともに、発電電力P3の検出時点待機時間の終了時点で充放電制御を開始する。図5に示した例では、発電電力P-1を検出した時点から2分の待機時間内に検出した発電電力のうち、発電電力P0は上側閾値を上回っている一方、発電電力P1は上側閾値以下に下降している。この場合、充放電制御部5は、待機時間内に変化前の発電電力発電電力P-2の近傍まで発電電力が戻ったと判断するとともに、待機時間が経過した後も充放電制御を開始しない。なお、図2~図5における変化前の発電電力P-2および変化後の発電電力P-1は、それぞれ、本発明の第1発電電力および第2発電電力の一例である。図2および図4に示すように、ある発電電力検出タイミングにおける発電電力P-2と、その次の発電電力検出タイミングにおける発電電力P-1との間に大きな変化が生じ、かつ、待機時間内に発電電力P-2の近傍まで発電電力が戻らないことが認識されて充放電制御が開始された場合において、充放電制御開始後の1回目の目標出力電力Q1は、P3以前の40個の発電電力データP-36、P-35...P0、P1、P2、P3の平均値として算出する。同様にして、2回目の目標出力電力Q2は、P4以前の40個の発電電力データP-35、P-34...P0、P1、P2、P3、P4の平均値として算出する。ここで、発電電力が急激に変化発電装置2の定格出力の5した場合に、充放電制御部5は、発電電力の変化の大きさに応じて待機時間の長さをその都度決定している。すなわち、発電電力の変化量が小さくなるほど、待機時間の長さを大きくするように待機時間を決定し、決定した待機時間を用いて、上記した充放電制御を開始するか否かの判断をしている。本実施形態では、待機時間は0秒~2分以内の範囲0秒、30秒、60秒または120秒において選択される。待機時間の長さは、発電電力の変化量の大きさと検出時間間隔の長さとに基づいて作成された以下の表1および表2に示すようなランク付けテーブル5bおよび待機時間決定テーブル5cに基づいて予め決められている。待機時間の長さは、発電電力の変化量の大きさが小さくなるほど待機時間の長さが長くなるとともに、検出時間間隔の長さが長いほど待機時間の長さが長くなるように定められている。このランク付けテーブル5bおよび待機時間決定テーブル5cは、図1に示すメモリ5aに記憶されている。メモリ5aおよび待機時間決定テーブル5cは、それぞれ、本発明の記憶部および第1期間決定テーブルの一例である。表1に示すように、ランク付けテーブル5bには、発電電力の変動レベルの大きさが大きい順に複数に区分けされてランク付けされている。本実施形態では、変動レベルはA最上位、B2位、CおよびD最下位の4段階にランク付けされる。変動レベルのランクA~Dは、前後する発電電力データの差分をとることにより算出される発電電力の変化量の絶対値発電電力の変化量の大きさと、発電電力データの検出時間間隔の長さとに応じて割り振られている。変化量の絶対値は所定の範囲毎に4段階の変化量範囲区分に区分けされており、具体的には、変化量の絶対値が発電装置2の定格出力の40以上の変化量範囲区分が最も高く、20以上40未満の変化量範囲区分が2番目であり、10以上20未満の変化量範囲区分が3番目であり、5以上10未満の変化量範囲区分が最も小さい。また、検出時間間隔は所定の範囲毎に3段階の時間間隔区分に区分けされており、5秒未満の最も短い範囲時間間隔区分と、5秒以上15秒未満の2番目に短い範囲時間間隔区分と、15秒以上の最も長い範囲時間間隔区分とに区分けされている。また、表2に示すように、A、B、CおよびDは、それぞれ、0秒待機無し、検出時間間隔×1、検出時間間隔×2および検出時間間隔×4であり、本実施形態では、A、B、CおよびDはそれぞれ0秒、30秒、60秒および120秒となる。また、表1においては検出時間間隔が短い程、待機時間を短くするように設定されている。これは、検出した発電電力の変動量の値が同じであれば、検出時間間隔が短い程変動のレベルが大きく電力系統50への影響が大きいことが理由である。また、充放電制御部5は、充放電制御を開始した後、発電電力の変化量が小さい状態制御開始変化量定格出力の5よりも小さい状態が一定時間継続した場合に、充放電制御を停止するように構成されている。具体的には、発電電力の変化量が発電装置2の定格出力の3未満の状態が20分継続した場合に、充放電制御を停止するように構成されている。なお、発電装置2の定格出力の3は、本発明の第2変化量の一例であり、20分は、本発明の第3期間の一例である。次に、本実施形態による充放電制御により変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。図6に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法が異なっている。負荷周波数制御LFCにより対応可能な負荷の変動周期が領域Dハッチングで示す領域に示されている。また、EDCにより対応可能な負荷の変動周期は領域Aに示されている。なお、領域Bは、負荷変動による影響を電力系統50自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Cは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。ここで、領域Dと領域Aとの境界線が負荷周波数制御LFCにより対応可能な負荷の変動周期の上限周期T1となり、領域Cと領域Dとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期T2となる。この上限周期T1および下限周期T2は、図6より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値であることが分かる。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。本実施形態では、EDC、電力系統50自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域DLFCにより対応可能な領域の範囲内に含まれる変動周期変動周波数を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。次に、図7を参照して、本実施形態による太陽光発電システム1の制御フローについて説明する。まず、ステップS1において、充放電制御部5は、ある時刻tにおける発電装置2の発電電力Ptを検出する。ステップS2において、充放電制御部5は、Ptを変動前発電電力P0とする。ステップS3において、充放電制御部5は、時刻tから30秒経過後に発電電力を検出し、その検出値をP1とする。この後、ステップS4において、充放電制御部5は、発電電力の変化量|P1-P0|が発電装置2の定格出力定格容量の5以上であるか否かを判断する。発電電力の変化量が発電装置2の定格出力の5以上でない場合には、ステップS5においてP1をP0とするとともにステップS3においてP1を取得して、発電電力の変化を監視する。発電電力の変化量が発電装置2の定格出力の5以上である場合には、ステップS6において、充放電制御部5は、ランク付けテーブル5bに基づいて変動レベルのランク図1および表1参照を決定する。たとえば変化量の絶対値|P1-P0|が発電装置2の定格出力の25である場合には、その変化量の絶対値は2番目の範囲20以上40未満に含まれる。また、本実施形態では検出時間間隔が30秒であるので、変動レベルのランクはBに決定される。そして、ステップS7において、充放電制御部5は、待機時間決定テーブル5c図1および表2参照に基づいて待機時間を決定する。上記の例ではランクがBであるので、待機時間を検出時間間隔×1=30秒に決定する。そして、決定した待機時間のカウントが開始される。この後、ステップS8およびステップS9において、充放電制御部5は、ステップS7で決定した待機時間内に、発電電力が変化前の発電電力P0に対して定格容量の±5の範囲内に戻ったか否かを判断する。すなわち、発電電力が減少した場合P0>P1の場合には、P1の検出後で待機時間内に検出した発電電力が下側閾値発電電力P0から定格容量の5を減じた値を越えたか否かを判断し、下側閾値を越えた場合には発電電力が変化前の発電電力P0の近傍に戻ったと判断する。同様に、発電電力が上昇した場合P0<P1の場合には、P1の検出後で待機時間内に検出した発電電力が上側閾値発電電力P0から定格容量の5を加えた値を下回ったか否かを判断し、上側閾値を下回った場合には発電電力が変化前の発電電力P0の近傍に戻ったと判断する。ステップS7で決定した待機時間内に発電電力が変化前発電電力P0の近傍変化前の発電電力P0に対して定格容量の±5の範囲内まで戻った場合には、電力系統50に与える影響が小さいので、充放電制御部5は、充放電制御を開始せずにステップS9に進む。そして、ステップS9において、最後に検出した最新の発電電力をP0とするとともにステップS3に戻り、発電電力の変化を監視する。また、待機時間内に発電電力が変化前の近傍まで戻らなかった場合には、ステップS11において、充放電制御部5は充放電制御を開始する。すなわち、過去の20分の発電電力の平均値を目標出力電力として、その目標出力電力を電力出力部4から出力するように、充放電制御部5は蓄電池31の充放電を制御する。また、ステップS12において、充放電制御を行っている際に、充放電制御部5は、発電電力の変化量が小さい状態発電電力の変化量が発電装置2の定格出力の3未満の状態が20分継続したか否かを判断する。充放電制御部5は、発電電力の変化量が小さい状態が20分継続するようになるまで充放電制御を継続する。充放電制御を行っている際に発電電力の変化量が小さい状態が20分継続した場合には、ステップS13において、充放電制御部5は充放電制御を停止する。通常、日射量が下がり発電電力が低下するにつれて変化量も継続的に小さくなっていくので、日射量が小さくなったときに充放電制御を停止することになる。本実施形態では、上記のように、発電装置2の発電電力の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように待機時間の長さを決定するとともに、変化時点から待機時間内に変化前の発電電力の近傍の発電電力に戻らない場合に、充放電制御部5は、蓄電装置3の充放電制御を行う。発電電力の変化が生じた場合に、待機時間内に変化前の発電電力の近傍まで発電電力が戻った場合には充放電制御部5は充放電制御を行わないので、その分、蓄電装置3の充放電の回数を減らすことができる。これにより、蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部5は、待機時間内に変化前の発電電力に対する所定の範囲内まで発電電力が戻らない場合において、発電電力の変化が大きいとき電力系統50への影響が大きい場合には、待機時間を短くして早急に充放電制御を行い、発電電力の変化が小さいとき電力系統50への影響が小さい場合には、待機時間を長くして充放電制御を行わない期間を長くすることができる。これにより、充放電制御部5は、電力系統50への影響が大きい場合には直ぐに充放電制御を行いながら、電力系統50に与える影響が小さい場合には充放電制御を行わないようにすることができる。これにより、電力系統50に与える影響を軽減しながら、蓄電装置3の充放電の回数をさらに減らすことができる。その結果、より蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部5は、発電装置2の発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった場合に待機時間を決定するとともに、待機時間内に変化前の発電電力の近傍まで戻らない場合に蓄電装置3の充放電制御を行っている。このように構成することによって、発電電力の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には充放電制御を行わないので、蓄電装置3の充放電回数を減らすことができる。これにより、さらに蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部5は、発電電力の変化量の大きさのみならず、検出時間間隔にも基づいて待機時間を決定するように構成している。このように構成することによって、検出時間間隔を考慮することにより、より電力系統50への影響度合いに応じた長さを有する待機時間を決定することができる。また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部5は、検出時間間隔が小さくなるほど期間を短くするように待機時間の長さを決めている。この場合、発電電力の変化量が同じであっても、検出時間間隔が小さくなるほどその検出時間間隔で取得した発電電力の変化は実際には大きく、電力系統50への影響も大きいので、検出時間間隔が小さくなるほど待機時間の長さを小さくすることによって、より電力系統50への影響度合いに応じた長さを有するように待機時間を決定することができる。また、本実施形態では、上記のように、検出時間間隔を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間とすることにより、このような検出時間間隔で取得した発電電力に基づいて発電電力の変化を検出することによって、負荷周波数制御により対応可能な変動周期を有する発電電力の変化を容易に検出することができる。これにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分を減少させるように、充放電制御を行うことができる。また、本実施形態では、上記のように、待機時間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間とすることによって、発電電力の変動があった時点から待機時間の間充放電制御を行わないことによって生じる変動周期の変動成分を、少なくとも負荷周波数制御により対応可能な変動周期範囲内において抑制することができる。このため、負荷周波数制御により対応可能な変動周期部分の変動を抑制しながら、効果的に蓄電装置3の充放電回数を減少させることができる。また、本実施形態では、上記のように、サンプリング期間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間とすることによって、そのようなサンプリング期間の発電電力データに基づいて算出した目標出力電力となるように充放電を制御することにより、特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を減少させることができる。これにより、電力系統50に影響を与えることを抑制することができる。また、本実施形態では、上記のように、充放電制御を行っている際に、発電装置2の発電電力の変化量が小さい状態が所定の期間20分継続した場合に、充放電制御を停止する。このように構成することによって、発電電力の変化が小さい状態電力系統50への影響が小さい状態においては充放電制御を停止することができるので、蓄電装置3の充放電回数を減少させることができる。これにより、さらに蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。ここでは、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を10分とした場合のFFT解析結果と、サンプリング期間を20分とした場合のFFT解析結果を図8に示す。図8に示すように、サンプリング期間が10分の場合には、変動周期が10分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が10分以上の範囲における変動があまり抑制されていないことがわかる。また、サンプリング期間が20分の場合には、変動周期が20分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が20分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変化するといえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にT1~T2の後半付近長周期付近からT1以上の範囲の期間とすることが好ましいことがわかる。たとえば、図6の例では20分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、T1よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。次に、図9~図13を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果について説明する。図9には、定格出力が4kWの発電装置の1日の発電電力出力電力推移を示している。図10には、実施例による発電システムにおいて、発電装置が図9に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示しており、図11には、比較例による発電システムにおいて、発電装置が図9に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。なお、実施例では、充放電制御の開始および停止を上記実施形態と同様に行う構成とした。また、比較例では、1日中常に充放電制御を行う構成とした。また、図12には、実施例による発電システムの図10に対応する蓄電池容量推移を示しており、図13には、比較例による発電システムの図11に対応する蓄電池容量推移を示している。図9~図11に示すように、実施例および比較例にいずれにおいても、図9に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。図10に示すように、実施例による発電システムの出力電力は比較例に比べて出力変動が残っているが、この残った出力変動は主に約2分以下の変動周期負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の変動周期に対応する変動であり、発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な変動周期である。すなわち、実施例による発電システムでは、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の出力変動は抑制されている。また、図13に示すように、比較例による発電システムの蓄電池の容量は常に変動しているのに対して、実施例による発電システムでは、図12に示すように、蓄電池の容量が一定の期間が多くなっている。すなわち、実施例では比較例に比べて蓄電池の充放電を行う回数が大幅に減っていることがわかる。また、本シミュレーションでは、実施例の1日の合計の充放電量は約670Whである一方、比較例の1日の合計の充放電量は約1190Whであった。すなわち、実施例では比較例に比べて充放電量も大幅に減ることがわかった。なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。たとえば、上記実施形態では、発電装置2として太陽電池を用いる例について説明したが、本発明はこれに限らず、風力発電装置などの他の自然エネルギー発電装置を用いてもよい。また、上記実施形態では、蓄電池としてLi-ion電池やNi-MH電池を用いる例を示したが、本発明はこれに限らず、他の2次電池を用いてもよい。上記実施形態では、蓄電池31の電圧が48Vである例について説明したが、本発明はこれに限らず、48V以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては60V以下が望ましい。また、上記実施形態では、制御開始変化量を発電装置2の定格出力の5とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、上記以外の数値を用いてもよい。たとえば、制御開始変化量は、発電装置の変化前の発電電力を基準にして決めてもよい。また、上記実施形態では、待機時間が2分以下である例について説明したが、本発明はこれに限らず、2分以上でもよい。なお、待機時間は、負荷周波数制御LFCにより対応可能な負荷の変動周期の上限周期T1以下が好ましく、下限周期T2以下の期間であることがより好ましい。ただし、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期の値も変化する。また、ならし効果の大きさも、太陽光発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。また、上記実施形態では、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断するための上側閾値および下側閾値を、それぞれ、変化前の発電電力に対して定格容量の5を加えた値および減じた値とした例を示したが、本発明はこれに限らず、これらの値以外の値を上側閾値および下側閾値としてもよい。また、上側閾値および下側閾値の値を異ならせずに、同じ値を用いてもよい。たとえば、変化前の発電電力と同一の発電電力を上側および下側の共通の閾値として用いてもよい。また、上記実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力を検出し、その負荷消費電力あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。また、上記実施形態に記載されたサンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、本発明はこれに限られず、適宜変更が可能である。また、上記実施形態では、発電電力の変化量が制御開始変化量以上の場合に、待機時間の経過後に充放電制御を行う例について説明したが、本発明はこれに限らず、充放電制御の開始の閾値制御開始変化量を設けずに、発電電力が変化する毎に待機時間内に発電電力が変化前まで戻ったか否かを判断し、戻らない場合に充放電制御を開始するように構成してもよい。また、上記実施形態では、発電電力の変動レベルをランク付けし、変動レベルのランクに応じて待機時間の長さを決定することにより、段階的本実施形態では、最大でA~Dの4段階に待機時間の長さを変える例について説明したが、本発明はこれに限らず、さらに多くの段階で待機時間の長さを変えてもよいし、発電電力の変化量に応じて連続的に待機時間の長さを変えてもよい。また、上記実施形態では、発電電力の変化量が小さい状態定格出力の3未満の状態が20分継続した場合に充放電制御を停止する例について説明したが、本発明はこれに限らず、充放電制御を開始してから一定時間後に停止してもよいし、発電電力の大きさや時刻などに基づいて停止してもよい。また、定格出力の3とは異なる値を設定してもよく、この閾値を制御開始変化量よりも大きい値としてもよい。また、上記実施形態では、発電電力が待機時間内に変化前の発電電力の近傍変化前の発電電力に対して定格容量の±5以内に戻らない場合に充放電制御を開始する例について説明したが、本発明はこれに限らず、変化前の発電電力の近傍の範囲よりも広い範囲変化前の発電電力に対して所定の範囲内まで戻らない場合に充放電制御を開始するようにしてもよい。また、上記実施形態では、発電電力検出部8によって検出された発電電力の差分をとることにより発電電力の変化量を検出した例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電電力を反映する電力を検出すればよい。たとえば、売電量発電電力から負荷60の消費電力を減じた電力の差分をとることにより発電電力の変化量を検出してもよい。また、上記実施形態では、充放電制御部5がDC-DCコンバータ33を制御することにより、蓄電池31の充放電制御を行うように構成した例を示したが、本発明はこれに限られない。たとえば、充放電部32に蓄電池31の充放電を行う充放電スイッチを設け、充放電制御部5が充放電スイッチのオンオフを制御することによって、蓄電池31の充放電制御を行うように構成してもよい。