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から放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、前記蓄電装置の充放電制御を行っている際に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第1期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止する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と前記電力出力部から出力する目標出力電力との差分、および、前記発電装置により発電された電力の変化量の少なくともいずれかに基づいて、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かを判断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と前記電力出力部から出力する目標出力電力との差分が前記所定の基準としての第1閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記差分が前記第1閾値よりも小さい状態が前記第1期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止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、前記発電装置により発電された発電電力の発電電力データを取得するとともに、取得した過去の発電電力データに基づいて前記目標出力電力を設定するように構成され、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第1閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると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、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第1閾値よりも小さい状態が前記第1期間以上継続しなかった場合には、前記蓄電装置の充放電制御を継続するように構成されている、請求項4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データを所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記所定の検出時間間隔で前記目標出力電力を設定するように構成されており、前記充放電制御部は、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第1閾値よりも小さいか否かの判断を前記所定の検出時間間隔毎に行うことにより、前記差分が前記第1閾値よりも小さい状態が前記第1期間以上継続したか否かの判断を行うように構成されている、請求項4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データを所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記所定の検出時間間隔で前記目標出力電力を設定するように構成されており、前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力は、前記目標出力電力の出力時点に対応する検出時間、または、前記目標出力電力の出力時点の前後の検出時間における前記発電装置の発電電力を含む、請求項4に記載の充放電システム。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6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と前記目標出力電力との差分に基づいて、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2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2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に相当する時間である、請求項1に記載の充放電システム。前記第1閾値は、前記発電装置の定格出力の所定割合に相当する値である、請求項3に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力の変化量を取得するように構成されており、前記充放電制御部は、検知した前記変化量が前記所定の基準としての第2閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記変化量が前記第2閾値よりも小さい状態が前記第1期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止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データを所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記検出時間間隔で連続する2つの発電電力データの差分に基づいて、前記発電装置により発電された電力の変化量を取得するように構成されている、請求項13に記載の充放電システム。前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力の変化量を取得するように構成されており、前記蓄電装置の充放電制御の停止後、検知した前記変化量が所定の制御開始変化量以上である場合に、前記蓄電装置の充放電制御を再開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の停止後、検知した前記変化量が所定の制御開始変化量以上であると判断した場合に、直ちに前記蓄電装置の充放電制御を再開するように構成されている、請求項15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、前記蓄電装置の充放電制御を行っている際に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第1期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止する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と前記電力出力部から出力する目標出力電力との差分が前記所定の基準としての第1閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記差分が前記第1閾値よりも小さい状態が前記第1期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、請求項18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発電電力の発電電力データを取得するとともに、取得した過去の発電電力データに基づいて前記目標出力電力を設定するように構成され、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第1閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するように構成されている、請求項19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の変化量を取得するように構成されており、前記充放電制御部は、検知した前記変化量が前記所定の基準としての第2閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記変化量が前記第2閾値よりも小さい状態が前記第1期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、請求項18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、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18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、発電装置の発電電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、発電装置による発電電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から放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、蓄電装置の充放電制御を行っている際に、発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第1期間以上継続した場合に、蓄電装置の充放電制御を停止する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、蓄電装置の充放電制御を行っている際に、発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第1期間以上継続した場合に、蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている。本発明によれば、発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さく、発電装置の発電電力をそのまま電力系統に出力したとしても電力系統への影響が小さい場合に、充放電制御を停止することができる。これにより、蓄電装置の充放電回数を減少させることができるので、蓄電装置の長寿命化を図ることができる。また、変動が小さい状態が所定の第1期間継続することを停止の条件とすることによって、一時的に変動が小さくなっただけで直ぐに変動が再度大きくなるような場合に充放電制御が停止されるのを抑制することができる。また、発電電力の変動が小さい状態が第1期間以上継続する場合には充放電制御を行わないので、その分、蓄電装置の充電状態の変動を小さくすることができる。これにより、蓄電装置の充放電深度を小さくすることができるので、蓄電装置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。第1実施形態まず、図1および図2を参照して、本発明の第1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。また、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第1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。充電時には、DC-DCコンバータ33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。放電時には、DC-DCコンバータ33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、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、充放電制御部5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、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、充放電制御部5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。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。発電電力検出部8の検出結果に基づいて、充放電制御部5は、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。第1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正な値に定める必要がある。第1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。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2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分以下の期間であり、第1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に出力するのではなく、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の充放電を制御して目標出力電力を電力系統50に出力する制御である充放電制御を行う。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。制御開始変化量は、快晴時雲が殆どない晴天の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量であり、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。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、第1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。充放電制御部5は、充放電制御を開始した後、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の期間以下、制御停止判断期間と呼ぶ継続した場合に充放電制御を停止する。一方、充放電制御部5は、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間継続しない場合には、継続するまで充放電制御を継続する。発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かを判断する指標として、目標出力電力と、その目標出力電力の出力時点において検出された発電電力との差分を用いている。制御停止判断期間は、負荷周波数制御LFCにより対応可能な変動周期に相当する期間であり、第1実施形態では、上限周期T1の20分としている。所定の基準として、発電装置2の定格出力の3の値を用いている。すなわち、充放電制御部5は、充放電制御を行っている際に、目標出力電力と、その目標出力電力の出力時点において検出された発電電力との差分が発電装置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。目標出力電力の算出および発電電力の検出は検出時間間隔30秒毎に行っており、目標出力電力と発電電力との差分が発電装置2の定格出力の3未満であるか否かの判断も検出時間間隔30秒毎に行っている。したがって、検出時間間隔毎に算出される目標出力電力と発電電力との差分の大きさが40回制御停止判断期間の20分連続で定格出力の3未満である場合に、充放電制御が停止される。なお、制御停止判断期間は、本発明の第1期間の一例であり、定格出力の3は、本発明の第1閾値の一例である。次に、第1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2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おり、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2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。たとえば、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T2および上限周期T1の値は変化する。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。第1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3を参照して、第1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、ある時刻における発電装置2の発電電力Pを検出する。そして、ステップS2において、充放電制御部5は、検出した発電電力Pを変動前発電電力P0とする。次に、ステップS3において、充放電制御部5は、発電電力P0の検出から30秒検出時間間隔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|が制御開始変化量発電装置2の定格出力の5以上であるか否かを判断する。発電電力の変化量が制御開始変化量以上でない場合には、充放電制御部5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制御開始変化量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、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。以下の説明において、充放電制御の開始時点を時刻tとする。充放電制御を開始するのと同時時刻tに、ステップS7において、充放電制御部5は、目標出力電力と、その目標出力電力の出力時点において検出された発電電力との差分が発電装置2の定格出力の3未満の状態の継続時間kのカウントを開始する。ステップ8において、充放電制御部5は、時刻tにおいて、時刻tii:検出時間間隔の30秒において電力出力部4から出力する電力目標出力電力Pmtiを移動平均法により算出する。この後、ステップS9において、充放電制御部5は、目標出力電力Pmtiと発電電力Ptとの差分の電力Pmti-Ptを蓄電池31から充放電する。なお、放電制御部5は、Pmti-Ptが正の場合には、その差分を蓄電池31に充電し、負の場合には、その差分を蓄電池31から放電する。そして、ステップS10において、時刻がtiになると、充放電制御部5は、時刻tiにおける発電電力Ptiを検出する。また、この時刻tiでは、ステップS11において、充放電制御部5は、目標出力電力Pmtiと発電電力Ptiとの差分の絶対値が蓄電池31の定格容量PVcapの3未満であるか否か|Pmti-Pti|<PVcap×0.03を満たすか否かを判断する。|Pmti-Pti|<PVcap×0.03を満たさない場合には、充放電制御部5は、継続時間kを0とするとともに、時刻t=tiとした後、ステップS8に戻る。|Pmti-Pti|<PVcap×0.03を満たす場合には、ステップS13において、充放電制御部5は、継続時間kをkiとする。その後、ステップS14において、充放電制御部5は、継続時間kが1200秒制御停止判断期間の20分以上であるか否かを判断する。継続時間kが1200秒未満である場合には、ステップS15において、充放電制御部5は、時刻t=tiとした後、ステップS8に戻り、ステップS8~ステップS15の処理を継続時間kが1200秒以上になるまで繰り返す。継続時間kが1200秒以上である場合には、ステップS16において、充放電制御部5は、充放電制御を停止する。なお、充放電制御部5は、ステップS16において充放電制御を停止した後も、太陽光発電システム1の稼働中はステップS1~S5を継続して行う。そして、充放電制御を停止した後、再び発電電力の変化量|P1-P0|が制御開始変化量発電装置2の定格出力の5以上になった場合には、充放電制御部5は、ステップS6以降の処理に進み、直ちに充放電制御を再開する。第1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の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間以上継続した場合に、蓄電装置3の充放電制御を停止する。これを言い換えると、発電装置2の発電電力の変動が所定の基準よりも小さく、発電装置2の発電電力をそのまま電力系統50に出力したとしても電力系統50への影響が小さい場合に、充放電制御部5は、充放電制御を停止することができる。これにより、蓄電装置3の充放電回数を減少させることができるので、蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。また、変動が小さい状態が所定の制御停止判断期間継続することを停止の条件とすることによって、一時的に変動が小さくなっただけで直ぐに変動が再度大きくなるような場合に充放電制御が停止されるのを抑制することができる。これにより、平滑化充放電制御を十分に行いながら、発電装置2の発電電力をそのまま電力系統50に出力したとしても電力系統50への影響が小さい場合に、充放電制御部5は、充放電制御を停止することができる。また、1日中充放電制御を行う場合と異なり、発電電力の変動が小さい状態が制御停止判断期間以上継続する時間帯たとえば、夕方以降などには充放電制御を行わないので、その分、蓄電装置3の充電状態の変動を小さくすることができる。これにより、蓄電装置3の充放電深度を小さくすることができるので、蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。また、第1実施形態では、上記のように、設定された目標出力電力の出力時点における発電装置2の発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の3よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続した場合に、充放電制御部5は、蓄電装置3の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、発電装置2の発電電力と目標出力電力との差分の値を指標とすることにより、発電装置2の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間以上継続したか否かの判断を容易に行うことができる。また、第1実施形態では、上記のように、設定された目標出力電力の出力時点における発電装置2の発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の3よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続しなかった場合には、充放電制御部5は、蓄電装置3の充放電制御を継続する。このように構成することによって、変動の小さい状態が継続しにくい昼間などの時間帯において充放電制御を停止してしまうことを抑制することができるので、充放電制御の開始時の蓄電容量と充放電制御の停止時の蓄電容量との差が大きくなること充電過多または放電過多の状態を抑制することができる。また、第1実施形態では、上記のように、充放電制御部5は、目標出力電力の出力時点の近傍の時点における発電装置2の発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の3よりも小さいか否かの判断を所定の検出時間間隔毎に行うことにより、差分が定格出力の3よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続したか否かの判断を行う。このように構成することによって、発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の3よりも小さいか否かの判断が制御停止判断期間内に複数回行われるので、充放電制御部5は、より正確に、発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の3よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続したか否かの判断を行うことができる。また、第1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。このような検出時間間隔で発電電力を取得することにより、充放電制御部5は、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、充放電制御部5は、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、第1実施形態では、上記のように、充放電制御部5は、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範囲にお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。これにより、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、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の範囲における電力系統50への影響を有効に抑制することができる。また、第1実施形態では、上記のように、充放電制御部5は、制御停止判断期間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期に相当する時間とすることによって、発電装置2の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間以上継続した場合に充放電制御を停止する。これにより、充放電制御部5は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分が十分に少なくなっている状態で充放電制御を停止することができる。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4に示す。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わることがいえる。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2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5~図8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例1について説明する。図5には、定格出力が4kWの発電装置の1日の発電電力推移例1を示している。図6には、実施例による発電システムにおいて、発電装置が図5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7には、比較例による発電システムにおいて、発電装置が図5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第1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8には、実施例による発電システムの図6に対応する蓄電池容量推移および比較例による発電システムの図7に対応する蓄電池容量推移を示している。図5~図7に示すように、実施例および比較例のいずれにおいても、図5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6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8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、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。これは、実施例では発電電力の変動が安定している時間帯変動が所定の基準より小さい時間帯には充放電制御を行わないためである。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1122Whである一方、比較例の1日の合計の充放電量は約1246Wh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減ることがわかった。また、図8に示すように、実施例による発電システムの蓄電池の充放電深度H1は、比較例による発電システムの蓄電池の充放電深度H2に比べて小さくなっていることがわかる。次に、図9~図12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例2について説明する。図9~図12には、例1とは異なる例について、図5~図8と同様のシミュレーション結果を示している。図9~図11に示すように、実施例および比較例のいずれにおいても、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。また、図12に示すように、例2においても例1と同様に、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、例2では、実施例の1日の合計の充放電量は約1222Whである一方、比較例の1日の合計の充放電量は約1451Whであった。すなわち、例2においても、実施例では比較例に比べて充放電量が減っている。また、図12に示すように、実施例による発電システムの蓄電池の充放電深度H3は、比較例による発電システムの蓄電池の充放電深度H4に比べて小さくなっていることがわかる。第2実施形態次に、図13および図14を参照して、本発明の第2実施形態による太陽光発電システムについて説明する。第1実施形態では、目標出力電力と発電電力との差分を発電装置2の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かの判断の指標とした。一方、第2実施形態では、発電電力の変化を判断の指標とする例について説明する。第2実施形態による太陽光発電システム100は、上記第1実施形態の充放電制御部5に替えて充放電制御部101を備えている。充放電制御部101以外の構成は、上記第1実施形態による太陽光発電システム1と同様である。なお、充放電制御部101は、本発明の充放電制御装置の一例である。充放電制御を開始した後、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間継続した場合、充放電制御部101は、充放電制御を停止する。一方、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間継続しない場合には、充放電制御部101は、継続するまで充放電制御を継続するように構成されている。第2実施形態では、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かを判断する指標として、発電電力の変化量を用いている。また、所定の基準として、発電装置2の定格出力の3の値を用いている。すなわち、充放電制御部101は、充放電制御を行っている際に、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、定格出力の3は、本発明の第2閾値の一例である。この充放電制御の停止以外の制御については、上記第1実施形態と同様である。次に、図14を参照して、第2実施形態による太陽光発電システム100の制御フローについて説明する。第2実施形態では、ステップS1~ステップS10において、上記第1実施形態と同様に充放電制御を開始して、蓄電池31の充放電を行う。そして、ステップS20において、時刻tiにおいて、発電電力の変化量が定格出力の変化量よりも小さいか否か|Pti-Pt|<PVcap×0.03を満たすか否かを判断する。|Pti-Pt|<PVcap×0.03を満たさない場合には、継続時間kを0とするとともに、時刻t=tiとした後、ステップS8に戻る。また、|Pti-Pt|<PVcap×0.03を満たす場合には、ステップS13において、継続時間kをkiとする。その後、ステップS14において、継続時間kが1200秒制御停止判断期間の20分以上であるか否かを判断する。継続時間kが1200秒未満である場合には、ステップS15において、時刻t=tiとした後、ステップS8に戻り、ステップS8~ステップS10、ステップS20およびステップS12~ステップS15の処理を継続時間kが1200秒以上になるまで繰り返す。継続時間kが1200秒以上である場合には、ステップS16において充放電制御を停止する。第2実施形態の効果は、上記第1実施形態と同様である。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、上記第1および第2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、上記第1および第2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。上記第1および第2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、上記第1および第2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、上記第1および第2実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量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量を検出し、その負荷消費電力量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、上記第1および第2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、上記第1および第2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。また、上記第1実施形態では、目標出力電力と目標出力電力の出力時点における発電電力との差分を指標とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力と目標出力電力の出力時点の1検出時間間隔30秒前または後の検出時間における発電電力との差分など、目標出力電力と目標出力電力の出力時点の近傍の時点の発電電力との差分を指標としてもよい。また、上記第1および第2実施形態では、制御停止判断期間をLFCにより対応可能な変動周期に相当する期間下限周期T2以上で上限周期T1以下とする例について説明したが、本発明はこれに限らず、上限周期T1より大きくてもよいし、下限周期T2より小さくてもよい。また、上記第1および第2実施形態では、発電電力の変動が小さくなっていることを判断する基準として、発電装置2の定格容量の3の値を用いた例を示したが、本発明はこれに限らず、他の値を用いてもよい。また、上記第1および第2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。