太陽光発電装置と、蓄電装置と、燃料使用型発電装置と、発電制御装置を備え、負荷に接続された複合型自立発電システムであって、前記発電制御装置は、前記蓄電装置を用いて前記太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動を平滑化し、かつ、前記負荷の需要電力量に応じて、前記燃料使用型発電装置から電力を供給することを特徴とする、複合型自立発電システム。前記太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動は、前記燃料使用型発電装置では追従困難な周期の変動であることを特徴とする、請求項1に記載の複合型自立発電システム。前記発電制御装置は、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ない場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を増加させ、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を減少させることを特徴とする、請求項1又は2のいずれかに記載の複合型自立発電システム。前記発電制御装置は、前記蓄電装置の蓄電量が第一の蓄電量基準値以下になった場合、前記燃料使用型発電装置から電力を供給して前記蓄電装置に充電し、前記蓄電装置の蓄電量が前記第一の蓄電量基準値より大きい第二の蓄電量基準値以上になった場合、前記蓄電装置から放電することを特徴とする、請求項1乃至3のいずれかに記載の複合型自立発電システム。前記発電制御装置は、前記燃料使用型発電装置の発電量を最低限に制御しても、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、前記太陽光発電装置から前記負荷に出力する電力量を制限することを特徴とする、請求項1乃至4のいずれかに記載の複合型自立発電システム。前記複合型自立発電システムは、電力系統に接続されており、前記発電制御装置は、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、余剰電力を前記電力系統に逆潮流させることを特徴とする、請求項1乃至4のいずれかに記載の複合型自立発電システム。前記発電制御装置は、前記複合型自立発電システムの出力の標準周波数より低い第一の周波数基準値と、前記標準周波数より高い第二の周波数基準値を有し、前記複合型自立発電システムから前記負荷への出力周波数が前記第一の周波数基準値より低い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ないと判定し、前記出力周波数が前記第二の周波数基準値より高い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多いと判定することを特徴とする、請求項1乃至6のいずれかに記載の複合型自立発電システム。太陽光発電装置と燃料使用型発電装置により発電した電力を負荷に供給する複合型自立発電システムの制御方法であって、蓄電装置を用いて前記太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動を平滑化するステップと、前記負荷の需要電力量に応じて、前記燃料使用型発電装置から電力を供給するステップと、を有することを特徴とする、複合型自立発電システムの制御方法。前期太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動は、前記燃料使用型発電装置では追従困難な周期の変動であることを特徴とする、請求項8に記載の複合型自立発電システムの制御方法。前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ない場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を増加させるステップと、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を減少させるステップと、を有することを特徴とする請求項8又は9のいずれかに記載の複合型自立発電システムの制御方法。前記蓄電装置の蓄電量が第一の蓄電量基準値以下になった場合、前記燃料使用型発電装置から電力を供給して前記蓄電装置に充電するステップと、前記蓄電装置の蓄電量が前記第一の蓄電量基準値より大きい第二の蓄電量基準値以上になった場合、前記蓄電装置から放電するステップと、を有することを特徴とする請求項8乃至10のいずれかに記載の複合型自立発電システムの制御方法。前記燃料使用型発電装置の発電量を最低限に制御しても、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、前記太陽光発電装置から前記負荷に出力する電力量を制限するステップを有することを特徴とする請求項8乃至11のいずれかに記載の複合型自立発電システムの制御方法。前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、余剰電力を前記複合型自立発電システムに接続された電力系統に逆潮流させるステップを有することを特徴とする、請求項8乃至11のいずれかに記載の複合型自立発電システムの制御方法。前記複合型自立発電システムから前記負荷への出力周波数が、前記複合型自立発電システムの出力の標準周波数より低い第一の周波数基準値より低い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ないと判定するステップと、前記出力周波数が、前記標準周波数より高い第二の周波数基準値より高い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多いと判定するステップと、を有することを特徴とする請求項8乃至13のいずれかに記載の複合型自立発電システムの制御方法。しかしながら、特許文献1に記載の複合型自立発電システムにおいては、蓄電装置104を余剰電力の蓄積を目的として利用しているため、大容量の蓄電装置が必要となるという課題がある。また、太陽光発電の出力変動には、様々な要因がある。一つには、太陽光発電装置に照射される太陽光を、雲が遮ることにより発生する出力変動がある。これは、最短で数秒程度の短い周期で発生する。また、例えば太陽光発電装置が、正午に太陽に正対するように設置されている場合、正午が最も発電量が大きく、朝、夕は発電量が低下する。さらに、夜間は全く発電できない。この出力変動は、数時間から1日の周期である。さらには、夏と冬では太陽の高度に差があり発電量にも差が出る。この出力変動は1年周期である。このように、太陽光発電においては、その要因により様々な周期の出力変動がある。しかしながら、特許文献1に記載の複合型自立発電システムにおいては、太陽光発電の上記のような短い周期の出力変動の平滑化が考慮されていないという課題がある。本願発明は、上記課題を解決するものであり、太陽光発電装置、火力発電装置及び蓄電装置を組み合わせた複合型自立発電システムにおいて、より小容量の蓄電装置でも安定した電力供給を行うことができ、かつ、太陽光発電装置の短い周期の出力変動の平滑化を行うことのできる複合型自立発電システムを提供することを目的とする。上記の課題を解決するために、本発明の一態様によれば、本発明の複合型自立発電システムは、太陽光発電装置と、蓄電装置と、燃料使用型発電装置と、発電制御装置を備え、負荷に接続された複合型自立発電システムであって、前記発電制御装置は、前記蓄電装置を用いて前記太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動を平滑化し、かつ、前記負荷の需要電力量に応じて、前記燃料使用型発電装置から電力を供給することを特徴とする。本発明の別の一態様によれば、前期太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動は、前記燃料使用型発電装置では追従困難な周期の変動であっても良い。本発明の別の一態様によれば、前記発電制御装置は、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ない場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を増加させ、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を減少させても良い。本発明の別の一態様によれば、前記発電制御装置は、前記蓄電装置の蓄電量が第一の蓄電量基準値以下になった場合、前記燃料使用型発電装置から電力を供給して前記蓄電装置に充電し、前記蓄電装置の蓄電量が前記第一の蓄電量基準値より大きい第二の蓄電量基準値以上になった場合、前記蓄電装置から放電しても良い。本発明の別の一態様によれば、前記発電制御装置は、前記燃料使用型発電装置の発電量を最低限に制御しても、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、前記太陽光発電装置から前記負荷に出力する電力量を制限しても良い。本発明の別の一態様によれば、前記複合型自立発電システムは、電力系統に接続されており、前記発電制御装置は、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、余剰電力を前記電力系統に逆潮流させても良い。本発明の別の一態様によれば、前記発電制御装置は、前記複合型自立発電システムの出力の標準周波数より低い第一の周波数基準値と、前記標準周波数より高い第二の周波数基準値を有し、前記複合型自立発電システムから前記負荷への出力周波数が前記第一の周波数基準値より低い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ないと判定し、前記出力周波数が前記第二の周波数基準値より高い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多いと判定しても良い。本発明の別の一態様によれば、本発明の複合型自立発電システムの制御方法は、太陽光発電装置と燃料使用型発電装置により発電した電力を負荷に供給する複合型自立発電システムの制御方法であって、蓄電装置を用いて前記太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動を平滑化するステップと、前記負荷の需要電力量に応じて、前記燃料使用型発電装置から電力を供給するステップとを有することを特徴とする。本発明の別の一態様によれば、前期太陽光発電装置の発電量の短い周期の変動は、前記燃料使用型発電装置では追従困難な周期の変動であっても良い。本発明の別の一態様によれば、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ない場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を増加させるステップと、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に前記燃料使用型発電装置の発電量を減少させるステップとを有しても良い。本発明の別の一態様によれば、前記蓄電装置の蓄電量が第一の蓄電量基準値以下になった場合、前記燃料使用型発電装置から電力を供給して前記蓄電装置に充電するステップと、前記蓄電装置の蓄電量が前記第一の蓄電量基準値より大きい第二の蓄電量基準値以上になった場合、前記蓄電装置から放電するステップとを有しても良い。本発明の別の一態様によれば、前記燃料使用型発電装置の発電量を最低限に制御しても、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、前記太陽光発電装置から前記負荷に出力する電力量を制限するステップを有しても良い。本発明の別の一態様によれば、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多い場合に、余剰電力を前記複合型自立発電システムに接続された電力系統に逆潮流させるステップを有しても良い。本発明の別の一態様によれば、前記複合型自立発電システムから前記負荷への出力周波数が、前記複合型自立発電システムの出力の標準周波数より低い第一の周波数基準値より低い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より少ないと判定するステップと、前記出力周波数が、前記標準周波数より高い第二の周波数基準値より高い場合に、前記複合型自立発電システムの発電量が前記負荷の需要電力量より多いと判定するステップとを有しても良い。上記手段によれば、本発明に係る複合型自立発電システムは、より小容量の蓄電装置でも安定した電力供給を行うことができ、かつ、太陽光発電装置の短い周期の出力変動の平滑化を行うことができるという効果を奏する。最初に、本発明の基本的な概念を説明する。前記の通り、太陽光発電においては、その要因により様々な周期の出力変動がある。一方、太陽光発電の出力変動の平滑化に用いることのできる装置も様々なものがあり、様々な特性を有する。例えば、蓄電装置は一般に、素早く電気を充放電できるため、短い周期の出力変動の平滑化が可能である。しかし蓄電装置はそれ自体が発電するわけではなく、蓄電容量も有限であるため、例えば太陽光発電が不可能となる夜間の電力供給を、昼間にあらかじめ蓄電装置に蓄積しておいた電力で行おうとすると、大容量の蓄電装置が必要となってしまう。これに対して燃料使用型発電装置は、自身が発電可能であり、発電量を調節可能であるので、太陽光発電の長い周期の出力変動を平滑化できる。しかし燃料使用型発電装置の出力調整は、速くても分単位でしか行うことができず、またそのような速い出力調整を行うと故障率を上昇させるため、余り望ましくない。従って、太陽光発電の短い周期の出力変動を平滑化することは困難である。本発明では、太陽光発電装置と蓄電装置と燃料使用型発電装置を組み合わせた複合型自立発電システムにおいて、以下のような制御を行う。まず、太陽光発電装置の短い周期の出力変動を、蓄電装置により平滑化する。次に、蓄電装置により平滑化され滑らかになった太陽光発電装置の出力電力量と、負荷の需要電力量のバランスを取るよう、燃料使用型発電装置の発電量を制御する。図1を用いて、上記の制御により太陽光発電装置、燃料使用型発電装置の発電量がどのように制御されるかの概念を説明する。図1aは、太陽光発電装置の発電量の時間変化の概念図を示したものである。横軸は時間であり、1日の発電量の変化を表す。縦軸は電力を表す。以下、図1の他の図面についても同様である。図1aに示すように、太陽光発電装置の出力電力量は、天候等の条件により細かな変動を有する。また、昼間は発電量が大きく、夜間は発電できない。これに対し、蓄電装置による太陽光発電装置の出力電力量の平滑化処理を行った後の発電量の時間変化の概念図を図1bに示す。平滑化処理により、図1aにあった発電量の短い周期の変動は無くなる。逆に言えば、例えば曇りが続いた場合の太陽光発電装置の発電量の低下や、太陽の高度による発電量の変化のように、長い周期の変動は残る。さらに、太陽光発電装置の出力電力量と燃料使用型発電装置の発電量を合わせた総発電量の時間変化を図1cに示す。上部の太い線の曲線が総発電量であり、これが負荷の需要電力量と等しくなるように燃料使用型発電装置の発電量を制御する。総発電量と、平滑化後の太陽光発電装置の発電量との差が、燃料使用型発電装置による発電量である。図1cでは上向きの矢印で示している。つまり、太陽光発電装置の発電量の長い周期の変動や、負荷の変動には、燃料使用型発電装置の発電量の調整によって追従させる。このように、燃料使用型発電装置に必要とされる発電量の変化はゆっくりとしたものとなるため、燃料使用型発電装置に無理な負担をかけることなく発電量の制御が可能である。以上のように、本発明においては、蓄電装置と燃料使用型発電装置のそれぞれの特性に合わせて平滑化の対象とする変動要因を明確に分けて分担させるよう制御する。これにより、従来の複合型自立発電システムに比べてより小容量の蓄電装置でも安定した電力供給を行うことができる。以下、上記の概念を具体的に実現する方法について説明する。本発明の第1の実施例は、太陽光発電と火力発電、蓄電装置を組み合わせた複合型自立発電システムである。以下に図面を参照して説明する。図2は、第1の実施例に係る複合型自立発電システム1Aの構成を示すブロック図である。複合型自立発電システム1Aは、太陽光発電装置2、蓄電装置3、火力発電装置4、発電制御装置5Aから構成される。発電制御装置5Aは、外部の負荷に電力を供給する。図2において、実線は直流DCの流れを示し、二重線は交流ACの流れを示し、点線は各部の状態を表す情報や各部を制御する制御情報の流れを示す。太陽光発電装置2は、太陽光を利用して発電を行う装置であり、発電制御装置5A内のDC/DC変換部6に接続されている。蓄電装置3は、蓄電池やキャパシタ等、電力を蓄積する装置により構成されており、チャージコントローラ部8Aに接続されている。蓄電池は、化学反応を用いて電気の蓄積、放出が可能な電池である。鉛蓄電池、ニッケルカドミウム蓄電池、リチウムイオン二次電池などがある。キャパシタは、静電容量により電荷を蓄積、放出が可能な受動素子である。コンデンサとも呼ばれる。蓄電容量の大きなものとしては、電解コンデンサや、電気二重層キャパシタがある。電気二重層キャパシタの方が大容量である。一般に、蓄電池よりキャパシタの方が、内部抵抗が小さく、高速な充放電が可能である。また一般に、キャパシタより蓄電池の方が単位体積あたりの蓄電容量が大きいが、その差は縮まりつつある。火力発電装置4は、燃料を燃焼させた熱により発電を行う燃料使用型発電装置である。燃料としては、石油石炭天然ガス廃棄物などを用いることができる。また、その規模は様々である。その出力は、発電制御装置5A内で負荷への線に接続されている。火力発電装置4は、悪天候時等、太陽光発電装置2の出力がない状態でも安定した電力の供給を行えるよう、負荷の最大需要電力をまかなえるだけの発電容量を持つものとする。また、火力発電装置4は、再起動に時間を要することを考慮し、複合型自立発電システム1Aが稼働中は完全に停止させることはせず、安定動作を保つことのできる最低限の出力は常に発電させるものとする。発電制御装置5Aは、太陽光発電装置2、蓄電装置3、火力発電装置4と接続され、それらの制御を行うと共に、発電した電力を負荷へと供給する。この際、太陽光発電装置2の出力の短い周期の変動を蓄電装置3を用いて平滑化すると共に、複合型自立発電システム1A全体の発電量と負荷の需要電力量との需給バランスを保つように動作させる。発電制御装置5Aはさらに、DC/DC変換部6、DC/AC変換部7、チャージコントローラ部8A、制御部9Aから構成される。DC/DC変換部6は、太陽光発電装置2とDC/AC変換部7、チャージコントローラ部8Aと接続されている。太陽光発電装置2の発電特性に合わせ、最大のエネルギーを得るよう発電電力ポイントを制御する機能を有する。この制御は一般にMPPTMaximumPowerPointTrackingと呼ばれている。さらに、太陽光発電装置2からDC/AC変換部7への出力電力量を制限する機能を有する。DC/AC変換部7は、DC/DC変換部6及びチャージコントローラ部8Aから得られた直流の電気を、交流に変換する部分である。インバータとも呼ばれる。DC/AC変換部7の出力は、負荷に接続されている。チャージコントローラ部8Aは、蓄電装置3からDC/AC変換部7への放電、あるいはDC/DC変換部6から蓄電装置3への充電を制御する部分である。また、蓄電装置3の蓄電量を監視する。なお、DC/DC変換部6とDC/AC変換部7を合わせて、PCSPowerConditioningSystem部、あるいはパワーコンディショナー部と呼ばれることもある。制御部9Aは、火力発電装置4、DC/DC変換部6、DC/AC変換部7、チャージコントローラ部8Aに接続され、各装置や各部の状態を表す情報を得ている。また、DC/DC変換部6の出力電力量、発電制御装置5Aから負荷への出力の周波数の情報を得ている。これらの情報を用いて、各装置や各部の動作を制御する。次に、第1の実施例に係る複合型自立発電システム1Aの制御に関して説明する。まず概要を述べる。本発明の第1の実施例においては、太陽光発電装置2の出力電力量の短い周期の変動は、蓄電装置3によって平滑化する。また、太陽光発電装置2の出力電力量のゆっくりとした変動の吸収と、負荷の需要電力量の変動への追従は、火力発電装置4の出力を制御することにより行う。前記の通り、火力発電装置4は、再起動に時間を要することを考慮し、複合型自立発電システム1Aが稼働中は完全に停止させることはせず、安定動作を保つことのできる最低限の出力は常に発電させるものとする。複合型自立発電システム1Aは、太陽光発電装置2から最大限の発電量を取り出し、不足分を火力発電装置4により補うよう制御するが、負荷の需要電力が火力発電装置4の最低限出力と太陽光発電装置2の出力の和を下回る場合は、太陽光発電装置2から負荷への出力電力量を制限する必要もある。図3を用いて、複合型自立発電システム1Aの制御フローの詳細を説明する。システム動作開始直後は、まず、火力発電装置4を最低限出力にすると共に、太陽光発電装置2の発電を開始するS1:Sはステップを表す。以下同様。具体的には、制御部9Aは、火力発電装置4を起動し、その出力を最低限に設定する指示を出す。また、DC/DC変換部6にDC/DC変換やMPPT制御を開始し、電力供給を行う指示を出す。次に、システム停止の必要性があるか、判定を行うS2。Yesの場合、すなわち停止する場合は、システムの停止処理を行うS3。S2においてNoの場合、すなわちシステム停止の必要性が無い場合は、蓄電装置3による太陽光発電装置2の出力平滑化及び、蓄電装置3の蓄電量制御を行うS4。太陽光発電装置2の出力平滑化は、以下のように行う。制御部9Aは、DC/DC変換部6を経た太陽光発電装置2の出力電力量、すなわちDC/DC変換部6の出力電力量を監視し、その出力電力量が急に増加した場合には、その電力の増加分を蓄電装置3に蓄積させるようチャージコントローラ部8Aを制御する。逆にDC/DC変換部6の出力電力量が急に減少した場合には、その電力の減少分を蓄電装置3からDC/AC変換部7に放電させるようチャージコントローラ部8Aを制御する。このような制御を行うことで、DC/AC変換部7に入力される電力は、DC/DC変換部6の出力電力量の短い周期の変動が平滑化され、緩やかな変動のみを有するようになる。よって、この後の処理においては、緩やかな変動のみを吸収するような発電量の調整を行うだけでよい。また、蓄電装置3の蓄電量制御は、以下のように行う。制御部9Aは、蓄電装置3の蓄電量を監視し、蓄電量がゼロや満充電状態にならないよう、チャージコントローラ部8AやDC/DC変換部6を制御する。蓄電量がゼロであると、DC/DC変換部6の出力電力量が急に減少した場合に蓄電装置3から電力を供給することができず、蓄電量が満充電状態であると、DC/DC変換部6の出力電力量が急に増加した場合にその増加分を蓄電装置3に蓄積させることができないためである。なお、蓄電装置の蓄電量は一般にStateOfChargeSOCと呼ばれる。S4の処理における蓄電装置3の蓄電量の制御の詳細な内容については、後述する。S4の処理を行った後は、次に、発電制御装置5Aの出力周波数がF1未満であるかを判定するS5。これは、供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足しているかを判定する処理である。具体的には、制御部9Aは、発電制御装置5Aから負荷への出力部分の周波数Fを測定し、基準値と比較する。一般に交流の電力系統においては、供給電力量に対して負荷の需要電力量が大きくなると周波数が低下し、供給電力量に対して負荷の需要電力量が小さくなると周波数が上昇する。このため、周波数の変動を監視することで、発電システムから負荷への供給電力量の過不足を判断できる。本実施例においては、供給電力量が不足の場合の基準値を第一の周波数基準値F1、過剰の場合の基準値を第二の周波数基準値F2とする。これらの周波数基準値と交流の標準周波数関西では60Hz、関東では50Hzとの関係は、F1<標準周波数<F2である。F<F1の場合は、出力周波数が低下し、供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足していると判断する。F1≦F≦F2の場合は、出力周波数が許容範囲内にある、つまりは供給電力量が負荷の需要電力量に対して過不足なく許容範囲内に有ると判断する。F>F2の場合は、出力周波数が上昇し、供給電力量が負荷の需要電力量に対して過剰であると判断する。S5においてYesの場合、すなわち発電制御装置5Aの出力周波数がF1未満である場合は、供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足しているので、供給電力量を増加させる必要がある。そこで次に、太陽光発電装置2の出力制限中であるか否かを判定するS6。S6においてYesの場合、すなわち太陽光発電装置2の出力制限中である場合は、太陽光発電装置2の出力制限量を減少させるS7。具体的には、制御部9Aは、太陽光発電装置2の出力制限量を減らすようDC/DC変換部6を制御する。これにより、太陽光発電装置2から負荷への供給電力量が増加し、供給電力量の不足を解消する方向にシステムが制御されることになる。S7の処理が終わると、再びS2の判定処理へと戻る。一方、S6においてNoである場合、すなわち太陽光発電装置2の出力制限中ではない場合は、火力発電装置4の出力を増加させるS8。具体的には、制御部9Aは、火力発電装置4の出力を増加させるよう制御する。太陽光発電装置2が出力制限中ではないということは、太陽光発電装置2から負荷への供給電力量をこれ以上増やすことができないため、火力発電装置4の出力を増加させる必要があるためである。これにより、火力発電装置4から負荷への供給電力量が増加し、供給電力量の不足を解消する方向にシステムが制御されることになる。S8の処理が終わると、再びS2の判定処理へと戻る。このように、S6の判定処理及びS7とS8の処理は、供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足している場合に、その不足分を補うために、火力発電装置4の出力よりも太陽光発電装置2の出力を優先して負荷に供給するように制御している。S5でNoであった場合、すなわち発電制御装置5Aの出力周波数がF1以上である場合は、少なくとも供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足はしていないことになる。そこで次に、発電制御装置5Aの出力周波数がF2を超えるかを判定するS9。具体的には、制御部9Aは、発電制御装置5Aから負荷への出力部分の周波数Fを測定し、これをF2と比較する。これは、供給電力量が負荷の需要電力量に対して過剰であるかを判定する処理である。S9でNoの場合は、S5における判定結果と合わせると、F1≦発電制御装置5Aの出力周波数F≦F2であり、上記の通り、出力周波数が許容範囲内にある、つまりは供給電力量が負荷の需要電力量に対して過不足なく許容範囲内に有ることになる。従って、そのまま何もせず、再びS2の判定処理へと戻る。S9でYesである場合、すなわち発電制御装置5Aの出力周波数がF2を超える場合は、供給電力量が負荷の需要電力量に対して過剰であることになる。この場合、供給電力量を減少させる必要がある。そこで次に、火力発電装置4の出力が最低限度であるかを判定するS10。S10でYesである場合、すなわち火力発電装置4の出力が最低限度である場合は、それ以上火力発電装置4の出力を低下させることはできないため、太陽光発電装置2の出力制限量を増加させるS11。具体的には、制御部9Aは、太陽光発電装置2の出力制限量を増加させるようDC/DC変換部6を制御する。今まで出力制限を行っていなかった場合は、出力制限を開始する。これにより、太陽光発電装置2から負荷への供給電力量が減少し、供給電力量の過剰を解消する方向にシステムが制御されることになる。S11の処理が終わると、再びS2の判定処理へと戻る。一方、S10においてNoである場合、すなわち火力発電装置4の出力が最低限度ではない場合は、火力発電装置4の出力を減少させるS12。具体的には、制御部9Aは、火力発電装置4の出力を減少させるよう制御する。これにより、火力発電装置4から負荷への供給電力量が減少し、供給電力量の過剰を解消する方向にシステムが制御されることになる。S12の処理が終わると、再びS2の判定処理へと戻る。このように、S10の判定処理及びS11とS12の処理は、供給電力量が負荷の需要電力量に対して過剰である場合に、その過剰分を減少させるために、火力発電装置4の出力を制限することを優先すること、言い換えれば、太陽光発電装置2の出力をできる限り優先して負荷に供給するように制御している。S4の処理における蓄電装置3の蓄電量の制御の詳細な内容について、図4を用いて説明する。図4は、本実施例の蓄電装置3の蓄電量の制御に用いる3つのモードとその遷移を説明する図である。通常モードは、蓄電装置3の蓄電量が過度に多くも少なくも無く、太陽光発電装置2の出力電力量の短い周期の増加と減少のいずれに対しても、その変動を平滑化可能な状態であることを表すモードである。放電禁止モードは、蓄電装置3の蓄電量が不足しており、過放電防止のため、充電のみを可能としたモードである。放電禁止モードにあるときは、太陽光発電装置2の出力電力量が急に増加した場合の平滑化はできるが、太陽光発電装置2の出力電力量が急に減少した場合の平滑化はできない。充電禁止モードは、蓄電装置3の蓄電量が過剰な状態であり、過充電防止のため、放電のみ可能としたモードである。太陽光発電装置2の出力電力量が急に減少した場合の平滑化はできるが、太陽光発電装置2の出力電力量が急に増加した場合の平滑化はできない。図4の1~4の矢印は、モード間の遷移を示す。蓄電装置3の蓄電量と所定の基準値とを比較して遷移を行う。基準値は、SOCmax、SOCmin、a、bの4つを用いる。SOCmaxは、蓄電装置3で許容される最大蓄電量であり、SOCminは、蓄電装置3で許容される最小蓄電量である。その設定は、蓄電装置の種類によって異なる。例えば蓄電装置として蓄電池を用いる場合、蓄電池は過充電や過放電に弱いという問題がある。このため、蓄電装置の蓄電量の上限値から少し余裕を持たせてSOCmaxを設定し、蓄電装置の蓄電量の下限値、すなわち0から少し余裕を持たせてSOCminを設定する。a、bも含めたこれらの値の関係は、SOCmax>b>a>SOCmin、となるよう定める。蓄電装置としてキャパシタを用いる場合、キャパシタは過放電や過充電の問題が無いため、SOCmaxとして蓄電装置の蓄電量の上限値を、SOCminとして蓄電装置の蓄電量の下限値たる0を設定しても良い。図4の1は、通常モードから放電禁止モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がSOCmin以下になった場合に起こる。図4の2は逆に、放電禁止モードから通常モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がa以上になった場合に起こる。このように、通常モードと放電禁止モードの間の遷移の判定に用いる基準値は、遷移方向により異なり、上記のようにa>SOCminとなっている。これは、蓄電装置3の蓄電量が基準値付近で変動した場合にモード遷移が頻繁に発生してしまうのを防ぐために、ヒステリシスを設けてあるためである。図4の3は、通常モードから充電禁止モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がSOCmax以上になった場合に起こる。図4の4は逆に、充電禁止モードから通常モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がb以下になった場合に起こる。このように、通常モードと充電禁止モードの間の遷移の判定に用いる基準値は、遷移方向により異なり、上記のようにSOCmax>bとなっている。これは上記と同様に、蓄電装置3の蓄電量が基準値付近で変動した場合にモード遷移が頻繁に発生してしまうのを防ぐために、ヒステリシスを設けてあるためである。このように、3つの制御モードを定義し、蓄電装置3の蓄電量の状態に応じてモードを遷移させ、各モードにおいて適切な平滑化処理を行う。以上のように、本実施例においては、太陽光発電装置2の出力電力量の短い周期の変動は、蓄電装置3によって平滑化する。これにより、太陽光発電装置に特有の、天候による短い周期の出力変動を効果的に抑制することができるという効果を有する。また、太陽光発電装置2の出力電力量のゆっくりとした変動の吸収と、負荷の需要電力量の変動への追従は、火力発電装置4の出力を制御することにより行う。これにより、蓄電装置3は太陽光発電装置2の出力電力量の短い周期の変動の平滑化のみを目的とすればよく、余剰電力の蓄電まで目的とした場合に比べて、その蓄電容量が小さくて済むという効果を有する。またこれにより、より安価に複合型自立発電システムを構築できるという効果を有する。また、太陽光という、天候等で変動のある自然エネルギーをベースとした発電システムであっても、安定した出力を得ることができるという効果を有する。さらに、火力発電装置4は太陽光発電装置2のゆっくりとした出力電力量の変動の吸収と負荷の需要電力量の変動への追従を行えばよく、火力発電装置4に短い周期の出力調整を求めなくても良いため、機器への負担が小さく、信頼性向上につながるという効果を有する。また、本実施例においては、太陽光発電装置2の出力電力を火力発電装置4の出力電力より優先して負荷に供給するよう制御している。また、需要電力量に比べて供給電力量の方が大き過ぎるために太陽光発電装置2の出力を制限している場合を除き、太陽光発電装置2は常にMPPT制御を行っている。これによって、太陽光発電装置2の出力電力量が天候等によって刻々と変化するとしても、その出力電力をできる限り無駄にすることなく負荷に供給できるという効果を有する。言い換えれば、併用している火力発電装置4による供給電力量を最小限にすることができ、火力発電装置4の運転に必要な燃料を最小にすることが可能であるという効果を有する。また、本実施例においては、火力発電装置4は、悪天候時等、太陽光発電装置2の出力がない状態でも安定した電力の供給を行えるよう、負荷の最大需要電力をまかなえるだけの発電容量を持つものとしている。このことから、既存の火力発電装置に対して、太陽光発電装置及び上記のコントローラを付加することで、容易に本実施形態のような複合型自立発電システムに転換していくことが可能であるという効果を有する。さらに、付加する太陽光発電装置は、小容量でも用いることが可能であるので、設置が完了した太陽光発電装置から順次使用を開始していくことが可能であるという効果も有する。また、本実施例における複合型自立発電システム1Aの制御フローは、火力発電システム4の規模の大小に依存しない。よって、小規模ものから大規模のものまで、幅広く適用が可能であるという効果を有する。さらに、本実施例においては、太陽光発電装置2の出力は蓄電装置3によりあらかじめ平滑化されているため、発電制御装置5Aから負荷への出力部分の周波数を測定するだけで電力の需給バランスを判定し、火力発電装置4の出力を調整することが可能である。このように、太陽光発電装置と火力発電装置を組み合わせた複合型自立発電システムでありながら、電力の需給バランスの調整が容易であるという効果を有する。本発明の第2の実施例は、第1の実施例と同様に、太陽光発電と火力発電、蓄電装置を組み合わせた複合型自立発電システムである。以下に図面を参照して説明する。図5は、第2の実施例に係る複合型自立発電システム1Bの構成を示すブロック図である。第1の実施例と異なるのは、AC/DC変換部10が追加されていることである。従って以下では、同一部分の説明は省略し、異なる部分についてのみ説明を行う。発電制御装置5Bは、太陽光発電装置2、蓄電装置3、火力発電装置4と接続され、それらの制御を行うと共に、発電した電力を負荷へと供給する。この際、太陽光発電装置2の出力の短い周期の変動を蓄電装置3を用いて平滑化すると共に、複合型自立発電システム1B全体の発電量と負荷の需要電力量との需給バランスを保つように動作させる。発電制御装置5Bは、DC/DC変換部6、DC/AC変換部7、チャージコントローラ部8B、制御部9B、AC/DC変換部10から構成される。チャージコントローラ部8Bは、実施例1のチャージコントローラ部8Aと比較すると、AC/DC変換部10からの電力の入力を有することが異なる。チャージコントローラ部8Bは、蓄電装置3からDC/AC変換部7への放電、あるいはDC/DC変換部6及びAC/DC変換部10から蓄電装置3への充電を制御する部分である。また、蓄電装置3の蓄電量を監視する。制御部9Bは、火力発電装置4、DC/DC変換部6、DC/AC変換部7、チャージコントローラ部8B、AC/DC変換部10に接続され、各装置や各部の状態を表す情報を得ている。また、DC/DC変換部6の出力電力量、発電制御装置5Bから負荷への出力の周波数の情報を得ている。これらの情報を用いて、各装置や各部の動作を制御する。AC/DC変換部10は、交流である火力発電装置4の出力電力を直流に変換し、チャージコントローラ部8Bに供給する。以上、第2の実施例が第1の実施例と異なる部分について述べた。これらの差異による、第1の実施例と第2の実施例の最も大きな違いは、蓄電装置3を充電する際の電力を、第1の実施例では太陽光発電装置2からの電力のみでまかなっていたのに対し、第2の実施例では火力発電装置4からの電力も併せて用いることができるよう構成されている点である。上記の第1の実施例では、蓄電装置3による太陽光発電装置2の出力の平滑化において、蓄電装置3が放電禁止モードの場合は、太陽光発電装置2の出力が急に減少した場合の平滑化はできない。また蓄電装置3が充電禁止モードの場合は、太陽光発電装置2の出力が急に増加した場合の平滑化はできない。このように、第1の実施例では、蓄電装置3による太陽光発電装置2の出力平滑化ができない場合がある。第2の実施例はこの問題をさらに解決するものである。次に、第2の実施例に係る複合型自立発電システム1Bの制御に関して説明する。図6を用いて、複合型自立発電システム1Bの制御フローを詳細に説明する。図2に示した複合型自立発電システム1Aの制御フローと比較すると、S4がS104に、S5がS105に、S9がS109に変更になっている。その他の処理は同一であるので、説明を省略し、変更及び追加された処理についてのみ説明を加える。S105とS109に関しては、第1の実施例における発電制御装置5Aが、第2の実施例において発電制御装置5Bに変わったことによる変更のみであり、処理自体はS5及びS9と同様である。S4がS104に変更になったのは、上記の通り、蓄電装置3を充電する際の電力を、太陽光発電装置2からの電力に加えて火力発電装置4からの電力も用いるよう処理を変更したためである。S104の処理における蓄電装置3の蓄電量の制御の詳細な内容について、図7を用いて説明する。図7は、本実施例の蓄電装置3の蓄電量の制御に用いる3つのモードとその遷移を説明する図である。これは図4を用いて説明した第1の実施例における処理モードと少し異なる。通常モードは、蓄電装置3の蓄電量が過度に多くも少なくも無く、太陽光発電装置2の出力電力量の短い周期の増加と減少のいずれに対しても、その変動を平滑化可能な状態であることを表すモードである。これは第1の実施例における通常モードと同様である。充電モードは、蓄電装置3の蓄電量が不足している状態を表すモードである。太陽光発電装置2の出力の平滑化は、通常モードと同様に行うが、それに加えて、蓄電量の不足に対し、火力発電装置4からAC/DC変換部10により供給される電力を用いて充電を行う処理を同時に行う。このような処理を行うと、複合型自立発電システム1Bから負荷への供給電力量は減少するが、これはS105以降の、負荷の需要電力量と供給電力量のバランスを取る処理により調整される。充電モードは、第1の実施例における放電禁止モードに対応している。放電禁止モードでは、蓄電装置3の蓄電量が不足しそれ以上の放電が不可能であるために放電を禁止したが、充電モードでは、蓄電装置3の蓄電量の不足を火力発電装置4からの電力で充電することで、それ以上の放電も可能としている。放電モードは、蓄電装置3の蓄電量が過剰な状態を表すモードである。太陽光発電装置2の出力の平滑化は、通常モードと同様に行うが、それに加えて、蓄電量が過剰であることに対し、チャージコントローラ8Bを制御して、その過剰分をDC/AC変換部7に放電する。すなわち、単に平滑化のみを行った場合と比べてより多くの電力を出力する。このとき、急に放電量を増やすと負荷の需要電力量と供給電力量のバランスが大きく崩れることになるため、ゆっくりと放電量を増やす。このような処理を行うと、複合型自立発電システム1Bから負荷への供給電力量は増加するが、これはS105以降の、負荷の需要電力量と供給電力量のバランスを取る処理により調整される。放電モードは、第1の実施例における充電禁止モードに対応している。充電禁止モードでは、蓄電装置3の蓄電量が過剰でそれ以上の充電が不可能であるために充電を禁止したが、充電モードでは、蓄電装置3の蓄電量の過剰分をDC/AC変換部7に放電することで、それ以上の充電も可能としている。図7の5~8の矢印は、モード間の遷移を示す。蓄電装置3の蓄電量と所定の基準値とを比較して遷移を行う。基準値は、第1の実施例と同じくSOCmax、SOCminのほか、c1、c2、d1、d2の、合わせて6つを用いる。これらの基準値の関係は、SOCmax>d1>d2>c2>c1>SOCmin、となるよう定める。図7の5は、通常モードから充電モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がc1以下になった場合に起こる。図7の6は逆に、充電モードから通常モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がc2以上になった場合に起こる。このように、通常モードと充電モードの間の遷移の判定に用いる基準値は、遷移方向により異なり、上記のようにc2>c1となっている。これは、蓄電装置3の蓄電量が基準値付近で変動した場合にモード遷移が頻繁に発生してしまうのを防ぐために、ヒステリシスを設けてあるためである。図7の7は、通常モードから放電モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がd1以上になった場合に起こる。図7の8は逆に、放電モードから通常モードへの遷移を示す。この遷移は、蓄電装置3の蓄電量がd2以下になった場合に起こる。このように、通常モードと放電モードの間の遷移の判定に用いる基準値は、遷移方向により異なり、上記のようにd1>d2となっている。これは上記と同様に、蓄電装置3の蓄電量が基準値付近で変動した場合にモード遷移が頻繁に発生してしまうのを防ぐために、ヒステリシスを設けてあるためである。このように、3つの制御モードを定義し、蓄電装置3の蓄電量の状態に応じてモードを遷移させ、各モードにおいて適切な平滑化処理を行う。図8を用いて、上記の制御による、蓄電装置3の蓄電量の変化の例を説明する。横軸は時間、縦軸は蓄電装置3の蓄電量を表す。図中、p1からp6は、蓄電装置3の蓄電量の変化における特徴的な時点を指しており、それぞれの時点の現象や動作を順に説明する。まずp1では、蓄電装置3の制御は通常モードで行われていたところ、太陽光発電装置2の出力の急激な低下が起きたとする。例えば太陽光発電装置2への日照を雲が遮った場合である。この出力低下の平滑化のため、蓄電装置3の蓄電量が急激に減少していく。p2の時点で蓄電量がc1以下となり、蓄電装置3の制御は充電モードに遷移する。充電モードでは、火力発電装置4からAC/DC変換部10により供給される電力を用いて充電を行うため、p2からp3にかけて、蓄電量は回復していく。p2直後ではすぐには蓄電量が回復しないのは、前記のように火力発電装置4はその出力を急に増減させることはできず、出力を増加させるよう制御を行ってから実際に出力が増加するまでにタイムラグがあるためである。このタイムラグの間も平滑化のためにさらに蓄電量は減少しc1以下になる可能性があるため、それに対しても蓄電量に余裕を持たせるよう、c1はSOCminより高めに設定しておく。p3では、蓄電装置3の蓄電量がc2以上になるまでに回復したため、蓄電装置3の制御は通常モードに遷移する。このように、c2はc1より大きな値に設定されており、通常モードと充電モードの間の遷移にはヒステリシスを設けているため、頻繁にモードが変更になり、火力発電装置4を頻繁に調整する、ということが発生しないようにしている。火力発電装置4を頻繁に調整すると、その効率が悪化するためである。次にp4の時点で、太陽光発電装置2の出力の急激な増加が起きたとする。例えば太陽光発電装置2への日照を遮っていた雲が通過し、日照が回復した場合である。この増加の平滑化のため、蓄電装置3の蓄電量が急激に増加していく。p5の時点で蓄電量がd1以上となり、蓄電装置3の制御は放電モードに遷移する。放電モードでは、チャージコントローラ8Bを制御し、過剰な蓄電量をDC/AC変換部7に放電する。このとき、急に放電量を増やすと負荷の需要電力量と供給電力量のバランスが大きく崩れることになるため、ゆっくりと放電量を増やす。このように、急には蓄電装置3の蓄電量を減少させることはできず、その間も平滑化のためにさらに蓄電量が増加しd1以上になる可能性があるため、それに対しても蓄電量に余裕を持たせるよう、d1はSOCmaxより低めに設定しておく。p6では、蓄電装置3の蓄電量がd2以下になるまでに回復したため、蓄電装置3の制御は通常モードに遷移する。このように、d2はd1より小さな値に設定されており、通常モードと放電モードの間の遷移にはヒステリシスを設けているため、頻繁にモードが変更が起きないようにしている。モード変更が頻繁に起きると、チャージコントローラ8Bからの蓄電量の放出を頻繁にOn/Offすることとなる。これにより、平滑化された太陽光発電装置2の出力電力量が頻繁に変動し、その変動を吸収するために火力発電装置4を頻繁に調整する必要があり、火力発電装置4の効率が悪化するためである。第1の実施例においては、通常モードから放電禁止モードへの遷移の基準値としてSOCmin用い、通常モードから充電禁止モードへの遷移の基準値としてSOCmaxを用いていた。これに対し本実施例では、通常モードから充電モードへの遷移の基準値としてc1を用いており、c1>SOCminの関係にある。また、通常モードから放電モードへの遷移の基準値として、d1を用いており、SOCmax>d1の関係にある。このような違いが有るのは、以下のような理由による。第1の実施例における放電禁止モードでは、放電が禁止されているので、蓄電装置3の蓄電量がモード遷移の基準値以下になることはない。従って、通常モードから放電禁止モードへの遷移の基準値としてSOCminを用いても特に問題ない。一方、上記の通り本実施例では、充電モードにおいてさらに蓄電量が減少しc1以下になる可能性があるため、それに対しても蓄電量に余裕を持たせるよう、c1はSOCminより高めに設定してある。同様に、第1の実施例における充電禁止モードでは、充電が禁止されているので、蓄電装置3の蓄電量がモード遷移の基準値以上になることはない。従って、通常モードから充電禁止モードへの遷移の基準値としてSOCmaxを用いても特に問題ない。一方、上記の通り本実施例では、放電モードにおいてさらに蓄電量が増加しd1以上になる可能性があるため、それに対しても蓄電量に余裕を持たせるよう、d1はSOCmaxより低めに設定してある。このように、第1の実施例ではSOCmaxからSOCminの範囲で蓄電装置3を使用するのに対し、本実施例ではd1からc1の範囲で蓄電装置3を使用しており、SOCmaxからSOCminの範囲より狭い。このことから一見、本実施例の方が蓄電装置3の蓄電容量の利用効率が悪く、言い換えればより大容量の蓄電装置3を必要とするようにも思われる。しかしながら実際は、本実施例の方が、蓄電装置3の蓄電容量は小さくてよい。その理由は以下の通りである。第1の実施例においては上記の通り、蓄電装置3の蓄電量の偏りを戻すような積極的な制御は行っておらず、場合によっては平滑化を行えなくなる。平滑化を行えないという状態ができる限り発生しないようにするためには、蓄電装置3の蓄電容量を大きくする必要がある。一方、本実施例においては、蓄電装置3の蓄電量がc1以下になった場合、あるいはd1以上になった場合に、それを通常の状態に戻すための蓄電量の制御を積極的に行うことで、常に平滑化を行うことができる。このため、第1の実施例よりも少ない蓄電容量で同等以上の平滑化を行うことができる。以上のように、本実施例においては、蓄電装置3の蓄電量が不足した場合に、火力発電装置4により発電した電力を用いて、蓄電装置3に充電する処理を行う。それによって負荷への供給電力量が不足になった場合は、火力発電装置4の発電量を増加させる。また、蓄電装置3の蓄電量が過剰になった場合に、過剰な電力を放電する。それによって負荷への供給電力量が過剰になった場合は、火力発電装置4の発電量を減少させる。本実施例は、第1の実施例と同様の効果を有するほか、上記の処理によって、下記のような新たな効果も有する。本実施例の処理により、蓄電装置3の蓄電量を常に適切に保つことができ、過放電、満充電を防止できるという効果を有する。また、常に太陽光発電装置2の短い周期の出力変動の平滑化を行うことができるという効果を有する。第1の実施例においては上記の通り、蓄電装置3の蓄電量の状態によっては、太陽光発電装置2の平滑化を行えない場合があった。また、第1の実施例においては上記の通り、蓄電装置3の制御が放電禁止モードにあるときは、太陽光発電装置2の出力が急に減少した場合の平滑化はできず、蓄電装置3の制御が充電禁止モードにあるときは、太陽光発電装置2の出力が急に増加した場合の平滑化はできなかった。このうち、前者は対処が困難であるが、後者は、DC/DC変換部6において太陽光発電装置2の出力を制限することで対処は可能である。しかしそれでは太陽光発電装置2の出力の一部を捨てることになる。これに対して本実施例では、平滑化が不可能になることは無く、従って太陽光発電装置2の出力を制限する状態になる可能性が下がり、より長時間MPPT制御を行うことができる。このため、太陽光発電装置2によって発電した電力をより無駄なく利用できるという効果を有する。また、それは火力発電装置4の稼動を減らすことになるため、火力発電装置4の燃料消費量がさらに減少するという効果を有する。また、上記のように、本実施例によれば、蓄電装置3の蓄電容量について、第1の実施例よりもさらに少ない蓄電容量で同等以上の平滑化を行うことができる。従って、蓄電装置3の蓄電容量を一層小さくする事ができるという効果を有する。本発明の第3の実施例は、第2の実施例と同様に、太陽光発電と火力発電、蓄電装置を組み合わせた複合型自立発電システムであるが、第2の実施例と比較して、電力系統に接続され逆潮流が可能となっている点が異なる。太陽光発電装置による余剰電力を電力系統へと逆潮流することで、太陽光発電装置の発電量を有効に利用することができる。また、本実施例では、電力系統への逆潮流は行うが、電力系統からの受電は行わない。本実施例について、以下に図面を参照して説明する。図9は、第3の実施例に係る複合型自立発電システム1Cの構成を示すブロック図である。第2の実施例と異なるのは、逆潮流制御装置11が追加されていることである。従って以下では、同一部分の説明は省略し、異なる部分についてのみ説明を行う。発電制御装置5Cは、太陽光発電装置2、蓄電装置3、火力発電装置4、逆潮流制御装置11と接続され、それらの制御を行うと共に、発電した電力を逆潮流制御装置11へ出力する。この際、太陽光発電装置2の出力の短い周期の変動を蓄電装置3を用いて平滑化すると共に、複合型自立発電システム1C全体の発電量と負荷の需要電力量との需給バランスを保つように動作させる。さらに、発電制御装置5Cは、DC/DC変換部6、DC/AC変換部7、チャージコントローラ部8B、制御部9C、AC/DC変換部10から構成される。制御部9Cは、火力発電装置4、DC/DC変換部6、DC/AC変換部7、チャージコントローラ部8B、AC/DC変換部10、逆潮流制御装置11に接続され、各装置や各部の状態を表す情報を得ている。また、DC/DC変換部6の出力電力量、発電制御装置5Cから逆潮流制御装置11への出力の周波数の情報を得ている。これらの情報を用いて、各装置や各部の動作を制御する。逆潮流制御装置11は、発電制御装置5Cからの電力を入力し、それを負荷及び電力系統に出力する。このとき、発電制御装置5Cからの出力電力量が負荷の需要電力量より多い場合は、その余剰電力を電力系統に逆潮流させる。逆潮流の基本的な動作は、余剰電力がある場合に勝手に逆潮流させるというものである。本実施例では、このような基本的な動作をさせるものとする。また、逆潮流制御装置11は、電力系統から受電しないよう制限する。さらに、逆潮流制御装置11は、電力系統に向けて逆潮流が発生しているか否かの検出を行う。以上、第3の実施例が第2の実施例と異なる部分について述べた。これらの差異による、第2の実施例と第3の実施例の最も大きな違いは、上記の通り、複合型自立発電システム1Cで発電された電力の余剰が発生した場合に、第2の実施例では太陽光発電装置2の出力制限を行っていた、すなわち余剰電力を捨てていたのに対して、第3の実施例では、その余剰電力を電力系統に逆潮流させることが可能となっている点である。これは、特に太陽光発電装置2が大規模であり、余剰電力が発生しやすい場合に有効である。また、本実施例では上記のように、電力系統への逆潮流は行うが、電力系統からの受電は行わない。負荷への供給電力量は、全て複合型自立発電システム1Cの発電でまかなう。次に、第3の実施例に係る複合型自立発電システム1Cの制御に関して説明する。図10を用いて、複合型自立発電システム1Cの制御フローの詳細について説明する。図7に示した複合型自立発電システム1Bの制御フローと比較すると、S104より後の処理が大きく変わっている。従って、この部分についてのみ説明を加える。S205に関しては、第2の実施例における発電制御装置5Bが、第3の実施例において発電制御装置5Cに変わったことによる変更のみであり、処理自体はS105と変わらない。しかし、説明のわかりやすさのため、S205の処理から説明する。S205では、発電制御装置5Cから逆潮流制御装置11への出力周波数がF1未満であるかを判定する。これは、供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足しているかを判定する処理である。具体的には、制御部9Cは、発電制御装置5Cから逆潮流制御装置11への出力部分の周波数Fを測定し、これをF1と比較する。S205においてYesの場合、すなわち発電制御装置5Cから逆潮流制御装置11への出力周波数がF1未満である場合は、供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足していることになるので、供給電力量を増加させる必要がある。このため、火力発電装置4の出力を増加させるS8。具体的には、制御部9Cは、火力発電装置4の出力を増加させるよう制御する。これにより、火力発電装置4からの供給電力量が増加し、供給電力量の不足を解消する方向にシステムが制御されることになる。S8の処理が終わると、再びS2の判定処理へと戻る。なお、第2の実施例においては、S205に対応するS105の処理の後、太陽光発電装置2の出力制限中であるかを判定していたS6。しかし本実施例では、余剰電力が発生した場合に逆潮流を行うことから、太陽光発電装置2の出力制限は行わないため、S6の判定処理は不要となった。S205でNoであった場合、すなわち発電制御装置5Cから逆潮流制御装置11への出力周波数がF1以上である場合は、少なくとも供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足はしていないことになる。そこで次に、複合型自立発電システム1Cが電力系統への逆潮流を行っているかを判定するS13。具体的には、制御部9Cは、逆潮流制御装置11より、逆潮流が発生しているか否かの情報を取得する。S13でNoの場合は、逆潮流を行っていないということである。本実施例においては上記の通り、余剰電力がある場合には勝手に逆潮流する。このことから、逆潮流を行っていないということは、余剰電力が発生していないということである。S205の判定結果とあわせると、供給電力量が負荷の需要電力量に対して不足も余りもしていないことになる。従って、そのまま何もせず、再びS2の判定処理へと戻る。S13でYesであった場合、すなわち電力系統への逆潮流を行っている場合は、余剰電力が発生していることになる。本実施例は、積極的に逆潮流させることを目的とはしておらず、できるだけ火力発電装置4による発電量を下げて燃料消費を抑えることを目的としている。このため、余剰電力が発生しているのなら、まず火力発電装置4による発電量を下げることを試みる必要がある。そこで次に、火力発電装置4の出力が最低限度であるかを判定するS10。S10でYesである場合、すなわち火力発電装置4の出力が最低限度である場合は、それ以上火力発電装置4の出力を低下させることはできないため、そのまま何もせず、再びS2の判定処理へと戻る。一方、S10においてNoである場合、すなわち火力発電装置4の出力が最低限度ではない場合は、火力発電装置4の出力を減少させるS12。具体的には、制御部9Cは、火力発電装置4の出力を減少させるよう制御する。これにより、火力発電装置4からの供給電力量が減少し、電力系統への逆潮流を減らすようシステムが制御されることになる。S12の処理が終わると、再びS2の判定処理へと戻る。このように、S10の判定処理及びS12の処理は、供給電力量が負荷の需要電力量に対して過剰で、逆潮流が発生している場合に、逆潮流を減少させるための方法として、火力発電装置4の出力を制限することを優先する、言い換えれば、太陽光発電装置2の出力をできる限り優先して負荷及び電力系統に供給するように制御している。本実施例は、上記の構成及び処理を有することにより、第1の実施例及び第2の実施例と同様の効果を有するほか、下記のような効果も有する。本実施例においては、複合型自立発電システム1Cにおいて、できる限り余剰電力が発生しないように火力発電装置4の発電量を必要最小限になるように制御し、また、余剰電力が発生した場合はその電力を電力系統に逆潮流させる。これにより、太陽光発電装置2により発電した電力は常にMPPT制御により効率よく取り出され、全く無駄になることなく負荷あるいは電力系統に供給される、という効果を有する。また、本実施例においては、余剰電力を蓄電装置3に蓄電することなく、電力系統に逆潮流させるため、太陽光発電装置2の設備を増強した場合も、蓄電装置3の蓄電容量を極端に大きくする必要がなく、蓄電装置3の蓄電容量の増加は、太陽光発電装置2の発電容量の増加によって必要となる出力平滑化能力の増加分をまかなうだけですむ、という効果を有する。また、複合型自立発電システム1C内で、発電量の調整を優先的に行うため、電力系統への逆潮流が頻繁に起こるわけでなく、また太陽光発電装置2の出力は蓄電装置3により平滑化されているため、比較的変動がゆるやかになった電力が逆潮流される。そのため、電力系統への影響が小さいという効果を有する。上記の第1~第3の実施例においては、太陽光発電装置と、蓄電装置と、燃料使用型発電装置を組み合わせた複合型自立発電システムの制御に関して述べてきた。これは、太陽光発電装置のみならず、風力発電装置、波力発電装置など、太陽光発電装置と同様に様々要因で様々な周期の出力変動、特に短い周期の出力変動が発生する自然エネルギー利用発電装置一般に関して適用することも可能である。以上、第1の実施例乃至第3の実施例について具体的に説明を行ったが、本発明はそれらに限定されるものではない。上述した3つの実施例にそれぞれ開示された技術的手段を適宜組み合わせて得られる実施例についても本発明の技術的範囲に含まれる。また、上記の実施例において、添付図面に図示されている構成等については、あくまで一例であり、これらに限定されるものではなく、本発明の効果を発揮する範囲内で適宜変更することが可能である。その他、本発明の目的の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜変更して実施することが可能である。上記の実施例の説明では、本発明の機能を実現するための各構成要素をそれぞれ異なる部位であるとして説明を行っているが、実際にこのように明確に分離して認識できる部位を有していなければならないわけではない。上記の実施例の機能を実現する複合型自立発電システムが、機能を実現するための各構成要素を、例えば実際にそれぞれ異なる部位を用いて構成していてもかまわないし、あるいは、全ての構成要素を一つの部位に実装していてもかまわない。すなわち、どういう実装形態であれ、機能として各構成要素を有していれば良い。また、本実施例で説明した機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより各部の処理を行ってもよい。なお、ここでいうコンピュータシステムとは、OSや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、コンピュータシステムは、WWWシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境あるいは表示環境も含むものとする。また、コンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ROM、CD-ROM等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらにコンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また前記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであっても良い。