"自然エネルギーを利用した自家発電設備による発電電力を、構内の配電線に送電して負荷に供給すると共に、電力会社の配電線へ送電する需要家に設置される電力需給制御装置であって、前記自家発電設備の発電量を検出する発電量検出手段と、前記自家発電設備より小規模に構成され、前記自家発電設備が利用する自然エネルギーの強度を計測する自然エネルギー量検出手段と、前記自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度に基づいて前記自家発電設備の発電量を予測発電量として推定し、自家発電設備の発電量と予測発電量とから前記自家発電設備の発電効率を判断する制御手段とを備えたことを特徴とする電力需給制御装置。前記制御手段は、前記自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度を、前記自家発電設備の規模の大きさに対応させて算出した前記自家発電設備の発電量に、前記自家発電設備の設置環境に基づいた発電率を示す補正係数を乗じて予測発電量を算出する請求項1記載の電力需給制御装置。前記電力会社が供給する電力を制御するための情報として、前記自家発電設備の発電量として推定された予測発電量を、前記電力会社が所有する通信網へ送信する通信手段を備えた請求項2記載の電力需給制御装置。前記自然エネルギー量検出手段は、前記需要家の引込口に設置される負荷開閉器に配置されている請求項1から3のいずれかの項に記載の電力需給制御装置。前記自然エネルギー量検出手段は、前記需要家の引込口に設置される負荷開閉器による高圧配電線の投入または開放を制御する制御装置に配置されている請求項1から3のいずれかの項に記載の電力需給制御装置。前記自然エネルギー量検出手段は、前記自家発電設備の周囲に複数設けられ、前記制御手段は、前記複数の自然エネルギー量検出手段からの自然エネルギーの強度の時間的な変移に基づいて予測発電量を算出する請求項1から3のいずれかの項に記載の電力需給制御装置。前記制御手段は、前記構内の配電線から検出した電圧および電流から求められた力率を、前記通信手段を介して前記電力会社へ送信する機能を備え、前記制御手段は、前記通信手段を介して受信した前記電力会社からの制御信号に基づいて進相コンデンサの接続を制御する請求項1から6のいずれかの項に記載の電力需給制御装置。しかし、特許文献1に記載の系統連系システムでは、太陽電池分散電源による発電量を、制御装置が直交変換器から入力することで、第3の通信伝達手段から第2の情報伝達手段へ、更に第1の伝達手段へと上位に発電量を伝達しているが、期待される発電量が得られていないことまでは判別がつかない。例えば、曇り空であれば発電効率が低下しても一時的なものであるため問題はないが、太陽電池のパネル表面が汚れているとか、太陽電池の一部が故障している場合では、何らかの対応が必要になる。何の対応もせずに放置すれば、発電効率が益々低下するおそれがある。従って、発電効率が低下したままの状態で太陽電池を使用しつづけていたのでは自然エネルギーを有効活用しているとはいえない。また、電力会社側で配電線の電力供給の品質を保持するために電圧調整されているが、自家用発電から逆潮流し配電線へ供給される電力が刻々と変化し不安定なため、配電線の電力品質を一定に保つことが困難な状態にある。そこで本発明は、配電線および自然エネルギーを利用した自家発電設備を効率的に運用稼働させることができる電力需給制御装置を提供することを目的とする。本発明の電力需給制御装置は、自然エネルギーを利用した自家発電設備による発電を、構内の配電線に送電して負荷に供給すると共に、電力会社の配電線へ送電する需要家に設置される電力需給制御装置であって、前記自家発電設備の発電量を検出する発電量検出手段と、前記自家発電設備より小規模に構成され、前記自家発電設備が利用する自然エネルギーの強度を計測する自然エネルギー量検出手段と、前記自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度に基づいて前記自家発電設備の発電量を予測発電量として推定し、自家発電設備の発電量と予測発電量とから前記自家発電設備の発電効率を判断する制御手段とを備えたことを特徴とする。本発明の電力需給制御装置によれば、自然エネルギー量検出手段は自家発電設備より小規模に構成されているので設置は容易である。そして、自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度から、制御手段が自家発電設備の発電量を予測発電量として推定し、この予測発電量と、発電量検出手段が検出した自家発電設備の発電量とから、制御手段が発電効率を判断できるので、自家発電設備が期待される発電量を発電していなければ、その状態を検出することができる。前記制御手段は、前記自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度を、前記自家発電設備の規模の大きさに対応させて算出した前記自家発電設備の発電量に、前記自家発電設備の設置環境に基づいた発電率を示す補正係数を乗じて予測発電量を算出する方が望ましい。制御手段が、自家発電設備の発電量を推定する際に、まず、自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度から自家発電設備の規模の大きさに対応させて算出する。しかし、自然エネルギー量検出手段と自家発電設備との規模の大きさに対応させて算出したものは、自家発電設備の設置環境によっては大きく異なる場合がある。そこで、制御手段が、自家発電設備の設置環境に基づいた発電率を示す補正係数を乗じて予測発電量を算出することで、自家発電設備の発電量を正確に推定することができる。前記電力会社が供給する電力を制御するための情報として、前記自家発電設備の発電量として推定された予測発電量を、前記電力会社が所有する通信網へ送信する通信手段を備える方が望ましい。通信手段が自家発電設備の発電量として推定された予測発電量を電力会社が所有する通信網へ送信することで、この需要家の発電量から電力会社は電力系統の電圧上昇を予測して、電力系統の自動電圧調整器やリアクトルなどに電圧上昇を抑制するような制御を行うことができる。前記自然エネルギー量検出手段が、前記需要家の引込口に設置される負荷開閉器に配置されていると、地面より高い位置に設置されることになるため、建物の影等、周囲の影響を受けにくい。従って、自然エネルギーの強度を正確に測定することができる。また、前記自然エネルギー量検出手段が、前記需要家の引込口に設置される負荷開閉器による高圧配電線の投入または開放を制御する制御装置に配置されていると、地面に近い高さに設置されることになるので、メンテナンスが容易である。前記自然エネルギー量検出手段は、前記自家発電設備の周囲に複数設けられ、前記制御手段は、前記複数の自然エネルギー量検出手段からの自然エネルギーの強度の時間的な変移に基づいて予測発電量を算出する方が望ましい。この場合、自然エネルギー量検出手段からの複数の自然エネルギーの強度の時間的な変移から自家発電設備の発電量を予測することができる。前記制御手段は、前記構内の配電線から検出した電圧および電流から求められた力率を、前記通信手段を介して前記電力会社へ送信する機能を備え、前記制御手段は、前記通信手段を介して受信した前記電力会社からの制御信号に基づいて進相コンデンサの接続を制御するのが望ましい。電力会社は通信装置を介して受信した力率に基づいて、進相コンデンサの接続を制御することが可能となり、需要家単位で力率の制御を行うことができることから配電線系統全体の電力品質の安定化につながる。本発明は、制御手段が自家発電の発電量を監視し、自然エネルギー量検出手段と比較して発電効率を判断することにより、自家発電設備が期待される発電量を発電していなければ、その状態を検出することができるので、自家用発電設備の稼動状態を確認する際の保守点検が容易で、自然エネルギーを利用した自家発電設備を効率的に稼働させることができる。また、本発明は、電力会社は各需要家側の自家発電量の変化および需要家の力率を通信手段によって把握することで、配電線の電力の状態を時間的に予測して調整準備することが可能となり、常に供給電力を適正な品質状態に保つことができるものである。実施の形態1本発明の実施の形態1に係る電力需給制御装置を図面に基づいて説明する。図1に示すように、それぞれの高圧需要家以下、単に需要家と称する。には、配電用変電所A,Bから電力が電力系統側の配電線L1,L2により配電される。配電用変電所A系の配電線L1と配電用変電所B系の配電線L2には、それぞれ電圧および電流を監視するセンサ内蔵開閉器S1が設置されている。配電線L1には、自立分散型配電線電圧調整装置SCCやリアクトルなどが設置されている。配電線L2には、自動電圧調整器SVRなどが設置されている。配電線L1と配電線L2との終端には、定常運転状態では開放状態である常開開閉器S2が設置されている。センサ内蔵開閉器S1と常開開閉器S2とには、遠制遠方監視制御子局N1が接続されている。遠制子局N1は、センサ内蔵開閉器S1と常開開閉器S2からの情報を、配電線遠制用通信線Wを介して、光ネットワークを利用したインターネットプロトコル通信、またはメタルケーブルを使用したパルスコード通信により、電力営業所に設けられた遠制親局N2へ送信したり、遠制親局N2からのセンサ内蔵開閉器S1と常開開閉器S2への開閉指示を受信したり、自立分散型配電線電圧調整装置への制御指示やリアクトルの接続指示を受信したりする。また、遠制子局N1は、需要家内に設置された制御装置との通信機能を備えている。ここで、需要家の構成について、図2に基づいて説明する。需要家には、電力系統との責任分界点となる需要家の引込口に配置される負荷開閉器100と、この負荷開閉器100による高圧配電線の投入または開放を制御する制御装置200と、需要家内の変電所に配置された力率改善装置400とを備えている。また、需要家は、負荷需要家負荷Lへの電力を賄うために、電力会社からの給電だけでなく、自家発電設備300を備えている。本発明の実施の形態に係る電力需給制御装置は、負荷開閉器100と制御装置200と力率改善装置400とにより構成することができる。まず、負荷開閉器100の構成から説明する。負荷開閉器100は、開閉手段101と、零相電流検出手段102と、負荷電流検出手段103と、零相電圧相間電圧検出手段104と、自然エネルギー量検出手段105とを備えている。開閉手段101は、R,S,Tの各相の引込配電線の開放を行ったり、過電流発生事故状態の解除により人手による投入を行ったりするものである。零相電流検出手段102は、地絡事故発生時に流れる零相電流を検出する零相変流器ZCTである。負荷電流検出手段103は引込配電線に流れる負荷電流を検出する過電流ロックリレーOCRである。零相電圧相間電圧検出手段104は、零相電圧を検出する零相電圧検出装置ZPDと相間電圧を検出する機器用変成器PDである。自然エネルギー量検出手段105は、自家発電設備300が太陽光発電をするものであれば、自家発電設備300として設置された太陽光発電パネルより小規模な太陽光発電パネルや日射計である。自然エネルギー量検出手段105が小規模な太陽光発電パネルであれば、検出された自然エネルギーの強度は発電電流の電流信号である。また、自然エネルギー量検出手段105が日射計であれば、自然エネルギーの強度は太陽光の強度を示すデジタルデータである。また、自然エネルギー量検出手段105は、自家発電設備300が風力発電をするものであれば、自家発電設備300として設置された風力発電機より小規模な風力発電機や風速計や風力計であり、自然エネルギー量検出手段105が風力計であれば、自然エネルギーの強度は風力を示すデジタルデータで、自然エネルギー量検出手段105が風速計であれば、自然エネルギーの強度は風速を示すデジタルデータである。自然エネルギー量検出手段105が太陽光発電パネルであれば、負荷開閉器100や制御装置200に配置することができる。また、自然エネルギー量検出手段105が風力発電機や風力計、風速計であれば、負荷開閉器100の天面より高く支柱を立てて設けるのが望ましい。ここで、自然エネルギー量検出手段105を太陽光発電パネルとした場合の設置例について、図面に基づいて説明する。図3では、自然エネルギー量検出手段105を負荷開閉器100に設けている。負荷開閉器100は、通常、電支柱Pの高い位置に設けられているため、自然エネルギー量検出手段105が負荷開閉器100に設けられることで、自然エネルギー量検出手段105が他の物により光が遮られることなく、他の物の影になりにくい。従って、自然エネルギー量検出手段105への影の影響を少ないものとすることができる。また、図4では、自然エネルギー量検出手段105を制御装置200に設けている。制御装置200は、通常、地面に比較的近い位置に設置されているため、自然エネルギー量検出手段105が制御装置200に設けられていることで、自然エネルギー量検出手段105のメンテナンスを行う際には、高所作業のための特別な器具を使用することなく実施することができる。自然エネルギー量検出手段105の設置場所は、周りの環境に合わせて選択できる。次に、制御装置200の構成を図2に基づいて説明する。制御装置200は、零相電流変換手段201と、開閉器トリップ手段202と、負荷電流変換手段203と、零相電圧相間電圧変換手段204と、エネルギー量変換手段205と、カレンダー手段206と、記憶手段207と、通信手段208と、制御電源手段209と、警報接点手段210と、発電量検出手段211と、設定手段212と、制御手段213とを備えている。零相電流変換手段201は、零相電流検出手段102からの零相電流量を示す電流信号を電圧信号へ変換すると共に、アナログ信号からデジタル信号へ変換するものである。開閉器トリップ手段202は、制御手段213からの放勢を指示する信号を電圧信号として変換するものである。負荷電流変換手段203は、負荷電流検出手段103の負荷電流量を示す電流信号を電圧信号へ変換すると共に、アナログ信号からデジタル信号へ変換するものである。零相電圧相間電圧変換手段204は、零相電圧相間電圧からの零相電圧を示す電圧信号と相間電圧を示す電圧信号をデジタル信号へ変換するものである。エネルギー量変換手段205は、自然エネルギー量検出手段105からの自然エネルギーの強度を示す信号が電流信号である場合に、電流信号をデジタル信号へ変換するものとして必要となる。従って、自然エネルギー量検出手段105からの信号がデジタル信号である場合には省略することもできる。カレンダー手段206は、年月日や時間、曜日を刻時するものである。記憶手段207は、設定手段212により設定された設定データが格納されている。記憶手段207には、主な設定データとして、地絡動作電圧設定データと、地絡動作電流設定データと、地絡動作時間設定データと、定格発電量設定データと、換算設定データと、補正係数設定データと、識別コード設定データとが格納されている。地絡動作電圧設定データは、地絡事故の発生を判断するための電圧値である。地絡動作電流設定データは、地絡事故の発生を判断するための零相電流の設定値である。地絡動作時間設定データは、地絡事故発生時の検出時間設定値である。補正係数設定データは、自家発電設備300の自然エネルギー発電装置の定格発電電力に対する補正値を示す補正値である。換算設定データは、自然エネルギー量検出手段105による発電量から自家発電設備300の発電量を換算するための値である。識別コード設定データは、電力会社と通信する際に、需要家を識別するためのIDである。通信手段208は、制御手段213からの送信データを遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信したり、遠制子局N1からの受信データを制御手段213へ送信したりする機能を備えている。通信手段208と遠制子局N1またはコンセントレータN3との間の通信は、無線通信または有線通信のいずれでもよい。また、手順については、従来からある通信方式が採用できる。制御電源手段209は、需要家内に設置された変電所からの電源供給、または負荷開閉器100に内蔵されている制御電源変圧器により制御装置200内の各回路ブロック各手段へ電源を供給する電源装置としての機能と、制御手段213からの通信データを変調して電力線搬送通信により需要家構内変電所内の力率制御装置400へ送信する通信装置としての機能とを備えている。警報接点手段210は、制御手段213からの出力による接点インターフェースである。発電量検出手段211は、自然エネルギーを利用した自家発電設備300の発電量を検出して出力する機能を備えたものである。設定手段212は、管理者の操作によって制御装置200の制御方法の各種条件を示す設定データを予め設定する機能を備えている。この設定内容は、地絡動作電圧,地絡動作電流,地絡動作時間,定格発電量,発電量換算係数,識別コード,出力補正係数等の設定であり、記憶手段207に各データが格納される。制御手段213は、制御装置200全体を統括制御するもので、演算機能や判定機能を備えた処理装置として機能するものである。次に、需要家内に設置された自家発電設備300について説明する。自家発電設備300は、自然エネルギー発電装置301と、パワーコンディショナ302と、トランス303とを備えている。自然エネルギー発電装置301は、自然エネルギーを利用して発電する装置であり、太陽光発電であれば太陽光発電パネルとしたり、風力発電であれば風力発電機としたりすることができる。自然エネルギー発電装置301は、大出力を得るために複数台数から構成される。パワーコンディショナ302は、複数の自然エネルギー発電装置301からの出力を一つの系統に統合すると共に、交流電圧に変換する機能を備えている。トランス303は、引込配電線へ送電するために昇圧するものである。次に、需要家内の変電所に設置された力率改善装置400について説明する。力率改善装置400は、進相コンデンサ401と、制御装置200と通信する通信制御手段402と、通信制御手段402からの指示により進相コンデンサ401と引込配電線との接続開放を制御する信号を駆動するコンデンサ接続駆動手段403と、出力手段403からの信号により進相コンデンサ401を引込配電線へ接続状態または非接続状態とする開閉器により構成されたコンデンサ接続手段404とを備えている。通信制御手段402には、通信する際に、自装置か否かを判定するための識別コードが格納されている。以上のように構成された需要家における制御装置200と力率改善装置400との制御方法について、図面に基づいて説明する。まず、制御装置200の制御手段213の動作から説明する。なお、自家発電設備300の自然エネルギー発電装置301と自然エネルギー量検出手段105は太陽光発電パネルである。図5に示すように、制御手段213は、零相電流検出手段102および零相電流変換手段201により零相電流を検出測定する。また、制御手段213は、零相電圧相間電圧検出手段104および零相電圧相間電圧変換手段204により零相電圧を検出測定するステップS10。制御手段213は、測定された零相電流および零相電圧と、記憶手段207に格納された設定データである地絡動作電流設定データおよび地絡動作電圧設定データと、零相電流および零相電圧の位相差から検出された潮流方向とに基づいて需要家構内で地絡事故が発生しているか否かを判定するステップS20。ステップS20にて地絡事故が発生していると判定されればステップS30からステップS40へ移行する。地絡事故が発生していないと判定されればステップS50へ移行する。ステップS30にて需要家構内で地絡事故が発生していると判定された場合、制御手段213は、記憶手段207に格納された地絡動作時間設定データに基づいて、所定の地絡検出時間の経過を待つステップS40。地絡検出時間が経過するまで地絡電流が検出されれば、制御手段213は、開閉器トリップ手段202へ放勢を指示する信号トリップ出力有効を出力することで、開閉手段101を開放するステップS60。そして、制御手段213は、カレンダー手段206から読み込んだ日時データを事故発生日時データとして、このときの零相電流、零相電圧を事故発生情報として、記憶手段207に格納された需要家を識別する識別コード設定データを付し、通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信し、ステップS50へ移行するステップS70。ステップS30にて地絡事故が発生していないと判定された場合、制御手段213が、負荷電流検出手段103および負荷電流変換手段203により負荷電流を測定する。また、制御手段213は、零相電圧相間電圧検出手段104および零相電圧相間電圧変換手段204により相間電圧を測定する。更に、制御手段213は、負荷電流および相間電圧から力率を測定するステップS50。そして、制御手段213は、カレンダー手段206から読み込んだ日時データを測定日時データとし、負荷電流および相間電圧を測定データとして通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信するステップS80。次に、制御手段213は、自然エネルギー量検出手段105からの自然エネルギーの強度をエネルギー量変換手段205から入力することで自然エネルギー量検出手段105による発電量を測定するステップS90。制御手段213は、ステップS90にて測定した自然エネルギー量検出手段105の発電量から自家発電設備300の発電量を推定するステップS100。ここで、制御手段213による自家発電設備300の発電量の推定について詳細に説明する。まず、自然エネルギー量検出手段105の発電量自然エネルギーの強度を自家発電設備300の規模の大きさに対応させるために、自然エネルギー量検出手段105から得られた発電量に換算設定データを乗算することで、自家発電設備300に設置された大規模な太陽光発電パネルの発電量を算出する。例えば、自然エネルギー量検出手段105として設置された小規模な太陽光発電パネルの定格出力が10Wで、自家発電設備300の発電量が10KWであれば、自然エネルギー量検出手段105により測定された発電量の1000倍が自家発電設備300の発電量となる。また、自然エネルギー量検出手段105として設置された小規模な太陽光発電パネルは、例えば、定格出力が10Wであったとしても、設置角度、設置向きなどの設置環境に応じて出力値が低下することがある。従って、低下率を80とすると、自然エネルギー量検出手段105から得られた発電量が5Wであれば定格発電時には6.25Wとなるはずである。従って、1÷0.8×1000=1250を換算設定データとして、自然エネルギー量検出手段105により得られた発電量に乗算することで、自然エネルギー量検出手段105の発電量を自家発電設備300の発電量に換算することができる。しかし、自家発電設備300として設置された大規模な太陽光発電パネルも、設置角度、設置向きなどの設置環境に応じて出力値が変わる。大規模な太陽光発電パネルの定格出力が設置環境に基づいて発電率、つまり太陽光発電パネルが設置環境によって低下する比率が補正係数設定データとして記憶手段207に設定されている。この補正係数設定データを、換算された自家発電設備300の発電量に乗算することで、自家発電設備300の発電量を予測発電量として推定することができる。例えば、補正係数設定データが低下率70であれば、換算された自家発電設備300の発電量に0.7を乗算することで、自家発電設備300の発電量を算出することができる。制御手段213は、このようにして得られた予測発電量を自家発電推定データとして記憶手段207に格納する。次に、制御手段213は、予測発電量の平準化処理が完了しているか否かを判定するステップS110。これは、自然環境が時々刻々と変化することに対応して自然エネルギーを利用した発電量も変化するため、予測発電量を電力会社へ逐次送信するのでなく、一定時間の積分または平均を取り、これを予測発電量として送信する。従って、ステップS110にて、予測発電量の平準化処理が完了していないと判定されれば、平準化処理を行うステップS120。また、平準化処理が完了していれば、制御手段213は測定の日時を示す日時データと、平準化処理を終えた予測発電量とを、通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信するステップS130。次に、制御手段213は、発電量検出手段211からの信号を入力して自然エネルギー発電装置301の発電量を測定するステップS140。次に、制御手段213は、測定された自然エネルギー発電装置301の発電量の平準化処理が完了しているか否かを判定するステップS150。ステップS150にて、自家発電推定データの平準化処理が完了していないと判定されれば、平準化処理を行うステップS160。平準化処理が完了していれば、制御手段213は測定の日時を示す日時データと、平準化処理を終えた自然エネルギー発電装置301の発電量とを、通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信するステップS170。そして、制御手段213は、平準化処理された予測発電量と、平準化処理された自然エネルギー発電装置301の発電量との差の絶対値が所定値内か否かを判定することで発電効率を検査するステップS180。ステップS180にて判定された結果が、所定値内であるときは期待される発電を自家発電設備300から得られているということで、制御手段213はステップS200へ移行する。また、ステップS180にて判定された結果が、所定値より小さいときには発電効率が悪化していることを示しているので、制御手段213は警報接点手段210の接点を投入して、警報接点手段210に接続された図示しない報知手段により管理者に報知するステップS190。次に、制御手段213は、電力会社からの通信データを、通信手段208を介して受信したときに、この通信データが進相コンデンサ制御の指示であるか否かを判定するステップS200。ステップS200にて、電力会社からの通信データが進相コンデンサ制御の指示であると判定された場合には、制御手段213は、電力会社からの通信データを力率改善装置400へ送信するステップS210。ステップS210にて、通信データが進相コンデンサ制御の指示でないと判定された場合には、なにもせずこのまま終了する。制御手段213は、このようなステップS10からステップS210までの処理を繰り返し実行している。次に、力率改善装置400の通信制御手段402の動作について図面に基づいて説明する。図6に示すように、通信制御手段402は、まず制御手段213からの通信が自装置宛てであるか否かを判定し、自装置であると判定された場合には、ステップS310へ移行し、自装置でなければ制御を終了するステップS300。ステップS300にて、制御手段213からの通信が自装置宛てであると判定された場合には、電力会社からの通信データが進相コンデンサ401の接続を有効とすることを示す接続有効の指示か否かを判定し、接続有効の指示であればステップS320へ移行し、接続有効の指示で無ければステップS330へ移行するステップS310。ステップS310にて接続有効の指示であると判定された場合には、通信制御手段402がコンデンサ接続駆動手段403へ進相コンデンサ401の接続指示を出力するステップS320。そうすることで、コンデンサ接続駆動手段403がコンデンサ接続手段404を駆動して、進相コンデンサ401を引込配電線に接続する。進相コンデンサ401が引込配電線に接続されることで、遅れ位相を進み位相により相殺して力率を改善することができる。次に、通信制御手段402は、電力会社からの通信データが進相コンデンサ401の接続を無効とする接続無効の指示か否かを判定し、接続無効の指示であればステップS340へ移行し、接続無効の指示で無ければステップS350へ移行するステップS330。ステップS330にて接続無効の指示であると判定された場合には、通信制御手段402がコンデンサ接続駆動手段403へ進相コンデンサ401の切り離し指示を出力するステップS340。そうすることで、コンデンサ接続駆動手段403がコンデンサ接続手段404を駆動して、進相コンデンサ401を引込配電線から切り離す。進相コンデンサ401を引込配電線から切り離すことで、電力系統の配電線の電圧に対して高い電圧、進み力率なった引込配電線の電圧を抑制することができる。次に、通信制御手段402は、電力会社からの通信データが自律制御の指示か否かを判定し、自律制御の指示であればステップS360へ移行し、自律制御の指示で無ければ終了するステップS350。ステップS350にて自律制御の指示であると判定された場合には、通信制御手段402は、目標値制御か否かを判定し、目標値制御であればステップS370へ移行し、目標値制御でなければステップS380へ移行するステップS360。ステップS360にて目標値制御であると判定された場合には、通信制御手段402は目標値制御を実行するステップS370。目標値制御とは、電力会社から制御装置200を介して力率改善装置400の通信制御手段402に予め通知された目標とする力率を基準に、制御装置200から通知される引込配電線の力率に基づいて、進相コンデンサ401の接続切り離しを制御して自律的に力率を改善する制御方法である。ステップS360にて目標値制御の指示では無いと判定された場合には、通信制御手段402は、スケジュール制御か否かを判定し、スケジュール制御であればステップS390へ移行し、スケジュール制御でなければステップS400へ移行するステップS380。ステップS380にてスケジュール制御であると判定された場合には、通信制御手段402はスケジュール制御を実行するステップS390。スケジュール制御とは、電力会社から制御装置200を介して力率改善装置400の通信制御手段402に予め通知されたスケジュールに沿って進相コンデンサ401の接続切り離しを制御して自律的に力率を改善する制御方法である。スケジュール制御は、例えば、一週間単位で曜日に応じて、進相コンデンサ401の接続切り離しを計画することができる。このときの曜日の管理は、通信制御手段402内にカレンダー手段を設けてもよいし、制御装置200のカレンダー手段206からの曜日データを取り込み利用することができる。ステップS380にてスケジュール制御で無いと判定された場合には、通信制御手段402は、タイマー制御を実行するステップS400。タイマー制御とは、電力会社から制御装置200を介して力率改善装置400の通信制御手段402に予め通知された1日の予定に沿って進相コンデンサ401の接続切り離しを制御して自律的に力率を改善する制御方法である。タイマー制御は、例えば、午前8時に進相コンデンサ401の接続を行い、午後7時に進相コンデンサ401の切り離しを行うなどの計画とすることができる。このときの時間の管理は、通信制御手段402内にカレンダー手段を設けてもよいし、制御装置200のカレンダー手段206からの曜日データを取り込み利用することができる。通信制御手段402は、このようなステップS300からステップS400までの処理を繰り返し実行している。このようにして、制御手段213が、自家発電設備300の発電量を予測発電量として推定し、この予測発電量と、発電量検出手段211が検出した自家発電設備の発電量とから、発電効率を判断するので、自家発電設備300が期待される発電量を発電してなければ、その状態を検出することができる。従って、自然エネルギーを利用した自家発電設備300を効率的に稼働させることができるまた、制御手段213は、発電効率を判定するときに、自家発電設備300の定格発電量に対する設置環境に応じた実発電量から求められた補正係数を乗じて予測発電量を算出しているので、自家発電設備の発電量を正確に推定することができる。また、需要家から電力会社へ自家発電設備300の発電量が送信されるので、この需要家の発電量から電力会社は電力系統の電圧上昇を予測して、遠制親局N2から遠制子局N1へ電力系統の自動電圧調整器やリアクトルなどに電圧上昇を抑制するような制御を送信することができる。更に、制御手段213は、ステップS80にて検出された力率を、通信手段208を介して電力会社へ送信することで、電力会社から送信される制御信号に基づいて進相コンデンサ401の接続を制御するので、需要家単位で力率の制御を行うことができる。実施の形態2次に、本発明の実施の形態2に係る電力需給装置について、図面に基づいて説明する。なお、図7においては、図2と同じ構成のものは同符号を付して説明を省略する。また、制御装置300としては、エネルギー量変換手段205と制御手段213のみを図示している。図7に示すように、自家発電設備300の自然エネルギー発電装置301として大規模な太陽光発電パネルが設置され、その周囲に自然エネルギー量検出手段105として小規模な太陽光発電パネルC1~C4が設置されている。本実施の形態では、矩形状の自然エネルギー発電装置301の角部となる4カ所に太陽光発電パネルC1~C4が設置されている。このように自然エネルギー量検出手段105太陽光発電パネルC1~C4を配置することで、複数の太陽光発電パネルC1~C4から自然エネルギーの強度が発電量として測定できる。そして、それぞれの太陽光発電パネルC1~C4の発電量の時間的な変移から自家発電設備300の発電量を予測することができる。例えば、太陽光発電パネルC1,C2の発電量が徐々に低下し、太陽光発電パネルC3,C4の発電量に変化がないものとすると、太陽光発電パネルC1,C2側から雲が移動していることが予測できる。従って、自然エネルギー発電装置301大規模な太陽光発電パネルの発電量は、太陽光発電パネルC1,C2の発電量が徐々に低下し始めた段階で、太陽光発電パネルC1,C2の発電量の低下速度に応じて低下することが予測できる。そして、自然エネルギー発電装置301の発電量が低下し、更に太陽光発電パネルC3,C4の発電量が低下することで、発電量の低下の原因が、汚れや故障ではなく、雲の移動であることを確認することができる。このような手順により制御手段213は自然エネルギー発電装置301の周囲に配置した複数の太陽光発電パネルC1~C4の発電量から自然エネルギー発電装置301の発電量を予測することができる。なお、本実施の形態2では自然エネルギー量検出手段105を太陽光発電パネルを例に説明したが、照度計としても同様に発電量を予測することができる。また、自然エネルギー発電装置301が風力発電であっても同様である。また、本実施の形態2では、矩形状の自然エネルギー発電装置301の角部となる4カ所に太陽光発電パネルC1~C4を設置しているが、太陽光発電パネルを対向する角部に対応する2箇所や対辺に対応の2箇所に設置してもよい。また、横に長く太陽光発電パネルが設置されている場合は、発電量の予測精度を上げるために長手方向の中間部の上部,下部に自然エネルギー量検出手段105として機能する太陽光発電パネルを追加しても良い。以上、本発明の実施の形態について説明してきたが、本発明は前記実施例に限定されるものではない。例えば、本実施の形態では、電力需給装置を需要家の引込口に配置される負荷開閉器100およびこの負荷開閉器100を制御する制御装置200に適用しているが、別装置としてもよい。また、力率改善装置400を需要家の変電所に設けているため制御装置300と電力線を介して接続されているが、制御装置300と直接接続するように構成してもよい。"