需要家に電力を供給する電力系統を制御するための電力系統制御システムであって、前記需要家が生成又は消費した電力値を計測し、前記電力値を含む電力情報を生成する計測装置と、前記計測装置及び前記電力系統を制御可能な系統制御装置と、前記計測装置と前記系統制御装置との間の情報伝達を可能とする通信路と、を備え、前記系統制御装置は、各計測装置から送信された電力情報を、前記通信路を介して受信する電力情報受信部と、前記受信した複数の電力情報に基づき、電力値が所定の大きさ以上変化する需要家及び時間帯を予測し、前記予測した時間帯を含む予測情報を生成する予測部と、前記予測した需要家が存在するエリアである予測エリアの各計測装置に対して、前記予測情報を送信する予測情報送信部と、を備え、前記計測装置は、電力値を所定の時間間隔で計測する計測部と、前記系統制御装置から送信された前記予測情報を受信する予測情報受信部と、前記予測情報に基づいて第1の時間間隔又は前記第1の時間間隔よりも長い第2の時間間隔のいずれの時間間隔で電力情報を送信すべきかを判断し、前記判断した時間間隔で前記計測部によって計測された電力値を含む前記電力情報を前記系統制御装置に送信する電力情報送信部と、を備える電力系統制御システム。前記計測装置が備える前記電力情報送信部は、前記予測情報に含まれる前記時間帯の間は、前記第1の時間間隔で前記電力情報を前記系統制御装置に送信するように判断することを特徴とする請求項1記載の電力系統制御システム。需要家に供給される電力の電圧を調整可能な電圧調整装置と、太陽光を受けると電力を生成し、生成した電力を電力系統に供給可能な太陽光発電装置をさらに備え、前記系統制御装置は、前記計測装置から前記第1の時間間隔で送信された前記電力情報に基づいて、前記需要家に供給される電力の電圧が所定の範囲を逸脱しないように前記電圧調整装置を制御する電圧制御部をさらに備えることを特徴とする請求項2記載の電力系統制御システム。前記系統制御装置が備える予測部は、過去の時間帯における複数の電力情報に基づいて、電力値が所定の大きさ以上変化した需要家が存在するエリアの時間的推移を分析することにより、今後、電力値が所定の大きさ以上に変化する需要家及び時間帯を予測して予測情報を生成することを特徴とする請求項3記載の電力系統制御システム。前記系統制御装置において、前記予測情報送信部は、前記予測エリアに隣接する各エリアの各計測装置に対しても前記予測情報を送信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電力系統制御システム。前記系統制御装置が備える前記予測情報送信部は、前記予測エリアに存在する各計測装置に対して、前記予測情報を放送型で送信することを特徴とする請求項1乃至5のいずれかに記載の電力系統制御システム。需要家に電力を供給する電力系統を制御する電力系統制御方法であって、前記需要家が生成又は消費した電力値を計測し、前記電力値を含む電力情報を生成する計測装置と、前記計測装置及び電力系統を制御可能な系統制御装置と、前記計測装置と前記系統制御装置との間の情報伝達を可能とする通信路と、を備え、前記系統制御装置は、各計測装置から送信された電力情報を、前記通信路を介して受信し、前記受信した複数の電力情報に基づき、今後、電力値が所定の大きさ以上変化する需要家及び時間帯を予測し、前記予測した時間帯を含む予測情報を生成し、前記予測した需要家が存在するエリアである予測エリアの各計測装置に対して、前記予測情報を送信し、前記計測装置は、電力値を所定の時間間隔で計測し、前記系統制御装置から送信された前記予測情報を受信し、前記予測情報に基づいて第1の時間間隔、又は前記第1の時間間隔よりも長い第2の周期のいずれかの時間間隔で送信すべきかを判断し、前記判断した時間間隔で前記計測部によって計測された電力値を含む電力情報を前記系統制御装置に送信する、電力系統制御方法。PV発電装置は、太陽の高度及び方位角、天気晴れ又は曇り等、又は雲の流れなどにより発電量が変化する。特に雲の流れは、非常に短い間隔例えば、数秒間隔でPV発電装置の発電量を変化させる。需要家に供給される電圧の許容範囲は、前述のとおり規定されている。しかし、需要家の有するPV発電装置で発電された電力が電力系統に供給されると、配電網の電圧が上昇して上記許容範囲から外れてしまう恐れがある。電力系統は、自然災害の影響を受けることがある。例えば、強風による送電線の切断、落雷による機器の故障、大規模地震による系統の分断及び通信の障害などが発生する恐れがある。これらの障害が発生すると、電力系統の電力が不安定になる恐れがある。本発明の目的は、電力系統の安定的な運用を可能にする電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することにある。本発明の別の目的は、需要家に供給される電圧を許容範囲内に収めるように電圧調整装置を制御する電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することにある。本発明の一実施形態に従う、需要家に電力を供給するための電力系統を制御する電力系統制御システムは、需要家が生成又は消費した電力値を計測し、その電力値を含む電力情報を生成する計測装置と、計測装置及び電力系統を制御可能な系統制御装置と、計測装置と系統制御装置との間の情報伝送を可能とする通信路を備える。系統制御装置は、各計測装置から送信された電力情報を、通信路を介して受信する電力情報受信部と、受信した複数の電力情報に基づき、電力値が所定の大きさ以上変化する需要家及び時間帯を予測し、予測した時間帯を含む予測情報を生成する予測部と、予測した需要家が存在するエリアである予測エリアの各計測装置に対して、予測情報を送信する予測情報送信部を備える。計測装置は、電力値を所定の時間間隔で計測する計測部と、系統制御装置から送信された予測情報を受信する予測情報受信部と、予測情報に基づいて第1の時間間隔又は第1の時間間隔よりも長い第2の時間間隔のいずれかの時間間隔で電力情報を送信すべきかを判断し、判断した時間間隔で計測部によって計測された電力値を含む電力情報を系統制御装置に送信する電力情報送信部とを備える。好適な実施形態では、計測装置が備える前記電力情報送信部は、予測情報に含まれる時間帯の間は、第1の時間間隔で電力情報を系統制御装置に送信するように判断してもよい。好適な実施形態では、需要家に供給される電力の電圧を調整可能な電圧調整装置と、太陽光を受けると電力を生成し、生成した電力を電力系統に供給可能な太陽光発電装置をさらに備え、系統制御装置は、計測装置から第1の時間間隔で送信された電力情報に基づいて、需要家に供給される電力の電圧が所定の範囲を逸脱しないように電圧調整装置を制御する電圧制御部をさらに備えてもよい。図1は、第1の実施例に係る電力系統制御システムの全体を示す模式図である。電力系統制御システム1は、例えば、発電所2と、変電所3と、配電所5とが送電線10で接続されている送電所は図示せず。配電所5と、SVR9と、柱上変圧器13とが送電線11フィーダ線11で接続されている。柱上変圧器13と、需要家7の配電盤図示せず及びPV発電装置6とは、配電線14引き込み線14で接続されている。系統制御装置4と、SVR9と、計測装置8は、通信線12で接続されている。計測装置8は、需要家7の配電盤と、柱上変圧器13との間に接続されている。発電所2は、生成した電力を、送電所から送電線10を介して変電所3に伝送する。発電所2は、例えば、火力発電所、水力発電所、原子力発電所等である。変電所3は、送電所からの電力を、所定の電圧値に変換して各配電所5に分配する。発電所2と配電所5との間には複数の変電所3が存在してもよい。配電所5は、変電所3から送電線10を介して供給された電力を、所定電圧に変換し、送電線11を介して、各需要家7に伝送する。本実施例では、1つの送電線11に接続されている需要家7群を、1つのエリアとして管理する。例えば、図1において、各送電線11a、11b、11c、11dに接続されている需要家7群を、それぞれエリアA1、A2、A3、A4とする。SVR9は、通信線12を介して、系統制御装置4から、電圧を制御するための電圧制御信号を受信する。SVR9は、送電線11の途中に設置され、各需要家7に供給される電力の電圧が許容範囲内に収まるように調整する。SVR9の詳細については後述する。本実施例では、電圧調整装置としてSVRを用いるが、SVC又はLRT等を用いてもよい。PV発電装置6は、太陽光を受けると電力を生成する。PV発電装置6の発電量は、天気に大きく影響される。PV発電装置6の発電量は、例えば、晴れ日射量が多いときは多くなり、曇り日射量が少ないときは少なくなる。需要家7は、配電線14を介して電力会社等から電力の供給を受けることができる。PV発電装置6を備える需要家7は、PV発電装置6で生成した電力を、配電線14を介して電力会社等に供給することができる。計測装置8は、需要家7が消費した電力量消費電力量、及び需要家7が発電した電力量発電量を計測する。これら消費電力量及び発電量に関する情報を、本実施例では電力情報という。電力情報には、消費電力量及び発電量に限らず、電圧値、電流値、又は力率等が含まれてもよい。電力情報は、一般的に、電力料金の算出に用いられる。計測装置8の詳細については後述する。系統制御装置4は、各計測装置8から通信線12を介して電力情報を受信する。なお、本実施例ではAMIを省略する。系統制御装置4は、受信した電力情報に基づき、電圧制御信号を生成する。系統制御装置4は、生成した電圧制御信号を、通信線12を介してSVR9に送信する。系統制御装置4の詳細については後述する。通信線12は、双方向にデータ通信が可能な線である。通信線12は、送電線11と同じ線であってもよいし、光ファイバケーブル等で構成された別の線であってもよい。通信線12の一部又は全部は、必ずしも有線である必要はなく、例えば、無線通信であってもよい。また、同じデータを多数に送信する場合は、通信線12の代わりに、放送波を用いてもよい。図2は、計測装置8が電力情報を系統制御装置4に通知する処理を示すシーケンス図である。前述のとおり、計測装置8は、通信線12を介して、電力情報を系統制御装置4に通知する。以下、いくつかの通知手段の例を挙げる。1第1の通知手段は、図2aに示すように、各計測装置8は計測した電力情報を、中継装置15図1には図示せずを介して、いわゆるプッシュ形式で系統制御装置4に通知するS101~S102。第1の通知手段のメリットは、プッシュ形式の通知により、系統制御装置4が、計測装置8で計測された電力情報をほぼリアルタイムに知ることができる点である。なお、中継装置15は、複数存在してもよいし、一つも存在しなくてもよい。後者の場合、各計測装置8は、電力情報を直接的に、系統制御装置4に送信する。2第2の通知手段は、図2bに示すように、各計測装置8が、中継装置15に電力情報をプッシュ型で通知するS103。そして、中継装置15が、各計測装置8から通知された電力情報をいったん取りまとめてから、系統制御装置4に通知するS104。第2の通知手段のメリットは、中継装置15が複数の電力情報をいったん取りまとめるので、系統制御装置4における受信処理の負荷を小さくできる点である。3第3の通知手段は、図2cに示すように、隣り合う計測装置8同士が、電力情報をいわゆるバケツリレー形式で中継装置15に転送するS105~S107。そして、中継装置15は、転送された電力情報を、プッシュ形式で系統制御装置4に通知するS108。電力情報を転送する計測装置82は、計測装置81から転送されてきた電力情報に自己の電力情報を追加して、次の計測装置83に転送するようにしてもよい。第3の通知手段のメリットは、計測装置8と中継装置15との間の通信線12の通信トラフィックを軽減できる点である。4第4の通知手段は、図2dに示すように、系統制御装置4が、中継装置15に電力情報を要求するS109。中継装置15は、その要求を受けて、各計測装置8に電力情報を要求するS110。各計測装置8は、その要求を受けて、電力情報を中継装置15に返信するS111。中継装置15は、各計測装置8から返信された電力情報を取りまとめて、系統制御装置4に返信するS112。すなわち、系統制御装置4は、計測装置8から、いわゆるプル形式で電力情報を取得する。第4の通知手段のメリットは、系統制御装置4が、任意のタイミングで計測装置8の電力情報を知ることができる点である。本実施例は、第1の通知手段を用いるとする。本実施例は、中継装置15が存在しない構成とする。ただし、本発明はこれに限定されず、上記1~4のいずれの通知手段を用いてもよいし、それらを組み合わせて用いてもよいし、他の通知手段を用いてもよい。次に、多数の需要家がPV発電装置を設置した場合の課題について説明する。図3は、送電線における電力の電圧値の変化を示すグラフである。需要家7に供給される電力の電圧は、上述のとおり、規定された電圧許容範囲内である必要がある。そこで、SVR9は、需要家7に供給される電力の電圧を、許容範囲内となるように調整変圧する。例えば、SVR9は、需要家7に供給される電力の電圧値が、図3に示す許容範囲の上限値VU例えば、1016Vと下限値VL例えば、101-6Vとの間となるように電圧を調整する。電圧値は、伝送距離に比例して低下するので、一般的にSVR9は、電圧を上昇させる昇圧。例えば、図3aでは、地点D2のSVR9が昇圧121を行うことで、地点D4の需要家7の電圧値120は許容範囲内VL~VUに収まる。しかし、地点D4の需要家7のPV発電装置6が発電を行うと、地点D4の需要家7の電圧が上昇する。この場合に図3aと同じように地点D2のSVR9が昇圧121を行うと、図3bに示すように、地点D4の需要家7の電圧値120が、許容範囲内VL~VUから逸脱122してしまう。従って、図3cに示すように、地点D2のSVR9が昇圧を行わなければ、地点D4の需要家7の電圧値120を許容範囲内VL~VUに収めることができる。すなわち、需要家7のPV発電装置6の発電により、需要家7の電圧値120が許容範囲内VL~VUから逸脱してしまう場合は、地点D2のSVR9の昇圧を行わないようにすることで、需要家7の電圧値120を許容範囲内VL~VUに収めることができる。この判断方法については後述する。図4は、系統制御装置のハードウェアの構成を示すブロック図である。系統制御装置4は、CPUCentralProcessingUnit21と、メモリ22と、記憶装置23と、通信インタフェース以下I/Fという24とを備える。これらの要素21~24は、双方向のデータ伝送が可能なバス25で接続されている。CPU21とメモリ22は、まとめてコントローラ20とみなされてもよい。CPU21は、記憶装置23に保持されているコンピュータプログラム以下プログラムというを読み出して実行することにより、後述する系統制御装置4が有する各種機能を実現する。メモリ22は、CPU21がプログラムを実行する際に必要なデータを一時的に保持する。メモリ22は、例えば、DRAMDynamicRandomAccessMemory等である。記憶装置23は、CPU21にて実行されるプログラム及びプログラムの実行に必要なデータ等を保持する。記憶装置23は、例えば、HDDHardDiskDrive又はフラッシュメモリ等の不揮発性記憶媒体を備える。通信I/F24は、通信線12と接続する。通信I/F14は、通信線12を介して、他の装置とデータを送受信する。図5は、計測装置8のハードウェアの構成を示すブロック図である。計測装置8は、例えば、増幅器31と、A/D変換器32と、バッファメモリ33と、レート変換器34と、伝送装置35と、通信インタフェース36と、コントローラ37と、計測器38とを備える。計測器38は、需要家7の消費電力量及び発電量の値以下電力値という等を計測する。計測器38は、例えば、電圧値、電流値、又は力率等も計測してよい。増幅器31は、計測器38の出力側に接続される。増幅器31は、計測器38から出力された電力値を示すアナログ信号を増幅して出力する。A/D変換器32は、増幅器31の出力側に接続される。A/D変換器32は、増幅器31にて増幅されたアナログ信号が入力されると、そのアナログ信号を所定のサンプリングレートでサンプリングしてデジタル信号に変換し、そのデジタル信号を出力する。バッファメモリ33は、A/D変換器32の出力側に接続される。バッファメモリ33は、A/D変換器32にて変換されたデジタル信号の時間的なずれを補正するために用いられる。すなわち、バッファメモリ33から出力されたデジタル信号は、時間的なずれが補正されている。レート変換器34は、バッファメモリ33の出力側に接続される。レート変換器34は、バッファメモリ33にて時間的なずれが補正されたデジタル信号が入力されると、そのデジタル信号のサンプリングレートを変換する。例えば、レート変換器34は、レート変換処理により、デジタル信号の或る時間帯のサンプリングレートを低くする。これにより、デジタル信号のデータ量を削減できる。サンプリングレートのレート変換処理は、例えば、ローパスフィルタ等を用いて実現する。伝送装置35は、レート変換器34の出力側に接続される。伝送装置35は、レート変換器34にてレート変換されたデジタル信号が入力されると、そのデジタル信号に基づき、系統制御装置4が処理可能なデータ形式である電力情報を生成する。伝送装置35は、生成した電力情報を、通信I/F36に出力する。通信I/F36は、伝送装置35の出力側と通信線12の間に接続されている。通信I/F36は、系統制御装置4から予測情報を受信すると、その予測情報をコントローラ37に伝達する。通信I/F36は、伝送装置35から電力情報を受け取ると、その電力情報を系統制御装置4に送信する。コントローラ37は、増幅器31と、A/D変換器32と、バッファメモリ33と、レート変換器34と、伝送装置35と、通信I/F36とに接続される。コントローラ37は、増幅器31に対して、アナログ信号の増幅値及びオフセット値等を設定する。コントローラ37は、A/D変換器32に対して、アナログ信号をデジタル信号に変換する際のサンプリングレートを設定する。コントローラ37は、レート変換器34に対して、変換後のレートの値及びレートを変換する時間帯等を設定する。コントローラ37は、伝送装置35に対して、電力情報の送信間隔送信周期等を設定する。コントローラ35の詳細については後述する。計測装置8は、図5の構成に限らず、例えば、伝送装置35がレート変換器34の機能を含む構成であってもよい。また、計測装置8は、CPUとメモリと記憶媒体とを備え、上記の機能をコンピュータプログラムによって実現する構成であってもよい。図6は、系統制御装置の機能構成を示すブロック図である。系統制御装置4は、電力情報受信部41と、予測部42と、SVR制御部43と、予測情報送信部44とを有する。これら機能41~44は、例えば、対応するプログラムがCPU21に読み込まれて実行されることによって実現される。電力情報受信部41は、各計測装置8から電力情報を受信し、記憶装置23に保持する。予測部42は、受信した電力情報に基づき、発電量が大きく変化すると考えられるエリア、及びそのエリアにおいて発電量が大きく変化すると考えられる時間帯を予測する。そして、予測部42は、発電量が大きく変化すると予測したエリアの計測装置8に対して、発電量が大きく変化すると予測した時間帯において、電力情報を詳細に例えば、より短い時間間隔で報告するよう要求する。なぜなら、もし仮に発電量が大きく変化しているにもかかわらず電力情報の報告の時間間隔が長かったとすると、その報告を受けてからSVR9に対して電圧の調整を要求したのでは、その調整が間に合わない恐れがある。すなわち、需要家7において、電圧逸脱が発生する恐れがある。本実施例では、発電量が大きく変化すると予測したエリア及び時間帯を含む情報を予測情報という。予測部42は、発電量が大きく変化すると予測したエリアに存在する各計測装置8に、予測情報を送信する。予測部42は、通信線12を介して所定のエリアの各計測装置8に予測情報を送信してもよいし、放送のように電波を用いて、所定のエリアの計測装置8に一斉に予測情報を配信してもよい。次に、発電量が大きく変化すると考えられるエリア及び時間帯の予測方法について説明する。図7は、各エリアと雲の動きの様子を示す説明図である。PV発電装置6の発電量は、天気に大きく影響される。一般的に、PV発電装置6の発電量は、晴れのとき日射量が多いときは多く、曇りのとき日射量が少ないときは少ない。図7において、時刻t0において、エリアA1には雲131が存在するので、エリアA1のPV発電装置6の発電量は少ない。時刻t0において、エリアA2には雲131が存在しないので、エリアA2のPV発電装置6の発電量は多い。ここで、時刻t0から時間が経過して時刻t1となり、雲131がエリアA1からエリアA2に移動したとする。この場合、雲131が存在しなくなったエリアA1のPV発電装置6の発電量は、時刻t0のときと比較して多くなる。これに対し、雲131に覆われたエリアA2のPV発電装置6の発電量は、時刻t0のときと比較して少なくなる。すなわち、時刻t0から時刻t1にかけて、エリアA1のPV発電装置6の発電量は増加し、エリアA2のPV発電装置6の発電量は減少する。このことから、雲131は西から東図7の左方向が西、右方向が東とするに移動したと推定できる。よって、雲131は、今後、エリアA3に移動すると予測できる。したがって、エリアA3のPV発電装置6の発電量は、今後、時刻t2t2>t1にかけて、大きく減少すると予測できる。そこで、予測部42は、エリアA3の計測装置8に対して予測情報を送信し、時刻t2の前後の時間帯において、電力情報を詳細に短い時間間隔で報告するように要求する。これにより、系統制御装置4は、エリアA3の各需要家7の発電量の変化を詳細に知ることができる。予測部42は、雲131が移動することにより晴れになると予測されるエリアA2の計測装置8に対しても同様に予測情報を送信し、電力情報を詳細に報告するように要求する。曇りから晴れに変わるときも発電量が大きく変化するためである。雲は必ずしも一定の方向に移動するわけではない。そこで、予測部42は、雲の移動先と予測したエリアの近隣のエリアの計測装置8に対しても予測情報を送信し、電力情報を詳細に報告するよう要求してもよい。例えば、時刻t2において、雲131がエリアA2からエリアA3に移動すると予測した場合、予測部42は、エリアA3の近隣のエリアA13及びエリアA23の計測装置8に対しても予測情報を送信し、電力情報を詳細に報告するように要求する。これにより、雲131が、予測と外れてエリアA13又はエリアA23のいずれかに移動したとしても、系統制御装置4は、発電量が大きく変化したことを詳細に知ることができる。次に、各エリアの天気の変化を予測するいくつかの手段を挙げる。1第1の予測手段は、上述のとおり、各エリアのPV発電装置6の発電量の変化に基づいて、各エリアの今後の天気の変化を予測する。例えば、PV発電装置6の発電量が大きく減少した場合、そのエリアに雲が移動してきたと推定できる。逆に、PV発電装置6の発電量が大きく増加した場合、そのエリアから雲が去ったと推定できる。すなわち、各エリアのPV発電装置6の発電量の変化を観察することにより、雲がどのように移動しているかを推定することができる。2第2の予測手段は、気象庁などから発表された天気予報を利用する。例えば、予測部42は、各エリアの今後の天気予報を取得し、今後、曇りから晴れ、及び晴れから曇りに変化するエリアを予測する。3第3の予測手段は、系統制御装置4が、各需要家7から現地の現在の天気の情報を定期的に収集し、それに基づいて、各エリアの今後の天気の変化を予測する。例えば、各需要家7が日照計を備えている場合、予測部42は、その日照計の計測値を定期的に収集することで、上記の第1の予測手段と同様に、雲の動きを推定できる。本実施例では、上記1の第1の予測手段を用いる。しかし、第1の予測手段に限らず、上記1~3のいずれの予測手段を用いてもよいし、または、これらの予測手段を組み合わせて用いてもよい。あるいは、他の予測手段を用いてもよい。図6に戻る。SVR制御部43は、各SVR9に電圧を調整するための電圧制御信号を送信する。上述のとおり図3参照、需要家7のPV発電装置6の発電量が多いときにSVR9にて昇圧を行うと、需要家7の電圧が許容範囲の上限を上回ってしまう恐れがある。逆に、需要家7のPV発電装置6の発電量が少ないときにSVR9にて昇圧を行わないと、需要家7の電圧が許容範囲の下限を下回ってしまう恐れがある。そこで、SVR制御部43は、需要家7のPV発電装置6の発電量に基づいて、各SVR9にて昇圧を行うべきか否かを判断し、電圧制御信号を送信する。SVR制御部43は、予測部42において今後晴れると予測されたエリアのPV発電装置6の発電量は、今後増加すると予測できる。よって、SVR制御部43は、今後晴れると予測されたエリアのSVR9に対しては、昇圧を行わない旨の電圧制御信号を送信する。SVR制御部43は、予測部42において今後曇ると予測されたエリアのPV発電装置6の発電量は、今後減少すると予測できる。よって、SVR制御部43は、今後曇ると予測されたエリアのSVR9に対しては、昇圧を行う旨の電圧制御信号を送信する。SVR制御部43は、昇圧を行う場合又は昇圧を行わない場合のいずれかの場合にのみ、電圧制御信号を送信するようにしてもよい。これにより、SVR制御部43は、需要家7の電圧が許容範囲内となるようにSVR9を制御できる。図8は、計測装置8が備えるコントローラ37の機能構成を示すブロック図である。計測装置8のコントローラ37は、例えば、予測情報受信部51と、サンプリング設定部52と、レート変換設定部53と、伝送設定部54とを有する。予測情報受信部51は、予測情報を受信する機能である。予測情報受信部51は、通信I/F36を制御して、系統制御装置4から予測情報を受信する。予測情報受信部51は、受信した予測情報を記憶装置23に保持する。サンプリング設定部52は、サンプリングレートを設定する機能である。サンプリング設定部52は、A/D変換器32に対して、入力されたアナログ信号をデジタル信号に変換する際のサンプリングレートを設定する。このサンプリングレートは、サンプリング定理に基づき、アナログ信号が保持する電力値の情報が大きく欠損しないレートとする。例えば、サンプリングレートは、数ミリ秒~数秒間隔とする。レート変換設定部53は、レート変換量を設定する機能である。レート変換設定部53は、レート変換器34に対して、どの時間帯に入力されたデジタル信号を、どのくらいのレートに低下させるかを設定する。例えば、レート変換設定部53は、予測情報によって詳細な報告を要求されている時間帯以外の時間帯のデジタル信号を、所定のレートに低下するように設定する。言い換えると、レート変換設定部53は、予測情報が要求する時間帯のデジタル信号のレートはそのままとし、予測情報が要求していない時間帯のデジタル信号は所定のレートに低下させる。これにより、系統制御装置4は、発電量の変化が大きいと予測される時間帯において、発電量の変化を詳細に知ることができる。さらに、発電量の変化があまり大きくないと予測される時間帯において、電力情報のデータ量を削減できる。サンプリングレートの変換手段の詳細については後述する。伝送設定部54は、伝送装置35を設定する機能である。伝送設定部54は、伝送装置35に対して、レート変換器34でレートが変換されたデジタル信号に基づき、電力情報を生成させる。伝送設定部54は、伝送装置35に対して、生成した電力情報を送信する時間間隔を設定する。伝送設定部54は、例えば、電力情報を送信する時間間隔を、サンプリングレートに同期させる。すなわち、伝送設定部54は、電力情報を、サンプリングレートの低い時間帯は比較的長い時間間隔例えば、数分~数十分で送信させ、サンプリングレートの高い時間帯は比較的短い時間間隔例えば、数ミリ秒~数秒で送信させる。これにより、系統制御装置4は、予測情報によって詳細な報告を要求した時間帯について、発電量の変化をほぼリアルタイムに知ることができる。図9は、アナログ信号をサンプリングしてデジタル信号に変換する様子を示す説明図である。以下、図9を用いて、計測装置8におけるアナログ信号をデジタル信号に変換する処理を説明する。図9aは、計測装置8において計測された電力量を示すアナログ信号141である。ここで、横軸は時刻tであり、縦軸は電力量Wである。このアナログ信号141がA/D変換器32に入力され、所定のサンプリングレート例えば、数秒間隔で、図9bに示すデジタル信号142に変換される。レート変換器34は、図9bに示すデジタル信号142を、図9cに示すように、予測情報で指定された時間帯144以外の時間帯145のデジタル信号142のサンプリングレートを、低いレートに変換する。例えば、レート変換器34は、数秒間隔であった時間帯145のデジタル信号142のレートを、数分間隔に変換する。以下に、低いレートに変換するいくつかの手段を挙げる。1第1のレート変換手段は、デジタル信号が示す電力値を所定の割合で間引く。例えば、図9bの時間帯143のデジタル信号が示す3つの電力値を、約2/3の割合で間引くことで、レートを約1/3に低下させることができる。2第2のレート変換手段は、デジタル信号が示す電力値を所定の割合で平均化する。例えば、図9bの時間帯143のデジタル信号が示す3つの電力値を平均化して1つの電力値とすることで、レートを約1/3に低下させることができる。本実施例では、上記1の第1のレート変換手段を用いる。しかし、第1のレート変換手段に限らず、上記1~2のいずれのレート変換手段を用いてもよい。または、これらのレート変換手段を組み合わせて用いてもよいし、あるいは、他のレート変換手段を用いてもよい。図10は、系統制御装置4が有する予測部42の処理を示すフローチャートである。予測部42は、記憶装置23に保持されている電力情報を読み出すS201。電力情報の記憶装置23への登録は、電力情報受信部41によって随時行われている。予測部42は、電力情報に基づいて発電量の時間的な変化を分析し、今後天気が大きく変化すると考えられるエリア及び時間帯を予測するS202。予測部42は、今後天気が大きく変化すると予測したエリア以下予測エリアというごとに、そのエリアにおいて今後天気が大きく変化すると予測した時間帯以下予測時間帯というを含む予測情報を生成するS203。予測部42は、予測エリアの各計測装置8に対して、その予測エリア向けに生成された予測情報を送信するS204。以上の処理により、予測部42は、天気が大きく変化すると予測したエリアの各計測装置8に対して、天気が大きく変化すると予測した時間帯については、比較的短い時間間隔で電力情報を報告するように要求する。図11は、系統制御装置4が有するSVR制御部43の処理を示すフローチャートである。SVR制御部43は、各計測装置8から詳細に報告された電力情報の電圧値を分析するS211。SVR制御部43は、各エリアにおいて、電圧値が所定のしきい値以上の需要家7が存在するか否かを判定するS212。電圧値が所定のしきい値以上の需要家7が存在する場合S212:YES、SVR制御部43は、この需要家7の電圧を許容範囲内に収めるために制御すべきSVR9を特定するS213。そして、SVR制御部43は、この特定したSVR9に対して、昇圧を行わないように要求する電圧制御信号を送信するS214。電圧値が所定のしきい値以上の需要家7が存在しない場合S212:NO、SVR制御部43は、各SVR9に対して、通常どおりに昇圧を行うように要求する電圧制御信号を送信するS215。以上の処理により、系統制御装置4は、需要家7の電圧が許容範囲内に収まるように、SVR9の昇圧を制御することができる。この理由を以下に説明する。予測部42において天気が大きく変化すると予測されたエリアの計測装置8は、比較的短い時間間隔で電力情報を系統制御装置4に報告する。よって、系統制御装置4は、需要家7の電圧が所定のしきい値以上となったタイミングをほぼリアルタイムに知ることができる。したがって、系統制御装置4は、需要家7の電圧が所定のしきい値以上となったとき、即座に昇圧を行わない旨の電圧制御信号をSVR9に送信できる。これにより、需要家7のPV発電装置6が発電を行うことによって需要家7の電圧が上昇した場合であっても、SVR9は需要家7の電圧を許容範囲内に収まるように調整できる。もし、従来のように、計測装置8が電力情報を系統制御装置4に報告する時間間隔が比較的長い場合は、SVR9が需要家7の電圧を許容範囲内に収まるように調整することは難しい。なぜなら、この場合、系統制御装置4は、需要家7の電圧が所定のしきい値以上となったタイミングからかなり遅れてからそれを知ることになる。したがって、系統制御装置4が昇圧を行わない旨の電圧制御信号をSVR9に送信するまでのしばらくの間、需要家7の電圧が許容範囲内を逸脱し続けることになる。しかし、本実施例によれば、上述のとおり、需要家7の電圧が許容範囲内を逸脱する恐れを低減できる。図12は、計測装置8が有するレート変換器34の処理を示すフローチャートである。レート変換器34は、予測情報にて詳細な報告を要求されている時間帯を特定するS221。レート変換器34は、現在時刻がステップS221で特定した時間帯に含まれる否かを判定するS222。すなわち、レート変換器34は、現在時刻が予測情報にて詳細な報告を要求されている時間帯に含まれているか否かを判定する。現在時刻が特定した時間帯に含まれている場合S222:YES、レート変換器34は、入力されたデジタル信号に対して、A/D変換器32においてサンプリングされたレートを維持するS223。すなわち、レート変換器34は、入力されたデジタル信号を所定のレートに低下させる処理を行わない。現在時刻が特定した時間帯に含まれていない場合S222:NO、レート変換器34は、入力されたデジタル信号に対して、所定のレートに低下させる処理を行うS224。以上の処理により、発電量又は電圧値が大きく変化すると予測された時間帯のサンプリングレートは高くなり、それ以外の時間帯のサンプリングレートは低くなる。したがって、系統制御装置4は、発電量又は電圧値の変化を詳細に知ることができる。さらに、計測装置8から系統制御装置4に通知される電力情報のデータ量を削減することができる。上述のシステム構成は、制御理論のオープンループ制御及びクローズドループ制御に例えることもできる。次に、これについて説明する。図13は、電力系統制御システムを制御理論に例えた場合の説明図である。図13において、系統制御装置4への入力値151は、需要家7の電圧を許容範囲内に収めるための目標値である。系統制御装置4からSVR9への出力値152は、需要家7の電圧を許容範囲内に収めるための電圧制御信号である。SVR9からの出力値153は需要家7の電圧である。計測装置8から系統制御装置4への出力値151a及び151bが、電力情報である。計測装置に入力される予測値155が、予測情報である。図13aは、計測装置8に予測値が入力されない場合の構成である。この場合、計測装置8は、系統制御装置4に対して、比較的長い時間間隔でしか出力値151aをフィードバックしない。よって、系統制御装置4は、リアルタイム性の高いフィードバックを受けられないので、SVR9からの出力値153を目標値151に収束させることができない。すなわち、図13aに示す電力系統制御システムは、オープンループ制御系であるとも言える。図13bは、計測装置8に予測値155が入力される場合の構成である。本実施例に係る計測装置8は、系統制御装置4からの予測値155に基づいて、SVRからの出力値153の変化が大きいと予測される場合、系統制御装置4に対して、比較的短い時間間隔で出力値151bをフィードバックする。よって、系統制御装置4は、リアルタイム性の高いフィードバックを受けられるので、SVR9からの出力値153を目標値151に収束させることができる。すなわち、図13bに示す電力系統制御システムは、クローズドループ制御系であるとも言える。本実施例によれば、今後天気が大きく変化すると考えられるエリアを予測し、そのエリアの計測装置8のみに詳細な電力情報の報告を要求するので、通信線12の通信トラフィックと、系統制御装置4におけるデータの受信負荷及び処理負荷を軽減できる。本実施例によれば、今後天気が大きく変化すると考えられる時間帯を予測し、計測装置8に対して、その時間帯にのみ詳細な電力値の報告を要求するので、通信線12の通信トラフィックと、系統制御装置4におけるデータの受信負荷及び処理負荷をさらに軽減できる。本実施例によれば、従来、電力料金を算出することが主な使用目的であった既存の計測装置例えば、スマートメータを用いて、本発明を実現できる。図14を参照して第2の実施例を説明する。第1の実施例では、計測装置8は、系統制御装置4から送信された予測情報に基づいて、電力情報を詳細に報告すべき時間帯を決定していた。第2の実施例では、計測装置201が自律的に、電力情報を詳細に報告すべき時間帯を決定する。図14は、第2の実施例に係る計測装置の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る計測装置201のコントローラ202は、例えば、サンプリング設定部52と、レート変換設定部53と、伝送設定部54と、予測部203を備える。第1の実施例と同じ機能を有する機能ブロックについては同一の符号を付し、説明を省略又は簡略する以降の実施例においても同じ。予測部203は、自己の計測装置201が存在する場所の天気の変化を予測する。予測手段は、第1の実施例で述べたように、例えば、気象庁などから発表された天気予報を利用する。そして、予測部203は、天気が大きく変化すると予測される時間帯を含む予測情報を生成する。以降の処理は、第1の実施例と同様である。すなわち、本実施例に係る計測装置201は、自ら生成した予測情報を用いて、どの時間帯において電力情報を詳細に報告すべきかを決定する。本実施例によれば、系統制御装置4が予測情報を生成する必要がないので、系統制御装置4の処理負荷を軽減できる。本実施例によれば、系統制御装置4から計測装置8に予測情報を送信する必要がないので、通信線12の通信トラフィックを軽減できる。図15を参照して第3の実施例を説明する。第3の実施例は、予測情報に電力情報を詳細に報告すべき時間帯の開始時刻のみが含まれる場合である。すなわち、本実施例に係る計測装置211は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を、予測情報から知ることができない。よって、計測装置211は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を自ら決定する。図15は、第3の実施例に係る計測装置の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る計測装置211のコントローラ212は、例えば、予測情報受信部51と、サンプリング設定部52と、レート変換設定部53と、伝送設定部54と、終了時刻決定部213を備える。終了時刻決定部213は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を決定する。以下、この決定方法について説明する。図16は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を決定する方法の説明図である。以下、いくつかの決定方法を挙げる。1第1の決定方法は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の開始時刻から所定の時間が経過した時刻を終了時刻とする。図16aを用いて説明する。終了時刻決定部213は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の開始時刻301から所定の時間302が経過した時刻303を、終了時刻303とする。したがって、レート変換器34は、時刻301から302の間のサンプリングレートは変換せず、時刻302以降のサンプリングレートを低下させる。所定の時間302は、計測装置8ごとに異なる値が設定されてもよい。2第2の決定方法は、所定の時間以上、電力値が大きく変化しない場合に、電力情報を詳細に報告することを終了する。図16bを用いて説明する。計測装置211は、時刻304から電力情報の詳細な報告を開始する。終了時刻決定部213は、所定の時間306以上、電力値の変化がしきい値307の範囲内に収まり続けていると判定した場合、時刻305の時点で電力情報の詳細な報告を終了する。したがって、レート変換器34は、時刻304から時刻305の間のサンプリングレートは変換せず、時刻305以降のサンプリングレートを低下させる。所定の時間306及び変化のしきい値307は、計測装置8ごとに異なる値が設定されてもよい。本実施例によれば、系統制御装置4が予測情報の終了時刻を算出する必要がないので、系統制御装置4の処理負荷を軽減できる。本実施例によれば、エリアに存在する計測装置8に一律の予測情報を送信する場合と比べて、系統制御装置4は計測装置211からより詳細な報告を受けることができる。図17を参照して第4の実施例を説明する。第4の実施例では、系統制御装置221が、災害発生時に、計測装置231から報告される電力情報を用いて電力系統を安定化させる。図17は、第4の実施例に係る系統制御装置の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る系統制御装置221のコントローラ222は、例えば、電力情報受信部41と、予測部42と、SVR制御部43と、異常判定部223を有する。異常判定部223は、各計測装置231から受信した電力情報を基に、異常が発生している可能性のある計測装置231、需要家7、又はエリア等を判定する。例えば、異常判定部223は、ある計測装置8から所定の時間以上、電力情報が送信されない場合、その計測装置231に何らかの異常が発生したと判定する。異常判定部223は、複数の計測装置231から一斉に電力情報が送信されなくなった場合、それらの計測装置231が存在するエリアに何らかの異常例えば、大規模災害等が発生したと判定する。このような大規模な異常が電力系統に発生した場合、電力系統は一時的に不安定になりやすい。そこで、系統制御装置221は、他の異常が発生していない電力系統の計測装置231に対して、一時的に電力情報を詳細に報告するよう要求する。これにより、系統制御装置221は、他の異常が発生していない電力系統をきめ細かく制御して、電力系統全体を安定化させることができる。図18は、第4の実施例に係る計測装置231の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る計測装置231は、例えば、予測情報受信部51と、サンプリング設定部52と、レート変換設定部53と、伝送設定部54と、予測部42と、異常時制御部233を備える。異常時制御部233は、計測装置231が存在する自己のエリアに異常が発生している可能性があるか否かを判定する。例えば、異常時制御部233は、系統制御装置221と全く通信ができなくなった場合は、自己のエリアが電力系統から分断されたと判定する。エリアが電力系統から分断された場合、このエリアの需要家7には発電所2からの電力が供給されない。この場合、エリア内の各PV発電装置6が発電した電力を、そのエリア内の需要家7で融通しあうことが望ましい。しかしながら、PV発電装置6の発電量は、天気に大きく影響されるので不安定である。よって、各需要家7の電圧を許容範囲内に収めるためには、SVR9の電圧制御をきめ細かく行わなければならない。そこで、異常時制御部233は、異常が発生したと判定した場合、A/D変換器32で変換されたサンプリングレートですなわち、短い時間間隔で電力値の変化を観察し、それに基づいてSVR9の電圧制御を行う。図19は、電力系統システムにおいて災害が発生した状態を示す説明図である。例えば、図19に示すように、地点241に災害等の異常が発生し、エリアA2が電力系統システムから分断されたとする。この場合、系統制御装置221は、エリアA1、A3、A4の計測装置231に対して、一時的に電力情報を詳細に報告するよう要求する。また、エリアA2の計測装置231は、A/D変換器32で変換されたサンプリングレートですなわち、短い時間間隔で電力値の変化を観察し、それに基づいてSVR9の電圧制御を行う。本実施例によれば、災害等の異常が発生して電力系統の一部のエリアが分断された場合であっても、異常が発生していないエリアの電力系統を安定的に保つことができる。本発明によれば、電力系統から分断されたエリアにおいて、需要家7の電圧を許容範囲内に収めることができる。上述した本発明の実施形態は、本発明の説明のための例示であり、本発明の範囲をそれらの実施形態にのみ限定する趣旨ではない。当業者は、本発明の要旨を逸脱することなしに、他の様々な態様で本発明を実施することができる。例えば、本実施形態は、以下のように表現できる。電力系統と需要家との間の電力に関する値である電力値を計測する計測装置であって、他の装置から送信された所定の時間帯を含む予測情報を、前記通信路を介して受信する予測情報受信部と、前記電力値を所定の周期で計測する計測部と、前記計測部によって計測された電力値を、前記予測情報に含まれる前記所定の時間帯は第1の周期によって送信し、前記所定の時間帯以外は前記第1の周期よりも長い第2の周期によって送信する電力値送信部と、を備える計測装置。