第6回 将来の運用容量等の在り方に関する作業会

この回の資料と要約

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   フリンジに関する詳細検討について（その2）

   - 同時市場導入後は調整力と調達エリアの紐付けがなくなり、ΔkWマージンでの対応ができなくなる見通しであるため、全調整力成分の潮流重畳リスクをフリンジで扱うことが基本案である。 - 現行は地域間連系線に主にGF・EDCが重畳し、広域LFC運用開始後はLFCも重畳する。次期中給システム後も成分の種類は基本的に同じだが、重畳量や周期は変わり得る。 - 限界潮流超過を許容できない場合、SCUCではEDC・GF・LFC、SCEDではGF・LFC、実需給の地域間連系線ではGFの重畳量をフリンジとして考慮する案が示された。運用容量の正式な制度上の扱いは未確定である。 - 次回以降、全調整力成分を対象とする合理的なフリンジ算出方法を検討する。広域LFC移行期のΔkWマージンやGF重畳実績の扱いも検討課題である。

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   確実なEPPS動作に向けた整定変更の方向性について

   - EPPSの健全側起動条件を、基準周波数からの低下0.1Hz以内から0.2Hz以内へ緩和し、動作確実性を高める案が示された。実施決定ではなく、準備が整い次第実施する提案である。 - 周波数シミュレーションでは、最軽負荷時・最大1,189MW融通時とも、健全側で負荷制限基準に達しなかった。ポンプ遮断の可能性はあるが、負荷制限や連鎖的な発電機脱落の可能性は低く、影響は軽微と整理された。 - 整定変更後に需給調整市場の異常時対応調整力からEPPS分を控除できるか、控除量・期間を含めて今後検討する。

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   広域的な負荷制限の在るべき姿について

   - N-2故障時の社会的影響を軽減する広域負荷制限は、系統増強を補完する対策として位置づけられ、適用量の一部はN-3以上のブラックアウト対策用に確保する必要がある。 - 実施単位は同期連系系統（50Hzまたは60Hz）を基本とする方向であり、エリア間の分担は需要比率を基本に、必要に応じて実施頻度を均平化する調整を行う。 - 系統安定化システムと負荷側UFRの選択、実施後の復旧方針は未確定であり、コスト・制御協調・実運用上の実効性を踏まえた検討が続く。 - 中部関西間連系線（中部向き）は2025年1月に適用済みで、中国九州間連系線（九州向き）は準備後の適用見込みである。

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   系統特性定数に関する詳細検討について（その２）

   - 四国・九州の周波数上昇限度は、発電機脱落リスクを踏まえ短期的な引き上げを見送り、設備更新やOFR整定変更の進展後に再検討する提案である。 - 北海道は周波数低下限度を49.0Hzから48.8Hzへ見直し、単機最大電源脱落時の系統特性定数を6%MW/1.0Hzから5%MW/1.0Hzへ変更する方向である。 - 北本設備脱落時は定数を据え置き、周波数低下限度のみ見直す案である。 - 系統特性定数の将来再算出に向け、東エリアのシミュレーション環境で昼夜など複数条件を比較し、次回以降に結果を示す方針である。

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   想定故障等に関する詳細検討について

   - 想定故障の定義・安定化基準のエリア差を調査し、主な差異である1φ2LG、2φ3LG、片母線の扱いを提案した。提案は作業会での議論段階である。 - 1φ2LGは当面複数定義を許容するが、負荷制限が生じる系統にはN-1基準を適用する。2φ3LGは原則N-2、北陸はN-1とし、片母線は原則N-2、北陸は当面N-1を許容する。 - N-1の同期・電圧・周波数制御は、必要な箇所で供給支障に至らない量まで織り込む案である。熱制約の電源制限上限は継続検討とする。 - N-2では安定化装置または脱調分離リレーを使い分け、必要な箇所で負荷制限との併用を許容する考え方を提案した。

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