第8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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   系統特性定数に関する詳細検討について（その３）

   - 東エリアの16ケースの試算では、PV発電量と周波数低下量の関係は一定せず、GF確保量や初期応動の速い火力の割合が低下量に強く関係する傾向が示された。再算出方法と要否は引き続き検討する方針である。 - 北海道では一次調整力必要量の低減後、単機最大電源脱落時の周波数ボトムが48.71Hzとなり、低下限度48.8Hzを下回った。緊急時AFCの遅延・ロス5％を加味したB1マージン算定案では、約40MWのマージン拡大により48.80Hzとなる試算であり、見直しが提案された。 - 北本連系設備脱落時は低下限度を維持できたため、C1マージンは変更しない整理である。 - 中国九州間連系線（中国向き）は、対策を織り込めば試算上は現行運用容量を維持し得るが、UFR負荷制限量の実態確認が必要なため、精緻な見直しは継続検討となった。

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   フリンジに関する詳細検討について（その４）

   - 熱容量等では現行相当のGF・LFCによる瞬間的な限界潮流超過を許容し、同期安定性では大規模停電リスクから許容しない整理である。EDCによる超過は、全制約要因で許容しない。 - 電圧安定性の超過は負荷特性次第であり、定電流特性なら許容可能との評価だが、定電力特性に近い場合は不許容となり得るため、実態調査後に最終判断する。 - 周波数維持は原則として上昇・低下側とも超過を許容しないが、対応方法は運用容量や算定負担を考慮し、従来どおり常時周波数変動で対応する方法が合理的と整理した。 - 将来のGF・LFC実態や負荷特性の変化、周波数上昇側の地域別準備状況を踏まえ、必要に応じて見直す方針である。

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   電制対象箇所の考え方について

   - 熱容量以外の電制対象は、同期・電圧ではシミュレーション等で安定化効果を確認し、周波数では容量の大きい電源を優先する考え方が示された。統一ルールの決定ではなく、現状整理と検討の方向である。 - アンケートでは、実指令時に多くのエリアが必要最小限の電制量・台数となる対象を選定していたが、適用実績や電制量上限、故障の扱いには地域差がある。 - 現状はエリア内電源が中心である。広域選定には効果・経済性の利点が見込まれる一方、新システム構築が必要なため、将来課題として継続検討する。

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   本作業会における検討内容取りまとめと今後の進め方について

   - 運用容量の主要論点は概ね整理されたが、フリンジ、中西安定度、電圧安定性などは追加検討が続く。 - EPPSの健全側動作条件は2025年4月8日に－0.1Hzから－0.2Hzへ変更され、異常時対応調整力は9エリア合計で約1,000MW低減する整理となった。 - 負荷制限の活用により、中部関西間で20～50万kW、中国九州間で10～60万kWの運用容量拡大が可能との見込みを得た。 - 作業会は半年に1回程度開催し、残論点の検討と混雑が見込まれる系統の運用容量の定期確認を続ける方針である。

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