この回のダイジェスト
需要基準・周波数対策を踏まえた運用容量の暫定見直し案と各論の検討状況が示された。
この回で示されたこと
- 発電端需要の実績を使った運用容量算出は、N-4～N-2年度の実績を用いるためH31年度までとし、H32年度以降の方法は再検討する方針である。発送比率の将来想定は行わない。資料2
- 中西地域の系統特性定数は現行の5.2[%MW/Hz]と概ね一致したため変更せず、確認された太陽光・自家発の解列量を運用容量算出の電源脱落量に反映する方針である。資料1
- EPPSは順逆方向とも60万kWの確保を維持し、整定値変更による受電側・送電側への影響を検討中である。変更後の整定値や最終判断は示されていない。資料3
- 2017年10月以降の暫定見直し案として、中西地域の周波数低下限度幅を1.0Hzから0.8Hz、系統特性定数を5.2から4.4[%MW/Hz相当]とし、想定発電機解列量を差し引く。EPPS見込み量は10万kWから60万kWに増やす。資料4
- この暫定条件に基づく年間計画では、中部関西間の関西向き容量を平日・休日の昼夜間で引き下げ、北陸関西間は休日昼間の10月152万kW、11月160万kW、3月154万kWに変更する。中国九州間の数値は変更されていない。資料5
- 九州の再エネ出力制御で関門連系線の制約が周波数低下限度から上昇限度へ移る可能性が示されたが、制約変更・60.5Hzの見直しはいずれも未決定である。資料6
- 同期安定性の検討断面は従来どおり主に夜間とし、新たな対応は不要とする一方、電圧安定性への昼間の太陽光増加の影響はシミュレーションで確認後に対応を検討する。資料7
- 業務規程第153条に基づく緊急的な運用容量拡大について、熱容量までと熱容量超過の段階別に故障時リスクを整理した。連系線別評価と限度値の検討は今後行う予定である。資料8
前回からの変化
- 需要基準変更への対応として、発電端実績を用いる算出をH31年度までとする期間の目安が示され、H32年度以降の再検討が必要とされた。資料2
- 中西地域の系統特性定数は調査結果が現行値5.2[%MW/Hz]と概ね一致し、定数を維持しつつ太陽光・自家発の解列を算出に反映する扱いが示された。資料1
- EPPSはマージン60万kWを維持する前提を引き継ぎ、容量確保ではなく整定値の影響評価が検討対象となった。資料3
- 周波数低下事象を踏まえ、2017年10月以降の暫定条件と連系線別の年間計画変更値が具体化された。前回の中国九州間中国向きEPPS見込み10万kWは、資料4の暫定算定では60万kWに増やされた。資料4資料5
この回の資料の要約から AI が作成したダイジェストです（作成）。「資料N」は根拠にした資料で、押すと下の一覧の N 番目の資料へ移動します。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
この回の資料と要約
- 1
系統特性定数の取扱い
- 中西地域の系統特性定数を評価した結果、現行の5.2[%MW/Hz]と概ね一致し、従来どおり用いる方針である。 - 平成28年度の275kV線路ルート故障時、PCSの単独運転検出機能や自家発の周波数低下リレー設定により発電設備が解列し、周波数が想定以上に低下した。 - 運用容量の算出では、今回確認された太陽光発電および自家発の解列を電源脱落量として考慮する。
- 2
周波数維持限度値算出における需要算出方法変更への対応
- 需要を送電端基準へ移すと、試算対象の連系線運用容量は5.1万～7.4万kW減少し、系統利用者への影響が懸念される。 - 発電端需要実績を使い、少なくともH31年度までは発電端基準で運用容量を算出する整理である。 - H32年度以降は、発送比率の想定困難性とGF容量との基準不整合による周波数低下リスクから、算出方法の再検討が必要である。 - 今後、現行の想定需要と実績L1の乖離を検証し、新たな需要算出方法と影響を評価する予定である。
- 3
緊急融通制御装置（EPPS）の整定について
- EPPSは、連系された一方のエリアで電源脱落などが起きた際、他方から最大60万kWを3段階で瞬時に融通する機能である。 - 2016年度の中部エリア故障時に60Hz系統の周波数が想定以上に低下したことを受け、整定値の見直しを検討している。 - 2016年11月の委員会では順方向・逆方向とも60万kWのマージン維持が妥当とされた。 - 整定値変更の受電側・送電側への影響は分析・評価中であり、変更内容は未確定である。
- 4
2017年度10月以降の連系線の運用容量の見直しについて
- 2017年10月以降の中西地域の連系線運用容量について、周波数低下時の発電機解列を織り込む暫定見直しを提案している。 - 試算上の最大減少は中国九州（中国向）約47万kW、中部関西（関西向）約120万kW、北陸関西（関西向）約19万kWである。 - 中国九州間は当面、揚水動力の追加や相殺潮流などで現状容量を維持し、対策困難時は減少で対応する。中部関西・北陸関西は断面を細分化して容量を見直す。 - 九州では地熱・水力の周波数上昇リレー整定変更により約50万kWの電制対象電源を確保する提案があり、解列量は対策状況を踏まえ毎年度見直す。
- 5
[平成29年度（2017年度）10月以降の連系線の運用容量（年間計画）]
- 2017年度10月以降の連系線年間計画を変更し、主な変更対象は中部関西間連系線と北陸関西間連系線である。 - 中部関西間連系線の関西向き容量は、平日・休日の昼夜間すべてで引き下げられ、変更値の決定要因は周波数維持である。 - 北陸関西間連系線は休日昼間の10月・11月・3月のみ変更し、152・160・154万kWとする。その他の期間・時間帯は従来値を維持する。 - 中国九州間連系線の運用容量は変更されず、11月・3月の前半／後半区分や作業時容量などの注記は従来どおりである。
- 6
周波数上昇限度の整理について
- 関門連系線の運用容量は従来、中西5社側の周波数低下限度で決まっていたが、九州で再エネ出力制御が必要な場合、九州側の周波数上昇限度が制約となる可能性がある。 - 九州側の周波数上昇限度値は60.5Hzであり、複数の火力プラントの長時間運転許容限度を根拠とする。 - 見直しは未決定であり、関門連系線の課題整理後に可否を検討し、他の連系線でも同様の検討を進める方針である。
- 7
同期安定性・電圧安定性検討時における再エネの考慮について
- 中西地域の同期安定性は夜間、電圧安定性は昼間を検討断面としている。東地域は太陽光の実績値、中西地域は下位5日平均値（L5）を考慮している。 - 九州エリアのシミュレーションでは、昼夜の発電機内部位相角の収斂は同程度であり、同期安定性の検討断面は従来どおり主に夜間とする。 - 電圧安定性では、発電機の無効電力調整力低下と、地内潮流減少による安定化の双方が想定されるが、影響は未確定である。 - 関西中国間連系線を例にシミュレーションで影響を確認し、その後に対応を検討する。
- 8
[連系線運用容量の緊急的拡大に関する検討について]
- OCCTOは、需給ひっ迫時に供給信頼度の低下を伴って連系線運用容量を超えて利用する場合に備え、故障時リスクを事前整理している。 - 拡大段階を「熱容量まで」と「熱容量超過」に分け、熱容量・電圧・同期安定性・周波数の制約ごとに設備損壊、停電、発電機脱落などの可能性を整理した。 - 今後は平成28年8月ピーク・10月ナイトの需要断面で連系線別評価を行い、制約要素ごとの限度値を検討する段階であり、具体的な限度値は未提示である。
要約は AI が作成したものです。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
運用容量検討会
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