特別高圧に連系する太陽光・風力について、周波数上昇時の出力抑制(LFSM-O)と低下時の出力増加(LFSM-U)、および制御応答性を求める案である。対象は定格出力合計10MW以上、北海道・沖縄は2MW以上とし、適用時期は2025年4月を予定する。資料上は検討会での確認事項として示された案であり、確定した規程改定とは区別される。
| 要件案 | 東・中西エリア | 北海道・沖縄エリア |
|---|---|---|
| 対象容量 | 10MW以上 | 2MW以上 |
| 調定率 | 2~5% | 2~5% |
| 不感帯 | ±0.2Hz以下 | ±0.1Hz以下 |
| 応答性 | 2秒以内に変化開始、10秒以内に完了 | 同左 |
| 低下側リザーブ | 出力抑制時に使用可能、0~10%(定格出力基準) | 同左 |
上昇側は周波数偏差に応じて出力を抑制し、低下側は出力制御中に、発電可能出力の範囲で出力を増やす。低下側機能は当面、需給バランスやノンファーム接続による出力制御時に動作させ、平常時の動作は求めない。応答完了は出力変化量の50%到達時点とする。発電条件を超える出力増加は求めない。
再エネ拡大に伴う調整電源の減少で、事故時の周波数維持能力が低下する懸念がある。上昇側では、再エネ電源が自律的に出力を絞ることで、単独系統移行時の調整電源のOFRトリップや大規模脱落を避ける狙いがあり、太陽光にも風力と同等の対応を求める整理である。低下側では、負荷遮断に先行して供給力を出し、一般負荷遮断量を抑える効果を見込む。
2030年および2050年頃の系統を想定した周波数シミュレーションでは、対象容量を限定しても最下点の改善効果が確認された一方、過去の解析ではLFSM導入に伴う周波数振動の悪化も確認されている。この留意点を踏まえ、容量を限定し、蓄電池などを継続検討とする。九州の出力抑制実績を用いた試算では、抑制対象の太陽光300万kWに対し、昼間に約210万kWの供給力を期待できるとした。
系統連系技術要件と系統アクセスルールに、太陽光・風力の周波数上昇・低下時の自動出力変化および性能範囲を反映する案である。送配電等業務指針と電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインは追記・変更なしとされ、系統連系規程は要件案に沿って追記する。市場要件への影響はないとの整理である。
費用評価では、新設設備が対象で海外事例もあるため、1台あたり過度な負担にはならないとの見込みを示す。一方、発電側団体からは、制御構築に加え現地実証が必要との意見や、ソフトウェア開発・試験・実装・認証に各社2,000万円程度を要するとの推定が示された。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「個別技術要件検討「周波数変化の抑制対策(上昇側)(低下側)」「発電設備の制御応答性」」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/gridcode/)をもとに当社作成
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