電 力総研TOP とはずがたりな掲示板
四国の送電罔 中国電力管内の送電罔
九州・本州送電

0.初めに 1.九州の太陽光発電他 2.九州の送電罔 3.関門連系線の現状  4.関門連系線増強の効果 (潮流状況結論)
5.関西中国間連系線の運用容量について 6.本四送電に関し て 

0.初めに
ツイッターでフォローさせて頂いている京大の安田先生も,産総研の桜井さんも太陽光は余ったら遮断しちゃう方が安上がりと仰ってて,まあ現状ではそうなん だろうが,既に海外では1kWh辺り2セント(この辺こ の辺)を付けてて,価格競争力は十二分に付いてきて,次は如何に幅広く使ってくかと云う段階も目指したく,蓄電して夕方使うとか同じ時間の別の地 域の火力発電所の出力さげるとかに使っていきたいものである。その内干上がった死海と紅海を使って揚水発電でも 行って!?アラブは太陽光100%とか実現するんじゃないか(アラビア半島とサヘルの時間差を使っても良いw)と思っているけど,現状では昼間幾ら発電し ても夜中は発電量0なのである。(安田先生だったか系統 に占める割合が40%位迄不要だとか仰ってた様な。)

充電器も家庭用は,”かつてkWh当たり20万円といわれましたが、ここにきて韓国など海外メーカーは、10万/kWhを切る水準まで下げてきました。量 産効果を織り込んだ場合、約5万円/kWhという声まで聞かれるようになっています。”(ソー ス)等と未だ未だ高いが可成り安くは成ってきている。

兎も角土地が安く日照時間が長い九州の太陽光が余りまくってる(北海道のように接続にバッテリ義務づけとかすればいいのにそれもしない。短期的な周波数変 動問題ではなく,発電が多過ぎて調整力発電機の下限迄落としても余るようなのである。。下げ代対策というらしい。)のをなんとか有効利用したいと云う観点 から纏めてみる。

本頁では,調整力不足の九電管内から如何に西日本全域で使えるようにするかを先ず検討する。

1.九州の太陽光発電など

太陽光が豊富で原発稼働で供給力が増えすぎた九州電力では広域送電と出力制御が実施されることになった。非調整力電源であるベース電源が多過ぎんねんって のはまあ根底にある。

九電管内の電力需要は九電のサイトに拠ると夏ピークには1500万kW=15GW程度になることもある一方,春秋は1000万kW=10GWを切ることもある。
以下で見るように春秋閑散期にはベース電源でほぼ供給できてしまうのである(需給を細かく一致させる為にベースだけという訳には勿論行かない。)

九電のベース電源
発 電所名 所 在地 最 大出力
〔MW〕
ユ ニット名 単 機容量
[MW]
運 開年月 熱 効率(%)
稼働年数(年)
発 電
方式
主 要燃料 そ の他・備考
松浦
松浦市
志佐町白浜免
開発 1,700
1号機
700
1989.6
43%(L)
SC
石炭 九 州電力初の海外炭を用いる大型火力発電所
隣接する電発松浦火発と併せ「東洋一の石炭火力」と称された
(九電2号機と併せて計3,700MW,中電碧南火力が4,100MW)
2号機
1,000
2019.6
46%(L)
USC
電発
松浦火力
瀬崎 2,000
1号機

1,000

1990.6

43%(L)
SC
2号機 1,000 1997.7 44%(L)
USC
電発
松島火力

1,000
1号機
500



石炭
2号機
500




苓北 熊本県天草郡
苓北町
1,400 1号機
700
1995.12 42.1%(H)
SC
石炭 発電の余熱を利用して海水か ら食用塩を製造する設備あり
2号機
700
2003.6
42.8%(H)
USC
玄海
九州電力 2,360 3号機
1180

19年
加圧水型
原子力
4号機 1180

15年
加圧水型
川内 九州電力
1,780 1号機
890

29年
加圧水型
優先審査
リスク要因として火山が浮上>>2182
2号機
890

27年
加圧水型
合計

10.24GW








で見る様に,石炭も下げ代がある様であり,また電発の電源は九電にのみ送るのではなく中電や四電に送るようであり,また逆に四電の橘湾からはるばる送電されてくる分も有るようではある。電発電源の切り出しもこの後進んだ可能性もあるがどうなってるのかな。。

95年運開の苓北は比較的新しいけど,松浦1と松浦火力1は30年程稼働したしそろそろ廃止してもええんちゃうか。
まあその前に規模の小さい松島火発1・2かな。

九電の調整力電源
施設名
所在
種類
出力
容量
運開
その他備考
小丸川(おまるがわ)発電所 宮崎県 揚水発電 1,200MW
 1号機:345MW
 2号機:318MW
 3号機:318MW
 4号機:345MW
8,400MWh
以上※
2007年7月運開(1号機300MW) ※最大出力運転を7時間継続できる様設計(wiki)

「可変速揚水発電システム」を採用したとのこと(ブロ グ)
天山(てんざん)発電所 佐賀県 揚水発電 600MW(300*2) 3,600MWh

1986年12月運開 約6時間に亘って発電できる(九 電)
大平(おおひら)発電所 熊本県 揚水発電 500MW(250*2)
1975年12月運開
豊前蓄電池変電所 福岡県 NAS電池 50MW
300MWh 2016年3月運開(実証実験) 実証実験報告書 (2017年2月)
出力合計


2,350MW



新小倉 北九州市
LNG発電
1,800MW
 1号機:600MW
 2号機:600MW
 3号機:600MW



新大分
大分市
LNG発電
 CC
 ACC
 ACC
 MACCII
2,825MW
 1号機:690MW
 2号機:920MW
3-1号系列:735MW
3-2号計列:480MW



CC・更にGT・排熱回収ボイラー・蒸気タービン等組み合わせ

先ずは10/1に広域送電をする「長周期広域周波数調整」を行った。その後は出力抑制に踏み切った。

2018/10/09 13:00
ニュース
九電、関門連系線の最大活用で太陽光へ出力抑制を回避
https://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/news/16/100711564/
金子憲治=日経BP総研 クリーンテックラボ、工藤宗介=技術ライター

 電力広域的運営推進機関(以下、広域機関)は10月1日、九州エリアの太陽光発電所で発電した電力を中国以東のエリアへ送電するための「長 周期広域周波数調整」を実施したと発表した。

 今回の措置で九州電力が関門連系線から中国電力エリアに送電できる容量は最大112.5万 kW(1125MW)だった。これまで同社が見込んで いた関門連系線の活用量は13万kW(130MW)で、今秋の太陽光 に対する出力抑制の想定量を「1回当たり数十万kW(数百MW)」と していたことを考慮すると、広域機関の仲介による「長周期広域周波数調整」を実施したことで、太陽光への出力抑制(出力制御)が回避されたことになる。 (とは註:関門連系線の活用量を増やしたんだな?)

 「長周期広域周波数調整」は業務規程第132条に基づくもので、需給バランスの調整力が不足すると予想された際、広域機関が一般送配電事業者(とは註: 今回は九電)からの要請により、関係する他の一般送配電事業者(とは註:今回は中電等西日本5社)に打診して行う。実際に実施されたのは広域機関設立後、初めてという。

 具体的には、九電から9月30日に、下げ調整力不足時の対応として長周期高域周波数調整の要請を受けたことから、対象となる関門連系線の未利用領域(今 回は全容量)を活用して中国以東へ送電するために、中部電力、北陸電力、関西電力、中国電力、四国電力の5社に周波数調整を要請した。実施日時は10月1 日9時から14時30分までの合計11コマで、最大量は112.5万kW。

 九電によると、1日は台風通過後で天気が晴れと予測され、太陽光発電の発電量が増加して供給が需要を超える見通しになった。その一方で、台風の雨による増水で揚水発電を用いた電力調整力は期待できず、また台風の通過後 は気温が下がって空調利用が減って電力需要が伸びないと予想されたという。

 今後、今回のような関門連系線を活用した需給調整でも九州エリアに電力が余る場合は、太陽光に対して出力抑制を実施する可能性がある。九電では「この秋 口にも実施する可能性がある」と説明している。

 電力系統間をつなぐ連系線の利用ルールは、10月1日にこれまでの「先着優先」から「間接オークション」に変わった。間接オークションでは、予備力・調 整力および潮流抑制のための容量(マージン)を原則ゼロとし、すべての連系線容量を取引市場を通じて割り当てる仕組み。

 今回、初めて実施した「長周期広域周波数調整」は、ゲートクローズ(市場取引終了)後に各連系線の空き容量の範囲内で、関係する一般送配電事業者に協力 可能な容量と時間を確認して、連系線を使った最大調整量を決めることになっている。

太陽光発電に停止要求の可能性「秋に入り供給過多」理由に
https://www3.nhk.or.jp/news/html/20181008/k10011663711000.html

2018年10月8日 20時59分

九州地方では秋に入って電力の供給が需要を上回って需給のバランスが崩れるおそれがあり、大規模な停電を防ぐために全国で初めて、太陽光発電などを一時的 に停止させる「出力制御」が実施される可能性が出ています。

九州は太陽光発電の「先進地」
九州では太陽光発電だけでことし8月末の時点で出力が最大800万キロワット(8,000MW)に上っています。

このため需要が少ない春や秋の晴れた日中には太陽光の発電量で需 要の8割をまかなえる(需要は単純計算で10,000MW)ま でになっています。

一方で、原子力発電所が再稼働して、現在、川内原発と玄海原発の合わせて4基が常時400 万キロワット(4,000MW)以上を供給していますが、原発は一時的に発電量を減らすことが困難です。

こうした中、今月はほぼ連日、過剰になった電力を九州以外の地域に送っていますが、本州と結ぶ送電線「関門連系線」の容量は557万キロワット(5570MW)が上限(10/1は1125MWを確保した。数値上5570MWも送れても実際はそんなには不可能 な様だ。)です。

こうしたことから、九州では電力の供給が過剰になる可能性が出ているのです。

電力供給が過剰になり一部で発電を止めたり抑えたりする仕組み
「出力制御」は、電力の供給が過剰になった場合に一部で発電を止めたり抑えたりする仕組みです。

この場合、天候に左右される太陽光や風力は発電量の制御が難しいため、一時的に発電を停止することになります。

その後
10/13 430MW 9700箇所 1960MW広域送電 2260MW揚水発電や蓄電池で吸収 >>5141
10/14 620MW ?
10/20 520MW(実際) 700MW(計画)
10/21 930MW(実際?) 1180MW(計画)

2.九州の送電罔

九電の調整力電源
施設名
所在
種類
出力
容量
運開
その他備考
小丸川(おまるがわ)発電所 宮崎県 揚水発電 1,200MW
 1号機:345MW
 2号機:318MW
 3号機:318MW
 4号機:345MW
8,400MWh
以上※
2007年7月運開(1号機300MW) ※最大出力運転を7時間継続できる様設計(wiki)

「可変速揚水発電システム」を採用したとのこと(ブロ グ)
天山(てんざん)発電所 佐賀県 揚水発電 600MW(300*2) 3,600MWh

1986年12月運開 約6時間に亘って発電できる(九 電)
大平(おおひら)発電所 熊本県 揚水発電 500MW(250*2)
1975年12月運開
豊前蓄電池変電所 福岡県 NAS電池 50MW
300MWh 2016年3月運開(実証実験) 実証実験報告書 (2017年2月)
出力合計


2,350MW





一般的には調整に向かないとされる石炭だが最低出力での発電も考えられているようだ。

九電火力設備仕様(出典:実証実験報告書 (2017年2月)
発電所
認可出力
LFC
最低出力※2
ユニット
最低出力※3
その他備考
石炭 松浦

700
280
105

苓北

700
210
105


700
210
105

苅田
新1
360
144
105

LNG
新小倉

600
220
120
1978.9運開

600
220
120
1979.6運開

600
150
120

新大分

690
83(1軸分)
35(1軸分)


870
108(1軸分)
54(1軸分)


735
147(1軸分)
61(1軸分)

480
192(1軸分)
120(1軸分)

小計




石油
川内

500
250
130
1974.7 運開

500
125
75

豊前

500
170
130


500
170
130

相浦

375
220
75


500
180
100

苅田
新2
375
210
75

総計




※2 負荷変動に対して、ボイラーやタービンが安定して追従(動的運転)できる出力範囲の下限
※3 出力一定運転を前提として、ボイラーやタービンが安定的に運転を維持(静的運転)できる出力範囲の下限

電発火力受電電力(出典:実証実験報告書 (2017年2月)
発電所
最大(MW)
最低(MW)
その他
認可出力
九州受電分
その他
最低出力
九電受電分
石炭
松島

500
187
313
250
91


500
187
313
250
91

松浦

1000
378
622
400
147


1000
378
622
350
126

橘湾※

1050
47
1003
368
16


1050
47
1003
368
16

関門送電枠

東 行1870 / 西行94



※ 橘湾は域外電源(関門連系線を通じて九州域外から受電)







3.関門連系線の現状

先ずは関門連系線の現状を把握してみる。

飯田氏 率いる環境エネルギー政策研究所のレポートに拠ると以下の様な運用になってるそうな。

九州電力が再エネ出力抑制の前にすべき6つのこと(プレスリリース)
https://www.isep.or.jp/archives/library/11321
2018年9月21日

九州電力エリアでは、いくつかの離島においてすでに出力抑制が行われているが、本土では実施されてこなかった。1年の中でも電力需要が低下する今年5月 (2018年5月3日)の昼間には電力需要に対する太陽光発電の割合が81%に達し、自然エネルギー全体の比率が96%に達した(図2)。その際、九州電 力は電力広域的運営推進機関(OCCTO)の定めた優先給電ルール[2]にもとづき、火力発電の出力抑制、揚水発電の活用、会社間連系線による九州地区外 への供給を行い、電力需要が低下した際の需給調整を行っている(図3)[3]。


図2. 九州電力エリアの電力需給(2018年5月3日)|出所:九州電力の電力需給データよりISEP作成

変 動する自然エネルギー(太陽光、風力)の出力抑制を実施する前に、以下の様な…改善策が考えられる。…

関門連系線を最大限活用する
現状の関門連系線の利用ルールを改善し、連系線の運用に関する透明性を高め、優先給電ルールの中で自然変動電源を出力抑制する前に連系線の活用を十分に行 うことが期待される。

優先給電ルールにおいて火力発電や揚水発電(電源I, II, III)による調整の次に「連系線を活用した九州地区外への供給」が行われることになっている。しかし、2018年5月3日の12時台のように太陽光発電 の割合が80%を超えるような状況でも連系線の活用は行われておらず、逆に地区外への送電量が減少している(図2)。これは、太陽光発電のピーク時に連系 線を積極的に活用している四国電力の運用(図4)とは好対照である。


図4. 四国電力エリアの電力需給(2018年5月20日)|出所:四国電力の電力需給データよりISEP作成

関門連系線の熱容量は278万 kW(の2系統)であり、そのうち運用容量は九州地区外の周波数維持面から180万kW(1800MW)、九州地区内の周波数維持面(連系線ルート断時の周波数維持)か ら 105万kWとされている(運用容量拡大時)[6]。

実際の電力需給データによると 九州地区外への送電量(双方向相殺後)の実績(2018年度4月~6月)は最大で270万kWとなっており、運用容量278万kWに近い地区外への送電が 可能になっているように見える。連系線の活用については、現状では各一般送配電事業者の内部ルールにより運用容量が決まり、自然変動電源 (太陽光、風力)の出力抑制を実施した後でのみ、OCCTOによる連系線活用の措置が行われる。具体的には、電源開発の松浦石炭火力発電所等の一定容量の送電枠が 関門連系線で確保されているとされるが(注)、これを縮小・停止することもできる。

(注)電源開発松浦(長崎県):200万kWのうち九電受電37.8万kW×2、のこりは関門経由中国四国へ
電源開発松島(長崎県):100万kWのうち九電受電18.7万kW×2、のこりは関門経由中国四国へ
電源開発橘湾(徳島県):100万kWのうち九電受電4.7万kW×2(関門経由)[7]

 註
[3] 九州電力「優先給電ルールの考え方について」(2016年7月21日)
[6] 九州電力「再生可能エネルギーの接続可能量(2017年度算定値)算定結果について」2017年10月
[7] 総合資源エネルギー調査会新エネルギー小委員会系統ワーキンググループ(第12回)配布資料


太陽光発電の盛んな日中,四電は連系線通じた域外送電増えてるのに九電が減ってるのはなんでなのか疑問を呈したら教えて頂いた。
これは市場原理な様だ。市場で売れなかったので自分の所の揚水発電で処理した様だ。四国電力は大消費地大阪に近い利点もあるのかな?

https://twitter.com/A42aNgmw8Jzequ1/status/1051064274410303491
ただの電気技術者 
@A42aNgmw8Jzequ1

追加で見てきましたが、理由は単純でした。
①JEPXで九州エリアと中国エリアで市場分断が起きていない。つまり、経済的に小売事業者が九州→中国に送るような状態にない+送配電事業者もエリア内 で処理できるので九州→中国に送る必要もない
②なので、経済合理性の元の潮流しか流れない。

3:57 - 2018年10月13日

更にHUFFPOSTの記事だと
2018年04月26日 09時34分 JST | 更新 2018年04月26日 09時34分 JST
揚水発電所が太陽光発電導入の支えに ただしコスト高、利用には工夫が必要
「自然エネルギーの導入を考える上でも重要だ」
https://www.huffingtonpost.jp/shinrinbunka/power-20180426_a_23415009/


揚水発電所の使い方は各電力会社で異なるようだ。認定NPO法人環境エネルギー政策研究(ISEP)は、電力会社のデータを使って、自然エネが比較的多く 導入されている九州電力と東北電力の「太陽光発電が多かった日」を分析した。

それによると、九州電力は前述のように、自社の揚水発電所での水のくみ上げで、ほとんどの余剰を消費していた。隣の中国電力管内に流したのはいつもと同程 度だった。一方、東北電力では、「需要が約700万kwで、太陽光と風力で約290万kwの発電があり、約300万kwが余剰になった日」を分析した。す ると、その日は余った電気のほとんどを隣の東京電力管内に流しており、揚水発電所では22万kwほどしか使っていなかった。

ISEPの山下紀明主任研究員は「これにはコストが関係しているでしょう」と言う。揚水発電所では3割ほどの電力ロスが生まれるので、利用コストは高い。 「連系線」を使って電気を隣接地域に送るのは安い。東京電力管内は巨大な需要地であり、東京電力と東北電力は送電線をほぼ一体で運用できるために、電力の 融通は簡単だ。これに対して、九州電力から中国電力さらには関西電力など、西日本地域で電力会社をまたいで送電するには、連系線の運用容量や、その電気を どこの管内で消費するのかなど、まだ問題があるのかもしれない。
とある。
基本,東電に隣接する東北電力と関電に新設する四電は系統経由で電力送出するコストが低く,九電は中電や更に遠く関電に送電するコストが高いようだ。北海道から東電に送電強化と同様に九電の電気を関電での利用コストを 低減させる事も重要となりそうである。

さて,ここでの関心事は(関係するけど)此処ではなく関 門連系線の容量の箇所である。
どうやら2780MW(*2=5560MW)の内,運用容量は九州地区外の周波数維持面から1800MW、九州地区内の周波数維持面から1050MWとさ れてるとの事だが,東行 き(九州→本州)潮流時1800MW,西行き(本州→九州)潮流時1050MWと云う事なのか?
また電発が別に送電枠持っている様だ。東行1870MW,西行94MWって理解で良いのかな?これ九電と電発が両方とも1800MWも送ったら全体の容量 超過しちゃうよね??ふ~む。。

https://twitter.com/A42aNgmw8Jzequ1/status/1051064274410303491

ただの電気技術
@A42aNgmw8Jzequ1
私の知る限りは、10月はいってからほとんど関門連係線に余力はありませんけどどうなんでしょうね(今日も写真の通りの状況ですし)


この図から終日1,700MW程,日没後夕方ピーク時には2,100MW程西行きに送っている様だ。
いずれにせよ1,800MW~2,100MW程は送電出来る様子。      
10/1の長周期広域周波数調整時は九州電力が関門連系線から中国電力エリアに送電できる容量は最大1,125MWで,九電以外(電発)が送ってて一杯の 2000MW程度だとすると電波が900MW程送ってるという感じか?

参考になる記事を発見。結局各電力をずっと上限迄送ってるようで下の方で関門連系線の増強は現段階では採算が取れないという結論を出しているが隘路になっ ているのは事実であるしなんらかの方法で増強を実現して欲しい所。

2018/10/15 12:36
九電、土日に太陽光の出力を抑制、見えてきた「出力制御率」
関門連系線の活用で、指定ルール事業者の制御量も30日程度か
https://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/news/16/101511588/
金子憲治=日経BP総研 クリーンテックラボ
クリーンテック ラボ

2日連続で出力制御を実施

 九州電力は、10月13日の土曜と14日の日曜日に、一部の太陽光発電設備に対して、出力制御(出力抑制)を実施した。離島を除くと、出力制御を実施し たのは初めて。

 九州本土エリアの太陽光の接続可能量は817万kW(既に9 月末で812MWに達し予約済も417MWあって1229MWが確定的な のに?)。同エリアでの太陽光導入量は今年8月末に807万kWに達している。加えて、今年6月に玄海原発4号機が再稼働し、6年半ぶりに原発4基体制 (合計414万kW)に入っている。原発は、ベース電源として太陽光よりも優先的に使われるため、調整電源である火力発電の「下げ代」が減っていること も、太陽光への出力制御の必要量を高めている。…

連系線で196万kWを域外に送電

 旧ルール事業者は年間で最大30日までの出力制御となり手動で停止・再稼働の作業を行う。指定ルール事業者は無制限・無補償の出力制御となり、九電が遠 隔操作で停止・稼働を行う。出力制御は、旧ルールの全事業者が30日に達するまでは、旧ルールと指定ルール事業者に対して平等に実施する。…

 13日に43万kWの制御量になった経緯に関し、九電は、総供給力の予測(1293万kW)から総負荷の予測(1250万kW)を引いた値と説明する。 総供給力は、太陽光(594万kW)と原子力・水力、風力、地熱のベースロード電源 (493万kW)(とは註:原発が414万kWあるのでそれ以外は79MWのみか。)と火力(206万kW)の合計。総負荷は、需要 (828万kW)と蓄電池・揚水運転(226万kW)(とは註:九電の揚水などは2350MWある。殆ど使用可能だって事だな。)、関門連系線 を使った域外送電(196万kW)を足した値になる(図2)。

 こうした九電の説明 で、これまで接続可能量を決める経済産業省の委員会で、同社が公表してきた昼間軽負荷期の需給バランスで採用した数値と大きく違っていたのが、関門連系線 を使った域外送電だった。これまでは、「予測が難 しい」として秋季の空き容量の最大実績値として13万kWと置いていたが、13日と 14日は実に196万kWに大幅に送電可能量が拡大した。

 関門連系線・196万kWの内訳は、電源開発による相対取引で域外需要家に送る分・約91万kW(とは註: 910MW。九電管内の電発の石炭火発は3,000MWあり九電以外への供給分は1870MWある。この枠の半分程を使ったと云う事か。)、日本卸電力取引所(JEPX)での間接オークションの約定分・約67万kW、電 力広域的運営推進機関(以下、広域機関)の斡旋による長周期広域周波数調整・約37 万kWという。電源開発やJEPX分は本来、火力発電分だが、火力発 電の出力抑制に伴い、その分を太陽光で置き換えることが決まっているという。

指定ルール事業者の制御率が減少

 関門連系線は熱容量278万kWの回線が2本あるが、1本は予備で運用上は1回線となる。さらに、事故 時の周波数維持を考慮した10月(休日)における運用容量の最大値は200万kW弱となることが広域機関との協議で決まっている。「今回の 196万kWの域外送電は、運用容量の最大値を活用したもの」(九電)という(図3)。


図3●関門連系線の運用容量
(出所:電力広域的運営推進機関)

 実は、10 月1日に九電は、広域機関の斡旋による長周期広域周波数調整で、112.5万kWを確保しているが、火力発電を前提にした約定分などを太陽光に振り返ることで、200万kW分近くを送れていた可 能性もある。

 こうした関門連系線 の運用状況を見ると、30日の出力制御を前提にした接続可能量に近づきながら、九電が今年10月12日まで1日も出力制御を実施せずに済んだ秘密も見えて くる。そして、これまで議論の多かった指定ルール事業者の将来的な「出力制御率」のシミュレーションがかなりクリアになっている。

 出力制御率とは、太陽光の発電可能量のうち出力制御によって損失となる割合で、旧ルール事業者は「30日ルール」が適用されるため、年間30日、出力抑 制された場合、8~10%となり、それが上限となる。そこで、旧ルール事業者の多くは、事業計画の中に10%程度の出力抑制分を折 り込んで収支計画を立てている。

 一方、指定ルール事業者は、旧ルール事業者の抑制日数が30日に達した後も、無制限・無補償で抑制され続けるため、制御率がどこまで増えるかが分から ず、それがファイナンスを難しくしていた。指定ルール事業者の制御率をシミュレーションする上で、不確定要素の1つになっていたのが関門連系線の活用量 だった。そこで、民間による独自のシミュレーションでは、接続可能量を算定する際の前提だった13万kWを使うことが多かった。

 実は、昨年10月に開催した経産省主催の委員会で、九電は、指 定ルール事業者の制御率に関して、連系線活用量13万kWのほか、73万kWに増やしたケースも公開していた。それによると、13万kWでは、接続可能量 (817万kW)に指定ルール下で400万kW追加接続した場合に35%になるが、連系線73万kWを前提すると19%に下がる(図4)。


図4●指定ルール事業者の出力制御の見通し(九電による算定結果) 
上表の「過去の空容量」は13万kW、下表の「運用拡大策を最大限考慮」は73万kWを想定(出所:九州電力)

 同社では、連系線173万kWの場合の制御率を出していないも のの、指定ルール下で300万kW追加接続したケースの試算値はあり、それと概ね同じ効果になるとすれば、連系線173kWケースの制御率は14%とな る。

指定ルールでも「30日」程度に収まる?

 これまで民間による代表的なシミュレーションとしては、太陽光発電協会(JPEA)が2015年4月に公表した九電管内の試算がある。それによると、 ベース電源477万kW(原発4基稼働)で、指定ルール下で400万kW追加接続時に18.2%となっていた。この試算での関門連系線の活用量は13万 kWだった。

 JPEAは、連系線100万kWと200万kW活用ケースを試 算していないが、指定ルール下300万kW、200万kW追加接続時の試算値はあり、それと概ね同等の効果があるとすれば、連系線100万kWで13%、 200万kWで9.5%となる(図5)。

 こうしてみると、原発4基体制下でも、関門連系線100万~200万kWを活用で きれば、指定ルール下で400万kW接続し、太陽光全体で1200万kW導入した場合でも、指定ルール事業者の制御率は、旧ルール事業者とほほ同様か、数 ポイント増える程度で収まることが予想される。

 もちろん今後、中国電力や四国電力、関西電力でも太陽光の導入量が増えてくれば、今回のように200万kW近くの域外送電は難しいかもしれないが、「西 日本全体が同時に晴れることは少ない」との見方もある。加えて、原発4基体制下でも、13カ月に1回、数カ月の定期点検があることを考えれば、春や秋の昼 間低負荷期に原発3基体制になるケースも多いと思われ、その場合、太陽光の制御対象は100万kW程度、減ることになる。

 九電管内の太陽光は、今年8月末までに807万kWが導入され、さらに418万kWが連系承諾済みとなっている(図6)。九電は、10月12日の会見 で、「既存の太陽光への出力制御によって、今後さらに多くの太陽光が接続しやすくなる面があり、その意義も評価してほしい」と強調した。そして、今後の太 陽光の導入見込みに関して、「連系承諾した約400万kWについては、責任をもって接続していきたい」との方針を表明している。


図6●九州電力管内の太陽光の状況(出所:九州電力)

 最も太陽光が急速に導入されている九電エリアでは、原発4基を再稼働しつつ、指定 ルールの下で、約800万kWの接続可能量を超え、さらに400万kW程度の規模まで、事業性を持って導入できる道筋が見えてきた。


4.関門連系線増強の効果

次ぎに広域系統準備委員会事務局謹製のpdf資料をさらっと目を通してみる。
素人なりの理解で翻訳してみる。願わくば無知を全世界に晒すことのなきことを!

4-2.増強の広域系統整備委員会に拠る検討

中国九州間連系線に係る 計画策定プロセスの検討の方向性について
2018(H30)年 1月15日
広域系統整備委員会事務局
https://www.occto.or.jp/iinkai/kouikikeitouseibi/2017/files/seibi_29_02_03.pdf

1.連系線増強の効能について

1-1.新ルートでの連系線増設の効能

■関門連系線の運用容量は、現状、連系線のルート断故障時の周波 数制約で決まっている。

■関門連系線を増強するにあたり、現状の連系線とは別のルートで新たに連系線を増設した場 合、既設連系線のルート断故障が発生(とは註;一箇所故障のN-1って奴か?)したとしても、新ルート連系線が残ることで九州エリアと 中西5エリアの系統は分断されないため、周波数に起因する運用容量の制約は解消される。

■ ただし、周波数制約が解消されたとしても、他の制約要因(熱容量(と は註:ワット数のこと?)、同期安定性、電圧安 定性)についても確認のうえ、運用容量を決定する必要がある。

1-2.連系線増強後の熱容量限度値

 ■新ルートを増強することにより、中国九州間連系線はループ系統となることから、増強後の熱容 量による連系線潮流の限度値は、下記の想定故障から求まる熱容量限度値のうち、小さい値 となる。

■なお、新ルート連系線のルート断時、既設連系線側の熱容量限度値は、2780MW ×2回線 =5560MW※であることから、新ルート連系線の増強規模が5560MW未満であれば、増強 後の熱容量限度値は、新ルート連系線の熱容量限度値で定まる。 (※夏季の値。冬季の場合は2980MW×2回線=5960MW[と は註:なんで夏と冬で違うんだ?!寒いとジュール熱の発熱量減るから?])

1-3.連系線増強後の運用容量


出典:広 域系統整備推進機関

運用容量計算結果=参考
中国向け 2,780MW①【1,710MW④】←現ルートの1回線分2780MWと同じって事?これが最大の容量なのか?
九州向け 520MW④【360MW④】

【 】…最大需要時以外等空き容量が小さくなると予想される値
①…運用容量決定要因 熱容量
④\…〃 周波数維持

同期安定性と電圧安定性が問題だそうな。。

【同期安定性】
■ 通常想定し得る範囲の同期状態に影響を与える電力設備(送電線、変圧器、発電機 等)の故障において、発電機の同期状態が保たれ、発電機の安定運 転が維持できる連系 線潮流の限度値をいう。
  ・ 潮流が限度値を超えた状態で電 力設備に故障が発生し、保護機能により電力設備が 停止すると、同期状態が不安定となり、多数の発電機が保護機能により停止した場合に、 周波数が大幅に変動し、大規模な停電に至るおそれがある。
 ・ 同期安定性の限度値は、一般的に発 電機の運転台数が多い(需要が大きい)と高く、 発電機の運転台数が少ない(需要が小さい)と低い。(→運転台数が多い方が限度値が高く出来る。発電機が多い方が望ましい,ってことか?→発電機の数を増や すと良い?)

【電圧安定性】
■通常想定し得る範囲の電圧状態に影響を与える電力設備(送電線、変圧器、発電機 等)の故障において、電力系統の電圧を安定的に維持できる連系線 潮流の限度値をいう。
 ・潮流が限度値を超えた状態で電力設備に故障が 発生し、保護機能により電力設備が 停止すると、安定的な電圧状態が維持できなくなり、電力設備が保護機能により停止 (発電機の停止や需要の脱落等)した場合に、周波数が大幅に変動し、大規模な停 電に至るおそれがある。
 ・電圧安定性の限度値は、一般的に需要が大きいと低く、需要が小さいと高い。 (→需要がが小さい方が有利。)

補足。

2015年09月10日
電力系統に必要な条件① 〜周波数の維持〜
http://denshasen-denken.ldblog.jp/archives/1035135227.html
2015年09月30日
電力系統に必要な条件② 〜電圧の維持〜
http://denshasen-denken.ldblog.jp/archives/1040440680.html
2015年12月09日
電力系統に必要な条件③ 〜安定度〜
http://denshasen-denken.ldblog.jp/archives/1041517691.html


で,じゃあこの同期安定性と か電圧安定性とかどうやって 計算すんのって事だがどうもそういうソフトがあるらしい。

連系線の運用容量算出における検討条件について
(2018~2027年度)2017年 5月19日
https://www.occto.or.jp/iinkai/unyouyouryou/2017/files/2017_1_1_kentoujyouken.pdf

算出方法
制約要因
想定故障
算出ツール
判定方法
熱容量
N-1故障1)
算術式2)
電中研L法3)4)
架空送電線はCIGRE 式6)に基づく許容電流以内
直流設備、ケーブル、その他直列機器は設計上の許容値以内
同期安定性

通常想定し得る範囲の
電力設備の故障
電中研L法3)
電中研Y法
発電機内部位相角の動揺が収斂(収束)する
潮流
電圧安定性

基幹系統の母線電圧が維持できる潮流
周波数維持 連系線ルート断 (系統分離) 算術式5) 周波数が一定範囲内に維持できる潮流
1) 送配電線1回線、変圧器1台、発電機1台その他の電力設備の単一故障
2) P=√3VIcosθ[W] ・V:電圧[V] ・I:許容電流[A]・cosθ:力率
3) 電中研L法・Y法:電力中央研究所 が開発した電力系統解析ツール。
・L法(潮流計算プログラム):所与の発電、負荷、系統構成に対して送電線や変電所を流れる潮流や系統各部の電圧を計算するプログラム。
・Y法(過渡安定度解析プログラム):送電線故障等の系統擾乱における発電機位相角や電圧等の時々刻々の変化を発電機や発電機制御装置などの動特性を考慮 してシミュレーションするプログラム。
4) 連系設備以外の制約の確認時。
5) 系統容量(想定需要)[MW]× 系統特性定数[%MW/Hz]
6) CIGRE(CONSEIL INTERNATIONAL DES GRANDS RESEAUX ELECTRIQUES:国際大電力システム会議)が推奨した架空送電線の許容温度計算式。(電気学会技術報告第660号「架空送電線の電流容量」に関連 の記載あり)周囲温度は40℃(夏季)として計算。


2-1.連系線増強規模および増強範囲の考え方について

 ここでは、至近の見通しで170~260万kW、長期断面で170~~280~MW程度である中国 九州間連系線の運用容量を、300万kW、400万kW、500万kW(フリンジ分[短 周期の潮流変動とのこと。短期的には熱容量超過しても加熱して焼き切れたりはしないってことのようだ]21万kWを含 んだ連系線潮流値)に拡大した場合、連系線の増容量とそれに伴う各エリアの需給バランスを 想定し、同期安定性および電圧安定性についてそれぞれ検討する。  検討の前提条件および検討結果については2-3以降のとおり。

現状では十分空きがある様に見えるのだが,以下で検討据る様に流石に5000MWとか追加で流すとそうは云ってられ なくなる様である。

出典:中国電力(pdf)

2-2.検討の前提条件① 19 検討の前提条件については、以下のとおり限定して検討を行った。  検討断面 昼間帯において、電圧安定性および同期安定性に対して厳しいと思われる断面にて検討。 今後詳細に検討する場合には、その他夜間断面等のチェックが必要。
・電圧安定性:重潮流となる断面が厳しいため、潮流重負荷期ピークとする。
・同期安定性:前項に加え、負荷が少なく太陽光の発電が多い断面が厳しい場合がある ため、軽負荷期昼間帯軽負荷時も検討する。

系統構成
・ 中西系統:2026年度系統を想定
・ 新ルート連系線:278万kW1回線増強を想定(既設関門連系線1回線と同容量)

 連系線潮流
・ 中国九州間:500万kW、400万kW、300万kW(フリンジ21万kWを含む)
・ 関西中国間:(重負荷期)430万kW(夏季運用容量405万kW+フリンジ25万kW) (軽負荷期)415万kW(夏季運用容量390万kW+フリンジ25万kW)

2-3.中国九州間500万kW時の潮流状況
新山口から関電の山崎・西播両変電所迄綺麗に2重に500kV送電線が引かれているようだ。










2-5.検討結果まとめ
■ 重負荷期、軽負荷期において、中国九州間の連系線潮流を500万kW、400万kW、300 万kWとした場合の電圧安定性および同期安定性の検討結果は以下のとおり。  【500万kW】電圧安定性:200万kW電制を前提として、維持が可能 同期安定性:200万kW電制を前提としても、中国九州間連系線および 中国地内系統ルート断故障時に維持が困難  【400万kW】同期安定性:200万kW電制を前提として、中国九州間連系線ルート断 故障時に維持可能 200万kW電制を前提としても、中国地内系統ルート断故障 時に維持が困難  【300万kW】同期安定性:200万kW電制を前提として、中国九州間連系線および 中国地内系統ルート断故障時に維持可能  中国九州間の連系線潮流が300万kWを超えた場合、電圧安定性や同期安定性の維持 が困難となる。 ⇒中国九州間連系線の新ルートを増強したことにより、周波数による運用制約は解消される ものの、運用容量を300万kW以上にするためには、同期安定性を維持するための設備対 策が必要となる。

同期安定性に関しては以下で見るように中国電力が1998年に系統安定化装 置を設置したそうな。から判断するに発電装置を切り離す様であるが関門連系増強に伴う検討資料である上記の×印 には「電源制限を実施しても維持出来ないまたは1回線故障時でも維持出来ない」と註が付いてるけど単なる電源切り離しでは不十分なんかな?

結局関門連系線の増強は当面見送られる事となったようである。
惜しいが関門連系線だけ造ってもしゃーない訳で,上記の様に建設後のメリットが3000MW増強程度では元が取れないと云う事の様である。
経産省広 域機関
関門連系線、増強当面見送り
毎日新聞2018年3月10日 08時30分(最終更新 3月10日 08時30分)
https://mainichi.jp/articles/20180310/k00/00m/020/189000c

「高コストでメリットなし」
 経済産業省の認可団体「電力広域的運営推進機関」(広域機関、東京)は9日の広域系統整備委員会で、九州と中国地方の送電網を結ぶ関門連系線について、 送電能力増強の検討を当面見送ることを決めた。増強には1500億円超かかると試算したが、見合うメリットがないと判断した。

 2012年の再生可能エネルギー固定価格買い取り制度(FIT)導入以降、九州は太陽光を中心に再エネ発電所設置が増大。広域機関は22年度以降に関門 連系線の送電能力(278万キロワット)に余裕がなくなるとして、昨年6月から増強を検討していた。今年1月には関門海峡に海中ケーブルを新設して送電能 力を300万キロワットに増強した場合、1570億円の工事費がかかると試算した。

 広域機関は関門連系線の増強について「今後の送電線の利用状況や技術開発の動向に応じて適宜検討する」としている。【浅川大樹】
この4000MW(4GW)増送時の問題箇所(赤線) 及び5000MW時(赤線橙線)を何とかしなくて は成らんと云う事のようだ。。岡山以西の同期安定性が厳しいようだが,これは送電線を増強すれば良いと云うものでも無いらしい。。

(I案)マップを見るに厳しいのは新山口からずっと日野幹線以西迄だから北九州から東岡山迄高電圧直流(HVDC)送 電線造ればいいんじゃね?ただそれなりに長距離である。関門海峡だけで採算取れなかったのに採算取れるのか?
それにしても少々なら何の問題も無く接続出来るようで空き容量マップの段階で仙台以北が(容量0を意味する)真っ赤の東北電力程逼迫はしてないようなんだ けど3000MWとかだと流石に制限掛かってくるのか。
それにしても東岡山迄関電が送電線延ばしているのは何故だ??本 四連系線は電発所有だそうな。西播東岡山線は関電所有らしい。

(II案)主に同期安定性が問題になるようで発電の調整能力ではなく無効電力の調相能力みたいだけど,その辺はよく解ってないのだが少なくとも発電の調整 力(揚水とLNG)が手薄なのは見て取れる(調整能力老朽化電源検討を参照されたし)。それ故にリプレースを撤回した関電の赤穂発電所をLNG化して中国電力が使えないかと思っている。この赤穂から中電管内への動きで調 整がやりやすくはならんやろうか?回線混でゐるのが西の方だけどその辺の調整に柳井LNG火力が専念して岡山・水島辺りは赤穂から調整するのである。

(III案)いっそのこと東九州変電所と伊 方原発の間に海底送電建設してしまうのはどうか?四国島内は伊方1・2号機(計1,232MW)の廃炉 でがかがらの筈である。
先ずは東九州と伊方の間にHVDC建設して,様子を見て伊方と阿南の間にHVDC建設すれば宜しい。二回AC⇔DC変換するコストと一箇所余分に直交変換 所つくるコストのどちらが掛かるかで違ってくるけど二回直交変換するロスが出かければ最初から東九州~阿南にHVDC建設して一気に東九州から紀北迄送っ てしまうのもお洒落だ♪


(IV)更に最近,電発の旧一電との長期相対契約を解消させて電力市場へ切り出す動きが出て きたようだ(こ ちら参照)。これによって西日本にまたがって容量塞いでる電発の供給力が流動化して枠を空けられるやも知 れぬ。九州に松浦・松島と2箇所有る偏重は解消出来ないものの流動化は促進されよう。まあ関電との協議がまとまらずリプレースが取りやめになって廃止必至の電発高砂廃止後でもこれら松浦・松島の二つの石炭火発からの供 給で関西での売電の可能性を保証する為にも電発にも出資を仰いで九四連系線の建設させても良いかも知れない。また讃岐変電所から先は阿南経由ではなくても東岡山経由にし ても余裕はありそうだし。

6.結論

関西中国間連系線の運用容量についてはこちら参照

本四送電に関してはこちらに移動

と云う事で四国に関する検討を含め,案(I)東九州(変)~伊方(発)の送電線建設案が今の時点(2018.11末)で一番良いのではないかなと思ってい る。