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種子島での出力抑制が「検証」される 「適切だったが改善点もあり」

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電力広域的運営推進機関は、九州電力が5月5日に種子島で行った再生可能エネルギー発電設備の出力抑制について、妥当性を検証した結果を公表した。

同機関は、1.抑制指令を行った時点で予測した離島の需給状況、2.下げ代確保(発電機の出力抑制、揚水発電の揚水運転)の具体的内容、3.再エネの出力抑制を行う必要性、の項目について検証した結果、下げ代不足が見込まれたため行われた、今回の出力抑制の指令は適切であると判断した。

ただし、需要や太陽光出力の変動リスクを考慮したうえで、出力抑制回避と安定供給のバランスを取った運用をするため、改善点として、1.需要想定の更なる精度向上、2.太陽光発電の最大出力想定および出力低下想定の精度向上、を提案している。

なお、「下げ代不足」とは、計画的に出力を下げる方向の調整力軽負荷時に計画的に供給力を絞る際の下げ方向の調整力が不足することをいう。下げ代不足になると、発電量が需要を上回り、周波数変動量が拡大する。

検証の内容は以下のとおり。

需給状況

1. 抑制指令を行った時点で予測した離島の需給状況

九州電力は、5日4日16:07、翌5日に下げ代不足が発生することを予測したため、太陽光発電の1事業者(設備容量約1,000kW)に対し、5日9時~16時の出力抑制を指令した。

2. 需要の想定と供給予備率の設定

ゴールデンウィーク(GW)は特殊軽負荷期のため、九州電力は、GW4日目の5月5日の13時の需要を、平成22年のGW4日目の5月4日の13時の需要実績から、17,000kWと想定した。また、供給予備率は10%と設定した。

予備率10%は本土の予備率と比較し高めだが、離島であり他の地域と連系されていないことから、妥当な値と捉えている。

3. 太陽光の最大出力と出力低下の想定

九州電力は、太陽光発電の翌日の最大出力を、種子島の最新の日射量予測から8,600kWと想定した。また、天候急変時の出力低下を、種子島の過去の実績から8,600kW→1,500kW(17.2%)と想定した。

下げ代確保

1. 下げ代確保と再エネの出力抑制の必要性

九州電力は、必要な供給力を確保し、また天気が急変して太陽光発電が出力低下した場合にも安定供給が可能なよう、内燃力の運転ユニットに「6,000kW×3台」を選定した。内燃力機を最低負荷率50%まで出力抑制する計画としたものの、太陽光が最大出力となった場合に需要を上回り、600kWの太陽光発電の出力抑制の指令が必要となった。

2. 下げ代不足時の対応順序

業務指針151条による下げ代不足時の対応順序は、1.バイオマス専焼電源の出力抑制、2.バイオマス電源の出力抑制、3.卸電力取引所における電力の販売、4.自然変動電源の出力抑制(以下略)の順番の通りだが、当該地域にバイオマス関連発電設備がないことおよび、離島のため他の地域とは連系されていないことから、抑制が必要となった。

3. 内燃力機の最低出力

九州電力は、メーカー見解を得て、島内の内燃力機発電機が安定して運転できる最低出力を定格出力の50%と定めて運用している。広域機関は、他のメーカーにヒヤリングし九州電力の運用は妥当と考える。

4. 運転ユニットを変えたケース

広域機関は、出力抑制の指令が不要となる運転ユニット「6,000kW×2台+4,500kW×1台+1,500kW×1台」の運用可能性について、九州電力にヒアリングを行った。結果は、安定的な運用が困難との回答であり、広域機関としても妥当と考える。

検証結果について

1.抑制指令を行った時点で予測した離島の需給状況

  • 需要想定は過去実績と直近の実績を参考にしていた。
  • 供給力の再エネ分は気象予測値や過去実績をもとに算出していた。

2.下げ代確保の具体的内容

  • 内燃力機を最低負荷率50%まで出力抑制する計画としていた。

3.再エネの出力抑制を行う必要性があったか

(1)必要な供給力を確保し、(2)太陽光の出力変動に対しても、(3)内燃力機が最低負荷率50%とするため、再エネの出力抑制を行う必要性があった。

【参考】
電力広域的運営推進機関 - 再生可能エネルギー発電設備の出力抑制に関する検証結果の公表について
電力広域的運営推進機関 - 再生可能エネルギー発電設備の出力抑制に関する情報公表(平成27年5月分)

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