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1 平成 22 年度電力系統関連設備形成等調査 ( 諸外国における系統連系技術要件ガイドラインの整備等に関する調査 ) 報告書 平成 23 年 3 月 財団法人日本エネルギー経済研究所

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3 目次 第 1 部欧米における系統連系技術要件ガイドラインの状況... 1 第 1 章欧米における系統連系技術要件ガイドラインの概要 米国 ドイツ スペイン イギリス デンマーク... 7 第 2 章欧米系統連系技術要件ガイドラインにおける FRT 規定の状況 米国の状況 ドイツの状況 スペインの状況 イギリスの状況 デンマークの状況 ENTSO-E ガイドライン案の状況 第 3 章系統連系技術要件ガイドラインの諸外国との比較結果 委員会での検討 比較結果の概要 参考 瞬時電圧低下に関する規制の状況 第 2 部系統連系技術要件ガイドラインに関する規制改革要望等への対応 第 1 章規制改革要望への対応...34 第 2 章常時電圧変動対策及び二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化に関する改正要望について 要望の概要 改正案と審議結果 第 3 部海外現地調査 第 1 章海外現地調査概要 行程概要 質問項目概要 第 2 章ヒアリング結果 ( 系統連系技術要件ガイドラインに関する現地調査出張報告 ) 現地調査の目的 Vestas (Technology Center) DERA (Danish Energy Regulatory Agency) National Grid 東京電力ロンドン事務所 CNE(Commission de Nacional Energia) REE(RED Electrica de Espana) ENTSO-E i

4 9. ENERCON FERC 海外電力調査会ワシントン事務所 東京電力ワシントン事務所 第 4 部系統連系技術要件ガイドライン研究会審議資料 ii

5 図目次 図 LVRT 基準 ( 修正前 )... 9 図 タイプ1 発電所の連系点における電圧プロファイル境界...11 図 タイプ2 発電所の連系点における電圧プロファイル境界 図 設備に求める電源網接続ポイントにおける 瞬時電圧低下 の電圧 - 時間曲線 図 電源網接続ポイントにおける電圧に関する電圧不足期間と電圧回復期間における許容値 図 系統電圧を越える 140ms 以上の短絡発生時の電圧許容値 ( 陸上システム ) 図 m 以内の短絡発生時の洋上設備に求められる電圧許容値 図 ms を越える短絡発生時に洋上設備に求められる電圧許容値 図 MW を超える風力発電設備に対する電圧降下の許容値の要件 図 MW 以上の風力発電設備に対する電圧降下時の無効電力供給設備要件 図 kV 以上で連系する同期発電機の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 図 kV 未満で連系する同期発電機の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 図 kV 以上で連系する Power park modules の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 図 kV 未満で連系する Power park modules の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 図 主要国の年間瞬時電圧低下回数 iii

6 表目次 表 公共電力網における障害と持続時間 表 委員会の構成 表 委員会の開催日時と審議項目 表 系統連系技術要件ガイドラインの海外比較結果概要 表 主要欧米諸国における系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 表 主要欧米諸国における FRT 等の規定の状況 表 瞬時電圧低下に関する日欧における規制の概要 表 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインにかかわる規制改革要望の概要 表 常時電圧変動対策にかかわる改正案 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 表 訪問先一覧 表 海外現地調査行程概要 iv

7 第 1 部欧米における系統連系技術要件ガイドラインの状況 第 1 章欧米における系統連系技術要件ガイドラインの概要 1. 米国 (1) 関連規制 米国の系統連系技術要件に関する規定についての関連法として次のものがある 1935 年に成立した連邦動力法と 2005 年成立したエネルギー政策法である 特にエネルギー政策法は 法案において系統連系技術要件規定が達成すべき指針を公表するものである また 再生可能エネルギー発電促進にかかわる法律として RPS 法 (29 州政府及び DC 政府 ) がある (2) 系統連系技術要件ガイドラインに類する規則米国における代表的な系統連系技術要件ガイドラインとして次のものが挙げられる CFR Part 35 : Interconnection for Wind Energy ( 連邦政府 )( 以下 1. として表記 ) 2. California s Electric Rule 21( カリフォルニア州 )( 以下 2. として表記 ) 3. PUCT Rules and ( テキサス州 )( 以下 3. として表記 ) 米国では 連邦での統一的なガイドラインだけでなく 州単位で独自のガイドラインを持っていることが大きな特徴である 上記規則の法的な位置づけ及び管轄する組織は次のとおり 1. 連邦政府の行政法 連邦エネルギー規制委員会 (FERC) 2. 州の定める規則 カリフォルニア公益事業委員会 (CUPC) 3. 州の定める規則 テキサス公益事業委員会 (PUCT) (3) 規則の概要各規則の概要は次のとおり 1. 低電圧ライドスルー能力 出力補正係数基準 iscada 能力 風力発電に適用される手続規則 2. 省略 (a) 適用範囲 (b) 目的 (c) 用語の定義 (d) 利用規約 (e) 解列と再連系 (f) 追加料金 (g) ネットワークでない分散電源の連系前調査 (h) 分散電源のネットワーク連系 (i) ネットワーク連系の事前調査 (j) 分散電源計画に関する情報提供 (k) 機器の事前認可 (l) コンタクト パーソンの指名 (m) 連系のタイムスケジュール (n) 報告義務 (o) 紛争 (a) 目的 (b) 一般規則 (c) 干渉保護のための規則 (d)50kw 以下単相の発電機に係る規則 (e) 三相機器に係る規則 (f) 記載なき事項について (g)60 サイクル以下との並列機器に係る規則 (h) 検査及び立ち上げ試験 (i) 運転試験等 (j) メータリング 各規則に記述される周波数許容範囲は次のとおり 1. 規定なし Hz~60.5Hz Hz~60.5Hz 各規則に記述される電圧許容範囲は次のとおり 1. 規定なし V~132V 1

8 3. 108V~126V 各規則に記述される再生可能エネルギー発電特有の規則は次のとおり 1. 風力発電について 低電圧ライドスルー能力 出力補正係数基準 SCADA(Supervisory Control and Data Aquisition) 能力及び手続規則に関する基準あり 2. 規定なし 3. 再生可能エネルギーによる自家発電は分散電源とは見なさない ( 省エネルギーとみなす ) との規則あり 各規則に記述される費用負担に関する規則は次のとおり 1. 規定なし 2. 発電側 系統側が合意の上 それぞれ負担する 3. 分散電源設備保有者 系統事業者それぞれのコストの試算に関するガイドラインあり (4) 規則の紛争処理各規則に記述される紛争処理に関する規則は次のとおり 1. 規定なし 2. プロジェクト ミーティングによる解決 Rule 21 Section G による解決 CUPC による解決の 3 種 3. PUCT 顧客保護部もしくは電気事業部にて解決する 2

9 2. ドイツ (1) 関連規制 ドイツにおける系統連系技術要件ガイドラインに関する関連規制法及び再生可能エネルギー発電にかかる関連法として エネルギー事業法 (2005 年 7 月発効 2008 年 10 月改正 ) 再生可能エネルギー法(2009 年 1 月発効 ) がある (2) 系統連系技術要件ガイドラインに類する規則 系統連系技術要件ガイドラインに関する規則は次の通り TransmissionCode 2007 ( 高圧に適用 ) Generating Plants Connected to the Medium-Voltage Network( 中圧に適用 ) 関連業界の合意規則が中心となって 上記規則が策定されている ドイツでは エネルギー事業法において自主的規制の有効性に関する規定が示されており これによって同規則は事実上法的位置づけを得ている また 規則を管轄する組織は BDEW( ドイツエネルギー 水道産業協会 ) となっている (3) 規則の概要 規則の概要は次の通り TransmissionCode はじめに 2.DSO との協調の下での TSO の責任の適用 3. 接続条件 4. 系統利用 5. システムサービス 6. 系統計画策定 7. 系統運用計画 管理 8. 概説 9. 略字と用語 10. 参照 11. 付属書 Generating Plants Connected to the Medium-Voltage Network 1. 一般原則 2. ネットワークへの接続 3. 設備設計 4. 測定 5. 設備の運用 6. 電力特性の確認 付属書 上記の内容は 発電事業者 送電事業者 各社が定めている接続要件規則と重複する内容が多いのが特徴である 規則に規定されている周波数許容範囲は 49.0Hz~50.5Hz( 平常時 ) 47.5Hz~51.5Hz( 緊急時 ) であり 電圧許容範囲は以下の通りとなっている 380kV:360kV~420kV( 平常時 ) 350kV~440kV( 緊急時 ) 325kV 解列 220kV:210kV~245kV( 平常時 ) 193kV~253kV( 緊急時 ) 185kV 解列 110kV:100kV~123kV( 平常時 ) 96kV~127kV( 緊急時 ) 93kV 解列 また 再生可能エネルギーに関しては 容量決定 洋上再生可能エネ発電の接続に関する規定があるが FRT については 風力発電の事例紹介で可能性を検討と言及するのみとなっている (4) 規則の紛争処理 規則において 紛争処理に関しては エネルギー事業法で反トラスト法に基づいて紛争処理が行われる との記載がある 3

10 3. スペイン (1) 関連規制 スペインの系統連系技術要件に関する関連法 規制としては 電気事業法 (Act 54/1997)(1997 年電力法 ) 炭化水素法 (Act 34/1998) がある また 再生可能エネルギー発電促進にかかわる法律としては 再生可能電源に係る特別制度 (2004 年政令第 436 号 ) 再生可能電源に係る FIT(2007 年政令第 661 号 ) 新建築技術法 (2006 年政令 314 号 ) などがある (2) 系統連系技術要件ガイドラインに類する規則スペインの系統連系技術要件ガイドラインに類する規則として次のものがある 一般制度 ( 電力法第 4 編 ( 発電 ) 第 1 章 ) 特別制度( 同 2 章 ) P.O 送電網へ新設備を接続するためのアクセス申請 P.O 送電網へ接続された設備 : 設計 機器 機能と安全 および運転開始に関する最低限の条件 P.O 送電網の設備 : その機器と運転開始に関する設計基準 最低条件 および点検 同規則は 1997 年電力法 炭化水素法 (Act 34/1998) の下で電気 ガスなどエネルギー全般に責任を負うことが定められており 更に 2000 年 12 月 1 日の勅令 1955 号の下で 系統運用手続き P.O P.O および P.O.13.3 として定められ 法的に位置づけを有している 規則を管轄する組織名は エネルギー規制委員会 (CNE) 各自治体の関連組織である また 特に送電網に関しては 1997 年電力法によって役割を規定されている REE が管理することとなっている (3) 規則の概要規則を構成する主要項目は次のとおり P.O 送電網へ接続された設備 : 設計 機器 機能と安全 および運転開始に関する最低限の条件 1. 目的 2. 適用範囲 3. 一般的考察 4. 送電網への接続 5. 設計と機器の必要条件 6. 機能条件 7. 送電網に接続された新設備の運転開始特に 運用手続きの詳細は P.O. 1.1~P.O. 8.1 で規定されている 規則で規定されている周波数許容範囲は次のとおり 49.85Hz~50.15Hz( 平常時 ) 特に解列条件は以下の通りとなっている 49.5Hz で負荷が 100% 中 50% 以下 49.3Hz で負荷が 100% 中 50% 以上残る 49Hz で負荷が100% 中 15% 脱落 48.7Hz で負荷が 100% 中 15% 脱落 48.4Hz で負荷が 100% 中 10% 脱落 48.0Hz で負荷が 100% 中 10% 脱落 規則に定められている電圧許容範囲は次のとおり 400kV:375kV~435kV( 平常時 ) 最大 435kV 最小 375kV 220kV:200kV~245kV( 平常時 ) 最小 200kV また 再生可能エネルギー発電に関しては 運用手続き 12.3 風力設備の瞬時電圧低下に対する対応に関する必要条件 として特別の規程が定められている 同規則において費用負担に関する記載はない 4

11 (4) 規則の紛争処理 同規則における紛争が起こった場合の紛争処理については 主に CNE が紛争処理業務を担う 特に電力部門に関しては 経済的な問題 技術的問題 輸送システムに係る問題に関する紛争処理を担う 5

12 4. イギリス (1) 関連規制 イギリスの系統連系技術要件ガイドラインに関する関連法は以下の通り 2010 年エネルギー法 (Energy Act 2010) 1989 年電気事業法 (Electricity Act 1989) が改正された 2000 年公共事業法 (Utilities Act 2000 (c.27)) 1998 年競争促進法 (Competition Act 1998) などがある また 再生可能エネルギー発電促進にかかわる法律として Renewables Obligation(RO 法 ) Climate Change Levy( 気候変動税 ) がある (2) 系統連系技術要件ガイドラインに類する規則イギリスにおける系統連系技術要件として The Distribution Code and the Guide to the Distribution Code of Licensed Distribution Network Operators of Great Britain がある 同規則の法的な位置づけとしては 独立規制機関である Ofgem の認可した事業者 (Distribution Network Operators DNO) による自主基準として認められている 更に 同規則を管轄する組織としては Utility Act 2000 Section 1 に基づき 2000 年に The Gas and Electricity Markets Authority (Ofgem) が設立され 管轄している 実際の運用は各 TSO に任せられる (3) 規則の概要規則を構成する主要項目として 1. 総則 ( 規則の適用範囲 規制委員会の位置づけ ) 2. 計画及び接続時の基準 ( 設計基準 接続要件 発電設備に要求される仕様 ) 3. 運用時の基準 ( 需要予測 運転計画 管理 連絡及び情報共有 ) 4. 接続時の登録情報 ( 登録手順 責任 情報の種類 ) となっている 同規則における周波数許容範囲は 通常が Hz となっている その上で 保護装置作動条件 ( 規則 DPC 参照 ) として低周波数 :47.0~47.5Hz 20 秒以上保護装置作動不可 :47.5~51.5Hz 0.5 秒以上高周波数 :51.5~52.0Hz 90 秒以上として周波数の許容範囲を定めている 更に同規則における電圧許容範囲は以下の通りであり 保護装置作動条件 (DPC 参照 ) に定められる 電圧低 :-20% で 0.5 秒以上 -13% で 2.5 秒以上電圧高 :+10% で 1.0 秒以上 +15% で 0.5 秒以上 規則においては再生可能エネルギー発電に関する規定が次のとおり明記されている 設備容量 5MW 以上 またはスコットランドの 1MW 以上の再生可能電源の運転情報は 直接 DNO に報告のこと の記載あり (DOC2.4.1 P81) となっている 系統連系技術要件ガイドラインに類する規則において費用負担に関する記載はない (4) 規則の紛争処理同規則において 規則に関する紛争処理に関して 次の通り示されている 設備の所有者と DNO との間で合意に達しなかったときは その紛争に関しては DNO に決定権がある (DOC P118 を参照 ) 6

13 5. デンマーク (1) 関連規制 デンマークにおける系統連系技術要件に関する規則の関連法として 以下のものがある 各トピックス毎に法律が分割されており 代表的なものとして 2005 年電力供給法 ( 連結法 20 の 年 4 月 ) 2005 年ガス供給法 ( 法 20 の 年 4 月 ) などがある また 再生可能エネルギー発電促進にかかわる法律として 再生可能エネルギー促進法 ( 法 27 の 年 12 月 ) がある (2) 系統連系技術要件ガイドラインに類する規則系統連系技術要件ガイドラインに類する規則は大別して 技術規制と市場規制に分けられている これらの規制は電力供給法とガス供給法の下で規定されている また 同規則の運用は電力 ガス送配の効率的運用を担うための主体として Energinet Danmark を設立し 規則の細目は EnerginetDanmark が決定することとしている (3) 規則の概要同規則を構成する主要項目として以下のものが挙げられる 技術規制 ( システム要素 グリッド接続 グリッド設備 システム運用者 ) と市場規制 ( 電力市場の原則 市場アクセス バランス責任 市場のバランス 告知とスケジュールの扱い メーターの設置 電力メータの技術要件 グリーン発電設備の設置 電力情報に関する情報交換 ) データ保護 供給者の変更 負荷情報の測定 同規則において 周波数許容範囲が次のとおり規定されている 1. 11kW 以下の発電設備 :(EN50438 Annex A に準拠 ):47.0Hz~53.0Hz( 通常時 ) MW 以上の火力発電設備 :49.0Hz~50.5Hz MW 以下 11kW 以上の火力発電設備 :49.0Hz~50.5Hz 4. 11kW 以上の 25kW 以下の風力発電 :47Hz~52Hz 5. 25kW 以上の 25MW 以下の風力発電 :47Hz~52Hz 6. 25MW 以上の風力発電 :49.7Hz~50.3Hz 同規則において 電圧許容範囲は次のとおり規定されている 1. 11kW 以下の発電設備 (EN50438 Annex A に準拠 ):230V±10% MW 以上の火力発電設備 :400kV:360kV~420kV 150kV:146kV~170kV MW 以下 11kW 以上の火力発電設備 :20kV:±5% 15kV:±5% 4. 11kW 以上の 25kW 以下の風力発電 :-10%~+6% 5. 25kW 以上の 25MW 以下の風力発電 :-10%~+6% 6. 25MW 以上の風力発電 :-10%~+10% 更に 再生可能エネルギー発電特有の規則としては 遠隔操作が可能なファームコントローラーの設置 電力補完設備の設置 系統接続時のシミュレーション結果の提出などがある また 同規則において費用負担に関しては風力設置にかかるコストは 風力発電設備保有者と系統運用者で項目別にそれぞれが負担するとされている (4) 規則の紛争処理 同規則においては 規則にかかる紛争処理について 次のとおり規定されている エネルギー規制局 (DERA: Danish Energy Regulatory Authority) が 電力市場の透明性の確保 送配電料金および系統接続料金の 7

14 規制 監督 独占事業者に関する最終需要家の不満の審理 解決を実施し 十分に解決されない場合には 電力供給法 89 条 91 条に基づき エネルギー上訴委員会に申し立てることができる 8

15 第 2 章欧米系統連系技術要件ガイドラインにおける FRT 規定の状況 1. 米国の状況 (1) 名称 :United States of America Federal Energy Regulatory Commission 18CFR Part 35 Interconnection for Wind Energy (2) 対象 : 州をまたぐ送電設備を所有 制御 もしくは運転する全ての事業者に対して オープンアクセス送電料金表 (OATT) の LGIA(Large Generator Interconnection Agreements: 大規模発電設備接続に関する協定 ) において Low Voltage Ride-Through (LVRT) 機能を含む規則を追加することを要求 (3) LVRT 機能に関する記述 2005 年 6 月の Order No.661 において 風力発電設備は送電事業者のシステム安全性に関する検討 (System Impact Study) において必要であると示された場合には 図 に示す基準を満たさなくてはならない とされた 即ち 以下の状況において風力発電設備は運転を継続しなくてはならない 電圧の低下が生じてから最大で 秒間の間 15% より大きい電圧を保つ 更に 電圧低下より 3 秒間以内に 90% の電圧まで復帰する 図 LVRT 基準 ( 修正前 ) これに対して 以下のようなコメントが寄せられた (a)lvrt 機能の必要性の証明について LVRT 機能が必要であることの証明が送電事業者に要求されるのではなく 全ての発電設備に対して LVRT 基準が適用されるべきではないか 例えば 一つの発電設備が建った時点では LVRT 機能が必要でなくとも その後新たに設備が追加されたときに必要となるかもしれない これらの可能性を一々詳細に検討するのは時間もコストもかかり 風力発電導入の阻害要因となる (b)lvrt 基準の内容について通常の故障で電圧がゼロとなることがあるため 15% より電圧が低下した場合には解列してよい という基準では信頼性を確保できない LVRT 基準は三相短絡故障のみに適用されるのか否かを 明確にすべき (c) 電圧の測定点について電圧の測定点を明確にすべき (d) ドイツの規定の適用についてドイツにおいて規定されている FRT に関する他の規定も採用できるようにしてはどうか 9

16 同年 9 月に 北米電力信頼性評議会 (North American Electric Reliability Council :NERC) と米国風力エネルギー協会 (American Wind Energy Association:AWEA) が共同の報告書を提出 LVRT 基準の修正案を提示 これを踏まえ 12 月の Order NO.661 A において 風力発電設備は以下に述べる要件を満さなくてはならないものとされた ( ドイツの他の規則の適用に関する要求は却下された ) 風力発電設備は 通常 (4~9 サイクル程度 ) の三相短絡事故 及びそれよりも長い時間の単相地絡事故の間において またその後電圧が回復するまでの間において 風力発電設備は運転を続けることができなくてはならない 三相短絡故障の解消時間に関する規定は地域によるものであり 送電事業者との間で決定される 最大で 9 サイクルの間 0 ボルトの電圧 ( 制度の移行期間中は 最大電圧の 15% 以上 ) が続いても運転を続けなくてはならない この規定は 風力発電設備と変圧器との間に生じた故障については適用されない 特殊な保護システムの一部として設計されている場合には 故障の後で風力発電設備が解列しても良い 風力発電設備は 設備自体の性能によって または設備を追加することによって もしくはその両方によって LVRT 性能の要求を満せばよい 本規定の制定前に設置された風力発電設備に関しては 規定は適用されない 10

17 2. ドイツの状況 (1) 名称 : Guideline for generating plants connection to and parallel operation with the medium-voltage network (2) 対象 : 中圧程度で連系される発電所の計画策定 建設 運用及び修正に関するガイドラインで 風力発電 水力発電 バイオマス バイオガスや天然ガスによるコジェネレーション 太陽光発電等が対象の例として挙げられている (3) Fault-Ride-Through 機能に関する記述本ガイドラインの本文中には Fault-Ride-Through 機能 と特別に取り扱った記述は無いが 付属書 D 発電機の連系評価例 のうちの D2 2 万 kw 風力ファームの連系 に Fault-Ride-Through 機能を有する二次励磁 発電機の可能性が上げられている なお Transmission Code 2007 において タイプ 1 の発電所が直接系統と同期しているもの タイプ 2 がその他と整理されているが タイプ 1 の発電所における電圧降下時における電圧プロファイル境界は図 とし この境界線の上の状態である場合には運転を継続することとされている 一方で タイプ 2 の発電所における電圧降下時における電圧プロファイル境界は図 であるが 青線以下の状態では運転継続の義務が無いが 境界 1 より上の電圧の状態にある場合には運転を継続する義務があること 系統運用者との協議により境界 2 が認められている場合にはその境界線の義務を守ることとされている 図 タイプ 1 発電所の連系点における電圧プロファイル境界 11

18 図 タイプ 2 発電所の連系点における電圧プロファイル境界 12

19 3. スペインの状況 (1) 名称 :P.O.12.2 Instalaciones conectadas a ;a red de transporte: requisitos minimos de diseno, equipamiento, funcionamiento y seguridad y puestaen servicio P.O 送電網へ接続された設備 : 設計 機器 機能と安全 および運転開始に関する最低限の条件 に於いて 以下の項目で構成される (2) 対象 : 送電網に接続された設備の設計 機器 機能 および安全性のほか その運転開始に関する最低条件を定める 対象者は電力系統運用 送電網管理機関 送電企業 配電企業 送電網に接続された発電会社と消費者に適用される 1 目的本規定の目的は 送電網に接続された設備の設計 機器 機能 および安全性のほか その運転開始に関する最低条件を定めることによって 電力系統全体が良好に機能することを保証し それらの設備に対し 様々な運用手続きの必要条件を満たす上で必要不可欠な要素を備えさせることである 2 適用範囲本手続きは電力系統運用 送電網管理機関 送電企業 配電企業 送電網に接続された発電会社と消費者に適用される 3 一般的考察設備が接続される系統の所有者である送電企業は 本運用手続きの中で明示される側面に関して その設備の少なくとも設計および実行プロジェクトを監督する またプロジェクトの残りの部分は 設備所有者の基準に基づいて設計 実行され 同所有者の責任の範囲内には 適用規則 法律を常に守ること および設備の運転開始を実行することが含まれる 2000 年の勅令 1955 号の第 57 号の規定に従って 電力系統運用 送電網管理機関は 新たな設備と既存の設備に課された条件が守られていることを確認し 不履行があればその是正提案を作成することができる 4 送電網への接続本手続きでは 関与する活動の形態に関係なく 送電企業ではない主体の変電所と送電網との間の接続を可能にする設備を連結設備と定義し 設計 組立 試験 および運転開始に関して全体的かつ調整された形式で考慮しなければならない 2000 年の勅令 1955 号の規定に従って 連結設備 送電網と非送電網の間の境界 および接続設備を定める限度を示す 5 設計と機器の必要条件送電網に接続された設備は その機能が電力系統の正常な運用を可能にすること およびその反応が異例の状況において予測されるものであることを保証するのに必要な構成要素を備えていなければならない 6 機能条件送電網に接続した設備の所有者が 測定に関する法規によって必要とされる機器の送電設備内での設置を求める場合 あるいは送電機器の電力を測定するため基準値のいずれかを採用する必要がある場合 当事者双方の間で関連の合意を得なければならない 7 送電網に接続された新設備の運転開始送電網に接続ポイントを有するあらゆる設備の運転開始は 直接接続の場合も 共有連結設備への組み込み 13

20 の場合も 電力系統運用 送電網管理機関および接続する送電網の所有者である送電企業の認可を受けなければならない 同様に 2000 年の勅令 1955 号の規定に記された送電網への有意な影響を伴う配電網への接続も 同勅令の規定に従って 配電企業および電力系統運用 送電網管理機関の認可を受けなければならない 新設備の運転開始計画に関して 新設備が接続される送電網を所有する企業は 最低 2 ヶ月の十分な余裕をもってその実行プログラムに関する報告を行い これによって電力系統運用 送電網管理機関が 運用手続き 3.4 送電網のメンテナンスのプログラム作成 に従って 前記プログラムを 送電網メンテナンス年間計画 に組み込むことができるようにする必要がある (3) FRT に関する規定の状況スペインでは風力発電機には Fault-Ride-Through 能力を具備するよう 2007 年に Grid Code( 系統連系技術要件 ) P.O.12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tension de las instalaciones eolias が改正されている 詳細は以下の通り 1 目的 : 本運用手続きは 2004 年の勅令 436 号の第 4 補足規定を遵守しながら 瞬時電圧低下に対し電力供給の連続性を保証するため 様々な特殊方式の生産設備が満たすべき条件を定める 2 適用範囲 : 風力エネルギーを利用する特殊方式の発電設備 (2004 年の勅令 436 号のグループ b.2) 本手続きは 電力系統に接続し 工業 観光 商業省に従属する特殊方式生産設備行政登記所での最終登録日が 2007 年 1 月 1 日以降である新たな風力エリアに適用される それ以外の設備は 現行法で随時定められる暫定適合期間を有するものとする 技術的な構成を理由として本運用手続きに定められた規定の最低条件を満たすことが保証できない既存設備の場合 その所有者は 電力系統運用機関に対し 自身に該当する暫定期間内に 技術面での不可能を正当化する報告書を提出しなければならず またこれによって その所有者は報奨金の受取が禁じられる 3 定義 : 電線網の接続ポイント : 発電設備が接続される送電網または配電網のノード 短絡解消 : 保護システムの作動が運用手続き 11.1 管理された送電網の保護に関する一般基準 に定められた基準に一致する場合 電力系統における短絡が正しく解消されたものと判断される 短絡期間 : 電力系統における (0.85p.u. を下回る電圧降下を伴う ) 短絡の開始とその短絡が所定の保護システムの作動によって排除される瞬間との間に含まれる時間 瞬時電圧低下 : 短時間で回復する急激な電圧の低下 瞬時電圧低下の継続時間は 10 秒から 1 分間と定める 短絡解消後の電圧回復期間 : 短絡が解消した瞬間と 電線網の接続ポイントにおける電圧が 運用手続き 1.4 電力系統運用機関が管理する電線網の境界ポイントにおける電力提供の条件 に明示された 電力系統の正常な運転のための変動許容限度の範囲内に再度収まる瞬間 または図 3-1 に定められた時間限度に達する瞬間との間に含まれる時間 4 短絡に対する対応 : 発電設備の所有者は 本手続きの適用範囲に入る自身所有のすべての発電設備が 短絡の発生と直接結び付く瞬時電圧低下を原因とする解列を受けることなく 電力系統に接続された状態で維持されるように 必要な設計対策および / または管理対策を採用しなければならない 設備およびその構成部分は 図 に明示された大きさ 継続時間の特徴を有する三相短絡 二相接地短絡 または単相短絡によって発生した電線網接続 14

21 ポイントにおける瞬時電圧低下に解列が発生することなく耐えることができなければならない つまり 図 に記された陰影部分に含まれる電線網接続ポイントにおける瞬時電圧低下に対して設備の解列が発生しないものとする 二相絶縁接地短絡の場合 設備の解列を認めない瞬時電圧低下の陰影部分は 図 に似た形状を取るが 電圧の下限値は 0.2pu ではなく 0.6pu に位置する 図 設備に求める電源網接続ポイントにおける 瞬時電圧低下 の電圧 - 時間曲線 電圧 (pu) 障害発生ポイント 不足の解消 不足継続時間 時間 (sec.) 図 に示された電力系統の回復時間は 接続ポイントにおいて短絡電力の 5% を下回る風力起源の発電電力量を記録した時点とみなされる この風力発電量の制限が増大する場合 図 の曲線は 風力発電設備がより大きい瞬時電圧低下に耐えるように変更されなければならない i. 三相短絡 : 短絡が継続される期間においても 短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは無効電圧の消費中は系統に接続することができない 前記内容にもかかわらず 不足開始直後の 150ms また不足解消後の 150ms において ただちに無効電圧を消費するための支援が求められる ただし これは次の条件が満たされる場合に限られる 短絡発生から 150ms の間において 各サイクル (20ms) における設備の無効電圧の正味消費が 記録された定格電圧の 60% を上回らない 短絡解消から最初の 150ms において 無効電圧の正味消費が定格電圧の 60% を上回らず また設備の無効電圧強度の正味消費が 各サイクル (20ms) において 記録された定格電圧に該当する強度の 1.5 倍を上回らない これと平行して 短絡継続期間においても また短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは有効電圧の消費中は系統に接続することができない 前記内容にも限らず 短絡開始直後の 150ms と短絡解消直後の 150ms において有効電圧の消費を支援することは認められる これに加えて 記録された定格電圧の 10% を上回らないのであれば 短絡の残り時間においても有効電圧の消費が許される 15

22 短絡期間においても また短絡解消後の電圧回復期間においても 設備は電力系統に対して 可能な最大限の強度 ( 総電圧強度 ) を供給しなければならない 設備側から電力系統への総電圧の提供は 短絡開始 または短絡解消時から 150ms が経過するまでに 設備の機能ポイントが図 中の陰影部分に位置するように行われるものとする したがって 電線網の接続ポイントにおける 0.85pu を下回る電圧に関しては 設備は有効電圧を発生させなければならず その一方で 0.85pu と電力系統の正常運転のために共用される最低電圧値の間に含まれる電圧に関しては 設備は無効電圧を消費してはならない 正常運転において許容可能な最低電圧を上回る電圧値に関しては その正常運転に関する運用手続きに定められた内容が適用される 図 電源網接続ポイントにおける電圧に関する電圧不足期間と電圧回復期間における許容値 1 有効電圧強度 / 総電圧強度 (pu) 不足と回復正常運転 1 有効電圧の発生 無効電圧の消費 電線網の接続ポイントにおける電圧 (pu) ii. 単相および二相の短絡 : 短絡が継続される期間においても 短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは無効電圧の消費中は系統に接続することができない 前記内容にもかかわらず 不足開始直後の 150ms において また不足解消後の 150ms において 無効電圧を消費中の系統接続が認められる これに加えて 次の条件が満たされるのであれば 短絡の残り時間において一時的な無効電力の消費が許される 設備の無効電圧の正味消費 2が 設備で 100ms に記録された定格電圧の 40% に等しい無効電圧を上回らない 設備の無効電圧の正味消費が 各サイクル (20ms) において 記録された定格電圧の 40% を上回らない これと平行して 短絡継続期間においても また短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは有効電圧の消費中は系統に接続することができない 1 運用手続き 1.4 電力系統運用機関が管理する電源網の境界点における電力供給の条件 に基づく 2 この消費は 3 つの位相を合計した累計消費に該当する 16

23 前記内容にもかかわらず この場合 短絡開始直後の 150ms と短絡解消直後の 150ms において有効電圧の時間どおり消費の存在も認められる 不足継続期間の残りの時間において 次の条件が満たされるのであれば 有効電圧の消費が認められる 有効電圧の正味消費 3が 設備で 100ms に記録された定格電圧の 45% に等しい有効電圧を上回らない 有効電圧の消費が 各サイクル (20ms) において 記録された定格電圧の 30% を上回らない 本手続きの適用開始日の時点で存在する設備は 重要な改造 改善が行われない限り 定められた短絡の期間における有効 無効電圧の消費に関する必要条件を満たすことを免除される 3 この消費は 3 つの位相を合計した累計消費に該当する 17

24 4. イギリスの状況 (1) 名称 : 配電に関する THE DISTRIBUTION CODE and THE GUIDE TO THE DISTRIBUTION CODE OF LICENSED DISTRIBUTION NETWORK OPERATORS OF GREAT BRITAIN および接続条件に関する THE GRID CODE 配電に関する Distribution Code は以下の項目からなる 用語定義と索引 総則 ( 規則の適用範囲 規制委員会の位置づけ ) 計画及び接続時の基準 ( 設計基準 接続要件 発電設備に要求される仕様 ) 運用時の基準 ( 需要予測 運転計画 管理 連絡及び情報共有 ) 接続時の登録情報 ( 登録手順 責任 情報の種類 ) 接続条件に関する Grid Code は以下の項目からなる 用語定義と索引 計画に関する基準 接続条件 運転基準 均衡基準 データ登録基準 総則 (2) 対象 :Distribution Code の対象は高圧で接続する DNO の配電システム使用者に適用される 具体的には 5MW 以上の需要を持つ需要家 DNO が適切と判断し 1MW 以上の出力を持つ組み込み発電機などが該当する Grid Code の接続条件に関する対象は 発電機 系統運用者 非組込消費者 直流変換器所有者等. (3) FRT に関する規定の状況 Distribution Code において DPC7.4.4.( 計画及び接続時の基準に関する項目の中の一部 ) において FRT 規定に関して記述されている また Grid Code において CC において規定されている 詳細は以下の通り DPC7.4.4 によれば DNO の系統網に接続している発電設備は DNO の配電システムの安定性に貢献することが求められる 具体的には 三相短絡や相間短絡解消中の相電圧不均衡が発生した時に解説することなく運転を続けることが必要になる 両ケースとも DNO の保護施設において解消される DNO は相間短絡 DNO 保護遮断時 短絡解消時の相電圧の不均衡などの状況下における組み込み発電機のシステム要件に関して勧告することができる DNO の配電システムにおいて規定された発電所の時間内に収まる保護システムバックアップによって解消されるような相間短絡が生じた場合には 系統接続協定の要請に基づいて 想定される相電圧不均衡の組み込み発電機のシステム要件に関して勧告することができる CC によれば FRT は発電機 蓄電設備 直流変換器に求められると規定 要件は状況毎に以下のケースに分かれる 18

25 1 陸上の発電機 蓄電設備 直流変換機に関する要件 (CC ) i. 陸上の送電システムにおいて系統電圧を超える 140ms 以内の短絡が発生した場合の要件 (CC (a)) ii. 上記要件に追加して 陸上の送電システムにおいて系統電圧を超える 140ms を超える時間の短絡が発生した場合の要件を定める (CC (b)) 図 系統電圧を越える 140ms 以上の短絡発生時の電圧許容値 ( 陸上システム ) (4) 洋上プラットフォームの低圧側が求める FRT 要件を満たす大規模発電所に備えられている洋上の発電機 蓄電設備 直流変換器に関する要件 (CC ) 1 洋上プラットフォームの低圧側が求める FRT 要件を満たす大規模発電所に備えられている洋上の発電機 蓄電設備 直流変換器において 140ms 以内の短絡が発生した場合の要件 (CC (a)) 19

26 図 m 以内の短絡発生時の洋上設備に求められる電圧許容値 2 洋上プラットフォームの低圧側が求める FRT 要件を満たす大規模な発電所に備えられている洋上の発電機 蓄電設備 直流変換器において 140m を超える短絡が発生した場合の要件 (CC (b)) 図 ms を越える短絡発生時に洋上設備に求められる電圧許容値 20

27 5. デンマークの状況 (1) 名称 : Market regulations, Technical regulations (2) 対象 : 発電設備の種別 容量別に以下の通りに分割されており 3.2.1:11kW 以下の発電設備 3.2.3: 1.5MW 以上の火力発電設備 3.2.4:1.5MW 以下 11kW 以上の火力発電設備 3.2.5:11kW 以上の風力発電設備が対象 1 技術規制 ( システム要素 グリッド接続 グリッド設備 システム運用 ) i. システム要素本項では 発電システム全体に対して必要な機能と原則を規定している これには システムの規定 負荷制限要件 無効電力制御の要件などが含まれる ii. グリッド接続本項では 発電所がデンマーク国内の電力網に接続する際に必要となるシステム設備 及び 系統にトラブルに耐え 安定した運転を継続するための設備要件を規定する iii. グリッド設備本項では 高架線 ケーブル 変電所 変圧器 高圧直流変圧器に設置 運営する設備に関して規定する これには 制御保護設備や 遠隔制御 運用記録設備などが含まれる iv. システム運用本項では 発電所所有者 運転者 需給調整責任者及び TSO に対してシステムの安定かつ信頼性のある運転をするための要件を規定する これには システムの運用に関する手続き規定の他にも 系統制御センターとの協力に関する要件も含まれる これらの他にも発電設備が系統に供給するための補助設備 発電所を閉鎖する際のガイドライン システム運用目的に対する責任に関する規則 警戒態勢と日々の運用に対する意思伝達体制を備える等を規定している (3) 市場規制 ( 電力市場の原則 市場アクセス バランス責任 市場のバランス 告知とスケジュールの扱い メーターの設置 電力メーターの技術要件 グリーン発電設備の設置 電力情報に関する情報交換 ) データ保護 供給者の変更 負荷情報の測定 ) (4) FRT に関する規定の状況特に 風力発電設備の FRT に関しては 規定 において以下の通り規定されている 規定では 1.5MW を超える風力発電設備に関して 以下の要件を定めている 接続点において突発的に20 以上位相がずれるような状況において 解列または出力低下しなくても状況に耐えうる設備設計を行う必要がある 接続点で通常の供給状態に復帰してから 5 秒以内に発電設備も通常運転に戻る必要がある 電圧降下に対する設計及び無効電力に関しては それぞれ以下に示す図 に沿った設計を求める また 要件の詳細は別途定める 1 電圧降下に対する許容値風力発電所は接続点において 50Hz で接続されている中で 最低でも 0.5 秒以内の間 接続点の電圧が 20% まで降下した状況に耐えうる設備設計が求められる 電圧降下時においては 個別の風力タービンに電圧制御対策を取ることが認められる 詳細は以下図 の通り 21

28 図 MW を超える風力発電設備に対する電圧降下の許容値の要件 下記に示す要件は 対称短絡 非対称短絡にかかわらず求められ 事象に応じて三つのケースに分けられ それぞれ要件が規定される Area A: 風力発電設備は系統につないだままで 通常運転を維持することを認める Area B: 風力発電設備は系統につないだままで良いが 設計された供給電流量の範囲の中で電圧を安定化させるために 無効電力を制御し最大電圧を供給する事を求める ( 下図 を参照 ) Area C: 風力発電設備の解列を認める 電圧が Area A レベルにまで回復すれば その後電圧が降下する場合には 新たな電圧降下事象が発生したものと認識される Area B から C に移行するような電圧降下が起きた場合には 解列が認められる Area B において電圧降下が連続するような状況においては 発電所には 下図 に示すような無効電力を制御する設備の設置を求められる 図 MW 以上の風力発電設備に対する電圧降下時の無効電力供給設備要件 22

29 無効電力制御は上図 2-10 の条件に沿って行われることが求められ 事象発生 0.1 秒後からは ±20% の許容値を持つ制御特性に従って無効電力は制御されなければならない Area B の状況下では 無効電力供給が第一に求められ 有効電力供給の優先順位は無効電力に次ぐ 可能であれば 電圧降下中にも有効電力を制御することが望ましいが 発電所設計仕様の範囲内に於いて 有効電力が低下することは許容される 2 公共電力供給網における再発性の系統障害について公共電力供給網で系統障害が発生した場合には 風力発電所及び他の保障設備は 系統に留まらなければならない 接続点においては以下の要件が求められるが 公共電力網においては多数の地点で障害が連続して発生しうる 前項であげた電圧降下に対する要件を遵守することに基づいて 反復性の障害に対する設計要件に関して 次の表 において示す 表 公共電力網における障害と持続時間型障害持続時間三相短絡短絡時間が 150ms 0.5-3s 後に短絡時間が 150ms の短絡が続く二相短絡 ( アースの有無は問わない ) 場合の時間 150ms の短絡 0.5-3s 後に新たに時間 150ms の単相短絡がアースによる単相短絡続く場合の時間 150ms の単相短絡 表 2-1 に示す障害うち少なくとも 2 件が独立に2 分以内に発生する場合には 風力発電の設備容量は 表 に示す要件を満たさなければならない 表 に示す障害のうち少なくとも 6 件が独立に 5 分間隔で発生する状況下で 風力発電設備が正常に運転可能であるように緊急供給設備や水圧式設備 空気圧式設備などを設置して 十分なエネルギー貯蔵量を確保することが求められる 23

30 6. ENTSO-E ガイドライン案の状況 (1) 名称 : Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators (2) 対象 : 110kV 以上で送配電系統に連系される発電設備に適用されるガイドライン (3) Fault-Ride-Through 機能に関する記述本ガイドラインでは 6. 同期発電機の要件 における R kV 以上で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力 及び R kV 未満で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力 7. Power park modules 4 の要件 における R kV 以上で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力 及び R kV 未満で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力 そして 9. 発電設備の遵守要件 の R.9.9 責任系統運用者の責任 に FRT に関する記述がある 1 R kV 以上で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults 5 ) による擾乱発生後に 110kV 以上で連系する同期発電機が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 図 kV 以上で連系する同期発電機の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 2 R kV 未満で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults) による擾乱発生後に 110kV 未満で連系する同期発電機が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 4 太陽光 風力 二次励磁発電機等 5 本ガイドラインでは未定義 24

31 図 kV 未満で連系する同期発電機の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 3 R kV 以上で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults) による擾乱発生後に 110kV 以上で連系する Power park modules が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 図 kV 以上で連系する Power park modules の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 4 R kV 未満で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults) による擾乱発生後に 110kV 未満で連系する Power park modules が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 25

32 図 kV 未満で連系する Power park modules の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 5 R.9.9 責任系統運用者 6 の責任責任系統運用者は遵守証明のための要件を公表する義務があり その要件の中に予期されるパフォーマンスを示すために発電設備運用者による調査が定められている 同調査の項目の一つに Fault-Ride-Through が規定されている 6 責任系統運用者(responsible Network Operator) という用語についてガイドライン上で定義されていないが 欧州では系統運用機能分離 ( 送配電設備の所有者と送配電系統運用を行う者が別 ) 等が実施されている地域もあることから 地域で責任系統運用者を定めることとしているものと推察される 26

33 第 3 章系統連系技術要件ガイドラインの諸外国との比較結果 1. 委員会での検討電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインが 再生可能エネルギー発電等の導入拡大が想定される中で 諸外国に比して遜色ないか否かを検討すべく 系統連系技術要件ガイドライン研究会を設置し 審議を行った 委員会の構成は表 の通りである また開催された委員会の開催日時と審議項目は表 の通りである なお 予定されていた第 4 回委員会は平成 23 年 3 月 11 日に発生した東日本大震災とその後の影響を踏まえ また 審議内容が第 3 回までに概ね委員の間で了承を得られていたことを踏まえて開催を中止した 表 委員会の構成委員長大山力横浜国立大学大学院教授 委員 第 1 回 第 2 回 第 3 回 第 4 回 荒川忠一 石川忠夫 江口政樹 坂本光男 鈴木和夫 高田康宏 豊馬誠 中村知治 萩原龍蔵 諸住哲 日時 平成 22 年 11 月 26 日 10:00~12:00 平成 22 年 12 月 17 日 14:00~16:00 平成 23 年 2 月 4 日 10:00~12:00 東京大学大学院工学系研究科機械工学専攻教授 財団法人電力中央研究所システム技術研究所需要家システム領域上席研究員 社団法人日本電機工業会 ( シャープ ( 株 ) ソーラーシステム事業本部ソーラーソリューション事業推進センターシステム開発部 ) 社団法人日本ガス協会エネルギーシステム部普及推進グループマネージャー部長 一般社団法人日本風力発電協会理事 ( 株式会社日立エンジニアリング アンド サービス新エネルギー本部 ) 日本小形風力発電協会 ( ニッコー株式会社執行役員住設環境機器事業部環境エネルギー機器部長 ) 電気事業連合会工務部長 社団法人日本電機工業会 (( 株 ) 日立製作所電力システム社電機システム事業部発電機システム本部自然エネルギー推進部兼電力システム社新エネルギー推進本部主管技師 ) 一般社団法人太陽光発電協会 ( 三洋電機株式会社エナジーソリューション事業統括部プロジェクト推進部ソーラーシステム技術課長 ) 独立行政法人新エネルギー 産業技術総合開発機構スマートコミュニティ部主任研究員 表 委員会の開催日時と審議項目 審議項目 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 海外現地調査でのヒアリング事項の検討 規制改革要望内容の検討( 関係団体の関連要望事項の整理 ) 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 2 海外現地調査でのヒアリング事項の検討 2 規制改革要望内容の精査 NEDO における単独運転検出 FRTへの取組み状況 その他事業者プレゼン( 希望者 ) 海外現地調査報告 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の精査 規制改革要望等への対応案の検討 東日本大震災の影響を踏まえ開催を中止 27

34 2. 比較結果の概要系統連系技術要件ガイドライン研究会での検討を踏まえた比較結果の概要は 以下の通りである 現行の電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインは 送配電網等の違いやそれら特性が異なることから 単純な比較は困難であるものの 欧米諸国の類似規定と比較しても大きな違いはない ( 表 表 参照 ) 但し 欧米では再生可能エネルギー電源の導入拡大に伴い 電圧降下時の運転継続について 具体的な規定内容や適用方法に違いが見られるものの風力発電等への FRT(Fault Ride Through) 機能が具備されつつある 我が国においても 再生可能エネルギー電源の導入拡大と系統への影響を考慮しつつ 具体的な検討を進めていく必要性がある ( 欧米の状況については表 参照 ) 現在 再生可能エネルギー種別毎にFRT 要件を規定すべく 社団法人日本電気協会系統連系専門部会にて審議中となっている 28

35 日本 イギリス ドイツ スペイン デンマーク 表 系統連系技術要件ガイドラインの海外比較結果概要 規定の名称規定制定者規定の概要 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 配電コードとコードに関するガイド 技術的ガイドライン ( 中圧ネットワークに連系する発電所 ) ( 高圧についても規定あり ) 電力系統の運用手続き 風力発電の瞬時電圧低下に関する必要条件等 経済産業省資源エネルギー庁 Energy Networks Association ( 独立規制委員会 OFGEM が監督 ) BDEW ( ドイツエネルギー 水道産業協会 )( エネルギー事業法で規定 ) エネルギー規制委員会 (CNE) 国営送電 送ガス系統運用者 ( TSO ) である Energinet.dk 米国 技術規制 市場規制 連邦 : 連邦エネル ギー規制委員会 分散型電源等の系統連系に係る電圧 周波数等の電力品質を確保していくための事項等について規定 配電会社の団体が定めるルールで 接続時の基準 運用時の基準 接続時の登録情報等について規定したもの 業界合意の自主ルールで 風力発電 水力発電 コージェネレーション 太陽光発電の連系要件を規定 電気事業法に基づき定められたルールで 電力系統に関する運用手続きや電力系統運用 接続設備に関する要件等を規定 送電会社 Energinet.dk の定めるルールで システム要素 系統への接続に関する要件を規定 連邦 : 発電所系統連系の標準協定 手続を規定 常時電圧変動幅 100V:101V± V: 13% ~+10% 110kV:100kV~ 123kV 220kV:200kV~ 245kV 11kW 以上の火力発電 :20kV:±5% ( 風力発電 : 10 %~+6%) 120V:106V~ 132V ( カリフォルニア州 ) 瞬時電圧変動対策 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 不要解列の防止 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 再エネ電源 FRT 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 ( 注 )2005 年エネルギー政策法で州公益事業委員会が従うべき基準として IEEE( 電気電子学会 ) 基準 1547 電力系統システムへの分散型供給源の連系 が指定された 29

36 英国ドイツデンマークスペイン米国 表 主要欧米諸国における系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 目的 代表的な項目 法的根拠 紛争処理の主体 再生可能エネルギーに関する特別規定 効率的なシステムの 計画 接続 運用 1989 Electricity Act 独立規制機関 特に区別なし 構築 需給均衡 データ 2000 Utilities Act (Ofgem) 2004 Energy Act 関係者の情報共有 電力品質 データ 関係者で調整 FRT 周波数制御 裁判所 信頼性基準指標の設定と準拠 技術規制と市場規制 法的な問題 電圧制御 特別規定 NERC の基準策定手順に準拠 追加設備の費用負担発電事業者負担 エネルギー事業法電圧制御等電力ユーザー負担 Electricity Supply Act Natural Gas Supply Act Act on Energinet.dk Royal Decree Energy Act 2005 政府機関 ( エネルギー委員会 ) 関係者で調整 FERC が裁定 裁判所 風力に優先接続規定 風力発電所は 1MW 以上に FRT 規定 情報交換 測定方法等 FRT 規定等 電力ユーザー負担 発電事業者負担 産業界と議論して決定 30

37 英国ドイツデンマークスペイン米国 表 主要欧米諸国における FRT 等の規定の状況 設備認証 FRT の要件化 FRT の適用猶予 単独運転検出 単独運転防止対策 TSO が認証 認証を受けた企業が実施 TSO が申請政府が承認 ローカル企業が認証 基本的に全ての発電機に適応 1.5MW 以上の設備に規定 10MW 以上の設備に規定 導入実績次第 移行期間 : 各サイトで議論 適用猶予条件を規定 移行期間 :2 年程度 規定更新以前の機器への適応は免除 移行期間 :2 年 各州 電力網による 規定更新以前の機器に遡及はしない G59 に規定 周波数変動で検出 規制内容の詳細未定 25MW 以上の設備に単独運転対策規定 10MW 以上の設備に単独運転対策規定 州毎に異なる 今後の方針 洋上風力 大規模原子力 分散型電源の増加へ対応 力率 無効電力 電圧に関する制御事項を含む詳細な規定を策定 ウィンドファーム等プラント規模の規定を策定 再生可能発電関連規定を強化 スマートグリッドを議論 負担の地域差が考慮し関連規定を修正 参考 瞬低について 系統事故と発電機事故が主な原因 年間で大よそ 回 損失は主に配電負担 雷 倒木 強風等 90% 程度が単相のアースに対する短絡 トラブルの責任は設備の所有権による 雷が原因の事故は少ない 系統 変圧器 発電機問題が主な原因 情報は TSO が管理 99% が配電の問題 配電事業は州が管理 31

38 3. 参考 瞬時電圧低下に関する規制の状況電気事業法第 26 条では 電気事業者に対し 供給電気の電圧を一定範囲に維持する努力義務を課しており 同法施行規則第 44 条において 101±6V, 220±20V を規定している 欧米諸国では電力会社 ( 送電部門 ) に対して 瞬時電圧低下に関して何らかの義務を設定している国は少ない 7 日本は 1990 年調査 8 時点で 1 需要家あたり発生する瞬低の回数は年平均 12 回 ( 低下幅 20% 以上のものは年平均 5 回 ) 2003 年調査 9 時点で 1 需要家あたりの瞬低発生回数は年平均 9 回と 単純な比較は困難であるが欧米諸国よりも回数は少ないと言える 瞬時電圧低下の定義 瞬時電圧低下に関する目標 瞬時電圧低下に関する規制 瞬時電圧低下に関する目標を逸脱した場合の措置 表 瞬時電圧低下に関する日欧における規制の概要 フランスイギリスノルウェー日本 30% 以上かつ 0.6 秒以上の電圧低下 中圧契約以上で年間 5 回未満とすること ( 顧客の設備に起因するものや停電後のものは除く ) エネルギー規制委員会の命令 2006 年 10 月 6 日で中圧以上の電圧変動に関し規制 顧客は被った損害を請求可能 40% 以上の低下で 1 秒以上継続 (EN と同じ ) 年間 1,000 回まで (EN と同じ ) なし なし 3% ないし 5% 以上 ( 電圧変動の定義 ) 24 時間内に 12 回未満とすること ( 電圧変動の目標 ) 水資源エネルギー庁 2005 年電力パフォーマンス規則を基に規制 顧客からの請求に基づき 調査の上で罰金を払うこともある 電圧低下率 10 % を一つの基準として管理 ( 注 ) 一般的に 0.3 ~ 2 秒程度を 瞬時電圧低下 としている 同上 瞬時電圧低下の基準値 管理値を規定する法令はない ( 注 )100V 回路の場合は,90V を下限値とすることがある ( 出所 ) フランス及びノルウェーの記述は CEER, 4th Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008 イギリスの記述は Copper Development Association, Voltage Disturbances Standard EN Voltage Characteristics in Public Distribution Systems(5.4.2) を基に作成 ノルウェーの罰則は The Electricity (Standards of Performance) Regulations 2005 における 第 13 条電圧への苦情 を基に作成 日本の記述は 配電系統電力品質技術専門委員会 配電系統における電力品質の現状と対応技術 (2005.3) 電気協同研究会を基に作成 なし 7 フランスでは 瞬時電圧低下に対して 0.6 秒以上の間における契約電力の 30% 以上の電圧低下に対して責任を負うこととされている 米国の信頼度基準では 電圧維持に関する規定が設けられているが 瞬時電圧低下は同基準における義務の対象外 8 瞬時電圧低下対策専門委員会 瞬時電圧低下対策 (1990.6) 電気協同研究会 9 配電系統電力品質技術専門委員会 配電系統における電力品質の現状と対応技術 (2005.3) 電気協同研究会 32

39 図 主要国の年間瞬時電圧低下回数 フランス (2007 年 ) イタリア (2007 年 ) 産業用需要家供給地点あたり回数 (63kV 以上 ) %>u>8% 70%>u>40% 80%>u>70% 90%>u>80% 産業用需要家供給地点あたり回数 (220kV-380kV) %>u 30%>u>10% 70%>u>30% 85%>u>70% 90%>u>85% <t< <t< <t 秒 <t< <t< <t 秒 ノルウェー (1993 年 ~2003 年平均 ) 日本 (2003 年 ) 産業用需要家供給地点あたり回数 ( 高圧 ) %>u 40%>u>1% 70%>u>40% 85%>u>70% 90%>u>85% 需要家供給地点あたり回数 ( 高圧 ) %>u 40%>u>20% 70%>u>40% 80%>u>70% 90%>u>80% <t< <t< <t秒 <t< <t< <t 秒 ( 出所 )CEER, 4th Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008 日本は配電系統電力品質技術専門委員会 配電系統における電力品質の現状と対応技術 (2005.3) 電気協同研究会より作成 33

40 第 2 部系統連系技術要件ガイドラインに関する規制改革要望 等への対応 第 1 章規制改革要望への対応平成 22 年 9 月 10 日に閣議決定された 新成長戦略実現に向けた3 段構えの経済対策 において 5 分野を中心とした需要 雇用創出効果の高い規制 制度改革事項 として検討が求められた規制改革要望の中に 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインに関連する項目が含まれていた そのため第 1 部第 3 章での検討を目的として設置した系統連系技術要件ガイドライン研究会において 同規制改革要望について審議を行った 具体的な規制改革要望は 下表の通りである 表 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインにかかわる規制改革要望の概要 事項名 規制改革の概要 実施時期 所管省庁 小型発電機の系統連系に関する規定の見直し 発生した電力を電力会社へ売電する場合 設置する発電設備容量により低圧連系 高圧連系に分けられているが (50kW 未満が低圧 (200V) 50kW 以上は高圧 (6.6kV)) 設置する発電設備の容量が基準となるため 所内電力消費などにより実際に電力会社配電線へ流れる電力が 50kW を下回る場合にも高圧での連系が要求されてしまい コスト増に繋がっている したがって 低圧連系できる電力の大きさの緩和 もしくは電力の大きさの基準を設備の容量ではなく 実際に系統に流れる可能性のある最大の電力の大きさを基準とするよう 平成 22 年度中に必要な措置を講ずる 平成 22 年度検討 結論 その後速やかに措置 経済産業省 系統連系技術要件ガイドライン研究会での審議では 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインはあくまで指標としており 実際の連系の際は 個別の事象について 電気事業者と発電設備設置者の協議において解決することとされていることを踏まえ 関係者に周知徹底を図ることで十分対応が可能であり 本件をもって電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインの改正を行わないことと結論を得た 34

41 第 2 章常時電圧変動対策及び二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化に関する改正要望について民間規格評価機関として活動している日本電気技術規格委員会 ( 関根泰次委員長 ) より 資源エネルギー庁電力 ガス事業部に対して 平成 19 年 9 月 27 日に 常時電圧変動対策 に関して そして平成 22 年 3 月 3 日に 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化 に関して 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインの改正要請があったところ 同種の問題を扱っている本系統連系技術要件ガイドライン研究会において 専門的見地から助言を行うこととなった 1. 要望の概要同要望の概要は 以下の通りである (1) 常時電圧変動対策発電設備等からの逆潮流により電圧が適正値 (101V±6V) を逸脱するおそれがある場合は 発電設備等設置者が他の需要家を適正電圧に維持するための対策を施す必要がある この対策の一つである自動電圧調整装置は 電気方式別に省略の目安となる容量が記載されているが この容量は柱上変圧器に対し 分散型電源が 1 台連系した場合を前提に算出されており この検討が行われた当時と 同一低圧系統内で複数台連系の実績が増加している現在とでは状況が異なっている 自動電圧調整装置を設置している発電設備等設置者と設置していない発電設備等設置者が混在すると 発電出力に不公平が生じる さらに 発電設備等設置者からの逆潮流により適正電圧を逸脱するおそれがあるため 連系協議が煩雑化することになる これらを考慮すると 分散型電源の更なる普及を睨んだ場合 自動電圧調整機能は最低限備えておくべき機能とすべき時宜にある 以上のことから 逆潮流のある発電設備等には自動電圧調整装置の設置を標準化するよう要望する (2) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化風力発電設備の導入拡大に伴い二次励磁制御巻線形誘導発電機 ( 巻線形誘導発電機の二次巻線の交流励磁電流を周波数制御することにより 可変速運転する発電機 : 交流励磁を双方向の電力変換装置で行うと同期速度以上の運転が可能になるが この方式を超同期セルビウス方式と呼んでいる 以下 二次励磁発電機 という ) の適用が進んできている これまで 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン及び電気設備の技術基準の解釈では二次励磁発電機の取り扱いについては触れておらず 他方 系統連系規程では 二次励磁発電機を同期発電機に分類することとしてきた このたび 二次励磁発電機の動作特性について実験を行った結果 常時の運転特性や単独運転特性については同期発電機と同様であるが 系統短絡事故時の保護特性については 同期発電機に要求される短絡方向リレーは動作せず 誘導発電機や逆変換装置と同様に電圧低下リレーによる保護が必要であることが明らかとなった 以上のことから二次励磁発電機の取り扱いについて明確化することを要望するものである 両改正要望は 日本電気協会系統連系専門部会 ( 塚本修巳部会長 ) より 民間規格評価機関として活動している日本電気技術規格委員会に対し審議の依頼があり 同委員会で十分な審議を経た上で 資源エネルギー庁電力 ガス事業部へ改正要望が提出されたものである 同種の問題を扱っている系統連系技術要件ガイドライン研究会において 専門的見地から助言を行うこととなった 2. 改正案と審議結果常時電圧変動対策にかかわる改正案は表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案は表 2-2-2~ 表 の通りである 系統連系技術要件ガイドライン研究会において審議を行ったが改正案について特段の問題なしとして結論を得た 35

42 表 常時電圧変動対策にかかわる改正案現行ガイドライン改正案 2. 電圧変動 2. 電圧変動 (1) 常時電圧変動対策 (1) 常時電圧変動対策発電設備等を低圧配電系統に連系する場合におい発電設備等を低圧配電系統に連系する場合におては 電気事業法第 26 条及び同法施行規則第 44 条いては 電気事業法第 26 条及び同法施行規則第 4 の規定により 低圧需要家の電圧を標準電圧 100V 4 条の規定により 低圧需要家の電圧を標準電圧 10 に対しては101±6V 標準電圧 200Vに対しては20 0Vに対しては101±6V 標準電圧 200Vに対して 2±20V 以内に維持する必要がある は202±20V 以内に維持する必要がある 発電設備等設置者から逆潮流を生じることにより 低発電設備等設置者から逆潮流を生じることにより 圧配電線各部の電圧が上昇し 適正値を逸脱するお低圧配電線各部の電圧が上昇し 適正値を逸脱するそれがある場合は 当該発電設備等設置者が他の需おそれがある場合は 当該発電設備等設置者が他要家を適正電圧に維持するための対策を施す必要がの需要家を適正電圧に維持するための対策を施すある なお 構内負荷機器への影響を考慮すれば 設必要がある なお 構内負荷機器への影響を考慮す置者構内も適正電圧に維持することが望ましく 特に れば 設置者構内も適正電圧に維持することが望ま一般家庭等に小出力発電設備等を設置する場合にしく 特に 一般家庭等に小出力発電設備等を設置は 設置者の電気保安に関する知識が必ずしも十分する場合には 設置者の電気保安に関する知識が必でないため 電圧規制点を受電点とすることが適切でずしも十分でないため 電圧規制点を受電点とするこある しかし 系統側の電圧が電圧上限値に近い場とが適切である しかし 系統側の電圧が電圧上限合 発電設備等からの逆潮流の制限により発電電力値に近い場合 発電設備等からの逆潮流の制限によ量の低下も予想されるため 他の需要家への供給電り発電電力量の低下も予想されるため 他の需要家圧が適正値を逸脱するおそれがないことを条件としへの供給電圧が適正値を逸脱するおそれがないことて 電圧規制点を引込柱としてもよい を条件として 電圧規制点を引込柱としてもよい 電圧上昇対策は 個々の連系ごとに系統側条件と発電圧上昇対策は 個々の連系ごとに系統側条件と電設備等側条件の両面から検討することが基本とな発電設備等側条件の両面から検討することが基本とるが 個別協議期間短縮やコストダウンの観点から なるが 個別協議期間短縮やコストダウンの観点かあらかじめ対策について標準化しておくことが有効でら あらかじめ対策について標準化しておくことが有ある 発電設備等からの逆潮流により低圧需要家の効である 発電設備等からの逆潮流により低圧需要電圧が適正値 (101±6V 202±20V) を逸脱する家の電圧が適正値 (101±6V 202±20V) を逸脱おそれがあるときは 発電設備等設置者において 進するおそれがあるときは 発電設備等設置者におい相無効電力制御機能又は出力制御機能により自動的て 進相無効電力制御機能又は出力制御機能によりに電圧を調整する対策を行うものとする なお これに自動的に電圧を調整する対策を行うものとする なより対応できない場合には 配電線の増強等を行うもお これにより対応できない場合には 配電線の増強のとする ただし 単相 2 線式 2kVA 以下 単相 3 線式等を行うものとする 6kVA 以下又は三相 3 線式 15kVA 以下の小出力逆変換装置については 当該進相無効電力制御機能又は出力制御機能を省略できる 36

43 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 1 章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 1 章総則 3. 用語の整理 (3) 装置 (p2) 第 1 章総則 3. 用語の整理 (4) 機能 方式 (p3) 3 自動同期検定装置同期発電機又は逆変換装置を用いた発電設備の系統への並列に際して 系統側と発電設備側との周波数 電圧及び位相を自動的に合わせて投入する装置 1 進相無効電力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 発電設備から系統に向かって 電圧より電流の位相が進んだ無効電力 ( 進相無効電力 ) を制御することにより 自動的に電圧を設定値に調整する機能 2 出力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 逆潮流がある場合には 発電設備の出力を制限することにより電圧を調整する機能となる 逆潮流がない場合には 受電電力を常時監視し 発電装置の出力を自動的に設定値に制御する機能 3 スポットネットワーク受電方式一般電気事業者の変電所から スポットネットワーク配電線 ( 通常 3 回線の 22kV 又は 33kV 配電線 ) で受電し 各回線に設置された受電変圧器 ( ネットワーク変圧器をいう ) を介して二次側をネットワーク母線で並列接続した受電方式をいう 電気方式には 一次側 22kV(33kV) 三相 3 線式 二次側 200~400 V 級三相 4 線式 ( 低圧スポットネットワーク方式 ) と二次側 6.6kV 三相 3 線式 ( 高圧スポットネットワーク方式 ) とがある 3 自動同期検定装置同期発電機を用いた発電設備の系統への並列に際して 系統側と発電設備側との周波数 電圧及び位相を自動的に合わせて ( 同期検定を行って ) 投入する装置 二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置を用いた発電設備では自動的に同期がとれる機能を用いる ((4) 機能 方式 3 自動同期検定機能参照 ) 1 進相無効電力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 発電設備から系統に向かって 電圧より電流の位相が進んだ無効電力 ( 進相無効電力 ) を制御することにより 自動的に電圧を設定値に調整する機能 2 出力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 逆潮流がある場合には 発電設備の出力を制限することにより電圧を調整する機能となる 逆潮流がない場合には 受電電力を常時監視し 発電装置の出力を自動的に設定値に制御する機能 3 自動同期検定機能 ( 自動的に同期がとれる機能 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置を用いた発電設備の系統への並列に際して 系統側と発電設備側との周波数 電圧及び位相を 当該発電設備の制御回路により自動的に合わせて投入する機能のこと 43 スポットネットワーク受電方式一般電気事業者の変電所から スポットネットワーク配電線 ( 通常 3 回線の 22kV 又は 33kV 配電線 ) で受電し 各回線に設置された受電変圧器 ( ネットワーク変圧器をいう ) を介して二次側をネットワーク母線で並列接続した受電方式をいう 電気方式には 一次側 22kV(33kV) 三相 3 線式 二次側 200~400V 級三相 4 線式 ( 低圧スポットネットワーク方式 ) と二次側 6.6kV 三相 3 線式 ( 高圧スポットネットワーク方式 ) とがある 用語の定義のうち 装置 に対する定義なので同期発電機用として定義する 自動的に同期がとれる機能については (4) 機能 方式に項目を加えて 二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置に適用されることを示す 他励式逆変換装置では自動同期投入は行わないので 自励式逆変換装置に適用することを明記 項目追加二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置では自動同期検定は制御で行うことの説明追加 項目追加のため 以下番号繰り下げ 第 1 章総則 3. 用語の整理 (5) その他 (p3) なし 4 交流発電設備系統周波数の交流を直接出力する発電設備であり 以下のような種類がある 同期発電機 直流励磁による回転磁界との電磁誘導作用を用いる発電機 誘導発電機 系統電圧によって回転子に誘起される回転磁界を用いる発電機 二次励磁制御巻線形誘導発電機 巻線形誘導発電機の二次巻線の交流励磁電流を周波数制御することにより, 可変速運転を行う発電機 二次励磁制御巻線形誘導発電機の説明を行うと共に 同期発電機 誘導発電機との相違を明確にするためこれらについても記述し 総称としての交流発電設備として定義する 37

44 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 2 章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 1 章総 (1) 低圧配電線との連系 (1) 低圧配電線との連系 則 発電設備等の一設置者当たりの電力容量が原則として 50kW 未満の発電設備 発電設備等の一設置者当たりの電力容量が原則として 50kW 未満の発電設備 4. 連系の 等は 第 2 章第 1 節及び第 2 節に定める技術要件を満たす場合には 低圧配電線と 等は 第 2 章第 1 節及び第 2 節に定める技術要件を満たす場合には 低圧配電線 区分 連系することができる ただし 同期発電機 誘導発電機を用いた発電設備等の連 と連系することができる ただし 交流発電設備等の連系 ( 逆変換装置を介した連 二次励磁制御巻線形誘導発電機を含めて (p3) 系 ( 逆変換装置を介した連系を除く ) は 原則として逆潮流がない場合に限る 系を除く ) は 原則として逆潮流がない場合に限る 交流発電設備に変更 第 2 章 (2) 瞬時電圧変動対策 (2) 瞬時電圧変動対策 第 2 節 発電設備等の連系時の検討においては 発電設備等の並解列時の瞬時電圧 発電設備等の連系時の検討においては 発電設備等の並解列時の瞬時電 低圧配電 低下は コンピュータ OA 機器 産業用ロボット等の情報機器が 定格電圧の 1 圧低下は コンピュータ OA 機器 産業用ロボット等の情報機器が 定格電圧 線との連系 0% 以上の瞬時電圧低下により機器停止等の影響を受ける場合があることも勘 の 10% 以上の瞬時電圧低下により機器停止等の影響を受ける場合があること 2. 電圧変 案し 常時電圧の 10% 以内 (100V 系では 90V が下限値 ) とすることが適切であ も勘案し 常時電圧の 10% 以内 (100V 系では 90V が下限値 ) とすることが適 動 る 瞬時電圧低下対策を適用する時間は 2 秒程度までとすることが適当である 切である 瞬時電圧低下対策を適用する時間は 2 秒程度までとすることが適当 (p6) これは 落雷等により発生した故障点を除去するまでの間 故障点を中心として である これは 落雷等により発生した故障点を除去するまでの間 故障点を中 電圧が低下することがあるが 配電系統において この電圧低下状態が継続す 心として電圧が低下することがあるが 配電系統において この電圧低下状態 る時間は 一般的には 0.3~2 秒程度となっていることにかんがみたものであ が継続する時間は 一般的には 0.3~2 秒程度となっていることにかんがみた る このような前提の下 以下のような対策を行うものとする ものである このような前提の下 以下のような対策を行うものとする 1 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期がとれる機能を有す 1 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期がとれる機能を有す るものを用いるものとする また 他励式の逆変換装置を用いる場合であって るものを用いるものとする また 他励式の逆変換装置を用いる場合であっ 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10% を超えて逸脱 て 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10% を超えて するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置 逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等 するものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強を行う を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増 か 自励式の逆変換装置を用いるものとする 強を行うか 自励式の逆変換装置を用いるものとする 2 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有している 2 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有している ものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を ものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を 含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする また 誘導発電 含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 二次励磁制御 機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電 巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれる機能を有する 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同 圧から 10% を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者におい ものを用いるものとする また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の 期について追加 て限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合 瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10% を超えて逸脱するおそ には 同期発電機を用いるものとする れがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するも 3 風力発電設備等を連系する場合であって 出力変動や頻繁な並解列による電 のとする なお これにより対応できない場合には 同期発電機又は二次励磁 二次励磁制御巻線形誘導発電機追加 圧変動 ( フリッカ等 ) により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは 発電設備等 制御巻線形誘導発電機を用いるものとする 設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものとす 3 風力発電設備等を連系する場合であって 出力変動や頻繁な並解列による電 る なお これにより対応できない場合には 配電線の増強等を行うか 一般配電 圧変動 ( フリッカ等 ) により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは 発電設備等 線との連系を専用線による連系とするものとする 設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものと する なお これにより対応できない場合には 配電線の増強等を行うか 一般 配電線との連系を専用線による連系とするものとする 38

45 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 3 章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 2 章第 3 節高圧配電線との連系 4. 電圧変動 (p7-8) (2) 瞬時電圧変動対策発電設備等の連系時の検討においては 低圧の場合と同様 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は 常時電圧の 10% 以内とし 瞬時電圧低下対策を適用する時間は2 秒程度までとすることが適当であることを前提として 以下のような対策を行うものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする また誘導発電機を用いる場合であって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 同期発電機を用いる等の対策を行うものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には, その構成 ( 変圧器, フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器の励磁突入電流が流れ, また, 系統と逆変換装置出力が同期していないと, 並列時に大きな突入電流が流れる したがって, この場合には自動的に同期が取れる機能を有するものを用いるものとする また他励式の逆変換装置を用いる場合であっては, 逆変換装置自身に突入電流を抑制する機能がない したがって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 自励式の逆変換装置を用いるものとする 3 風力発電設備等を連系する場合であって, 出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは, 発電設備等設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものとする なお, これにより対応できない場合には, 配電線の増強等を行うか, 一般配電線との連系を専用線による連系とするものとする (2) 瞬時電圧変動対策発電設備等の連系時の検討においては 低圧の場合と同様 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は 常時電圧の 10% 以内とし 瞬時電圧低下対策を適用する時間は2 秒程度までとすることが適当であることを前提として 以下のような対策を行うものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また誘導発電機を用いる場合であって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 同期発電機を用いる等の対策を行うものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には, その構成 ( 変圧器, フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器の励磁突入電流が流れ, また, 系統と逆変換装置出力が同期していないと, 並列時に大きな突入電流が流れる したがって, この場合には自動的に同期が取れる機能を有するものを用いるものとする また他励式の逆変換装置を用いる場合であっては, 逆変換装置自身に突入電流を抑制する機能がない したがって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 自励式の逆変換装置を用いるものとする 3 風力発電設備等を連系する場合であって, 出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは, 発電設備等設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものとする なお, これにより対応できない場合には, 配電線の増強等を行うか, 一般配電線との連系を専用線による連系とするものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同期について追加 39

46 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 4 章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 2 章 (2) 瞬時電圧変動対策 (2) 瞬時電圧変動対策 第 4 節 本受電方式の需要家では高度な情報機器が用いられることが多く これら 本受電方式の需要家では高度な情報機器が用いられることが多く これ スポットネ 機器は 定格電圧の 10% 以上の瞬時電圧低下で機器停止等の影響を受ける ら機器は 定格電圧の 10% 以上の瞬時電圧低下で機器停止等の影響を受 ットワーク 場合があるため 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は 10% 以内とする ける場合があるため 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は 10% 以内 配電線との ことが適切である とすることが適切である 連系 3. 電圧変 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有して 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有して 動 いるものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発 いるものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同 (p9) 電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 期について追加 また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系 二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれ 統の電圧が常時電圧から 10% を超えて逸脱するおそれのあるときは 発 る機能を有するものを用いるものとする また 誘導発電機を用いる場 電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお 合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 1 これにより対応できない場合には 同期発電機を用いるものとする 0% を超えて逸脱するおそれのあるときは 発電設備等設置者において 二次励磁制御巻線形誘導発電機追加 2 自励式の逆変換装置を用いる場合の取扱は 第 3 節高圧配電線との連 限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できな 系 における要件に準ずる すなわち 自励式の逆変換装置を用いる場合 い場合には 同期発電機又は二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いるも には その構成 ( 変圧器 フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器の励 のとする 磁突入電流が流れ また 系統と逆変換装置出力が同期していないと 並 2 自励式の逆変換装置を用いる場合の取扱は 第 3 節高圧配電線との連 列時に大きな突入電流が流れる したがって この場合には 自動的に同 系 における要件に準ずる すなわち 自励式の逆変換装置を用いる場 期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 他励式の逆変換 合には その構成 ( 変圧器 フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器 装置を用いる場合であっては 逆変換装置自身に突入電流を抑制する機能 の励磁突入電流が流れ また 系統と逆変換装置出力が同期していない がない したがって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧 と 並列時に大きな突入電流が流れる したがって この場合には 自 から 10% を超えてを逸脱するおそれのあるときは 発電設備等設置者に 動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 他励 おいて限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応で 式の逆変換装置を用いる場合であっては 逆変換装置自身に突入電流を きない場合には 自励式の逆変換装置を用いるものとする 抑制する機能がない したがって 並列時の瞬時電圧低下により系統の 電圧が常時電圧から 10% を超えてを逸脱するおそれのあるときは 発 電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 自励式の逆変換装置を用いるものと する 40

47 表 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化にかかわる改正案 5 章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 2 章 (2) 瞬時電圧変動対策 (2) 瞬時電圧変動対策 第 5 節特別高圧電線路との連系 4. 電圧変動 (p12) 発電設備等の並解列時において 瞬時的に発生する電圧変動に対しても 常時電圧の ±2% を目安に適正な範囲内に発電設備等設置者においてこの瞬時電圧変動を抑制するものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電 発電設備等の並解列時において 瞬時的に発生する電圧変動に対しても 常時電圧の ±2% を目安に適正な範囲内に発電設備等設置者においてこの瞬時電圧変動を抑制するものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれる 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同期について追加 圧が常時電圧から ±2% 程度を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電 機能を有するものを用いるものとする また 誘導発電機を用いる場合で 設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお こ あって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から ±2% 程 れにより対応できない場合には 同期発電機を用いるものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期が取れる機能を有するものを用いるものとする また, 他励式の逆変換装置を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧の ±2% 程度を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設等設置者において限流リア 度を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 同期発電機又は二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いるものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期が取れる機能を有 二次励磁制御巻線形誘導発電機追加 クトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には するものを用いるものとする また, 他励式の逆変換装置を用いる場合 自励式の逆変換装置を用いるものとする であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧の ±2% 程度を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設等設置者において限 流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない 場合には 自励式の逆変換装置を用いるものとする 41

48 第 3 部海外現地調査 第 1 章海外現地調査概要 1. 行程概要現地調査の行程概要を以下に示す 1 月 18 日成田発 2 月 2 日成田着で デンマーク イギリス スペイン ベルギー ドイツ 米国を訪問する 16 日間の行程で現地調査を行った 訪問先としては 風力発電機器メーカー 独立規制機関 系統運用会社を中心に系統連系技術要件を定める規則に関して 欧米の事情を中心にヒアリングを実施した あわせて東京電力ロンドン事務所 ワシントン事務所 海外電力調査会ワシントン事務所において 各国の電力政策に関してもヒアリングを実施した 表 訪問先一覧 国都市訪問先候補業務結果 デンマーク オーフス Vestas 風力発電機器製造メーカー風力発電機器製造 コペンハーゲン DERA 独立規制機関電力 ガス市場の監督 1 月 19 日 ( 水 ) 10:00-12:00 1 月 20 日 ( 木 ) 10:00-13:00 イギリスワーウィック National Grid 送電会社系統を運用 1 月 21 日 ( 金 ) 10:00-13:00 スペイン マドリッド CNE 独立規制機関 電力 ガス市場などエネルギー市場の規制監督 マドリッド REE 送電会社発電所連系要件を設定 1 月 24 日 ( 月 ) 10:00-12:30 1 月 25 日 ( 火 ) 10:00-12:00 ベルギーブリュッセル ENTSO-E 送電運用者協会欧州共通の技術規則を検討 1 月 26 日 ( 水 ) 10:00-11:30 ドイツアウリッヒ Enercon 風力発電機器製造メーカー風力発電機器製造 1 月 27 日 ( 木 ) 10:00-16:00 米国ワシントン DC FERC 独立規制機関 ( 連邦 ) 電力 ガス 石油市場の監督 1 月 31 日 ( 月 ) 9:00-11:00 42

49 表 海外現地調査行程概要 月日曜日行程 / 内容宿泊地成田発 1 1 月 18 日火オーフス泊オーフス着 2 1 月 19 日水 3 1 月 20 日木 4 1 月 21 日金 AM Vestas 移動 ( オーフス コペンハーゲン ) AM DERA 移動 ( コペンハーゲン ロンドン ) AM National Grid PM 東京電力ロンドン事務所 コペンハーゲン泊 ロンドン泊 ロンドン泊 5 1 月 22 日土移動 ( ロンドン マドリッド ) マドリッド泊 6 1 月 23 日日マドリッドマドリッド泊 7 1 月 24 日月 8 1 月 25 日火 9 1 月 26 日水 AM CNE PM 資料準備 AM REE 移動 ( マドリッド ブリュッセル ) AM ENTSO-E 移動 ( ブリュッセル アウリッヒ ) マドリッド泊 ブリュッセル泊 アウリッヒ泊 10 1 月 27 日 木 AM,PM ENERCON アウリッヒ泊 11 1 月 28 日 金 ENERCON 風力発電所 工場 アウリッヒ泊 12 1 月 29 日 土 移動 ( アウリッヒ ワシントンDC) ワシントンDC 泊 13 1 月 30 日 日 ワシントンDC ワシントンDC 泊 14 1 月 31 日月 AM FERC PM 海外電力調査会ワシントン事務所 PM 東京電力ワシントン事務所 ワシントン DC 泊 15 2 月 1 日火ワシントン DC 成田機中泊 16 2 月 2 日水成田着 43

50 2. 質問項目概要現地調査に先立って 本調査にかかる調査事項をまとめて 質問事項として訪問先と調整を行った また 下記の質問事項は 系統連系技術要件ガイドライン研究会において 資料として事務局から提出しているものである それぞれ 第一回資料 6 第二回資料 4-2 に相当 (1) ガイドラインの概要に関する質問項目 1. ガイドライン策定組織 ガイドライン制定の目的は何か? ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理機関はどこになるのか? 送配電会社が策定しているガイドラインとの関係は? ガイドラインの構成と規制内容は? 発電機の容量により連系する系統の電圧階級が定められているか? ガイドラインで要求している設備仕様を満足しているかどうかについて認証機関を活用しているのか? ガイドラインにおいて 再生可能エネルギー発電に対して特別な規定を設けているか? 風力発電 (FRT 機能等 ) 住宅用太陽光発電 ( 逆潮流電力対策 ) ガイドラインで接続費用負担について規定しているか? ガイドラインに関する今後の課題は? 2. 規制機関 ガイドライン制定の目的は何か? ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) ( 注 現状のガイドラインは EU 指令第 5 条 1) の規定に合致しているか? ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理に介入できるか? ガイドラインに関する今後の課題は? 3. 瞬低について 瞬低の主な原因は? 瞬低の頻度は? 需要側と供給側それぞれにおける瞬低に対する主要な対策は? 需要側と供給側の責任の所在についてどう考えるのか? 責任の所在に関して明確な線引きはあるのか? 瞬低による被害の情報は持っているか? 4. ENTSO-E ( 注 2) 新しい発電の系統連系要件ガイドラインを策定することになった理由は何か? 各国の特殊事情を踏まえ どの程度のガイドラインの標準化を行うのか? ( 注 1)EU 指令第 5 条は 技術的規則を定めており 加盟国が定める規制機関又は加盟国は 保安原則を定義し そして最小限の技術的設計及び発電設備 配電系統 直接接続する需要家設備 国際連系線及び直営線の系統への接続にかかわる運用要件を構築する技術規則が構築及び公表されるようにしなければならない それら技術規則はシステムの相互運用性を確保し 客観的で非差別的取り扱いとなるものであるものとする とされている 国際電力取引規則第 8 条で発電所の接続条件も技術的規則に含まれる内容とされている 44

51 ( 注 2) 現在 ENTSO-E では Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators という共通の技術的要件を策定中 (2) ガイドラインの詳細に関する質問項目下記の質問事項は 系統連系技術要件ガイドライン研究会に委員として出席された電気事業連合会からの要望を元にしたものであり 第二回研究会資料 4-3 に相当する ガイドラインの位置づけ等 ガイドライン制定の目的 ニーズ 改定経緯 今後の改定予定 ガイドラインの位置づけ ( 強制力の有無 法律との関係など ) 民間規程の有無とその位置づけ 概要 ガイドラインの構成と規制内容 ( 電圧変動 周波数 単独運転 不要解列の防止 高調波 力率など ) ガイドラインに対する TSO 間 DSO 間の体制 ( 策定組織との関係 協定( 書 ) 連絡会議など) ガイドライン等における規制の内容 発電機の容量により連系する系統の電圧階級が定められているか ( 日本では~50kW: 低圧 50kW~ 2,000kW: 高圧 2,000kW 以上 : 特別高圧が目安となっている ) また 電圧階級が定められている場合の例外事項設定の有無およびその内容 ( 例. 高圧需要家における低圧みなし連系等 ) ガイドラインで要求している設備仕様を満足しているかどうかについて 認証機関を活用しているのか 認証機関を活用している場合 どのような機関 ( 国営 民間等 ) が行っているのか 認証機関で認証している設備 ( 要件 ) はどういったものか ガイドラインの内容をすべてカバーできているのか 認証機関を活用していない場合 ガイドラインで要求する設備仕様を満足していることをどのように確認しているのか 単独運転防止に関する規制の有無およびその内容 単独運転検出装置の設置がガイドライン等で定められているか 定められている場合 どのような検出方式を採用しているか 同種の分散型電源は同一系統に複数連系する場合の規制の有無および有の場合の内容 異種の分散型電源が同一系統に連系する場合 ( 風力と太陽光等 ) の規制の有無および有の場合の内容 再生可能エネルギーと蓄電池との併用に関する規制の有無およびその内容 電圧上昇抑制対策に関する規制の有無およびその内容 常時電圧変動に対する規制の有無およびその内容および異常電圧 ( フリッカ 高調波等 ) に対する規制の有無およびその内容 同期発電機や誘導発電機を用いた発電設備等の低圧連系は逆潮流なしに限定されているか 逆潮流あり連系がルール上認められている場合 単独運転検出についてどのように担保されているか 電気方式が異なる場合 ( 単 3 200V/100V の系統に単 2 200V で連系等 ) の規制の有無およびその内容 ( 例. 相間不平衡の許容値等 ) 停電後の復電時に自動復帰機能を認めているか ( 例. 低圧連系のみ許容等 ) 海外における系統連系の状況等 集合住宅における太陽光連系の状況 ( 各戸連系が多いのか 共用部連系が多いのか等 ) 分散型電源連系に伴う系統増強対策を実施する場合の費用負担の考え方 再生可能エネルギー普及拡大に向けた対応状況 45

52 FRT 関連 分類 小項目 質問事項 <Yes> <No> すべての分散型電源に適用されている すべての分散型電源に適用しない理由 のか? は何か整理されているのか? <Yes> 具体的な項目 ( 周波数 電圧など ) およびレベルは? <Yes> また その具体的根拠は? <Yes> <Yes> 要件化にあたって技術的な課題は何か具体的にはどのような課題か? あったか? <Yes> 各国 各地域で FRT 要件のレベルは異なるのか? <Yes> 要件を統一化する動きはあるのか? <No> なぜ要件を統一化しないのか? ガイドライン規程内容 FRT FRT(Fault Ride Through) は要件化されているか <Yes> FRT 要件策定後 適用を猶予するケースがあったか? <Yes> 一定の移行期間を設けたか? 要件策定以前に認証取得している機種について適用を猶予したか? 既連系設備の移設の場合は適用を猶予したか? その他 適用猶予する条件は? <Yes> FRT 要件策定後 既連系の風力にもさかのぼって適用しているのか? <Yes> さかのぼって適用するのは 実業務として困難ではないか? さかのぼって適用する理由は? <Yes> <Yes> どのような機関が行っているのか? FRT 要件に適合していることの確認は認証機関を通して行っているのか? <No> どのようにして適合していることを確認しているのか? <No> <No> 要件化に向けた検討はされていのか? なぜ要件化が進んでいないのか? FRT 以外で再生可能エネルギーに対して 特別な条項を設けているか? <Yes> どのような内容か? 46

53 第 2 章ヒアリング結果 ( 系統連系技術要件ガイドラインに関する現地調査出張報告 ) 1. 現地調査の目的第 1 章において示した質問事項を中心に 欧米諸国の系統連系技術要件に関する規定を調査し 比較するための材料を提供する 質問事項を受けた現地調査の目的と方針は次のとおり 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定とわが国ガイドラインの比較検証 対象国 : ドイツ イギリス デンマーク スペイン 米国 検討項目 : 規定の枠組み 法的位置づけ 規定の対象範囲 重要項目の詳細規定内容 規定に係わる紛争処理方法 費用負担 上記項目に関して 風力発電機器メーカー 規制機関 送電会社 業界団体にヒアリングを行った またあわせて 海外電力調査会 東京電力の現地事務所を訪問した 2. Vestas (Technology Center) 2011 年 1 月 19 日 9:30-13:00 面会者 Kresten Christensen( 国際戦略 ) Erik Kjaer Soerensen( 系統の専門家 ) Mia Madsen( アシスタント ) Jytte Kaad Jensen( 元 Energinet DK 系統の専門家) 資料 :Vestas Grid Code EWEA レポート Stanford 風力に関するレポート Vestas の事業概要と組織紹介 Vestas は世界シェア第 1 の風力タービンメーカであり 米国 中国 インド スペイン等 9 カ国に生産拠点を有しており 15,000 基以上が稼働中 それらのタービン全てを 24 時間 リアルタイムでモニタリングするシステムもあり 電圧 周波数 発電電力量 風速 温度圧力等のデータを常時受信している これらのデータはタービン発電機の保守 補修計画に反映されたり 新商品開発に活かされたりする ( そのデータ受信センターも見学 )1980 年代から風力タービンを販売しており 最新型は 6MW 今年中にはリリース予定 送配電網 (Grid) における安定性が課題となったのは 10 年ほど前からである Vestas では Plant Solutions Organization という部署で 系統設計 潮流 保護系 電圧低下や FRT 等過渡時の挙動解析を行い 風力発電システム設計をサポートしている タービン発電機本体周辺の出力制御装置等を含めて一式 風力発電装置 の安定性を管理するところまでが vestas の仕事である 2009 年で世界の風力発電設備は 160GW もうすぐ 200GW になる Vestas の強みは Competition Predictive Independent Fast Clean 風力発電は他の発電に比べて仕事を生み出す割合が高く 0.17 人 /GW 石炭などは 0.15 人 /GW 等 Vestas の 風力に適合した電力システム とは風力発電を含む系統安定性は 電圧制御 同期などの技術要因 集中管理システム設計等によるシステム要因 それらを統合的に管理する規制要因の 3 要因で成立する Vestas は技術とシステムに関して開発を推進し TSO(Energinet.DK) ともコミュニケーションしている デンマークの風力発電は全発電量の 20% 将来的には 50% まで増加させる おもに 20kV 系統に連系 47

54 風力の増加によって石炭火力が減少する分をどう埋めるかが課題 現在の石炭の最低 Load は 20% デンマークの TSO は Energinet DK であり 集中制御をおこなっている 風力には優先接続規定が認められている Grid Code は主に各単独タービンに求められる 風力は配電系統は Passive であり接続できず 送電系統のみ 風力発電所は従来の発電所と同様に Active 制御をおこなっている Plant 単位で制御をおこなう方が容易これらの制御設備 (STATCOM) の費用を払うのはユーザーになる Vestas は主に タービンを供給する事業者であるが 必要に応じて制御部門にも責任を持つ体制となっている その場合は系統側が求める Grid Specific な Voltage に従う DK の新しい Grid Code は Plant レベルで規定を求めるものになる TSO に対して事業者サイドから議論することはあるが 採用されるとは考えにくく議論にならない印象 将来的なサービスとしては アンシラリーサービスを含めて検討中 最低出力のレベルも検討中 欧州の統一 Grid Code の構想に関しては ENTSO-E が進めている また EWEA も Standard の作成を検討している Vestas は一部基準化しているが それぞれの国の Grid Code にあわせて マイナー調整を行っているのが現状 Grid Code の構造としては ピラミッド構造で根底に Structure があり その上に つみあがっていく形で Specific な周波数値や電圧値などがあると認識 更なる展開を想定して Electrical Pre Design 事業を進めている SuperGrid 構想デンマーク スウェーデン ノルウェーの 3 国が共同参画している バルト海洋上風力ファーム建設 運営構想がある 2030 年の更なる風力シェア向上 ( 目標 50%) に向け 多国間共同運営は必須条件と考えられるが Swed-Lit( スウェーデンとリトアニアを結ぶ送電線構想 ) のように EC が出資するプロジェクトになるにはまだ至っていない 現在 Krieger's Flak でドイツ デンマーク スウェーデンの三国で Super-Grid などに関する実証を行っている 詳細は もしくは 日本 -デンマーク産官共同ワークショップ( 仮 ) 提案両国の産業界と行政機関 ( 規制 推進 ) をメンバーとする 風力発電導入の事業環境や規制のあり方等をテーマとしたワークショップ開催について提案があった 時期は 2011 年春 場所は東京 2 日間程度の集中ワークショップ 持ち帰ってしかるべき機関に相談の上 回答する と応じた 2011 年の 4 月 6 月に日本側として 系統運用者 規制当局 電力会社 IEEJ とデンマーク側 TSO 規制機関 Vestas などを参加者とした WS の開催提案を受ける 場所は Vestas 日本オフィス 要検討 その他 欧州全体の Grid Code の統一構想に関しては 欧州委員会の場において 4 名の Coordinator を選定し それぞれの立場などを表明 議論する段階にある FRT の必要性は認識しているが 現状までに特段なくてもそれなりに機能している現状がある また Grid Code が新しくなった時古い風力発電所の扱いをどうするかといった問題もある 日本が新しい Grid Code を作るときには 厳しいものにするかどうか含めて議論があるのではないか FRT 規定の移行期間などに関しては ドイツの事例が参考になると思う ただし ドイツには 4 つの TSO があり それぞれに Grid Code が異なっているという難しさがある 48

55 3. DERA (Danish Energy Regulatory Agency) 2011 年 1 月 20 日 10:00-13:00 面会者 Markus Hubner(TSO と EU の国際協力 ) Jeppe Dano(DSO 担当 ) Rune Moesgaard Pia H. Ronager(EU3rd パッケージ関係 ) 資料 :Presentation DSO, TSO, Results and Challenges 2009 (DERA), ERGEG レポート デンマークのエネルギー事情と DERA の役割デンマーク エネルギー規制局 (DERA) はデンマークのガス 電力市場の規制機関である 地域熱供給 (District Heat Distribusion 主に CHP) が未だにエネルギーの大きな部分を占めるデンマークにおいて 電力 ガス 熱供給の 3 分野それぞれの管轄部署があり 市場の効率化を目標とした価格管理を行っている 具体的には 事業者ごとの価格構造 ( 固定費 燃料費等の変動費 マージン ) を調査し 効率のよい事業者順にランキングしてベスト プラクティスを抽出している 一方 EU 大での国際協力も行っており 北欧と中央欧州との間にあるデンマークの地理的特性から 両方の市場と協議 調整を行っている 電力では NordPool と Central Europe の両方の市場にまたがっており それぞれの市場における送電線管理 小売市場 (Wholesale Market) 管理 Interconnector の潮流管理等を行う デンマークは東部 (Nordic 接続 ) と西部 ( 欧州 Grid) で分割されており 一つの国に二つの周波数が同居している DSO に対する DERA の役割は価格の規制でもって 競争環境を整え 効率化を促進すること Danish Competition Authority の下部組織に位置づけられる DERA はガス 電力 地域熱供給を所管 また DERA は DSO( 最大は政府所有の DONG Energy) が使用する方法論と価格に関して規制権限を持つ 直接的に小売価格を規制しているわけではない それを規制している国もある 小規模な DSO に関しては M&A を進めている 消費者からの不満があれば それに応じて価格の調整なども行っている また 企業の Revenue Cap のメカニズムも導入している これにあたっては古い設備と新しい設備の投資など Mix されている状況を加味する必要がある このほかに 指標として Benchmark を検討しており 効率性と供給安定性に関して分析している Top10 の指標を達成するように 各事業者に求めている TSO(EnerginetDK: エネルギー気候省が所有 ) の法的根拠は Electricity Supply Act, Natural Gas Supply Act, Act on Energinet.dk, Executive Order on the Economic Regulation of Energinet DK 法規関連組織としては (The Ministry of Climate and Energy / Danish Energy Agency と The Danish Regulatory Autohority(DERA)) に分かれる TSO に対する DERA の役割は価格の規制と TSO の方法論 ( 価格 系統の運用状況 ) を承認する事にある 主な評価指標は 合理性 客観性 平等性 透明性 このため構成員は Economist と弁護士が多い 価格規制に関しては 過剰でないか 過小でないか毎年見直しを行っている 電圧の Benchmark は EU の規定に準拠する形 TSO(EnerginetDK) と Regional な TSO の済み分けは TSO が 400kV を担当しているのに対して RegionalTSO は 150kV-50kV を担当している 系統容量は TSO が決定している その運用に関しては ETC のフローベースの計算方法によって計算されている 49

56 国にまたがって損失が出た場合には それらの国で Share することになる Q: 瞬低や停電などで大きなロスが出た時はどうするのか? そのロスが故意でなく 必要な経費として認められるならば 価格に反映されることになる ただし そのような事例は多くない 必要な経費であるか否かを判断するのが DERA の役割となる EU の規制体系統一化の動き欧州全域をカバーする規制機関 ERGEG と EU の規制体系統一について近年協議しているが 欧州市場にはまだ非効率な部分が多く その harmonize が課題 特に北欧 4 カ国とドイツ ポーランドの 6 カ国で この harmonize に関して議論をしている EU の 3rd Directive に基づき ERGEG は 2011 年 3 月から ACER と改組される予定で EU の DSO のアンバンドリングに関する議論もここで行われる 前述の課題を受け より高い透明性を目指し市場の効率化とそれに資する事業者の自主努力を重視する方向性であり 消費者は今後 ISO の選択も可能になる 小売市場の価格規制という仕事は ( 規制機関として ) 無くなる一方 透明性確保 効率性を重視した価格設定の考え方などの面で DERA の役割は今後とも重要 Grid の統合化構想に関しては EU の影響下で進めていく予定 ただし これに至るには多くのボトルネックが存在しており 3-4 年はかかる見込み現在は Nordic 市場での統合化を進めており その中で不満や料金制度の不備などを見直しているところ 特に DERA は EC の指導の下 Nordic の地域統合化の中で主導的な役割を担っている DK の自由化は電力が 2000 年 ガスが 2004 年から開始されている しかし デンマークの消費者の 90% が既存の供給者の供給義務化におり 高い価格を支払っている 自由化による供給者の選択が十分に進んでいない EU 第三パッケージの状況に関して EU の第三パッケージには 3 つの規制 (ACER など ) と 2 つの指令 ( ガスと電力 ) がある 目的の一つは TSO の Grid Code の認証すすめること 規制当局が系統に関する情報によりアクセスしやすくなるようにすることがある ISO の独立性の確保も重要 卸売市場は規制されていないが 小売価格は規制されている TSO は卸売価格を規制するとともに その透明性の確保 投資水準の情報の開示などが求められる 卸売市場の情報交換は ACER をとおして行われる この際には 5 年分の情報を管理する義務を負う ACER は EC の指導の下で進められる 小売市場はデータのアクセスなどに関して保護されている また 消費者に対して 3 週間の供給義務を負っている 第三パッケージのなかで Smart Meter の導入に関する義務を負っている ただし これにあってはコストベネフィット分析が求められる これらの推進に当たっては各国の規制当局から独立して進められるものであり 学識経験者などによって構成される Board の管理の下進められる見込み CEER(The Council of European Energy Regulators) 各国の規制当局による自主団体 ERGEG( 現在は ACER に発展的に移行される )EC 主導の組織 + 各国の規制当局 ACER: 欧州全体のエネルギー市場の統合を目指す 欧州全体としての最適化を目指す ENTSO-E(-G もある ):TYNPP(Ten Year Network Development Plan) を遂行する RLS:Regional な統合を進める組織 50

57 Nord REG:Nordic の Regional な統合を進める 2015 年の統合に向けて国際的な事業を進行中 Q: どのようにして統合化 調和を図っていくのか? 系統の状況や卸取引市場の状況なども異なっているため 統合化の進展具合はそれぞれ異なっているのが現状 EMCC が Germany と CWE に関しては 市場価格が平衡価格となって 市場の機能が促進されるように統合化されることに注意を払っている Interconnector( 国際連系線 ) の現状と将来についてデンマークと近隣諸国とを結ぶ連系線は現在 ドイツ ポーランド スウェーデンとの間にある これらの容量は将来的には十分とはいえないが 費用負担の範囲が明確でないのが課題 前述の 6 カ国協議ではこれらに加え EstLink( エストニア-フィンランド ) SwedLit( スウェーデン-リトアニア ) も協議対象 Q: 系統のアクセスに関して紛争が起こったときどうするのか? 小さな TSO であれば銀行に対して保険をかけていると思う 一般的には 新たな Grid Code が出される場合には Public Hearing Market Hearing などが行われるため 意見調整がなされる それでも紛争が続く場合には 専門家の Board でそれを議論し それでも決着がつかない場合は法廷闘争となる Q: 雷による停電事故はあるか? ほとんどない 大規模な停電と言えば 2004 年にスウェーデンでリングハルス原子力発電所が止まった時に そっちの Grid に引っ張られて 停電が発生したことがあるが その程度 Q: 設備の認証について技術的な要件に関しては エネルギー気候省が管轄している 実際の設備認証については ライセンスを受けた企業が認証を実施する 51

58 4. National Grid 2011 年 1 月 21 日 10:00-12:30 面会者 David Smith Ben Smith(Grid Code) Antony Johnson(FRT の専門家 ) 資料 :PPT Grid Code その他参考文献 National Grid の位置づけと事業者 規制者の定義 役割 National Grid は英国及び米国での系統運用管理者 (Transmission System Operator TSO) であり 英国ではガス供給の管理もしている なお英国ではスコットランドの 132KV 以上の送電線及びイングランド ウェールズの 275kV 以上の送電線を Transmission と呼び それ以下を Distribution として区別している 系統の需給バランス 電圧 周波数を秒単位で監視し 安定性維持に責任を持つ 系統運用の規程を定めた Grid Code は エネルギー法により系統運用の許認可を受けた事業者が 同法に基づき定めるものという法的位置づけであり 系統接続にかかる全ての技術的要件を定めている 地方や発電事業者により 大容量 の定義が異なっており 例えばスコットランドの 29MW 発電所は 大容量 となるがイングランドの 85MW 発電所は 中容量 系統運用の潮流管理及びその費用としては 系統使用 バランシング 接続 の 3 種あるが この費用の算出も National Grid で潮流モデル ( コード ) により行っている なお EU 大でも Interconnector を使う系統に似たようなモデルが用いられているとのこと 英国の電力 ガスに関する TSO であり 送配電事業に関しては 米国でも事業展開をしている 28,000 の人員が勤務 ただし 英国では配電事業は行っておらず 別途 DSO が存在する 送電と配電の違いは電圧によって区別しているが これも England Wales(275kV が境目 ) と Scotland (132kV が境目 ) では異なっている TSO としては National Grid Scottish Power Scottish and Southern があるが National Grid は GB 全体の System Operator である DSO は 14 地域に分かれており 全体を ENA(Energy Network Association) が統括 TSO の事業は 1989 Electricity Act, 2000 Utilities Act, 2004 Energy Act をよりどころとしており それぞれ 発電 配電 供給者 送電網の所有に関して Code が存在している DSO も概ね同じ構造となっている 詳細は National Grid HP 将来的なネットワーク構築に向けては CO2 の目標を目指しつつ 持続可能性 費用 安定供給の概念を順守 特にこれからは風力による既存の石炭火力の代替がますます大きな問題となる 現状では Scotland から 2GW 相当の三本の送電線を引くとともに Offshore での風力のポテンシャルの拡大が期待される 将来の電源構成は 政府のシナリオをもとに National Grid も加わって議論しているが 10 年で 35GW 増加のうち 23,24GW が風力になると見込まれる Grid Code について 目的 : 経済的 協調的 効率的なシステムの構築と維持 範囲 :Grid の接続 送電設備の使用 運用に関する技術的側面に関する全て その他 : 送電設備の運用 計画のために システムユーザーは National Grid に関連データを供与する必 52

59 要がある これには 需要予測 電源の Availability などを含む 構成 :A Planning Code, Connection Conditions, An Operating Code, A Balancing Code, A Data Registration Code, General Conditions から成る Grid Code において 発電設備の規模は 地域によって異なる 特に England & Wales(Medium Generator がある ) と Scotland 間などで違いがある 送電料金は三つの要素から構成される 1 ネットワーク使用料( 設備の運用に充当 ) 2 バランスサービス料金 ( システムの運用費に充当 ) 3 接続料金( 設備の保有に関する費用に充当 ) なお 費用は Flow Model によって算出される 各地域のノードに応じて 増加コストがどの程度になるかを計算できるものとなっている 配電でも同様の概念でコスト試算を行っている EU も Cross Border な試算ができるようなモデルを有している Grid Code の適用は各地域の電圧の定義に基づいて Scotland と England&Wales は異なる それぞれに設定される England では 275kV 以上に接続される全ての発電設備が対象 National Grid は接続される設備が Grid Code に適応しているか確認したうえで 不適合の場合には Ofgem に指導を仰ぐ事が出来る また 紛争処理は Ofgem が担う 再生可能に関する特別規定としては FRT がある 住宅用の PV に関しては DNO の問題であり National Grid は関与しない ただし 大規模な PV に関しては EU 大の問題であり 解決に取り組んでいるところ 将来的な課題としては EU 大での統一的な Grid Code が必要になる事 大規模な新しい発電設備 ( 洋上風力 再生可能 2GW に迫る大規模原子力 分散型電源の増加 ) が接続されるときの対処の問題がある 送電設備の強化に関するコストに関しては Filter や Reactive equipment の設置は行う この費用は 費用に転嫁して回収する事になる 例えば 風力が豊富な北部から南部に送る際には その分設備が必要になるため 託送料金が上がる 一方で コスト増は一律に負担すべきという話もあり 長い論争になっている 分散電源に関しては 送電設備の利用時に直接費用を払う事はないが 配電会社を通して費用は回収される 瞬低の主な原因は 系統の事故と発電機の事故がある 主に発電機の事故によるものが多く 全部で年間で大よそ 回 送電会社は メッシュ型系統や余力を持つなどの対策をとっている 発電機は Grid Code によって系統に接続するための多くの義務を負っている 損失の費用負担に関しては 主に配電側が支払うことになると思われる (ENA が詳しい ) 単独運転とバッテリーに関しては 周波数安定以外に単独運転保護は行っていない 現状は 47.5HZ- 52.0Hz に制限されているが 今後ますますこのレンジは狭くなると見込まれる バッテリーに関しては現状で Grid Code に規定なし ただ バッテリーは系統の安定に資するため この規定が変わることを望んでいる 電圧のレンジに関しては Grid Code に記載がある通り ただし どの状況が Abnormal であるのかといった明確な定義はない 発電容量が余剰な場合は 送電と配電の結節点において 配電側から送電側に逆潮流する事が許される ただし 状況に応じて 解列する事はある 英国の再生可能エネルギー拡大への挑戦と系統運用の課題 2020 年までに再生可能エネルギー比率を 20% CO2 削減 20% という EU の 目標に準じ 英国でも再生可能電源の急速な拡大が必須 2020 年には既存の石炭火力が現在の半分以下となり 現在 10GW に満たない風力が 35GW に達する ( これは現在の契約成立ベースであり 絵に描いた餅の 希望的観測 ではない ) うち洋上風力がその大半 23-24GW を占めており 系統の安定性確保には容量の増設等 課題が多い ( 個別質問への回答 )Grid Code の規程と遵守の保証 53

60 DSO に関する Grid Code は Energy Network Association により設計され OFGEM により承認 (Certificate) された義務規程である 系統接続事業者がそれを遵守しているかどうかの適合性判断を行っているのが National Grid である 違反事項が認められれば National Grid から OFGEM に通報する ( 個別質問への回答 ) 再生可能電源に特化された規程の有無 Grid Code の接続及び運用の技術的要件 ( 電圧 周波数 FRT 等 ) に関しては特に再生可能電源と他燃料とを区別してはいない 自家用太陽光に至っては Transmission ではなく Distribution Network の範疇であるから National Grid の管轄外 しかしながら RO や FIT の制度に基づき 今後 再生可能電源の急速拡大が予想されるので 特に FRT についてはなんらかの議論が必要であろう 特に 10MW 以上の大容量洋上風力ファームの導入 地域分散型熱供給システムの拡大 大容量原子力発電所の新設など 系統運用を巡る今後の課題は多い ( 個別質問への回答 ) 系統運用費用負担及び電圧低下時の補償責任系統運用にかかる設備の設置は基本的に系統接続運用者 (= 発電事業者 ) の責任であり 発電機側の要因で電圧低下 & 隔離が生じた場合の補償も基本的に発電事業者側である ただ 大容量の事業者と比較して中小規模の Distribution Generator の負担は明らかに大きく 今後の再生可能エネルギー大幅拡大に向けては何らかの費用平準化が必要になるかもしれない ( 個別質問への回答 ) 隔離する周波数範囲の規程現状は発電機周波数が Hz の範囲から外れた場合に系統から脱落させることとなっている しかしながら 系統の不安定要素が増すと考えられる今後は 系統安定確保のためこの範囲を厳しくする必要があるであろう ( 個別質問への回答 ) 逆潮流逆潮流は Grid から配電網への電力輸出 と考えており 周波数が規程の範囲であれば問題はない ( 個別質問への回答 )FRT ( 番号は 事前に送った質問事項に基づく ) と段階を経て 全ての発電機まで対象が拡大 1-1: 基本的には全ての発電機に適応されるが 容量によっては 事実上起こり得ない場合がある 主に配電側で求められる事が多い 基本的に安全規制に準拠 1-2:400kV の系統は影響を受けない 配電系統には必要 Grid Code の Appendix4 を参照 段階的に回復しかつ十分な時間を取れるようになっている 1-2-1:400kV の 10% 変動であれば 問題ない 1-3: メーカー側の課題であったが 概ね要件の 80% 程度まではクリアできるようになってきている 資料に関連の Study がある 1-4:Scotland は小さく 30MW で FRT 要件を定めている? 1-5: 答えは Yes 2005 年 6 月 1 日に要件が更新されてから 変わっている 詳細は CC の 3. にある 具体的な時間は各サイト毎の議論による 1-5-2:Yes 年 6 月 1 日以降は必要になっている 1-5-3: 既存の設備も FRT の設置を進めている? 1-5-4:15MW 例外など 例外規定はある これも地域によって違う 1-6-1: 高価になる点が課題 1-6-2: 54

61 1-7-1: 一般的な要件は National Grid がテストする 状況に応じて 研究機関や第三者のテスト結果をみることもある 1-7-2: 上記テストによる 2:PPT に記載あり 主に周波数制御と Modeling 品質確保が重要 ( これは Renewable だけじゃないのも含まれているのではないか ) 55

62 5. 東京電力ロンドン事務所 2011 年 1 月 21 日 17:00-18:00 面会者 小藪仁副所長( 土木 ) 掛谷岳史課長( 土木 ) 平野学氏( 環境 ) 武田和仁氏( 原子力 ) 欧州のエネルギー事情について 昨年風力発電の優先接続規定に関して海外電力調査会のモトキ氏が調査を行っている ( 同氏は東京電力系統運用部所属 ) 欧州の系統では 風力の大規模発電容量が集中しているところがある 主にスペインの南部とドイツの北部であり これらの地域で風が吹かないとき 吹くときに応じて大容量の電流がベルギーをはさんで 欧州系統を縦横断することになるためこの電流の系統制御が課題 スペインの TSO である REE は 中央給電制御室の中に 別途再生可能エネルギー発電の制御盤を持っている 太陽熱に関する大規模事業としてデザーテックプロジェクトがあり 遅々として進んでいる 事業の中心はフランスとドイツ スマートグリッド スマートメータの設置構想は進んでいるが 現実的に Unbundling された環境下では これらの導入メリットは低い ドイツでも実証事業を行っているところは 垂直であるという形をとって進めている イギリスは メータリング事業が自由化されており スマートメータの設置を小売が進めることになっているため 進んでいない スマートメータの国際標準化の議論はあるが 今のところは大手メーカやフランスなどはモジュール化で対応可能であると主張しているため 大規模な統一化の動きにはつながっていない 56

63 6. CNE(Commission de Nacional Energia) 2011/1/24 10:30-12:30 面会者 Jose-Antonio Castro CNE の事業 CNE では Grid の送電ネットワーク (access) を管理している そのアクセス管理規程の 12.3 が FRT に関することであり 既に 1995 年から 10 年以上施行されている 1 年前大容量風力ファームに対応するためルール改訂を申請した CNE は 紛争処理やマーケットの競争促進を図る 系統アクセスの技術的な要件も定めている 高圧に関しては概要を定め詳細は TSO にも任せる 地方政府との関係については 基本的には国としての政府が一般的な要件を設定しているため それを採用するが 細目に至っては設備それぞれの要件を加味して 地方政府独自に取捨する部分がある 島の場合は大陸と状況が異なっているため 独自の制御設備を持っている 周波数要件は大陸よりも緩いが FRT 要件は厳しくなっている つまり 300MW 以下の設備にも設置を求めている ( 大陸は 300MW 以上 ) 品質保証について品質保証について Code の certification は政府が管轄している TSO が技術要件を CNE に申請し パブリックコンサルテーションを経て CNE から政府に答申し 政府が承認するというプロセス 設置時の検査 Code に合致しているかのチェックは事業者自身が行う FRT 要件の適合性は基本的に TSO がチェックする CNE は設備全ての適合性を確認しないが 状況に応じて 幾つかの設備を取り上げてチェックする事はある 風力について風力については特にパブリックコンサルテーションの中でも FRT 要件が取り上げられ 議論された 今後は太陽光も同様 これから新設されるユニットには無条件で適用され 費用負担は事業者である 既設ユニットの新基準への移行猶予期間は 6 ヶ月 ( 施行まで最大 2 年程度 ) なお スペイン島部では半島とは別の運用規程が適用され 接続技術要件も異なる 技術要件の中でも最も重要なもの一つ 年の間に議論した 半年前にアドバイザリーボードの議論を経て 改定された 結果 あるノードにおいて 新たに 1MW の設備を接続するときに系統の容量が超えるような状況にあれば接続は認めないという形になっている これはあくまでも経済的な指標でなく 安全指標からの要件である 上記のような状況下では 系統容量が強化されるまで新たな設備の接続は認めない方針 これに関して紛争が起こる場合もあるが 設備の投資が必要であり 経済的な問題として解決を図る方針 PV に関する FRT 要件に関しては 2010 年 11 月に Code が改正され 適用するようになる方針 基本的には PO12.3 に記される風力に求める FRT 要件に近いものになっているが 細目で異なる点もある FRT 適用の移行期間は 2 年 まず 1 年目の段階でどの程度投資が進んでいるかもチェックされる 新しい設備は最新の Grid Code に従う必要がある CSP は CHP に関しては特に FRT 要件は考えていない 従来型の発電機は フリーマーケットであり 事業者の責任として通常要件とする一方で それ以外は特別 57

64 要件として設定している 特別要件には FRT も含まれ 系統のトラブルが発生した場合の対応などを想定している PV 関連 ( 単独運転検出など ) 2010 年 11 月 ( 太陽光発電設備の ) 単独運転防止のための要件規定に向け申請した 太陽光発電設備には自家用も含む小規模事業者の設置するものが多いが 要件緩和も検討している PV 等の逆潮流対策に関しては 現在家庭内には消費用と発電用の二か所の接続点をもつが メータの活用によってこれが一つに統合される DSO が PV の安定性確保のために単独運転検出設備の設置を進めているが 島嶼地域では 全てに対して単独運転検出設備などが付いていないため トラブル時は Cut する方針が取られている ただし 状況に応じて接続を続けることを認める場合もある DSO は独自の Code を持っている それに対して TSO が注文をつけることはあるかもしれない DSO の Code に対して提案を行っており 特に PV の保護に関する詳細な技術要件にかかるところである この提案と現在の規制との間に差がある点に関しては Royal Decree(2010 年 11 月発表 ) でもって修正される 現実的には他の国の Code を見ながら 自分の Code に取り込めるところは取り込むことで対応している 瞬低について Voltage Dip に関する明確な要件規定は今のところ無い ただ需要かからみると 誰が電力の質を保証するのかは問題であるので 事業者の責任で品質保証をすべきものと考える REE が詳しいデータを持っている FRT に関連して風力発電の出力一斉に落ちた事例があったぐらい 2006 年 11 月 4 日にドイツでトラブルが起きた時に小規模な影響を被った事はある REE は消費者レベルでの遮断がどの程度継続したか などに関しては把握しているが 事象自体は DSO で解決すべきものと認識 PO12.3 に問題解決に関する事項が記載されている 瞬低が起きた時の責任の所在に関しては規制に明記されているわけではない 仮に発電事業者が規定にしたがっていなければ責任を負う事になるが それらも含めて REE が料金として徴収しているので それでもって問題解決とするということになる 消費者レベルでの遮断問題を扱う事が多い 被害等のデータは TSO が被っている 彼らは 遮断の継続時間などの情報を各地域から吸い上げて 統一的に管理している 認証のチェックについて設備が Code に適合しているかどうかをチェックする点検は 規制機関から認可を受けた検査機関が行っている 今後 小規模太陽光等に対応した Code に改訂されれば認可要件も変更となるであろう 例えば 単独運転防止規定の適用範囲は現在は 10MW 以上だが 今後はこれが 1 桁厳しくなって 1MW 以上となる なお 単独運転からの系統への復帰には TSO の許可が必要であり ( 自家用は除く ) 手動で復帰しているが 将来は遠隔操作で復帰も可能となる Royal Decree に明記されている 基本的には REE が政府に提案を出し それを CNE が審査する方針で認証の中身が審査される CNE は提案を Public Consult にかけ 関係者で中身をチェックする 結果を政府に返すというプロセス 58

65 蓄電について蓄電 (charging) について 現在 特に再生可能電源に特化した蓄電池は規定されていない ただ ( スペインの豊富な水力資源を活用した ) 揚水発電と風力ファームの組み合わせという構想はある スイスでは夜間の安い電力を買って揚水し それを価格の高い昼間に売っているので このビジネスモデルを参考としている EV などが大きなポイント これらが組み合わさればデパートも電力を売ることが可能になる 現在はこれに関する規制はない CSP なども有力な候補となる 熱量確保のためにバイオマス CHP+Natural ガスとのコラボはありうる 島嶼で小規模ディーゼル発電機と風力 水力の組み合わせで実証を行っている これは Endeasa や REE が加わったコンソーシアムでやっている オーストリアやスイスなどは豊富な水資源で持って揚水を活用する事で卸マーケットで利益を上げている スペインでは 2AM から 6AM まで 低価格で供給しているが 安全上の余力を確保するために運転制限がある ドイツはオランダとノルウェーとの連携の中で 季節によってノルウェーの水力を活用するなどの運用を実施している 今後の事業 その他 CNE では 2011 年 3 月策定予定の EU 第 3 次 Package Directive に向け 運用ガイドライン策定に協力している 具体的には北海とバルト海沿岸の国を全て巻き込んで風力ファーム対応の標準コードを策定中であり 英国では既にドラフトをパブコメ中 スペインは EU の中でも太陽光 風力が大量にあるため他国と比較して系統の制約は厳しい EU 統一的基準をスペインの発電状況に合わせるとなると 相当な修正が必要であろう 予備容量が今後の課題になる 特に一定のNode に風力が集中している地点にあらたに設備を建設する際に問題となる EU の 5 次指令との整合性については 既に整合性を取っている ただし PV など小規模の設備に関しては若干追加修正がある 容量のクラス分けはどうなっているのか? 1MW より大きいか小さいかがあるのみ Grid は 220kV と 400kV 以上を送電の定義 配電には 132kV 66kV などがある 小さな島嶼では 30kV が配電 66kV が送電になる場合がある 大きな島は 220kV が送電 50MW 以上は特別規定に該当する場合があるが 大規模な製油所に設置されている CHP などは適応除外となる場合がある 小規模消費者が 10kW 以上の設備を持っていれば それはフリーマーケット向けとなるが それ以下は 小売マーケットでやりとりされる 例えば 3.3kW などは特別料金となる 認証に関して PV は地方政府が認証する そのための認証者に対して政府がライセンスを与える構造 移行期間などはどのようにすすめられているかを CNE がチェックする 移行対象設備は 10MW から1MW に強化され Dispatch 対象設備も強化されている 変動に関しては各事業者がポートフォリオの中で最適構成を随時求めている 自動制御 島嶼の事業者はトラブル発生時 再接続を許さず CutOff する事例が多い 59

66 将来的に遠隔コントロールで 消費者レベルで遮断する事も考えられる その際には Cut にかかる契約のインセンティブが必要 EU の 3rd パッケージ 次の 3 月に発表されるが 運転規定を定めており 新規 Wind Farm などに関して 欧州大で統一的な基準の策定に取り組んでいる 各国の規制を統合する方針で考えており EU はあくまでも最低限の規制を標準化する見込み UK が素案を提出しており EC で審議中 規制機関の集まりとして ACER が存在している その他 スペインはフランスとの連携が細いため 単独で制御する事が求められつつある 将来的には電力の 40% を風力でまかなうと見込まれ 対策が必要 デザーテックに関しては公式な報告書はない が ポジティブにとらえている モロッコとスペインは 40km しか離れていないため設備投資も比較的容易 現在は AC で接続 ただ モロッコのマーケットは独占であるため市場が形成されておらず スペインから電力を輸出しているのが現状 アルジェリアからガスを輸入しているが パイプラインだけで電力網は直接的には繋がっていない UK 日本などは島嶼の大国として 電力網をどのように扱っているのか興味がある 我々は LNG の大量輸入国でもあり アルジェリアに依存するような構造は避けたい REE は設備が系統に接続される前に Operation Procedure に基づき チェックしており 違反すれば罰せられる 60

67 7. REE(RED Electrica de Espana) 2011 年 1 月 25 日 10:00-13:00 面会者 Olibia Alonso Jorge Hidalgo Lopez REE について REE は System Operator と Transmission Network をスペインで一元的に管理する機関である 株式は一般公開されているが (80% は一般の投資家 ) SEPI が 20% を所有 スペインの電力事情の特徴として 発電事業者はほとんどの電力を市場に出し 市場で取引することがあるので ネットワーク上の需給バランスだけでなく経済的視点からのチェックも行っている コントロールセンターに関して REE の中給は二か所 ( 北西部所管 南東部所管 ) にあり それぞれに独立に並行して運営を行っている 再生可能エネルギー ( 風力 PV CSP CHP) に関する給電指令室は別にあり 通称風力中給 これは 2007 年に導入したものである 現在はおもに風力に注力しており PV の正確な予測データなどはまだ反映できていない TSO である REE は発電 貯蔵設備を保有することが禁じられているため ピークの平準化に課題を抱えている これらは発電事業者が保有するものであり マーケットベースで判断される 翌日予測は各発電事業者からの予測データを積み上げるとともに 自前でも独自予測を行っている 大きく分けて 15 分毎に行われる 48 時間予測と 10 日間予測に分けられる 国境を越えた系統設備の保有権は 1:1 となっている 風力中給は定期修理などで止まっているものを除いて デマンドとのギャップが小さいほど制御しやすい 特に夜間で風況がいい時間帯などは制御が難しくなる 現在 島に向けて同社初の DC 接続を建設しているところ REE の 20% のシェアを政府所有のホールディングスが持ち 株式会社である 半島部において 400kV と 200kV の制御を行っており 2009 年には 2015 年までの送電系統計画を発表している 卸事業者は FIT の価格かマーケットプライスかを選択できるようになっている TSO として 幾つかの特殊事態における系統の安定化分析を行っている ( テロ発生時の対応 2006 年の事例 World Cup 2010 決勝 ( スペイン優勝 ) の時の需要の増加の分析など ) 常時 1500MW の Spinning Reserve を確保している 日負荷曲線で見ると 夏季ピークと冬ピークが近付きつつある 国際連系については フランスから 1400MW 輸入で 500MW ぐらい輸出 ポルトガルとは MW ぐらいを相互にやりとり モロッコとは 700MW ぐらいを相互にやり取りしている 特別規定は 50MW のものに規定しており基本的に Manageable か否かの判断で適応範囲が決定される 電力価格は FIT かマーケット価格 +プレミアムのいずれかで決定される 技術的な制約に関しては PO3.2( 混雑の管理 ) PO3.7 などで規定されている マーケットでは 予測値との Gap があるとき 15% までの削減が認められる Code と制御について風力発電を含む発電事業者からは事前に運転計画が提出され それを積み上げ & 補正して供給計画予測を出しており 15 分単位で更新している 需給バランス確保のため風力の出力を下げなくてはならないときもあるが そのような場合のマージナルコストは発電事業者負担 61

68 制御には 一次制御 二次制御 三次制御があり それぞれ日本のガバナフリー LFC などに該当するとみられる 一次制御は自動で行われ 二次制御も大陸側は自動で行われるが 自動で行う場合と手動で行う場合の両方がある リアルタイムで予測と実績の比較をおこなっており その中で二次制御分のマージンを常に確保している このマージンは設備の投入によって調整される 一次制御は風力の影響を受けないが 二次 三次は影響を受ける このために 2 時間毎に余力のための発電機を準備する事を予測分析から 5 時間前には各発電事業者に通知しており これを Running Reserve と取らえている スペインはフランスとの連系線容量が小さいことから 出来る限り自前で制御する事が求められている 特別規定について 2008 年 1 月から風力に特化した規程 12.3 が施行中 なお技術的な接続要件は電源種別を問わず 10MW 以上に適用されており それ以下の 1MW 以上の電源に関しては (Transmission ではなく )Distribution Code 規程に従わなくてはならない なお Solar( 太陽光及び太陽熱 ) についても特例の Code 規程を検討中 PV に関しては系統接続しているものは全体の 2% 程度であるので 現状では問題にならない ただし配電側には残りの 98% が接続されるため課題 風力と似た Code が適応されるとみられるが まだ確定していない 現状は 我々が提出した提案が審議されている段階にある 基本的には 10MW は制御できるが 1MW になると Grid Code での規制の対応となる 送電に繋がっていないものは我々としては制御しようが無い 再生可能 特に風力に関しては スペイン全土に広がっているため 平準化されている点は良い 風力の課題について風力は需要の少ない夜間に多く発電され 需要の多い昼間にあまり発電されない特性のため CCGT が補完的な役割を持たざるを得ない 近年 風力発電量の予測精度は向上しているので バックアップ電源の必要量は減っているが 今後風力が更に大量導入されると今以上に running reserve を増やす必要がある (Running Reserve: 負荷追従の速い電源のこと ) リアルタイム需要に対応した activity には別コストが必要 ( で 発電事業者の負担 ) 特に深夜の低需要時の制御が難しい 需要を上回る発電がおこなわれてしまい解列する事例が増えてきている この対策としては DSM 国際連系の活用 貯蔵 EV などが考えられる 例えば 25m/s 以上の風の場合風力は運転を停止しており この条件下で Storm が来たときに 一斉に風力が止まってしまう事例があった これらを事前に予測するためにも予測分析 SIPREOLICO(Node 毎に静的な計算を行うモデル ) の改良が重要 瞬低について Voltage Dip 対策 :Reactive Power Bonus 系統の電圧維持のため投入される無効電力への報酬規程 期間 時間帯 出力により細かく規定されている Code12.3 には電圧 周波数についても規程がある 力率の安定化に資するためのインセンティブとペナルティを与える契約を発電事業者と結んでいる これらに基づいて Windfarm の接続点において動的に 無効電力供給などの制御をおこなっている Grid Code にたくさんの規制が明記されている 技術的な要件も含めて 12.3 には FRT がらみの要件が 12.2 には政府の役割などが記されている 電圧 周波数の制御に関しても Royal Decree の下で規定されている 62

69 3.7 には特別規定が 3.2 には技術制約が 3.1 は全ての発電機 3.3 には変動について記載がある 7.2 と 7.3 は法的な問題 7.5 は電圧制御に特化したもの 9 は Stakeholder に求める情報のリストが記されている 原因としては 系統の問題 変圧器の問題 発電機の問題が主なもの 瞬低が起これば 欧州の系統の力を借りて安定化を図ることになる TSO としては 大きな瞬時低下に対して技術的な制約から一定割合までカバーするが補償はしない 20,000MW の風力に対して 500MW までの対応能力しかない FRT について ( 事前に一定の回答を頂いている ) 1-5:FRT 適用までの移行期間は 2 年間 Royal Decree436/2004 と 2006 年に関連記載がある Operational Procedure も示されている 1-5-4: 適用除外規定は 容量の大きさに依る Windfarm でいえば 1MW 以上に適用 このため 0.9MW であると虚偽申請をする輩がいるが これらは同一ノードに接続される以上 合計して申請して適用するように指導している 配電に関しても同様と考えられる 1-6-2: 瞬低によって風力の発電量が失われた事例があったため FRT は適応される流れにある つまり 系統運営者として安定確保のためには 安定が確保されていない地域周辺において追加的な風力発電の接続を認めることができない事例があるため 発電事業者は追加的な投資をするために 古いものに関しても FRT 機能を導入し 更なる風力発電拡大を図っている 今後の課題など ポルトガルと接続しているので 彼らの再生可能エネルギーの導入拡大とともに REE も歩んでいかなければならない ポルトガルのからの混雑問題が課題の一つ 単独運転検出に関しては 12.2 にコメントがあるが 現状認めていないので 解列することになってしまっている PV の配電側の対応は残念ながらわからない 63

70 8. ENTSO-E 2011 年 1 月 26 日 10:00-11:30 面会者 Dimitrios Chaniotis ENTSO-E について ENTSO-E は 34 カ国から 42 の TSO が加盟している欧州統一的 Code 策定のための機関で 2009 年 6 月に設立された 2010 年 3 月 ガイドライン枠組み策定に向け ACER が発足 最終的な目標は欧州統一的な Code に法的拘束力を持たせ 各国に遵守させること 既に各国 地域で独自の Code が動いている現実で 既存の Code との調整は大変である EU 外の 7 カ国を含む 34 カ国 42 の TSO と議論を進めている 828GW 30,500km の送電線 3,400TWh の需要 400TWh の相互やりとり これらの TSO を 5 つの同期地域に分割して考えている Continent Ireland Great Britain Nordic Baltic に分かれる ENTSO-E は各国の Grid Code を統合することが目的の組織 規制機関の集まる組織である ACER と共同で進めている 2011 年 3 月に Draft ができる その中に ACER に関する記載があるが まだ EU の法制化されていないので 法制化された前提で話を進めている Draft には 12 のトピックスがあり 各国の取り組みの原則が規定されている これらはいずれ 各国の Consult を経て EU 法になる見込み 国境を超える議論に関しては 各国の Local 企業と EU 大での統合に関して議論している Grid Code 統合事業とは別に ENTSO-E は 10 年計画 構想である TYNDP を 2010 年 6 月に発表している 系統運用統合の流れの中で 住み分けとしては ACER が 何をすべきか を規定し ENTSO-E は どのようにすべきか について検討している組織である 議論の過程として 透明性が求められる 規制機関の任意団体である ERGEG が 2010 年 12 月に Grid Connection に関して統一的にまとめた一つの文書を提出している ENTSO-E では Grid Code を対象とするもの別に 5 つにわける構想を持っている ( 発電機 配電 HVDC など) この中で特に発電機の接続に関しては Pilot Code として 1 年前から議論を始めている 接続とはいえ 再接続まで含めるのかどうかはグレーなゾーンにはなっているなど 幾つかカバーしきれていない論点が残っている状況にはある Pilot Code の中身は 1. それぞれの Best Practice を適用する事 2. 不要な投資コストを削減する 3. それぞれの技術要件の調和を図る ことが求められる これらの意味において 例えば FRT を全ての国に求めることは 各国の技術 おかれた状況を加味すると適当とはいえない 策定にあたっては たくさんの Stakeholder との調整が難しく 特に DSO は事業者が多く 業界団体も Euroelectric の WG のほかに GEODEC CEDEC など複数存在している また TSO の技術課題はメーカの技術課題にもなる 法制化するにあたっては Compliance 各国の Code との関係性 どのようにして要件が守られているかを確認するのか などといったことがある ENTSO-E の事業 2011 年 3 月発出予定の EU 第 3 次 Package に組み込まれる Network Code 策定に向け 国際的な規制機関の役割定義が先決であり ついで Code 策定 法的拘束力をつける という手順で進めている ( これに関連し 64

71 て風力発電協会 EWEA からは 風力に特化したコードを適用すべきと要求されているが そうなると太陽光向け バイオマス向け 原子力向け等々 何種も作らなくてはならなくなる 理想的には単一コードが望ましい ) 法的拘束力付与に向け 法律の専門家とも相談中である Pilot Code について Pilot Draft は全ての発電機に適応される見込み 構成としては 同期発電機 非同期発電機 オフショアの三本立てで検討されている 適応に関して 新規設備と既存設備の適応の住み分けを考えたいが データがないために十分に出来ていない 適応除外は議論中 規定は 電圧ないし容量に応じて 峻別 カテゴライズされる見込み 配電レベルなどで非適合の場合にどうするのか Pilot Code の技術要件 無効電力要件に関しては 完全統一する事が難しいため 5 つの同期地域が異なっていても良い事にする その中でも 各国の規定を包含するような大きなバウンダリを EU 大で設定することとする 基本スタンスとして基本要件を求め 各地域での特殊要件の設定を疎外する事はしない FRT は 110kV 以上を対象とし 同期と非同期で分けたうえで 最低要件を求める方針 それぞれの TSO の FRT 要件の Duration Curve は一定範囲内に収める必要がある また 貯蔵に関しては検討していない 同期にカテゴライズされるイメージか また HVDC など 実用経験が少ない技術に関してどのような要件を求めていくのかは極めて難しい作業になり 技術進歩とともに Code を更新していく事も必要になるが EU の策定プロセスでは時間がかかってしまう Compliance のチェックとして要件を満たしているか否かのチェックは 各国に多くの Agent がおり また TSO も独自でやっているので そこにゆだねられる 新 Grid Code の既存機器の適応に関しては 2 年の猶予期間が与えられ この間に不満を述べる猶予が与えられる Pilot Code 策定プロセスの教訓としては 1. 透明性が求められる 2. どこまで Code を調和するかが重要 3.FWGL にあるようなコストベネフィット分析が求められる 4. 完成した書類は技術屋から法律屋まで読む事が出来るものでなければならない 5.EU 全ての言葉に翻訳が容易な簡潔な言葉で記述されなければならない といったことがあげられる ENTSO-E の取り組みを発表する機会として 2011 年 2 月 日に Towards electricity infrastructure for a carbon neutral Europe が開催される 策定プロセス 2009 年に策定された 風力を特に念頭に置いた Pilot Code の設定プロセスとポイントについて EC が中心となって案を作り ACER で内容を議論し ENTSO-E が技術設計を行い ACER が承認という手順 各国で異なる要件をできるだけ harmonize し 効率化を図る必要はあるものの 現実的には全ての harmonize は不可能で 構造と項目のみ統一し 要件は地域ごとに異なってもやむなし 2011 年第 1 四半期には Pilot Code がパブコメにかかる予定 協議すべき関係者が EWEA だけではなて DSO 数千もある 発電事業者に要求される系統接続要件の規程 (Code 自体 ) では洋上風力という項目が別枠で存在 最終的にどのようなものになるかは未定 Reactive Power 特性曲線も各国で異なるが 各国の規程範囲を網羅する大きな範囲を 許容範囲 とし 各国規程がその中におさまっていれば OK とする当面の解決策が見当されている 65

72 策定プロセスは EC ACER(FWGL) EC ENTSO-E(Network Code) ACER(Assess) EC (Law) という流れ ただし 実用的にはそれぞれの TSO が自主規定としてこれを順守すればよいので 必ずしも法制化する必要がなく運用することは可能 品質保証品質チェック体制 (Compliance Tests) 事業者は Code に適合した自主基準のようなものを設定し それを規制機関が承認 事業者はその自主基準に従い 定期的に適合性を確認 TSO はネットワークの品質維持に責任を有する その他 2010 年 9 月にリリースされた ENTSO-E Working Draft には 規程の枠組み作りなどに関する記述もある 仮に統合が進んだ状況下でも 設備の認証は各国の TSO が行うべきであり EU 指導の下でそれぞれの機器のシミュレーション結果などをチェックする事になる Coreso はフランス ベルギー イタリア ドイツなどの TSO が作った組織であり TSO 事業に関する問題解決やアドバイス コンサル事業 一日前予測 リアルタイム予測などをやっている組織 このほかに 15 の TSO からなる TCE などの組織もある 関連資料は ENTSO-E の HP Media Archive 資料 66

73 9. ENERCON 2011 年 1 月 27 日 10 :00-16:00 面会者 Michael Buchtmann Eckard Quitmann Juan Hernan Oeguer Disbudak Steffen Brauns, 事業概要と Grid Code 策定に係るプレゼン概要 ENERCON は本拠地ドイツで 60% のシェアを有する他 カナダに 430.8MW 等 世界各国に納入実績なる世界第 5 位の風力発電メーカである 例外として 米国と中国には活動拠点がない 米国とは 10 年前 特許を巡って訴訟沙汰になったことがあり その事件は和解しているがそれ以降 社長は米国には行くなという方針 中国では技術付与を要求されるので不可 主な商品ラインアップは 10 年以上の実績のある E-33(330kW) から最新型 E-126(7.5MW) まで多様 Grid Code については欧州でも近年 統合に向け議論中であり 重要なことと考えている その経験から考える日本へのインプリケーションについても後述する ENERCON では 6 名で各地域の Grid Code をフォローする体制をとっている ENERCON は 33 地域で事業行っており 小規模ではフォークランドでも事業を行っている 世界で 22.1GW 17,073Units アメリカは知的財産権の問題があったことで 創業者が敬遠している 中国は技術情報の開示を求められるため 敬遠している 製品のラインナップとしては 330kW から 7500kW までを有しており 最近は 2,300kW が主流 世界シェアは容量ベースで見て 8.5% の世界四位 電力の質に関しては IEEC などの国際基準に準拠して 測定分析を行っている 詳細な仕様は TSO のニーズによる ENERCON のタービン構造と特徴 6 相の電圧可変発電機 大型のものには多重化のため インバータが並列で複数ついている また他社製は発電機を直接グリッドに接続しているが 我が社の場合 UPS 及び制御系を間に入れており この制御系とインバータの性能がシステム全体の性能に支配的 (relevant) な要因と考え 綿密な設計 製作を心がけている ( 電圧可変について ) ギア制御よりインバータのほうが高いのでは という質問に対し 確かに初期製作コストは高いが ギアよりインバータのほうが壊れにくく 20 年使うことを考えればインバータの方がお得とのことであった 風車の設計思想が他のメーカーと違う事が特徴 風車内部にインバータ 整流器 UPS Chopper など電気機器を内蔵する事でギアボックスを必要としない同期機器として運転 全てをオールワンで設計しており この点が他の企業と異なっている このため 機械的な破損がなく メンテナンス頻度が低い事や制御が比較的容易であることが強み ただし コストはかかる Voltage dip の制御の課題 67

74 2 つ以上の風力発電機から系統へつながっている接続ポイント (PoC)Voltage dip が生じた場合 どの発電機が原因なのかわからないのと それを力率調整により制御し PoC での電圧が変動した場合 個々の発電機の電圧も変動する その変動が発電機の運転許容範囲内かをチェックする必要もある このような課題に対して予測精度を向上するには PoC での電圧の実測データを取り 解析値を補正することが有効と考えている 接続点に関して Grid Code は主に技術要件を規定するものであるが 例えば接続点に関する議論に関しても種々ある 基本的には ENERCON はハードを提供する企業であり 接続点より外の範囲に関しては責任を負わない TSO の責任となる 接続点の定義が重要 接続点に関してもいくつかのWind Farm がまとまり また別の接続点になっているため Grid Code で求める接続点の考え方が重要になる ENERCON は 系統事業者が求める接続点より風車側の接続点に関して責任を負う TSO が定める力率要件などに応じて無効電力制御をおこなっている Grid Code によっては電圧のレベルを規定しているものが ENERCON としては あくまでも無効電力と電流の制御でもって 結果的に電圧を制御しているものである 厳密には 系統が持つインピーダンスが詳細に把握できない限り 風車側から電圧を完璧に制御することはできない ENERCON としては 必ずしも Grid Code が求めるものを保証するわけではなく 個々の風力タービンの仕様は満たすが 結果的に系統側でどうかということを保証しない 発電事業者としては 定義などがあいまいな Grid Code は困る ENERCON の風力タービンは WEC に準拠しているが ANSI IEEE に準拠しているわけではない (IEEE は全ての発電システムに同等の要件を求めている ) また 一部の規格は電力の質に関して矛盾した記述がある場合があるため 全ての要求に応えることは難しい EU で基準を統合させる動きがあるが それぞれの国の事情が違う中で どの程度できるのか懐疑的 FRT と Voltage Dip に関して Voltage Dip の原因は 雷 木が倒れる バードストライク 台風など色々ある 詳細なデータは持っていないが 90% 程度が単相のアースに対する短絡ではないか FRT に関してスペインで実施されたシミュレーションがあるが これによれば スペインでは規制によって 80% 電圧が降下すると解列する事になっている これによって 結果的に 1,000MW が解列する事になる可能性があり 大きな問題となっている このような問題を解決するためにスペインでは FRT 要件が議論され 定められている FRT 要件は国 TSO が求める戦略 各国の事情によって大きく異なる ENERCON の風車は UPS と Chopper などを内蔵する事で 5 秒間電圧 0 でも耐えうる FRT 機能を備えている 強み ENERCON の風車は ZPM(Zero Power Mode) を含む幾つかの運転モードで十分な対応を可能としている これは実機の試験とシミュレーションモデルの結果による分析である 各国の Grid に接続する際には 各 TSO が持つ潮流計算モデルと連携して分析をしている 国際基準である WEC では即座に復帰する事 とあるが 具体的に何秒が不明 日本でもこれから風力が増えて来る中で 要件を曖昧にすると Code が複雑化する懸念がある Code が更新されたときに それ以前に作られた風力に対する Code の適応は国によって異なる ドイツでは 更新以前の機器は適応を免除する方針 スペインでは適応を求める ただし経済的な解決策を用意しており FRT 要件の更新をしない場合は 追加費用を取られることになる これらの Retrofit 費用は莫大になる上 8 年以上前の風力タービンでは技術的に FRT 要件を満たす設備 68

75 の設置が不可能な場合がある 日本においても既存設備の対応は注意すべき 欧州各国及び欧州大の Grid Code の位置づけと現状ドイツでは TSO 発電機メーカ 発電事業者で構成する Roundtable のようなものがあり 法的拘束力はないもののこれが一応 紛争時の解決の舞台となっている スペインでは ( 不具合時に ) 政府の判断で訴訟になる 英国の扱いがおそらくベストな事例で Grid Code を巡る公開の関係者協議の場がある コードの認証 (Certification) については現状 十分にあるとはいえない というのもほとんどの国の Code には具体的かつ詳細な規定が無く 十分な裕度をもって などという場合 果たして十分かどうか誰も判断できない また つい 5 年ほど前までは Code に FRT に関する要求の記載はなかったが 今や DNO にも小規模にも太陽光にも要求があるほどであり それだけ Certification が難しくなっている Grid Code について 法的根拠は国によって違う 主に スペインやベルギーのように法制化されている国 TSO の企業基準である国 一部法制化 & 一部企業基準となっている組み合わせの場合 推奨基準にわかれる 電圧レベルはそれぞれ異なっているが 大きく分けて送電と配電にわかれる UK の NG の例でいえば 計画 運転 法的側面 タイムスケジュール 商業化 技術的接続状況にかかる要素が含まれている 多くの Grid Code は 従来型の同期型発電機に向けたものであり 非同期系の風力や PV に対応していないものが多い また 最新の技術を踏まえていない Wind Farm に関する記述も少ないため 各国で ENERCON 発電事業者 TSO の間で Grid Code に関する議論を続けている状況 Grid Code で重要な技術的要件としては 電力の質 ( 高調波など ) 無効電力制御 電圧制御 モデル分析 データ収集 FRT 周波数制御 各種保護システムなどがあげられる Voltage Control と Reactive Power Control と Impedence FRT の定義ではまず Voltage を Control するのか Reactive Power(Power Factor 力率) を Control するのか 明確な区別が必要 系統に流れる Voltage を決めるのは Reactive Power のベクトル ( といっていいのか 方向と大きさを持った矢印 ) であり TSO がその計算をしている PoC での ( 系統の )Impedence が大きければ Reactive Power によっては系統 ( またはタービン発電機 ) に過大な負荷がかかることもあるので 詳細なシミュレーションが必要である 実は十分に詳細な Reactive Power 特性曲線を規定した Code は世界のどこにもないので 日本でこれから策定される Code がそうなるよう期待する ただし Certificate できるかについては 系統の Impedence の品質保証は技術的にも困難であり ( ひとつには Impedence は系統周波数の変数でもあるため ) 電圧維持の保証と一口に言っても課題山積 通常時の運転について 無効電力を制御する事によって Code が求める要件を達成するよう制御しているが 短絡に対する容量と風車の発電容量の割合など系統の強さにもよる Code によっては 電力の事を十分に理解せずに技術的に不透明 矛盾した内容が記載されている事がある ( 例えば電圧と力率を制御せよとあるのは風車側からみれば力率を制御することに他ならない ) ENERCON としては これらの定義が明確でありかつ最低限のものが規定されている事が 規定の分かりやすさからも望ましい 69

76 スペインでは TSO が時間帯別料金 力率制御に対するボーナス料金などの特殊料金を設定したため 特定の時間 ( 朝 8 時 ) に風力発電の接続容量が急増するという弊害が生じた事例があった 先進的な取り組みとしてフランスのコルシカ島で 6MW の発電設備を相対的に脆弱な系統でどのように制御するかを 電圧制御 FRT を備えた設備での実験を行った 実験では追加コストがかかるものの 風車側で制御する事で 系統に対する負担を軽減する事が確認された トータルでみてどのような負担の在り方がいいのか ENERCON は有効電力の制御にも取り組んでおり 周波数制御との兼ね合い中で どの程度の有効電力を保証すべきか また 貯蔵設備をどの程度もつかの議論があるが これらは Code で縛るのではなく 事業者で決定させるべき Canada では 有効電力の限界 基準を超えた Boost 運転の継続時間などを定めている これらは電源構成や系統の構造によって国によって異なると思うが 今後このような規定はますます必要になるとみられる Reactive Power Bonus が系統電圧に悪影響を与えた事例 ( スペイン ) スペインでは Reactive Power Bonus といって 系統に送り込まれる電圧を制御する力率に伴う報酬を時間帯により細かく定めているが 当然の結果として 少しでも多くの Bonus を得ようとする事業者の行動により 8:00 に系統電圧が急上昇するという事例も発生した 今後 力率ボーナスの制度設計の際には そのような事業者の行動予測を加味した考慮が必要 FRT 対策責任範囲と費用負担についてドイツの法律 SDL-W に 新 GridCode 適用に向けた経費負担の考え方を示してある Grid Code 策定への示唆 ( 必須 ) 最低限の要求を明確化すること Reactive Power か Voltage か等 その要求を満足する最も合理的な技術オプションを選択していけるよう 事業環境を整備すること Grid Code 技術的な評価要件に関する提案 電圧レベルと系統の強さに応じて マトリックスを作成し その中でそれぞれ求める要件を定めてはどうか つまり高圧で強い系統に対する要件は甘く その逆においては要件を厳しくするなど 結論的には 1. 系統側が最大限に風力発電のメリットを引き出しうるものである事 2. 何を最低限の要件とするか 評価指標の定義を明確化する事 3. 最低技術要件に応じた投資を求めること 4. 接続点において最も合理的な要件であるべき 5. 技術要件は 系統側 発電側双方にメリットがある形で最低要件を決定していくべき 以上が ENERCON としての提案 EWEA で作成している Grid Code は 1. 一般事項 2.1 定義 2.2 適用範囲 3. 静的運転 4. 動的運転 5. 制御と情報伝達 6. シミュレーションと認証 7. 運転実績の承認 からなっており それなりに合理的なものが出来てきていると自負 その他 ドイツには BWE FGH VDMA など多くの風力関係団体が存在する 更に Code に関しては 企業基準で中圧 低圧の Code があり ほぼ法に相当する SDLWindV の基準 法律である EEG が定める基準など多岐にわたる これらはそれぞれ Code の狙い 焦点が異なっているため相矛盾する記述があることも少なくない 風力と PV の Code に関しては ドイツの場合それぞれ違いがある これは先に述べた Code それぞれに関連する記載がある 高調波電流に関しては個別のタービンは制御するがそれらが重なって系統との接続点でどうなっているか 70

77 は シミュレーションはするが 把握できていない 実際とシミュレーションは異なっている事も多く これ自体が問題となっていないが ホットな話題では有る 電圧低下後の復帰に関しては電流を見ながら Wind Farm 内で順次カスケードに復帰するプロセスを取る 質問事項に対して ( 概要 ) 1. ガイドライン策定組織 ガイドライン制定の目的は何か? 技術要件を明確に定める事で それぞれの関係者が情報を共有できるようにすること ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) 国によって法制化されているところとそうでないところがある 先述 ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理機関はどこになるのか? ドイツでは 連邦組織 FAGBEG? と関係者団体のラウンドテーブルにおいて解決が図られる UK は パブリックコンサルテーションが中心 スペインは政府 (CNE) 送配電会社が策定しているガイドラインとの関係は? 電圧の違いなど技術要件が異なっている 今後は PV の増加などで配電者の要件の設定がますます重要になる ガイドラインの構成と規制内容は? 発電機の容量により連系する系統の電圧階級が定められているか? 規定されている 系統容量 発電設備容量との関係性が重要 ガイドラインで要求している設備仕様を満足しているかどうかについて 認証機関を活用しているのか? TSO が中心に行う ENERCON はタービンそのもの仕様を満たす Code の要件そのものが詳細でないため 詳細に調査する事はまれ ガイドラインにおいて 再生可能エネルギー発電に対して特別な規定を設けているか? ある 今後増えていくことは間違いない 風力発電 (FRT 機能等 ) については? 特別規定はある 住宅用太陽光発電 ( 逆潮流電力対策 ) 不明 ガイドラインで接続費用負担について規定しているか? Wind Farm と系統側の責任のラインをどこに引くかが重要 負担の考え方は国により 再生可能エネルギーの促進政策によるところも大きい ドイツでは追加費用負担は FIT を通して? 全電力ユーザーの負担になる ガイドラインに関する今後の課題は? 先述のとおり 2. 規制機関 ガイドライン制定の目的は何か? 先述の通り ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) 上の通り 現状のガイドラインは EU 指令第 5 条 ( 注 1) の規定に合致しているか? している ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理に介入できるか? できる メーカ 発電事業者 TSO 政治家 株主など関係者で随時議論を行っている 71

78 ガイドラインに関する今後の課題は? 先述のとおり ますます要件が厳しくなってくる 3. 瞬低について 主な原因は? 色々ある 先述のとおり 頻度は? TSO が詳細なデータを持っている 供給サイドと消費サイドそれぞれの一般的な対策は? 系統側の対策の問題 瞬低発生時の責任の所在は明確になっているか? 基本的に 設備の所有権によって責任のラインがひかれる 主な被害のデータを持っているか? ENERCON は風車への影響データは持っているが 系統全体はない 質問事項に関して ( 詳細 ): 先述のとおり ガイドライン制定の目的 ニーズ 改定経緯, 今後の改定予定 ガイドラインの位置づけ ( 強制力の有無, 法律との関係など ) 民間規程の有無とその位置づけ 概要 ガイドラインの構成と規制内容 ( 電圧変動, 周波数, 単独運転, 不要解列の防止, 高調波, 力率など ) ガイドラインに対する TSO 間 DSO 間の体制 ( 策定組織との関係 協定 ( 書 ) 連絡会議など) ガイドライン等における規制の内容 ガイドラインで要求している設備仕様を満足しているかどうかについて 認証機関を活用しているのか 先述のとおり 認証機関を活用している場合, どのような機関 ( 国営, 民間等 ) が行っているのか 英国 スペインも TSO 場合によっては研究機関などを使う事も 認証機関で認証している設備 ( 要件 ) はどういったものか ガイドラインの内容をすべてカバーできているのか? 不明 認証機関を活用していない場合, ガイドラインで要求する設備仕様を満足していることをどのように確認しているのか 不明 単独運転防止に関する規制の有無およびその内容 ドイツでは詳細は決まっていない 基本的に安全に寄与するが 系統側に対して ENERCON は保証はできない 単独運転検出装置の設置がガイドライン等で定められているか 定められている場合, どのような検出方式を採用しているか 島国では特に周波数制御が重要になるため 英国では G59 に定められていると思われる 基本的には時間当たりの周波数変動でもって検知する対応 ドイツでも配電事業者が気にしている点ではあるが 実用的にどうなっているかはわからない 同種の分散型電源は同一系統に複数連系する場合の規制の有無および有の場合の内容 不明 異種の分散型電源が同一系統に連系する場合 ( 風力と太陽光等 ) の規制の有無および有の場合の内容 72

79 パス 風力と PV の規制の違いに関しては先述のとおり ドイツでは策定する機関が異なっているため 一定の違いがある 再生可能エネルギーと蓄電池との併用に関する規制の有無およびその内容 現状では EU にはない UK では Inertia が必要かもしれない それに伴って Bonus 契約などがあるのではないか 電圧上昇抑制対策に関する規制の有無およびその内容 SDLWindV が新たな Code を策定している この中では 力率 無効電力 電圧に関する制御事項が明記されており 近日中に発効する 常時電圧変動に対する規制の有無およびその内容 無効電力制御でもって対策はしており モニタリングはしているが ENERCON としては 系統のインピーダンスが正確に把握できていないため 保証はできない 異常電圧 ( フリッカ, 高調波等 ) に対する規制の有無およびその内容 先述のとおり 同期発電機や誘導発電機を用いた発電設備等の低圧連系は逆潮流なしに限定されているか 逆潮流あり連系がルール上認められている場合, 単独運転検出についてどのように担保されているか 詳細規定はない 電圧と電力に関する規定があるのみ しかし 低容量の発電システムに対して FRT を要件化する動きはみられる 電気方式が異なる場合 ( 単 3 200V/100V の系統に単 2 200V で連系等 ) の規制の有無およびその内容 ( 例. 相間不平衡の許容値等 ) 300kW 以上は全て3 相 PV は 5kW 以下で単相があるが 5kW 以上は3 相 その意味で 送電系統において異相連系はほぼありえない 停電後の復電時に自動復帰機能を認めているか ( 例. 低圧連系のみ許容等 ) 認めている 風力発電所でも停電後 1 分程度で復帰していく ほとんどの国で認められているが ポーランドは系統の厳しい物理的要件から認められていない 海外における系統連系の状況等 集合住宅における太陽光連系の状況 ( 各戸連系が多いのか 共用部連系が多いのか等 ) 不明 ( そもそも集合住宅が少ない ) 分散型電源連系に伴う系統増強対策を実施する場合の費用負担の考え方 先述のとおり 再生可能エネルギー普及拡大に向けた対応状況先述のとおり FRT の質問に関して 全ての発電機に適応されているか? 会社にもよるがドイツは全て適応されている 要件の詳細は? シミュレーションなどをもとに議論される 基本的に TSO が求める系統の安定化要件に従う 技術的困難さは? 存在する 議論中 要件は国によって違うか? 異なっている FRT の移行期間を適用した事例は? 移行期間はあるか?: ある 2 年程度 73

80 要件開始前に認証を得た設備に対する猶予はあるか? 不明 既存設備に対する猶予はあるか? スペイン ドイツでは議論中 古すぎて対応できないものが問題 適用を猶予する条件は? 不明 既存設備に対してさかのぼって適用するか? さかのぼって適用する 困難な点は? 不明 さかのぼって適用する理由は? 不明 要件適合は認証機関を通して行っているか? 認証機関を通している どのような機関か? スペインなどは政府が確認する 他は規制機関や認証を受けた研究機関など どのようにして確認しているのか? シミュレーションの結果を参考にする 要件化の議論はあるか? オランダなどは議論をしているところにある なぜ要件化しないのか? コストの問題 FRT 以外に再生可能に特別は規定はあるか? ある 電圧制御など 同期発電機と異なるものがある 74

81 10. FERC 2011 年 1 月 19 日 9:30-13:00 面会者 MK Shean: RE に関するルール作りなどを所管 Bob Snow: 信頼性評価のマネージャー 資料 :FERC 概要紹介 アメリカの概況 アメリカの技術要件に関するガイドラインは Energy Act2005 に基づいており その中では 何を達成すべきか が記されており どのようにして達成するか は問うていない ひとつの指標が信頼性基準 基準の流れを規定しているが 実際のもっとも基礎的なものは NERC によって定義されたものとなる 詳細な仕様は関係者間の議論によって 地域毎 州毎に決まる アメリカには大きく分けて三つの電力網があるが たとえば西部は大半が水力であり テキサスは相対的に周波数制御に注力しているなど 状況も目標も異なっている Grid Code について もっとも基礎的なものは NERC が策定している Code になる この中にはいろんな事項が含まれており 5 年毎に見直されている 100kV 以上の設備が対象になる それ以下は 似ている部分があると思う 平行して運用されている 認証に関しては Order672 に規定がある 力率などの規定があるが FERC が認証をするかどうかは推奨規定に過ぎない 再生可能の特別規定に関しては FRT がある 適応の分類として発電機を Type1 Type3 Type4 などに分かれており 3,4 が非同期系詳細な要件はきまっていないが FERC 規定は定めている 目的を達成しうる物理的手段はいくらでもあるが 共通した議論があるわけではない 各地域 個別の議論にゆだねられている 基本的に全電源に適用される NERC の基準を参照するが FERC も Large generators agreement を策定しており その中で風力が例外となっている つまり NERC 基準の上に FERC の文書 (Large generators agreement や Open access Tariff) といったものがある構造 EU 指令が求めるものにも大まかには合致しているが アプローチの仕方が違う NERC 基準にはコスト負担の配分に関して記載はない コストの負担に関しては産業界と議論して策定されている FERC の二つの文書に関連記載がある FERC は規制に関して青写真を持っており コンセプトを提示している 詳細を FERC が規定するわけではないが 各地域で定められた規定の違反に関してはペナルティを課すことになる Code の遵守は自己申告ベースになるが 事業者 ISO NERC FERC となって承認されるプロセスはある 規制違反が発覚した場合は 罰金を取ることはあるが それ以上にその後どう変えていくかが重要 フロリダで大停電が起こったことがある 原因に関して調査を行ったが 罰することよりも 原因の究明と教訓として何を学ぶかに主眼を置いていた 紛争処理について 紛争処理に関しては NERC のガイドラインに記載があり 以下の段階がある 1. 事業者が問題を認識 2. NERC が基準に照らして状況を確認 3.NERC が主導して基準策定のプロセスに照らして問題解決を図る 4. 罰金が発生するような状況であれば まず地域内で解決をはかり 関係者と NERC で調整する 5. 75

82 調整が進まなければ FERC に話が回る 6. 最終的には最高裁判所が判断 (10 年ほどまえにそのような事例があった ) 地方の配電事業者の調査 および Code に関しては 州毎で議論 FERC は個々の配電事業者のトラブルには関与しない Code にも関係しない 瞬低に関して 関係者は気にしていると思う 大規模なものはケースバイケースだが基本的には 前日予測 季節予測などが重要 99% が配電レベルでの問題 それぞれの大規模系統の状況によるが 系統の安定化のため Dispatch しているのが現状 NERC で議論を始めている状況にあるが 電力の品質にかかる議論はまだまだ進んでいない 配電にかかる事業は連邦ではなく州が管理する事業である モニタリングセンターで情報は管理している 対策は種々あるが 基本的には事業者が自主的に対策手段をとっている 対策の中身は各州がおかれた状況による 質問事項関連 TSO と DSO とは関係がない 配電事業を TSO が持っている事例も多い 基本的には消費者のニーズで議論がなされるとともに 契約ベースの話になる 設備の認証は各ローカル企業が実施している FERC も認証に関して力はあるが ほとんど行使しない 単独運転検出の対策はバリエーションがある たとえば 自前で即対応するものと他の系統との連携で対応するものがある 貯蔵設備の導入は可能だが 規制として求めるものではない 設備増強に関する規定は Large Generator Agreement 内に記載あり 具体的には Availability の増加か 容量の増加の二通りの考え方がある 事業者が判断してコストに上乗せして回収する事はありうる FRT は実績次第 現在は全体に占める容量が大きくないため Retrofit にかかるコストもそれほど大きくないであろう 各事業者 地域の判断により トラブルのフィードバックを行っている カリフォルニアなどではより先進的な取り組みが進められている 現状はそれがうまくいっている 今後も技術革新とともに変わっていくだろう ただし 各設備 地域によって差異が生じないように FERC は監視しつつ関連規定を修正している しかし 新技術の導入は疎外しない その他 Smart Grid に関して議論しているが 主に情報管理などが中心 FERC は政府組織であり 議会の法律によって位置づけられている NERC は FERC が Code の基礎事項選定機関として選定したものである NERC の事業に関しては FERC は 3 年毎にレビューを行っている 他の政府機関とは それぞれとの MoU に沿って 議論 連携している 必要に応じてタスクフォースが組織され そこに加わる事もある 76

83 11. 海外電力調査会ワシントン事務所 2011 年 1 月 31 日 14:00-14:30 首藤所長 本田課長 アメリカの概況など ワシントンでは 配電トラブルからの復帰に時間がかかる ワシントンを見てもアメリカは電力に関する意識は日本より遅れている 原発の新設は雇用創出の観点からも歓迎されている 77

84 12. 東京電力ワシントン事務所 2011 年 1 月 31 日 15:00-15:30 松尾所長 永野副所長 唐澤氏 アメリカの概況など 2035 年に発電電力量の 85% をクリーンエネルギーにする目標を掲げている ただし クリーンエネルギーには原子力 再生可能 ( 風力 PV 一部熱) に加えてガス クリーンコールまでも含む事に注意 ( 雇用創出のために解釈を拡大かしているかもしれない ) 基本的にアメリカは自由市場であり 州によって状況が全然違う グリーンエネルギーによる雇用創出を目指しているが 政府赤字の削減によって再生可能関連予算の削減が懸念される 系統が全国で密接につながっているわけではない Code の技術要件は IEEE の規格が事実上の要件 政府の土地をリースして PV を置く事業を進めている リーマンショック前後で PV のプレイヤーが新興企業から電気事業者中心にシフトした アメリカの電力に関する意識は低い 周波数の制限も甘い ブラックアウトも多い 高品質な電力が必要な需要家は 自前で設備を持つ事で自衛しているのではないか 瞬低に関しては頻度はわからないが ちらつきを感じることはよくある 電力の品質確保以前のレベルであると感じる カリフォルニア州の状況は PV に近い より高い電力品質が求められるといった点で日本に近いので どのような取り組みをしているか興味がある 78

85 第 4 部系統連系技術要件ガイドライン研究会審議資料 79

86 資料 1 第 1 回系統連系技術要件ガイドライン研究会 議事次第 平成 22 年 11 月 26 日 10:00~12:00 経済産業省別館 511 共用会議室 1. 開会 2. 系統連系技術要件ガイドライン研究会の設置について 3. 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 4. 規制改革要望の内容 5. 閉会 配布資料 資料 1 議事次第資料 2 委員名簿資料 3 系統連系技術要件ガイドライン研究会の設置について資料 4 今後のスケジュール資料 5-1 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の状況資料 5-2 各国比較表資料 6 海外現地調査質問項目案資料 7 規制改革要望参考資料 1 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン参考資料 2 ガイドライン概要表 ( 電圧階級別 )

87 随行者1名事務局( 2名)中村委員 萩原委員 系統連系技術要件ガイドライン研究会 ( 第 1 回 ) 座席表 高鈴坂江石田(木本口川(川委委委委委近委員員員員藤員代 理 )平成 22 年 11 月 26 日 ( 金 ) 10:00~12:00 経済産業省別館 511 共用会議室荒員 豊馬委員 斎藤代理) 沼田 諸住委員 島村 吉川 大山 事務局委員長原子力安全 保安院電力安全課課長補佐 山口原子力安全 保安院電力安全課係長 日本電気協会電力需給 流通政策室 岩澤策室電力流511 共用会議室 課長補佐電力需給 流通政策企画室長政電力需給 流通 牧野 通企画係長

88 資料 2 系統連系技術要件ガイドライン研究会 委員名簿 ( 敬称略 ) 委員長大山力 横浜国立大学大学院教授 委員荒川忠一東京大学大学院工学系研究科機械工学専攻教授 石川忠夫江口政樹坂本光男鈴木和夫高田康宏豊馬誠中村知治萩原龍蔵諸住哲 財団法人電力中央研究所システム技術研究所需要家システム領域上席研究員 社団法人日本電機工業会 ( シャープ ( 株 ) ソーラーシステム事業本部ソーラーソリューション事業推進センターシステム開発部 ) 社団法人日本ガス協会エネルギーシステム部普及推進グループマネージャー部長 一般社団法人日本風力発電協会理事 ( 株式会社日立エンジニアリング アンド サービス新エネルギー本部 ) 日本小形風力発電協会 ( ニッコー株式会社執行役員住設環境機器事業部環境エネルギー機器部長 ) 電気事業連合会工務部長 社団法人日本電機工業会 (( 株 ) 日立製作所電力システム社電機システム事業部発電機システム本部自然エネルギー推進部兼電力システム社新エネルギー推進本部主管技師 ) 一般社団法人太陽光発電協会 ( 三洋電機株式会社エナジーソリューション事業統括部プロジェクト推進部ソーラーシステム技術課長 ) 独立行政法人新エネルギー 産業技術総合開発機構スマートコミュニティ部主任研究員 以上 11 名

89 資料 3 系統連系技術要件ガイドライン研究会の設置について 平成 22 年 11 月 26 日財団法人日本エネルギー経済研究所 1. 設置の目的 再生可能エネルギー等の分散型電源の系統への接続に当たっては 系統への接続 ( 系統連系 ) に関する電力品質の確保を図るため 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン で定める要件に合致していることが求められている 一方政府は 長期エネルギー需給見通し ( 再計算 )( 平成 21 年 8 月 ) において 導入補助金や新たな買取制度等により 太陽光発電の導入量を 2020 年に現状の約 20 倍 (2800 万 k W 程度 ) 導入する目標を掲げており 分散型電源の大量導入による系統への影響 ( 電力品質確保 ) について諸外国における現状把握並びに本ガイドラインとの比較検証を行う また平成 22 年 9 月に閣議決定された 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 ~ 円高 デフレへの緊急対応 ~ で示された 5 分野を中心とした需要 雇用創出効果の高い規制 制度改革事項 の中にも上記ガイドラインに関する要望が盛り込まれていることを踏まえ 同ガイドラインでの対応方法を含めた検討等も併せて行うものとする 2. 研究会の構成 委員長 大山力 委員 荒川忠一石川忠夫江口政樹坂本光男鈴木和夫高田康宏豊馬誠中村知治萩原龍蔵諸住哲 横浜国立大学大学院教授 東京大学大学院工学系研究科機械工学専攻教授財団法人電力中央研究所システム技術研究所需要家システム領域上席研究員社団法人日本電機工業会 ( シャープ ( 株 ) ソーラーシステム事業本部ソーラーソリューション事業推進センターシステム開発部 ) 社団法人日本ガス協会エネルギーシステム部普及推進グループマネージャー部長一般社団法人日本風力発電協会理事 ( 株式会社日立エンジニアリング アンド サービス新エネルギー本部 ) 日本小形風力発電協会 ( ニッコー株式会社執行役員住設環境機器事業部環境エネルギー機器部長 ) 電気事業連合会工務部長社団法人日本電機工業会 (( 株 ) 日立製作所電力システム社電機システム事業部発電機システム本部自然エネルギー推進部兼電力システム社新エネルギー推進本部主管技師 ) 一般社団法人太陽光発電協会 ( 三洋電機株式会社エナジーソリューション事業統括部プロジェクト推進部ソーラーシステム技術課長 ) 独立行政法人新エネルギー 産業技術総合開発機構スマートコミュニティ部主任研究員 1

90 オブザーバー 資源エネルギー庁電力 ガス事業部電力基盤整備課原子力安全 保安院電力安全課社団法人日本電気協会技術部長牧野政雄 事務局 日本エネルギー経済研究所 ( 経済産業省の委託調査として実施 ) 3. 検討項目 (1) 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定とわが国ガイドラインの比較検証 対象国 : ドイツ イギリス デンマーク スペイン 米国 検討項目 : 規定の枠組み 法的位置づけ 規定の対象範囲 重要項目の詳細規定内容 規定に係わる紛争処理方法 費用負担 * 対象国への海外現地調査を予定 (2) 規制改革要望等への対応 規制改革要望内容の精査 対応方法の検討 4. 予定 平成 22 年度内に合計で 4 回 ~5 回程度開催 5. 議事の取り扱いについて 本研究会及び配布資料 議事録は 原則として公開とする 2

91 資料 4 今後のスケジュール ( 案 ) 平成 22 年 11 月 26 日財団法人日本エネルギー経済研究所 第 1 回平成 22 年 11 月 26 日 10:00~12:00( 経済産業省別館 511 共用会議室 ) 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 海外現地調査でのヒアリング事項の検討 規制改革要望内容の検討 ( 関係団体の関連要望事項の整理 ) 第 2 回平成 22 年 12 月 17 日 14:00~16:00 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 2 海外現地調査でのヒアリング事項の検討 2 規制改革要望内容の精査 NEDO における単独運転検出 FRT への取組み状況 その他事業者プレゼン ( 希望者 ) ( 海外現地調査 1 月上旬頃を予定 ) 第 3 回 ( 平成 23 年 1 月後半頃 ) 海外現地調査報告 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の精査 規制改革要望等への対応案の検討 第 4 回 ( 平成 23 年 2 月頃 ) とりまとめ ((2) 規制改革要望等への対応 ) 第 5 回 ( 平成 23 年 3 月頃 ) とりまとめ ((1) 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定とわが国ガイドラインの比較検証 ) 検討の状況に応じて スケジュールが多少変更となる可能性がある

92 資料 5-1 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の状況 財団法人日本エネルギー経済研究所 1. 米国 (1) 電力系統の概要と再エネ政策 1 ハ ランス責任主体と連系状況 ( 出所 )NERC NERC Regions and Balancing Authorities - as of August 1, 2007 電源構成 (2008 年 ) 発電設備容量発電電力量 10% 1% 2% 20% 22% 31% 41% 49% ( 出所 ) エネルギー省情報統計局 Electric Power Annual 原子力石炭ガス石油混合燃料他風力太陽光バイオマスその他再エネ水力 再生可能エネルギー発電政策と系統対策 州により取組みは異なる RPS 制度 州 固定価格買取制度 6 州 ネットメータリング (( 注 1) 1) 州 東部系統風力統合調査 (2010/1) 及び西部系統風力 太陽統合調査 (2010/5) を通じて長期的な対策を検討 連邦エネルギー規制委員会は再生可能エネルギーの大規模統合に向けて以下の検討を行うと公表 データ 報告要件 ( 予測手法を含む ) 可変スケジューリング及び正確なスケジューリングへのインセンティブ 先渡市場構造と信頼度関与 バランス責任主体 ( ( 注 2) 2) の規模と調整 予備力の適合性 容量権市場の改革 再給電と抑制 ( 注 1) ネットメータリング : 余剰電力を系統に供給する場合 供給した分だけ系統からの購入電力のメータを戻すことができる制度 ( 余剰電力を 電力会社が電力料金と同価格で買取る ) ( 注 2) バランス責任主体 : 事前の供給計画 バランシング責任者の区域内での需給バランス維持 及びリアルタイムでの連系周波数維持に責任を有する者

93 連邦信頼度基準 連邦発電連系オーダー RTO 連系マニュアル技術標準要件 州規則 1. 米国 (2) 系統連系技術要件ガイドラインの位置づけ 米国における基準は連邦と州とで重複している領域が多い 信頼度基準 オーダー 2003 大規模発電所の標準連系協定 手続 オーダー 2006 小規模発電所の標準連系協定 手続 オーダー 661 大規模風力発電所の標準連系協定 手続 PJMマニュアル14D: 発電運用要件基準 1547 電力系統システムへの分散型供給源の連系 電力規則 21 規則名 公益事業委員会規則 分散型発電連系 NERC( 電力信頼度機関 ) 連邦エネルギー規制委員会 ( 独立規制機関 ) 連邦エネルギー規制委員会 ( 独立規制機関 ) 連邦エネルギー規制委員会 ( 独立規制機関 ) PJM RTO 規則制定者 IEEE( 電気電子学会 ) *2005 年エネルギー政策法で州公益事業委員会が従うべき基準と指定された カリフォルニア公益事業委員会 テキサス公益事業委員会 概要 2 主として送電部門の安定運用に求められる基準 2 万 kw 以上に適用される発電所系統連系の標準協定 手続 2 万 kw 未満に適用される発電所系統連系の標準協定 手続 2 万 kw 以上の風力発電所に適用される発電所系統連系の標準協定 手続 RTOシステムと接続するために発電者に求められる要件自家発を含む分散型発電の系統連系に際しての原則と要件 自家発を含む分散型発電 (1 万 kw 以下 ) の系統連系に際しての原則と要件 (IEEE1547 に基づき制定 ) 自家発型分散型発電 (1 万 kw 以下 ) の系統連系に際しての原則と要件 私営電力会社の定める系統連系要件は州公益事業委員会の定めに従って制定されている RTO 設置地域では別途 RTO システムと接続するための要件を遵守するマニュアルに従って手続を進める必要がある 2. ドイツ (1) 電力系統の概要と再エネ政策 3 送配電系統運用者 主要送電系統 再生可能エネルギー発電政策と系統対策 amprion transpower EnBW TNG 50 Hertz Transmission ( 出所 )VDN Facts and Figures - Electricity Networks in Germany in % 発電設備容量 11% 15% 33% 電源構成 (2009 年 ) 14% 7% 発電電力量 44% 23% 原子力石炭ガス石油混合燃料他風力太陽光バイオマスその他再エネ水力 1991 年電力供給法により売電価格の一定比率で買取を義務づけ その後 風力発電が集中的に立地した地域の負担が大きくなり地域格差が顕在化したため 2000 年に再生可能エネルギー法を策定 この法律により 買取に伴う負担費用を平準化し 固定価格での再生可能エネルギー電気の買取を電力事業者に義務づけ 電気事業法に基づき 以下の系統対策を発動することが可能 送電系統の切替などの系統側対策 需給調整契約を締結した需要家の負荷制限などの市場対策 最終手段として 風力等再生可能エネルギーの出力抑制 抜本的対策には 送電系統の増強が必要だが 高コストかつ住民の強い反対 (NIMBY) もあり 見通しは不透明 ( 出所 ) 再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第 2 回資料 ( 平成 22 年 1 月 28 日 ) ( 出所 )ENTSO-E System Adequacy Retrospect

94 2. ドイツ (2) 系統連系技術要件ガイドラインの位置づけ 4 ドイツの再生可能エネルギー発電の系統連系に関係する法律は以下の通りである 法律名 Energy Industry Act(EnWG: エネルギー産業法 ) Renewable Energy Sources Act (EEG: 再生可能エネルギー源法 ) 該当条文 IV. 系統アクセス及び送電線 V. 再生可能エネルギー源の推進 セクション 5 接続 セクション 6 技術的及び運用要件 セクション 9 系統拡張 主内容 再生可能エネルギー 熱供給に供されるコージェネの系統連系拒否の立証責任は送電会社にあること 第三者アクセス条件を自己組織化する業界合意のガイドラインの適用 ( 紛争処理での使用 ) 等 再生可能エネルギー法に従った取扱いをすること 系統運用者は技術的 経済的に好ましい連系点を選定すること 発電設備設置者は連系点を選択できること 等 100kW を超える発電設備は 過負荷時に遠隔的に出力抑制可能とすること 経済的に非合理的な場合を除き 再生可能エネルギー電気の購入を保証するため系統を最適化すること 等 エネルギー産業法に基づき 業界合意のガイドラインが以下のように定められている 規則名 送電コード 中圧発電連系ガイドライン 規則制定者 VDN( ドイツ電力ネットワーク協会 ) BDEW( エネルギー 水協会 ) 概要 送電系統への接続及び運用における最小限の要件を取りまとめたもの 風力発電 水力発電 コージェネレーション 太陽光発電の連系要件を定めたもの 3. スペイン (1) 電力系統の概要と再エネ政策 主要送電系統 再生可能エネルギー発電政策と系統対策 5 ( 出所 )REE The Spanish electricity system Summary 電源構成 (2009 年 ) 発電設備容量発電電力量 8% 19% 12% 14% 12% 20% 32% 40% 原子力石炭ガス石油混合燃料他風力太陽光バイオマスその他再エネ水力 固定価格買取制度は 1994 年の国家電力市場再編法にて初めて規定 またプレミアム価格買取制度は 1999 年の政令 (Royal Decree) により導入された 再生可能エネルギー導入目標は 2020 年までに風力発電容量を 4,000 万 kw kwと 年間最大需要相当まで増やす計画 業界の系統対策 年より系統連系要件に Fault-Ride-Through 能力能力 ( 系統系統不安定時に一斉解列を起こさない能力 ) の具備を追加 年に系統運用者が 1 万 kw kw 以上の再生可能エネルギー発電等に対する 制御センター新設 系統事故に伴う風力発電の停止量を予測計算し それにより連系線の遮断が生じないよう 集中的に風力発電の出力を制限している この出力抑制に対する補償は行わない 導入目標達成のために必要な送電線建設は 系統運用者が投資を行う 託送料金に乗せて回収するため 最終的には需要家負担になるなる 政府の取組 新規送電線建設や電力貯蔵設備 ( 揚水発電等 ) の建設の建設 ( 出所 ) 再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第 2 回資料 ( 平成 22 年 1 月 28 日 ) ( 出所 )ENTSO-E System Adequacy Retrospect

95 3. スペイン (2) 系統連系技術要件ガイドラインの位置づけ 6 スペインの再生可能エネルギー発電の系統連系に関係する法律は以下の通りである 法律名 Spanish Electric Power Act( 電気事業法 ) 管理責任と電気計画に関する一般規定第 1 章 第 3 項 ( 監督責任 ) 発電第 2 章 第 27 項 ( 特別管理体制 ) 第 23 追加事項 該当条文 主内容 特別管理体制の下で 再生可能エネルギー導入を促進 50MW 以下の発電設備に関する特別管理体制を定める REE(Red Eléctrica de España) の創設と役割について定める 電気事業法に基づき 業界合意のガイドラインが以下のように定められている 規則名 電力系統の運用手続き (P.O ) 風力発電の瞬時電圧低下に関する必要条件 (P.O.12.3) 電力系統設備に適用すべき手続き (P.O.1.1~8.1) 規則制定者エネルギー局エネルギー局エネルギー局と鉱物資源局 概要 電力系統に関する運用手続きを記す ( アクセス申請 最低条件 設計基準と点検事項など ) 瞬時電圧低下に対し電力供給の連続性を保証するため 様々な特殊方式の生産設備が満たすべき条件を定める 電力系統運用 接続設備に関する要件を規程 ( 運用システム 適用範囲 アンシラリーサービス 送配電網の運用など ) 4. イギリス (1) 電力系統の概要と再エネ政策 7 主要送電系統主要発電所の分布 ( 出所 )National grid GB Seven Year Statement 2010 電源構成 (2009 年 ) 発電設備容量発電電力量 5% 13% 2% 19% 原子力石炭ガス石油混合燃料他 28% 風力 45% 28% 太陽光 35% バイオマス その他再エネ 水力 ( 出所 )DECC Energy Statistics 再生可能エネルギー発電政策と系統対策 2002 年度より RPS 本制度を導入 販売電力のうち一定比率について 再生可能エネルギーによる調達を義務づけ ( 罰則あり ) 英国政府は 2009 年 7 月 国家計画 英国再生可能エネルギー戦略 (RES) を発表 RES では 英国に求められる 15%( 電力量換算で年間約 2,400 億 kwh) の約半分に相当する 1,170 億 kwh を電力部門 残りを熱供給部門と輸送部門に割り当て 2010 年 4 月から 5,000kW 以下の小規模電源 (( 太陽光 バイオマス 風力 水力 地熱 燃料電池等, 及び, 50kW 以下のコジェネレーション )) に FIT FITを導入 他は Renewable Obligation(RPS) を継続 業界の系統対策 小規模の再生可能エネルギーの導入拡大と スマートメーターの設置を機にスマートグリッド先進国を目指す 送電会社とガス導管網会社の合併 配電会社間の資本統合や経営統合等に再編が進展 英国の送電系統運用事業者ナショナル グリットは 特別な対策なしで現状の設備計画により 1300~1500 万 kw kwまでの風力発電の系統接続は可能としている 大量の再生可能エネルギー電源を受け入れられる専用系統を作るプロジェクトである (RPZ) (RPZ) を推進を推進 ( 出所 ) 再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第 2 回資料 ( 平成 22 年 1 月 28 日 ) 海外電力調査会 英国の電気事業 海外諸国の電気事業 東京電力 欧州における風力発電の現状

96 4. イギリス (2) 系統連系技術要件ガイドラインの位置づけ 8 イギリスの再生可能エネルギー発電の系統連系に関係する法律は以下の通りである 法律名 Electricity Act 1989 ( 電気事業法 ) Utilities Act 2000 ( 公共事業法 ) Energy Act 2004 ( エネルギー法 ) Energy Act 2010 ( エネルギー法 ) 該当条文 第 1 章 第 32 条再生可能エネルギー発電の接続に関する義務 第 1 章 規制について第 4 章 第 62~67 条 再生可能エネルギー発電に関して 第 2 章 持続可能かつ再生可能なエネルギー源について 第 3 章 電気 ガス市場の規制に関して 主内容 再生可能エネルギー発電設備を系統に接続する際の設備要件を求めることを規定 ガス事業と電気事業に関する独立規制機関 ガス 電力市場委員会 (GEMA) の設置に関して規定 1989 年電気事業法の改定にかかる法令運用手順の変更などを記述 再生可能エネルギーに関して 地域レベルでの開発 発電設備に関する法の適用事項 設備の安全地域の確保 RO に関して規定 電力 ガス市場に関する規制事項を規定 更に 1989 年電気事業法の改定 電気事業法に基づき 業界合意のガイドラインが以下のように定められている 規則名 配電コードとコードに関するガイド 規則制定者 DNO( 配電ネットワーク事業者 ) 概要 規則の適用範囲 規制委員会の位置付けに加えて 今後の計画及び接続時の基準 運用時の基準 接続時の登録情報 紛争処理に関して規定 5. デンマーク (1) 電力系統の概要と再エネ政策 9 主要送電系統 ( 既存 ) 5% 24% 13% ( 出所 )Energinet.DK Kabellægning af de regionale højspændingsnet 0% 発電設備容量 4% 54% 電源構成 (2008 年 ) 原子力 発電専用 コジェネ 小規模 自家発 風力 太陽光 バイオマス その他再エネ 水力 主要送電系統 ( 将来 ) 19% 19% 発電電力量 ( 出所 ) Danish Energy Agency Energy statistics 2008 ( 注 ) 石炭 ガス 石油 混合燃料田 バイオマス その他 その他再エネの設備容量は発電専用 コジェネ 小規模に分類される 0% 48% 原子力 石炭 ガス 石油 混合燃料他 風力 太陽光 バイオマス その他再エネ 水力 再生可能エネルギー発電政策と系統対策 再生可能エネルギー促進法 ( 法 27 27の 年 月 ) が制定されている 政府は 2011 年に総エネルギー消費量の 20% 2020 年までに最終エネルギー消費の 30% を再生可能エネルギーで賄う目標を掲げている 2008 年 2 月より 風力 バイオマス バイオガス 廃棄物導入に対する支援を拡充 CO2 税の引き上げを含めたエネルギー税制改革 更に太陽光発電モジュール 波力 ガス化技術の開発を支援 業界の系統対策 洋上風力向け大規模変圧設備の設置 遠隔操作が可能なファームコントローラの設置 電力補完設備の設置 系統接続時のシミュレーションの実施 送配電網の地中化 ( 出所 )Danish Energy Agency(ENS) HP 海外電力調査会 海外諸国の電気事業 ( 第二編 )2010

97 5. デンマーク (2) 系統連系技術要件ガイドラインの位置づけ 10 デンマークの再生可能エネルギー発電の系統連系に関係する法律は以下の通りである 法律名 ovbekendtgørelse nr. 286 af 20. april 2005 (2005 年電力供給法 ) Lov om Energinet.dk (Energinet.dk に関する法律 ) 該当条文 主内容 電力の安定供給 国内経済と環境の安定を達成するとともに 消費者が安価な電力にアクセス可能にする事を目的とする 系統運用者が果たすべき義務を規定 電力 ガスインフラの監督主体として独立公益企業 Energinet Danmark の設立を規定 Electricity supply bill (1999 年電力供給法 ) Lov nr af 27. december 2008 om fremme af vedvarende energi.( 再生可能エネルギー発電促進法 ) 第 4 章第 11 章 電力供給系統の接続などに関して規定 エネルギー規制局 (DERA) の設置 風力発電設備の系統接続に関する規制 風力発電設備の技術的安全要件に関して規定 エネルギー産業法に基づき 業界合意のガイドラインが以下のように定められている 技術規制 市場規制 規則名 規則制定者 Energinet.dk Energinet.dk 概要 システム要素 グリッド接続 グリッド設備 システム運用者 データ保護 供給者の変更 負荷情報の測定に関して規定 電力市場の原則 市場アクセス バランス責任 市場のバランス 告知とスケジュールの扱い メーターの設置 電力メータの技術要件 グリーン発電設備の設置 電力情報に関する情報交換に関して規定 < 参考 > 欧米の電気事業体制 (1) 米国 PJM エリア供給体制 (RTO( 地域の例 ) フロリダ州供給体制 ( 非自由化地域の例 ) 11 発電部門 送配電部門 発電会社 発電会社 PJM エネルギー市場 送配電部門 発電部門 American Electric Power Commonwealth Edison PECO Energy Virginia Electric and Power 等 卸電力取引は相対取引で実施 IPP Florida Power & Light Progress Energy Florida 等 ( 主として私営 ) 小売部門 小売会社 小売会社 小売部門 公営 協同組合営 需要家 需要家 需要家 需要家 需要家 ( 注 ) 一部で相対契約は行われている PJM RTO はエネルギー市場 ( 一日前 リアルタイム市場 アンシラリーサービス市場等 ) の運営を通じて 系統運用を実施 広域送電計画策定プロセスを通じて 送電計画を策定 PJM RTO に加入しないと電力供給に参加できない PJM RTO は様々なルールを制定しており 市場参加者は遵守義務あり フロリダ州では Florida Power & Light Progress Energy Florida 等の私営電力会社 5 社が小売供給の 7 割強を占めている 各電気事業者が供給エリアに対して小売供給を実施している なおオーダー に基づく送電線の第三者アクセス開放義務の対象 FRCC という地域信頼度協会が信頼度維持のため各社の調整を実施 * 送電部門は連邦に規制権限があり 小売自由化を含む各地域の供給体制は州に規制権限がある

98 < 参考 > 欧米の電気事業体制 (2) 欧州 12 北欧の供給体制 ドイツの供給体制 発電会社 (Statkraft Vattenfall Fortum 等 ) 発電部門 発電会社 長期相対 入札 取引所 (Nord Pool) ( スポット 当日 先物等 ) 送電会社 (Statnett Svenska Kraftnät Fingrid Energinet.dk) 小売会社 (Vattenfall Fortum 公営等 ) 入札 送電会社 (EnBW Transportnetze transpower stromübertragungs Amprion 50Hertz Transmission) 小売部門 入札 取引所 (EEX) ( スポット 当日 先物等 ) 入札 小売会社 ( 公営等 ) ( 注 )E.on の送電会社であった transpower はオランダの送電会社 Tennet へ売却 Vattenfall Europe の送電会社であった 50Hertz はベルギーの送電会社 Elia へ売却 需要家 需要家 需要家 需要家 北欧は各国の送電会社が協調して国際電力取引所 Nor Pool を設立 各国に送電会社が設立されている 各国とも全面自由化実施済み ( ノルウェー 1991 年 スウェーデン 1996 年 フィンランド 1997 年 デンマーク 2003 年 ) ドイツは 4 大電力会社が発電 8 割 送電 10 割 小売 5 割程度を占める 公営事業者が多数 電力取引所 EEX が設立されている ( 独立系 ) 1998 年に全面自由化実施済み *EU 加盟国は EU 電力指令を国内法化する義務があるが 指令の解釈権限は各国に帰属する

99 1. 電源構成 2. 関連規制 各国比較の概要資料 5-2 国名 英国 ドイツ デンマーク スペイン 米国 発電電力量の構成天然ガス :176,748GWh 石炭 :126,699GWh 原発電電力量 6,312 億 kwh 2007 年 火力 (31,956GWh) 風力(7,173GWh) 水力 2006 年 火力 (150,562GWh) 原子力(60,125GWh) 水発電電力量 3 兆 9,531 億 kwh (2009 年 ) 子力 :52,486GWh 水力 :9,257GWh(2008 年 ) 石炭 46.0% 石油 1.5% ガス 13.9% 原子力 23.5% (28GWh) 水力 3.3% 再エネ 11.8% 力 (29,050GWh) その他(62,694GWh) 石炭 44.6% 石油 1.0% ガス 23.6% 原子力 20.2% 水力 6.9% 再エネ 3.6% 再生可能エネルギ水力 :9,257GWh 風力 :7,097GWh バイオガス: 発電電力量 742 億 kwh 2007 年 風力 (7,173GWh 3,124MW) 水力(28GWh 2006 年 風力 (22,377GWh 11,688MW ) 小水力発電電力量 708 億 kwh (2009 年 ) ー発電導入量 ( 電 5,323GWh 固体バイオ燃料 :2,767GWh 廃棄物太陽光 6.0% 風力 54.7% バイオマス 39.4% その他 9MW) ( 3,720GWh 1,739MW ) バイオマス その他風力 50.1% バイオマス 23.6% 地熱 10.8% 太陽光 熱 0.6% 源種別 ) 燃料 :2,871GWh 太陽光 :17GWh 0.0% (2,463GWh 601MW) 廃棄物 (2,735GWh 581MW) エネルギー事業法 2010 年エネルギー法 (Energy Act 2010) 1989 エネルギー事業法 (2005 年 7 月発効 2008 年 10 月改エネルギー 環境に関する法律は 各トピックス毎に法律が分電気事業法 (Act 54/1997)(1997 年電力法 ) 炭化水素法連邦動力法 (1935 年成立 ) 年電気事業法 (Electricity Act 1989) 2000 年公共正 ) 割されている 代表的なものとして (Act 34/1998) 事業法 (Utilities Act 2000 (c.27)) 1998 年競争 2005 年電力供給法 ( 連結法 20の 年 4 月 ) 2005 年 促進法 (Competition Act 1998) ガス供給法 ( 法 20 の 年 4 月 ) 再生可能エネルギ Renewables Obligation(RO 法 ) Climate Change 再生可能エネルギー法 (2009 年 1 月発効 ) 再生可能エネルギー促進法 ( 法 27 の 年 12 月 ) 再生可能電源に係る特別制度 (2004 年政令第 436 号 ) 再エネルギー政策法 (2005 年成立 ) ー発電促進にかか Levy( 気候変動税 ) わる法律 生可能電源に係る FIT(2007 年政令第 661 号 ) 新建築技 RPS 法 (29 州政府及び DC 政府 ) 術法 (2006 年政令 314 号 ) 3. 系統連系規則名 The Distribution Code and the Guide to the TransmissionCode 2007( 高圧に適用 ) 技術規制と市場規制 一般制度 ( 電力法第 4 編 ( 発電 ) 第 1 章 ) 特別制度( 同 2 [1] 18 CFR Part 35 : Interconnection for Wind Energy ( 連邦政府 ) 技術要件ガ Distribution Code of Licensed Distribution Network Generating Plants Connected to the Medium-Voltage 章 ) P.O 送電網へ新設備を接続するためのアクセ [2] California s Electric Rule 21( カリフォルニア州 ) イドラインに類する規則 Operators of Great Britain Network( 中圧に適用 ) ス申請 P.O 送電網へ接続された設備 : 設計 機器 [3] PUCT Rules and ( テキサス州 ) 機能と安全 および運転開始に関する最低限の条件 P.O 送電網の設備 : その機器と運転開始に関する設計基準 最低条件 および点検 規則の法的位置づ Ofgem の認可した事業者 (Distribution Network 関連業界の合意規則 ( エネルギー事業法において自電力供給法とガス供給法の下で電力 ガス送配の効率的運用 1997 年電力法 炭化水素法 (Act 34/1998) の下で電気 ガ [1] 連邦政府の行政法 け Operators DNO) による自主基準 主的規制の有効性に関する規定あり ) を担うための主体として Energinet Danmark を設立 規則のスなどエネルギー全般に責任を負う 2000 年 12 月 1 日の [2] 州の定める規則 細目は EnerginetDanmark が決定 勅令 1955 号の下で 系統運用手続き P.O P.O. [3] 州の定める規則 12.2 および P.O.13.3 が示されている 規則を管轄する組 Utility Act 2000 Section 1 に基づき 2000 年に BDEW( ドイツエネルギー 水道産業協会 ) 国営送電 送ガス系統運用者 (TSO) である Energinet.dk エネルギー規制委員会 (CNE) 各自治体の関連組織 [1] 連邦エネルギー規制委員会 (FERC) 織名 ( 組織の位置 The Gas and Electricity Markets Authority (Ofgem) REE が送電網を管理 (1997 年電力法により役割を規定 ) [2] カリフォルニア公益事業委員会 (CUPC) づけ ) が設立 [3] テキサス公益事業委員会 (PUCT) 4. 規則の概規則を構成する主総則 ( 規則の適用範囲 規制委員会の位置づけ ) 高圧ガイドライン 技術規制 ( システム要素 グリッド接続 グリッド設備 システム P.O 送電網へ接続された設備 : 設計 機器 機能と [1] 低電圧ライドスルー能力 出力補正係数基準 iscada 能力 風力発電に適用される手続 要 要項目 計画及び接続時の基準 ( 設計基準 接続要件 発 1. はじめに 2.DSO との協調の下での TSO の責任の運用者 ) と市場規制 ( 電力市場の原則 市場アクセス バランス安全 および運転開始に関する最低限の条件 規則 電設備に要求される仕様 ) 適用 3. 接続条件 4. 系統利用 5. システムサービス 責任 市場のバランス 告知とスケジュールの扱い メーター 1. 目的 2. 適用範囲 3. 一般的考察 4. 送電網への接 [2] 省略 運用時の基準 ( 需要予測 運転計画 管理 連絡及 6. 系統計画策定 7. 系統運用計画 管理 8. 概説 9. 略字の設置 電力メータの技術要件 グリーン発電設備の設置 電続 5. 設計と機器の必要条件 6. 機能条件 7. 送電網に [3] (a) 適用範囲 (b) 目的 (c) 用語の定義 (d) 利用規約 (e) 解列と再連系 (f) 追加料 び情報共有 ) と用語 10. 参照 11. 付属書 力情報に関する情報交換 ) データ保護 供給者の変更 負荷接続された新設備の運転開始 金 (g) ネットワークでない分散電源の連系前調査 (h) 分散電源のネットワーク連系 (i) ネットワ 接続時の登録情報 ( 登録手順 責任 情報の種類 ) 中圧ガイドライン 1. 一般原則 2. ネットワークへの接続 3. 設備設計 4. 測定 5. 設備の運用 6. 電力特性の確認 付属書 各社が定めている接続要件規則と重複する内容が多いのが特徴 情報の測定 運用手続きの詳細は P.O. 1.1~P.O. 8.1 で規定 ーク連系の事前調査 (j) 分散電源計画に関する情報提供 (k) 機器の事前認可 (l) コンタクト パーソンの指名 (m) 連系のタイムスケジュール (n) 報告義務 (o) 紛争 (a) 目的 (b) 一般規則 (c) 干渉保護のための規則 (d)50kw 以下単相の発電機に係る規則 (e) 三相機器に係る規則 (f) 記載なき事項について (g)60 サイクル以下との並列機器に係る規則 (h) 検査及び立ち上げ試験 (i) 運転試験等 (j) メータリング 周波数許容範囲 通常 Hz 49.0Hz~50.5Hz( 平常時 ) 47.5Hz~51.5Hz( 緊急時 ) 11kW 以下の発電設備 :(EN50438 Annex A に準拠 ):47.0Hz 49.85Hz~50.15Hz( 平常時 ) [2] 59.3Hz~60.5Hz 保護装置作動条件 (DPC 参照 ) 周波数低 :47.0~47.5Hz 20 秒以上 ~53.0Hz ( 通常時 ) 解列条件は以下の通り 49.5Hz で負荷が 100% 中 50% 以下 49.3Hz で負荷が [3] 59.3Hz~60.5Hz 保護装置作動不可 :47.5~51.5Hz 0.5 秒以上周波数高 :51.5~52.0Hz 90 秒以上 1.5MW 以上の火力発電設備 :49.0Hz~50.5Hz 1.5MW 以 100% 中 50% 以上残る 49Hz で負荷が 100% 中 15% 脱下 11kW 以上の火力発電設備 :49.0Hz~50.5Hz 11kW 以上落 48.7Hz で負荷が 100% 中 15% 脱落 48.4Hzで負荷が の25kW 以下の風力発電 :47Hz~52Hz 25kW 以上の 25MW 100% 中 10% 脱落 48.0Hz で負荷が 100% 中 10% 脱落以下の風力発電 :47Hz~52Hz 25MW 以上の風力発電 : 49.7Hz~50.3Hz 電圧許容範囲 保護装置作動条件 (DPC 参照 ) 380kV:360kV~420kV( 平常時 ) 350kV~440kV( 緊 11kW 以下の発電設備 (EN50438 Annex A に準拠 ):230V± 400kV:375kV~435kV( 平常時 ) 最大 435kV 最小 375kV [2] 106V~132V 電圧低 :-20% で 0.5 秒以上 -13% で2.5 秒以上 急時 ) 325kV 解列 10% 1.5MW 以上の火力発電設備 :400kV:360kV~420kV 220kV:200kV~245kV( 平常時 ) 最小 200kV [3] 108V~126V 電圧高 :+10% で1.0 秒以上 +15% で0.5 秒以上 220kV:210kV~245kV( 平常時 ) 193kV~253kV( 緊 150kV:146kV~170kV 1.5MW 以下 11kW 以上の火力発電 急時 ) 185kV 解列 設備 :20kV:±5% 15kV:±5% 11kW 以上の 25kW 以下の 110kV:100kV~123kV( 平常時 ) 96kV~127kV( 緊風力発電 :-10%~+6% 25kW 以上の 25MW 以下の風力発 急時 ) 93kV 解列 電 :-10%~+6% 25MW 以上の風力発電 :-10%~+10% 再生可能エネルギ 設備容量 5MW 以上 またはスコットランドの容量決定 洋上再生可能エネ発電の接続 遠隔操作が可能なファームコントローラーの設置 電力補完設運用手続き 12.3 風力設備の瞬時電圧低下に対する対応 [1] 風力発電について 低電圧ライドスルー能力 出力補正係数基準 SCADA(Supervisory ー発電特有の規則 1MW 以上の再生可能電源の運転情報は 直接 (FRT については 風力発電の事例紹介で可能性を検備の設置 系統接続時のシミュレーション結果の提出 に関する必要条件 Control and Data Aquisition) 能力及び手続規則に関する基準あり の有無 概要 DNO に報告のこと の記載あり (DOC2.4.1 討と言及するのみ ) P81) [3] 再生可能エネルギーによる自家発電は分散電源とは見なさない ( 省エネルギーとみなす ) との規則あり 費用負担に関する ( 確認できず ) なし 風力設置にかかるコストは 風力発電設備保有者と系統運用者なし [2] 発電側 系統側が合意の上 それぞれ負担する 記載の有無 概要 で項目別にそれぞれ負担 [3] 分散電源設備保有者 系統事業者それぞれのコストの試算に関するガイドラインあり 5. 規則の紛紛争処理の概要 設備の所有者と DNO との間で合意に達しなかっエネルギー事業法で反トラスト法に基づいて紛争処理エネルギー規制局 (DERA :Danish Energy Regulatory CNEが紛争処理業務を担う 特に電力部門に関しては 経 [2] プロジェクト ミーティングによる解決 Rule 21 Section G による解決 CUPC による解決 争処理 たときは その紛争に関しては DNO に決定権がが行われると記載 Authority): 主な任務は 電力市場の透明性の確保 送配電料済的な問題 技術的問題 輸送システムに係る問題に関すの 3 種 ある (DOC P118) 金および系統接続料金の規制 監督 独占事業者に関する最終る紛争処理を担う 需要家の不満の審理 解決など 電力供給法 89 条 91 条に基づき エネルギー上訴委員会に申し立てることができる [3] PUCT 顧客保護部もしくは電気事業部にて解決する

100 海外現地調査質問項目案 資料 4-2 ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所 1. ガイドライン策定組織 ガイドライン制定の目的は何か? ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理機関はどこになるのか? 送配電会社が策定しているガイドラインとの関係は? ガイドラインの構成と規制内容は? 発電機の容量により連系する系統の電圧階級が定められているか? ガイドラインで要求している設備仕様を満足しているかどうかについて 認証機関を活用しているのか? ガイドラインにおいて 再生可能エネルギー発電に対して特別な規定を設けているか? 風力発電 (FRT 機能等 ) 住宅用太陽光発電 ( 逆潮流電力対策 ) ガイドラインで接続費用負担について規定しているか? ガイドラインに関する今後の課題は? 2. 規制機関 ガイドライン制定の目的は何か? ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) 現状のガイドラインは EU 指令第 5 条 ( 注 1) の規定に合致しているか? ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理に介入できるか? ガイドラインに関する今後の課題は? 3. ENTSO-E ( 注 2) 新しい発電の系統連系要件ガイドラインを策定することになった理由は何か? 各国の特殊事情を踏まえ どの程度のガイドラインの標準化を行うのか? ( 注 1)EU 指令第 5 条は 技術的規則を定めており 加盟国が定める規制機関又は加盟国は 保安原則を定義し そして最小限の技術的設計及び発電設備 配電系統 直接接続する需要家設備 国際連系線及び直営線の系統への接続にかかわる運用要件を構築する技術規則が構築及び公表されるようにしなければならない それら技術規則はシステムの相互運用性を確保し 客観的で非差別的取り扱いとなるものであるものとする とされている 国際電力取引規則第 8 条で発電所の接続条件も技術的規則に含まれる内容とされている ( 注 2) 現在 ENTSO-E では Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators という共通の技術的要件を策定中

101 < 参考 > 訪問先候補一覧 国 都市 訪問先候補 業務 発電所連系要件を設フレゼンシア Energinet.dk 送電会社デンマーク定 コペンハーゲン DERA 独立規制機関 発電所連系監視 発電所連系要件ガイドベルリン BDEW 民間業界団体ドイツラインを設定 ベルリン 50Hertz Transmission 送電会社 発電所連系を受付け ベルギー ブリュッセル ENTSO-E 送電運用者協会 欧州共通の技術規則を検討 発電所連系要件を設マドリッド REE 送電会社スペイン定 マドリッド CNE 独立規制機関 発電所連系監視 イギリス 米国 ロンドン Energy Networks Association 送配電会社協会 発電所連系要件ガイドラインを設定 ロンドン OFGEM 独立規制機関発電所連系監視 ワシントン DC FERC 独立規制機関 ( 連邦 ) オースチン PUCT 独立規制機関 ( 州 ) 発電所連系要件ガイドラインを設定発電所連系要件ガイドラインを設定 資料 4-2 以上

102 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 について 平成 22 年 9 月 10 日閣議決定 新成長戦略実現に向けた3 段構えの経済対策 を別紙のとおり定める

103 ( 別紙 ) 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 ~ 円高 デフレへの緊急対応 ~ 平成 22 年 9 月 10 日 1

104 別表 2 5 分野を中心とした需要 雇用創出効果の高い規制 制度改革事項 番号事項名規制改革の概要実施時期所管省庁 < 都市再生 住宅 > 1 マンション建替え円滑化法における最低住宅面積の緩和 マンション建替え円滑化法を活用した建替えには 各戸あたりの最低面積が定められており 戸当たり面積の小さいワンルームマンションの建替えが困難となっている このため 平成 22 年度検討 建替え前の1 戸当たり面積が50m2未満のワンルームマンションに限り 建替え後の最低住結論 措置宅面積および居室数の条件を緩和し マンション建替え円滑化法の適用を可能とするよう早期に検討し 結論を得た上で 平成 22 年度に措置を講じる 国土交通省 2 地下鉄等軌道上の市街地再開発事業の推進 都市における土地の合理的かつ健全な高度利用と都市機能の更新を推進する観点から 都市再開発法に基づき第一種市街地再開発事業を実施する際に 地下の地下鉄軌道等に区分地上権が設定されている場合についても 全員同意を得ずして権利変換が可能となる方策について早期に検討し 鉄道事業者との調整等を図った上で 平成 23 年度中に結論を得る 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度中に結論 国土交通省 3 地籍調査の積極的推進 土地情報の基礎である地籍調査を積極的に推進するため 民間法人の活用を図るために必要な省令改正や運用通知の発出等を平成 22 年度中に講じる 平成 22 年度中措置国土交通省 4 大街区化の推進 戦災復興事業等によって一定の基盤が整備されている街区などを対象に 複数の街区に細分化された土地の集約を進めるためのガイドラインを平成 22 年度中に作成する 平成 22 年度措置 国土交通省 5 木造密集市街地における住宅等の建替え 木造密集市街地における建替えには 前面道路幅員が狭いことにより接道条件を満たさない等の課題がある そのため 敷地が接する道路幅員等に係る建築基準法上の現行の平成 22 年度措置緩和措置について 積極的な活用が図られるよう 地方公共団体宛に周知徹底を図る 国土交通省 < 環境 エネルギー > 6 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 港湾又は海岸保全区域における風力発電開発の推進 ) 港湾又は海岸保全区域における風力発電開発を推進するため 港湾の利用 保全に著し平成 22 年度中検く影響を与える 判断基準 ( 港湾法 ) や海岸保全区域における許可基準 ( 海岸法 ) の明確化討 結論 平成 23 について平成 22 年度中に結論を得 平成 23 年度のできるだけ早期に措置を講じる 年度早期に措置 国土交通省農林水産省 7 8 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 事業用電気工作物に係る工事計画届出 審査等の手続の緩和 ) 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 水力発電設備の一般用電気工作物となる範囲の拡大 ) 電気事業法第 48 条により 事業用電気工作物の設置または変更の工事であって経済産業省令で定めるものをしようとする者は その工事の計画を経済産業大臣に届けなければな平成 22 年度中に速らない この規定により500kW 以上の太陽光発電設備に関しては工事計画の届出が必要やかに検討開始とされているが 工事計画届出 審査等の対象外となる太陽光発電設備の範囲の拡大について 平成 22 年度中に速やかに安全性の技術的検討を開始する 技術進歩を踏まえ 経済対策として再生可能エネルギーへの投資を促進する観点から 小型の水力発電設備 (600V 以下 かつ ダムを伴わないもの ) について 一般用電気工作物平成 22 年度中に速の範囲を 最大使用水量 1m 3 /s 未満という条件を課した上で 出力 10kW 未満から出力やかに措置 20kW 未満に拡大する 経済産業省 経済産業省 9 住宅 ビル等における省エネ設備 新エネ設備の導入促進 新エネ設備 ( 太陽光パネル 太陽熱温水器や小型風力発電設備 ) 省エネ設備( ヒートポン平成 22 年度中検プ コジェネ施設 燃料電池等 ) を住宅 ビル等の建築物に設置する場合の建築基準法上討 結論 措置の取扱い ( 容積 高さの不算入対象 ) について明確化し 平成 22 年度中に周知する 国土交通省 10 エコカー普及にかかる制度整備 ( 電気自動車の充電サービスに係る取扱ルールの明確化 ) エコカーの普及を促進するため 充電サービスについて 消費者への提供方法 ( 時間単 平成 22 年中に速や 位 電力量単位 ) 等に係る取扱ルールを明確化し 平成 22 年中に速やかに周知徹底する かに措置 経済産業省 11 エコカー普及にかかる制度整備 ( 電気自動車の充電スタンドの設置規制の統一化 ) エコカーの普及を促進するため 充電スタンドの設置にあたって 設置場所 ( 床面からの距離確保 ) 及び管理体制 ( 目視監視 監視カメラ設置 ) 等について 地域により取扱いが異なることから 平成 23 年度中のできるだけ早期に技術面 安全面に関する規制の適用を明確化し 統一的なルールを定める 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度中のできるだけ早期に結論 措置 総務省 12 発電所のリプレースの際の環境影響評価の迅速化 火力発電所のリプレースは温室効果ガスの削減にも資することから これらの事業のうち環境負荷が現状よりも改善するケースについて 環境影響評価に要する時日の短縮が可能となるような手続の合理化を行うための方策の検討に平成 22 年度中に着手し 平成 23 年度中に措置を講ずる 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度結論 措置 環境省 13 小型発電機の系統連系に関する規定の見直し 発生した電力を電力会社へ売電する場合 設置する発電設備容量により低圧連系 高圧連系に分けられているが (50kW 未満が低圧 (200V) 50kW 以上は高圧 (6.6kV)) 設置する発電設備の容量が基準となるため 所内電力消費などにより実際に電力会社配電線へ流れる電力が 50kW を下回る場合にも高圧での連系が要求されてしまい コスト増に繋がっている したがって 低圧連系できる電力の大きさの緩和 もしくは電力の大きさの基準を設備の容量ではなく 実際に系統に流れる可能性のある最大の電力の大きさを基準とするよう 平成 22 年度中に必要な措置を講ずる 平成 22 年度検討 結論 その後速やかに措置 経済産業省 木質バイオマスを火力発電所等で木質バイオマスを火力発電所等でボイラー燃料として利用する場合の廃棄物処理法に基 14 ボイラー燃料として利用する場合のづく規制の在り方について 実態を十分に把握した上で必要に応じ検討を行う 規制の在り方の検討 平成 22 年度開始 環境省 28

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121 第 1 回系統連系技術要件ガイドライン研究会議事要旨 1. 日時 : 平成 22 年 11 月 26 日 ( 金 ) 10:00-12:00 2. 場所 : 経済産業省別館 511 共用会議室 3. 参加者 ( 敬称略 ): 委員長大山力横浜国立大学大学院教授 1 委員石川忠夫財団法人電力中央研究所システム技術研究所需要家システム領域上席研究員江口政樹社団法人日本電機工業会 ( シャープ ( 株 ) ソーラーシステム事業本部ソーラーソリューション事業推進センターシステム開発部 ) 坂本光男社団法人日本ガス協会エネルギーシステム部普及推進グループマネージャー部長高田康宏日本小形風力発電協会 ( ニッコー株式会社執行役員住設環境機器事業部環境エネルギー機器部長 ) 豊馬誠電気事業連合会工務部長中村知治社団法人日本電機工業会 (( 株 ) 日立製作所電力システム社電機システム事業部発電機システム本部自然エネルギー推進部兼電力システム社新エネルギー推進本部主管技師 ) 萩原龍蔵一般社団法人太陽光発電協会 ( 三洋電機株式会社エナジーソリューション事業統括部プロジェクト推進部ソーラーシステム技術課長 ) 諸住哲独立行政法人新エネルギー 産業技術総合開発機構スマートコミュニティ部主任研究員 4. 配布資料資料 1 議事次第資料 2 委員名簿資料 3 系統連系技術要件ガイドライン研究会の設置について資料 4 今後のスケジュール資料 5-1 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の状況資料 5-2 各国比較表資料 6 海外現地調査質問項目案資料 7 規制改革要望参考資料 1 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン参考資料 2 ガイドライン概要表 ( 電圧階級別 ) 1 荒川委員は代理として近藤氏が出席 鈴木委員は代理として斎藤氏が出席 1

122 5. 議事要旨 : 1 趣旨説明 2 欧米との比較 3 規制改革要望 4 まとめ 6. 議事概要 質疑 1 趣旨説明 大山委員長挨拶 各委員及びオブザーバ自己紹介 吉川電力需給 流通政策企画室長挨拶 資料 3 4に基づき 委員会の設置趣旨と今後のスケジュールに関して事務局より説明 2 欧米との比較 資料 に基づき事務局より説明 米国では系統バランス責任主体が約 130 事業者と非常に多いことが特徴 技術要件は IEEE 基準 1547 に記載があるが 州政府がこれをベースに規制することとなっており 全米統一基準が無いのが実態 なお最近 ( 注 :2010 年 11 月 18 日 ) FERC が再生可能電源の系統統合のため 1 時間間隔のデータ提供を 15 分間隔に改定すること等の規則改定を提案したとのこと その他 ドイツ スペイン 英国 デンマークにおける現状を整理して報告 ( 近藤委員代理 ) 資料 5-1 スライド4のドイツの例について 100kW を超える発電設備は過負荷時に遠隔的に出力抑制可能とする とあるのは 軽負荷 ではないか ( 事務局 ) 確認させて頂きます ( 諸住委員 ) アメリカの規制は複雑 例えば ミズーリ州のアルバカーキでは州の規制に準拠する一方で ロスアラモスでは群の規制に準拠し 群の規制は州の規制を受けない 連邦 州 自治体で連系規制が異なっている 規制自体に関しても アルバカーキは原則で自家発含む分散電源の単独運転は認めないが ロスアラモスは認める ヒアリングを行う際にはどの自治体に行くかを限定すべき FRT に関しては 日本でも議論になったがインバータや電源の問題だけでなく 原動機の種類によってレベルが違ってくる 参考までに NEDO で議論しているのは PV に対する FRT であり FC には物理的に適応できない といった議論があることを紹介したい 資料 6 に基づき海外調査に関して事務局より説明 送電会社 規制機関 業界団体等への訪問を予定しており EU においては EU 指令第 5 条におけるガイドラインと各国の運 2

123 用が合致しているか 当初風力に特化されていたガイドラインが共通要件に変更されつつあることの背景などを重点的に聞いてくることを考えている ( 豊馬委員 ) ガイドラインは電力の品質確保のためにあるが 現行のものは再生可能エネルギーの大量導入時の想定をしていない部分がある 不安定な電源が大量に入ってきて 大量に系統から抜ける事態になると系統の安定が保てなくなる可能性があるため FRT 機能の具備は重要 先駆的に太陽光や風力が大量に入っている国での FRT 要件を知りたい 資料には風力に関する FRT 要件のみが資料に記述されているが 分かる範囲で前広に再生可能エネルギーを捉えて太陽光 風力に関する FRT の要件も調べて頂きたい ( 大山委員長 ) 住宅用という記載になっているが 欧州ではメガソーラーが主流なので そちらの PV に関する議論もあるので質問項目に含めるべき ( 石川委員 ) ENTSO-E が共通のガイドラインを作成するにあたっては 電源の種類に因らないものを作ると思うが 電源の種類によって制御の仕方がそれぞれ違う点をどう考えるのか その点をヒアリングによって明確にしておくべき ( 事務局 ) ENTSO-E が検討しているものは 例えば TSO は所定の事項を定めなければならないといったものであり 具体的な要件を規定するところには至っていない 誰が何をどう定めるかを規定するものである ( 石川委員 ) 共通のガイドラインの作成に当たって将来的にどのように考えているのか聞いておくべき ( 諸住委員 ) ヨーロッパのヒアリングでは小型コジェネの扱いを聞いてほしい アメリカでは 多くの家庭で小型エンジンの自家発電機を使用して 系統につないでいる事例があるが なぜそのようなことが可能なのか その点を聞いて欲しい ENTSO-E の本部を訪問しても 事務方ばかりで詳細な情報を得られないかもしれない 詳細な点に関しては ENTSO-E で規定の検討を行なっている電力会社の方から話を聞くべき ( 事務局 ) ENTSO-E が公式見解としてどのような考えを持っているかを確認することを主眼として訪問したい ( 高田委員 ) FIT の影響で系統連系する小型風力発電がイギリスやアメリカで増えているが 1 秒でも負荷が失くなると回転数が上がり 止めなくてはならない 一旦止めてしまうと慣性が付いているので 再復帰には時間がかかる問題がある それらを加味した上で 小型風力を対象として含めた FRT としてどのような規定があるのか あるとすれば 発電容量の制約があるのか 一定容量以下であれば 無視していいということがあるのか ( 諸住委員 ) 3

124 FRT は系統の安定を確保するためだけでなく 風力発電の容量そのもので決まっているかもしれない どのような概念で規定が作られているかが確認すべき 3 規制改革要望 資料 7 に基づいて 事務局より説明 ( 萩原委員 ) 具体的な案件については承知していないが そうした事態が起こった時に系統安定の確保を前提に運用する範囲で協議をすることを明記して頂ければありがたい ( 豊馬委員 ) ガイドライン上は協議するとしか規定されていないが 規定の方では原則を超えるようであっても系統状況 設備実態 需要動向に応じて標準設備で安定確保に問題がない場合には 個別協議に応じて系統に連系できると記されている 示されたガイドラインには書いていないかもしれないが 規定の方には書いてある 個別の事象に関してはわからないが 規定には個別対応できるとある ( 石川委員 ) 具体例は分からないが 例えば 50kW で受電している主体が 100kW の発電機をつけて 50kW を自家消費しているので 50kW の契約でいいと主張するとすれば 50kW の分の負荷が落ちると系統に 100kW 分を送り出す事になり 受電設備の容量を超えてしまう 指摘の事例をもって要件を緩和することは技術的には難しい ( 萩原委員 ) 個別の話はわからないが 現状では電力会社との話では余剰電力買取制度の枠の話になると思う 将来的に各規定の境界にある話が出てくる可能性があるのでその点は議論して頂きたい 現状ではどうすればいいのか どこに協議すればいいのか等 対応の仕方が暗中模索 ( 豊馬委員 ) 協議することがガイドラインに既に盛り込まれている 先程の主旨であれば既に織り込まれていると考えている 普遍的にそのような状況が続くとなれば話は別 ( 大山委員長 ) 今後どうするかに関しては エネ庁側と相談としたい 4まとめ ( 大山委員長 ) 次回の研究会に向けてもし何かあれば意見を頂きたい また 全体を通して質問 コメントがあればお願いしたい ( 諸住委員 ) アメリカのスマートグリッドに関して 日本では柱状変圧器は 1 基あたり 30 件程度をカバーするが アメリカでは木柱が多く重さに耐えられないため変圧器の大きさも半分程度で 4

125 あり カバーする件数は 5-8 件である カリフォルニアでは急速充電器をつけたがっているが 低圧域で変圧器の容量がボトルネックになる可能性があり この点を議論しようとしている 日本でも将来的にボトルネックになる可能性がある ( 斎藤委員代理 ) FRT の特性が国によって違っている メーカーにとっては色んな特性を作ることは手間であり 事業者として統一する動きがある 各国での FRT の検討状況 最初に FRT の特性を決めたときの系統の考え方に関して 各機関で検討しているか聞いて欲しい 風力では フル用のインバータを備えている物と巻線型二次で制御しているものがあるが インバータであれば太陽光と同様であり蓄電の部分などでコストアップになっている 両方式の統一の方向性に関して確認してほしい 国によっては風力に対して電圧制御指令を送っているところがあるが どのような運用をしているのか 大半の国で力率一定運転はやめる方針 新設だけでなく電圧制御の観点から既設も使う方針か確認して頂きたい ( 諸住委員 ) FRT の制御は電圧と周波数の両方があるが 各国の発電所で周波数が異なっているため統一が進んでいない そのため FRT の制御周波数はそれぞれ異なるものにならざるを得ない 個別には各電力会社のそれぞれの発電所で想定している周波数リレーとあわせて考えるべき 自国内では協調されているが 他国とは協調されていない事はある ( 坂本委員 ) 欧州ではバイオ発電が多いので この扱いがどうなっているか調べて欲しい ( 中村委員 ) JEMA では 国内の単独運転検出の統一の議論に関して 海外調査を実施予定 成果が出れば情報を提供させて頂きたい ( 事務局 ) 海外現地調査に関する要望があれば事務局までご連絡頂きたい 規制改革要望に関して特段のご意見があればお願いしたい 第二回の研究会において 事業者側でプレゼンご希望の方は事務局までご連絡をお願いしたい また 欧米の系統連系の概要に関してご知見があり ご発表頂ける場合にも事務局まで御連絡頂きたい 以上 5

126 資料 1 第 2 回系統連系技術要件ガイドライン研究会 議事次第 平成 22 年 12 月 17 日 14:00~16:00 経済産業省別館 511 共用会議室 1. 開会 2. 関係者プレゼンテーション 3. 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の状況 4. 規制改革要望の検証 5. 閉会 1

127 事務局( 3名)( 多田代理 ) 中村委員 萩原委員 諸住委員 系統連系技術要件ガイドライン研究会 ( 第 2 回 ) 座席表 高鈴坂江石田木本口川川委委委委委委員員員員員員 平成 22 年 12 月 17 日 ( 金 ) 14:00~16:00 経済産業省別館 511 共用会議室荒 豊馬委員 大山委員長 事務局 島村 吉川日本小型風力発電協会理事電力需給 流通政 岩澤政策室電力流通511 共用会議室 策策企画室長課電力需給 流通政電力需給 流通企長画補係室佐長 山口原子力安全 保安院電力安全課係長 牧野 日本電気協会技術部長 市田 電気事業連合会工務部副部長 柴田 電気事業連合会電力技術部副部長 半澤

128 配布資料 資料 1 資料 2 議事次第 委員名簿 資料 3-1 太田 太陽光集中実証関連の動きと単独運転検出装置関連の成果 (NEDO) 資料 3-2 分散電源用パワコンの国際標準化に係る活動 (JEMA) 資料 3-3 FRT(Fault Ride Through) 要件化に関する検討状況および海外調査要望について ( 電事連 ) 資料 3-4 日本小形風力発電協会 資料 3-5 風力発電設備の系統連系機能 ( 日本風力発電協会 ) 資料 4-1 欧米系統連系技術要件ガイドラインにおける FRT 規定の状況 資料 4-2 海外現地調査質問項目案 資料 4-3 系統連系技術要件ガイドライン海外調査質問項目 資料 5-1 規制改革要望 ( 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 について ) 資料 5-2 規制改革要望に関する前回のご意見 資料 6 今後のスケジュール ( 案 ) 参考資料 1 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 以上 2

129 資料 2 系統連系技術要件ガイドライン研究会 委員名簿 ( 敬称略 ) 委員長大山力 横浜国立大学大学院教授 委員荒川忠一東京大学大学院工学系研究科機械工学専攻教授 石川忠夫江口政樹坂本光男鈴木和夫高田康宏豊馬誠中村知治萩原龍蔵諸住哲 財団法人電力中央研究所システム技術研究所需要家システム領域上席研究員 社団法人日本電機工業会 ( シャープ ( 株 ) ソーラーシステム事業本部ソーラーソリューション事業推進センターシステム開発部 ) 社団法人日本ガス協会エネルギーシステム部普及推進グループマネージャー部長 一般社団法人日本風力発電協会理事 ( 株式会社日立エンジニアリング アンド サービス新エネルギー本部 ) 日本小形風力発電協会 ( ニッコー株式会社執行役員住設環境機器事業部環境エネルギー機器部長 ) 電気事業連合会工務部長 社団法人日本電機工業会 (( 株 ) 日立製作所電力システム社電機システム事業部発電機システム本部自然エネルギー推進部兼電力システム社新エネルギー推進本部主管技師 ) 一般社団法人太陽光発電協会 ( 三洋電機株式会社エナジーソリューション事業統括部プロジェクト推進部ソーラーシステム技術課長 ) 独立行政法人新エネルギー 産業技術総合開発機構スマートコミュニティ部主任研究員 以上 11 名

130 資料 3-1 太陽光集中実証関連の動きと単独運転検出装置関連の成果 平成 22 年 12 月 17 日 独立行政法人新エネルギー 産業技術総合開発機構スマートコミュニティ部 1 集中連系型太陽光発電システム実証研究関連の動き 平成 19 年度 平成 20 年度平成 21 年度平成 22 年度 単独運転検出装置の複数台連系試験技術開発研究 (FY ) 集中連系型太陽光発電システム実証研究 (FY ) 集中連系型太陽光発電システム成果普及事業 (FY ) データ公開 2

131 集中連系型太陽光発電システム実証研究 背景今後の太陽光発電 (PV) システムの急速な普及拡大の過程においては PV システムが特定の配電系統に 局所的に導入されること ( 集中連系 ) が予想される その際 逆潮流 ( 売電 ) による配電系統への影響の顕在化により さらなる普及拡大の制約となることが懸念される 赤城試験センター 目的 目標 PV システムの集中連系時における汎用的な対策技術の開発 実配電系統における試験で開発技術の有効性を実証 ( 同一実配電系統へ 553 軒の PV システムを系統連系 ) 期間平成 14 年度 ~ 平成 19 年度 太田市城西の杜 3 実証試験地区 PV システム導入状況 実証試験地区南側から臨む PVシステム導入軒数 553 軒 PVシステム総容量 2129kW 実証試験地区東側から臨む 太陽光発電システム導入住宅 4

132 模擬配電系統設備の構築 模擬変電所 SVR R L R L 22kV/6.6kV 600kVA 16900V~4R6600V~96000V R:1,2,3(Ω) 120V ステップ 9 タップ L:2,4,6(mH) 実証試験地区では実施困難な試験 ( 新型単独運転検出装置の開発 停電による各装置の性能試験 リチウムイオン電池 電気二重層キャハ シタを利用した出力抑制回避装置の性能試験等 ) を実施する No.4 ユニット 6.6kV/ V 50KVA 模擬負荷 R:1,2,3(Ω) L:2,4,6(mH) No.1 ユニット 6.6kV/ V 50KVA 単独運転試験用 10 台 No.2 ユニット 6.6kV/ V 50KVA 単独運転試験用 10 台 No.3 ユニット 6.6kV/ V 50KVA 模擬配電系統設備構成図 集合型 単独運転 出力抑制回避高調波試験用 10 台 模擬配電系統設備全景 試験用 PCS 5 NEDOPJ 開発新型単独運転検出装置の概要 1. 装置基本仕様 1 能動信号 ( 無効電力 ) が同期周波数変化に応じて 無効電力を注入する方式を採用 周波数変化は配電系統内で一致するため 全台の能動信号が同期 2 高速動作が可能系統側地絡事故 高低圧混触事故時に高速 ( 約 0.1s) に単独運転検出が可能 3 系統擾乱時に不要動作しない基幹系統事故に起因する周波数変動により 不要動作 ( 誤って停止する ) しない 4 能動信号が系統に与える影響が軽微系統健全時の僅かな変動に対して 無効電力注入量を極力小さくするように調整 2. 基本動作 配電系統事故発生当該配電線遮断器開放 ステップ注入周波数が変化せず ( 高調波 ) 電圧が変化した場合は無効電力を注入周波数フィードバック周波数の変化に合わせて無効電力を注入 一定の周波数変化が発生し 単独運転検出 無効電力 周波数 遮断器解列 単独運転検出 周波数フィードバック ( 最大 ±1kvar) ステップ注入 (400var) 無効電力注入により周波数が変化 約 0.1s 時間 (ms) 配電系統 常時は小さく 事故時には大きく Q を注入 PCS Q ~ PV 同期 Q PCS ~ PV 同期 Q PCS ~ PV 6

133 NEDOPJ 開発品 従来品 検出方式 周波数シフト方式 ( 周波数変化が3サイクル連 1 周波数シフト方式 2 無効電力変動方式 続で閾値を越えた場合に単独 ( いずれも 周波数変化が閾値を越運転検出 ) えた場合に単独運転検出 0.5 秒 ~ 1 秒に間に合うように判定 ) 検出時間 約 0.1 秒 0.5 秒 ~1 秒 能動信号の仕様 1ステップ注入方式周波数が変化せず ( 高調波 ) 電圧が変化した場合に 400var 注入する 2 周波数フィードバック方式 1 周波数シフト方式周期的に電流周波数を僅かにずらす方式 2 無効電力変動方式 系統擾乱への対応 従来装置との比較 周波数の変化を助長されるように無効電力を最大 ±1kvar 注入する 3 常時は極力無効電力を注入しない 系統電源脱落等で発生しうる周波数変化では不要動作しない 常に周期的に無効電力を注入する方式 1 2 ともに 2 台以上連系した場合に 能動信号が干渉する可能性あり 敏感な機種は不要動作が発生する可能性あり 7 単独運転検出装置の複数台連系試験技術開発研究 8

134 複数台連系試験技術開発研究 集中連系型太陽光発電システム実証研究 ( 平成 14 年度 ~ 平成 19 年度 ) 1 同一配電系統の PV 集中連系を想定し 対策装置を開発 2PV 集中連系の対策技術検討が中心であり標準化 規格化等は別途検討 ( このままでは対策装置は太田市のみの適応で終了 ) 単独運転検出装置の複数台連系試験技術開発研究 ( 平成 20 年度 ~ 平成 21 年度 ) 標準的な配電系統へのPV 多数台 集中連系及びPVの広域大量導入を想定した 単独運転検出装置試験方法の認証に資する技術開発を実施 分科会 1 発電 負荷バランス時に配電系統事故発生を想定 1 無効電力により周波数変化を助長させる方式 (NEDOPJ 開発品 ) を前提として 試験方法を開発 2 回生負荷として誘導電動機を使用 3 実際の配電系統では数百台規模の連系が予想されるが 実験室に設置可能な台数 ( 最大 30 台 ) 以内で検討する 4 可能な限り簡素化した試験設備を標準とする 5 高低圧混触事故時の保護 ( 系統解列後の高速動作 ) を前提とする 分科会 2 PV 大量導入時に基幹系統事故発生を想定 年のPV 導入目標 (5300 万 kw) を想定し PCSには同期発電機と同様系統周波数を維持する動作を期待 2 周波数低下を阻止するための要件について検討 3 現状日本国内では 周波数維持を目的とした瞬時電圧低下耐量 ( 復電後 PCS 出力復帰特性含む ) 及び周波数変化耐量に関する規格は存在しない 9 複数台連系時単独運転試験方法の検討結果 能動的方式の非干渉と高速動作の確認方法の検討 必要試験台数 試験回数の検討 目的 非干渉を確認するために必要な発電設備の台数と最適試験条件を実現するための試験回数の検討 結論 台数 : 最大 10 台程度, 回数 :15 回判定基準 1: 接続台数毎に平均値を算出し得られた平均値群の最大値から最小値を引いた値が 20ms 以内であること判定基準 2: 逆変換装置を n+1 台を接続し測定した 15 回のデータ と, n 台接続し測定した 15 回のデータ との回帰直線の傾きが,0 またはマイナスとなるケースを 2 回確認できること系統インピーダンスの影響の検討 目的 試験回路に系統インピーダンスを含めるか否かの検討 結論 系統インピーダンスは短絡とする回生負荷に関する検討 目的 試験験回路に接続する誘導電動機負荷の大きさ 台数の検討 結論 PCS 合計容量 4kW に対して 1 台誘導電動機を接続能動信号の同期性確認方法に関する報告 目的 能動信号の同期確認方法の検討 結論 内部判定値出力

135 複数台連系単独運転防止試験の判定イメージ単独運転検出時間(%) 残電圧 出力MPPT 制御による出力回復残電圧 出力<20ms 接続台数を増加させる中で, それぞれ単独運転検出時間を 15 回ずつ測定し, それらの平均値を比較し, 等しいかまたは減少することが 2 回確認することで, 接続台数と単独運転検出時間に相関がないと判断することとした 接続台数 11 電圧低下耐量と出力復帰イメージ 暫定要件 瞬時電圧低下復帰時の動作と電圧復帰後出力復帰特性については, 現在流通している機器からの改良, 開発が必要となることから, 暫定的に用いられる基準を設定 最終要件 MPPT: Maximum Power Point Tracker( 最大電力追従 ) (%) 運転継続 運転継続またはゲートブロック 出力 ( 秒 ) 運転継続 運転継続またはゲートブロック ( 秒 ) 12

136 研究成果 LVRT レベルと PCS 動作 残電圧継続時間 PCS 動作残電圧 LVRTレベル残電圧 <LVRTレベル 現状 70~30% 0.3~1 秒系統異常時は系統から解列する 現状からの改良 30% 1 秒 継続時間 1 秒以下 (~2012 年度 ) 1 ゲートブロックせず運転継続 2 継続時間 1 秒以上 運転継続またはゲートブロックする ( 位相検出停止 ) UVR により解列する UVR により解列する 新規開発 (~2016 年度 ) 20% 1 秒継続時間 1 秒以下 ゲートブロックせず運転継続 2 3 UVR により解列する 継続時間 1 秒以上 運転継続またはゲートブロックする ( 位相検出停止 ) UVR により解列する 1: 適用時期 ( 開発完了 ) 単独運転検出方式の統一と系統連系規程の改定時期に合わせる 2: 単相系統に接続する機器で 位相投入角が0 の条件で行われる瞬時電圧低下試験を除き 電圧低下の発生した瞬間から2サイクル以内のゲートブロック (2サイクル以内に復帰するゲートブロック) は許容する ただし ゲートブロックからの復帰後は 電圧低下中において再度のゲートブロックを行わないものとする 3: ゲートブロックが動作しないよう運転を継続する機器の開発を2016 年度までの目標とする LVRT: Low Voltage Ride Through UVR: Under Voltage Relay( 不足電圧継電器 ) 13 研究成果 瞬時電圧低下時の復帰特性と PCS 動作 残電圧 LVRT レベル 残電圧 <LVRT レベル PCS 動作 現状 100% 復帰 10~30 秒 100% 復帰 10~30 秒 1 系統が正常なことを確認してから再並列 (10 秒程度で再並列 ) 2 出力はソフトスタートにより徐々に増加 (MPPT 動作により出力を増加 ) 現状からの改良 (~2012 年度 ) 80% 復帰 秒 80% 復帰 秒 1 電圧低下直前出力 80% 以上に高速復帰 2 最大電力点への到達は MPPT 制御による 新規開発 (~2016 年度 ) 80% 復帰 秒 80% 復帰 秒 2 1 電圧低下直前出力 80% 以上に高速復帰 2 最大電力点への到達は MPPT 制御による 1: 復帰特性を80% とした理由一般的に応答特性を測定する場合は 80~90% の時間で定義されており, 定量的な測定が困難になるため また 制御の特性上 100% に近い領域は出力増加率が緩やかなるケースが一般的であり 復帰特性については 瞬時電圧低下発生前の有効電力出力 80% 以上となる時間で定義することとした 2:2016 年度までの開発目標は0.2 秒とする 14

137 研究成果 周波数変化耐量 基幹系統における三相短絡事故を想定し, 運転の継続が求められる周波数変動を, ステップ状変化とランプ状変化の 2 つの要素に分け整理 ステップ状変化 50Hz 系統 +0.8Hz,3サイクル継続 60Hz 系統 +1.0Hz,3サイクル継続 ランプ状変化 50Hz 系統 +2Hz/s, 上限 51.5Hz -2Hz/s, 下限 47.5Hz 60Hz 系統 +2Hz/s, 上限 61.8Hz -2Hz/s, 下限 57.0Hz ランプ状の変化の上下限値は同期発電機に対して運転の継続が求められる 0.95~1.03p.u. と同値 15 本研究による現行認証試験方法の変更事項 現行試験方法 複数台連系試験方法 複数台連系時単独運転防止試験 1 単独運転防止機能が発電と負荷とのバランス領域近傍において動作することを確認する ( 判定一部変更 ) 単独運転防止試験 単独運転防止機能が発電と負荷とのバランス領域近傍において動作することを確認する 周波数変化助長機能試験 高速動作を助長する目的で具備される機能が正常に動作するか確認を行う 複数台連系時単独運転防止試験 2 複数台連系した場合においても, 連系台数によらず, 単独運転防止機能が動作することを確認する 瞬時電圧低下試験 (FRT 試験 ) 瞬時電圧低下試験 瞬時電圧低下発生時および電圧復帰時の動作を確認する 瞬時電圧低下発生時および電圧復帰時において FRT 要件を満足する動作を確認する 周波数変動試験 (FRT 試験 ) 系統擾乱を想定した周波数変動下における PCS の運転継続を確認 複数台連系に伴う追加変更箇所 16

138 スマートコミュニティアライアンスにおける国際標準化検討体制 JSCA( 事務局 NEDO) 会長 : 東芝幹事会社 : 伊藤忠商事 東京ガス 東京電力 東芝 トヨタ自動車 日揮 パナソニック 日立製作所 三菱電機 国際標準化 WG 主査 : 九州大学委員 : 関西電力 シャープ ソニー 東京電力 東芝 日本電機 パナソニック 日立製作所 富士通 富士電機 三菱電機 明電舎 日本規格協会オブザーバー : 電力中央研究所 電源開発 日本情報処理開発協会 電子情報技術産業協会 日本電機工業会 三菱総合研究所 蓄電池 SWG 送配電網管理 SWG EMS SWG 次世代自動車 SWG 通信 I/F SWG 系統用蓄電池パワコン作業チーム需要側蓄電池作業チーム作業チーム作業チーム HEMS 作業チーム BEMS 作業チーム ガス計量部作業チーム WASA ( 新プロジェクト ) 分散型電源用パワコンの国際標準化に係る研究開発 (H22-23 年度 ) 近距離アクセス作業チーム 17 ( 参考 ) 海外における FRT ドイツにおける系統連系技術要件 BDEW( ドイツエネルギー 水道事業連合会 ) により 中圧配電系統へ連系する場合における技術指針が作成され 2009 年 1 月 1 日より発効された その中で 系統事故による過渡的な電圧低下に対して 運転を継続しなければならないという以下の要件が示されている 18

139 ( 参考 ) 海外における FRT スペインにおける系統連系技術要件 スペインでは, 風力発電設備の増加に伴い, 系統事故による電圧低下からの回復動作が問題となり,2008 年以降, 新規に連系する風力発電設備には, 電圧低下中の運転継続が求められている 19

140 資料 3-2 分散電源用パワコンの国際標準化に係る活動 社団法人日本電機工業会 取り組み方針 能動型 PCS の 単独運転検出方式を標準化 多数台連系時の非干渉 主要な PCS メーカが参画して 標準仕様を実証 系統連系前の PC S 組合せ試験の負荷を大幅削減 分散電源の普及に貢献 標準仕様を規格化 国際標準を提案 仕様統一化に向けた国のイニシアチブ 本プロジェクトを加速 JSCA との連携

141 実施内容 1. 標準仕様案の策定 NEDO 事業の成果をベースに標準仕様を策定 2. PCS の試作による性能の評価標準仕様案で複数メーカが試作し性能を試験評価 3. 性能評価結果に基づく規格案の策定試験評価結果に基づき規格要件を抽出 4. 海外標準化状況の調査電力事業者や主要メーカの取組み 標準化動向を調査 5. 有識者による規格案の審議大学 電力関係者 メーカなどの委員が規格案を審議 6. 規格原案の作成上記を踏まえ 単独運転検出方式の規格原案を策定 JEMA における助走の活動 ~ 単独運転検出方式検討 WG~ NEDO 事業の下支え ( 10 月 ~) 本プロジェクトの企画 運営 技術検討項目を議論 ( 9 月 ~) NEDO 方式の調査 標準仕様案への落とし込み NEDO 事業へ申請準備 ( 7 月 ~9 月 ) 実行スキームの検討 今年度スケジュールの策定 標準化で検討すべき技術検討項目を整理 ( 2010 年 4 月 ~6 月 ) 無効電力注入量をどう規定するか ステップ注入開始の判定条件をどう規定するか 周波数を計測する際の時間分解能はどこまで必要か 等

142 概略スケジュール案 事業年度 H22 上 H22 下 H23 上 H23 下 H24~ 規程 認証 系統連系規程の改定 認証機の発売 標準仕様案 技術検討項目を整理 NEDO 方式の調査標準仕様案への落込み PCS 試作 評価 試作 複数台試験 単機試験 海外調査 電力事業者や主要メーカ 標準化動向 規格化 規格原案 JEM 規格化 国際標準化

143 資料 3-3 FRT(Fault Ride Through) 要件化に関する検討状況および海外調査要望について 電気事業連合会 平成 22 年 12 月 17 日 次世代送配電ネットワーク研究会 11 目的 電力の安定供給を保持しつつ 再生可能エネルギーの大量導入を受け入れる次世代送配電ネットワークの構築のため 産学官一体となって 系統安定化対策に係る技術的課題の整理 次世代送配電ネットワークの構築に向けた工程表 ( ロードマップ ) の策定 系統安定化対策コストの試算等について検討を行う ( 平成 21 年 8 月 ~ 平成 22 年 4 月経済産業省資源エネルギー庁主催 ) 参加委員 座長 横山明彦 東京大学大学院新領域創成科学研究科教授 委員 赤木泰文 東京工業大学大学院理工学研究科電気電子工学専攻教授 秋庭悦子 内閣府原子力委員会委員 伊藤敏憲 U B S 証券会社株式調査部シニアアナリストマネージングディレクター 大橋弘 東京大学大学院経済学研究科准教授 栗原郁夫 財団法人電力中央研究所システム技術研究所長 合田忠弘 九州大学大学院システム情報科学研究院教授 柵山正樹 三菱電機 ( 株 ) 専務執行役経営企画室長 竹中章二 ( 株 ) 東芝電力流通 産業システム社統括技師長 辰巳国昭 ( 独 ) 産業技術総合研究所ユビキタスエネルギー研究部門蓄電デバイス研究グループ長 土井義宏 関西電力 ( 株 ) 常務取締役電力流通事業本部本部長代理 中村成人 ( 株 ) ユーラスエナジーホールディングス常務取締役 萩原龍蔵 太陽光発電協会出力抑制合同検討会副委員長 ( 三洋電機株式会社エナジーシステム開発部ソーラーシステム技術課長 ) 早坂礼子 産業経済新聞社編集局編集委員 松浦昌則 中部電力 ( 株 ) 執行役員流通本部系統運用部長 八坂保弘 ( 株 ) 日立製作所電力グループ技師長 山口博 東京電力 ( 株 ) 常務取締役電力流通本部副本部長

144 次世代送配電ネットワーク研究会報告書抜粋 22 Ⅴ. 系統運用ルールについて 1. 欧州の電力系統連系要件等について (3) 再生可能エネルギーの大量導入に伴う電力系統への影響 3 風力発電機の一斉解列の影響 2006 年 11 月に生じた欧州広域停電では 送電線停止による停電を契機に発生した系統周波数の急激な低下により 風力発電機が系統事故と同時に一斉に解列し 電力需給バランスの悪化に拍車をかける事態が生じた 大停電の発生後 電力系統が分離し 系統周波数を正常な状態に戻すために 周波数が低下したUCTE 西部では発電出力を増加させ 周波数が上昇した北東部では 発電出力を低下させることが必要とされていたが 電力系統が分離した際に発生した周波数変動の影響で 自動的に系統から解列していた風力発電機が 事故発生から数分後に系統電圧 周波数が回復した際に TSO の指示を待たずに あるいは TSO へ連絡をせずに系統に並列してしまい TSO の復旧作業に支障を与えることとなった このような一斉解列等による問題を防止するため 風力発電等の再生可能エネルギーの導入に当たっては FRT 機能といった系統安定化に資する機能の具備等が重要である Ⅵ. 次世代送配電ネットワークの構築に向けた今後の課題 1. 短期的課題 (2020 年までの対応として検討が必要なもの ) (2) 再生可能エネルギーの導入拡大に向けた最適な系統運用ルール等の見直し 1 太陽光発電等のPCS への機能追加太陽光発電等のPCS へのFRT 機能や新方式の単独運転防止機能が搭載された発電設備が確実に連系されるためには 厳格な機器の認証ルールの整備や電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインの改定等を早期に行うことが必要である ヨーロッパにおける新エネ電源一斉脱落の影響 33 周波数変動による脱落 2006 年 11 月 4 日西欧大停電 (Hz) 周波数 送電線遮断に伴い 49Hz まで周波数低下 約 60% の風力が脱落し 周波数回復が困難となる (MW) 風力出力 一斉脱落により風力発電の出力が約 70% 低下 時刻 [ 出典 ]UCTE Final Report "System Disturbance on 4 November 2006" 時刻

145 ヨーロッパにおける新エネ電源一斉脱落の影響 電圧低下による脱落 超高圧系統の3 相短絡事故等により 広範囲で瞬時電圧低下が発生し 風力発電が脱落するおそれがある 脱落量が大きい場合 供給力不足による広域停電に至るおそれがある 44 スペイン REE 社が想定する超高圧変電所 3 相短絡事故による風力発電機一斉脱落 エリア合計電力 風力発電一斉脱落 ( エリア電力の約 11%) [ 出典 ]Miguel de la Torre Rodríguez, Impact on the Power System Control, August 25, 2008, Paris, CIGRE Plenary session. ヨーロッパにおけるルールの動向 55 Grid Code により風力発電機に Fault Ride Through 能力を要求する国が増加 ヨーロッパ主要国における FRT 要件 [ 出典 ]Marco Liserre Grid requirements to connect DPGS based on RES

146 アメリカにおけるルールの動向 66 FERC(Order661-A) により風力発電機に LVRT (Low Voltage Ride Through: 耐電圧低下能力 ) を要求 NERC(Standard PRC ドラフト ) により 一定規模以上の発電機に耐周波数変動 ( 上昇 低下 ) 耐電圧変動 ( 上昇 低下 ) 要件を要求 電圧低下に関する FRT 要件 周波数変動に関する FRT 要件 [ 出典 ]FERC Order661-A [ 出典 ]NERC PRC Draft1 FRT 要件検討の体制 77 社団法人日本電気協会が設置する FRT 要件整備検討作業会にて 日本版の FRT 要件を検討する 資源エネルギー庁電力基盤整備課改正要望 JESC 本委員会 上程 系統連系専門部会 ( 部会長 : 横国大塚本教授 ) 系統連系分科会 ( 分科会長 : 東大横山教授 ) FRT 要件整備検討作業会 17 名幹事 : 電中研委員 : 電力 (6),JEMA(4), 発電事業者 (5), 認証機関 (1) [WG1] 15 名幹事 : 関電幹事補 : 関電委員 : 電中研 (1), 電力 (5),JEMA(4), 太陽光団体 (2), 認証機関 (1) [WG2] 17 名幹事 : 関電幹事補 : 関電委員 : 電中研 (1), 電力 (5),JEMA(4), 風力団体 (3), 認証機関 (1) 他発電設備については 準備が整い次第 順次 WG3 以降を立ち上げ 配電系統作業会 ( 幹事 : 東電平岩副長 ) 特高系統作業会 ( 幹事 : 関電榎本 M) FRT 要件整備検討作業会 ( 幹事 : 電中研石川上席研究員 ) WG1( 太陽光 ) ( 幹事 : 関電榎本 M) WG2( 風力 ) ( 幹事 : 関電榎本 M)

147 FRT 要件検討スケジュール 88 低圧太陽光要件は H23 年度上期 風力要件は H23 年度下期に連系要件改正要望を行う予定 (W陽G光発1 )電(WG)上期下期上期下期太陽光 ( 低圧 ) JESC JESC JESC (H23.7? ) 太陽光 ( 高圧 特高 ) (H24.2?) 風力 力低圧発高圧 2 電1-WG2 2-WG2 3-WG2 4-WG2 5-WG2 6-WG2 特高 (12/13) (H23.1) (H23.3) (H23.5) (H23.7) (H23.9) 10- 分 14- 専 11- 分 15- 専 専門部会 (H23.4) (H23.5) (H23.11)(H23.12) 1- 作 2- 作 3- 作 第 3 作業会 (12/6) (H23.3) (H23.10) 低圧太1-WG1 2-WG1 3-WG1 (12/13) (H23.1) (H23.3) 高圧特高 4-WG1 5-WG1 6-WG1 中間報告 (H23.5) (H23.7) (H23.9) その他電源風平成 22 年度 平成 23 年度 準備整い次第検討 FRT に関して海外調査で確認したい事項 99 FRT 要件整備検討作業会にて日本版の FRT 要件を検討する上で参考にすべく 以下の項目について確認したい 各国のFRT 要件 ( 数値要件 ) 各国 ( 各地域 ) のFRT 要件の具体的数値と設定根拠 FRT 要件の統一化の動き現在は各国 ( 各地域 ) によりFRT 要件のレベルが異なっているが 今後 ガイドラインの標準化に伴い FRT 要件も統一される方向か? FRT 要件化に伴う技術的課題 FRT 要件に対応するために 発電設備側に技術的な課題があったか? FRT 要件の適合確認方法 FRT 要件に適合している事をどのように確認しているか? 認証機関による認証 シミュレーション等

148 資料 3-4 日本小形風力発電協会 風力発電機 MC1 コンバーター部 MC2 CB G メカニカルフ レーキ MC3 D 運転警報 C 系統連系 1φ3W AC100/200V 50/60Hz 電磁フ レーキ ストール制御 太陽光用 PCS PLC 運転 警報 風速 回転数 ADC ストール制御等 UPS 図 1 風量発電ダイヤグラム ( 略 ) 図 1のような風力発電システム組んだとき 風力発電機とPCSのバランスによってFRTの条件が変わる 1. 風力発電機発電量 <PCS 容量 ( 動作 1) 停電検出機能入れて 一定時間 (T1) 以下の停電時は停止することなく運転する様にPLCが制御を継続する この時 UPSは停電時の制御電源容量をまかなう様にを選定する PCSが瞬停から復帰すれば発電機出力はそのままPCSへ流れることになる もし 回転数が上昇し PCSのDC 入力電圧の上限を超える可能性のある時は 電磁ブレーキを図 1の様に動作させる 短時間の回転数の変動は 風車自体のGD2によるので各社の特性を調査し 一番変動の大きい特性に合わせて ( 最小 GD2) 電磁ブレーキ作動のヒステリシス幅 (diff) を決定する 2. 風力発電機容量 =>PCS 容量 ( 動作 2) この場合には 風車側の回転数の変動によって 入力電圧を超える可能性が大きいので 停電検出と同時に 電磁ブレーキを動作させ回転数の上昇 ( すなわち 電圧上昇 ) を制限する 制御動作は図 1と同じである 3. コンデンサー容量の検討コンデンサー容量を大きく選定すれば PCSが瞬停しても入力電圧が高く保たれるため 復帰しやすく 風車 ( 発電機 ) の回転が低下し PCSの停止電圧以下になるのを防止することができる ( コンデンサーに蓄えられる電力を利用する ) ブレーキ ON ブレーキ OFF diff 図 2 150rpm 250rpm 瞬停時の電磁ブレーキ動作 3. その他の条件 PCS 側のソフトスタートは動作しないこと 一定時間内の異常発生の制限を設けないか 回数を増やす 現在 PCSは前回の異常から10 分以内に同一異常が4 回以上発生すると手動復帰になるため PCS 側は内部のMCを遮断しないこと

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151 欧米系統連系技術要件ガイドラインにおける FRT 規定の状況 資料 4-1 財団法人日本エネルギー経済研究所 1. 米国の状況 1 名称 :United States of America Federal Energy Regulatory Commission 18CFR Part 35 Interconnection for Wind Energy 2 対象 : 州をまたぐ送電設備を所有 制御 もしくは運転する全ての事業者に対して オープンアクセス送電料金表 (OATT) の LGIA(Large Generator Interconnection Agreements: 大規模発電設備接続に関する協定 ) において Low Voltage Ride-Through (LVRT) 機能を含む規則を追加することを要求 3 LVRT 機能に関する記述 2005 年 6 月の Order No.661 において 風力発電設備は送電事業者のシステム安全性に関する検討 (System Impact Study) において必要であると示された場合には 図 1-1 に示す基準を満たさなくてはならない とされた 即ち 以下の状況において風力発電設備は運転を継続しなくてはならない 電圧の低下が生じてから最大で 秒間の間 15% より大きい電圧を保つ 更に 電圧低下より 3 秒間以内に 90% の電圧まで復帰する 図 1-1 LVRT 基準 ( 修正前 ) これに対して 以下のようなコメントが寄せられた (a)lvrt 機能の必要性の証明について LVRT 機能が必要であることの証明が送電事業者に要求されるのではなく 全ての発電設備に対して LVRT 基準が適用されるべきではないか 例えば 一つの発電設備が建った時点では LVRT 機能が必要でなくとも その後新たに設備が追加されたときに必要となるかもしれない これらの可能性を一々詳細に検討するのは時間もコストもかかり 風力発電導入の阻害要因となる (b)lvrt 基準の内容について通常の故障で電圧がゼロとなることがあるため 15% より電圧が低下した場合には解列してよい という基準では信頼性を確保できない LVRT 基準は三相短絡故障のみに適用されるのか否かを 明確にすべき (c) 電圧の測定点について 1

152 電圧の測定点を明確にすべき (d) ドイツの規定の適用についてドイツにおいて規定されている FRT に関する他の規定も採用できるようにしてはどうか 同年 9 月に 北米電力信頼性評議会 (North American Electric Reliability Council :NERC) と米国風力エネルギー協会 (American Wind Energy Association:AWEA) が共同の報告書を提出 LVRT 基準の修正案を提示 これを踏まえ 12 月の Order NO.661 A において 風力発電設備は以下に述べる要件を満さなくてはならないものとされた ( ドイツの他の規則の適用に関する要求は却下された ) 風力発電設備は 通常 (4~9 サイクル程度 ) の三相短絡事故 及びそれよりも長い時間の単相地絡事故の間において またその後電圧が回復するまでの間において 風力発電設備は運転を続けることができなくてはならない 三相短絡故障の解消時間に関する規定は地域によるものであり 送電事業者との間で決定される 最大で 9 サイクルの間 0 ボルトの電圧 ( 制度の移行期間中は 最大電圧の 15% 以上 ) が続いても運転を続けなくてはならない この規定は 風力発電設備と変圧器との間に生じた故障については適用されない 特殊な保護システムの一部として設計されている場合には 故障の後で風力発電設備が解列しても良い 風力発電設備は 設備自体の性能によって または設備を追加することによって もしくはその両方によって LVRT 性能の要求を満せばよい 本規定の制定前に設置された風力発電設備に関しては 規定は適用されない 2

153 2. ドイツの状況 (1) 名称 : Guideline for generating plants connection to and parallel operation with the medium-voltage network (2) 対象 : 中圧程度で連系される発電所の計画策定 建設 運用及び修正に関するガイドラインで 風力発電 水力発電 バイオマス バイオガスや天然ガスによるコジェネレーション 太陽光発電等が対象の例として挙げられている (3) Fault-Ride-Through 機能に関する記述本ガイドラインの本文中には Fault-Ride-Through 機能 と特別に取り扱った記述は無いが 付属書 D 発電機の連系評価例 のうちの D2 2 万 kw 風力ファームの連系 に Fault-Ride-Through 機能を有する二次励磁発電機の可能性が上げられている なお Transmission Code 2007 において タイプ 1 の発電所が直接系統と同期しているもの タイプ 2 がその他と整理されているが タイプ 1 の発電所における電圧降下時における電圧プロファイル境界は図 2-1 とし この境界線の上の状態である場合には運転を継続することとされている 一方で タイプ 2 の発電所における電圧降下時における電圧プロファイル境界は図 2-2 であるが 青線以下の状態では運転継続の義務が無いが 境界 1 より上の電圧の状態にある場合には運転を継続する義務があること 系統運用者との協議により境界 2 が認められている場合にはその境界線の義務を守ることとされている 図 2-1 タイプ 1 発電所の連系点における電圧プロファイル境界 3

154 図 2-2 タイプ 2 発電所の連系点における電圧プロファイル境界 4

155 3. スペインの状況 (1) 名称 :P.O.12.2 Instalaciones conectadas a ;a red de transporte: requisitos minimos de diseno, equipamiento, funcionamiento y seguridad y puestaen servicio P.O 送電網へ接続された設備 : 設計 機器 機能と安全 および運転開始に関する最低限の条件 に於いて 以下の項目で構成される (2) 対象 : 送電網に接続された設備の設計 機器 機能 および安全性のほか その運転開始に関する最低条件を定める 対象者は電力系統運用 送電網管理機関 送電企業 配電企業 送電網に接続された発電会社と消費者に適用される 1 目的本規定の目的は 送電網に接続された設備の設計 機器 機能 および安全性のほか その運転開始に関する最低条件を定めることによって 電力系統全体が良好に機能することを保証し それらの設備に対し 様々な運用手続きの必要条件を満たす上で必要不可欠な要素を備えさせることである 2 適用範囲本手続きは電力系統運用 送電網管理機関 送電企業 配電企業 送電網に接続された発電会社と消費者に適用される 3 一般的考察設備が接続される系統の所有者である送電企業は 本運用手続きの中で明示される側面に関して その設備の少なくとも設計および実行プロジェクトを監督する またプロジェクトの残りの部分は 設備所有者の基準に基づいて設計 実行され 同所有者の責任の範囲内には 適用規則 法律を常に守ること および設備の運転開始を実行することが含まれる 2000 年の勅令 1955 号の第 57 号の規定に従って 電力系統運用 送電網管理機関は 新たな設備と既存の設備に課された条件が守られていることを確認し 不履行があればその是正提案を作成することができる 4 送電網への接続本手続きでは 関与する活動の形態に関係なく 送電企業ではない主体の変電所と送電網との間の接続を可能にする設備を連結設備と定義し 設計 組立 試験 および運転開始に関して全体的かつ調整された形式で考慮しなければならない 2000 年の勅令 1955 号の規定に従って 連結設備 送電網と非送電網の間の境界 および接続設備を定める限度を示す 5 設計と機器の必要条件送電網に接続された設備は その機能が電力系統の正常な運用を可能にすること およびその反応が異例の状況において予測されるものであることを保証するのに必要な構成要素を備えていなければならない 6 機能条件送電網に接続した設備の所有者が 測定に関する法規によって必要とされる機器の送電設備内での設置を求める場合 あるいは送電機器の電力を測定するため基準値のいずれかを採用する必要がある場合 当事者双方の間で関連の合意を得なければならない 7 送電網に接続された新設備の運転開始送電網に接続ポイントを有するあらゆる設備の運転開始は 直接接続の場合も 共有連結設備への組み込みの場合も 電力系統運用 送電網管理機関および接続する送電網の所有者である送電企業の認可を受けなければなら 5

156 ない 同様に 2000 年の勅令 1955 号の規定に記された送電網への有意な影響を伴う配電網への接続も 同勅令の規定に従って 配電企業および電力系統運用 送電網管理機関の認可を受けなければならない 新設備の運転開始計画に関して 新設備が接続される送電網を所有する企業は 最低 2 ヶ月の十分な余裕をもってその実行プログラムに関する報告を行い これによって電力系統運用 送電網管理機関が 運用手続き 3.4 送電網のメンテナンスのプログラム作成 に従って 前記プログラムを 送電網メンテナンス年間計画 に組み込むことができるようにする必要がある (3) FRT に関する規定の状況スペインでは風力発電機には Fault-Ride-Through 能力を具備するよう 2007 年に Grid Code( 系統連系技術要件 ) P.O.12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tension de las instalaciones eolias が改正されている 詳細は以下の通り 1 目的 : 本運用手続きは 2004 年の勅令 436 号の第 4 補足規定を遵守しながら 瞬時電圧低下に対し電力供給の連続性を保証するため 様々な特殊方式の生産設備が満たすべき条件を定める 2 適用範囲 : 風力エネルギーを利用する特殊方式の発電設備 (2004 年の勅令 436 号のグループ b.2) 本手続きは 電力系統に接続し 工業 観光 商業省に従属する特殊方式生産設備行政登記所での最終登録日が 2007 年 1 月 1 日以降である新たな風力エリアに適用される それ以外の設備は 現行法で随時定められる暫定適合期間を有するものとする 技術的な構成を理由として本運用手続きに定められた規定の最低条件を満たすことが保証できない既存設備の場合 その所有者は 電力系統運用機関に対し 自身に該当する暫定期間内に 技術面での不可能を正当化する報告書を提出しなければならず またこれによって その所有者は報奨金の受取が禁じられる 3 定義 : 電線網の接続ポイント : 発電設備が接続される送電網または配電網のノード 短絡解消 : 保護システムの作動が運用手続き 11.1 管理された送電網の保護に関する一般基準 に定められた基準に一致する場合 電力系統における短絡が正しく解消されたものと判断される 短絡期間 : 電力系統における (0.85p.u. を下回る電圧降下を伴う ) 短絡の開始とその短絡が所定の保護システムの作動によって排除される瞬間との間に含まれる時間 瞬時電圧低下 : 短時間で回復する急激な電圧の低下 瞬時電圧低下の継続時間は 10 秒から 1 分間と定める 短絡解消後の電圧回復期間 : 短絡が解消した瞬間と 電線網の接続ポイントにおける電圧が 運用手続き 1.4 電力系統運用機関が管理する電線網の境界ポイントにおける電力提供の条件 に明示された 電力系統の正常な運転のための変動許容限度の範囲内に再度収まる瞬間 または図 3-1 に定められた時間限度に達する瞬間との間に含まれる時間 4 短絡に対する対応 : 発電設備の所有者は 本手続きの適用範囲に入る自身所有のすべての発電設備が 短絡の発生と直接結び付く瞬時電圧低下を原因とする解列を受けることなく 電力系統に接続された状態で維持されるように 必要な設計対策および / または管理対策を採用しなければならない 設備およびその構成部分は 図 3-1 に明示された大きさ 継続時間の特徴を有する三相短絡 二相接地短絡 または単相短絡によって発生した電線網接続ポイントにおける瞬時電圧低下に解列が発生することなく耐えることができなければならない つまり 図 3-1 に記された陰影部分に含まれる電線網接続ポイントにおける瞬時電圧低下に対して設備の解列が発生しないものとする 二相絶縁接地短絡の場合 設備の解列を認めない瞬時電圧低下の陰影部分は 図 3-1 に似た形状を取るが 電圧の下限値 6

157 は 0.2pu ではなく 0.6pu に位置する 図 3-1 設備に求める電源網接続ポイントにおける 瞬時電圧低下 の電圧 - 時間曲線 電圧 (pu) 障害発生ポイント 不足の解消 不足継続時間 時間 (sec.) 図 3-1 に示された電力系統の回復時間は 接続ポイントにおいて短絡電力の 5% を下回る風力起源の発電電力量を記録した時点とみなされる この風力発電量の制限が増大する場合 図 3.1 の曲線は 風力発電設備がより大きい瞬時電圧低下に耐えるように変更されなければならない I. 三相短絡 : 短絡が継続される期間においても 短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは無効電圧の消費中は系統に接続することができない 前記内容にもかかわらず 不足開始直後の 150ms また不足解消後の 150ms において ただちに無効電圧を消費するための支援が求められる ただし これは次の条件が満たされる場合に限られる 短絡発生から 150ms の間において 各サイクル (20ms) における設備の無効電圧の正味消費が 記録された定格電圧の 60% を上回らない 短絡解消から最初の 150ms において 無効電圧の正味消費が定格電圧の 60% を上回らず また設備の無効電圧強度の正味消費が 各サイクル (20ms) において 記録された定格電圧に該当する強度の 1.5 倍を上回らない これと平行して 短絡継続期間においても また短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは有効電圧の消費中は系統に接続することができない 前記内容にも限らず 短絡開始直後の 150ms と短絡解消直後の 150ms において有効電圧の消費を支援することは認められる これに加えて 記録された定格電圧の 10% を上回らないのであれば 短絡の残り時間においても有効電圧の消費が許される 短絡期間においても また短絡解消後の電圧回復期間においても 設備は電力系統に対して 可能な最大限の強度 ( 総電圧強度 ) を供給しなければならない 設備側から電力系統への総電圧の提供は 短絡開始 または短絡解消時から 150ms が経過するまでに 設備の機能ポイントが図 3-2 中の陰影部分に位置するように行われるものとする したがって 電線網の接続ポイントにおける 0.85pu を下回る電圧に関しては 設備は有効電圧を発生させなければならず その一方で 0.85pu と電力系統の正常運転のために共用される最低電圧値の間に含まれる電圧に関しては 設備は無効電圧を消費しては 7

158 ならない 正常運転において許容可能な最低電圧を上回る電圧値に関しては その正常運転に関する運用手続きに定められた内容が適用される 図 3-2 電源網接続ポイントにおける電圧に関する電圧不足期間と電圧回復期間における許容値 1 有効電圧強度 / 総電圧強度 (pu) 不足と回復正常運転 1 有効電圧の発生 無効電圧の消費 電線網の接続ポイントにおける電圧 (pu) II. 単相および二相の短絡 : 短絡が継続される期間においても 短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは無効電圧の消費中は系統に接続することができない 前記内容にもかかわらず 不足開始直後の 150ms において また不足解消後の 150ms において 無効電圧を消費中の系統接続が認められる これに加えて 次の条件が満たされるのであれば 短絡の残り時間において一時的な無効電力の消費が許される 設備の無効電圧の正味消費 2 が 設備で 100ms に記録された定格電圧の 40% に等しい無効電圧を上回らない 設備の無効電圧の正味消費が 各サイクル (20ms) において 記録された定格電圧の 40% を上回らない これと平行して 短絡継続期間においても また短絡解消後の電圧回復期間においても 電線網の接続ポイントでは有効電圧の消費中は系統に接続することができない 前記内容にもかかわらず この場合 短絡開始直後の 150ms と短絡解消直後の 150ms において有効電圧の時間どおり消費の存在も認められる 不足継続期間の残りの時間において 次の条件が満たされるのであれば 有効電圧の消費が認められる 有効電圧の正味消費 3 が 設備で 100ms に記録された定格電圧の 45% に等しい有効電圧を上回らない 有効電圧の消費が 各サイクル (20ms) において 記録された定格電圧の 30% を上回らない 本手続きの適用開始日の時点で存在する設備は 重要な改造 改善が行われない限り 第 4.2 項に定められた 1 運用手続き 1.4 電力系統運用機関が管理する電源網の境界点における電力供給の条件 に基づく 2 この消費は 3 つの位相を合計した累計消費に該当する 3 この消費は 3 つの位相を合計した累計消費に該当する 8

159 短絡の期間における有効 無効電圧の消費に関する必要条件を満たすことを免除される 4. イギリスの状況 (1) 名称 : 配電に関する THE DISTRIBUTION CODE and THE GUIDE TO THE DISTRIBUTION CODE OF LICENSED DISTRIBUTION NETWORK OPERATORS OF GREAT BRITAIN および接続条件に関する THE GRID CODE 配電に関する Distribution Code は以下の項目からなる 用語定義と索引 総則 ( 規則の適用範囲 規制委員会の位置づけ ) 計画及び接続時の基準 ( 設計基準 接続要件 発電設備に要求される仕様 ) 運用時の基準 ( 需要予測 運転計画 管理 連絡及び情報共有 ) 接続時の登録情報 ( 登録手順 責任 情報の種類 ) 接続条件に関する Grid Code は以下の項目からなる 用語定義と索引 計画に関する基準 接続条件 運転基準 均衡基準 データ登録基準 総則 (2) 対象 :Distribution Code の対象は高圧で接続する DNO の配電システム使用者に適用される 具体的には 5MW 以上の需要を持つ需要家 DNO が適切と判断し 1MW 以上の出力を持つ組み込み発電機などが該当する Grid Code の接続条件に関する対象は 発電機 系統運用者 非組込消費者 直流変換器所有者等. (3) FRT に関する規定の状況 Distribution Code において DPC7.4.4.( 計画及び接続時の基準に関する項目の中の一部 ) において FRT 規定に関して記述されている また Grid Code において CC において規定されている 詳細は以下の通り DPC7.4.4 によれば DNO の系統網に接続している発電設備は DNO の配電システムの安定性に貢献することが求められる 具体的には 三相短絡や相間短絡解消中の相電圧不均衡が発生した時に解説することなく運転を続けることが必要になる 両ケースとも DNO の保護施設において解消される DNO は相間短絡 DNO 保護遮断時 短絡解消時の相電圧の不均衡などの状況下における組み込み発電機のシステム要件に関して勧告することができる DNO の配電システムにおいて規定された発電所の時間内に収まる保護システムバックアップによって解消されるような相間短絡が生じた場合には 系統接続協定の要請に基づいて 想定される相電圧不均衡の組み込み発電機のシステム要件に関して勧告することができる CC によれば FRT は発電機 蓄電設備 直流変換器に求められると規定 要件は状況毎に以下のケースに分かれる 9

160 1 陸上の発電機 蓄電設備 直流変換機に関する要件 (CC ) I. 陸上の送電システムにおいて系統電圧を超える 140ms 以内の短絡が発生した場合の要件 (CC (a)) II. 上記要件に追加して 陸上の送電システムにおいて系統電圧を超える 140ms を超える時間の短絡が発生した場合の要件を定める (CC (b)) 図 4-1 系統電圧を越える 140ms 以上の短絡発生時の電圧許容値 ( 陸上システム ) 2 洋上プラットフォームの低圧側が求める FRT 要件を満たす大規模発電所に備えられている洋上の発電機 蓄電設備 直流変換器に関する要件 (CC ) I. 洋上プラットフォームの低圧側が求める FRT 要件を満たす大規模発電所に備えられている洋上の発電機 蓄電設備 直流変換器において 140ms 以内の短絡が発生した場合の要件 (CC (a)) 図 m 以内の短絡発生時の洋上設備に求められる電圧許容値 10

161 II. 洋上プラットフォームの低圧側が求める FRT 要件を満たす大規模な発電所に備えられている洋上の発電機 蓄電設備 直流変換器において 140m を超える短絡が発生した場合の要件 (CC (b)) 図 ms を越える短絡発生時に洋上設備に求められる電圧許容値 3 その他の要件 (CC ) 11

162 5. デンマークの状況 (1) 名称 : Market regulations, Technical regulations (2) 対象 : 発電設備の種別 容量別に以下の通りに分割されており 3.2.1:11kW 以下の発電設備 3.2.3: 1.5MW 以上の火力発電設備 3.2.4:1.5MW 以下 11kW 以上の火力発電設備 3.2.5:11kW 以上の風力発電設備が対象 1 技術規制 ( システム要素 グリッド接続 グリッド設備 システム運用 ) I. システム要素本項では 発電システム全体に対して必要な機能と原則を規定している これには システムの規定 負荷制限要件 無効電力制御の要件などが含まれる II. グリッド接続本項では 発電所がデンマーク国内の電力網に接続する際に必要となるシステム設備 及び 系統にトラブルに耐え 安定した運転を継続するための設備要件を規定する III. グリッド設備本項では 高架線 ケーブル 変電所 変圧器 高圧直流変圧器に設置 運営する設備に関して規定する これには 制御保護設備や 遠隔制御 運用記録設備などが含まれる IV. システム運用本項では 発電所所有者 運転者 需給調整責任者及び TSO に対してシステムの安定かつ信頼性のある運転をするための要件を規定する これには システムの運用に関する手続き規定の他にも 系統制御センターとの協力に関する要件も含まれる これらの他にも発電設備が系統に供給するための補助設備 発電所を閉鎖する際のガイドライン システム運用目的に対する責任に関する規則 警戒態勢と日々の運用に対する意思伝達体制を備える等を規定している 2 市場規制 ( 電力市場の原則 市場アクセス バランス責任 市場のバランス 告知とスケジュールの扱い メーターの設置 電力メーターの技術要件 グリーン発電設備の設置 電力情報に関する情報交換 ) データ保護 供給者の変更 負荷情報の測定 ) (3) FRT に関する規定の状況特に 風力発電設備の FRT に関しては 規定 において以下の通り規定されている 規定では 1.5MW を超える風力発電設備に関して 以下の要件を定めている 接続点において突発的に 20 以上位相がずれるような状況において 解列または出力低下しなくても状況に耐えうる設備設計を行う必要がある 接続点で通常の供給状態に復帰してから 5 秒以内に発電設備も通常運転に戻る必要がある 電圧降下に対する設計及び無効電力に関しては それぞれ以下に示す図 5-1 に沿った設計を求める また 要件の詳細は別途定める 1 電圧降下に対する許容値風力発電所は接続点において 50Hz で接続されている中で 最低でも 0.5 秒以内の間 接続点の電圧が 20% まで降下した状況に耐えうる設備設計が求められる 電圧降下時においては 個別の風力タービンに電圧制御対策を取ることが認められる 詳細は以下図 5-1 の通り 12

163 図 MW を超える風力発電設備に対する電圧降下の許容値の要件 下記に示す要件は 対称短絡 非対称短絡にかかわらず求められ 事象に応じて三つのケースに分けられ それぞれ要件が規定される Area A: 風力発電設備は系統につないだままで 通常運転を維持することを認める Area B: 風力発電設備は系統につないだままで良いが 設計された供給電流量の範囲の中で電圧を安定化させるために 無効電力を制御し最大電圧を供給する事を求める ( 下図 5-2 を参照 ) Area C: 風力発電設備の解列を認める 電圧が Area A レベルにまで回復すれば その後電圧が降下する場合には 新たな電圧降下事象が発生したものと認識される Area B から C に移行するような電圧降下が起きた場合には 解列が認められる Area B において電圧降下が連続するような状況においては 発電所には 下図 5-2 に示すような無効電力を制御する設備の設置を求められる 図 MW 以上の風力発電設備に対する電圧降下時の無効電力供給設備要件 13

164 無効電力制御は上図 5-2 の条件に沿って行われることが求められ 事象発生 0.1 秒後からは ±20% の許容値を持つ制御特性に従って無効電力は制御されなければならない Area B の状況下では 無効電力供給が第一に求められ 有効電力供給の優先順位は無効電力に次ぐ 可能であれば 電圧降下中にも有効電力を制御することが望ましいが 発電所設計仕様の範囲内に於いて 有効電力が低下することは許容される 2 公共電力供給網における再発性の系統障害について公共電力供給網で系統障害が発生した場合には 風力発電所及び他の保障設備は 系統に留まらなければならない 接続点においては以下の要件が求められるが 公共電力網においては多数の地点で障害が連続して発生しうる 前項であげた電圧降下に対する要件を遵守することに基づいて 反復性の障害に対する設計要件に関して 次の表 5-1 において示す 三相短絡 型 二相短絡 ( アースの有無は問わない ) アースによる単相短絡 表 5-1 公共電力網における障害と持続時間 短絡時間が 150ms 障害持続時間 0.5-3s 後に短絡時間が 150ms の短絡が続く場合の時間 150ms の短絡 0.5-3s 後に新たに時間 150ms の単相短絡が続く場合の時間 150ms の単相短絡 表 5-1 に示す障害うち少なくとも 2 件が独立に 2 分以内に発生する場合には 風力発電の設備容量は 表 5-1 に示す要件を満たさなければならない 表 5-1 に示す障害のうち少なくとも 6 件が独立に 5 分間隔で発生する状況下で 風力発電設備が正常に運転可能であるように緊急供給設備や水圧式設備 空気圧式設備などを設置して 十分なエネルギー貯蔵量を確保することが求められる 14

165 6. ENTSO-E ガイドライン案の状況 (1) 名称 : Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators (2) 対象 : 110kV 以上で送配電系統に連系される発電設備に適用されるガイドライン (3) Fault-Ride-Through 機能に関する記述本ガイドラインでは 6. 同期発電機の要件 における R kV 以上で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力 及び R kV 未満で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力 7. Power park modules 4 の要件 における R kV 以上で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力 及び R kV 未満で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力 そして 9. 発電設備の遵守要件 の R.9.9 責任系統運用者の責任 に FRT に関する記述がある 1 R kV 以上で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults 5 ) による擾乱発生後に 110kV 以上で連系する同期発電機が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 6-1 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 図 kV 以上で連系する同期発電機の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 2 R kV 未満で連系する同期発電機の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults) による擾乱発生後に 110kV 未満で連系する同期発電機が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 6-2 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 4 太陽光 風力 二次励磁発電機等 5 本ガイドラインでは未定義 15

166 図 kV 未満で連系する同期発電機の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 3 R kV 以上で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults) による擾乱発生後に 110kV 以上で連系する Power park modules が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 6-3 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 図 kV 以上で連系する Power park modules の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 4 R kV 未満で連系する Power park modules の Fault-Ride-Through 能力各送電系統運用者は 保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り 送電系統運用者のネットワークでの事故 (Secured Faults) による擾乱発生後に 110kV 未満で連系する Power park modules が系統へ接続し かつ安定運用を継続するための状態を示す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する 大幅な電圧降下時に 図 6-3 のように 時間に対して赤線の領域内で運転を継続することとされている 16

167 図 kV 未満で連系する Power park modules の電圧に対する分布境界線 ( 赤線 ) 5 R.9.9 責任系統運用者 6 の責任責任系統運用者は遵守証明のための要件を公表する義務があり その要件の中に予期されるパフォーマンスを示すために発電設備運用者による調査が定められている 同調査の項目の一つに Fault-Ride-Through が規定されている 6 責任系統運用者(responsible Network Operator) という用語についてガイドライン上で定義されていないが 欧州では系統運用機能分離 ( 送配電設備の所有者と送配電系統運用を行う者が別 ) 等が実施されている地域もあることから 地域で責任系統運用者を定めることとしているものと推察される 17

168 海外現地調査質問項目案 資料 4-2 ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所 1. ガイドライン策定組織 ガイドライン制定の目的は何か? ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理機関はどこになるのか? 送配電会社が策定しているガイドラインとの関係は? ガイドラインの構成と規制内容は? 発電機の容量により連系する系統の電圧階級が定められているか? ガイドラインで要求している設備仕様を満足しているかどうかについて 認証機関を活用しているのか? ガイドラインにおいて 再生可能エネルギー発電に対して特別な規定を設けているか? 風力発電 (FRT 機能等 ) 住宅用太陽光発電 ( 逆潮流電力対策 ) ガイドラインで接続費用負担について規定しているか? ガイドラインに関する今後の課題は? 2. 規制機関 ガイドライン制定の目的は何か? ガイドラインの法的根拠は何か?( 強制力の有無 法律との関係 ) 現状のガイドラインは EU 指令第 5 条 ( 注 1) の規定に合致しているか? ガイドラインの規定に関して紛争が発生した場合 紛争処理に介入できるか? ガイドラインに関する今後の課題は? 3. ENTSO-E ( 注 2) 新しい発電の系統連系要件ガイドラインを策定することになった理由は何か? 各国の特殊事情を踏まえ どの程度のガイドラインの標準化を行うのか? ( 注 1)EU 指令第 5 条は 技術的規則を定めており 加盟国が定める規制機関又は加盟国は 保安原則を定義し そして最小限の技術的設計及び発電設備 配電系統 直接接続する需要家設備 国際連系線及び直営線の系統への接続にかかわる運用要件を構築する技術規則が構築及び公表されるようにしなければならない それら技術規則はシステムの相互運用性を確保し 客観的で非差別的取り扱いとなるものであるものとする とされている 国際電力取引規則第 8 条で発電所の接続条件も技術的規則に含まれる内容とされている ( 注 2) 現在 ENTSO-E では Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators という共通の技術的要件を策定中 1

169 < 参考 > 訪問先候補一覧 国都市訪問先候補業務発電所連系要件を設フレゼンシア Energinet.dk 送電会社デンマーク定コペンハーゲン DERA 独立規制機関発電所連系監視 ドイツ ベルリン BDEW 民間業界団体 発電所連系要件ガイドラインを設定 ベルリン 50Hertz Transmission 送電会社 発電所連系を受付け 欧州共通の技術規則ベルギーブリュッセル ENTSO-E 送電運用者協会を検討発電所連系要件を設マドリッド REE 送電会社スペイン定マドリッド CNE 独立規制機関発電所連系監視 イギリス 米国 ロンドン Energy Networks Association 送配電会社協会 発電所連系要件ガイドラインを設定 ロンドン OFGEM 独立規制機関発電所連系監視 ワシントン DC FERC 独立規制機関 ( 連邦 ) オースチン PUCT 独立規制機関 ( 州 ) 発電所連系要件ガイドラインを設定 発電所連系要件ガイドラインを設定 資料 4-2 以上 2

170 資料 4-3 系統連系技術要件ガイドライン海外調査質問項目 ガイドラインの位置づけ等 ガイドライン制定の目的 ニーズ 改定経緯, 今後の改定予定 ガイドラインの位置づけ ( 強制力の有無, 法律との関係など ) 民間規程の有無とその位置づけ 概要 ガイドラインの構成と規制内容 ( 電圧変動, 周波数, 単独運転, 不要解列の防止, 高調波, 力率 ) ガイドラインに対する TSO 間 DSO 間の体制 ( 策定組織との関係 協定( 書 ) 連絡会議など ) ガイドライン等における規制の内容 発電機の容量により連系する系統の電圧階級が定められているか ( 日本では~50kW: 低圧,50kW~2,000kW: 高圧,2,000kW 以上 : 特別高圧が目安となっている ) また, 電圧階級が定められている場合の例外事項設定の有無およびその内容 ( 例. 高圧需要家における低圧みなし連系等 ) ガイドラインで要求している設備仕様を満足しているかどうかについて 認証機関を活用しているのか 認証機関を活用している場合, どのような機関 ( 国営, 民間等 ) が行っているのか 認証機関で認証している設備 ( 要件 ) はどういったものか ガイドラインの内容をすべてカバーできているのか 認証機関を活用していない場合, ガイドラインで要求する設備仕様を満足していることをどのように確認しているのか 単独運転防止に関する規制の有無およびその内容 単独運転検出装置の設置がガイドライン等で定められているか 定められている場合, どのような検出方式を採用しているか 同種の分散型電源は同一系統に複数連系する場合の規制の有無および有の場合の内容 異種の分散型電源が同一系統に連系する場合 ( 風力と太陽光等 ) の規制の有無および有の場合の内容 再生可能エネルギーと蓄電池との併用に関する規制の有無およびその内容 電圧上昇抑制対策に関する規制の有無およびその内容 常時電圧変動に対する規制の有無およびその内容および異常電圧 ( フリッカ, 高調波等 ) に対する規制の有無およびその内容 1

171 同期発電機や誘導発電機を用いた発電設備等の低圧連系は逆潮流なしに限定されているか 逆潮流あり連系がルール上認められている場合, 単独運転検出についてどのように担保されているか 電気方式が異なる場合 ( 単 3 200V/100V の系統に単 2 200V で連系等 ) の規制の有無およびその内容 ( 例. 相間不平衡の許容値等 ) 停電後の復電時に自動復帰機能を認めているか ( 例. 低圧連系のみ許容等 ) 海外における系統連系の状況等 集合住宅における太陽光連系の状況 ( 各戸連系が多いのか 共用部連系が多いのか等 ) 分散型電源連系に伴う系統増強対策を実施する場合の費用負担の考え方 再生可能エネルギー普及拡大に向けた対応状況 FRT 関連 分類 小項目 質問事項 <Yes> <No> すべての分散型電源に適用されている すべての分散型電源に適用しない理由 のか? は何か整理されているのか? <Yes> 具体的な項目 ( 周波数 電圧など ) およびレベルは? <Yes> また その具体的根拠は? <Yes> <Yes> 要件化にあたって技術的な課題は何か具体的にはどのような課題か? あったか? <Yes> 各国 各地域で FRT 要件のレベルは異なるのか? <Yes> 要件を統一化する動きはあるのか? <No> なぜ要件を統一化しないのか? ガイドライン規程内容 FRT FRT(Fault Ride Through) は要件化されているか <Yes> FRT 要件策定後 適用を猶予するケースがあったか? <Yes> 一定の移行期間を設けたか? 要件策定以前に認証取得している機種について適用を猶予したか? 既連系設備の移設の場合は適用を猶予したか? その他 適用猶予する条件は? <Yes> FRT 要件策定後 既連系の風力にもさかのぼって適用しているのか? <Yes> さかのぼって適用するのは 実業務として困難ではないか? さかのぼって適用する理由は? <Yes> <Yes> どのような機関が行っているのか? FRT 要件に適合していることの確認は認証機関を通して行っているのか? <No> どのようにして適合していることを確認しているのか? <No> <No> 要件化に向けた検討はされていのか? なぜ要件化が進んでいないのか? FRT 以外で再生可能エネルギーに対して 特別な条項を設けているか? <Yes> どのような内容か? 以上 2

172 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 について 平成 22 年 9 月 10 日閣議決定 新成長戦略実現に向けた3 段構えの経済対策 を別紙のとおり定める

173 ( 別紙 ) 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 ~ 円高 デフレへの緊急対応 ~ 平成 22 年 9 月 10 日 1

174 別表 2 5 分野を中心とした需要 雇用創出効果の高い規制 制度改革事項 番号事項名規制改革の概要実施時期所管省庁 < 都市再生 住宅 > 1 マンション建替え円滑化法における最低住宅面積の緩和 マンション建替え円滑化法を活用した建替えには 各戸あたりの最低面積が定められており 戸当たり面積の小さいワンルームマンションの建替えが困難となっている このため 平成 22 年度検討 建替え前の1 戸当たり面積が50m2未満のワンルームマンションに限り 建替え後の最低住結論 措置宅面積および居室数の条件を緩和し マンション建替え円滑化法の適用を可能とするよう早期に検討し 結論を得た上で 平成 22 年度に措置を講じる 国土交通省 2 地下鉄等軌道上の市街地再開発事業の推進 都市における土地の合理的かつ健全な高度利用と都市機能の更新を推進する観点から 都市再開発法に基づき第一種市街地再開発事業を実施する際に 地下の地下鉄軌道等に区分地上権が設定されている場合についても 全員同意を得ずして権利変換が可能となる方策について早期に検討し 鉄道事業者との調整等を図った上で 平成 23 年度中に結論を得る 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度中に結論 国土交通省 3 地籍調査の積極的推進 土地情報の基礎である地籍調査を積極的に推進するため 民間法人の活用を図るために必要な省令改正や運用通知の発出等を平成 22 年度中に講じる 平成 22 年度中措置国土交通省 4 大街区化の推進 戦災復興事業等によって一定の基盤が整備されている街区などを対象に 複数の街区に細分化された土地の集約を進めるためのガイドラインを平成 22 年度中に作成する 平成 22 年度措置 国土交通省 5 木造密集市街地における住宅等の建替え 木造密集市街地における建替えには 前面道路幅員が狭いことにより接道条件を満たさない等の課題がある そのため 敷地が接する道路幅員等に係る建築基準法上の現行の平成 22 年度措置緩和措置について 積極的な活用が図られるよう 地方公共団体宛に周知徹底を図る 国土交通省 < 環境 エネルギー > 6 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 港湾又は海岸保全区域における風力発電開発の推進 ) 港湾又は海岸保全区域における風力発電開発を推進するため 港湾の利用 保全に著し平成 22 年度中検く影響を与える 判断基準 ( 港湾法 ) や海岸保全区域における許可基準 ( 海岸法 ) の明確化討 結論 平成 23 について平成 22 年度中に結論を得 平成 23 年度のできるだけ早期に措置を講じる 年度早期に措置 国土交通省農林水産省 7 8 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 事業用電気工作物に係る工事計画届出 審査等の手続の緩和 ) 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 水力発電設備の一般用電気工作物となる範囲の拡大 ) 電気事業法第 48 条により 事業用電気工作物の設置または変更の工事であって経済産業省令で定めるものをしようとする者は その工事の計画を経済産業大臣に届けなければな平成 22 年度中に速らない この規定により500kW 以上の太陽光発電設備に関しては工事計画の届出が必要やかに検討開始とされているが 工事計画届出 審査等の対象外となる太陽光発電設備の範囲の拡大について 平成 22 年度中に速やかに安全性の技術的検討を開始する 技術進歩を踏まえ 経済対策として再生可能エネルギーへの投資を促進する観点から 小型の水力発電設備 (600V 以下 かつ ダムを伴わないもの ) について 一般用電気工作物平成 22 年度中に速の範囲を 最大使用水量 1m 3 /s 未満という条件を課した上で 出力 10kW 未満から出力やかに措置 20kW 未満に拡大する 経済産業省 経済産業省 9 住宅 ビル等における省エネ設備 新エネ設備の導入促進 新エネ設備 ( 太陽光パネル 太陽熱温水器や小型風力発電設備 ) 省エネ設備( ヒートポン平成 22 年度中検プ コジェネ施設 燃料電池等 ) を住宅 ビル等の建築物に設置する場合の建築基準法上討 結論 措置の取扱い ( 容積 高さの不算入対象 ) について明確化し 平成 22 年度中に周知する 国土交通省 10 エコカー普及にかかる制度整備 ( 電気自動車の充電サービスに係る取扱ルールの明確化 ) エコカーの普及を促進するため 充電サービスについて 消費者への提供方法 ( 時間単 平成 22 年中に速や 位 電力量単位 ) 等に係る取扱ルールを明確化し 平成 22 年中に速やかに周知徹底する かに措置 経済産業省 11 エコカー普及にかかる制度整備 ( 電気自動車の充電スタンドの設置規制の統一化 ) エコカーの普及を促進するため 充電スタンドの設置にあたって 設置場所 ( 床面からの距離確保 ) 及び管理体制 ( 目視監視 監視カメラ設置 ) 等について 地域により取扱いが異なることから 平成 23 年度中のできるだけ早期に技術面 安全面に関する規制の適用を明確化し 統一的なルールを定める 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度中のできるだけ早期に結論 措置 総務省 12 発電所のリプレースの際の環境影響評価の迅速化 火力発電所のリプレースは温室効果ガスの削減にも資することから これらの事業のうち環境負荷が現状よりも改善するケースについて 環境影響評価に要する時日の短縮が可能となるような手続の合理化を行うための方策の検討に平成 22 年度中に着手し 平成 23 年度中に措置を講ずる 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度結論 措置 環境省 13 小型発電機の系統連系に関する規定の見直し 発生した電力を電力会社へ売電する場合 設置する発電設備容量により低圧連系 高圧連系に分けられているが (50kW 未満が低圧 (200V) 50kW 以上は高圧 (6.6kV)) 設置する発電設備の容量が基準となるため 所内電力消費などにより実際に電力会社配電線へ流れる電力が 50kW を下回る場合にも高圧での連系が要求されてしまい コスト増に繋がっている したがって 低圧連系できる電力の大きさの緩和 もしくは電力の大きさの基準を設備の容量ではなく 実際に系統に流れる可能性のある最大の電力の大きさを基準とするよう 平成 22 年度中に必要な措置を講ずる 平成 22 年度検討 結論 その後速やかに措置 経済産業省 木質バイオマスを火力発電所等で木質バイオマスを火力発電所等でボイラー燃料として利用する場合の廃棄物処理法に基 14 ボイラー燃料として利用する場合のづく規制の在り方について 実態を十分に把握した上で必要に応じ検討を行う 規制の在り方の検討 平成 22 年度開始 環境省 28

175 規制改革要望に関する前回のご意見 資料 5-2 具体的な案件については承知していないが そうした事態が起こった時に系統安定の確保を前提に運用する範囲で協議をすることを明記して頂ければありがたい ガイドライン上は協議するとしか規定されていないが 規程の方では原則を超えるようであっても系統状況 設備実態 需要動向に応じて標準設備で安定確保に問題がない場合には 個別協議に応じて系統に連系できると記されている 示されたガイドラインには書いていないかもしれないが 規定の方には書いてある 個別の事象に関してはわからないが 規定には個別対応できるとある 具体例は分からないが 例えば 50kW で受電している主体が 100kW の発電機をつけて 50kW を自家消費しているので 50kW の契約でいいと主張するとすれば 50kW の分の負荷が落ちると系統に 100kW 分を送り出す事になり 受電設備の容量を超えてしまう 指摘の事例をもって要件を緩和することは技術的には難しい 個別の話はわからないが 現状では電力会社との話では余剰電力買取制度の枠の話になると思う 将来的に各規定の境界にある話が出てくる可能性があるのでその点は議論して頂きたい 現状ではどうすればいいのか どこに協議すればいいのか等 対応の仕方が暗中模索 協議することがガイドラインに既に盛り込まれている 先程の主旨であれば既に織り込まれていると考えている 普遍的にそのような状況が続くとなれば話は別 今後どうするかに関しては エネ庁側と相談としたい

176 資料 6 今後のスケジュール ( 案 ) 平成 22 年 12 月 17 日財団法人日本エネルギー経済研究所 第 1 回平成 22 年 11 月 26 日 10:00~12:00( 経済産業省別館 511 共用会議室 ) 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 海外現地調査でのヒアリング事項の検討 規制改革要望内容の検討 ( 関係団体の関連要望事項の整理 ) 第 2 回平成 22 年 12 月 17 日 14:00~16:00( 経済産業省別館 511 共用会議室 ) 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の概要 2 海外現地調査でのヒアリング事項の検討 2 規制改革要望内容の精査 NEDO における単独運転検出 FRT への取組み状況 その他事業者プレゼン ( 希望者 ) ( 海外現地調査 1 月上旬頃を予定 ) 第 3 回 ( 平成 23 年 2 月 4 日 10:00~12:00)( 経済産業省別館 511 共用会議室 ) 海外現地調査報告 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の精査 規制改革要望等への対応案の検討 第 4 回 ( 平成 23 年 2 月後半 ) とりまとめ ((2) 規制改革要望等への対応 ) 第 5 回 ( 平成 23 年 3 月頃 ) とりまとめ ((1) 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定とわが国ガイドラインの比較検証 ) 検討の状況に応じて スケジュールが多少変更となる可能性がある

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192 第 2 回系統連系技術要件ガイドライン研究会議事要旨 1. 日時 : 平成 22 年 12 月 17 日 ( 金 ) 14:00-16:00 2. 場所 : 経済産業省別館 511 共用会議室 3. 参加者 ( 敬称略 ): 委員長大山力横浜国立大学大学院教授 1 委員荒川忠一東京大学大学院工学系研究科機械工学専攻教授 石川忠夫江口政樹坂本光男鈴木和夫高田康宏豊馬誠中村知治萩原龍蔵 財団法人電力中央研究所システム技術研究所需要家システム領域上席研究員社団法人日本電機工業会 ( シャープ ( 株 ) ソーラーシステム事業本部ソーラーソリューション事業推進センターシステム開発部 ) 社団法人日本ガス協会エネルギーシステム部普及推進グループマネージャー部長一般社団法人日本風力発電協会理事 ( 株式会社日立エンジニアリング アンド サービス新エネルギー本部 ) 日本小形風力発電協会 ( ニッコー株式会社執行役員住設環境機器事業部環境エネルギー機器部長 ) 電気事業連合会工務部長社団法人日本電機工業会 (( 株 ) 日立製作所電力システム社電機システム事業部発電機システム本部自然エネルギー推進部兼電力システム社新エネルギー推進本部主管技師 ) 一般社団法人太陽光発電協会 ( 三洋電機株式会社エナジーソリューション事業統括部プロジェクト推進部ソーラーシステム技術課長 ) 4. 配布資料資料 1 議事次第資料 2 委員名簿資料 3-1 NEDOにおける単独運転検出 FRTへの取組み状況資料 3-2 単独運転検出装置標準化の取り組み (JEMA) 資料 3-3 FRT(Fault Ride Through) 要件化に関する検討状況および海外調査要望について ( 電事連 ) 資料 3-4 日本小形風力発電協会資料 3-5 風力発電設備の系統連系機能 ( 日本風力発電協会 ) 1 諸住委員は代理として多田氏が出席 1

193 資料 4-1 欧米系統連系技術要件ガイドラインにおけるFRT 規定の状況資料 4-2 海外現地調査質問項目案資料 4-3 海外現地調査質問項目意見提出資料 5-1 規制改革要望資料 5-2 規制改革要望に関する前回のご意見資料 6 今後のスケジュール参考資料 1 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 5. 議事要旨 : 1 開会 2 関係者プレゼンテーション 3 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の状況 4 規制改革要望の検証 5 閉会 6. 議事概要 質疑 1 開会 大山委員長挨拶 資料確認 2 関係者プレゼンテーション 資料 3-1~3-5 に基づき各委員より FRT 要件などに関する取組みについて説明 ( 石川委員 ) 風力発電機設備の機器として二次励磁機器とフルコンバータ式と通常のもので それぞれどの程度の割合になっているのか 今後この割合はどうなっていくとみているのか ( 鈴木委員 ) フルコンバータということであれば 資料 3-5 の大型機 2(6),3(7) で世界シェアの 2 割を占めるのではないか 大型機 1(4) の巻線型交流励磁機器は全体の 6 割で 残りはその他となっているのではないか 10 年前だが IEA の分析によればアメリカでも将来的に風力発電機が大型機になると水力発電と同様に変落差対応の可変速システムが高効率運用のために必須であるという分析があった 世の時流として可変速機器になっていくために 今後大型機 が主流になると考えている ( 石川委員 ) 二次励磁機器は瞬停などに対してどの程度対応できるのか ( 鈴木委員 ) 日本風力発電協会の系統部会で海外の事例に関して調べているところである 以前は 電圧が低下した場合には転送遮断 単独運転検出など電源を落とす対応をしていたが 海外の状況を踏まえ 資料 3-5 の4の対応を検討しているところであり 運用例 2

194 を調べている ( 石川委員 ) 二次励磁機器において 交流励磁が止まってしまった時が問題になるのではないか ( 大山委員長 ) 発電所を止めてほしいという意見と 止めるなという意見がある中で 欧米でも発電所を止めるなという話をすることはよくある 少し前に聞いた時には 発電所を止めて欲しいという議論は日本で一生懸命やっているが 欧米はあまりやっていないという印象を持っていた 現状 欧米はこれらの機器の標準化に関してどの程度のレベルで検討しているのか ( 中村委員 ) 単独運転検出は海外では機能としてはあるが 話題にならず 日本とは要求するレベルが違う 本委員会の調査でもそういった相違点を調べて頂ければありがたい ( 鈴木委員 ) 10 年ぐらい前の話だが NEDO の海外調査で単独運転検出に関して ドイツ デンマークなどでは風力の場合について周波数シフトの継電器を使って 単独運転検出を行っていた ( 石川委員 ) IEA で PV のインバータに関して系統連系ガイドラインの調査をやった その中で PV のインバータに関する各国のガイドラインにおける単独運転の扱いを調査したことがある 各国とも単独運転検出の必要性を認識しており 方式としては 大体周波数シフトを採用していた ドイツは大量に分散電源をつけるので 系統インピーダンスを使う方式も検討していた 調査の際に 標準化するかどうかをテーマには出来なかった 一方で 単独運転検出機能をどのようにして試験するのかは未定 試験方法は IEC との整合性が課題であり IEC ではまだ完全には詰められてはいないが 試験規格を作る事を進めている段階 ( 江口委員 ) 単独運転検出の検出方式としては周波数シフトがメインで ドイツだけが系統インピーダンスを使っていたが それも必須でなくなってきている 近年 検出方式に関する意見を聞くとインピーダンスのモニタリングよりも周波数のフィードバックの方がいいのではないかという意見が大半になっている ( 大山委員 ) 単機の検査結果で試験を通ったとしても 多数台の干渉に関する試験を行っていることは 今までほとんど聞いたことがなかった ( 石川委員 ) 昔は多数台設置時の問題は考えていなかった 近年 発電機の同期が取れるようになっているため これを受けて複数台の試験方法を確立していけば 複数の組み合わせを試行錯誤しなくてもいいことになる それらの検討の中で関連機器の標準化も進めていくべきではないか ( 江口委員 ) 海外でも単機での単独運転の議論はあるが 複数台になった時の干渉の取り扱いの議論は聞いたことがない 日本の国内のやり方にかかっている 3

195 単独運転を高速に検出することと検出機器の干渉防止 (?) は技術的にはトレードオフの関係にあるという問題もある ( 中村委員 ) FRT への対応には PCS 自身の能力の話と単独運転検出の検出計が誤動作しないかという二つの問題があり これを同時に解決しなければならない メーカー側としてはこの点に苦慮している ( 江口委員 ) FRT に関して 瞬停からの出力の復帰時間について海外で復帰時間の規定事例をみたことがないので どう考えられているのか調査してほしい ( 石川委員 ) 海外では風力発電が多いと思うが 風力発電は FRT 要件を決めた上でそれに沿って復帰すれば 元の出力に戻っていくことが見込まれるため 復帰時間が設定されていないのだと思う PV は最大電力制御をやっているため 制御に時間がかかると電圧が戻っても 出力が戻っていない可能性がある このため回復時間の遅れを見込んで 電圧が回復してから通常の動作点に戻るまでの時間を検討する必要がある 風力発電の場合はそのような遅れを検討する必要がないのかもしれない ( 中村委員 ) 将来の輸出の可能性を考えると 国内の標準化にあたっても 海外の動向を注視する必要があるため 海外調査に期待している ( 大山委員 ) 豊馬委員の話の中で 日本版 FRT 要件については 供給側からの要求がある一方で 系統側からの要求があるか またそれは欧米のものと違いがあるか ( 豊馬委員 ) 過去に瞬停の頻度を調査したことがあるが PV の低圧の FRT 要件は ほぼ決まっているので 実効性を検証するぐらいではないか 海外の系統との違いは 系統の大きさや雷の発生回数の違いもあると思う この WG の調査範囲かわからないが 瞬停の頻度から求められる FRT 要件の水準があるかも知れないと考えている その結果として 系統が求める FRT 要件が決まるのではないか それらを知るためにも 過去実施された瞬停の調査結果をレビューされてはどうか この件に関しては 欧州での要件設定に際しての根拠や考え方は知りたい 日本の設定の考え方の妥当性の検証にもつながる ( 石川委員 ) NEDO の FRT 要件に関する調査を行ったときには 日本系統に関してモデル系統でシミュレーションを行って 瞬停の影響が系統の安定性に与える影響を調べた その結果 電圧低下 20% くまで かつ 1 秒ぐらいまでが限度と考えている PV に関しては 復帰曲線の中で出力が戻っていなければ 結果的に電源が解列していることと変わらないので 出力が戻る前提に立てば要件はこの程度でいいという値に関する分析結果を示した 風力についての検討 シミュレーションが必要であれば WG の中でシミュレーションを行 4

196 って 風力発電機が求める要件と系統が求める要件をすりあわせて検討していくことを考えている ( 荒川委員 ) 風力が日本でなぜ普及しないのかという問いに対して 系統の容量の問題があると説明されるので それに対して電力会社間の連系拡大を提案しているが それにはコストがかかり難しいという話になる 容量と風力発電の変動性に関する関連性がもっと鮮明にならないかと考えている その上で 系統が受け入れる風力発電の可能量を少しでも大きくする方法はどうかということを考えたい ( 豊馬委員 ) 風力に関しては別途 導入に関する委員会がエネ庁主催で開かれており 導入拡大方策は議論されている 日本としては安定的かつ系統の品質に影響を与えないということが 電源受入の基本スタンスであるが 保守的だと言われるかもしれない 欧州は逆にどこまで再生可能エネルギー発電を導入できるのか実験しているようにも見える 系統が落ちると影響が大きいことは事実 欧州と日本の差にはポリシーの違いもある 系統側としては 周波数を保つことを前提として考えているが 一方で風力の平滑効果等に関する関連データが集まっているので 短周期 長周期などの問題を定期的に見直して 段階的に導入可能な風力発電の容量の枠組みを拡大していくことを考えている 最終的に風力発電を導入するか否かは経済性の問題であり 全量買取制度で何円で買取るのかといった点に帰着する部分はある 欧米との比較で言えば 平坦で広大な土地があるかないかなど国土 地形の問題もある 日本では電力の品質の保証が最優先される中で 導入拡大のためにできる限りのことはやっている ( 荒川委員 ) 風力発電の導入拡大に関しては これからも議論させていただきたい ( 大山委員 ) 系統側 発電事業者側 両者の立場もよくわかるが どこまで慎重にやるのか ( 江口委員 ) 資料 の 13 ページに周波数調整に対して有効電力で制御するという発想が 欧州ではあるようだが 本来ではこういった制御は余り無い 日本では今のところない 日欧で系統に求める品質の差によるものだと考えるべき ( 鈴木委員 ) そのような点もあるが 電圧変動の問題が主流だった 2004 年の系統小委員会から短長期周波数変動を制御する機能を持つ物も議論しているが 過去にはない むしろ外乱を起こしているのは風力であるため 負荷変動を上回る要素が入ってくると調整力の不足の問題が発生するため その点で運転可能量が決まるというのが現状 日本海と太平洋で風力の運転パターンが違っているため 全体としてバランスをとっている効果もあるが 今後風力の量が増えてくると 議論が必要 ( 江口委員 ) PV は 大量導入時に出力抑制で対応するという議論があるが 風力も周波数調整に対 5

197 して有効電力の制御が有効かどうか ( 鈴木委員 ) 有効電力制御などの点を連系の要件として どの程度海外も踏み込んでいるのか調べることも重要 ( 萩原委員 ) 風力発電導入の上限値は周波数調整余力から決っているのか そこには FRT 要件は関係しないのか ( 豊馬委員 ) 現段階では 各電力会社が決めているのは短周期面と LFC 容量 長期周波数制御の面から全体量が決まっており FRT は関係しない しかし風力発電がある程度大量に導入された時に 大規模な周波数変動 電圧変動などが起きて 期待した電力が喪失され 需給バランスが崩れて大停電に陥ることを懸念している このため大量導入に先取って FRT を系統連系要件に織り込んで頂きたいと考えている ( 多田委員 ) FRT 要件に関しては個別協議になっていると認識 3 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の状況 資料 4-1~4-3 に基づいて 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定の状況 海外調査に関する質問事項に関して事務局より説明 ( 豊馬委員 ) 海外調査に関しては お願いした質問事項に関して検討して頂きたい 技術的背景がわかる人の所に訪問してもらえるとありがたい 日本側も技術に詳しい方が行かれるのか どなたが行く予定か ( 事務局 ) 事務局スタッフが海外調査を行う予定にしている 風力発電協会殿にもご意見を伺っており 資料 で示して頂いたメーカー二社は欧州各国で風力発電機器を卸している企業であるため 関連の情報 議論を知っているのではないかと推察される これらの企業に関しては優先的に聞いていきたい 具体的にガイドラインに示された要件の根拠や経緯を聞いて欲しいという要望は理解している 時期としてはアポイント次第だが 1 月中旬を考えている ( 大山委員長 ) 風力発電機器製造メーカーでは なぜそうしているのか という系統側の問題意識はわからないかもしれない ( 事務局 ) 系統側 メーカー側 規制側の三者で それぞれの論点を補完できるように考えたい ( 荒川委員 ) ベルギーのブリュッセルに EWEA( 欧州風力発電協会 ) という組織があるが そこを訪問されてはどうか 専門の方がいるところに行く事が重要 EWEA には電力の専門家もいる 6

198 ( 事務局 ) メーカー 2 社から専門委員として EWPA にも参加しているはずであり そのような人をヒアリング対象としたいと考えている ( 坂本委員 ) 資料 4-1 の図 6-2 で 110kV 未満の設備が対象ということだが 風力や太陽光であれば対応可能かもしれないが コジェネの場合にはこのプロファイルで動かない場合もあり得る 電事連さんの質問事項にもあるが 要件の対象として全ての発電設備が挙げられているのか どこまで適用されているのか 除かれている設備があるとすれば 除かれた理由はなにか 分かる範囲で聞いて頂きたい ( 事務局 ) 文言上は 全てに適応するということで風力を特出ししていない以上 全ての発電機器であると推測される ただし 実際に全ての発電機器に対して活用されているかは疑問点としてありうるので 現地調査で確認させて頂きたい 4 規制改革要望の検証 資料 5-1~5-2 に基づいて 規制改革要望に関して事務局より説明 ( 豊馬委員 ) 私の発言だと思うが { 規定 } という文言は正しくは日本電気技術規格委員会が発表している系統連系規程 (JEAC の 9701) であるため こちらに訂正して頂きたい ( 岩澤係長 ) 規制改革要望に関しては 閣議決定されているものなので扱いも重い 電力 ガス事業部長からも真摯に対応するように指示をうけている 資料 5-2 を読むと委員の皆様の意見を集約した結果 現状の規程で示された事象に対応できると我々も受け止めている 系統連系技術用件ガイドラインの協議の中にそのことを明示的に書きこむか 規程の中で対応が読み込めているので そのことを関係者に通知文章として送るか やり方はあるが誤解のないように真摯な対応を考えている 次回の研究会で対応方針を示したく考えているので 中身をご審議頂きたい ( 荒川委員 ) 意見があった場合に 委員長もしくは事務局にいつまでに申し上げればいいのか 期限はあるのか 今回要望の中で 焦点になっているのは小型発電機に対する規定対応ということか ( 岩澤係長 ) 次回の研究会までにお願いしたい 規制改革要望の対応が 年度内であるため 3 月末までには対応する必要がある 設備がどういうものかわからない状態で 個別具体的な対応を詳細にガイドラインに書き込んだ結果 ガイドラインの本来の趣旨から外れてしまうことを懸念している 5 閉会 資料 6 に基づいて 今後のスケジュールに関して事務局より説明 以上 7

199 資料 1 第 3 回系統連系技術要件ガイドライン研究会 議事次第 平成 23 年 2 月 4 日 10:00~12:00 経済産業省別館 511 共用会議室 1. 開会 2. 海外現地調査結果 3. 系統連系技術要件の海外比較取りまとめについて 4. 規制改革要望への対応方法 5. 日本電気技術規格委員会からの要望について 6. 閉会 1

200 事務局( 3名) 島村 岩澤 事務局説明者吉川 事務局511 共用会議室 委員長政電力需給 流通課長補佐電力需給 流通政策企画室長策室電力流中村委員 萩原委員 系統連系技術要件ガイドライン研究会 ( 第 3 回 ) 座席表 高鈴坂江石田木本口川川委委委委委委員員員員員 平成 23 年 2 月 4 日 ( 金 ) 10:00~12:00 経済産業省別館 511 共用会議室荒(近藤代理)( 亀田代理 ) 員 豊馬委員 日本電気協会技術部長電力需給 流通政策室 山口原子力安全 保安院電力安全課係長 牧野 事務局説明者 事務局説明者 大山通企画係長

201 配布資料 資料 1 議事次第資料 2 委員名簿資料 3 海外現地調査報告資料 4-1 系統連系技術要件ガイドラインの海外比較資料 4-2 再生可能エネルギー電源の優先規定の導入に向けた検討状況について ( 抜粋 ) 資料 5-1 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインの解釈について ( 案 ) 資料 5-2 規制改革要望資料 6-1 常時電圧変動対策及び二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化に関する改正要望について資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正( 案 ) 常時電圧変動対策資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正( 案 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化資料 常時電圧変動対策について資料 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化について資料 7 今後のスケジュール ( 案 ) 2

202 資料 2 系統連系技術要件ガイドライン研究会 委員名簿 ( 敬称略 ) 委員長大山力 横浜国立大学大学院教授 委員荒川忠一東京大学大学院工学系研究科機械工学専攻教授 石川忠夫江口政樹坂本光男鈴木和夫高田康宏豊馬誠中村知治萩原龍蔵諸住哲 財団法人電力中央研究所システム技術研究所需要家システム領域上席研究員 社団法人日本電機工業会 ( シャープ ( 株 ) ソーラーシステム事業本部ソーラーソリューション事業推進センターシステム開発部 ) 社団法人日本ガス協会エネルギーシステム部普及推進グループマネージャー部長 一般社団法人日本風力発電協会理事 ( 株式会社日立エンジニアリング アンド サービス新エネルギー本部 ) 日本小形風力発電協会 ( ニッコー株式会社執行役員住設環境機器事業部環境エネルギー機器部長 ) 電気事業連合会工務部長 社団法人日本電機工業会 (( 株 ) 日立製作所電力システム社電機システム事業部発電機システム本部自然エネルギー推進部兼電力システム社新エネルギー推進本部主管技師 ) 一般社団法人太陽光発電協会 ( 三洋電機株式会社エナジーソリューション事業統括部プロジェクト推進部ソーラーシステム技術課長 ) 独立行政法人新エネルギー 産業技術総合開発機構スマートコミュニティ部主任研究員 以上 11 名

203 資料 3 海外現地調査報告 財団法人日本エネルギー経済研究所 1. 海外調査の目的 : ヒアリング項目 1 研究会の目的 欧米系統連系技術要件ガイドラインに類する規定とわが国ガイドラインの比較検証 対象国 : ドイツ イギリス デンマーク スペイン 米国 検討項目 : 規定の枠組み 法的位置づけ 規定の対象範囲 重要項目の詳細規定内容 規定に係わる紛争処理方法 費用負担 海外調査の目的 調査対象国の規制の概要 研究会に提出頂いた質問事項に関する調査 第 2 回研究会資料 4-2: 海外現地調査質問項目案 系統連系技術要件ガイドラインに関する一般事項 第 2 回研究会資料 4-3: 海外現地調査系統連系技術要件ガイドライン海外調査質問項目 系統連系技術要件ガイドラインに関する詳細事項 FRT 関連技術要件事項

204 2. 訪問スケジュール 2 訪問スケジュールと事業概要 国都市訪問先候補業務結果 デンマーク オーフス Vestas 風力発電機器製造メーカー風力発電機器製造 コペンハーゲン DERA 独立規制機関電力 ガス市場の監督 1 月 19 日 ( 水 ) 10:00-12:00 1 月 20 日 ( 木 ) 10:00-13:00 イギリスワーウィック National Grid 送電会社系統を運用 1 月 21 日 ( 金 ) 10:00-13:00 スペイン マドリッド CNE 独立規制機関 電力 ガス市場などエネルギー市場の規制監督 マドリッド REE 送電会社発電所連系要件を設定 1 月 24 日 ( 月 ) 10:00-12:30 1 月 25 日 ( 火 ) 10:00-12:00 ベルギーブリュッセル ENTSO-E 送電運用者協会欧州共通の技術規則を検討 1 月 26 日 ( 水 ) 10:00-11:30 ドイツアウリッヒ Enercon 風力発電機器製造メーカー風力発電機器製造 1 月 27 日 ( 木 ) 10:00-16:00 米国ワシントン DC FERC 独立規制機関 ( 連邦 ) 電力 ガス 石油市場の監督 1 月 31 日 ( 月 ) 9:00-11:00 3. 海外現地調査結果 ( テーマ別 ) 3 ガイドライン (Grid Code) について 項目 目的 法的根拠 紛争処理 再生可能エネルギーに関する特別規定 技術要件を定める事で 共通の定義の下で関係者が情報を共有できるようにするため系統に関して経済的 協調的 効率的なシステムの構築 維持するため法 企業ルール 法と企業ルールの組み合わせ 推奨基準など各国によって異なるドイツ : 連邦組織と関係者団体のラウンドテーブルにおいて解決が図られる 英国 : パブリックコンサルテーションが中心 スペイン : 政府 (CNE) が主導 アメリカ デンマーク : パブリックヒアリングから裁判所まで段階を設けて調整 風力発電 : ドイツ スペイン デンマーク 英国でFRT 規定が導入 住宅用太陽光発電 : スペインでFRT 規定が導入 FRT 以外の要件は議論中 FRT 規定を中心とした特別規定の導入が各国で拡大する見込み 費用負担 今後の方針と課題 系統側と発電事業者間の責任の明確化が重要 各国の再生可能エネルギー政策に依る 各国とも再生可能など非同期型発電機の系統接続の増加が予測されるため 系統安定化に向けてガイドライン (Grid Code) は強化される方針 テーマとしてはFRT 蓄電 単独運転検出 既存設備への対応 EVの導入 HVDCなど

205 3. 海外現地調査結果 ( テーマ別 ) 4 ガイドライン (Grid Code) の詳細項目について 項目 認証について 単独運転検出 エネルギー源による規定の違い 一般的にシミュレーションの結果 実機のパフォーマンスなどを規制機関ないし TSO が確認し 当該設備の認証を行う 設備認証について TSO や規制機関以外の認証機関を活用している国もある スペインでは政府からライセンスを与えられた設備認証組織が設備認証を実施している 現状では明確には定められていない国が多い 英国では G59 の中に関連規定がある 風力と PV の規定内容は似ているものの若干の違いがある ドイツでは 風力と PV で Code の策定機関が異なっているため一定の違いがある スペインでも FRT の規定に若干の違いが見られる 蓄電設備を備えた発電設備に関しては 現状では EU 各国において明確な規定はない 費用負担 規定に基づくだけでなく 個々の契約に基づく場合がある TSO の託送料金への上乗せされる場合がある他に FIT など各種料金の改訂 卸電力市場取引を通じて全ユーザーに負担される場合がある Code 改訂に伴う設備更新は中小規模の配電事業者にとっては多額の費用負担となるため 今後の再生可能エネルギー大幅拡大に向け 費用平準化に関して議論中 3. 海外現地調査結果 ( テーマ別 ) 5 FRT 規定について 項目 要件化について 適用の猶予について 各国 各地域でFRT 要件のレベルは異なっているが 特にドイツとスペインが先行している 基本的には風力発電に対して適用 スペインでは太陽光発電に対するFRT 規定も定めている 規定要件は供給地域のTSOが求める系統の安定化要件に従う FRT 要件に適合していることの確認は 基本的にTSOが独自で行う 技術的な課題として 古い風力発電所に対しては技術的に対策できない事例が挙げられる EUの統一規定に関してENTSO-Eが検討中 ( 各国事情を加味し 要件に幅を持たせる方針 ) FRT 要件策定後の既存設備への規定適用の猶予に関しては 主にスペイン ドイツなどで議論中 移行期間は 2 年を中心に議論 スペインでは追加的な設備投資の条件として FRT 設備の設置を要求する場合がある 瞬低について 項目 瞬低ついて 発電機側 系統側 需要者側それぞれにおいて多数の原因が考えられる ( 雷 木が倒れる バードストライク 台風など ) 英国では発電機の事故を中心に20-30 回 / 年程度 責任の所在は瞬低の要因となった当該設備の所有権による 対策としては 特に米国では需要側の自衛対策が中心

206 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 6 Vestas ( 訪問日時 :2011 年 1 月 19 日 ( 水 )10:00-13:00) 事業概要世界シェア 1 位の風力タービンメーカ 米国 中国 インド スペイン等 9 カ国に生産拠点を有しており 15,000 基以上が稼働中 それらのタービン全てを 24 時間 リアルタイムでモニタリングするシステムもあり 電圧 周波数 発電電力量 風速等のデータを常時受信している 主な議題 議題 風力メーカと Grid Code の関係について 費用負担とメーカとしての取り組みについて 回答 TSO に対して風力発電機製造メーカ側から提案 議論することはあるが Code に採用される場合が少なく 議論にならない場合が多い 各国が定める Grid Code の構造としては 根底に系統安定に関する基本概念があり その上に詳細な周波数値や電圧値などに関する規定が積み上がる構造になっている デンマークの TSO である Energinet DK が検討している新しい Grid Code は個々の風力タービンだけでなく ウインドファームの単位で規定を求めるものになると見られる 系統安定に資する制御設備 (STATCOM) の費用を払うのは発電事業者 Vestas は主にタービンを供給する事業者であるが 必要に応じて制御部門にも責任を持つ体制となっている その場合は系統側が求める指標に従う 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 7 DERA ( 訪問日時 :2011 年 1 月 20 日 ( 木 )10:00-13:00) 事業概要デンマークエネルギー規制局 (DERA) はデンマークのガス 電力市場の規制機関である 電力 ガス 熱供給の 3 分野それぞれの管轄部署があり 市場の効率化を目標とした監督 管理を行っている 主な議題 議題 DERAの役割瞬低と費用負担について紛争処理について 回答 価格を規制することで事業の競争環境を整え 効率化を促進 TSO が採用する調査分析の方法論 ( 価格 系統の運用状況 ) を承認する 瞬低による経済損失が故意でなく 必要な経費として認められるならば 託送料金に反映される ただし そのような事例は多くない 必要な経費であるか否かを判断するのがDERAの役割 国をまたがって損失が出た場合には それらの国で費用を分担することになる 小規模なTSOであれば トラブル発生時のために銀行に対して保険をかけており 自己負担に備える例がある 一般的に 新たな Grid Code が出される場合には パブリックヒアリング マーケットヒアリングなどが行われるため そこで意見調整される 紛争が続く場合には 専門家の委員会で議論し それでも決着がつかない場合は法廷闘争となる

207 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 8 National Grid ( 訪問日時 : 2011 年 1 月 21 日 ( 金 )10:00-13:00) 事業概要英国及び米国で事業を行っている系統運用管理者 (TSO) 系統の需給バランス 電圧 周波数を秒単位で監視し 安定性維持に責任を持つ 同社が系統運用の規程を定めた Grid Code は エネルギー法により系統運用の許認可を受けた事業者が 同法に基づき定めるものという法的位置づけであり 系統接続にかかる全ての技術的要件を定めている 主な議題 瞬低について 議題 Grid Code の策定と認証 紛争処理について 費用負担について 回答 Code は経済的 協調的 効率的なシステムの構築と維持を目的として系統の接続 送電設備の使用 運用に関する技術的側面に関して定める 系統に接続される設備が Grid Code に適応しているか確認したうえで 不適合の場合には Ofgem に指導を仰ぐ事が出来る 紛争処理は Ofgem が担う 系統運用にかかる設備の設置は基本的に発電事業者の責任 発電機側の要因で損失が生じた場合の補償も基本的に発電事業者 主な原因は 発電機の事故によるもの 年間で大よそ20-30 回 送電会社は メッシュ型系統や設備余力を持つなどの対策をとっている 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 9 CNE( エネルギー委員会 ) ( 訪問日時 : 2011 年 1 月 24 日 ( 月 )10:00-12:30) 事業概要 CNE は送電ネットワーク (access) を管理している CNE は 紛争処理やマーケットの競争促進を図る 系統アクセスの技術的な要件も定めている 設備要件に関しては 特に高圧に関して概要を定め 詳細は TSO に任せる 主な議題 議題 設備の認証について FRT 要件ついて 回答 Code の認証は政府が管轄している TSO が技術要件を CNE に申請し パブリックコンサルテーションを経て CNE から政府に答申し 政府が承認 設置時の検査し Code に合致しているかのチェックは事業者自身が行う CNE が幾つかの設備を取り上げて確認する事はある 設備の検査は CNE から認可を受けた検査機関が行っている 風力はすでに要件に組み込まれている 太陽光も新規に追加 PV に関する FRT 要件に関しては 2010 年 11 月に Code が改正され 適用される方針 PV の要件は基本的には P.O.12.3 に記される風力に求める FRT 要件に近いものだが細目で異なる点もある 今後新設されるユニットには無条件で FRT 要件が適用され 費用負担は事業者 既設ユニットの新要件への移行猶予期間は 6 ヶ月 ( 施行まで最大 2 年 ) 状況に応じて系統が強化されるまで新たな設備の接続を認めない場合がある これに関して紛争が起こる場合もあるが 系統に対する設備の投資が必要な場合は 経済的な問題として解決を図る方針

208 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 10 REE ( 訪問日時 : 2011 年 1 月 25 日 ( 火 )10:00-13:00) 事業概要スペインの系統を一元的に管理する企業 通常の中給とは別に 再生可能エネルギーに特化した設備を持つ スペインの電力事情の特徴として 発電事業者はほとんどの電力を市場に出し 市場で取引することがあるので ネットワーク上の需給バランスだけでなく経済的視点からのチェックも行っている 主な議題 議題 Grid Codeについて瞬低について FRTについて 回答 風力に関して特化した規定 P.O.12.3 を施行中 技術的な接続要件は電源種別を問わず 10MW 以上に適用されており それ以下で 1MW 以上の電源に関しては (Transmission ではなく )Distribution Code による 原因は 系統の問題 変圧器の問題 発電機の問題が主なもの 瞬低が起これば 欧州の系統の力も借りて安定化を図ることになる TSO として大きな瞬時低下に対しては技術的な制約があるため 一定割合までカバーするが完全補償はしない FRT 適用までの移行期間は 2 年間 Royal Decree436/2004 と 2006 年に関連記載がある 運用規定も示されている 適用除外規定は 容量の大きさに依る ウィンドファームに関しては 1MW 以上に適用 同一ノードの合計接続容量が 1MW 以上の設備も対象 配電に関しても同様と考えられる 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 11 ENTSO-E ( 訪問日時 : 2011 年 1 月 26 日 ( 水 )10:00-11:30) 事業概要 ENTSO-E は 34 カ国から 42 の TSO が加盟する組織 欧州統一的 Code 策定のための機関で 2009 年 6 月に設立 最終的な目標は欧州統一的な Code に法的拘束力を持たせ 各国に遵守させること 主な議題 議題欧州統合基準の策定について Pilot Codeについて認証について 回答 TSO を 5 つの同期地域に分割 Continent Ireland Great Britain Nordic Baltic 規制機関の組織である ACER(Agency for the Cooperation of Energy Regulator) が 何をすべきか を規定し ENTSO-E は どのようにすべきか について検討している EC 傘下の組織として統合化に向けた議論には透明性が求められる 発電機に関して検討している Pilot Code においては 1.Best Practice を適用する事 2. 不要な投資コストを削減する 3. それぞれの技術要件の調和を図る ことが求められる 各国の技術 おかれた状況を加味し FRT など各地域の事情に影響を受ける個別事項を全ての国に求めることはしない 設備の認証確認に設備の要件を満たしているか否かのチェックは 各国の評価組織 TSO にゆだねられる 新 Grid Code の既存機器への適応に関しては 2 年の猶予期間が与えられ この間に意見を述べる猶予が与えられる

209 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 12 ENERCON ( 訪問日時 : 2011 年 1 月 27 日 ( 木 )10:00-16:00) 事業概要 ENERCON は本拠地ドイツで 60% のシェアを有する他 世界各国に納入実績なる世界第 5 位の風力発電メーカである インバータなどを内蔵した風車に特徴がある 主な商品ラインアップは 10 年以上の実績のある E-33(330kW) から最新型 E-126(7.5MW) 主な議題 議題 各国の Grid Code について FRT について Code に対する提案 回答 法的根拠は国によって違う スペインやベルギーのように法制化されている国 TSO の企業基準である国 一部法制化 & 一部企業基準となっているものと 推奨基準にわかれる 多くの Grid Code は 従来型の同期型発電機に向けたものであり 非同期系の風力や PV に対応していないものが多い また 最新の技術を踏まえていないものが多い 要件の詳細数値は実機の試験とシミュレーションモデルの結果による 各国の Grid に接続する際には 各 TSO が持つ潮流計算モデルと連携して分析をしている Code が更新された場合に それ以前に作られた風力に対する Code の適応は国によって異なる ドイツでは 更新以前の機器は適応を免除する方針 スペインでは適応を求める 改修費用は莫大になる上 旧式の風力タービンでは技術的に要件を満たす設備の設置が不可能な場合がある ENERCONはGrid Codeに関して以下の点を提案 1. 系統側が最大限に風力発電のメリットを引き出しうるものである事 2. 何を最低限の要件とするか評価指標の定義を明確化する事 3. 最低技術要件に応じた投資を求めること 4. 接続点において最も合理的な要件であること 5. 技術要件は 系統側 発電側双方にメリットがある形で最低要件を決定していくこと 3. 海外現地調査結果 ( 訪問先別 ) 13 FERC( 連邦エネルギー規制委員会 ) ( 訪問日時 : 2011 年 1 月 31 日 ( 月 )9:00-11:00) 事業概要連邦政府傘下のエネルギー規制組織であり 議会法により設置されている 主な事業は電力 ガス 石油事業の規制管理 電力に関しては Energy Act 2005 に基づいて 何を達成すべきか を明確化し 信頼性基準などに関する指標を提示し 関連事業者を監督 指導する 主な議題 議題 米国の Grid Code について 紛争処理について 瞬低について 回答 基礎的な事項をNERCが策定 5 年毎に見直されている 具体的には州毎に策定 NERCの基準を参照しつつFERCも別途文書を策定 地方の配電事業者のCodeに関しては州毎で議論 FERCは個々の配電事業者のトラブルには関与しない 再生可能の特別規定の例としてFRT 要件がある 違反が発覚した場合は罰金を取ることがあるが 罰金よりも違反点をどう修正するかを重視 紛争処理に関しては NERC のガイドラインに記載があり 以下の段階がある 1. 事業者が問題を認識 2.NERC が基準に照らして状況を確認 3.NERC が主導して基準策定のプロセスに照らして問題解決を図る 4. 罰金が発生する状況であれば 地域内で解決をはかり 関係者と NERC で調整 5. 調整が進まなければ FERC が調査 6. 最終的には最高裁判所が判断 (10 年ほど前に類似事例があった ) 99% の事象が配電での問題 NERC で議論を始めている状況にあるが 電力の品質にかかる議論はまだまだ進んでいない

210 系統連系技術要件ガイドラインの海外比較 資料 4-1 現行の電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインは 送配電網等の違いやそれら特性が異なることから 単純な比較は困難であるものの 欧米諸国の類似規定と比較しても大きな違いはない 但し 欧米では再生可能エネルギー電源の導入拡大に伴い 電圧降下時の運転継続について 具体的な規定内容や適用方法に違いが見られるものの風力発電等への FRT(Fault Ride Through) 機能 が具備されつつある 我が国においても 再生可能エネルギー電源の導入拡大と系統への影響を考慮しつつ 具体的な検討を進めていく必要性がある 現在 再生可能エネルギー種別毎に FRT 要件を規定すべく 日本電気技術規格委員会 ( 事務局 :( 財 ) 日本電気協会 ) にて審議中 FRT(Fault Ride Through) 機能 : 瞬間的な電圧低下や周波数変動等の乱れに対して 系統から解列せずに運転を継続し 系統の安定性を確保する機能 変常動規定の名称規定制定者規定の概要対策圧不要再エネ電源変動瞬時FRT日 時電防止解列の対策電圧本 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 経済産業省資源エネルギー庁 分散型電源等の系統連系に係る電圧 周波数等の電力品質を確保していくための事項等について規定 100V:101V±6 発電設備毎に規定 電圧階級毎に規定 イギリス 配電コードとコードに関するガイド Energy Networks 配電会社の団体が定めるルールで 接続 Association( 独立規制 時の基準 運用時の基準 接続時の登録 委員会 OFGEMが監督 ) 情報等について規定したもの V: 13%~ +10% 発電設備毎に規定 電圧階級毎に規定 発電設備毎に規定 ドイツ スペイン 技術的ガイドライン ( 中圧ネットワークに連系する発電所 ) ( 高圧についても規定あり ) 電力系統の運用手続き 風力発電の瞬時電圧低下に関する必要条件等 デンマーク技術規制 市場規制 米国 連邦 : オーダー 661 大規模風力発電所の標準連系協定 手続州 : 電力規則 21( カリフォルニア州 ) BDEW( ドイツエネルギー 水道産業協会 ) ( エネルギー事業法で規定 ) エネルギー規制委員会 (CNE) 国営送電 送ガス系統運用者 (TSO) である Energinet.dk 連邦 : 連邦エネルギー規制委員会州 : 公益事業委員会 業界合意の自主ルールで 風力発電 水力発電 コージェネレーション 太陽光発電の連系要件を規定 電気事業法に基づき定められたルールで 電力系統に関する運用手続きや電力系統運用 接続設備に関する要件等を規定 送電会社 Energinet.dk の定めるルールで システム要素 系統への接続に関する要件を規定 連邦 : 発電所系統連系の標準協定 手続を規定州 : 自家発を含む分散型発電の系統連系に際しての原則と要件を規定 ( 注 ) 110kV:100kV~ 123kV 220kV:200kV~ 245kV 11kW 以上の火力発電 :20kV:±5% ( 風力発電 : 10% ~+6%) 120V:106V~132V ( カリフォルニア州 ) 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 ( 注 )2005 年エネルギー政策法で州公益事業委員会が従うべき基準として IEEE( 電気電子学会 ) 基準 1547 電力系統システムへの分散型供給源の連系 が指定された 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 電圧階級毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 発電設備毎に規定 1 諸外国における FRT 規定の状況 再生可能エネルギー電源の瞬間的な電圧低下に対して 系統から解列させずに運転を継続し 系統の安定性を確保する機能 (FRT) を電源種別毎に規定する国が増加している 具体的には 運転継続が義務付けられる電圧の下限値と平常状態に近い状態に復帰するまでの時間等が定められている 但し 設定されている条件は国により違いがあり 欧州では共通の基準構築のため ENTSO E( 欧州電力系統運用者ネットワーク ) が基準案を策定しているところである 電圧 (pu) 不足継続時間 FRT 要件のイメージ 障害発生ポイント 不足の解消 時間 (sec.) 風力発電の事例 米国の LVRT(Low Voltage Ride Through: 耐電圧低下能力 ) 要件 風力発電の事例 欧州各国の FRT 要件の現状 ( 出所 )FERC, Order 661-A ( 出所 )Marco Liserre Grid requirements to connect DPGS based on RES

211 資料 4-2 参考 再生可能エネルギー電源の優先規定の導入に向けた検討状況について ( 抜粋 ) 平成 23 年 1 月 20 日資源エネルギー庁電力 ガス事業部 優先接続 1 接続要件の見直し < 第 3 回 WG1 論点メモ> 電力品質の低下を防ぎ 保安の確保を図るために定められている接続要件( 技術要件 ) について 安定供給の確保を前提として 再生可能エネルギー電源の導入拡大に向けて見直すべき事項はあるか 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン ( 以下 ガイドライン という ) においては 系統における電圧変動幅をおよそ ±1~2% 以内とすることが求められているが 電力の安定供給に支障を来さない範囲で 電圧変動要件を見直すことは可能か 一般電気事業者と風力発電事業者等との個別の接続審査において 電圧変動幅が制限を超える場合には風車の出力制御を条件とした接続の協議を行うなど 柔軟性を持たせることは可能か 太陽光発電や風力発電等のPCSへのFRT 機能 注や新方式の単独運転防止機能の搭載に向け 厳格な機器の認証ルールや系統連系に係るルールの整備が必要 注 FRT(Fault Ride Through) 機能 : 瞬間的な電圧低下や周波数変動等の乱れに対して 系統から解列せずに運転を継続し 系統の安定化を確保する機能 [ 電圧変動要件の見直し ] 需要家は現状の電力品質を前提に設備を所有 運転しており 電圧変動要件を緩和することは接続された電源に近い需要家への影響が大きい 従って 再生可能エネルギー電源の導入に伴う系統増強等の対策が必要となるが その妥当性等については 再生可能エネルギー事業者に過剰な負担にならないよう一般電気事業者が適切な説明を行うものとする 個別の接続審査において 電圧変動幅が制限値を超える場合には 電圧調整装置 (SVC 等 ) の設置に限らず 風車の出力制御や連系台数の調整等を含め 様々な対策方法の中から適切なものを協議により決定 ( なお 対策の妥当性について 当事者間で合意できない場合には ESCJ の紛争プロセスに委ねる ) [PCS への FRT 機能の具備 ] 再生可能エネルギー電源の大量導入に向け FRT 機能具備の要件化と 当該機器の認証ルールの整備が必要 現在 FR T 機能具備の要件化について 日本電気技術規格委員会 (JESC) にて審議中 ( 太陽光発電 ( 低圧 ) は平成 23 年 7 月 太陽光発電 ( 高圧 特別高圧 ) 及び風力発電 ( 低圧 ~ 特別高圧 ) は 平成 24 年 2 月に制定予定 ) [PCS への単独運転防止機能 ( 新方式 ) の具備 ] NEDO 実証研究において 新方式の住宅用太陽光発電システムの単独運転防止装置を開発 同機能の具備はガイドラインにて要件化済みのため 機器の認証ルールについて検討中 ( 現在 ( 財 ) 電気安全環境研究所 (JET) にて この機能を搭載した PCS の認証開始 ( 平成 23 年度予定 ) に向け準備中 ) 小形風力発電の PCS 機器の認証についても 平成 23 年度に NEDO で実施される実証試験を踏まえ ( 財 ) 電気安全環境研究所 (JET) において認証方法を開発予定 ( 平成 25 年度目処 ) 1

212 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインの解釈について ( 案 ) 資料 5-1 平成 23 年 月 日経済産業省電力需給 流通政策室 平成 22 年 9 月 10 日付にて 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 が閣議決定され 日本を元気にする規制改革 100 が公表されたところです 規制改革要望については 本ガイドラインに規定する事項も要望の1つとして挙げられていることから 下記のとおり 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインの解釈 を関係者へ通知いたします ( 要望事項 ) 発生した電力を電力会社へ売電する場合 設置する発電設備容量により低圧連系 高圧連系に分けられているが (50kW 未満が低圧 (200V) 50kW 以上は高圧 (6.6kV)) 設置する発電設備の容量が基準となるため 所内電力消費などにより実際に電力会社配電線へ流れる電力が 50kW を下回る場合にも高圧での連系が要求されてしまい コスト増に繋がっている したがって 低圧連系できる電力の大きさの緩和 もしくは電力の大きさの基準を設備の容量ではなく 実際に系統に流れる可能性のある最大の電力の大きさを基準とするよう 平成 22 年度中に必要な措置を講ずる 電気事業法では 電気事業の健全な発展を図ると共に電気工作物の工事 維持及び運用を規制することによって 公共の安全や環境の保全を図ることを目的として法令を制定しており 発電設備については想定される最大の電力における保安および電力系統の品質確保を担保する必要があることから 実際に流れる電力に対してではなく発電設備の種類毎の最大定格容量を規定し運用している 他方 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン ( 以下 ガイドライン と呼ぶ ) は 分散型電源の電力系統への接続に関する電力品質確保に関する要件を定めており 発電設備が系統に連系する場合の電力系統の品質の確保を担保するためには やはり発電設備の種類毎の最大定格容量を規定する必要があるため 電気事業法に沿った規定としている また 仮に 実際に系統に流れる可能性のある最大の電力を基準としようとすると 系統に流れる電力が 50kW を超過しないようにするための様々な措置について個別具体的ケースがたくさん想定されることとなり これら個別の事象について全て想定して記載しつくすことは困難 そのため 本ガイドラインはあくまで指標としており 実際の連系の際は 個別の事象について 電気事業者と発電設備設置者の協議において解決することとされている 他方で 発電設備容量が 50kW 以上であっても 例えば 系統に流れる電力が 50kW を超過しないようにするために一部の発電機を停止する保護リレーの設置等の措置が講じられていれば 標準的な設備形成により電力系統の品質の確保が可能であると考えられるため 実際の連系に当たっては 発電設備等設置者及び系統側電気事業者は これらの代替措置がなされている場合については この点について十分斟酌して誠意を持って協議に当たるものとする

213 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 について 平成 22 年 9 月 10 日閣議決定 新成長戦略実現に向けた3 段構えの経済対策 を別紙のとおり定める

214 ( 別紙 ) 新成長戦略実現に向けた 3 段構えの経済対策 ~ 円高 デフレへの緊急対応 ~ 平成 22 年 9 月 10 日 1

215 別表 2 5 分野を中心とした需要 雇用創出効果の高い規制 制度改革事項 番号事項名規制改革の概要実施時期所管省庁 < 都市再生 住宅 > 1 マンション建替え円滑化法における最低住宅面積の緩和 マンション建替え円滑化法を活用した建替えには 各戸あたりの最低面積が定められており 戸当たり面積の小さいワンルームマンションの建替えが困難となっている このため 平成 22 年度検討 建替え前の1 戸当たり面積が50m2未満のワンルームマンションに限り 建替え後の最低住結論 措置宅面積および居室数の条件を緩和し マンション建替え円滑化法の適用を可能とするよう早期に検討し 結論を得た上で 平成 22 年度に措置を講じる 国土交通省 2 地下鉄等軌道上の市街地再開発事業の推進 都市における土地の合理的かつ健全な高度利用と都市機能の更新を推進する観点から 都市再開発法に基づき第一種市街地再開発事業を実施する際に 地下の地下鉄軌道等に区分地上権が設定されている場合についても 全員同意を得ずして権利変換が可能となる方策について早期に検討し 鉄道事業者との調整等を図った上で 平成 23 年度中に結論を得る 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度中に結論 国土交通省 3 地籍調査の積極的推進 土地情報の基礎である地籍調査を積極的に推進するため 民間法人の活用を図るために必要な省令改正や運用通知の発出等を平成 22 年度中に講じる 平成 22 年度中措置国土交通省 4 大街区化の推進 戦災復興事業等によって一定の基盤が整備されている街区などを対象に 複数の街区に細分化された土地の集約を進めるためのガイドラインを平成 22 年度中に作成する 平成 22 年度措置 国土交通省 5 木造密集市街地における住宅等の建替え 木造密集市街地における建替えには 前面道路幅員が狭いことにより接道条件を満たさない等の課題がある そのため 敷地が接する道路幅員等に係る建築基準法上の現行の平成 22 年度措置緩和措置について 積極的な活用が図られるよう 地方公共団体宛に周知徹底を図る 国土交通省 < 環境 エネルギー > 6 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 港湾又は海岸保全区域における風力発電開発の推進 ) 港湾又は海岸保全区域における風力発電開発を推進するため 港湾の利用 保全に著し平成 22 年度中検く影響を与える 判断基準 ( 港湾法 ) や海岸保全区域における許可基準 ( 海岸法 ) の明確化討 結論 平成 23 について平成 22 年度中に結論を得 平成 23 年度のできるだけ早期に措置を講じる 年度早期に措置 国土交通省農林水産省 7 8 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 事業用電気工作物に係る工事計画届出 審査等の手続の緩和 ) 再生可能エネルギーの導入促進に向けた規制の見直し ( 水力発電設備の一般用電気工作物となる範囲の拡大 ) 電気事業法第 48 条により 事業用電気工作物の設置または変更の工事であって経済産業省令で定めるものをしようとする者は その工事の計画を経済産業大臣に届けなければな平成 22 年度中に速らない この規定により500kW 以上の太陽光発電設備に関しては工事計画の届出が必要やかに検討開始とされているが 工事計画届出 審査等の対象外となる太陽光発電設備の範囲の拡大について 平成 22 年度中に速やかに安全性の技術的検討を開始する 技術進歩を踏まえ 経済対策として再生可能エネルギーへの投資を促進する観点から 小型の水力発電設備 (600V 以下 かつ ダムを伴わないもの ) について 一般用電気工作物平成 22 年度中に速の範囲を 最大使用水量 1m 3 /s 未満という条件を課した上で 出力 10kW 未満から出力やかに措置 20kW 未満に拡大する 経済産業省 経済産業省 9 住宅 ビル等における省エネ設備 新エネ設備の導入促進 新エネ設備 ( 太陽光パネル 太陽熱温水器や小型風力発電設備 ) 省エネ設備( ヒートポン平成 22 年度中検プ コジェネ施設 燃料電池等 ) を住宅 ビル等の建築物に設置する場合の建築基準法上討 結論 措置の取扱い ( 容積 高さの不算入対象 ) について明確化し 平成 22 年度中に周知する 国土交通省 10 エコカー普及にかかる制度整備 ( 電気自動車の充電サービスに係る取扱ルールの明確化 ) エコカーの普及を促進するため 充電サービスについて 消費者への提供方法 ( 時間単 平成 22 年中に速や 位 電力量単位 ) 等に係る取扱ルールを明確化し 平成 22 年中に速やかに周知徹底する かに措置 経済産業省 11 エコカー普及にかかる制度整備 ( 電気自動車の充電スタンドの設置規制の統一化 ) エコカーの普及を促進するため 充電スタンドの設置にあたって 設置場所 ( 床面からの距離確保 ) 及び管理体制 ( 目視監視 監視カメラ設置 ) 等について 地域により取扱いが異なることから 平成 23 年度中のできるだけ早期に技術面 安全面に関する規制の適用を明確化し 統一的なルールを定める 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度中のできるだけ早期に結論 措置 総務省 12 発電所のリプレースの際の環境影響評価の迅速化 火力発電所のリプレースは温室効果ガスの削減にも資することから これらの事業のうち環境負荷が現状よりも改善するケースについて 環境影響評価に要する時日の短縮が可能となるような手続の合理化を行うための方策の検討に平成 22 年度中に着手し 平成 23 年度中に措置を講ずる 平成 22 年度検討開始 平成 23 年度結論 措置 環境省 13 小型発電機の系統連系に関する規定の見直し 発生した電力を電力会社へ売電する場合 設置する発電設備容量により低圧連系 高圧連系に分けられているが (50kW 未満が低圧 (200V) 50kW 以上は高圧 (6.6kV)) 設置する発電設備の容量が基準となるため 所内電力消費などにより実際に電力会社配電線へ流れる電力が 50kW を下回る場合にも高圧での連系が要求されてしまい コスト増に繋がっている したがって 低圧連系できる電力の大きさの緩和 もしくは電力の大きさの基準を設備の容量ではなく 実際に系統に流れる可能性のある最大の電力の大きさを基準とするよう 平成 22 年度中に必要な措置を講ずる 平成 22 年度検討 結論 その後速やかに措置 経済産業省 木質バイオマスを火力発電所等で木質バイオマスを火力発電所等でボイラー燃料として利用する場合の廃棄物処理法に基 14 ボイラー燃料として利用する場合のづく規制の在り方について 実態を十分に把握した上で必要に応じ検討を行う 規制の在り方の検討 平成 22 年度開始 環境省 28

216 資料 6-1 常時電圧変動対策及び二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化に関する改正要望について 1. 改正要望について民間規格評価機関として活動している日本電気技術規格委員会 ( 関根泰次委員長 ) より 資源エネルギー庁電力 ガス事業部に対して 平成 19 年 9 月 27 日に 常時電圧変動対策 に関して そして平成 22 年 3 月 3 日に 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化 に関して 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインの改正要請があったところ 2. 改正要望の概要 (1) 常時電圧変動対策発電設備等からの逆潮流により電圧が適正値 (101V±6V) を逸脱するおそれがある場合は 発電設備等設置者が他の需要家を適正電圧に維持するための対策を施す必要がある この対策の一つである自動電圧調整装置は 電気方式別に省略の目安となる容量が記載されているが この容量は柱上変圧器に対し 分散型電源が 1 台連系した場合を前提に算出されており この検討が行われた当時と 同一低圧系統内で複数台連系の実績が増加している現在とでは状況が異なっている 自動電圧調整装置を設置している発電設備等設置者と設置していない発電設備等設置者が混在すると 発電出力に不公平が生じる さらに 発電設備等設置者からの逆潮流により適正電圧を逸脱するおそれがあるため 連系協議が煩雑化することになる これらを考慮すると 分散型電源の更なる普及を睨んだ場合 自動電圧調整機能は最低限備えておくべき機能とすべき時宜にある 以上のことから 逆潮流のある発電設備等には自動電圧調整装置の設置を標準化するよう要望する (2) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化風力発電設備の導入拡大に伴い二次励磁制御巻線形誘導発電機 ( 巻線形誘導発電機の二次巻線の交流励磁電流を周波数制御することにより 可変速運転する発電機 : 交流励磁を双方向の電力変換装置で行うと同期速度以上の運転が可能になるが この方式を超同期セルビウス方式と呼んでいる 以下 二次励磁発電機 という ) の適用が進んできている これまで 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン及び電気設備の技術基準の解釈では二次励磁発電機の取り扱いについては触れておらず 他方 系統連系規程では 二次励磁発電機を同期発電機に分類することとしてきた このたび 二次励磁発電機の動作特性について実験を行った結果 常時の運転特性や単独運転特性については同期発電機と同様であるが 系統短絡事故時の保護特性については 同期発電機に要求される短絡方向リレーは動作せず 誘導発電機や逆変換装置と同様に電圧低下リレーによる保護が必要であることが明らかとなった 以上のことから二次励磁発電機の取り扱いについて明確化することを要望するものである 3. 改正要望の取り扱いについて両改正要望は 日本電気協会系統連系専門部会 ( 塚本修巳部会長 ) より 民間規格評価機関として活動している日本電気技術規格委員会に対し審議の依頼があり 同委員会で十分な審議を経た上で 資源エネルギー庁電力 ガス事業部へ改正要望が提出されたものである 専門的見地から同種の問題を扱っている本系統連系技術要件ガイドライン研究会の助言をお願い致したい 以上

217 資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正 ( 案 ) 常時電圧変動対策 現行ガイドライン改正案 2. 電圧変動 (1) 常時電圧変動対策発電設備等を低圧配電系統に連系する場合においては 電気事業法第 26 条及び同法施行規則第 44 条の規定により 低圧需要家の電圧を標準電圧 100Vに対しては101±6V 標準電圧 200Vに対しては202±20V 以内に維持する必要がある 発電設備等設置者から逆潮流を生じることにより 低圧配電線各部の電圧が上昇し 適正値を逸脱するおそれがある場合は 当該発電設備等設置者が他の需要家を適正電圧に維持するための対策を施す必要がある なお 構内負荷機器への影響を考慮すれば 設置者構内も適正電圧に維持することが望ましく 特に 一般家庭等に小出力発電設備等を設置する場合には 設置者の電気保安に関する知識が必ずしも十分でないため 電圧規制点を受電点とすることが適切である しかし 系統側の電圧が電圧上限値に近い場合 発電設備等からの逆潮流の制限により発電電力量の低下も予想されるため 他の需要家への供給電圧が適正値を逸脱するおそれがないことを条件として 電圧規制点を引込柱としてもよい 電圧上昇対策は 個々の連系ごとに系統側条件と発電設備等側条件の両面から検討することが基本となるが 個別協議期間短縮やコストダウンの観点から あらかじめ対策について標準化しておくことが有効である 発電設備等からの逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値 (101±6V 202±20V) を逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において 進相無効電力制御機能又は出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行うものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強等を行うものとする ただし 単相 2 線式 2kVA 以下 単相 3 線式 6kVA 以下又は三相 3 線式 15kVA 以下の小出力逆変換装置については 当該進相無効電力制御機能又は出力制御機能を省略できる 2. 電圧変動 (1) 常時電圧変動対策発電設備等を低圧配電系統に連系する場合においては 電気事業法第 26 条及び同法施行規則第 44 条の規定により 低圧需要家の電圧を標準電圧 100Vに対しては101±6V 標準電圧 200Vに対しては202±20V 以内に維持する必要がある 発電設備等設置者から逆潮流を生じることにより 低圧配電線各部の電圧が上昇し 適正値を逸脱するおそれがある場合は 当該発電設備等設置者が他の需要家を適正電圧に維持するための対策を施す必要がある なお 構内負荷機器への影響を考慮すれば 設置者構内も適正電圧に維持することが望ましく 特に 一般家庭等に小出力発電設備等を設置する場合には 設置者の電気保安に関する知識が必ずしも十分でないため 電圧規制点を受電点とすることが適切である しかし 系統側の電圧が電圧上限値に近い場合 発電設備等からの逆潮流の制限により発電電力量の低下も予想されるため 他の需要家への供給電圧が適正値を逸脱するおそれがないことを条件として 電圧規制点を引込柱としてもよい 電圧上昇対策は 個々の連系ごとに系統側条件と発電設備等側条件の両面から検討することが基本となるが 個別協議期間短縮やコストダウンの観点から あらかじめ対策について標準化しておくことが有効である 発電設備等からの逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値 (101±6V 202±20V) を逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において 進相無効電力制御機能又は出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行うものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強等を行うものとする 1

218 資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正 ( 案 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 1 章総則 3. 用語の整 理 (3) 装置 (p2) 第 1 章総則 3. 用語の整理 (4) 機能 方式 (p3) 第 1 章総則 3. 用語の整理 (5) その他 (p3) 3 自動同期検定装置同期発電機又は逆変換装置を用いた発電設備の系統への並列に際して 系統側と発電設備側との周波数 電圧及び位相を自動的に合わせて投入する装置 1 進相無効電力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 発電設備から系統に向かって 電圧より電流の位相が進んだ無効電力 ( 進相無効電力 ) を制御することにより 自動的に電圧を設定値に調整する機能 2 出力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 逆潮流がある場合には 発電設備の出力を制限することにより電圧を調整する機能となる 逆潮流がない場合には 受電電力を常時監視し 発電装置の出力を自動的に設定値に制御する機能 3スポットネットワーク受電方式一般電気事業者の変電所から スポットネットワーク配電線 ( 通常 3 回線の22kV 又は33kV 配電線 ) で受電し 各回線に設置された受電変圧器 ( ネットワーク変圧器をいう ) を介して二次側をネットワーク母線で並列接続した受電方式をいう 電気方式には 一次側 22kV(33kV) 三相 3 線式 二次側 200~400V 級三相 4 線式 ( 低圧スポットネットワーク方式 ) と二次側 6.6kV 三相 3 線式 ( 高圧スポットネットワーク方式 ) とがある なし 3 自動同期検定装置同期発電機を用いた発電設備の系統への並列に際して 系統側と発電設備側との周波数 電圧及び位相を自動的に合わせて ( 同期検定を行って ) 投入する装置 二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置を用いた発電設備では自動的に同期がとれる機能を用いる ((4) 機能 方式 3 自動同期検定機能参照 ) 1 進相無効電力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 発電設備から系統に向かって 電圧より電流の位相が進んだ無効電力 ( 進相無効電力 ) を制御することにより 自動的に電圧を設定値に調整する機能 2 出力制御機能逆変換装置を用いる場合 自動的に発電設備の電圧を調整する対策の一つとして用いられる機能 逆潮流がある場合には 発電設備の出力を制限することにより電圧を調整する機能となる 逆潮流がない場合には 受電電力を常時監視し 発電装置の出力を自動的に設定値に制御する機能 3 自動同期検定機能 ( 自動的に同期がとれる機能 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置を用いた発電設備の系統への並列に際して 系統側と発電設備側との周波数 電圧及び位相を 当該発電設備の制御回路により自動的に合わせて投入する機能のこと 43スポットネットワーク受電方式一般電気事業者の変電所から スポットネットワーク配電線 ( 通常 3 回線の22kV 又は33kV 配電線 ) で受電し 各回線に設置された受電変圧器 ( ネットワーク変圧器をいう ) を介して二次側をネットワーク母線で並列接続した受電方式をいう 電気方式には 一次側 22kV(33kV) 三相 3 線式 二次側 200~400V 級三相 4 線式 ( 低圧スポットネットワーク方式 ) と二次側 6.6kV 三相 3 線式 ( 高圧スポットネットワーク方式 ) とがある 4 交流発電設備系統周波数の交流を直接出力する発電設備であり 以下のような種類がある 同期発電機 直流励磁による回転磁界との電磁誘導作用を用いる発電機 誘導発電機 系統電圧によって回転子に誘起される回転磁界を用いる発電機 二次励磁制御巻線形誘導発電機 巻線形誘導発電機の二次巻線の交流励磁電流を周波数制御することにより, 可変速運転を行う発電機 用語の定義のうち 装置 に対する定義なので同期発電機用として定義する 自動的に同期がとれる機能については (4) 機能 方式に項目を加えて 二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置に適用されることを示す 他励式逆変換装置では自動同期投入は行わないので 自励式逆変換装置に適用することを明記 項目追加二次励磁制御巻線形誘導発電機又は自励式逆変換装置では自動同期検定は制御で行うことの説明追加 項目追加のため 以下番号繰り下げ 二次励磁制御巻線形誘導発電機の説明を行うと共に 同期発電機 誘導発電機との相違を明確にするためこれらについても記述し 総称としての交流発電設備として定義する - 1 -

219 資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正 ( 案 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 1 章総則 4. 連系の区 分 (p3) (1) 低圧配電線との連系 発電設備等の一設置者当たりの電力容量が原則として 50kW 未満の発電設備等は 第 2 章第 1 節及び第 2 節に定める技術要件を満たす場合には 低圧配電線と連系することができる ただし 同期発電機 誘導発電機を用いた発電設備等の連系 ( 逆変換装置を介した連系を除く ) は 原則として逆潮流がない場合に限る (1) 低圧配電線との連系発電設備等の一設置者当たりの電力容量が原則として50kW 未満の発電設備等は 第 2 章第 1 節及び第 2 節に定める技術要件を満たす場合には 低圧配電線と連系することができる ただし 交流発電設備等の連系 ( 逆変換装置を介した連系を除く ) は 原則として逆潮流がない場合に限る 二次励磁制御巻線形誘導発電機を含めて交流発電設備に変更 第 2 章第 2 節低圧配電線との連系 2. 電圧変動 (p6) (2) 瞬時電圧変動対策発電設備等の連系時の検討においては 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は コンピュータ OA 機器 産業用ロボット等の情報機器が 定格電圧の10% 以上の瞬時電圧低下により機器停止等の影響を受ける場合があることも勘案し 常時電圧の 10% 以内 (100V 系では90Vが下限値 ) とすることが適切である 瞬時電圧低下対策を適用する時間は2 秒程度までとすることが適当である これは 落雷等により発生した故障点を除去するまでの間 故障点を中心として電圧が低下することがあるが 配電系統において この電圧低下状態が継続する時間は 一般的には0.3~ 2 秒程度となっていることにかんがみたものである このような前提の下 以下のような対策を行うものとする 1 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 他励式の逆変換装置を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強を行うか 自励式の逆変換装置を用いるものとする 2 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 同期発電機を用いるものとする 3 風力発電設備等を連系する場合であって 出力変動や頻繁な並解列による電圧変動 ( フリッカ等 ) により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは 発電設備等設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強等を行うか 一般配電線との連系を専用線による連系とするものとする (2) 瞬時電圧変動対策発電設備等の連系時の検討においては 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は コンピュータ OA 機器 産業用ロボット等の情報機器が 定格電圧の10% 以上の瞬時電圧低下により機器停止等の影響を受ける場合があることも勘案し 常時電圧の 10% 以内 (100V 系では90Vが下限値 ) とすることが適切である 瞬時電圧低下対策を適用する時間は2 秒程度までとすることが適当である これは 落雷等により発生した故障点を除去するまでの間 故障点を中心として電圧が低下することがあるが 配電系統において この電圧低下状態が継続する時間は 一般的には0.3~ 2 秒程度となっていることにかんがみたものである このような前提の下 以下のような対策を行うものとする 1 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 他励式の逆変換装置を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強を行うか 自励式の逆変換装置を用いるものとする 2 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 同期発電機又は二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いるものとする 3 風力発電設備等を連系する場合であって 出力変動や頻繁な並解列による電圧変動 ( フリッカ等 ) により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは 発電設備等設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強等を行うか 一般配電線との連系を専用線による連系とするものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同期について追加 二次励磁制御巻線形誘導発電機追加 - 2 -

220 資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正 ( 案 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 2 章第 3 節高圧配電線との連系 4. 電圧変動 (p7-8) (2) 瞬時電圧変動対策発電設備等の連系時の検討においては 低圧の場合と同様 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は 常時電圧の10% 以内とし 瞬時電圧低下対策を適用する時間は2 秒程度までとすることが適当であることを前提として 以下のような対策を行うものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする また誘導発電機を用いる場合であって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 同期発電機を用いる等の対策を行うものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には, その構成 ( 変圧器, フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器の励磁突入電流が流れ, また, 系統と逆変換装置出力が同期していないと, 並列時に大きな突入電流が流れる したがって, この場合には自動的に同期が取れる機能を有するものを用いるものとする また他励式の逆変換装置を用いる場合であっては, 逆変換装置自身に突入電流を抑制する機能がない したがって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 自励式の逆変換装置を用いるものとする 3 風力発電設備等を連系する場合であって, 出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは, 発電設備等設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものとする なお, これにより対応できない場合には, 配電線の増強等を行うか, 一般配電線との連系を専用線による連系とするものとする (2) 瞬時電圧変動対策発電設備等の連系時の検討においては 低圧の場合と同様 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は 常時電圧の10% 以内とし 瞬時電圧低下対策を適用する時間は2 秒程度までとすることが適当であることを前提として 以下のような対策を行うものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また誘導発電機を用いる場合であって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 同期発電機を用いる等の対策を行うものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には, その構成 ( 変圧器, フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器の励磁突入電流が流れ, また, 系統と逆変換装置出力が同期していないと, 並列時に大きな突入電流が流れる したがって, この場合には自動的に同期が取れる機能を有するものを用いるものとする また他励式の逆変換装置を用いる場合であっては, 逆変換装置自身に突入電流を抑制する機能がない したがって, 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれがあるときは, 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお, これにより対応できない場合には, 自励式の逆変換装置を用いるものとする 3 風力発電設備等を連系する場合であって, 出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは, 発電設備等設置者において電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うものとする なお, これにより対応できない場合には, 配電線の増強等を行うか, 一般配電線との連系を専用線による連系とするものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同期について追加 - 3 -

221 資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正 ( 案 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 2 章 第 4 節スポットネットワーク配電線との連系 3. 電圧変動 (p9) (2) 瞬時電圧変動対策本受電方式の需要家では高度な情報機器が用いられることが多く これら機器は 定格電圧の10% 以上の瞬時電圧低下で機器停止等の影響を受ける場合があるため 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は10% 以内とすることが適切である 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれのあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 同期発電機を用いるものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合の取扱は 第 3 節高圧配電線との連系 における要件に準ずる すなわち 自励式の逆変換装置を用いる場合には その構成 ( 変圧器 フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器の励磁突入電流が流れ また 系統と逆変換装置出力が同期していないと 並列時に大きな突入電流が流れる したがって この場合には 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 他励式の逆変換装置を用いる場合であっては 逆変換装置自身に突入電流を抑制する機能がない したがって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から1 0% を超えてを逸脱するおそれのあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 自励式の逆変換装置を用いるものとする (2) 瞬時電圧変動対策本受電方式の需要家では高度な情報機器が用いられることが多く これら機器は 定格電圧の10% 以上の瞬時電圧低下で機器停止等の影響を受ける場合があるため 発電設備等の並解列時の瞬時電圧低下は10% 以内とすることが適切である 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えて逸脱するおそれのあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 同期発電機又は二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いるものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合の取扱は 第 3 節高圧配電線との連系 における要件に準ずる すなわち 自励式の逆変換装置を用いる場合には その構成 ( 変圧器 フィルタ等 ) や並列方法によっては変圧器の励磁突入電流が流れ また 系統と逆変換装置出力が同期していないと 並列時に大きな突入電流が流れる したがって この場合には 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 他励式の逆変換装置を用いる場合であっては 逆変換装置自身に突入電流を抑制する機能がない したがって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10% を超えてを逸脱するおそれのあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 自励式の逆変換装置を用いるものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同期について追加 二次励磁制御巻線形誘導発電機追加 - 4 -

222 資料 電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン 改正 ( 案 ) 二次励磁制御巻線形誘導発電機の取り扱いの明確化章 節現行改正 ( 案 ) 改正理由 第 2 章 (2) 瞬時電圧変動対策 (2) 瞬時電圧変動対策 第 5 節特別高圧電線路との連系 4. 電圧変動 (p12) 発電設備等の並解列時において 瞬時的に発生する電圧変動に対しても 常時電圧の ±2% を目安に適正な範囲内に発電設備等設置者においてこの瞬時電圧変動を抑制するものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする また 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から ±2% 程度を超えて逸脱す 発電設備等の並解列時において 瞬時的に発生する電圧変動に対しても 常時電圧の ±2% を目安に適正な範囲内に発電設備等設置者においてこの瞬時電圧変動を抑制するものとする 1 同期発電機を用いる場合には 制動巻線付きのもの ( 制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む ) とするとともに自動同期検定装置を設置するものとする 二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いる場合には, 自動的に同期がとれる機能を有するものを用いるものとする また 二次励磁制御巻線形誘導発電機の自動同期について追加 るおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するもの 誘導発電機を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電 とする なお これにより対応できない場合には 同期発電機を用いるものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期が取れる機能を有するものを用いるものとする また, 他励式の逆変換装置を用いる場合であって 並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧の ±2% 程度を超えて逸脱するおそれがある 圧から ±2% 程度を超えて逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 同期発電機又は二次励磁制御巻線形誘導発電機を用いるものとする 2 自励式の逆変換装置を用いる場合には 自動的に同期が取れる機能を有するものを 二次励磁制御巻線形誘導発電機追加 ときは 発電設等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお こ 用いるものとする また, 他励式の逆変換装置を用いる場合であって 並列時の瞬 れにより対応できない場合には 自励式の逆変換装置を用いるものとする 時電圧低下により系統の電圧が常時電圧の ±2% 程度を超えて逸脱するおそれがあ るときは 発電設等設置者において限流リアクトル等を設置するものとする なお これにより対応できない場合には 自励式の逆変換装置を用いるものとする - 5 -

223 資料 常時電圧変動対策に係る 系統連系ガイドラインの改正 ( 案 ) について 1 系統連系技術要件ガイドライン第 2 章連系に必要な技術要件第 2 節低圧配電線との連系 2. 電圧変動 (1) 常時電圧変動対策発電設備等を低圧配電系統に連系する場合においては 電気事業法第 26 条及び同法施行規則第 44 条の規定により 低圧需要家の電圧を標準電圧 100V に対しては 101± 6V 標準電圧 200V に対しては 202±20V 以内に維持する必要がある 発電設備等設置者から逆潮流を生じることにより 低圧配電線各部の電圧が上昇し 適正値を逸脱するおそれがある場合は 当該発電設備等設置者が他の需要家を適正電圧に維持するための対策を施す必要がある ( 中略 ) 発電設備等からの逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値 (101±6V 202±20V) を逸脱するおそれがあるときは 発電設備等設置者において 進相無効電力制御機能又は出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行うものとする なお これにより対応できない場合には 配電線の増強等を行うものとする ただし 単相 2 線式 2kVA 以下 単相 3 線式 6kVA 以下又は三相 3 線式 15kVA 以下の小出力逆変換装置については 当該進相無効電力制御機能又は出力制御機能を省略できる 2

224 改正 ( 案 ) の概要 現行 常時電圧変動対策 は 原則として発電設備等設置者が行うこととなっている ただし 小出力発電設備等の自動電圧調整装置については 電気方式別に省略の目安となる容量が記載されている 当該の容量は 変圧器 1 台に対し 発電設備等 1 台が連系した場合の電圧上昇限度を 1V として求められたものであるが 自動電圧調整装置の省略要件が検討された当時と 同一低圧系統内で発電設備等の複数台連系が増加している現状とでは状況が異なっている 問題点 同一低圧系統内に自動電圧調整装置を 設置している発電設備等設置者 と 設置していない発電設備等設置者 が混在すると発電出力に不公平を生じる その上 発電設備からの逆潮流により電圧逸脱のおそれが生じるため 連系協議などが煩雑化することの懸念 今後の分散型電源の更なる普及を睨み 自動電圧調整装置は最低限備えておくべき機能 改正 ( 案 ) 内容 自動電圧調整装置の省略要件を削除する 3 現行の規定 変圧器 1 台に対して 発電設備 1 台が連系した場合を前提として 自動電圧調整装置の省略要件を規定 改正 ( 案 ) 分散型電源が増加している実態と今後の更なる普及を鑑み 自動電圧調整装置の省略要件を削除 発電設備有り 発電設備有り 4

225 自動電圧調整装置とは? 逆変換装置 ( インバータ ) を内蔵するパワーコンディショナ (PCS) の出力端の電圧が 予め整定された電圧値に達すると 発電設備の有効電力を抑制して 電圧を抑制する装置 PCS の主な役割 逆変換装置 ( インバータ ) パネルで発電された 直流電力 を 交流電力 に変換 自動電圧調整装置発電出力を抑制し, 適正電圧を維持する機能 系統連系保護装置系統側やインバータ側の異常を検出し 停止するためのリレー 単独運転検出機能上記機能では検出が困難な 単独運転状態 を検出するリレー 5 複数台連系時の自動電圧調整装置の必要性 1 台連系の場合 ( イメージ図 ) 自動電圧調整装置無し 発電設備等設置者 A ( 電圧調整装置無し ) 発電出力 :6.0kW 定格出力 :6.0kW 需要家 需要家 109V 電圧 108V 107V 106V 引込柱 106.9V 電圧の規制点を引込柱とした場合 6

226 複数台連系時の自動電圧調整装置の必要性 複数台連系の場合 ( イメージ図 ) 自動電圧調整装置無し 発電設備等設置者 A ( 電圧調整装置無し ) 発電出力 :6.0kW 定格出力 :6.0kW 需要家 需要家 発電設備等設置者 B ( 電圧調整装置無し ) 発電出力 :6.0kW 定格出力 :6.0kW 109V 108V 電圧 107V 106V 引込柱 107.7V 電圧の規制点を引込柱とした場合 電圧が適正値を逸脱するおそれがある 7 複数台連系時の自動電圧調整装置の必要性 1 台連系の場合 ( イメージ図 ) 自動電圧調整装置有り 無し混在 発電設備等設置者 A ( 電圧調整装置有り ) 発電出力 :6.0kW 定格出力 :6.0kW 整定値 (PCS 端 ):108.5V 引込柱は 107V 以下 需要家 需要家 109V 電圧 108V 107V 106V 電圧の規制点を引込柱とした場合 引込柱 106.9V 8

227 複数台連系時の自動電圧調整装置の必要性 複数台連系の場合 ( イメージ図 ) 自動電圧調整装置有り 無し混在 発電設備等設置者 A ( 電圧調整装置有り ) 発電出力 :3.5kW 定格出力 :6.0kW 整定値 (PCS 端 ):108.5V 需要家 需要家 発電設備等設置者 B ( 電圧調整装置無し ) 発電出力 :6.0kW 定格出力 :6.0kW 電圧 109V 108V 107V B A 106V 電圧の規制点を引込柱とした場合 引込柱 107.4V 電圧が適正値を逸脱するおそれがある発電設備の出力に不公平を生じる 9 複数台連系時の自動電圧調整装置の必要性 複数台連系の場合 ( イメージ図 ) 自動電圧調整装置有り 発電設備等設置者 A ( 電圧調整装置有り ) 発電出力 :3,5kW 定格出力 :6.0kW 整定値 (PCS 端 ):108.0V 109V 需要家需要家発電設備等設置者 B ( 電圧調整装置有り ) 発電出力 :3,5kW 整定値 (PCS 端 ):108.0V 電圧 108V 107V 106V 引込柱 106.9V 電圧の規制点を引込柱とした場合 10

228 資料 二次励磁制御巻線形誘導発電機に係る 系統連系ガイドラインの改正 ( 案 ) について 検討の背景 1 風力発電の導入拡大に伴い 従来の誘導発電機から 風速の変動に応じて可変速運転が可能な超同期セルビウス方式二次励磁制御巻線形誘導発電機 ( 以下 二次励磁発電機 という ) の適用が増大している 二次励磁発電機については 電技解釈や系統連系ガイドラインに当該発電機に関する規定がなく また 運転特性や保護特性の解明も不十分であったため, 系統連系規程では暫定的に同期発電機と同じ要件で取り扱い, 誘導発電機よりも厳しい要件で運用してきた 今般 実験 シミュレーションにより評価した結果 常時の運転特性 と 単独運転特性 は同期発電機と同じ取り扱いでよいが 系統短絡事故時の保護特性 と 連系時の投入方法 については 同期発電機とは別の取り扱いが必要であることが判明した 二次励磁発電機の取り扱いの明確化を目的として 電技解釈の改正 系統連系ガイドラインの改正及び系統連系規程の改定を行う

229 二次励磁発電機の概要 2 巻線形誘導発電機の二次側を すべり周波数の交流で励磁して可変速運転する ( 励磁回路があるため 同期発電機と同様な運転特性が得られる ) 巻線形誘導発電機の二次側に制御可能な交流電源が入る 入力トルク 巻線形誘導発電機 二次側電流すべり周波数 発電機電流 電力 二次励磁コンバータ 系統側コンバータ 発電端電流 電力 コンバータ電流 電力 同期速度以下同期速度以上 ~ ~ 二次励磁発電機の普及実績 3 風力発電設備に対する普及状況 ( 平成 20 年 3 月現在 ) 国内に設置されている風力発電設備台数 約 1,500 台 二次励磁発電機設置台数 約 430 台 普及率 約 30% 現在の方式別風力発電設備製造比率 同期発電機 15% 誘導発電機 5% 二次励磁発電機 80%

230 容易電気的特性交流発電機の種類と特徴 4 二次励磁発電機の電気的特性は 同期発電機と誘導発電機双方の特徴を兼ね備えている 発電機の種類 常時運転特性主な用途 特徴 出力調整 力率制御 系統短絡事故時の保護 (5,6 頁 ) 単独運転特性 (7 頁 ) 連系時の投入方法 (8 頁 ) 同期発電機 コージェネレーション 安定出力が得られる 力率制御可能 可能 短絡方向リレー (DSR) により検出 発生しやすい 同期投入 ( 自動同期検定装置使用 ) 誘導発電機 風力発電小水力発電 力率制御できないので電圧が変動する 調整範囲が狭い 不能 ( 出力により力率が変動 ) 電圧低下リレー (UVR) により検出 発生しにくい ( 自己励磁の場合のみ ) 非同期投入 装置が異なる ( 同期発電機と別の取り扱い ) 二次励磁発電機 風力発電小水力発電 安定出力が得られる 力率制御可能 容易 可能 電圧低下リレー (UVR) により検出 発生しやすい 同期投入 ( 二次励磁装置使用 ) 系統短絡事故時の保護特性 5 現行の二次励磁発電機では 同期発電機と同等としているので 短絡方向リレー (DSR) を設置している しかしながら 実験 シミュレーションの結果 系統短絡事故時の挙動が誘導発電機と同等であることが判明したので 今後は 電圧低下リレー (UVR) の設置が必要となる 同期発電機の保護方式 短絡事故連系線路 誘導発電機 二次励磁発電機の保護方式 短絡事故連系線路 電流の大きさと電圧に対する位相により短絡事故を検出するリレー 電圧低下により短絡事故を検出するリレー 短絡電流大 位相差大 DSR 短絡電流小 位相差小 UVR G 同期発電機 G UVR:Under Voltage Relay ( 電圧低下リレー ) 誘導発電機二次励磁発電機 発電機故障を検出するために設置するリレーと供用可能

231 系統短絡事故時の発電端電流と短絡方向リレー (DSR) 動作領域の関係 (3) (2) (1) (4) 電流 Ia ( 通常時流出方向 ) 発電機から見て進み方向 DSR の動作領域 180 電圧 Vbc 0 動作領域に入るのは同期発電機の場合のみ 二次励磁発電機出力 150kW (1): 電圧低下量 50% のとき (2): 電圧低下量 80% のとき (3):150kW 同期発電機の電圧低下量 50% のとき (4):150kW 誘導発電機の電圧低下量 50% のとき 単独運転特性 7 実験 シミュレーションの結果 単独運転時の特性は同期発電機と同等である 単独運転が許容されない連系条件の場合 単独運転防止対策が必要である P: 有効電力潮流 (kw) Q: 無効電力潮流 (kvar) 連系線路要家しゃ断点二次励磁 G 発電機需発電端出力 (kw) しゃ断点において 有効電力潮流と無効電力潮流がそれぞれゼロ付近の場合が単独運転を継続しやすい条件である