第６回 電力レジリエンス等に関する小委員会
資料４

太陽光・風力発電設備の周波数変動に伴う解列の整定値等の見直し

２０１９年４月２６日
電力レジリエンス等に関する小委員会 事務局

2（参考）電力レジリエンス等に関する小委員会の検討スケジュール
今後のスケジュール国

電力・ガス基本政策小委/
脱炭素化社会に向けた電力レジリエンス小委員会（電力レジリエンスワーキンググループ、制度検討作業部会（TF）他
含む）

広域系統整備委
調整力等委

2018年度
11/27
対策とりまとめ

来春

脱炭素化社会に向けた
電力レジリエンス小委員会

TF 12/18
第27回

1/30
第28回

電力レジリエンス小委

12/18
第１回

③レジリエンスと再エネ拡大の両立に資する地域
間連系線等の増強・活用拡大策等の検討
・地域間連系線等の増強・活用拡大策の検討
・需給調整市場の構築等、調整力の広域的な最適調達・運用のための制度整備の検討④太陽光・風力発電設備の周波数変動に伴う解列の整定値等の見直し⑤停電コストの技術的な精査

4/19
4/19

3/28

2/6
1/22
第2回

12/18
進め方の提示・増強規模等

2/22
第3回

12/18
進め方の提示

1月

3/5
第4回

需給調整市場の構築

4/23

容量市場の早期開設

4/26
5月まで※1（今回） 一定の結論※2※1 未定※2 検討事項毎に議決・増強により得られる効果の考え方
・効果の定量化（シミュレーションによる効果の確認）

3月・各エリア供給信頼度
・厳気象対応(1/2)
・適用時期、需給検証の考え方

・再ｴﾈ導入12/18
需給調整市場に関する検討状況を報告

4月

・BS電源・厳気象対応(2/2)
・稀頻度リスク(1/2)

・稀頻度リスク(2/2)
・費用負担の在り方

地域間連系線等の増強・活用拡大策に係る検討の方向性

1月

4月
課題整理、対策の方向性策定

現状報告等
12/18
進め方の提示

3/27
第5回

4/25

増強工事の具体化 増強工事の具体化
(2/2)
(1/2)

2月

12/18
進め方の提示

※ 未定

4/22
第31回

3/20
3/5

（工事費・工期の算定）広域 ②更なる供給力等の対応力確保策の検討
・調整力公募における調整力の必要量の見直し等
機・容量市場（早期開設や取引される供給力の範囲拡大
等）の検討 等
関

3/19
第30回

2/19
1/24

12/17

6月※
一定の結論

3/8

12/7
小委設置

容量市場検討会

3/26
第2回

2/28
第29回

12/4
1/25
小委設置・計画策定プロセス開始

需給調整市場検討小委①北本の更なる増強等の検討

2/21
第1回

備 考

3月

4月
停電コストの精査

需給調整市場検討小委
員会にて「需給調整市場」の構築の着実な実施に向け継続検討１．前回（第２回本小委員会）の議論までのおさらい3 2016年度に発生した60Hz系統（中西エリア）における周波数低下事象や2018年９月に発生した北海道胆振東部地震直後における事象を踏まえ、今後、大量導入が見込まれる再生可能エネル
ギーの主力電源化に向けて、事務局からの報告を踏まえ、「現行ルール下での既連系発電設備のUFR整定値見直しに係る今後の対応方針」と「系統連系技術要件の見直し等の是非」について、審議を行い、以下の整理を行った。
＜現行ルール下での既連系発電設備のUFR整定値見直しに係る今後の対応方針＞
 特別高圧については、「北海道エリアの47.1Hz以上、東北・東京エリアの47.6Hz以上、60Hz
系統の57.1Hz以上」、高圧については、「50Hz系統の49.1Hz以上、60Hz系統の59.1Hz以上」の既連系発電設備については、一般送配電事業者と発電事業者が協力してUFRの整定
変更の個別協議を行っていく。（次頁の表の青・緑塗部分）
 見直し効果が相対的に小さい高圧の「50Hz系統の47.6Hz～49.0Hzや60Hz系統の57.1Hz～59.0Hzに整定されているもの」や低圧については、件数が多い割に１件当たりの容量が小さく実効性が低い蓋然性が高いことから、即座に個別協議の取組を行うこととせず、特別高圧や見直し効果が相対的に大きい一部の高圧の進捗等を踏まえ、具体的な取組の在り方について
今後検討する。（次頁の表の赤塗部分）＜系統連系技術要件の見直し等の是非＞
 「系統アクセスルール」を速やかに改定する等により整定値を明確化するとともに、最終的には系
統連系技術要件に反映する。

4（参考）既連系発電設備のUFR整定値見直しの現状及び今後の見通し
第２回電力レジリエンス等に関する小委員会 資料３

特別高圧

北海道
エリア

東北・
東京
エリア

中西
エリア

沖縄
エリア

高圧

低圧

整定Hz

対応状況

整定Hz

対応状況

整定Hz

対応状況

48.6以上対応中49.1以上対応中49.1以上47.1~48.5

今回対応要否審議

47.6~49.0

今後対応を検討

47.6~49.0

47.0以下対応不要

47.5以下対応不要

47.5以下48.6以上対応中49.1以上対応中49.1以上47.6～48.5

今回対応要否審議

47.6~49.0

今後対応を検討

47.6~49.0

47.5以下対応不要

47.5以下対応不要

47.5以下58.9以上対応中59.1以上対応中59.1以上57.1~58.8

今回対応要否審議

57.1~59.0

今後対応を検討

57.1~59.0

57.0以下対応不要

57.0以下対応不要

57.0以下対応不要

58.9以上対象無し

59.1以上対応中59.1以上

対象無し

57.1~58.8

今回対応要否審議

57.1~59.0

今後対応を検討

57.1~59.0

今後対応を検討

57.0以下対応不要

57.0以下対応不要

57.0以下対応不要

今後対応を検討
対応不要
今後対応を検討
対応不要
今後対応を検討

（参考）国の審議会（系統ワーキンググループ）における議論・整理

5

 国の審議会（第２０回系統ワーキンググループ（2019年３月18日））において、グリッドコードの制度的体系や具体的要件の検討の進め方について議論が行われ、以下の整理が行われた。
•

再エネの導入拡大に伴い、今後も多様な発電事業者の参入が見込まれることを踏まえ、実効性や手続きの適正性が担保されている「系統連系技術要件」を軸とする系統連系に係る一連の規程（送配電等業務指針、電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン、系統連系規程、系統連系技術要件、系統アクセスルール）をグリッドコードと位置づけ、再エネ大量導入・次世代電力NW小委員会の中間整理等を踏まえた再エネ及び火力発電の個別技術要件は原則として「系統連系技術要件」に規定することとする。

•「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」には必ずしも再エネ大量導入に即した内容が盛り込
まれていない（変動再エネ導入に伴う調整力の必要性、既設電源を含めた適用等）、「系統連系技術要件」や「系統アクセスルール」との関連性が不明確等の課題があることから、同ガイドラインの必要な改定を行うこととする。

•

必要な技術要件の具体化にあたっては、機動性・適切性・透明性を確保する観点から、必要に応じて系統
WG（資源エネルギー庁）での審議を経て、「系統連系技術要件」に反映することとする。

•

今後、グリッドコードの整備の技術的内容等の審議等をより包括的かつ実効的に行う場を構築することを検討することとする。具体的には、以下の２つの事項を検討することとする。
① 国、一般送配電事業者、日本電気協会、発電事業者、メーカー等関係機関・関係事業者が必要かつ相当な協力・支援を行い、一つの組織（例えば、中立的な立場にある電力広域的運営推進機
関）に当該業務に必要な体制整備（人員、予算等）を行うこと。
② ①の体制整備の状況に応じ可能な範囲で、当該組織で原案作成・審議（系統WGでの審議の代替）を行うこと。

6（参考）日本における系統連系に係る現行の規程
第２０回系統ワーキンググループ 資料３

7（参考）託送供給等約款に係る規定例
第２０回系統ワーキンググループ 資料３

（参考）グリッドコードの制度的体系や具体的要件の検討の進め方①
第２０回系統ワーキンググループ 資料３89（参考）系統連系に係る各規程の関連性及び特性
第２０回系統ワーキンググループ 資料３

（参考）グリッドコードの制度的体系や具体的要件の検討の進め方②

10

第２０回系統ワーキンググループ 資料３

（参考）再エネ大量導入・次世代電力NW小委 中間整理（第1次）（抜粋）

11

第２０回系統ワーキンググループ 資料３

（参考）再エネ大量導入・次世代電力NW小委 中間整理（第2次）（抜粋）

12

第２０回系統ワーキンググループ 資料３

13

２．本日の審議事項

 前回（第２回本小委員会）での報告・議論や国の審議会（系統ワーキンググループ）の議論・整理を踏まえ、本日は以下の項目について議論いただきたい。
＜既連系発電設備のUFR整定値に関する課題整理と対応の方向性：前回の残件＞① UFR整定値の見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧（スライド4の表の赤塗部分）の対応方針② UFR整定値に関して要件化が必要な項目③ その他要件化が必要な項目の有無＜系統連系技術要件等の見直し案提示＞④ 系統アクセスルールの見直し案＜今後の進め方及びスケジュール＞（４）具体的な検討スケジュール（案）

第１回 電力レジリエンス等に関する小委員会資料３－２より抜粋○ 一般送配電事業者10者と広域機関が一体となり、関係事業者とともに合理的な対策について協議し、検討を進めていくこととしてはどうか。
１月

・ 既連系設備のUFR整定値及びFRT要件非対応設備の状況報告
・ 新規連系設備のUFR整定値・ 系統連系技術要件等の見直しの是非

３月

・ 既連系設備のUFR整定値及びFRT要件非対応設備の連系量を踏まえた課題整理と対応の方向性・ 必要により系統連系技術要件等の見直し案提示
・ 今後の進め方及びスケジュール報告以降

今回の審議内容踏まえた対策の実施

14

（余白）

15

２-①UFR整定値見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧の対応方針＜課題整理①：対象件数＞

 高圧や低圧において、UFRの整定値が47.6Hz～49.0Hz(50Hz系統)、57.1Hz～59.0Hz(60Hz
系統)に整定されている既連系発電設備は以下のとおり。（スライド4の表の赤塗部分の内訳）
 高圧・低圧の合計で、約270万件が対象となる（スライド８の高圧、低圧の合計件数）
 特に、中西エリアにおいて整定値が比較的高い59.0Hz（下図赤塗部分）や58.8～58.9Hz（下図黄塗部分）に整定されている発電設備が多い※ことが分かった。
※設備容量で約1,200万kWもあり、59.0Hzまで低下すると連鎖脱落により大幅な周波数低下を招く懸念がある
発電設備の容量
49.0Hz /59.0Hz

発電設備の件数

48.8～48.9Hz

48.6～48.7Hz

48.5Hz以下/58.8～58.9Hz/58.6～58.7Hz/58.5Hz以下

49.0Hz /59.0Hz

1,046

1,007

48.5Hz以下/58.8～58.9Hz/58.6～58.7Hz/58.5Hz以下

800,000

1,000

712,555

700,000

732

800
600

接続件数（件）

設備容量（万kW）48.6～48.7Hz

824,141 845,124

900,000

1,200

48.8～48.9Hz

451

400

600,000

500,000
400,000
249,245

300,000
200,000

200

24 0

0 27

57

0

4

0

1

1

0 32

0
北海道エリア

東北・東京エリア

中西エリア

沖縄エリア

100,000

6,956028,639321,88187 41

15

26,221113510 0

0
北海道エリア

東北・東京エリア

中西エリア

沖縄エリア

※データについては速報値。一部サンプリング調査を含む。

（参考）新規連系発電設備のUFR整定値の考え方を満たしていない既連系発電設備の量
北海道エリア
太陽光

高圧

風力他

太陽光

風力他

太陽光

沖縄エリア

風力他

太陽光

合計

風力他

太陽光

風力他

計

15

17

17

144

47

0

1

168

80

248

344

224

486

1,070

8,819

2,786

11

7

9,660

4,087

13,74748.8～48.9Hz 容量(万kW)/58.8～58.9Hz 戸数(件)

0

0

0

0

264

9

0

0

264

10

274

0

0

0

87

6,117

380

5

0

6,122

467

6,589

48.6～48.7Hz 容量(万kW)/58.6～58.7Hz 戸数(件)

0

0

0

4

0

0

0

0

0

4

5

0

2

2

39

2

6

0

0

4

47

51

容量(万kW)

15

1

417

52

343

93

5

3

780

149

929

戸数(件)

460

101

6,786

1,434

6,407

4,194

351

30

14,004

5,759

19,763

容量(万kW)

21

16

435

73

752

151

5

4

1,212

243

1,455

戸数(件)

804

327

7,274

2,630

21,345

7,366

367

37

29,79010,36040,15048.5Hz以下/58.5Hz以下
計

戸数(件)北海道エリア
太陽光

風力他

太陽光

中西エリア

風力他

太陽光

沖縄エリア

風力他

太陽光

合計

風力他

太陽光

風力他

計

0

23

0

531

10

0

0

556

11

567

5,719

669

26,681

402

726,982

106,53795

0759,477

107,608

867,08548.8～48.9Hz 容量(万kW)/58.8～58.9Hz 戸数(件)

0

0

0

0

167

11

1

0

167

11

178

0

0

0

0

165,405

77,343505

0165,910

77,343

243,25348.6～48.7Hz 容量(万kW)/58.6～58.7Hz 戸数(件)

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

5

2

0

0

6

2

8

容量(万kW)

10

0

576

1

567

3

25

0

1,179

4

1,183

19,412

1,908

813,134

2,787

682,20219,752

25,833

13

0

599

1

1,264

24

26

25,132

2,577

839,8153,189 1,574,594

203,634

26,43348.5Hz以下/58.5Hz以下
計

容量(万kW)

東北・東京エリア

3

49.0Hz/59.0Hz

低圧

中西エリア

6

49.0Hz/59.0Hz

容量(万kW)

東北・東京エリア

16

戸数(件)

戸数(件)
容量(万kW)
戸数(件)7 1,540,581
0

1,903

7 2,465,974

24,454 1,565,035
25

1,928

209,407 2,675,381※データについては速報値。一部サンプリング調査を含む。

２-①UFR整定値見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧の対応方針

17＜課題整理②：概算コスト＞
 技術員派遣コスト：約810億円
・ メーカ技術員派遣費用を３万円/件・人と仮定すると、３万円×約270万件＝約810億円が必要となる。
・ ドイツの事例（参考）では、低圧の整定変更費用は約5.75万円/件。
 その他コスト

・ 一般送配電事業者や電気主任技術者の対応コスト（整定変更に係る協議、出向料、確実な整定変更に向けたフォローアップなど）が別途必要となる。
＜課題整理③：費用負担者＞
 発電設備の整定変更については、発電設備を設置される発電事業者の責任において実施されることが原則であり、今後も発電事業者が負担するべきと考えられる。なお、これまでの特別高圧や高圧の個別協議においても、前述の理由により、整定変更に要する費用は発電事業者が費用負担している。
 他方、低圧住宅用の発電者にとっては、３万円程度の費用負担は大きいとの意見もある。
＜課題整理④：特別高圧や高圧における整定変更の進捗＞

 比較的早期に個別協議が開始された中西エリアの特別高圧について、「変更不可」及び「協議中」が個別協議実施済み全体の約45%も存在する。発電事業者による整定変更が進まない主な理由は、「機器保護上の制約」といったやむを得ないものを除き、「費用負担が発生する」、「法的な義務ではない」である。
 なお、耐用年数（設計寿命は10～20年程度）が経過したPCS等は順次取替が進み、発電設備のUFRの整定値は見直されていく。一方、発電設備のUFRの整定変更は抜本的対策であることから、整定変更を加速させるため、従前より広域機関と一般送配電事業者から太陽光発電協会（JPEA）や日本電機工業会（JEMA）に PCS取替時やPV廃止時に限らず設備改造等の機会をとらえた整定変更を働きかけている。

（参考）ドイツにおける「50.2Hz問題」について

18＜概要：Modern Power Systemsの記事（インターネットから収集）より抜粋＞
 ドイツでは2005年頃に導入された系統連系要件で、低圧系統に接続する発電設備（太陽光発電を含む）は周波数50.2Hzで直ちに解列することが義務付けられた。
 その後、太陽光発電設備が大量に低圧系統に連系されたため、当該系統の周波数が上昇した場
合、太陽光発電設備が大量に一斉解列するおそれが顕在化した。
 このため、太陽光発電設備の整定値について、以下のステップで見直した。

・ 2011年4月：暫定的に新設発電設備の整定値を任意に設定できるようにした。
・ 2012年1月：新設発電設備の整定値は、新たな整定値とすることを義務付けた。
・ 2012年7月：2014年12月までに10kW超の既設発電設備に対しても新たな整定値に変更することを義務付けた。
 整定変更が必要な太陽光発電設備は約40万カ所であり、2011の調査において費用はメーカや系統運用者の一般管理費を除き1億7,500万ユーロ(約230億円：5.75万円/件)※と想定された。
※系統利用料金及び再エネ賦課金より負担
 太陽光発電設備の所有者は、シリアル番号等のインバーターに関する情報を配電系統運用者に提供する義務を持ち、提供しないとFITの権利を失う。

19（参考）特別高圧における整定変更の進捗状況

第２回電力レジリエンス等に関する小委員会 資料３16４．報告事項②（既連系発電機のUFR整定値の状況（2017年９月以降の取組状況））○一般送配電事業者において、事業者と定期点検等に合わせた整定変更の個別協議を速やかに始めることとし、以下のとおり対象範囲を拡大して対応中。
・ 2017年9月：中西エリアの特別高圧（58.9Hz以上）について整定変更の個別協議を開始
・ 2018年9月：東エリア※の特別高圧（48.6Hz以上）、全エリアの高圧（見直し効果が相対的に大きい
49.1Hz以上（50Hz系統）や59.1Hz以上（60Hz系統）に整定されているものに限る）に拡大※ 東エリア（北海道、東北、東京の３エリア）○2017年9月から取り組んでいる中西エリアの特別高圧のUFR整定変更の進捗状況は下表のとおりで、個別協議の進捗率64%のうち、変更済みの事業者は全体の27%である。なお、2019年度末の対応完了(変更不可を除
き整定変更完了)を目指し、整定変更の個別協議を継続している。
【中西エリア：整定が58.9Hz※１以上の発電機】
2017年９月末

特 高 系
影響量※２

太陽光

風力他

2018年12月末
合 計

太陽光

風力他

合 計

（万kW）

10

142

152

2

104

106

（件）

115

327

442

96

228

324

※１ 中西エリアの系統連系技術要件における連続運転可能周波数下限値（最大58.8Hz）に基づき設定。
※２ 中西エリアの特別高圧の「風力他」については、UFリレーの遮断地点や自家発の発電実績等から系統に及ぼす影響量（発電機出力や同時停止すると考えられる負荷を考慮して設備容量から差し引いたもの）を算出。

【中西エリア：特高系UFR整定変更の進捗状況】
対象件数
442（件）

2018年12月末進捗
変更済み
118（件）
27（％）

変更待ち
37（件）
8（％）

変更不可
53（件）
12（％）

整定変更不可と協議中の割合＝(12+17)÷64 ≒ 45%
協議中
73（件）
17（％）

計
281（件）
64（%）

２-①UFR整定値見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧の対応方針

20＜課題整理⑤：電力レジリエンスの向上対策＞
 北海道エリアのブラックアウトを機に、大規模な電源脱落に対しても、広域的な対策により強靭な電力系統の構築を目指すべく、次の「現有設備の活用による負荷側UFR等の対策」を実施することとした。
（北海道エリア）
平成30年北海道胆振東部地震に伴う大規模停電に関する検証委員会の中間報告にて提言された負荷側UFRを追加した。また、大きな周波数低下が発生した場合に動作時限の遅い整定となっている負荷側UFRも動作するよう、周波数変化率要素を活用するよう整定見直しを行っている。

（東北・東京エリア）
東京エリアにおいて、周波数の下限値に至るまでに、極力全ての負荷側UFRを動作させるように、
負荷側UFRの整定変更を実施している。また、東北エリアにおいて、負荷側UFRの追加設置について検討する。
（中西エリア）
太陽光・自家発等が59.0Hz以下で大量解列する現状を踏まえ、各エリアが分担し、負荷側
UFRによる負荷遮断を59.1Hzで実施※する。
※ 59.1Hzで負荷遮断を実施することに伴う、連系線の運用容量への影響及び対応（系統保安ポンプ運用の解消など）について

は、別途運用容量検討会にて検討を行う。

（沖縄エリア）
電力レジリエンスＷＧの総点検結果を踏まえ、地震などの過酷断面における発電所サイト脱落時においても、安定化装置がこれを検出しブラックアウトを回避できるよう、安定化装置の機能向上を図った。

（参考）負荷側UFRの整定変更について（東北・東京エリア）

21○ N-2故障を超える電源脱落に対して、現有設備の活用による低コストで早期に実現可能な対策として、周波数の下限値に至るまでに、極力すべてのUFR遮断を動作させるように、負荷側UFRの整定変更を実施する予定である。（複数の断面におけるUFR動作状況・周波数状況をシミュレーションを実施のう
え、確認する。）また、東北・東京の整定についても、同値とする方向で検討を進める。
○ 東北エリアにおいては、負荷側UFRの追加設置について検討する。なお、負荷遮断量の増加による電圧・潮流面の影響が懸念されるため、シミュレーションを実施のうえ、適切な設置量・設置箇所を決定する。
負荷側UFR整定見直し前後の周波数状況例

今回の主な整定変更
負荷側ＵＦＲ現状整定：Ｎ－２故障を想定した整定であり、左のグラフのような急激な周波数低下に対しては、負荷側ＵＦＲの動作が周波数の下限値までに間に合わなかった。
負荷側ＵＦＲ見直し案：Ｎ－２故障を超える電源脱落が生じた際の、急激な周波数低下に対して、周波数の下限値に至る前に必要な負荷側ＵＦＲが動作できるように動作タイミングを早めた。

22（参考）負荷側UFRの整定変更について（中西エリア）
凡例：発電側UFR：負荷側UFR

現状体系

ﾚｼﾞﾘｴﾝｽ向上対策

目指す姿

・連系分離前に解列する整定の発電側UFRあり・現有の負荷側UFRの整定変更または周波数維持装置の改造・連系分離点および周波数ならびに負荷側UFRを適切に設定し、連系維持
を強化

STEP１

（Hz）
59.0

（Hz）
59.0

(連系分離)(連系分離)

STEP2

（Hz）
59.0

(連系分離)

発電側UFRの整定引き下げに引続き取り組む【STEP１】
・PV、自家発等が59.0Hz以下で大量解列する現状を踏まえ、現有設備の活用による早期に実現可能な対策である負荷側UFRの整定変更または周波数維持装置の改造により、「負荷遮断を59.1Hzで実施」※する。
【STEP２】・発電側UFR整定引き下げ完了後は、連系分離周波数付近に負荷側UFRを整定する方向。
・連系分離点、連系分離周波数についても適切な設定の検討を進めていく。
※59.1Hzで負荷遮断を実施することに伴う、連系線の運用容量への影響および対応（系統保安ポンプ運用の解消など）については、別途運用容量検討会にて検討を行う。

23（参考）近年の大幅な周波数低下事象の実績

 EPPS動作実績（昭和40年(1965年)FC運開後~平成28年(2016年)10月：第11回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会 資料４ 参考資料２）より本州における過去の周波数低下
実績を調査した。
 過去の周波数低下量の大きいものから、５ケースを調査した結果は下表のとおりで、
・ 昭和40年(1965年) のFC運開以降、本州において周波数が1Hz以上低下したのは3件
・ 平成以降で、周波数が１Hz以上低下した要因は地震となっている。
発生日

電源脱落量

周波数低下

負荷遮断量

① 東日本大震災

H23年(2011年)
3月11日

約2100万kW48.44Hz(▲1.56Hz)

573万kW② 遮断器N-1故障

S46年(1971年)
7月19日

確認できず

48.60Hz(▲1.40Hz)

11万kW③ 送電線N-2故障

S51年(1976年)
5月5日

確認できず

48.70Hz(▲1.30Hz)

69万kW④ 地震（愛知･岐阜県境）

S50年(1975年)
3月14日

確認できず

59.14Hz(▲0.86Hz)－⑤ 新潟県中越沖地震

H19年(2007年)
7月16日

341万kW

49.17(▲0.83Hz)－

参考 北海道胆振東部地震

H30年(2018年)
9月6日

約150万kW46.13Hz(▲3.87Hz)

最終的にブラックアウト

２-①UFR整定値見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧の対応方針

24＜課題整理のまとめ＞
 今回、ブラックアウトを含めた大規模停電防止対策として、(a) 既連系発電設備のUFR整定値の見直し（既連系発電設備の不要解列の回避）(b) 現有設備の活用等による負荷側UFR等の対策（可能な限り周波数の低下の回避）を検討した。
 このうち、(a)を「効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧」まで拡大することは、・ 対象が約270万件もあり、全て個別協議（一般送配電事業者が個々の発電事業者に整定変
更を依頼）により対応することは現実的に困難であり、1カ所当たりの容量が小さい場合は非効率である
・ 仮に全件実施する場合には、一般送配電事業者や電気主任技術者の対応コストを除き、少なくとも800億円を超える費用が必要となることが分かった。
 他方、(b)の「現有設備の活用等による負荷側UFR等の対策」を行うことは、電力レジリエンスが向上し周波数の最下点を引き上げるため、既連系発電設備の不要解列防止問題にも即効性がある。
 このため、短期対策として、ブラックアウトのリスクを低減する最終手段である負荷遮断を実施することで電力レジリエンスの向上を図ることとするが、発電設備のUFR整定変更が抜本的対策であることから、耐用年数の経過によるPCS等の取替に加えて、整定変更の実施率や対応コスト等を考慮しつつ、 UFR整定値見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧も含め、既連系発電設備のUFR整定変更を加速させる対策は継続的に行っていくこととしてはどうか。

２-①UFR整定値見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧の対応方針

25＜見直し効果が相対的に小さい一部の高圧や低圧の対応方針＞
 今後、短期的な対策として、現有設備の活用等による負荷側UFR等の対策により、即効性のある対策を実施することから、現時点ではドイツの事例のような既連系発電設備の整定変更の早期義務化は必要不可欠とせず、・ PCS取替時やPV廃止時に限らず、設備改造等の機会をとらえた整定変更の取組を加速させる
べく、国や広域機関、一般送配電事業者等のHPへ取組内容を掲載する等により周知方法を工夫し、発電事業者による整定変更を促す
・ 見直し効果が相対的に大きい一部の高圧の個別協議の完了後は、高圧における個別協議の対象範囲拡大を基本方針とし、引続き一般送配電事業者で効果的な対策を検討していく。また、対象範囲を拡大する場合には、エリア毎の発電設備のUFR整定状況や整定変更の実施率、対応コスト等を踏まえて対象範囲を個別に判断することとしてはどうか。
 また、中長期的な対策として、上述の取組みによる成果が十分ではない場合は、国において、既連系発電設備における整定変更の義務化の導入について検討を求めることとしてはどうか。

26

２-② UFRの整定値に関して要件化が必要な項目

 電圧階級ごとの発電設備のUFR整定値（検出レベル及び検出時限）は下表のとおりとする。（前回（第２回本小委員会）においてご報告済み）＜検出レベル＞
北海道
特別高圧 47.0Hz以下
検出
レベル

東北
47.5Hz中部
57.0Hz

同左

同左

同左

高圧

同左

同左

FRT要件適用
57.0HzFRT要件非適用
58.2Hz

低圧

高圧と同じ

同左

同左

高圧と同じ

特別高圧 57.0Hz

北陸

同左

FRT要件適用
47.5HzFRT要件非適用
48.5Hz

関西

検出
レベル

東京

中国

四国

九州

沖縄

同左

同左

同左

同左

高圧

FRT要件適用
57.0HzFRT要件非適用
58.2Hz

同左

同左

同左

同左

低圧

高圧と同じ

同左

同左

同左

同左

＜検出時限＞
・ 動作時限については，自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値とする。
・ 協調が取れる範囲の最大値
高圧・低圧：系統連系規程の整定範囲最大の2秒
特別高圧 ：高低圧に準じて2秒以上

２-② UFRの整定値に関して要件化が必要な項目

27

 特別高圧の発電設備に求める要件は、JEC2130（同期機）及びJEC2137（誘導機）に基づ
き、以下の内容としてはどうか。ただし、北海道エリアについては別に定めることとしてはどうか。
＜運転可能周波数＞
 運転可能周波数の最下限は、発電側UFRの検出レベルに協調をとって0.95pu 【47.5Hz／57.0Hz】 とする。
 連続運転可能周波数の最下限は、現在の各社の系統連系技術要件を踏まえて、
0.97puより上【48.5Hz／58.2Hz】に統一する。
＜運転継続時間＞ 発電機の一般的な運転可能時間曲線等を踏まえて、次の要求値で統一する。
要求値：0.97pu【48.5Hz／58.2Hz】－10分以上
0.96pu【48.0Hz／57.6Hz】－1分以上２-② UFRの整定値に関して要件化が必要な項目

28 高圧・低圧の発電設備に求める要件は、 系統連系規程（JEAC）に基づき、以下の内容としてはどうか。
 また、FRT要件の適用外である回転機に求める要件について、回転機はJEC2130（同期機）及びJEC2137（誘導機）に基づいていることから、特別高圧と同様の条件とできないか系統連系規程（JEAC）の改定も視野に入れ、継続的に検討を行うこととしてはどうか。
＜運転可能周波数＞
 連続運転可能周波数の最下限は、現在の各社の系統連系技術要件を踏まえて、
0.97puより上【48.5Hz／58.2Hz】に統一する。

29（参考）発電機の運転可能周波数及びUFRの整定範囲
電気学会技術報告第1393号より引用

 同期機
JEC-2130-200「同期機」によれば、同期機は0.98～1.02pu
内の周波数に対し、主要な定格値において連続的に運転して、実運用上支障があってはならず、0.95～1.03pu内の周波数変動に対しては、主要な定格値で運転して実運用上支障があってはならないとされている。
 太陽光
技術的には任意の周波数で運転することが可能であるが、JEAC9701（系統連系規程）において周波数上昇リレーおよび周
波数低下リレーの動作範囲が定められており、PCSはこれをもとに運転可能な周波数範囲を決めている。
 風力
JEC2130（同期機）およびJEC2137（誘導機）により、定格
周波数の-5～+3%の範囲で主要な定格値で運転して実用上支障があってはならないと規定されており、これが連続運転における運
転可能周波数となる。

電圧 1.08[p.u.]
1.05

0.95 0.98

1.02 1.03 周波数[p.u.]
定格

0.95

領域B
主要な定格値で、運転で0.92
きなければならない。なお
領域Bの境界線上での長時間運転は勧められない。
JEC-2130(同期機)の場合
系統連系規程より引用

高圧配電線との連系要件 整定範囲例

６．周波数低下リレー
UFR

検出レベル

検出時限

48.5（47.5※）~49.5Hz／58.2（57.0※）~59.4Hz

0.5~2秒

領域A
主要な定格値で、連続的に運転できなければならない

備

考

離島など特殊事情がある場合には個別検討とする。
※FRT要件の適用を受ける発電設備の場合

30（参考）発電機の運転可能時間曲線の例

 運転可能周波数を逸脱して運転した場合、蒸気・ガスタービンは共振現象による損傷、発電機は鉄心の溶損に至るおそれがある。このため、以下のような延許容運転時間が定められている。
電気学会技術報告第1393号より引用

48.5

この場合、
・48.5Hz以下で制約
・48.0Hzで約延10分

この場合、・58.5Hz以下で制約
・57.6Hzで約延120分

２-③ UFR整定値以外に要件化が必要な項目

31＜OFR（Over Frequency Relay：周波数上昇リレー）の整定値＞
 OFR整定値については、例えば、低い検出レベルで一律に設定すると、周波数上昇時に一斉解列するおそれがあるなどの課題があるため、適切に周波数上昇を抑制する方法を考える必要がある。
 このため、各社の現状について調査の上、共通課題（適切に周波数上昇を抑制する方策など）について、引き続き検討していく。

＜その他のリレーについて＞
 周波数以外の電圧や電流の変動については局所的に影響が出るものであり、系統全体に影響を及ぼすものではないため、現時点で緊急的に各社一律の整定値として明確化するニーズは低い。

 緊急的な系統アクセスルールの見直しは、発電設備のUFR整定値のみとする。

32

系統アクセスルールへの記載内容案（特別高圧）
50Hzエリア（北海道以外）の特別高圧発電設備の運転可能周波数は、次のとおりとしていただきます。

周波数上昇側については、
現在、検討中であり、今回の改正では各社の値を引用

連続運転可能周波数：48.5Hzを超え***Hz以下
運転可能周波数：47.5Hz以上***以下

周波数低下時の運転継続時間は、48.5Hzでは10分程度以上、48.0Hzでは1分程度以上としていただきます。
周波数低下リレーの整定値は、原則として、検出レベルを47.5Hz、検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。 （協調が取れる範囲の最大値：2秒以上）

60Hzエリアの特別高圧発電設備の連続運転可能周波数および運転可能周波数は、次のとおりとしていただきます。
連続運転可能周波数：58.2Hzを超え***Hz以下
運転可能周波数：57.0Hz以上***Hz以下
周波数低下時の運転継続時間は、58.2Hzでは10分程度以上、57.6Hzでは1分程度以上としていただきます。
周波数低下リレーの整定値は、原則として、検出レベルを57.0Hz、検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。 （協調が取れる範囲の最大値：2秒以上）

33

系統アクセスルールへの記載内容案（高低圧）
50Hzエリア（北海道以外）の高低圧発電設備の運転可能周波数は、次のとおりとしていただきます。

周波数上昇側については、
現在、検討中であり、今回の改正では各社の値を引用

連続運転可能周波数：48.5Hzを超え***Hz以下

周波数低下リレーの整定値は、原則として、FRT要件の適用を受ける発電設備等は47.5Hz、それ以外は48.5Hzとし、検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。 （協調が取れる範囲の最大値：2秒）

60Hzエリアの高低圧発電設備の運転可能周波数は、次のとおりとしていただきます。
連続運転可能周波数：58.2Hzを超え***Hz以下
周波数低下リレーの整定値は、原則として、FRT要件の適用を受ける発電設備等の検出レベルは57.0Hz、それ以外は58.2Hzとし、 検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。 （協調が取れる範囲の最大値：2秒）

系統アクセスルールへの記載内容案（北海道）
特別高圧発電設備の運転可能周波数は、当社の周波数維持・制御方式との協調を図るため、原則として以下のとおりとする。
（１）連続運転可能周波数：48.5Hz ～ 50.5Hz（２）運転限界周波数：47.0Hz以下、51.5Hz以上
周波数低下時の運転継続時間は、48.5Hzまでは連続して運転が可能なものとしていただきます。
周波数低下リレーの整定値は、原則として、検出レベルを47.0Hz以下、検出時限を自動再閉路時
間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。 （協調が取れる範囲の最大値：2秒以上）

高低圧
発電設備の運転可能周波数は、当社の周波数維持・制御方式との協調を図るため、原則として以下のとおりとする。
連続運転可能周波数：48.5Hz ～ 50.5Hz
周波数低下時の運転継続時間は、48.5Hzまでは連続して運転が可能なものとしていただきます。

また、FRT要件が適用される発電設備の場合は、運転限界周波数を以下としていただきます。
運転限界周波数：47.5Hz以下、51.5Hz以上
周波数低下リレーの整定値は、原則として、検出レベルをFRT要件を満たす場合は47.5Hz、それ以外は48.5Hzとし、検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れる範囲の最大値：2秒）

34

35

３．今後の進め方及びスケジュール

 UFRの整定変更に係る対応及び系統アクセスルールの改定について、以下のとおり進めることとしてはどうか。また、系統連系技術要件の改定についても、可能な限り早期に目指すこととしてはどうか。
 なお、グリッドコードの制度的体系及び具体的要件の検討の進め方の検討状況及び取組状況（広域機関における体制整備状況を含む。）を踏まえ、必要に応じ、今後の進め方及びスケジュールの見直しを行うこととしてはどうか。
2018
年度
特別高圧
（中西58.8Hz以上・
北海道、東北、東京
48.6Hz以上）

特別高圧
個 （中西57.1Hz以上・
別 北海道47.1Hz以上・
協 東北、東京47.6Hz以上）
議 高圧（中西、沖縄59.1Hz以上・
東地域49.1Hz以上）

2019年度
第1Q

第2Q

系統アクセスルールの改定
OFRの整定値の考え方

第4Q

2021
年度以降

中西エリア

2021年度末までの個別協議完了
を目指す

全エリア

2019年度末までの個別協議完了
を目指す

全エリア

3月（東京）
4月（中西）
5月以降順次備 考
中西地域は2019年度で完了予定
東地域は2020年度末までの対応完了を目指す北海道・東北・東京エリア

見直し効果が相対的に小さい高圧の一部
負荷側UFRの整定値の
見直し

第3Q

2020
年度

全エリア

個別協議の対象範囲拡大について
整定変更実績や費用対効果等を踏
まえて各エリア毎に個別に判断する

東北・東京

東北エリアへのＵＦＲ追加設置の後改めて東北・東京エリアのＵＦＲ整
定見直し
最終的には系統連系技術要件に反映する
必要により、系統アクセスルールや系
統連系技術要件に反映する

36

（余白）

（参考）周波数低下リレーによる一部負荷送電停止について【概要】
１．電気は貯めることができないため、常に需要増減に合わせて発電する電気の量を同時同量でバランスさせていますが、事故などで大きな発電所が停止した場合、需要を支えられず、急激に周波数低下が起こります。
２．周波数低下が一定時間、一定周波数以下となった場合には周波数低下
リレーが動作します。リレーは定めた条件で自動で発電機や需要などを系統から切り離す装置であり、周波数低下リレーによる負荷送電の停止にあたっては、
社会的影響を考慮するとともに公平性に配慮し、一定量の需要を切り離します。
３．東北・東京エリアは50Hzで、中部・北陸・関西・中国・四国・九州エリアは60Hzで交流連系しています。交流連系系統の各エリアは、周波数が同一となります
ので、連系系統内のどのエリアの事故であっても、同一交流連系系統の各エリアで周波数低下が発生するため、一部負荷送電を停止することがあります。

37

38

（参考）周波数低下の発生原理


電気は貯めることができないため、常に需要増減に合わせて発電する電気の量を同時同量でバランスさせています。
周波数は電気をご利用の供給エリアに応じて50Hzもしくは60Hzですが、需要と供給のバランスが崩れると周波数が上下します。



通常時の周波数調整では、図１のようにおもりの高さを維持するように電力需要の量に応じて、中央給電指令所が大きな発電所に発電の量の指令を出し周波数を一定に保っています。



図２のように発電機や系統の異常を保護装置により検出した場合、保護装置により発電機等のしゃ断器を動作させ、発電機を解列することで、発電機の損傷などを防ぎます。事故などで大きな発電所が解列した場合、他の発電機の緊急的な出力増加や周波数変換所や交直変換所での電力融通の受電を行いますが、それでも需要を支えられない場合は、周波数低下が急激に起こります。
発電所 合計29万kWから16万kWへ減少↓
発電機の緊急的な出力増加などにより、合計16万kWから20万kWへ増加させるが、電力需要29万kWは支えられない

電力需要 29万kW
電力需要 29万kW

発電所 合計30万kWから29万kWへ調整

図１ 通常時の周波数調整のイメージ

図２ 発電機の解列による周波数低下のイメージ

39（参考）周波数低下リレーによる一部負荷送電停止の必要性


周波数が大幅に低下した状態では、他の発電機も安定に運転できないため、順次解列する場合があります。すべての発電機が解列した場合、図３のようにブラックアウトが発生します。ブラックアウトした際に、すべてのお客さまが停電します。一度解列した発電機は、もとの出力で発電できるようになるまで時間を要することから、お客さまに電気をお届けするまでに多くの時間がかかります。



この対策として、周波数低下リレーによる一部負荷送電停止があります。周波数低下が一定時間、一定周波数以下となった場合には、図４のように周波数低下リレーが動作します。リレーは定めた条件で自動で発電機や需要などを系統から切り離す装置であり、周波数低下リレーによる負荷送電停止においては、社会的影響を考慮するとともに公平性に配慮し一定量の需要を切り離します。



周波数低下リレーによる一部負荷送電の停止を行った場合、図５のように周波数の回復効果が期待できます。

すべての発電機が停止し、発電再開には時間がかかる
一部負荷送電の停止

図３ ブラックアウトのイメージ

図４ 周波数低下リレー動作時のイメージ
Hz

事故発生
周波数

一部負荷送電の停止
0

30

60

90

120秒

図５ 一部負荷送電の停止による周波数回復のイメージ

（参考） 供給エリア外の事故に対する周波数低下リレーによる一部負荷送電の停止


東北・東京エリアは50Hzで、中部・北陸・関西・中国・四国・九州エリアは60Hzで交流連系しています。
交流連系系統の各エリア（図６破線で囲んだ各エリア）は、周波数が同一となりますので、連系系統内のどのエリアの事故であっても、同一交流連系系統の各エリアで周波数低下が発生するため、一部負荷送電を停止することがあります。
これにより、ブラックアウトを防止するなど、電力レジリエンスを高めています。
北海道
エリア

・・・周波数変換所
・・・交直変換所

東北
エリア

北陸
エリア
九州
エリア

中国
エリア
四国
エリア

沖縄
エリア

関西
エリア

中部
エリア

60Hz交流連系系統

東京エリア

50Hz交流連系系統

図６ 交流連系系統
Aエリア

Bエリア

Aエリアの事故に対するAおよびBエリアの一部負荷送電の停止

図７ 供給エリア外の事故に対する周波数低下リレーによる一部負荷送電の停止

40