別紙3設備停止時の運用容量について2024年3月1日電力広域的運営推進機関
連系潮流限度>北海道エリアの交流系統の状況変化により発生する潮流制約については、系統条件を取り込んAみ、自動的に潮流制限を実施各限度値の最小値で、北本の潮流制限装置（リミッター）により連系潮流限度値を設定運用で変化する系統状況について以下のパラメータにより組合せを作成•北海道エリア内A発電所の運転状態• 連系回線の運用状態.両北本の運転状態▷各組合せについて、想定される厳しい需給運用断面の系統解析を実施
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北海道東北エリア
通常、作業停止時等には上記に関わらず各種試験等の必要により、運用容量が短時間O万kWとなる時間帯がある。 1）平常時を除くと最低潮流制約あり（運転中設備容量の10％） 2）帰線停止時は第2極を停止し、直流幹線2号線を帰線として使用

A
北海道本州間連系設備連系潮流限度値（北海道向）

A
北海道本州間連系設備連系潮流限度値（東北向）
注2：大野変電所連変1バンク停止時は3回線連系（道南1、函館2）、2バンク停止時は2回線連系（道南O、函館2)と同様の制約となる。注3：大野線2回線停止時は道南幹線2回線停止および北海道エリア内A発電所の停止と同様の状態となり、函館幹線の連系回数に応じた制約となる。注4：調相停止は、新北本AVR停止の状態をいう。 7
上北変電所および岩手変電所の主要変圧器充電時の励磁突入電流に起因する影響を避けるため、主変投入時の北海道本州間連系設備の潮流（南流）限度を以下のとおりとしている。
北海道・東北エリア
A新北海道本州間連系設備連系潮流限度値（北海道向）
注2：表中のカッコ内は大野線1回線停止時にリミッタ値が変更となる値を示す。注3：北斗分離は、北斗幹線2回線停止、大野連変2バンク停止、大野線2回線停止の何れかの条件成立時を示す。
ん新北海道本州間連系設備連系潮流限度値（東北向）
注2：北斗分離は、北斗幹線2回線停止、大野連変2バンク停止、大野線2回線停止の何れかの条件成立時を示す。東北東京間連系線
相馬双葉幹線ルート断故障1)熱容量限度値(1)　＝　いわき幹線潮流2)　＋　電源制限対象分隣接ルート送電線N-1故障熱容量限度値(2)　＝　500kV相馬双葉幹線1回線　＋　275kVいわき幹線1回線停止を模擬した系統による解析結果川内線ルート断故障熱容量限度値(3)　＝　500kV川内線2回線停止を模擬した系統による解析結果上記のいずれか小さい値を運用容量とする。 500kV相馬双葉幹線潮流＋275kVいわき幹線潮流が運用容量を超えないようにする。 ◆算定の基本的な考え方•熱容量限度値1回線停止中の系統で検討(1)いわき幹線または新福島バンク熱容量(順方向は相馬双葉幹線ルート断故障発生時に電源制限を行う) (2)隣接ルート送電線N-1故障時におけるいわき幹線残回線熱容量(3)いわき幹線または新福島バンク熱容量(1)、(2)、(3)の小さい値とする。 (考え方は平常時と同じ) •同期・電圧安定性限度値1回線停止中の系統で検討(考え方は平常時と同じ)
○熱容量限度値
停止線路＜熱容量（万kW）＞ 1 ⁄電源状況により変化するため参考値•相馬双葉幹線＜(1)355、(2)565、(3)620 > •いわき幹線く(1)445、(2)310、(3)405 >太字下線：(1)、(2)、(3)の小さい値○同期・電圧安定性限度値熱容量限度値の潮流で安定確認く参考＞ループ運用時の考え方ループ運用時は、残回線故障またはルート断故障発生時に、健全ルートに潮流が回り込むことを考慮する。また、N-2故障で系統が分離しないため、周波数維持要因は考慮しない。新福島変電所1設備停止時の運用容量＜東北東京間連系線（両方向）＞（1 ）相馬双葉幹線ルート断故障熱容量限度値(1)　＝　いわき幹線潮流1)　 ＋　電源制限対象分新福島バンクN-1故障2)熱容量限度値(2)　＝　500/275kV新福島2バンク停止を模擬した系統による解析結果川内線ルート断故障熱容量限度値(3)　＝　500kV川内線2回線停止を模擬した系統による解析結果上記のいずれか小さい値を運用容量とする。 500kV相馬双葉幹線潮流+ 275kVいわき幹線潮流が運用容量を超えないようにする。 16 ◆算定の基本的な考え方•熱容量限度値新福島1バンク停止中の系統で検討(1)新福島2バンク熱容量（順方向は相馬双葉幹線ルート断故障発生時に電源制限を行う） (2)新福島バンクN-1故障時における残バンク熱容量(3)新福島2バンク熱容量(1)、(2)、(3)の小さい値とする。 (考え方は平常時と同じ) •同期・電圧安定性限度値1設備停止中の系統で検討(考え方は平常時と同じ)
○熱容量限度値
停止設備く熱容量（万kW）＞ 1 ⁄電源状況により変化するため参考値•新福島バンクく(1)470、(2)355、(3) 315>太字下線： (1)、 (2)、 (3)の小さい値○同期・電圧安定性限度値熱容量限度値の潮流で安定確認く参考＞ループ運用時の考え方ループ運用時は、残回線故障またはルート断故障発生時に、健全ルートに潮流が回り込むことを考慮する。また、N-2故障で系統が分離しないため、周波数維持要因は考慮しない。

く新福島変電所設備容量＞

【新福島における66kV直列機器の熱容量制約】 500kV >新福島は、主変2、3、4号でいわき幹線と連系しており、また、この変圧器の3次側と主変1号は66kVで連系している。 ▷このため、いわき幹線の潮流の一部は変圧器３次側へ分流し66kV側設備を経由して主変275kV 1号に流れるため、66kV直列機器の熱容量を考慮する必要がある。 66kV運用容量に影響を与えるその他1設備り停止時の運用容量＜東北東京間連系線（両方向）＞（１）  19相馬双葉幹線ルート断故障熱容量限度値(1)　＝　いわき幹線潮流2)　＋　電源制限対象分連系線N-1故障熱容量限度値(2)　＝　275kVいわき幹線1回線(または500kV相馬双葉幹線1回線2)停止を模擬した系統による解析結果川内線ルート断故障熱容量限度値(3)　＝　500kV川内線2回線停止を模擬した系統による解析結果上記のいずれか小さい値を運用容量とする。 500kV相馬双葉幹線潮流＋275kVいわき幹線潮流が運用容量を超えないようにする。運用容量に影響を与えるその他1設備停止時の運用容量＜東北東京間連系線（両方向）＞（２） ◆算定の基本的な考え方•熱容量限度値1設備停止中の系統で検討(1)いわき幹線または新福島バンク熱容量(順方向は相馬双葉幹線ルート断故障発生時に電源制限を行う) (2)送電線11熱容量またはバンク2熱容量(3)送電線や熱容量またはバンク2熱容量(1)、(2)、(3)の小さい値とする。 (考え方は平常時と同じ) •同期・電圧安定性限度値1回線停止中の系統で検討(考え方は平常時と同じ) 1)いわき幹線，吾妻幹線，相福幹線2)南相馬バンク，西仙台バンク，新福島バンク
○熱容量限度値
停止線路＜熱容量（万kW）＞ 1 ⁄電源状況により変化するため参考値•南相馬バンクく(1)555、(2)455、(3) 625>
○同期・電圧安定性限度値
熱容量限度値の潮流で安定確認南相馬バンク、西仙台バンク、吾妻幹線、相福幹線はは上記のとおりであり、川内線、南いわき幹線停止時についても、直接制約設備とはならないが、同様の考え方で運用容量を算出。く参考＞ループ運用時の考え方ループ運用時は、残回線故障またはルート断
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南相馬変電所２７５kV片母線停止・充電操作時の系統構成について短工期対策による4回線連系の中断•短工期対策による4回線連系系統においては、275kV片母線停止・充電操作時等の下図の状況で母線故障が発生すると、275kV母線連絡、母線区分遮断器が定格遮断電流を超過する。 •これを回避するため、275kV母線停止・充電操作時等では275kVいわき幹線の併用を解く（短工期対策を中断する）ことがある。（第12回広域系統整備委員会2016年4月25日）定格遮断電流超過せず定格遮断電流以内南相馬変電所２７５kV片母線停止・充電操作時の運用容量＜東北東京間連系線（順方向）＞ 23 (熱容量限度値、同期安定性限度値の最小値)運用容量ll 2024年度は短工期対策中断予定なし◆算定の基本的な考え方短工期対策中断による東北東京間2回線連系系統にて、運用容量の制約毎に想定故障を設定する。 •熱容量限度値(1)相馬双葉幹線1回線故障時における残回線熱容量(2)南相馬バンク熱容量(1)、(2)の小さい値とする。 (考え方は平常時と同じ) •同期・電圧安定性限度値(1)常磐幹線2回線三相6線地絡(2)川内線2回線三相６線地絡(1)、(2)の小さい値とする。 (考え方は平常時と同じ) ○熱容量限度値、同期安定性限度値、電圧安定性・周波数維持限度値2024年度は短工期対策中断予定なし南相馬変電所２７５kV片母線停止・充電操作時の運用容量＜東北東京間連系線（逆方向）＞ 24運用容量ll (周波数維持限度値) 2024年度は短工期対策中断予定なし◆算定の基本的な考え方短工期対策中断による東北東京間2回線連系系統にて、運用容量の制約毎に想定故障を設定する。 •周波数維持限度値算術式：系統容量×系統特性定数（6.4%MW/O.8Hz）－発電機解列量系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別の昼間帯・夜間帯）判定基準：東北の周波数が、49.2Hzから50.0Hzの範囲を維持できること。 ○熱容量限度値、同期安定性限度値、電圧安定性・周波数維持限度値2024年度は短工期対策中断予定なし
6. 275kVいわき幹線併用策の深掘り
(1)短絡容量面14
6. 275kVいわき幹線併用策の深掘り
(参考)①案:遮断器取替え台数の低減
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東京中部間連系設備（FC）
FCにおいては、以下のような系統運用上の制約がある。
•周辺設備の運用FC送電ルートの送電設備は、送電線故障時にFCを抑制・停止させることを条件に1回線熱容量以上の潮流を運用限度としている。
FC周辺の負荷母線の電圧安定性維持のため、FC（50Hz向）潮流が制約となる場合があio.
FCは、運転力率が約86％と悪いうえに、有効電力と無効電力の変化が急峻であるため、 FC潮流の変化による関連系統の電圧変動が大きくなり制約となる場合がある。高調波不安定現象.系統構成と調相設備の投入台数による高調波共振により、FCが安定に運転できなくなる現象で、FCの運転制約となる場合がある。
東京系統（50Hz）

関連設備機の○数字はP35～P40の個別説明の番号を表す。

東京系統（50Hz）

中部系統（60Hz）

1）系統状況・潮流状況によって運用容量が異なる。関連設備欄の〇数字はP41の個別説明の番号を表す。 31
東京系統（50Hz）

中部系統（60Hz）

1）系統状況・潮流状況によって運用容量が異なる。関連設備欄の〇数字はP42の個別説明の番号を表す。
東京系統（50Hz）
中部系統（60Hz）
関連設備欄の〇数字はP46の個別説明の番号を表す。
飛騨信濃直流幹線
関連設備欄の〇数字はP47、P48の個別説明の番号を表す。
35
北部
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中信変電所を北部系統から送電
中信変電所を信濃系統から送電
飛騨新信濃
中部関西間連系線
■中部関西間連系線1回線停止時の運用• N-1故障発生時のルート断や運用容量の大幅な低下を回避するため、中部関西間連系線を1回線停止する場合は、中部関西間連系線をルート開放し、南福光地点での交流連系を基本とする。 •南福光地点で交流連系する場合、BTBを並列運転しても運用容量は増加しない（制約は熱容量以外である）ため、BTBは運用停止する。
•中部関西間連系線停止および南福光地点の交流連系• BTB停止を踏まえた系統にて、運用容量の制約毎に
■中部北陸間連系設備○熱容量限度値>故障箇所：南福光交流連絡母線1回線〇同期安定性限度値
越美幹線2回線（南福光端） ▷故障様相：三相地絡(南福光交流連絡母線) 2回線二相3線地絡（越美幹線）〇電圧安定性限度値
▷故障様相：三相地絡○周波数維持限度値
>中部系統および北陸系統、関西以西が大幅に周波数上昇（または低下）することなく、周波数面からの系統安定維持が可能となる潮流の値を確認。 ■北陸関西間連系線○周波数維持限度値>中部系統、北陸系統および関西以西が大幅に周波数上昇（または低下）することなく、周波数面からの系統安定維持が可能となる潮流の値を確認。 •その他運用容量算定の考え方は、基本的に中部関西間連系線平常時、北陸関西間連系線平常時と同じ。中部関西間連系線1回線停止時における中部北陸間連系設備運用容量について
運用容量＝（周波数維持限度値）－90万kW※
※常時、飛騨信濃FCの運用容量（中部向） 90万kWを確保するため、周波数維持限度値から90万kWを控除する。（2019年度第3回運用容量検討会資料3参照） 1）運用容量の最大値2）数値はフリンジ分控除後の値中部北陸間運系設備運用容量（北陸向）運用容量＝（周波数維持限度値）
○熱容量限度値: 329万kW（南福光交流連絡母線直列機器）〇同期安定性限度値：１５７万kW 1:2で安定確認〇電圧安定性限度値：１５７万kW¹.²）で安定確認○周波数維持限度値：７０～１５７万kW (系統容量：最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯）） 1）運用容量の最大値2）数値はフリンジ分控除後の値中部関西間連系線1回線停止時における北陸関西間連系線運用容量について
周波数上昇限度（中部）算出式①　＝　無制御潮流　－常時潮流変動分（フリンジ分） 8～36万kW (2024年度) ll周波数低下限度（関西以西）算出式②　＝無制御潮流l発電機解列量ll 7～112万kW (2024年度)算出式①と算出式②のいずれか小さい値を運用容量とする1）連系線に隣接する電気所の片母線停止時含む2）交流連系を行わなかった場合の運用容量◆算定の基本的な考え方N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（電源制限・負荷制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）また、中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列および中西エリアで実施する周波数維持のための暫定対策を考慮する。 ＜周波数上昇限度（中部）＞ ○無制御潮流算術式：系統容量×系統特性定数(5.0%MW/0.5Hz)系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） •周波数上昇限度60.5Hz（平常時と同じ） •周波数上昇限度の考え方中部エリアにおいて火力プラントが安定運転可能な周波数上昇限度く参考＞ 1回線停止時の運用容量¹ﾝ2く中部関西間連系線（関西向）＞ （2)く周波数上昇限度（中部）＞（つづき） ○常時潮流変動分の考慮34万kW（2024年度） •常時潮流変動分を考慮する理由無制御潮流を超えた潮流が連系線に流れているときにルート断が発生すると系統制御（電源制限）が動作するため＜周波数低下限度（関西以西）＞算術式：系統容量×系統特性定数(4.0%MW/0.7Hz)系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） •周波数低下限度59.3Hz •周波数低下限度の考え方中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列量を踏まえて中西エリアで周波数維持のための暫定対策として実施した「59.1Hzの負荷側UFR」によって負荷制限に至らない周波数低下限度運用容量常時潮流変動分（フリンジ分） ll l無制御潮流+（EPPS見込み量一発電機解列量）×時間遅れ係数0.93) 2～63万kW (2024年度) ll 1）連系線に隣接する電気所の片母線停止時含む2）交流連系を行わなかった場合の運用容量3）EPPS見込み量＞発電機解列量の場合のみ時間遅れ係数を掛け合わせる◆算定の基本的な考え方N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（電源制限・負荷制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）また、 FCのEPPSおよび中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列を考慮する。 EPPS見込み量が発電機解列量より大きい場合は、EPPS動作までの時間遅れによる影響を考慮するため、時間遅れ係数を掛け合わせる。〇無制御潮流（中部エリア周波数低下限度）算術式：系統容量×系統特性定数(3.5%MW/0.5Hz)系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） •周波数低下限度59.5Hz（平常時と同じ） •周波数低下限度の考え方中部エリアにおいて負荷制限に至らない周波数低下限度○常時潮流変動分の考慮34万kW（2024年度） •常時潮流変動分を考慮する理由無制御潮流を超えた潮流が連系線に流れているときにルート断が発生すると系統制御（負荷制限）が動作するため57中部北陸間連系設備
中部・北陸エリア
北陸関西間連系線
■北陸関西間連系線1回線停止時の運用• N-1故障発生時のルート断や運用容量の大幅な低下を回避するため、北陸関西間連系線を1回線停止する場合は、北陸関西間連系線をルート開放し、南福光地点での交流連系を基本とする。 •南福光地点で交流連系する場合、BTBを並列運転しても運用容量は増加しない（制約は熱容量以外である）ため、BTBは運用停止する。
■中部北陸間連系設備○熱容量限度値>故障箇所：南福光交流連絡母線1回線〇同期安定性限度値
越美幹線2回線（南福光端） ▷故障様相：三相地絡(南福光交流連絡母線) 2回線二相3線地絡（越美幹線）〇電圧安定性限度値
▷故障様相：三相地絡○周波数維持限度値
>北陸系統および関西以西、中部系統が大幅に周波数上昇（または低下）することなく、周波数面からの系統安定維持が可能となる潮流の値を確認。 ■中部関西間連系線○周波数維持限度値>北陸系統、中部系統および関西以西が大幅に周波数上昇（または低下）することなく、周波数面からの系統安定維持が可能となる潮流の値を確認。 •その他運用容量算定の考え方は、基本的に北陸関西間連系線平常時、中部関西間連系線平常時と同じ。北陸関西間連系線1回線停止時における中部北陸間連系設備運用容量について中部北陸間連系設備運用容量（中部向）
○周波数維持限度値：99～257万kW (系統容量：最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯）） 1）運用容量の最大値2）数値はフリンジ分控除後の値
中部北陸間連系設備運用容量（北陸向）

2）数値はフリンジ分控除後の値北陸関西間連系線1回線停止時における中部関西間連系線運用容量について
無制御潮流　十　電源制限対象分ll運用容量50万kWまたは70万kW（2024年度） 1）連系線に隣接する電気所の片母線停止時含む2）交流連系を行わなかった場合の運用容量N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（電源制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）ただし、電源制限を行うことを前提に増加する場合がある。 ○無制御潮流（北陸エリア周波数上昇限度）無制御潮流：O万kW 60.0Hz（平常時と同じ） •周波数上昇限度の考え方系統分離後の本系統並列を速やかに行うため60.0Hzとしている。 (夜間等軽負荷断面での電源構成を考慮すると、ルート断に伴う電源制限により電源台数が減少し、系統分離後に本系統並列するための調整に時間を要する場合も想定される。） ○電源制限対象分の考え方ルート断時に電源制限が確実に期待できる火力最大ユニット相当分(作業停止計画、発電計画等を考慮) ll ◆算定の基本的な考え方•周波数上昇限度運用容量＝ 無制御潮流 一 発電機解列量 一 常時潮流変動分（フリンジ分） =   O万kW (2024年度) 1）連系線に隣接する電気所の片母線停止時含む2）交流連系を行わなかった場合の運用容量◆算定の基本的な考え方N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（負荷制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）また、中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列および中西エリアで実施する周波数維持のための暫定対策を考慮する。 ○無制御潮流（北陸エリア周波数低下限度）算術式：系統容量×系統特性定数(4.0%MW/0.7Hz)系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） •周波数低下限度59.3Hz
中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列量を踏まえて中西エリアで周波数維持のための暫定対策として実施した「59.1Hzの負荷側UFR」によって負荷制限に至らない周波数低下限度○常時潮流変動分の考慮13万kW（2024年度） •常時潮流変動分を考慮する理由無制御潮流を超えた潮流が連系線に流れているときにルート断が発生すると系統制御（負荷制限）が動作するため運用容量嶺南変電所500/275kV1バンク熱容量ll 95万kW（2023年度） llただし、平常時の運用容量と比較し、小さい値を運用容量とする。 ◆算定の基本的な考え方嶺南変電所の500kV母線構成は1.5CB構成であり、嶺南変電所500kV片母線停止時に残り母線で事故が発生すると、右図のように北陸関西間連系線潮流が500/275kVバンクを経由する高低圧連系となるため、これを考慮する。 •熱容量限度値嶺南変電所500/275kV 1バンク熱容量•同期•電圧安定性限度値嶺南変電所500kV片母線停止中の系統で残りの母線停止を想定して検討(考え方は平常時と同じ)
○熱容量限度値
95万kW (嶺南変電所500/275kV1バンク熱容量) ○同期・電圧安定性限度値熱容量限度値の潮流で安定確認67関西中国間連系線

○ループ運用時の考え方
•残回線故障またはルート断故障発生時に、健全ルートに潮流が回り込むことを考慮する。 • N-2故障で系統が分離しないため、周波数維持要因は考慮しない。〇関西中国間連系線において考慮する回り込み潮流以下の内最大となる潮流値（フェンス潮流）を考慮。1回線停止時は「停止線路を含む最大フェンス潮流」、「その他最大フェンス潮流」それぞれを考慮する。西播東岡山線潮流と山崎智頭線潮流の合計. .西播東岡山線潮流と中国東幹線潮流の合計.新岡山幹線潮流と山崎智頭線潮流の合計.新岡山幹線潮流と中国東幹線潮流の合計
く参考＞回り込み潮流の例
山崎智頭線でルート断が発生した場合、山崎智頭線に流れていた潮流は新岡山幹線、西播東岡山線に回り込む。 ━━西播東岡山線1回線停止の場運用容量＝（西播東岡山線1回線熱容量）夏季278万kW （6～9月）、295万kW （5、10月） ll冬季326万kWフェンス潮流が運用容量を超えないようにする◆算定の基本的な考え方•熱容量限度値関西中国間連系線の1回線熱容量の最小値これまでの実績では中国→関西向き潮流であり、関西→中国向きとなる蓋然性が低いことから、西播東岡山線の1回線熱容量相当で同期安定性、電圧安定性に問題のないことを確認した。 (現状の中国→関西向き潮流を考慮すると、中国以西の最大発電所相当の電源が脱落し応援する場合においても、関;西→中国向き潮流は西播東岡山線の1回線熱容量以下となる） 1回線停止中での系統で検討（考え方は平常時と同じ）夏季278万kW （6～9月）、295万kW （5、10月）冬季326万kW (1回線の熱容量が最も小さい西播東岡山線1回線の熱容量) ○同期・電圧安定性限度値熱容量限度値の潮流で安定確認•同期・電圧安定性限度値○熱容量限度値
○熱容量限度値
(熱容量限度値と同期安定性限度値、電圧安定性限度値の最小値)運用容量ll ll (71～78ページ参照)フェンス潮流が運用容量を超えないようにする◆算定の基本的な考え方•熱容量限度値(1)1回線停止中送電線の1回線熱容量(2)残りの送電線の2回線熱容量(1)、(2)それぞれ算出する。 •同期•電圧安定性限度値1回線停止中での系統で各送電線のルート断故障を想定して検討(考え方は平常時と同じ)西播東岡山線1回線停止の場合停止線路＜熱容量（万kW）＞ ・中国東幹線＜(1)329、(2)夏季556、冬季652＞ ・山崎智頭線＜(1)329、(2)夏季556、冬季652 > •新岡山幹線＜(1)329、(2)夏季556、冬季652 > •西播東岡山幹線＜(1)夏季278 or295 、冬季326、(2)658> ・日野幹線＜(2)夏季556、冬季652＞ ・播磨西線く(2)夏季556、冬季652>〇同期・電圧安定性限度値各線路1回線停止中での系統で「停止線路を含む最大フェンス潮流」、「その他最大フェンス潮流」を検討
需要等を考慮して算出しており毎年この値とは限らない。数値はフリンジ分（33万kW）控除後の値※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無※2　電圧低下箇所の電圧準持能力のある電源の停止有無
需要等を考慮して算出しており毎年この値とは限らない。数値はフリンジ分（33万kW）控除後の値※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無※2　電圧低下箇所の電圧準持能力のある電源の停止有無
需要等を考慮して算出しており毎年この値とは限らない。数値はフリンジ分（33万kW）控除後の値※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無※2　電圧低下箇所の電圧準持能力のある電源の停止有無
需要等を考慮して算出しており毎年この値とは限らない。数値はフリンジ分（33万kW）控除後の値※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無※2　電圧低下箇所の電圧準持能力のある電源の停止有無
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※2　電圧低下箇所の電圧維持能力のある電源の停止有無※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無
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※2　電圧低下箇所の電圧維持能力のある電源の停止有無※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無
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※2　電圧低下箇所の電圧維持能力のある電源の停止有無※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無
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※2　電圧低下箇所の電圧維持能力のある電源の停止有無※1　電力系統のインピーダンス増加による電圧降下が影響を与える送電線の停止有無関西四国間連系設備
阿南変換所近傍のA・B発電所（以下、「 A・B発電所」という）の発電機が複数台停止した場合、交流系統故障発生後の過電圧抑制面および母線電圧維持面から運用容量が低下する制約が発生すス。
制約の詳細については、2019年度　第5回運用容量検討会　資料1-6参照。四国エリア関西エリア本線2L 81中国四国間連系線運用容量ll無制御潮流　十　電源制限対象分1 1 20万kW + (0〜100万kW程度) ll 1）阿南紀北直流幹線のEPPSを含む◆算定の基本的な考え方N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（電源制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）ただし、電源制限を行うことを前提に増加する場合がある。 ○無制御潮流（四国エリア周波数上昇限度）無制御潮流：シミュレーションで算出系統容量：過去の軽負荷期における最小需要（シミュレーション時の想定需要） •周波数上昇限度60.3Hz（平常時と同じ） •周波数上昇限度の考え方四国エリアにおいて火力プラントが安定運転可能な周波数上昇限度○電源制限対象分の考え方ルート断時に電源制限が確実に期待できる電源の送電分(作業停止計画、発電計画等を考慮) ※中西5社（四国除き）エリアの周波数低下は、中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列を考慮してもFCおよび阿南紀北直流幹線のEPPSを見込むことで、平常時と同様に制約とならない。運用容量＝　無制御潮流+阿南紀北EPPS制御量一発電機解列量
N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（負荷制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）また、阿南紀北直流幹線のEPPSおよび中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列を考唐する。〇無制御潮流（四国エリア周波数低下限度）算術式：系統容量×系統特性定数（4.0%MW/0.7Hz） 1 >系統容量：設備停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） 1）負荷制限に至らない周波数とするため、UFR(59.1Hz)に常時変動のO.2Hz裕度を取り、 4.0%MW/0.7Hzとする。〇阿南紀北EPPS制御量中国四国間連系線故障時、系統安定化装置からの指令により阿南紀北直流幹線の潮流を自動調整することで、周波数維持などを図る機能○発電機解列量中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列量を織り込む•周波数低下限度59.3Hz •周波数低下限度の考え方四国エリアにおいて負荷制限に至らない周波数低下限度中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列量を踏まえて中西エリアで周波数維持のための暫定対策によって負荷制限に至らない周波数低下限度（59.1Hz＋常時周波数変動0.2Hz）中国九州間連系線周波数上昇限度（九州）算出式①　＝　無制御潮流　＋　電源制限対象分ll 50～90万kW程度＋ (30～480万kW程度)周波数低下限度（中国以東）算出式②   ＝  無制御潮流   ＋十　揚水計画値）×時間遅れ係数O.9 11 ll 120～260万kW程度算出式①と算出式②のいずれか小さい値を運用容量とする◆算定の基本的な考え方N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（電源制限・負荷制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）ただし、電源制限を行うことを前提に増加する場合がある。〔周波数上昇限度（九州）のみ〕周波数低下限度（中国以東）については、運用対策により運用容量拡大を図る。なお、揚水計画値は前日スポット以降の翌日計画を活用し、長周期広域周波数調整要請前までに運用容量に加算する。 FCのEPPSおよび中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列量を考慮する。 1） EPPS見込み量と揚水計画値を足した値が発電機解列量より大きい場合は、EPPS動作までの時間遅れ等による影響を考慮するため、時間遅れ係数を掛け合わせる。 ＜周波数上昇限度（九州）＞ ○無制御潮流算術式：系統容量（九州）×系統特性定数（7.5%MW/0.5Hz）系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） ・周波数上昇限度60.5Hz（平常時と同じ） •周波数上昇限度の考え方九州エリアにおいて火力プラントが安定運転可能な周波数上昇限度(ランバック動作に至らない値) ○電源制限対象分の考え方ルート断時に電源制限が確実に期待できる電源分（作業停止計画、発電計画等を考慮）く周波数低下限度（中国以東）＞〇無制御潮流算術式：系統容量（中国以東）×系統特性定数（4.0%MW/0.7Hz）系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） •周波数低下限度59.3Hz •周波数低下限度の考え方中国以東の中西5社エリアにおいて、中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列量を踏まえて中西エリアで周波数維持のための暫定対策として実施した「59.1Hzの負荷側UFR」によって負荷制限に至らない周波数低下限度（59.1Hz＋常時周波数変動O.2Hz）運用容量ll無制御潮流一発電機解列量=　0～40万kW程度◆算定の基本的な考え方N-1故障でルート断となるため、ルート断発生しても原則、系統制御（負荷制限）を伴わない潮流（無制御潮流）とする。（周波数維持要因）また、中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列および中西エリアで実施する周波数維持のための暫定対策を考慮する。 ○無制御潮流（九州エリア周波数低下限度）算術式：系統容量×系統特性定数(4.0%MW/0.7Hz)系統容量：停止時の最小需要相当（各月の平休日別・特殊日の昼間帯・夜間帯） •周波数低下限度59.3Hz •周波数上昇限度の考え方中西地域周波数低下事象により判明した発電機解列量を踏まえて中西エリアで周波数維持のための暫定対策として実施した「59.1Hzの負荷側UFR」によって負荷制限に至らない周波数低下限度（59.1Hz+常時周波数変動O.2Hz）