報告書番号

Y12030

タイトル（和文）

火力発電の複数の運転モードと需給調整力を考慮した電源構成モデルの開発

タイトル（英文）

Development of a Power Generation Mix Model Considering Multi Modes of Operation of Thermal Power Fleets and Supply-Demand Adjustability

概要 （図表や脚注は「報告書全文」に掲載しております）

太陽光発電等は気象により出力変動するので、LFC調整力の不足、および火力発電の部分負荷運転および起動停止による発電効率の低下、が危惧されている。
本研究の目的は、火力発電の複数の運転モードやLFC調整力制約を含めた最適電源構成モデルを開発し、太陽光発電等の大量導入が発電コスト、CO2排出へ与える影響の評価に資することである。
主な成果を以下に示す。
1. 火力発電の複数の運転モードを考慮した電源構成モデル(MM-OPG)の開発
開発したMM-OPGモデルの概要・特徴を以下に示す。線形計画法を用いた最適電源構成モデルであり、設備費、燃料費、運転維持費を含めた発電システムコストを最小化する。対象年は2030年で、対象地域は東日本一地域である。2030年時点の残存設備容量を考慮した上で、2030年までの新設設備容量を計算する。１年１時間毎の負荷曲線および太陽光等の出力曲線を入力データとする。火力発電の複数の運転モードとその遷移を考慮する。考慮する運転モードは、a)定格運転、b)部分負荷運転、c)バンキング（埋火）、d)停止、e)プレヒーティングである。1時間毎のLFC調整力制約を考慮し、その調整には火力発電および揚水式水力の運用調整と太陽光発電等の解列を想定する。
ただし、発電部門を対象とする線形計画モデルであるため、送電線等の制約を考慮しない、プラントのユニット容量を考慮しない、加えて完全予見のため太陽光発電・風力発電の長周期の出力予測誤差の影響を考慮しない、のモデル構造上の限界がある。
2. MM-OPGモデルの動作確認
LFC調整力制約の考慮により、風力発電の解列率の増加、天然ガス複合発電の発電量の増加、揚水発電量の増加などが生じる。部分負荷運転による効率低下の考慮により、火力発電効率の低下や揚水発電量の増加が生じる。部分負荷効率やLFC調整力制約の考慮が計算結果に反映されたことを確認した。

概要 （英文）

Japanese Government plans to expand photovoltaic and wind power drastically. However, since those power outputs fluctuate according to weather conditions, they may require additional load frequency control (LFC) capacities, which could result in reduced efficiencies of thermal power generation.
The purpose of this study is to develop an optimal power generation mix model taking into account LFC adjustment capacity, deterioration of thermal power plants' performance in terms of generation efficiency, partial load operation and frequent start-and-stop of those power sources affected, which will serve as a useful tool to design desirable power generation mix in 2030. The model, named as MM-OPG, deals with multi-modes of operation of each thermal power generation as well as the LFC adjustability. The model calculates the power generation mix in eastern Japan in 2030 under the hourly power demand curves and hourly power supply curves of renewables, which are estimated based on the actual data in 2010.
We conducted test runs to validate usefulness of the model. The case constraining the supply of the LFC adjustment results in more wind power cut off from the grid, as wind is the primary consumer of the LFC ability, and an increase in pumped hydropower generation, which acts as a supplier of the LFC capacity, than in the runs without such constraint.

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