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バイオ燃料・エタノール・新エネルギースレ

1 とはずがたり :2008/11/20(木) 23:44:28
関連スレ

農業スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1060165378/l40
エネルギー綜合スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1042778728/l40
環境スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1053827266/l40
電力スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1081280165/l40
メモ
http://members.at.infoseek.co.jp/tohazugatali/energy/index.html

3262 とはずがたり :2018/05/15(火) 17:39:38
>>3261-3262

 九電では、これまでに出力制御の実効性確保に向け、準備を進めてきた。旧ルール事業者を対象にした連絡訓練では、特別高圧案件で100%、高圧案件で96%(平日)、92%(休日)から受令連絡があり、未連絡事業者に個別に連絡を取り、問題を解決済みという。

 一方、指定ルール事業者に関しては、低圧事業者の「出力制御機能付きPCS」への切り替えが進んでいないことが大きな問題になっていた。当初、九電は、切り替え期限を昨年12月末として通知していたが、1月末段階での切り替え率は、低圧案件1万3700件のうち、わずか24%(約3300件)に留まっていた。

 そこで、3月に再度、5月中旬を最終期限とした催促の通知を出した。その結果、4月末までに切り替え率は約75%まで高まってきたという。それでも、まだ25%(約3400件)の事業者が切り替えていない。

5月中旬を最終期限に「契約解除」
 九電では、「今後も、未切り換え事業者に対しては、協力をお願いしていくが、5月中旬を過ぎても、切り替えが完了していない事業者に対しては、公平性の観点から、契約解除に向けた手続きを進めていく」としている(図3)。

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/0427kyuden3.jpg
図3●出力制御に応じなかった事業者への対応
最終通告の後に契約解除(出所:九州電力)

 契約解除となった場合、該当する発電設備から九電の系統に送電して売電できなくなるので、売電収入はゼロになる。

 九電では、今春の大型連休中に出力制御を実施することになった場合、準備の整っている旧ルール事業者と、指定ルール事業者のうち高圧・特別高圧案件を対象に指令を出し、未対応者の残る低圧事業者に対しては、準備完了後に制御対象に加えることで、公平性を確保したいという。

 こうした問題が起きたのは、出力制御機能付きPCSが市販化される前に、系統承諾を行う必要があったため、稼働後に切り換えることを約束して連系してきたことがある。ただ、すでに制御機能付きPCSが市販され、現在では十分な台数が供給されているため、今年3月以降、制御機能付きPCSでない場合、連系できない形に連系手続を変更済みという。

 なお、本サイトでは、出力制御が実際に出された場合の具体的な作業に関して、今年2月13日付「メガソーラー探訪」で、すでに指令が出ている壱岐のメガソーラーのケースを紹介した(関連記事>>3258-3260)。

 この記事では、旧ルールの高圧連系するメガソーラーに対し、制御する当日の朝7時までに指令がキャンセルされる状況を記載している。九電によると、これは系統規模の小さい離島だけのルールで、九州本土で、旧ルール事業者への指令で、「当日キャンセル」の可能性があるのは、専任の主任技術者のいる特別高圧案件だけに限定するとしている。

 一方、自動制御である指定ルール事業者に対しては、制御スケジュール情報を前日に送信するほか、場合によっては当日に送信する可能性もあるとしている。

 また、壱岐のメガソーラーのケースでは、PCSの停止に際して、現地に赴き、タッチパネルからのオフに加え、PCSの遮断機まで落としていた。九電によると、PCSの停止方法に関しては、メーカーや機種などによっても違いがあり、必ずしも遮断機まで操作する必要はなく、加えて、遠隔制御装置を導入していれば、サイトに行かずに遠隔操作で停止することも可能としている。

3263 とはずがたり :2018/05/15(火) 22:29:22
島中が風車漬けになりそうだったからか頓挫した宇久島の風力発電事業(日本風力開発は、五島列島の佐世保市宇久島に2000キロワットの風車50基を設置する計画だ。総出力は国内最大となる10万キロワットで、平成25年の発電開始を目指す。総事業費は200億円以上を見込む。>>56)であるが,メガソーラーの佐世保迄の特別高圧を共用して復活して欲しいぞ。

>>1105はドイツ企業が噛んでた時の記事。
>内燃力発電で高コストの現況で,五島列島が本土と連系するメリットもあると思うんだけどこの書き方だと全部本州へ持って行くのかな??
五島列島は既に連系してて,ちょっと離れた宇久島だけが連系してなかったのだそうな。

一晩ぐらいは持つ蓄電池を非常用込みで入れて普段は内燃力発電(http://www.kyuden.co.jp/effort_thirmal_n_hatsuden_index.htmlによると3MWの発電所。最大3Mで夜間消費電力はどれくらいやろか?)停めてもええんちゃうか。

宇久島・480MWのメガソーラー、ようやく着工へ! タイ企業が出資も
牧草地とのソーラーシェアリングを計画、島の畜産業と共存
http://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/news/16/012410574/?ST=msb
2018/01/24 19:47
加藤 伸一=日経BP総研 クリーンテック研究所

 九電工と京セラ、みずほ銀行は1月24日、長崎県佐世保市の宇久島において、合計出力約480MWの営農型太陽光発電プロジェクトに関して、「検討が新たな局面に入った」と発表した。事実上の「事業化に向けた合意」となる。

 宇久島のプロジェクトは元々、ドイツの太陽光発電開発会社であるフォトボルト・デベロップメント・パートナーズが、2013年4月から進めてきた。

 宇久島にとっての利点は、営農型の巨大プロジェクトによって、離島における経済などの活性化、島の再生の契機となることである。

 営農型の太陽光発電所は、農地の一部に支柱を立てて、農地の上に隙間を空けながら太陽光パネルを並べ、農作物と太陽光発電で日光を分け合い、農業と太陽光発電を両立する手法である。宇久島のプロジェクトでは、支柱を設置する範囲だけを一時的に転用し、営農の実態を評価しながら3年ごとに更新する仕組みを活用する。

 2014年6月には、フォトボルトのほか、九電工と京セラ、みずほ銀行、オリックスの5社が協力し、この営農型プロジェクトの検討を進めていくことで基本合意したと発表していた(検討合意の関連ニュース1、連系承諾の関連ニュース2)。

 その後、フォトボルトとオリックスが離脱したが、今回、九電工と京セラ、みずほ銀行とともに、タイの太陽光発電事業者であるSPCG社、東京センチュリー、古河電気工業、坪井工業の4社が加わると発表した。

 また、プロジェクトファイナンスによる融資の取りまとめを担う金融機関として、みずほ銀行に加えて、長崎市に本拠を置く十八銀行も今回、参画した。

 この新たな枠組みで、事業化を目指していく。着工の時期として、2018年度を目標に掲げている。

総投資額は2000億円程度に

 枠組みの変更によって、2017年12月に設立された特定目的会社(SPC)「宇久島みらいエネルギーホールディングス合同会社」が、フォトボルトから権利を移転し、新たな計画として再始動する。

 発電事業者は、このSPCの子会社の「宇久島みらいエネルギー合同会社」となる。

 新たなSPCには、九電工と京セラのほか、タイSPCG社、東京センチュリー、古河電気工業、坪井工業が出資した。

 SPCG社と東京センチュリーは、京セラと太陽光発電所の開発・運営で関係が深い。東京センチュリーと京セラは、合弁で多くのメガソーラーを開発している(関連ニュース)。

3264 とはずがたり :2018/05/15(火) 22:29:48
>>3263
 SPCG社は、タイ国内で多くの太陽光発電所を開発・運営し、その多くに、京セラが太陽光パネルを供給している(関連ニュース)。さらに、日本でも、京セラと東京センチュリーが共同で開発している、鳥取県米子市の出力約30MWのプロジェクトに参画している(関連ニュース)。

 今回発表した宇久島のプロジェクトの総投資額の予想は、2000億円程度としている。フォトボルトの計画時に発表していた約1500億円から、500億円程度上回る。

 一方、SPCの資本金などは、非公開としている。

畜産農家が牧草を育成し、仔牛の飼料に

 検討中の事業の構成案では、発電事業者が売電と営農を担う中で、実際の農作業は地元の畜産農家が担当する形を想定している。

 用地は、土地管理を担う会社が、宇久島内の農地や耕作放棄地などを土地の所有者から借り、発電事業者に転貸する。この土地管理会社が農業法人を兼ねる可能性もあるようだ。

 発電事業者は、土地管理会社に営農の支援金も支払う。土地管理会社は、これを元手に、地元の畜産農家に農作を委託する。

 太陽光発電システムの下で栽培する農作物は、牧草を予定している。畜産農家は牧草を育成し、畜産する肉食用の牛の飼料とする。肉食用の仔牛の畜産は、宇久島における主要産業である。

 発電事業者は、牧草を安価で畜産農家に販売する。

 こうした事業スキームによって、農業と発電事業の両面で宇久島の地域振興に寄与することを目指す。

 EPC(設計・調達・施工)サービスとO&M(運用・保守)は、九電工が担当する。従来のフォトボルトの計画では、九電工と京セラが共同で担う構想で、これが九電工の単独に変わった。

 太陽光パネルは、京セラ製の多結晶シリコン型を採用する。約165万枚を設置する予定としている。

 パワーコンディショナー(PCS)や営農型の架台システムについては、未定としている。

 営農型では、設置角を一定に固定する手法だけでなく、太陽光パネルを固定した軸を回すことで太陽の方向を追尾する手法も候補になることが増えてきた。宇久島のプロジェクトでは、固定型を採用する方向で検討が進んでいるようだ。

 宇久島の営農型プロジェクトの年間発電量は、約51.5万MWhを見込んでいる。この電力は、約64kmの海底ケーブルを敷設して九州本土に送電し、九州電力に売電する予定としている。

 今回、新たに加わった古河電工は、この海底ケーブルの敷設を主に担うと見られる。

3265 とはずがたり :2018/05/15(火) 22:39:23
すごかねえ。

2018/05/15
メガソーラー探訪
五島列島の詰城跡にメガソーラー、旧藩主の土地で史跡に配慮
曲折の末、2年遅れで稼働、離島ならではの工夫も
http://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/feature/15/302960/051400143/
加藤 伸一=日経BP総研 クリーンテックラボ

 長崎県の五島列島の福江島において、太陽光パネルの容量が約5.3MW、連系出力が約5MWのメガソーラー(大規模太陽光発電所)「荒神岳太陽光発電所」が、2018年3月に稼働を開始した(図1)。多摩川ホールディングスグループが開発・運営している。

 福江島は、長崎の西方に浮かぶ五島列島で最大の島で、同列島の南西に位置する(図2)。国内有数の美しい海や火山、遣唐使関連や城跡などの史跡、江戸時代末期以降のキリシタンの移住や弾圧などを経ながら建てられた教会など、キリスト教関連施設などで知られる。南から北へ黒潮が流れる東シナ海に接し、魚介にも恵まれる。これらを目当てに、観光客も多い。

 五島列島や長崎のキリスト教関連遺産については、現在、国連教育科学文化機関(ユネスコ)の世界遺産への登録を目指している。7月に登録される見通しとなっている。

 太陽光や風力、海流に恵まれていることから、再生可能エネルギー発電の適地も多い。福江島にも、太陽光や陸上の小型風力発電が島内のあちこちに導入されている(図3)。このほか、沖合いでは戸田建設による浮体式の洋上発電設備が稼働しており(関連ニュース)、潮流発電の導入も検討されている。

<略>
図3●再エネ発電に向く
太陽光発電(左上)や小型風力発電(右上)などが多い。戸田建設が運営している浮体式の洋上風力発電設備も見える(下)。電気自動車も多く走り、充電ステーションが配備されている(出所:日経BP)

 レンタカーなどで電気自動車(EV)が積極的に導入され、充電ステーションが多く配備されている。将来、こうした充電ステーションの電力を再エネで賄えば、EVを再エネの出力変動の吸収などに使うなど、より相乗効果を発揮できるようになりそうだ。

 また、離島は一般的に送電網の規模が小さく、出力規模の大きなメガソーラーを連系すると、需給バランスの維持や周波数の変動が課題になりやすい。その点、五島列島は九州本土の電力系統と海底ケーブルでつながっており、福江島には特別高圧送電線が敷設されている。

 しかも、今回のメガソーラーの敷地内にその鉄塔が建っている(図4)。連系には恵まれている環境にあった。

 一方で、同じ五島列島でも、最北に位置する宇久島で計画されている合計出力約480MWの営農型の太陽光発電プロジェクト(関連ニュース>>3263-3264)の場合、宇久島には特別高圧送電線が敷設されていない。そこで、佐世保まで新たに海底ケーブルで特別高圧送電線を新設する計画となっている。同じ五島列島でも、連系の条件は大きく異なる。

石塁や古墳、荒神の祠
 荒神岳太陽光発電所が立地しているのは、「お茶山」と呼ばれる丘陵で(図5)、福江島を古くから治めてきた五島家が所有している。江戸時代には、五島家の施設が建っていた。この土地を、五島家の第35代当主である五島典昭氏から借り、太陽光発電設備を設置した。

 五島家では、旧石田城や同城内の庭園・隠殿屋敷などを所有している(図6)。これらの中には、歴史的に重要な文化財を含む。

 メガソーラーが立地する土地は、旧石田城からは少し離れているものの、島の中心部近くに位置している。

 江戸時代には、茶亭が建てられた場所だったと、碑文に記されている。ただし、茶亭というよりも、当時の五島藩は城郭を持っていなかったことから、その代わりの陣屋(のちの石田城)が危機に陥った際、避難するための「詰の城」のような存在であったと推定されている。現在は、石塁のみが残っている。

 こうした福江島の歴史に深い縁がある場所のため、五島家では有効に活用したいと考えていた一方で、心情面も含めて、貸し出し先の企業や用途にはさまざまな制約がつき、これまでは賃貸契約には至らなかった。

 その中で、多摩川ホールディングスによるメガソーラー用地としての活用の提案は、五島家の意向にも沿うもので、賃貸契約が成立した。

3266 とはずがたり :2018/05/15(火) 22:39:41

史跡への配慮などで設置面積が減り、パネルを変更
 石塁や古墳、その他の文化財や史跡などが残る土地のため、施工や発電設備の配置などを配慮する必要があった(図7)。五島市の教育委員会の許可を得ながら進めていった。

 石塁が残っている場所は、手をつけずにそのままの姿で残した。その周辺にある、古墳などの場所も、そのまま残した。地中に文化財や史跡が埋まっている可能性がある場所については、太陽光パネルを設置した場所もある。そこでは、地面を掘らずに保護する観点から、コンクリートの置き基礎を採用した。それ以外の場所では、杭基礎を採用した。

 丘のような形状の頂上付近には、荒神(こうじん)を祀った祠(ほこら)などもある。これらもそのまま残した(図8)。

 こうした史跡や文化財については、石塁や古墳などは教育委員会が調査する場合があり、荒神の祠などは地域住民が訪れたりする。このため、通路の配置やフェンスの敷設などを工夫して、発電設備を設置した区域には立ち入れないようにしながら、これら文化財のある区域には、敷地外からそのまま通行できるようにした(図9)。

 もう一方で、林地開発許可を長崎県から得て開発した。市街地が近い山林ということもあって、行政側の対応が慎重で、それに応じた計画とする必要があった。

 計画を進めている間に、五島列島のキリスト教関連施設を世界遺産に登録することを目指す動きも出てきた。この関連で、五島市が景観条例を定め、この条例に合わせた計画とする必要が出てきた。

 また、土地の造成の規模が、当初想定していたよりも大がかりになることもわかってきた。斜面を削った土は、敷地外に持ち出さずに敷地内で使い切る計画で、造成や排水の計画を修正する必要が出てきた。

 こうした状況が重なり、最終的に、太陽光パネルの品番を当初の計画から変更する必要に迫られた。全体では約10haという広い土地でありながら、太陽光パネルを並べられる面積が当初の計画より少なくなり、そのままでは計画通りの太陽光パネル出力を実現できないためだった(図10)。

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/10_a.jpg
図10●太陽光パネルを設置できる面積が当初の計画より小さく

 変換効率がより高く、1枚あたりの出力がより大きい、米サンパワー製の高出力タイプのパネルに変えた。これによって、設置面積を減らしながら、当初の予定に近い太陽光パネル容量を確保できるようにした。出力327W/枚品を1万6352枚並べた。

 太陽光パネル容量を500kW追加することを経済産業省に申請済みで、今後、設置作業に入る。この増設後のパネル容量は、約5.8MWとなる。

 多摩川ホールディングスでは、千葉県館山市にある出力約2MWのメガソーラーで、サンパワー製の太陽光パネルを採用しており(関連ニュース)、その発電効率や実際の発電量の多さの利点を確かめており、今回も採用した。

EPCの選定で二転三転
 こうした土地に関連する許認可や計画の変更もあり、着工や発電開始の時期を数度にわたって遅らせた。発電開始は、当初の計画から約2年間遅れたという。

 もっとも大きかったのは、EPC(設計・調達・施工)サービス会社の選定が二転三転したことだった。

 多摩川ホールディングスにとって、初めての特別高圧の発電所となったことに加えて、離島での大型案件だったことなどが影響したようだ。

 多摩川ホールディングスによると、元請となるEPCサービス企業や、そこからさらに発注を受けて実際に施工する会社に関しては、できるだけ地元や近隣県の企業が関与できるように配慮してきたという。

 しかし、例えば、施工会社でも、土木の規模が大きくなり、電気面でも特別高圧の工事となることから、福江島という離島では担当できる企業が限られる。

 EPCに関しては、文字通り「二転三転」したという。

 複数のEPC企業の決定と再検討を繰り返し、一時期は、南国殖産(鹿児島市中央町)に決定し、2016年1月に発表していた。しかし、この発表後に実現が不可能となり、ウエストエネルギーソリューション(東京都新宿区)が最終的に担当した(関連ニュース)。

 こうした曲折があり、さらに設置面積の制約から太陽光パネルを変えながらも、パワーコンディショナー(PCS)は当初から東芝三菱電機産業システム(TMEIC)製を選び、変えることはなかった。

 この理由として、多摩川ホールディングスでは、性能と価格、信頼性などのバランスの高さに加えて、TMEICによる発電所の設計や九州電力との連系協議のサポートが、事業化に向けて大きく寄与していたためとしている。

3267 とはずがたり :2018/05/15(火) 22:40:03
>>3265-3267
 最終的にウエストエネルギーソリューションがEPCサービス担当した際には、計画はおおむね出来上がっており、その案をほぼ変えずに最終的な計画としたという。

 ただし、ウエストエネルギーソリューションは、PCSの機種を変えることを提案した。当初の計画では出力500kW機を10台導入し、5MWのPCS出力としていた。これを、出力1.667MW機が2台、出力1.666MWが1台という3台による構成に変えた(図11)。

 これによって、基礎の施工コストなどを含むPCS関連のコストを低減した。

 発電設備については、リースのスキームを活用して導入した。リコーリースが担当し、発電所設備は固定資産として多摩川ホールディングスに帰属する。15年間の契約で、リース料の総額は29億3400万円、取得価格相当額は20億7000万円となっている。

赤土の浸食対策、離島ならではの物流
 施工時に、留意することもあった。本土の一般的な太陽光発電所と異なり、地盤は赤土で硬い岩が多い。五島列島の赤土は、粒子の粘着力が比較的弱く、雨水などによって浸食したり流出しやすい特徴がある(図12)。

 このため、法面などでは、藁などを使って地表を覆ったり、芝を吹き付けるなど、工夫した。今後、クローバーなども植え、雑草の抑制と赤土の流出防止の二役を担う予定としている。

 また、本土などと違い、陸路がつながっていることを前提に資材を納入できない。

 本土のメガソーラーであれば、例えば、太陽光パネルは1日に設置できる分だけをメーカーが毎日のように納入することも可能になる。

 離島におけるメガソーラーでは、交通の事情からこうした搬入が難しい。福江島の場合、博多や長崎との間を結ぶフェリーを使い、運搬することになる。

 太陽光パネルは、大きく3回にわけて納入されたという。

 発電所の運営でも、離島ならではの工夫が必要だった。特別高圧送電線に連系する太陽光発電所で義務付けられている、第2種電気主任技術者の専任が容易でない。まず、島の中で新たに確保することは事実上、難しい。

 今回のメガソーラーの場合、第2種電気主任技術者は福江島ではなく、福岡県に駐在している。現地には船か飛行機で向かうことになり、当然ながら、「緊急時に2時間以内に現地に駆けつけられる」という規程を満たせない。

 経済産業省・九州産業保安監督部と協議した結果、「代務者」が常駐することで、その業務を代行することが認められた。

 代務者は、電気主任技術者の不在時に、主任技術者の指示で業務を代行する職責者として置くことが決められている。電気主任技術者と同等の知識や経験を持つ技術者を充てることが定められている。

●発電所の概要
発電所名 荒神岳太陽光発電所
所在地 長崎県五島市吉久木町(五島藩の茶亭跡など)
土地所有者 五島 典昭氏(五島家第35代当主)
敷地面積 約10.3ha
賃料 非公開
発電事業者 GPエナジー2(東京都港区:多摩川ホールディングスが設立した特定目的会社)
太陽光パネル出力 約5.3MW(増設後は約5.8MW)
パワーコンディショナー(PCS)出力 約5MW
年間予想発電量 約679万566kWh
EPC(設計・調達・施工)サービス ウエストエネルギーソリューション(東京都新宿区)
太陽光パネル 米サンパワー製(出力327W/枚、1万6352枚)
PCS 東芝三菱電機産業システム(TMEIC)製(直流1000V対応・出力1.667MW機2台、同1.666MW機1台)
O&M(運用・保守) ウエストO&M(広島市西区)
発電設備のリース リコーリース
売電開始 2018年3月30日
売電価格(税抜き) 36円/kWh

3268 とはずがたり :2018/05/17(木) 14:32:48
再生可能エネは60%所か64%で原発35%ってことで火力が1%!!すげえ。
先ず水力が豊かである事。元々北方の大国であり日仏同様エネルギー安全保障を考える必要があったということ。
近隣諸国と連系可能ということ(日本も電力会社またいで融通は出来る)。この辺を前提としたい。

電熱併給のバイオマスが参考になるだらう。

【特集】原発大国スウェーデンの挑戦
2040年までに再生可能エネルギー100%へ
https://this.kiji.is/369389631831147617?c=62479058578587648
2018/5/17 09:00
(c)一般社団法人共同通信社

 原発大国スウェーデンは、2040年までに再生可能エネルギーで全ての電力需要を賄う「野心的な目標」(アンキスト環境副大臣)を掲げた。達成には、風力やバイオマス発電の拡大や安定供給するシステムの構築などが鍵となりそうだ。日本政府は、東京電力福島第1原発事故後も原発を維持する方針を示すが、新増設に踏み切れないなど腰が定まらない。スウェーデンを訪ねた。

 ▽有益
 「再生エネ100%は可能だ」。インタビューに応じたアンキスト氏は、そう明言した。政府は16年6月、40年に電力需要を再生エネで補う目標を発表した。一部野党も賛同した。 

 スウェーデンは、人口991万人(17年推定)。機械工業が盛んで競争力のある価格での安定供給が重要だ。取材時は3月中旬だったが、気温は氷点下7度という日もあり、冬の暖房の電力消費も大きいようだ。

 地球温暖化対策を重視しており、火力発電の割合は少ない。原発は1970年代のオイルショックを契機に導入され、80年代までに4原発12基が稼働した。その後一部は廃炉決定したが、電力の約35%(2015年)を担う。これを事実上、省エネと再生エネ拡大でカバーすることを目指す。

 米スリーマイルアイランド原発事故(1979年)やチェルノブイリ原発事故(86年)、東電福島原発事故を経て、事故被害や安全対策費を含めた費用の大きさについての認識が国民に広がったことが、再生エネにかじを切る背景となった。再生エネのコストが急速に低下したことも後押しした。

 アンキスト氏は、再生エネ100%を目指すことについて「雇用や技術開発で有益だ」と主張する。「スウェーデンは多くの河川や広大な森林といった自然に恵まれ、多くの再生エネを導入できる環境がある」と胸を張った。

 再生エネは現在、約60%(2015年)を占め、中心は水力発電だ。北欧に位置するため、太陽光発電には厳しい環境で、目標達成のために今後、期待されるのはバイオマスと風力だ。

 ▽熱
 近代的なアパートが並ぶ住宅地にある巨大な工場。首都ストックホルム市などが運営する木質バイオマス発電所だ。発電量は、世界最大級の年間7億5千万キロワット時だという。郊外のあちこちで目にする針葉樹の森林が、燃料源を生む。

ストックホルム市とエネルギー会社が運営するバイオマス発電所
 発電と並行して電力消費を抑える取り組みも。発電所では、船で運ばれた林業の廃材などを燃やして発電、同時に発生する熱を回収して蒸気や湯として市内の住宅の暖房や給湯などに使う。熱は年間で19万戸分に相当する。その分、石炭などの化石燃料の消費が削減できる計算だ。

 熱利用のアイデアは広がりつつある。「世界中のデータセンターが室内の冷却に電気を使うが、われわれにとってはエネルギー源だ」。エネルギー会社フォータムの広報担当者が言った。

 センターはデータの処理や保存をするサーバーが常時稼働しており高温になるため、同社が発生する熱を暖房などに充てることを狙う。

 ▽安定性
 最も成長している再生エネは風力。発電量は00年から15年までに30倍以上に。風車が大型化し、コストが下がったことなどが要因だ。

 国内に原発7基を保有する電力大手バッテンフォール社も、陸上と洋上の風力に注目、研究開発に大きく投資し、さらなるコスト改良に力を入れる。

 「風力は、天候や季節によって発電量が変わる。電力需要は、人々の活動に応じて変化する。両方をにらみながら調整することが重要だ」。送電会社スベンスカ・クラフトナードの広報がコントロール室を見つめた。

3269 とはずがたり :2018/05/17(木) 14:33:14
>>3268
 室内では6人ほどの社員が数多くのディスプレーを見比べながら、黙々とパソコンを操作していた。

 スウェーデンの送電事業を一手に担っており、コントロール室には担当者が常駐、電気の需要に目を光らせている。「株の取引所のように慌ただしいことはない」と担当者は笑うが、安定した供給を支えるための「最前線」には緊張感が漂っていた。

 再生エネ100%になった場合のシナリオも作成、対応策を練っている。ニクラス・ドムスガルド副社長は「綿密な需給計画や広域での電気の取引などで十分に安定性を保つことができる」。と自信を見せた。

 アンキスト氏とドムスガルド氏が共通して訴えたのは、国民が環境問題に高い関心を持っているということだ。バッテンフォール社では、顧客が契約時に「原発」や「風力」といった発電源を選ぶことができる。同社によると、法人契約では水力や風力などの再生エネの需要が高いという。

 ▽8割
 日本では、再生エネが出遅れている。経済産業省によると、15年の再生エネの発電比率は、英国25・9%、ドイツ30・6%、スペイン35・3%なのに対し、日本は16年で15・3%にとどまる。

主要国の再生可能エネルギーの発電比率
※2015年。日本のみ2016年

日本15.3%
スエーデン64%
スペイン35.3%
ドイツ30.6%
英国25.9%
米国13.6%
※経済産業省などによる

 主力化の壁になっているのは、再生エネが「高価格、不安定」とする慎重な声だ。1キロワット時の価格は太陽光で世界平均10円に対し日本では21円、風力は世界平均10円なのに日本は22円と割高だ。

 太陽光や風力は天候によって発電量が変動するため不安定とする見方や、送電線の容量がなく、新規接続ができないとの指摘もある。

 原発事故後に大幅に比率が増加したのが火力発電だ。現在は発電量の8割以上(16年)を依存する。地球温暖化対策の国際枠組み「パリ協定」で日本が目標とする温室効果ガスの削減を達成するには、二酸化炭素の排出が多い火力の削減が不可欠だが、明確な代替電源を示せていない状況だ。 

 ▽先送り
 原発について政府は「安定性、経済性、環境性に優れる」と主張し、経済界からの強い要望も背景に再稼働を進める姿勢だ。今夏に閣議決定を目指すエネルギー基本計画でも重要な電源との位置付けを維持する方針だ。

 ただ、原発の老朽化が進む一方、新増設の議論は深まっていない。安全、安心面などから再稼働に反対する声も根強く、信頼回復を掲げる電力業界の試みは功を奏していない。

 また原発から出る高レベル放射性廃棄物(核のごみ)の最終処分場の建設の見通しも立っていない。原発保有国として核のごみの最終処分は避けて通れない問題だが、先送りする形が続いている。

 ▽選択肢の1つ
 かつて筆者が勤務した福井県には全国最多の原発が立地し、再稼働に好意的な意見を持つ人にたくさん出会った。一方、立地している市町村でも「町の経済には必要だが、できれば原発はない方がいい」と述べる人もいたし、事故への不安も感じた。日本政府は原発に固執し、30年度のすべての発電における原発の比率を20〜22%にすることを目指している。

 スウェーデンの40年に向けた目標では廃炉を義務づけておらず、将来の稼働状況は見通せない。ただ、取材に応じた環境副大臣は原発をあくまで発電の選択肢の一つと捉え「競争性を失えばなくなっていく」と話していた。原発ありきではないその考え方に、日本との大きな違いを感じた。(共同通信原子力報道室/現青森支局=桑島圭)

3270 とはずがたり :2018/05/17(木) 18:28:21
耐熱構造ってだけなんか??

2017年01月25日更新 カー用品&インテリア(289)
車のシガーソケットとは?構造や電圧から基本的な使い方についても
http://car-moby.jp/147668

車のシガーソケットは利用していますか?使った事がないという方も、シガーソケットという言葉は聞いた事があるかと思います。身近にありながら、実はシガーソケットの事をよく知らないという方もいらっしゃるのではないでしょうか。そこで、シガーソケットとは何か、シガーソケットの構造、シガーソケットの使い方、おすすめの商品などをご紹介します。

3271 とはずがたり :2018/05/21(月) 15:48:16
ancillary servicesって周波数の調整と云う事で微調整であって揚水発電みたいな巨大な需給ギャップの調整とは別?それ込み?

https://twitter.com/kei_sakurai/status/998212563451101185
Keiichiro SAKURAI
@kei_sakurai
フォロー中 @kei_sakuraiさんをフォローしています
その他
テスラ製の100MWのバッテリー、最初の4ヶ月の稼働実績で、南豪州の周波数アンシラリーサービス需要の半分以上を賄う。https://www.greentechmedia.com/articles/read/has-teslas-big-australian-battery-killed-the-business-case-for-more#gs.MdPkoPw … サービスのコストも9割低減。…ほぇー。

ENERGY STORAGE
Did Tesla’s Big Australian Battery Kill the Business Case for More?
https://www.greentechmedia.com/articles/read/has-teslas-big-australian-battery-killed-the-business-case-for-more#gs.GSdk3jE

There might not be much of an ancillary services market left for other projects.

JASON DEIGN MAY 18, 2018

Figures show that Tesla’s "big battery" in South Australia is so good at delivering frequency control ancillary services (FCAS) that there might not be much room left for copycat projects.

As first reported in RenewEconomy, in its first four months, the 100-megawatt, Neoen-owned Hornsdale Power Reserve, built with Tesla batteries, snapped up 55 percent of all FCAS revenues in South Australia, according to an analysis by consulting firm McKinsey & Company, based on data published by the Australian Energy Market Operator.

In addition to gobbling up FCAS revenues, the McKinsey research showed that Hornsdale’s arrival cut ancillary services prices by 90 percent across South Australia’s eight FCAS markets.

The problem is that Hornsdale has done such a good job of mopping up FCAS revenues that it might have significantly altered the business case for further battery plants.

Exactly how much Hornsdale makes for its owners is not clear, since the figures are not disclosed and in the McKinsey analysis, “We just looked at the societal impact,” Godart van Gendt, the McKinsey expert associate partner who carried out the analysis, told GTM.

However, it is clear that a 90 percent drop in FCAS pricing is going to make things hard for any future players looking to make their money from ancillary services.

“The second and third batteries being built will need to take account of the fact that the ancillary services revenue continues to come down,” said van Gendt.

There are other sources of revenue for battery plant operators, of course. Even the Hornsdale plant doesn’t only rely on FCAS.

According to the Australian Energy Market Operator (AEMO), it has been active in all the markets available on the National Electricity Market, which is the interconnected power system stretching down the east of Australia from Queensland to Tasmania. This includes energy trading on the spot market.

3272 とはずがたり :2018/05/21(月) 15:48:36
>>3271-3272
Nevertheless, it is true that frequency response is seen as a particularly low-hanging fruit for utility-scale batteries, and, for instance, helped create the business case for most of the early battery plants installed on the PJM Interconnection transmission system in the U.S.

Van Gendt questioned whether grid-scale battery projects would work in Australia without FCAS revenues. “In 2018, it wouldn’t be a slam-dunk,” he said.

Australia pays more for frequency regulation overall
Van Gendt said it was important to bear in mind that the pricing drop did not necessarily mean Australians were paying less for FCAS on the grid.

While prices had declined, the volume of FCAS payments had gone up, potentially because the Australian grid is having to work harder to balance a growing fraction of intermittent generation from solar and wind power.

Thus, “to report that the cost has gone down would be inaccurate,” van Gendt said.

To give an idea of what the Hornsdale price reductions mean, RenewEconomy said that if the FCAS payments for the first four months of 2017 had been paid at the prices seen this year, Australians would have paid AUD $35 million (USD $26 million) less.

AEMO, meanwhile, said (https://www.aemo.com.au/-/media/Files/Media_Centre/2018/QED-Q4-2017.pdf) that in the final quarter of 2017, FCAS market costs were AUD $58 million (USD $44 million), making it the second-highest quarter on record. But things could have been even worse without Hornsdale.

“The entry of two new participants (Hornsdale Power Reserve and EnerNOC) contributed to an AUD $13 million (USD $10 million) reduction compared to Q3 2017,” said AEMO.

That’s not bad considering Hornsdale may have cost around $50 million, based on a statement by Tesla founder Elon Musk. It is also pretty good going for an asset that represents less than 2 percent of the 5.4 gigawatts of dispatchable capacity listed by AEMO in South Australia in 2017.

Opening up new revenue streams
For the broader energy storage market, the good news about Hornsdale is that it may help open up further energy storage revenue streams, such as capacity market trading or wholesale tariff arbitrage, by propping up the grid so it can accommodate more renewable generation.

The need for these kinds of services could grow with an expansion in renewable energy generating capacity. But adding that capacity relies on having a robust grid.

The Australian electricity network has been singled out for criticism precisely because of National Electricity Code Administrator rules on frequency control. Observers say that the NECA rules for frequency control are lax compared to those in other markets.


That could make it difficult to maintain grid control in the face of rising renewable energy generation, GTM revealed last year.

If Tesla’s big battery can help bring frequency control back into line, though, then it might be easier to add more wind and solar into the equation ? boosting the business case for more batteries, even if FCAS is off the table.

3273 とはずがたり :2018/05/22(火) 14:20:14
2014年の記事。批判的に検討してみた。ファイルの其処に眠ってたので投下。

この時点から蓄電技術が向上,再生可能発電コストが低下しているのは事実。

先行者が先行者故の失敗を他山の石として制度設計して行く必要があるのは事実であろう。

報道ステーションが伝えない再エネの不都合な真実
政策破綻のスペインから学ぶことは何か
http://wedge.ismedia.jp/articles/-/4533
2014年12月12日(Fri)  山本隆三 (常葉大学経営学部教授)

11月28日(金)、報道ステーションは、スペインでの再エネ導入が成功しているニュースを伝えていた。スペインでは風量を予想し、風量が変動した際には直ちにコンバインドサイクルと呼ばれる高能率の天然ガス火力の出力を調整することにより対応していると伝え、この背景には送電線の一体管理があるので、日本でも発送電を分離すれば再エネに対応することが可能になるように伝えた。スペインと日本では、送電網の形状も発電設備の余剰量も全く異なる。スペインで可能なことが日本で可能というのは、あまりに単純化した話だ。

 さらに、番組が伝えていないことは、スペインでは負担増を招いた高コストの再エネ導入政策が破綻し、日本でも導入された固定価格買い取り制度(FIT)が13年に廃止になったことだ。14年1月から5月のスペインの再エネ設備の導入実績は、太陽光と太陽熱の発電設備はゼロ、風力にいたっては、6000kW減だ(とは註:十分に増えたのでこれ以上増やす必要はないという事実をなにやらもう再生可能エネルギーをなくしていこうとしているかの様に思わせるような書きぶりに見える。)。今後も続く電気料金の上昇という再エネ導入の後遺症にスペインは未だ悩んでいる。

 欧州では、スペインのみならずドイツでもイタリアでも再エネ政策の見直しが続いている(「再生可能エネルギーの接続保留問題 高収益保証が招いた投資バブル」)。欧州委員会も電気料金の上昇を招くFITの廃止を14年の4月に各国に勧告した。ドイツでは8月1日に再エネ法が改正され、再エネ導入のスピードを大きく減速することになった。スペインから学ぶことは、送電線管理ではなく、再エネ政策を見直す方法だ(とは註:日本はまだ導入が進んでいないので欧州がFIT廃止だから日本も廃止せよとはならない筈である。ただ後からの有利さとして出口戦略で欧州より巧くやれる余地がある筈である)。

迷走したスペインの再エネ政策

 風量と日照量に極めて恵まれているスペインでは、1980年には再エネによる発電を促進する政策が導入された。その後も技術開発を支援する政策、さらに金融支援策など様々な方策が導入され、97年には固定価格買い取り制度の原型が導入された(とは註:94年にはFITが導入された,とある http://www.jepic.or.jp/data/ele/ele_12.html )。2004年には、10年の1次エネルギーと電力供給に占める再エネ比率を、それぞれ12%と29%にすることを目標とし、事業者に有利な買い取り制度(固定価格あるいは市場価格に上乗せ)が導入された。07年に買い取り価格が引き上げられたことから、急激に風力と太陽光の導入が進むことになった。

 2000年に太陽光は1万kW、風力は221万kWであったが、図-1の通り、08年にはそれぞれ345万kWと1656万kWに急速に拡大する。再エネ導入量増大と送電線整備費などによる電気料金の急激な上昇を懸念したスペイン政府は、本来消費者が負担すべき再エネ導入費用などを電力会社が負担するように求めていた。

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/img_17e4dc4dfb1501f38748efda79e3f585105859.jpg

 このために再エネ支援策導入以降電力会社の負担額は徐々に積み上がっていたが、08年に1年間の負担額が50億ユーロ(7500億円)を超え(とは註:スペインの人口が4800万人なので一人当たり1万5000ユーロ/年。一ヶ月当たり1,300ユーロ/人?)、電力会社が大きな負債を抱える事態になった。電力会社の負担額軽減のために、スペイン政府は(とは註:07年の買い取り価格引き上げの早くも翌年の)08年から再エネ支援制度の見直し策を相次いで導入する。

08年には、太陽光発電設備を屋根設置型と事業用に分け料率を変え、さらに買い取り価格を3割減額した。09年には、太陽光発電設備の事業者に設備の50%以上について供給契約が締結されていること、投資額の50%以上について資金手当てがなされていることなど様々な条件を付けた。

3274 とはずがたり :2018/05/22(火) 14:20:35

 10年には、太陽光、風力、太陽熱発電設備について、買い取り価格が引き下げられ、買い取り対象時間に上限値が設けられた。さらに、送電網の接続費用の引き上げが行われた。12年1月には新設設備へのFIT制度の適用中止が発表され、全ての販売電力量に対し7%の新税が導入された。

 13年2月にはFITよりも事業者に有利とされた市場価格への上乗せ制度が廃止され、消費者物価指数での調整制度が見直された。7月にはFITが遡及し廃止されることが発表された。事業者はFITに代わり、その資産に対しスペイン国債の利率に3%をプラスした税前収益を保証されることになった。収益率は税前7.5%、税引き後5.5%とされたが、遡及での廃止に対し事業者からは訴訟が相次ぐことになった。

あまりに大きな再エネ政策の負担額

 消費者の負担額を軽減していたにも拘わらず、スペインの家庭用と産業用の電気料金は値上がりを続け(とは註:実際は電力会社と消費者の双方で負担をする形だったということか。)、14年前半の時点でそれぞれ1kW時当たり22.5ユーロセント(34円)と15ユーロセント(23円)に達している(とは註:日本は?電気料金の国際比較は例えばここhttp://criepi.denken.or.jp/jp/serc/discussion/download/14002dp.pdf 2009年辺りを境にスペインの料金は確かに上がっている。一方物価補正するともうちょっと前から上がっている。スペイン政府が再エネ比率を高める様に決めた2004年ぐらいか?)。図-2の通りだ。消費者が負担すべき額が上乗せされていれば、電気料金はさらに上昇していたはずだ。

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/img_ffdad77f36f0b83ff47b9c7e112b5d4a109091.jpg

 スペインの2013年の電源別発電量は図-3の通りであり、風力20.2%、太陽光3.0%、太陽熱1.7%になった。この発電量のために使われた補助金額は年間80億ユーロ(1兆2000億円)を超えており、国内総生産額の約1%に相当する。12年の段階で、再エネ導入のために使われたが、消費者から回収されていない金額は260億ユーロ(3兆9000億円)に達していた。何も対策が取られない場合には、13年だけで、さらに105億ユーロ(1兆5800億円)が積み上がるとみられていた(とは註:日本の導入規模や負担額と比較してどうなの?スペインの規模以下に抑えることでバランスとれた導入できる可能性は?)。

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/img_62e57d687999f47a4adc0ce6bf0bd90d116215.jpg

 スペイン政府は、この金額を縮小するために税の導入、接続費用の増額などの措置をとったが、今後発生する未回収費用と今まで累積している赤字額を解消するために、今後電気料金あるいは税金の形で、消費者の負担が増えていくことになる。

再エネ導入が可能だったスペインの特殊事情

 スペインの国土の形状は円に近い。送電線網も当然円状になっており、日本列島の送電網とは異なり不安定な再エネの電源を吸収しやすい形だ。それでも、再エネの導入量増加に伴い送配電のコストは上昇しており、05年から13年にかけ1kW時当たり60%増えた。この増えた額の一部も未回収費用になっている。送電線はフランス、ポルトガルに加え、北アフリカにも連携しており、再エネの電気が余った時には輸出も可能だ(とは註:スペイン成功の秘訣は送電罔ではなく予測と対応策にあるという記事もある>>1121)

 14年上期のスペインの最大電力需要は2月27日に記録された4028万kWだった。一方、スペインの13年末の発電設備量は、その2.5倍の1億228万kWある。予備率は150%だ。日本の今年の冬の予備率は電力会社によっては3%しかない(とは註:系統全体の視野がないのか?)。スペインの発電設備には大きな余剰があり、凪あるいは突然の雨などにより再エネからの発電が止まってもどこからでも直ちに送電することが可能だ。

 スペインが大きな余剰設備を持つことになった理由の一つは、電力需要がリーマンショック以降の不況により低迷していることだが、効率の良いコンバインドサイクルの建設に対し政府により出された補助金も設備が大きく増えることを助けた。政府は余剰設備の縮小のために補填を行うことを決め、また余剰設備活用のためにフランスとの連携線を強化し電力輸出量を増やすことでフランス政府と合意した。

3275 とはずがたり :2018/05/22(火) 14:21:30

 送電線の形状と発電設備の余剰の状況から、スペインは再エネの導入が容易な国だ。報道ステーションが伝えるように、送電線の形状も余剰設備量も異なる日本で、発送電を分離すれば再エネ導入量を増やせるという単純な話ではない(とは註:単純な話しでは無いとしかいっていないので山本某は何も云ってないに等しい。、アイルランドやスペインの電力輸出入の総発電量に対する割合は、北電が本州の電力各社と送受電した電力量と総発電量の割合と比較しても決して高いとはいえない>>1156と云う指摘もある。)。送電線の増強には多額の費用が必要だ(とは註:日本では各種の送電罔整備策が取られつつあるhttp://jbbs.shitaraba.net/bbs/read.cgi/study/2246/1081280165/2638>>1432-1433)。

地産地消で雇用と産業創出は本当か

 再生可能エネルギーを導入することにより地域の電力需要を賄い、地域で雇用を創るともよく主張されている。その実例も報道ステーションでは取り上げていた。スペインのカナリア諸島で、風力と蓄電機能のある揚水発電を組み合わせ再エネだけで島の電力を賄うことができるようになる話だ。

 風量が多い時に、余った電気で下池の水を上池に揚げておき、風が吹かないときには上池の水を落とすことにより発電を行うシステムだ。地産地消だが、このシステムの発電コストについては、全く触れられていなかった。高いからだ。

 送電線が他と繋がっていない離島では、ディーゼル発電などを行うのが普通だ。燃料消費量が多くないことから、大量輸送が前提になる天然ガスあるいは石炭を利用する発電設備の設置は難しく燃料の選択肢は石油系しかない。石油系の燃料を使い小型の発電機で発電を行えば、そのコストは高くなる。1kW時当たり30円から40円はするだろう。風力と揚水の組み合わせの発電コストも高いが、同レベルだろう。

 選択肢のない離島であれば、発電コストが高くても受け入れられる風力と揚水の組み合わせだが、発電の選択肢がある場所ではコスト面から導入は不可能だ。電気料金が周辺地区の2倍となれば、消費者は黙っていない。離島という特殊事情で可能な発電方法を、普遍的な発電方法のように紹介すれば視聴者は誤解する。報道番組であればもっと説明が必要だろう(とは註:つまり離島では十分可能であるということである。そういう力点をおいた報道はして欲しい所)。ちなみに、再エネの組み合わせによる発電方式を導入しても、もともとあった発電機は維持しておく必要がある。暴風雨、保守点検などにより風力発電設備が停止した場合のバックアップ用だ。

 地産地消により、雇用は生まれるのだろうか。風力、太陽光発電設備は僅かの雇用を生むだけだ。木片などのバイオマス、生物資源であれば林業、運搬などで雇用が生まれるが、比較的成功しているオーストリアですら、その規模は全雇用の0.5%に過ぎない。また、世界の太陽光パネルの大半を中国が製造している現状をみれば、再エネを導入しても関連産業が育つとは言えない。

 固定価格買い取り、補助金などの支援制度がなければ、再エネによる電気料金は高くなる。地産地消の再エネの電気を利用すると、その地域では競争力のある電力を必要とする製造業は育たず、地域は疲弊する。補助金を利用し、電気料金を下げればスペインと同様の問題を抱えることになる。

3276 とはずがたり :2018/05/22(火) 14:21:43
>>3273-3276
再エネの現状を正しく把握し、政策立案を

 欧州諸国がFITを止めているのは、電気料金上昇を懸念しているからだ。電気料金は産業の競争力に大きな影響を与える。最近も、ドイツで地球温暖化対策のために石炭火力を閉鎖しようとする動きが生じたが、これに対し社民党の党首でもあるガブリエル・エネルギー経済大臣が、「産業の競争力に影響が生じるので発電コストが安い石炭火力の閉鎖は行わない。脱原発と脱石炭を同時に行うことは不可能だ」と断言した(とは註:こんなことは1ヶ月程真面目に調べると自然と解って行き着く結論なんだけどなにを矯めた感じでいってるのやら。。)。

 そんな状況下で、日本は相変わらず電気料金の大きな上昇を招くFITを続けている不思議な国だ。デフレから脱却し製造業が復活しないと、今の日本の産業構造では経済成長は難しい。ドイツ、スペインの政策から学び、産業の競争力を考えつつ再エネ導入策を考える時期に来ている(とは註:まだ全然独仏程の導入比率に達してないのだから不思議でも何でも無いし,既に制度の調整を始めてすら居る。)。

 確かに、温暖化の原因となる二酸化炭素を排出しない再エネによる電力供給は望ましいに違いない。しかし、経済学でいうところのトレードオフ(何かを達成すれば、別のものが犠牲になる)の関係が、再エネほど明白なものもない。

 再エネが温暖化対策あるいはエネルギー自給率向上のために犠牲にするものは、電力の安定供給と競争力のある発電コストだ。この犠牲なくしては現時点で再エネの導入を進めることは不可能だ。ありもしない再エネによる成長路線を伝え、視聴者を欺くような報道番組を真に受けないほうがよい。

3277 とはずがたり :2018/05/22(火) 14:32:37

シーテック(中部電力グループ)

青山高原ウィンドファーム
15MW(2003年)→95MW(2016年予→2017年3月運開)

2013年04月02日 09時00分 更新
日本最大の風力発電所に180億円融資、2016年度に80MW稼働へ
http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1304/02/news014.html

三重県の青山高原で建設計画が進む日本最大の風力発電所に対して、政府系の日本政策投資銀行が中心になって180億円を融資することが決まった。計画では発電能力が2MWの大型風車を40基建設して、現時点で日本最大の「新出雲ウインドファーム」の78MWを超える。
[石田雅也,スマートジャパン]

 青山高原は三重県と奈良県にまたがる「室生赤目青山国定公園」の一角を占める広大な丘陵で、すでに大規模な風力発電所が4か所で稼働している。そのうちの1つを運営する「青山高原ウィンドファーム」が新たに40基の発電設備を増設して80MW(メガワット)の風力発電所を建設する計画が本格的に進んできた。

 この新プロジェクトに対して、政府系の日本政策投資銀行を中心に6銀行が協調して180億円を融資する。協調融資に参画するのは地元の百五銀行、第三銀行、大垣共立銀行、三重銀行、愛知銀行の5行で、国と地域を挙げてバックアップする体制になった。

 現在の青山高原ウィンドファームは2003年に15MWの発電能力で運転を開始した。増設分を加えると合計95MWになり、島根県で稼働中の「新出雲ウインドファーム」(78MW)を抜いて日本最大の風力発電所になる見込みだ。新たに増設する40基のうち、18基を2年後の2015年度に、残る22基を2016年度に稼働させる予定である。

 同じ青山高原では中部電力グループの「シーテック」が3つの風力発電所を運営していて、すでに合計で57MWの発電規模に拡大している。青山高原ウィンドファームは津市、伊賀市、シーテックの三者が共同で出資する風力発電事業の専門会社である。地元の自治体と中部電力グループで青山高原一帯に90基を超える大型風車を展開することになる。

国内最大80MWの風力発電所が完成、40基の風車で4万4000世帯分
http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1702/06/news024.html

三重県の高原で大型風車40基の設置が完了して3月に運転を開始する予定だ。発電能力は国内最大の80MWに達し、年間に4万4000世帯分の電力を供給できる。周辺には4つの風力発電所が運転中で、合計91基の風車が高原に並ぶ。風力発電所の建設は全国各地で進み、秋田県と福井県でも稼働した。
2017年02月06日 07時00分 公開
[石田雅也,スマートジャパン]

 国内には風況に恵まれた高原が数多くある。その中でも三重県の中央を貫く青山高原は風力発電の開発が活発に進んでいる。新たに22基の大型風車の設置が完了した。中部電力グループのシーテックが津市・伊賀市と共同で運営する「新青山高原風力発電所」の第2期分である。すでに2016年3月に稼働した第1期分の18基に加えて、合計40基の構成で2017年3月に全面運転を開始する予定だ。

 風車1基の発電能力は2MW(メガワット)で、40基を合わせて80MWに達する。島根県の「ユーラス新出雲ウインドファーム」の78MWを抜いて国内最大の風力発電所になる。年間の発電量は1億5000万kWh(キロワット時)程度になる見通しで、一般家庭の使用量(年間3600kWh)に換算して4万4000世帯分に匹敵する。立地する津市と伊賀市を合わせた14万8000世帯の3割に相当する電力量だ。

3278 とはずがたり :2018/05/22(火) 14:32:53
>>3277

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/aoyama_wind2_sj.jpg
図2 中部電力グループが運営・出資する風力発電所。出典:シーテック

 中部電力グループは青山高原に5つの風力発電所を展開している(図2)。5カ所を合計すると91基の風車が連なって、発電能力は152MWにのぼる。これだけの規模の風力発電所が集まっている場所はほかにない。

 新たに稼働する風力発電所に隣接して、2003年3月から「青山高原風力発電所」が運転を続けている。1基あたり0.75MWの風車20基で構成する。風車の羽根の回転直径は新設の2MW機が80メートルに対して、14年前に稼働した0.75MW機は50メートルである。10数年のあいだに進んだ風力発電機の大型化の様子がわかる。

 新たに設置した2MW機は日立製作所の製品で、風車の構造にダウンウインド方式を採用している。風車が後方から風を受けて回転する仕組みだ(図4)。高原のように起伏の多い場所では吹き上がる風が多いため、後方から風を受けるダウンウインド方式のほうが回転しやすくて発電効率が高くなる。一方の0.75MW機はJFEエンジニアリングの製品で、風車が前方から風を受けて回転するアップウインド方式である。

日本海の沿岸部でも相次いで運転開始
 日本国内では2012年10月から規模の大きい風力発電所(発電能力7.5MW以上)を建設する場合には、事前に環境影響評価のプロセスを実施することが法律で義務づけられた。手続きの開始から完了までに3年程度かかるため、ようやく最近になって全国各地で風力発電所の運転が続々と始まっている。

 日本海に面した秋田県南部の由利本庄市では、Jパワーが1月31日に「由利本荘海岸風力発電所」の運転を開始した。海岸線に沿って設置した7基の大型風車で16MWの発電能力がある。年間の発電量を標準的な設備利用率(発電能力に対する実際の発電量)の25%で計算すると約3500万kWhになる。一般家庭の1万世帯分に近い電力を供給できる見通しだ。

 Jパワーは全国各地に風力発電所を展開中で、由利本荘市の風力発電所で22カ所に拡大した(図7)。東日本大震災の前に18カ所、震災後に4カ所が稼働した。22カ所の発電能力を合計すると445MWに達する(図7)。現在も北海道せたな町で23番目の風力発電所を50MWの規模で建設中だ。

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/aoyama_wind10_sj.jpg
図7 Jパワーが運営する国内の風力発電所。出典:Jパワー

 同じ1月31日に福井県北部の坂井市では、北陸電力グループの日本海発電が「三国風力発電所」の運転を開始している。日本海に面した福井港の臨海工業地帯の一角に、発電能力が2MWの大型風車4基を設置した(図8)。合計8MWで年間の発電量は1440万kWhを見込んでいる。4000世帯分の電力を供給できる。

3279 とはずがたり :2018/05/22(火) 14:39:07
34kmの地中送電を行う大規模風力発電所、青森県で2020年稼働
http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1805/22/news032.html

青森県つがる市で122MWという大規模な風力発電所の建設計画が進んでいる。発電した電力は約34kmの地中送電を行う計画で、これらの送変電設備および工事を住友電工が受注した。
2018年05月22日 09時00分 公開
[長町基,スマートジャパン]

 住友電気工業は、鹿島建設から「ウィンドファームつがる建設工事」の送変電設備および工事を受注したと発表した。同プロジェクトは、再生可能エネルギー事業者大手のグリーンパワーインベストメント(東京都港区)が青森県つがる市で計画する陸上風力発電事業。2020年4月の運転開始を目指している。住友電気工業は地中送配電線・受変電設備など電気設備の設計・製造・設置を一括で担当する。

http://tohazugatali.dousetsu.com/news/rk_180515_sumi01.jpg
風力発電所の建設地 出典:住友電工
 同プロジェクトは、各風車からの発電電力を33kV(キロボルト)の地中配電線で集電し、154kVに昇圧した後、電力会社との系統連系地点までの約34kmを地中送電する設計となっている。長距離送電では送電ロスが課題となる。住友電工は当初予定されていた66kV送電から154kV送電への電圧変更について設計支援を行った。これにより、66kV送電時と比較して送電ロスが大幅に低減でき、加えて回線数の低減およびケーブルの小サイズ化(軽量化)により管路土木工事への負担も軽減できるという。

 発電所全体の出力は約122MW(メガワット)となる大容量の発電出力を長距離地中送電するために、高調波対策や過電圧対策など系統技術課題への対応も必要となった。これらの課題に対しては、同社グループである日新電機(京都市)と共同で系統解析を実施し、最適な設備形態の提案を行った。日新電機は受変電機器をはじめ、高調波電流対策に用いる交流フィルターメーカーとして系統技術課題を解決する各種機器を提供する。

 施工を担当する住友電設(大阪市)とは、集電・送電を合わせて56kmに及ぶ地中埋設管露計画について、適正なルートを選定するための調査や許認可取得のための協議、各種申請書の作成をサポートした。

3280 とはずがたり :2018/05/25(金) 11:49:06

「環境省内の電力 すべて再生可能エネルギーに」
https://www3.nhk.or.jp/news/html/20180522/k10011448201000.html
5月22日 16時31分

太陽光などの再生可能エネルギーの導入を促進するため、環境省は庁舎で使う電力をすべて再生可能エネルギーで賄うことを目指すことになりました。

これは中川環境大臣が22日の記者会見で明らかにしました。

中川大臣は「環境省として電源の再生可能エネルギー比率100%を目指し、順次比率を引き上げていきたい」と述べ、環境省の庁舎で使う電力をすべて再生可能エネルギーで賄うことを目指す方針を明らかにしました。

再生可能エネルギーの導入をめぐっては、再生可能エネルギーで発電した電気の価格がほかの電源に比べ高いことや、購入できる電気の量に限りがあるなどの課題があり、環境省は、電力会社との契約を見直すなどして段階的に導入を進めるとしています。

電力をすべて再生可能エネルギーで賄うことを目指す動きは、自動車メーカーの「BMW」やIT大手の「グーグル」など、グローバル企業で加速し、日本政府内では外務省もこうした方針を明らかにしています。

中川大臣は「取り組みが政府全体に広がるようにリーダーシップを発揮したい」と述べ、積極的に取り組みを推進する考えを示しました。


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