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ナショナルグリッドは、イギリス全土に電力を供給する高圧送電 網で、発電所と主要な変電所を結び、送電網上のどこで発電された電気も他の場所での需要を満たすために使用できるようにしています。この送電網は、イギリスの大部分と周辺の島々の一部に電力を供給しています。アイルランド単一電力市場の一部である北アイルランドは対象としていません。
ナショナル グリッドは、 50 ヘルツで稼働する広域同期グリッドです。グリッドの物理的な高電圧部分のほとんどは、400 kV ラインと、スーパーグリッドを形成する 275 kV ラインで構成されています。このグリッドには、マン島への AC コネクタ、北アイルランド、シェトランド諸島、アイルランド共和国、フランス、ベルギー、オランダ、ノルウェー、デンマークへ の DC コネクタなど、複数の海底相互接続部があります。
1990年にイギリス中央発電委員会が民営化されて以来、イングランドとウェールズのナショナルグリッドはナショナルグリッド社が所有している。スコットランドでは、送電網は南部ではスコティッシュパワートランスミッション社、北部ではSSE社が所有している。洋上風力発電所を送電網に接続するインフラは、洋上送電網所有者が所有している。ナショナルグリッド社は、イギリス全土の送電網の送電システムオペレーターである。 [1]
歴史
19世紀末、ニコラ・テスラはアメリカのウェスティングハウスで働いていたときに、三相高電圧電力配電の原理を確立した。 [2] [3]このシステムがイギリスで最初に使用されたのは、コンサルティング会社メルツ・アンド・マクレランのチャールズ・メルツがニューカッスル・アポン・タイン近郊に建設したネプチューン・バンク発電所だった。この発電所は1901年に開業し、[4] 1912年までにヨーロッパ最大の統合電力システムに発展した。[5]しかし、イギリスの他の地域では、小規模な供給ネットワークの寄せ集めが使用され続けた。
1925年、英国政府はグラスゴーの実業家であるウィアー卿に、英国の非効率で断片化された電力供給業界の問題を解決するよう依頼した。ウィアー卿はメルツに相談し、その結果、1926年の電力（供給）法が制定され、「全国グリッドアイアン」供給システムの構築が勧告された。[6] 1926年の法律により、中央電力委員会が設立され、英国初の同期型全国交流グリッドが132kV、50Hzで稼働した。[7]
送電網は、最も効率の高い122の発電所を結んだ6,400キロメートル（4,000マイル）のケーブル（ほとんどが頭上）で構築されました。最初の「送電網タワー」は1928年7月14日にエディンバラ近郊に建設され、 [8]作業は1933年9月に予定より早く予算内で完了しました。[9] [10] 1933年に、緊急時用の補助相互接続を備えた一連の地域送電網として運用が開始されました。 1937年10月29日、夜間技術者によってすべての地域送電網が無許可で短期間並列化され、これに成功した後、[11] 1938年までに送電網は全国的なシステムとして運用されました。当時の電力利用者数は世界で最も急速に増加し、1920年の75万人から1938年には900万人にまで増加した。[10]送電網はイギリス空襲の際にその価値を証明し、サウスウェールズ州はバタシー発電所とフラム発電所の失われた出力を補うために電力を供給した。 [10]送電網は1947年の電力法により国有化され、これにより英国電力庁も設立された。1949年、英国電力庁は送電網をアップグレードし、275kVのリンクを追加することを決定した。
1950年に開始された275kV送電システムは、1970年までに30,000MWの総需要が見込まれる国家供給システムの一部となるように設計されました。予測された需要は1960年には既に超過していました。この急速な成長により、中央発電委員会（1958年設立）は1960年に将来の送電ニーズに関する調査を実施しました。[12]
この研究では、需要の増加とともに、発電機設計の急速な進歩が送電システムに与える影響が検討された。その結果、計画されている発電所の設備容量は 2,000～3,000 MW になった。これらの新しい発電所は、安価な低品位燃料の余剰と十分な冷却水の供給を利用できる場所に設置されることがほとんどだったが、これらの場所は負荷センターとは一致しなかった。トレント川近くのノッティンガムシャー炭田にあるウェストバートンの 4 × 500 MW の発電機はその一例である。これらの開発により、送電システムの重点は相互接続から、発電地域から負荷センターへの大量電力転送へと移行した。たとえば、1970 年にはミッドランドからホームカウンティに約 6,000 MW が転送されると予想されていた。[12]
275 kV システムの継続的な強化と拡張が、可能な解決策として検討されました。しかし、高故障レベルの技術的問題に加えて、275 kV で推定転送を行うにはさらに多くの回線が必要になります。これは、中央発電委員会のアメニティ保護の方針と一致しないため、よりよい解決策が模索されました。400 kV および 500 kV スキームが検討されました。どちらも将来の拡張に十分な余裕がありました。400 kV システムを支持する決定は、主に 2 つの理由で行われました。第 1 に、275 kV 回線の大部分を 400 kV にアップグレードできること、第 2 に、500 kV スキームの場合は 1968 年ですが、400 kV での運用は 1965 年に開始できると予想されたことです。[12]設計作業が開始され、1965年のプログラムを満たすためには、最初のプロジェクトの契約エンジニアリングを設計と並行して実行する必要がありました。これらのプロジェクトの1つは、ウェストバートン400kV屋内変電所であり、その最初のセクションは1965年6月に稼働しました。1965年から、グリッドは部分的に400kVにアップグレードされ、サンドンからウェストバートンまでの150マイル（240km）のラインから始まり、スーパーグリッドになりました。
2010年に発行された英国送電網を統制する規則「グリッド規則」[13]では、スーパーグリッドは200kVを超える電圧で接続された英国の送電システムの一部であると定義されています。
スコットランドから北ウェールズまでの2.2GWの海底西部HVDCリンクは、2013年から2018年にかけて建設されました。[14]外国のグリッドとの相互接続ではすでにHVDCが使用されていましたが、これは英国内で最初の大規模な非交流グリッドリンクでした。
2021年に、サマセット州イーストハントスピルの近くに、ヒンクリーポイントCからエイボンマウスまでの35マイルの新しい接続のために、新しい非格子設計の電力塔であるT塔が建設されました。[15]
2023年、ナショナル・グリッドは国家安全保障上の懸念から中国のNARIテクノロジーから機器の撤去を開始した。[16]
グリッドの特徴
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 現在のグリッドステータス、マップ | |
| 現在のグリッドステータス、チャート |
連続した同期グリッドは、イングランド（ワイト島を含む）、スコットランド（オークニー諸島、スカイ島[23]、および接続性が限られている西部諸島[24]などのスコットランドの島々の一部を含む）、ウェールズ、マン島をカバーしています。
ネットワークサイズ
以下の数字は2005年の7年間の報告書から引用したものです。[25]
- 最大需要（2005/6年）： 約63GW（容量の81.39%）
- 最低需要（2020年5月）：15.3GW [26]
- 英国で年間に使用される電気エネルギーは約360 TWh（1.3 EJ）です。
- 容量（2005/6年）：79.9GW（2008年7カ年計画では80GW）[27]
- 接続されている大規模発電所の数：181
- 400kV送電網の長さ：11,500km（回線）
- 275 kV 送電網の長さ: 9,800 km (回線)
- 132 kV（またはそれ以下）グリッドの長さ; 5,250 km（回線）
総発電容量は、再生可能エネルギー、ガス火力、原子力、石炭火力発電所からほぼ均等に供給されています。英国の送電網で送電される年間エネルギー量は約300～360 TWh（1.1～1.3 EJ）で、平均負荷率は72%（つまり3.6×10 11 /（8,760 × 57×10 6））です。[更新が必要]
脱炭素化
ナショナル・グリッドは、 2033年までにカーボンニュートラルまたはカーボンマイナスになるという高い目標を掲げており、これは2050年までに達成するという英国の国家目標を大きく上回っている。また、早ければ2025年には「ゼロカーボン」になることを目指しており、これはエネルギー供給者が十分なグリーン電力を生産できれば、理論上は温室効果ガスを一切排出せずに送電網を稼働できる（つまり、「ネットゼロ」の場合のように炭素回収や相殺は必要ない）ことを意味する。 [28] 2020年には送電網のエネルギーの約40％が天然ガスの燃焼によるものであり、おそらく最も風の強い日を除いて、2025年には送電網をゼロカーボンで稼働させるのに十分なグリーン電力はほとんど供給されないと予想されている。ハートリー・ソリューションズなどのアナリストは2020年に、2050年までに「ネットゼロ」を達成するのは困難であり、2033年までに「ネットゼロ」を達成するのはさらに困難であると見なしていました。しかし、カーボンニュートラルに向けて持続的な進歩があり、2020年までの5年間で炭素強度は53％低下しました。石炭からの段階的脱却は急速に進んでおり、2020年の英国の電力のわずか1.6％が石炭から供給されており、2015年には約25％でした。2020年、英国は電力のために石炭を燃やす必要がない期間が2か月以上続き、産業革命以来最長でした。[29] [30] [31] [32] [33] [34]
損失
数字は、2005 年の 7 年間の報告書から引用したものです。
- ケーブルのジュール熱: 857.8 MW
- 固定損失: 266 MW (コロナ損失と鉄損で構成。悪天候の場合は 100 MW 増加する可能性があります)
- 変電所変圧器の加熱損失: 142.4 MW
- 発電機変圧器の加熱損失: 157.3 MW
- 総損失: 1,423.5 MW (ピーク需要の 2.29%)
ナショナルグリッド全体の損失は低いものの、消費者への電力配電でさらに大きな損失が発生し、総配電損失は約7.7%になります。 [要出典]損失は異なる電圧で接続された顧客によって大きく異なります。高電圧で接続した場合の総損失は約2.6%、中電圧では6.4%、低電圧では12.2%です。[35]
発電された電力は、発電用変圧器の高圧側で計測され、送電網に入ります。[36] [37]したがって、発電用変圧器での電力損失は、送電網システムではなく、発電会社に計上されます。発電用変圧器での電力損失は、送電網の損失には影響しません。
電力フロー
2009年から2010年にかけて、英国北部、特にスコットランドとイングランド北部から英国南部への送電網を介した平均電力フローは約11GWでした。このフローは2014年までに約12GWに増加すると予想されていました。[38] 2018年に完成した西部HVDCリンクにより、スコットランド西部とウェールズ北部の間のフロー容量が2.2GW増加しました。[39]
この北から南への流れに伴う電力損失のため、新しい発電設備の有効性と効率性はその立地によって大きく左右される。例えば、南海岸の新しい発電設備は、北イングランドの新しい発電設備と比較して送電システムの電力損失が減少するため、有効性が約12％高く、北スコットランドよりも約20％高い。[40]
インターコネクタ
既存のリンク
工事中
提案
これらの HVDC ラインの一部は、水力や風力などの再生可能エネルギー源から電力を送電します。名前については、注釈付きバージョンも参照してください。[更新が必要]マン島への40MW交流ケーブル、マン島とイングランドを結ぶ相互接続線、シェトランド諸島への260km 600MW HVDCケーブルがある。[41]
英国の電力網は海底電力ケーブルによって隣接するヨーロッパの電力網に接続されています。
2014年、英国の電力相互接続レベル（島外送電容量と生産能力の相対比）は6％でした。[42]
2024年時点で[アップデート]、これらのコネクタの総容量は9 GWを超えています。[要出典]これらには、フランス北部（2 GW HVDC Cross-Channel、1 GW HVDC IFA-2 、英仏海峡トンネル経由の1 GW ElecLink [43]）、ベルギー（1 GW HVDC Nemo Link）、オランダ（1 GW HVDC BritNed）、ノルウェー（1.4 GW HDVC North Sea Link）、北アイルランド（500 MW HVDC Moyle Interconnector）、アイルランド共和国（500 MW HVDC East–West Interconnector）、デンマーク（1.4 GW Viking Link）への直流ケーブルが含まれます。
2024年には、アイルランド共和国（グリーンリンク）との500MWのリンクが予定されています。 [44]さらに可能性のある計画としては、ドイツ（ニューコネクト、1.4GW）、アイスランド（アイスリンク、約1GW）[45]、モロッコ（新しいバッテリーバックアップ太陽光発電による3.6GW）とのリンクがあります。 [46]
グリッドストレージ
英国の電力網には、5～6時間で1.7GWを供給できるディノルウィグ発電所や、より小規模なクルアチャン発電所、フェスティニオグ発電所などの大規模な揚水発電システムがある。
系統連系バッテリーもいくつかある。2021年5月現在、英国では1.3GWのバッテリーストレージが稼働しており、今後数年間で16GWのプロジェクトが計画されており、そのうち16GWは今後数年間で導入される可能性がある。[47]ウィルトシャー州ミネティにある中国が出資した100MWの発電所は、2021年7月に開業した際に欧州最大規模と報じられた。[48] 50MWの拡張が完了すると、このサイトのストレージ容量は266MWhになる。[49]
予備サービスと周波数応答
National Grid は、需要予測の誤りや発電所の突然の故障を補うために、短期的な発電設備を契約する責任を負っています。これは数時間の運転をカバーし、より長期的なバランス調整をカバーするために市場契約を確立する時間を与えます。
周波数応答予備力は、例外的な状況を除いて、システムのAC周波数を50Hzの±1％以内に 保つように機能します。これらは需要を下げるか、追加の発電を提供するために秒単位で使用されます。[50]
予備軍は、それぞれ異なる応答時間内で活動する軍のグループである。[50]
- 高速予備: 発電量の増加または需要の減少を迅速に (2 分以内に) 提供し、最低 15 分間持続可能。
- 高速起動: 停止状態から起動し、自動的に 5 分以内に、または手動指示から 7 分以内に電力を供給し、発電を最低 4 時間維持する発電ユニット。
- 需要管理: 大規模電力ユーザーからの需要を少なくとも 1 時間、少なくとも 25 MW 削減します。
- 短期運転予備力 (STOR): 指示から 4 時間以内に単一または複数のサイトから少なくとも 3 MW を生成し、少なくとも 2 時間維持します。
- BM 起動:エネルギー準備状態またはホット スタンバイ状態のいずれかに維持される主流の主要発電ユニット。
これらの準備金の規模は3つの要素に応じて決定されます。[51]
- 最も大きな単一発電障害事象は、現在、サイズウェルB原子力発電所（1,260MW）またはHVDCクロスチャンネル相互接続ケーブル1本（1,000MW）のいずれかである。
- すべての発電所の一般的な予想稼働率
- 予想される需要予測の誤差
グリッドの制御
ナショナルグリッドのイングランドとウェールズの部分は、バークシャー州ウォキンガムのシンドルシャムにあるセントキャサリンロッジにあるナショナルグリッドコントロールセンターから制御されています。[ 52 ] [ 53] [54] [55]このセンターは「秘密の」場所であると説明されることもあります。[56] 2015年現在、このシステムは継続的にサイバー攻撃を受けています。[57][アップデート]
スコットランドの送電網は、南部ではSP Transmission plc（ ScottishPowerの一部）、北部ではScottish Hydro Electric Transmission plc（ Scottish and Southern Electricity Networksの一部）という別々の会社が所有しているが[58]、全体的な管理はNational Grid Electricity System Operatorが行っている。[1]
伝送コスト
全国送電網システムの運営コストは、全国送電網電力システム運用者（NGESO）が送電網システム使用料（TNUoS）をシステム利用者に課すことで回収される。[59]コストは発電者と電力利用者の間で分割される。[60]
料金は NGESO によって毎年設定され、国はゾーンに分けられ、ゾーンごとに発電と消費の料金が異なります。一般的に、電力は南北に流れるため、北部の発電業者と南部の消費者の料金は高くなります。
トライアドの需要
「トライアド需要」は、毎年冬季の 11 月から 2 月 (含む) までのピーク需要に関する 3 つの数値を遡及的に報告する需要指標です。 National Grid の使用が「ピーク」にならないように促すために、このトライアドは、ユーザー (認可を受けた電力供給業者) が National Grid に支払う追加料金の基準として使用されます。つまり、ピークにならないように 使用量を管理できれば、ユーザーは支払う金額が少なくなります。
各年の計算では、過去のシステム需要指標を分析して、平均需要が高い 30 分間の期間を 3 つ特定します。この 3 つの期間はトライアドと呼ばれます。これらの期間は (a) システム需要がピークとなる期間、および (b) システム需要のピークから 10 日以上離れ、互いに 10 分間以上離れている他の 2 つの最高需要期間です。
発電所の場合、課金対象となる需要は、正味のサイト需要のみ（CUSC 規則 14.17.10 による）であるため、サイトが正味輸出している場合（つまり、そのサイトで計測された総発電量が個別に計測されたステーションの総需要を超える場合）、その個別に計測されたステーションの需要は、トライアドのステーション需要に関連する需要 TNUoS 料金の対象にはなりません。
近年の三合会の日程は次の通りです。
これはナショナル グリッドが高圧長距離送電のコストを賄うために使用する主な収入源です (低電圧配電は別途課金されます)。グリッドは、発電機、配電網、および大規模な産業ユーザーの接続にかかるコストを賄うために、年間料金も請求します。
トライアド課金は、ピーク時の負荷削減をユーザーに奨励しており、これはディーゼル発電機の使用によって達成されることが多い。このような発電機はナショナルグリッドでも日常的に使用されている。[65]
送電1kW・hあたりのコストの見積もり
TNUoSまたはTriadの収入総額（例えば15,000ポンド/MW·年×50,000MW = 7億5000万ポンド/年）を英国の発電システムによって1年間に供給されるユニットの総数（販売されたユニットの総数、例えば360テラワット時（1.3EJ））で割ると、送電コストの大まかな見積もりができ、約0.2ペンス/kW⋅hという数字が得られます。他の見積もりでも0.2ペンス/kW⋅hという数字が出ています。 [ 60 ]
しかし、バーナード・クイッグは次のように指摘している。「NGC UK送電の06/07年度決算によると、NGCは2007年に350TW⋅hを輸送し、2012百万ポンドの収入を得た。つまり、NGCは1kW時あたり0.66ペンスを受け取っている。2008/09年までの2年間のインフレを考慮すると、1kW時あたり0.71ペンスとなるだろう。」[66]しかし、これには発電機の接続料も含まれている。
発電料金
送電システムに電力を供給するには、発電業者は（BEIS による）認可を受け、NGET との接続契約を締結する必要があります。この契約では送電開始容量（TEC）も付与されます。発電業者は、NGET が設定した発電 TNUoS 料金で TEC を支払うことで、システムの運用コストに貢献します。これは最大容量ベースで請求されます。つまり、年間最大 75 MW しか発電していない 100 MW の TEC を持つ発電業者にも、100 MW の TEC 全額が請求されます。[引用が必要]
場合によっては、TNUoS 関税がマイナスになることもあります。これらの発電機には、年間を通じて3 回の実証運転でピーク時の純供給量に基づいて金額が支払われます。これは、発電機を国の需要の中心地の近くに設置することで生じるコスト削減を表しています。 [引用が必要]
ナショナルグリッドはグリッドサービス市場を利用している。「ダイナミックコンテインメント」は2020年10月に開始され、当初の価格は1MWあたり1時間あたり17ポンドで、ダイナミックレギュレーション（DR）は2022年4月に開始された。[67]
請求請求
電気の消費者は、30 分ごとに計量される (HH) と 30 分ごとに計量されない (NHH) の 2 つのカテゴリに分けられます。ピーク需要が十分に高い顧客には、実質的に 30 分ごとにメーターの読み取りを行う HH メーターを設置することが義務付けられています。したがって、これらの顧客の電力供給業者に課される料金は、1 年 (うるう年を除く) で 17,520 回変動します。
家庭電力メーターの顧客に対する TNUoS 料金は、11 月から 2 月にかけて需要が最も高くなる 3 つの 30 分間の期間 (トライアド) の需要に基づいて決まります。英国の電力需要の性質上、3 つのトライアド期間は常に夕方の早い時間に発生し、少なくとも 10 営業日は空けておかなければなりません。家庭電力顧客の TNUoS 料金は、トライアド期間の平均需要にその地域の料金を掛けたものです。したがって、(2007 年現在[アップデート]) ロンドンの顧客が 3 つのトライアド期間の平均需要が 1 MW の場合、TNUoS 料金として 19,430 ポンドを支払うことになります。
NHH メーター付きの顧客に課される TNUoS 料金は、はるかに単純です。サプライヤーには、1 年間の毎日 16:00 から 19:00 までの総消費量の合計に該当する料金を乗じた金額が請求されます。
制約支払い
制約支払いは、一定規模以上の発電事業者に支払われるもので、ナショナル・グリッドが、通常発電事業者が供給する電力を発電事業者が受け取ることができないという指令を出した場合に支払われる。これは、送電容量の不足、需要の不足、または予期せぬ発電量の過剰などが原因である可能性がある。制約支払いは、発電量の減少に対する補償である。[68]
重大な事件
国営送電網の故障や十分な電力を供給するための発電不足による停電は非常にまれである。送電網全体のパフォーマンスはナショナルグリッドのウェブサイトで公開されており、送電システムの可用性に関する簡単な高レベルの数値が含まれている。2021～22年では、[アップデート]これは99.999612％であった。[69]
2020年から2021年にかけて、ナショナルグリッドが責任を負っていない低電圧配電網に影響する問題が、年間平均60分程度の計画外の国内停電のほぼすべてを引き起こした。[70]
1990 年以降、National Grid に関連した大規模な停電がいくつか発生しています。
2003年8月
2003 年 8 月 28 日の夕方、停電により南ロンドン地域の 476,000 人の顧客、ロンドン地下鉄、一部の鉄道サービスが約 40 分間影響を受けました。合計 724 MW の負荷が失われました。
オイル漏れは、適切な修理が完了するまで、補充以外は何ヶ月も放置されていました。これにより警報が鳴りましたが、ナショナル グリッドの制御室はそれを誤って解釈しました。故障したと思われる機器を交換中に、数年前に設置された不適切なサイズの保護リレーによって回路ブレーカーが作動し、南ロンドンの 2 つの主要変電所への電力供給が停止しました。
2003年9月
ロンドンの停電から 1 週間後の 2003 年 9 月 5 日、ハムズ ホール変電所で事故が発生し、バーミンガム東部の 201,000 人の顧客への電力供給に影響が出ました。影響を受けた顧客には、ネットワーク レール、バーミンガム国際空港、国立展示センターが含まれ、合計 301 MW の負荷が失われました。
これは、8月に変電所のコンポーネントをアップグレードした後、保護システムを試運転する際にナショナルグリッドが犯したミスによるものだった。[71]
2008年5月
2008年5月27日午前11時34分から、イギリス最大の発電所2つ、ファイフのロンガネット発電所とサフォークのサイズウェルB発電所が、数分以内に相次いで送電網から切り離された（「トリップ」）。これらのトリップによる発電量の合計損失は少なくとも1714MWで、その日送電網がサポートする必要があった最大損失1260MWを上回った。[72]
システム周波数は直ちに49.2Hzに低下し、その後自動保護による発電機のトリップがさらに続き、周波数はさらに48.8Hzまで低下した。これにより、配電網は周波数低下を食い止めるために一部の顧客を自動的に切断し、その後数時間でナショナルグリッドは需要を減らすために配電網に電圧を下げるよう命じた。少なくとも50万人の顧客が停電した。[73] [74] [75] 40分以内に配電網はすべての顧客への再接続を許可されたが、一部の地域では18:07まで電圧制御が続いた。[72]
この事故は「巨大な偶然」と表現され、投資不足によるものではないとされた。[73]しかし、この事故によって多くの問題が明らかになった。突然の周波数変化時の発電保護の動作により、多数の発電機が誤って送電網から切り離された。低周波需要遮断と電圧制御スキームも、意図したほどの需要削減は実現しなかったが、停電に大きな影響を与えなかった。[72]
2019年8月
3番目の出来事は2019年8月9日に発生し、イギリス全土で約100万人の顧客が停電に見舞われた。[76]午後4時52分に送電線に落雷があり、500MWの内蔵発電（主に太陽光発電）が失われた。ほぼ同時に、リトル・バーフォード発電所とホーンシー風力発電所が数秒以内に相次いでトリップし、1.378GWの発電が失われた。これは、当時事業者が維持していたバックアップ電源の1GW（最大の単一予想損失サイズ）を超えていた。[77]自動負荷制限により、地域配電網の5％（110万人の顧客）が15～20分間切断される前に、グリッド周波数は48.8Hzに低下した。この措置により、システムの残り95％が安定し、より広範囲の停電が防がれた。[78] [77]
鉄道網への電力供給は常時維持されていたが（信号システムへの電力供給は維持されていなかった）、運行頻度の低下により、テムズリンクの クラス700とクラス717の列車60本が故障した。半数は運転手によって再起動されたが、残りは技術者が列車まで出向いて再起動する必要があった。[77]これにより、イーストコースト本線とテムズリンクの運行は数時間にわたって大幅に乱れた。ニューカッスル空港への電力供給も中断され、イプスウィッチ病院のバックアップ電源設備の弱点が露呈した。[77]
オフジェムによる調査は2020年1月に終了した。調査の結果、リトル・バーフォードとホーンシー・ワンは落雷後に送電網への接続を維持できなかったことが判明し、それぞれの運営者であるRWEとオーステッドは、オフジェムの補償基金にそれぞれ450万ポンドを支払うことに同意した。さらに、オフジェムは配電網運営者のUKパワーネットワークスに対し、許可を受ける前に顧客への再接続を開始したとして150万ポンドの罰金を科したが、この手順違反はシステムの復旧には影響しなかった。[79] [80]
軽微な事件
2015年11月
2015年11月4日、ナショナル・グリッドは「複数の発電所の故障」を理由に自主的な停電を求める緊急通知を出した。停電は発生しなかったが、卸電力価格は急騰し、送電網は1メガワット時あたり最大2,500ポンドを支払った。[81]
参照
参考文献
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さらに読む
- ハンナ、レスリー（1979年）。国有化以前の電力、1948年までのイギリスにおける電力供給産業の発展に関する研究。ロンドンおよびベイジングストーク：電力評議会のためのマクミラン出版社。ISBN 0-8018-2145-2。
外部リンク
ウィキメディア・コモンズには、 National Grid (イギリス)に関連するメディアがあります。
- National Grid データ概要、iamkate.com
- GB グリッドにおける炭素強度の変化、earth.org.uk
- リアルタイム電力市場データ、エレクソン
- 英国の電力網：断続的な再生可能エネルギーと埋め込み型発電の将来における英国の送電・配電網の性質、スコット・バトラー（2001）
- 電力供給業界と中央電力発電委員会[横領]、競争委員会報告書(1987年)
- 英国の発電所と全国送電網の地図、BBC ニュース、デロイト アンド トウシュによる地図の改訂 (2003)
- 送電システム、ナショナル グリッドの 7 年間の声明 (2008 年)