第 3 章 台澎海纜操作之暫態特性
3.5 暫態恢復電壓
經分析台灣澎湖海底電纜於併聯電抗器且無避雷器，於切離併聯電抗器時，
跨於 CB 兩側之系統 TRV 變化情形，如圖 3-14 之 Sim.實線。
由圖 3-14 之 Sim.實線知，延遲時間 T1約 0.025-μs、當 T2約為 293.87-μs時，
E2達最高電壓 213.68-kV，上昇率 R 約為 1.1-kV/μs。此符合 ANSI C37.06 中有關 161-kV 級屋外式 GIS 斷路器之推薦值（Std.之 T1為 2-μs、E2為 271.1-kV、T2為 72-μs、上昇率 R 為 2-kV/μs）。
240
140 120
40 80
Std. Sim.
00 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.35
time (ms)
V o lt a g e (k V )
0.4
E
2=271.1
T'
2=293. 87- μs E'
2=213.68
T
2=72- μs T'
1=0. 025- μs
圖 3-14 啟斷電抗器 CB，跨於 CB 接觸子間之電壓波形
由分析結果 Sim.實線與推薦值 Std.虛線比較，CB 兩接觸子間之耐壓恢復能 力仍高於系統 TRV，故當啟斷無避雷器之併聯電抗器時，CB 接觸子間不會發生 再襲。依據 IEEE Std C37.015 建議，為保護併聯電抗器，仍須併聯避雷器，並預 留 25%之保護裕度。為能符合併聯電抗器經常啟斷之特性，C37.015 亦建議由使 用者依所需另行訂定併聯電抗器專用 CB 之規範，如時間控制機制、預入電阻或 更高之上昇率 R。
3.6 本章小結
本研究經以 EMTP 分析台澎海纜運轉時可能發生之暫態現象，可得下列結 果：
1.當系統正常運轉之加壓或復閉時，於澎湖 P/S 端開路，由口湖 D/S 端加壓，基 於加壓不同設備及是否併聯避雷器，並以單次開關及統計開關操作，共計 24 種 case。經分析結果以 case 4 之 SOV 最嚴重，即當斷路器在餘弦波第 1 週期 波峰 16.67-ms 時，由口湖 D/S 加壓無避雷器之第 1 回線，至 18.3-ms 時之澎 湖 P/S 電壓達到最高電壓 1.95-pu (約 256.33-kV)，經 2 週波後逐漸恢復正常。
惟仍遠低於 161-kV 系統 BSL 之電壓範圍內。
2.當系統因維護之需，需暫時改由澎湖電源供電之操作步驟為(1)先投入 CBG、(2) 分別依序開啟 CB2、CB1。俟海底電纜維修結束後(3)分別依序投入 CB2、CB1、
(4)開啟 CBG。如此運轉產生之 SOV 最小。
3.當一回線正常、另一回線發生故障時，經分析 4 種故障型式，包括單相接地故 障（P-G）、相間故障（2P-UG）、相間接地故障（2P-G）及三相接地故障（3P-G）。 以統計加壓 100 次之方式分析沿台澎海纜平均距離之 7 個故障點，結果以口湖 D/S 側發生 3P-G 並清除後，於澎湖 P/S 產生 SFT 有 42%達 1.6-pu(約 210-kV) 為最高，惟仍遠低於 161-kV 系統設備保護裕度 20%之電壓範圍內。
流，分別為各設備額定電流峰值之 4 倍、4.3 倍及 2.7 倍，故 TIC 很小，不致 使電驛誤動作。
5.打開無避雷器之並聯電抗器，電抗器 CB 兩接觸子間之耐壓恢復能力仍高於系 統 TRV，CB 接觸子間不會發生再襲。
第4章 電源線負序電流對發電機最長運轉時間之影響
4.1 問題說明
4.1.1 核三電廠及台電
台電核三廠共 2 部機，屬於南部區域系統，每部機裝置容量 951-MW，前於 1985 年完工商轉並擔任系統基載工作，每部機佔當時系統尖峰負載 8,716-MW 之 11%。相較於台電其他機組，核三廠機組之 4 回引出線最長且全線採不換位配置，
加以南部地區鹽霧害嚴重，致核三廠之運轉方式採相對保守之核三限制（N3 Limit）。
核三廠發電機之 BUS1 位於遠離負載中心之電力系統末端，因此發電機不平 衡電流極易受長距離輸電線各導線間之幾何架構的影響。圖 4-1 為 1985 年南台 灣力電力系統圖。
A
、B
、C及D
等 4 回線分別以A
及B
回線以長達 92-km 之同 鐵塔共架、C及D
回線以長達 128-km 之同鐵塔共架方式分送負載中心龍崎 BUS3 及高港 BUS4，線路並以非完美對稱方式排列，以減輕負序電流。由於負載成長，至民國 97 年裝置容量為 38,082-MW，98 年尖峰負載量 31,011-MW，北部佔 31%、中部佔 32.4%、南部佔 36.4%、東部佔 0.2%。北部發 電不足量由中、南部供應，南部發電量高於負載量。民國 98 年系統資料如表 4-1。
而每部機容量佔系統尖峰負載比已降為 3%。核三廠機組跳機對系統之影響已不 似 22 年前嚴重。
BUS1 BUS4
BUS3
A B
C D
圖 4-1 台灣南部區域民國 74 年電力系統圖
(核三 BUS1 經
A
、B
、C及D
等 4 回線與龍崎 BUS3 及高港 BUS4 連接)表 4-1 民國 98 年系統資料(MW)
區域 發電 負載 平衡 線損
北部 11,565 13,180 -1,812 158 中部 9,682 8,201 1,368 155 南部 10,144 9,131 876 142 東部 80 499 -432 13 合計 31,471 31,011 0 469
惟該地區鹽霧害嚴重，時有停用雙回線路，改以單回線路服務，而更加劇負 序電流。圖 4-2 為民國 98 年南台灣電力系統圖。台電為進一步改善負序電流，
於核三 BUS1 與高港 E/S 之間新建大鵬變電所 BUS2，縮短為 60-km 長同鐵塔共 架之 A、B 回線，並將核三 BUS1 至龍崎 BUS3 改接至大鵬 BUS2 成為 C 回線，
並以 E 回線將大鵬 BUS2 及龍崎 BUS3 連接而成民國 98 年系統。
圖 4-2 台灣南部區域民國 98 年電力系統圖
(核三 BUS1 經 A、B、C 及 D 等 4 回線與大鵬 BUS2 及龍崎 BUS3 連接)
4.1.2
輸電線路導體安排圖 4-3 為核三 BUS1 之 345kV 系統引出線單線圖，核三 BUS1 有 A、B、C、
圖 4-3 核三廠 BUS1 345kV 系統引出線單線圖 (箭號為 N-0 BaseA 之電流方向)
圖 4-4 為線路配置(a)非完美對稱 RST-T’S’R’配置，(b)不對稱 RST-R’S’T’配 置。當三相輸電線路各導線以正三角形結構之完美對稱配置時，各導線彼此幾何 距離相同，使各相總磁交鏈數相等，使輸電線路之不平衡電流降至最低。由於台 電輸電系統因建造上之考量，雙回線路多採同鐵塔全線共架且不換位之非完美對 稱 RST-R’S’T’配置，以降低線路非對稱性造成之不平衡電流。惟由於系統擴充，
需由既設導線切開經新建之擴充導線引入變電所，在不改變既設導線 RST-R’S’T’
配置情況下，新建之擴充導線需以不對稱之 RST-T’S’R’配置引入變電所，致潮 流方向相反時，負序電流更嚴重。
R
T S T' S' R' R
T S R' S' T'
(a) 非完美對稱 RST-T’S’R’配置 (b) 不對稱 RST-R’S’T’配置 圖 4-4 線路配置
圖 4-5 為核三 BUS1 之 345kV 系統引出線各導線排列圖，A、B 回線全線共 架，各導線以非完美對稱 RST-R’S’T’配置。C、D 及 E 等 3 回線分別部分共架，
部分 C 回線及部分 E 回線與 D 回線原由核三 BUS1 直接引接龍崎 BUS3，全線 以 RST-R’S’T’排列，C 回線從距核三 BUS1 之 54-km 處切開以 6-km 之線路一進 一出引入大鵬 BUS2 成為 C、E 回線，引入段導線以不對稱 RST-R’S’T’配置。
圖 4-5 核三廠四回 345-kV 系統引出線各相線排列圖
4.1.3
核三廠運轉限制及負序電流電驛(46Ry)設定當核三廠開關場 BUS1 之 4 回 345-kV 引出線在 N-0 及 N-1 時，每台發電機 仍可 100%運轉。當 4 回引出線在 N-2 時，每台發電機須降載至 75%運轉，以避 免負序電流對發電機之傷害。
IEEE C37.102-2006、IEEE C50.12-2005 及 IEEE C50.13-2005 等標準中即推薦 發電機可容忍連續運轉負序電流量及發電機的耐短時容量 K=I2
2t。依 IEEE C37.102-2006 推薦，介於 351-MVA 至 1250-MVA 容量之發電機耐負序電流量公 式為：
% 300 / ) 350 (
2
8 MVA
I
(4-1)則本研究核三廠發電機單機裝置容量為 1057.5-MVA，可容忍 5.64%以上之 負序電流。IEEE C37.102 推薦發電機可容忍短時負序電流能力公式為：
) 800 )(
00625 .
0 (
2 10
2
I t MVA
K
(4-2)故本研究 1057.5-MVA 之發電機之可容忍短時負序電流能力 K=8.39。有關核 三廠運轉限制(核三 Limit)及 IEEE 標準之比較如表 4-2 所示。由表 4-2 知，核三 廠運轉標準均較 IEEE 標準為嚴格。
表 4-2 IEEE 及核三負序電流標準