維護時之開關過電壓

第 3 章台澎海纜操作之暫態特性

3.2 開關過電壓

3.2.3 維護時之開關過電壓

為免澎湖地區用戶因二條海纜同時維護造成停電，本研究研擬台澎海纜僅一回線服務時（Power Cable 1 服務、Power Cable 2 停用），仍需海纜停電維護，由台灣電網供應之電源須改切換為澎湖電源供應，且須於澎湖端先併入發電機再切離台灣電網，以避免用戶停電。本研先研擬台澎海纜維護所需之操作步驟、再分別以單次加壓瞭解最可能發生嚴厲情況之操作步驟，最後針對此步驟作統計加壓以瞭解可能發生之最高電壓。

3.2.3.1 操作步驟

自維護海纜開始至結束，整個操作步驟可有 4 個步驟，各步驟之 CB 操作時間如表 3-4。各操作步驟均不併聯避雷器，以瞭解瞬間 SOV。

步驟 1：澎湖電廠啟動後併入台灣電網，併聯步驟：CBG 投入併入澎湖電廠。

步驟 2：台灣電網與澎湖電廠解聯，開始維修 Power Cable 1。解聯 Power Cable 1 之選項可有 2：選項 A：CB2 先打開，再打開 CB1。或選項 B：CB1 先打開，再打開 CB2。

步驟 3：Power Cable 1 維修結束，台灣電網併入澎湖電廠。併聯 Power Cable 1 之選項可有 2：選項 A：CB2 先投入，再投入 CB1。或選項 B：CB1 先投入，再投入 CB2。

步驟 4：澎湖電廠與台灣電網解聯。解聯步驟：CBG 打開，解聯澎湖電廠。發電機併入台電系統時，相角差須於±5 度內，始能併入。若系統於故障清除後復閉，相角差須於±15 度內。因此為分析最嚴厲情況，步驟 1 之相角差設為 5 度，選項 3A、3B 之相角差設為最大 15 度，以得最嚴厲結果。

表 3-4 各步驟 CB 操作時間表

1 - 澎湖電廠併聯

表 3-5 各步驟 SOV 各點波峰極值

口湖 D/S CB1 CB2 澎湖 P/S CBG

步驟選項 |V|max

(pu) t (ms)

|V|max

(pu) t (ms)

|V|max

(pu) t (ms)

|V|max

(pu) t (ms)

|V|max

(pu) t (ms) 1 - 1.05 0.2 1.05 0.2 1.02 11.3 1.03 6.0 1.02 11.3 A 1.03 33.4 1.03 13.8 1.02 3.0 1.04 13.8 1.02 3.0 2 B 1.03 28.0 1.02 11.2 1.02 16.8 1.02 16.8 1.02 16.8

A 1.89 7.3 1.02 31.0 1.38 7.7 1.38 7.7 1.38 7.7 3 B 1.76 7.7 1.76 7.7 1.04 33.4 2.21 7.3 1.04 7.7 4 - 1.03 3.0 1.03 3.0 1.02 3.0 1.02 3.0 1.04 13.9

有關選項 3A 於口湖 D/S 之 3 相電壓波形如圖 3-4，澎湖 P/S 之 3 相電壓波形如圖 3-5。由圖 3-4 知，當 t=7.3-ms 時，口湖 D/S 之 C 相最高電壓約為 1.89-pu

（247.87-kV），經 1 週波後逐漸恢復正常。由圖 3-5 知，當 t=7.7-ms 時，澎湖 P/S 之 C 相最高電壓約為 1.38-pu（181.4-kV），於 t=30-ms 時，CB2 投入致波形有輕微變化，此由於台灣系統端電壓與澎湖電源端電壓相角相差 15 度，於併聯後所造成之結果，於 0.25 週波後逐漸恢復正常。

由圖 3-4、3-5 比較知，當 CB2 投入後且 CB1 投入前，相當於電纜前端(澎湖 P/S 側)加壓且末端(口湖 D/S 側)開路，波峰於 7.3-ms 先到達末端，峰值約 1.89-pu (247.9-kV)，後於 7.7-ms 反射回前端，經衰減後之峰值約 1.38-pu (181.4-kV)，此與波行進方程式相符。

0 10 20 30 40 50

-250 -125 0 125 250

Voltage(kV)

time (ms) C B A

圖 3-4 選項 3A 於口湖 D/S 之 3 相電壓波形圖

0 20 30 40 50

-250 -125 0 125 250

Voltage(kV)

time (ms) C B A

圖 3-5 選項 3A 於澎湖 P/S 之 3 相電壓波形圖

有關選項 3B，於口湖 D/S 之 3 相電壓波形如圖 3-6、澎湖之 3 相電壓波形如圖 3-7。由圖 3-6 知，當 t=7.7-ms 時，口湖 D/S 之 C 相最高電壓為 1.76-pu (231.0-kV)，經 1 週波後逐漸恢復正常。由圖 3-7 知，當 t=7.3-ms 時，澎湖 P/S 之 C 相最高電壓 2.21-pu （290.4-kV），於 t=30-ms 時，CB2 投入致波形有輕微變化，此由於台灣系統端電壓與澎湖電源端電壓相角相差 15 度，於併聯後所造成之結果，並於 0.25 週波後逐漸恢復正常。

由圖 3-6、3-7 比較知，當 CB1 投入後且 CB2 投入前，相當於電纜前端(口湖 D/S 側)加壓且末端(澎湖 P/S 側)開路，波峰於 7.3-ms 先到達末端，峰值約 2.21-pu (290.4-kV)，後於 7.7-ms 反射回前端，經衰減後之峰值約 1.76-pu (231.0-kV)。

0 10 20 30 40 50

-250 -125 0 125 250

Voltage(kV)

time (ms) C B A

圖 3-6 選項 3B 於口湖 D/S 之 3 相電壓波形圖

0 10 20 30 40 50 -300

-100 0 200 300

Voltage(kV)

time (ms) C B A

100

-200

圖 3-7 選項 3B 於澎湖 P/S 之 3 相電壓波形圖

3.2.4.2 統計加壓

以選項 3A 操作（即 CB2 於 4-ms 投入、至 37.5-ms 再投入 CB1）作統計加壓，經以 uniform 統計加壓 1,000 次分析結果，瞬間最高電壓發生於口湖 D/S 處，

各相電壓超過 1.85-pu （243.2-kV）之機率者，A 相有 17%、B 相有 24.7%、C 相有 22%。

以選項 3B 操作（CB1 於 4-ms 投入、至 37.5-ms 再投入 CB2）作統計加壓，

經以 uniform 統計加壓 1,000 次分析結果，瞬間最高電壓發生於澎湖 P/S 處，各相電壓超過 1.85-pu （243.2-kV）之機率者，A 相有 33.4%、B 相有 38.7%、C 相有 41.1%。其次為口湖處，A 相有 8.2%、B 相有 7.3%、C 相有 7.5%。

3.2.4.3 操作選項 3A 與 3B 之比較

選項 3A 中，CBG 已先行投入，故 CBG 與 CB2 最高瞬間電壓相同，當 CB2 投入瞬間，CB2 之最高電壓與澎湖 P/S 相同，至於 CB1 約於 37.5-ms 投入，由於澎湖離島電網與台灣大電網相角差 15 度且前 CB2 投入後之 SOV 已消失，故 CB1 投入之 SOV 不高。同理，選項 3B 中，CBG 已先行投入，故 CBG 與 CB2 最高瞬間電壓相同。當 CB1 投入瞬間，CB1 最高電壓與口湖 D/S 相同，至於 CB2 約於 37.5-ms 投入，由於澎湖離島電網與台灣大電網相角差 15 度且前 CB1 投入後之 SOV 已消失，故 CB2 投入之 SOV 亦不高。有關操作選項 3A 與 3B 沿 Power Cable 1 各點之 Vmax發生機率（%）之比較詳見表 3-6。

表 3-6 沿 Power Cable 1 各點之 Vmax發生機率（%）

選項位置

Vmax(pu)

口湖

D/S CB1 CB2 澎湖

P/S CBG 1.0~1.55 55.2 100.0 85.6

1.6~1.75 12.2 0.0 14.4 1.8~1.95 21.0 0.0 0.0

3A 與澎湖

P/S 同

與澎湖 P/S 同

選項位置 V_max(pu)

口湖

D/S CB1 CB2 澎湖

P/S CBG 1.0~1.55 69.2 100.0 53.7

1.6~1.75 13.9 0.0 8.9 1.8~1.95 16.9 0.0 10.0 2.0~2.15 0.0 0.0 16.0 3B

2.2~2.25 0.0

與口湖 D/S 同

0.0 11.4

與 CB2 同

由表 3-6 知，選項 3B 於澎湖 P/S 之 Vmax為 2.2~2.25-pu、2.0~2.15-pu 及 1.8~1.95-pu 之發生機率分別為 11.4%、16.0%及 10.0%；選項 3A 於口湖 D/S 之 Vmax為 2.2~2.25-pu、2.0~2.15-pu 及 1.8~1.95-pu 之發生機率分別為 0%、11.6%及 21.0%。顯示選項 3B 之 V_max均高於選項 3A，此主要由於台灣端之短路容量大、

系統較強，由台灣端加壓對電纜之 SOV 較由澎湖端加壓為高，故為減少 SOV 對設備之衝擊，應避免以選項 3B 操作。

3.3 慢速波前暫態過電壓

當 2 回線路正常運轉時，若第 1 回線路發生故障，在故障之初期或清除，可能在台澎海纜導致慢速波前暫態過電壓（Slow Front Transients, SFT）。本研究分析 Power Cable 2 正常運轉、在 Power Cable 1 發生 4 種故障，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）。

並分析沿 Power Cable 1 平均距離之 7 個故障點（包括澎湖 P/S 及口湖 D/S 端各 1 個），如圖 3-8 所示。

PnHu P/S

CB1 L CB2

6 1

Fault

KoHu D/S

Submarine Power Cable 1 F1 F2 _L F3 F4 F5 F6 F7

6 1 L 6

1 L 6 1

圖 3-8 台澎海纜故障點分析

分析方式採統計故障配合統計故障清除，以高斯分佈計算 100 次。平均統計故障時間為 16-ms 呈高斯分佈。隨機高斯分佈之故障時間標準差為 2.8-ms。

161-kV 系統故障清除時間至少須為 12 週波以上，故平均統計故障清除時間為 220-ms，故障清除時間標準差為 10-ms。自故障開始 16-ms 分析至 260-ms 結束，

16ms 220ms

100ms 200ms

Random

Fault CB1 and CB2 opened

for Fault cleared

T f(T)

0

圖 3-9 故障發生清除時間順序圖

各故障情況及故障點於澎湖 P/S 端之最高 SFT 分析結果表如表 3-7 所示。由表 3-7 知，故障點愈靠近台灣之口湖 D/S 側，故障清除後於澎湖 P/S 端可能發生之最高瞬間電壓愈高，且發生之次數也愈高。故障情形則以 3P-G 最為嚴重：瞬間最高電壓為 1.55-pu（約 205-kV）之發生率為 5%，1.6-pu（約 210-kV）之發生率為 42%。

表 3-7 各故障情況及故障點於澎湖 P/S 端之最高 SFT 分析結果表

故障點 F1 F2 F3 F4 F5 F6 F7

故障情形 pu % pu % pu % pu % pu % pu % pu % 1.35 41 1.3 55 1.25 8 1.25 35 1.25 62 1.3 25 1.3 17 P-G 1.4 17 1.35 17 1.3 70 1.3 34 1.3 30 1.35 9 1.35 17 1.5 30 1.45 20 1.45 31 1.45 12 1.45 7 1.45 12 1.45 11 2P-UG

1.55 11 1.5 24 1.5 5 1.5 1 1.5 1 1.5 3 1.5 7 1.5 0 1.45 15 1.4 36 1.4 22 1.35 52 1.4 19 1.4 33 2P-G 1.55 20 1.5 19 1.45 15 1.45 4 1.4 16 1.45 3 1.45 3

1.55 5 1.5 13 1.45 25 1.45 31 1.45 33 1.45 22 1.45 35 3P-G 1.6 42 1.55 44 1.5 37 1.5 25 1.5 16 1.5 11 1.5 8

圖 3-10 為在口湖 D/S 側(F1 處)發生 3P-G 在澎湖 P/S 端之 3 相電壓波形。由圖 3-10 可看出，於 16.6-ms 時在口湖 D/S 第 1 回海底電纜線側(F1 處)發生 3P-G 故障，經 1 週波後系統電壓迅速降至 0，至 220-ms 故障清除，復閉之 SFT 電壓昇至 1.6-pu (210-kV)，經 2 週波後回復正常。

100

V o lt a g e (k V )

0 -100

0 0.052 0.104 0.156 0.208 0.26 220

160 A B C

-200

B C A

3.4 暫態突入電流

本研究分析由台灣端 161-kV 系統及由澎湖 P/S 端 69-kV 系統加壓 200-MVA 級之無載電力變壓器及加壓 80-MVAR 級電抗器，以瞭解流入設備之突入電流是否會造成電驛的誤動作。

運轉方式：以 69-kV 及 161-kV 分別加壓無載變壓器（仍有 83%之剩磁）及加壓電抗器（仍有 83%之剩磁），於瞬間電壓為 0-V 且瞬間磁通為最小之時間，

即 A、B 及 C 三相之 CB 分別於 12.5-ms（t=270/360 週波時）、18.07-ms

（t=12.5-ms+120/360 週波時）及 23.61-ms（t=12.5-ms+240/360 週波時）投入。

3.4.1 由台灣端 161-kV 系統加壓無載變壓器

經分析，由台灣端 161kV 系統加壓 83%剩磁之無載變壓器，流入無載變壓器高壓側之 3 相突入電流圖如圖 3-11。

由圖 3-11 知，A 相於 12.5-ms 加壓後，突入電流於 21.96-ms 達峰值約 4.02-kA，B 相於 18.07-ms 加壓後，突入電流於 25.17-ms 達峰值約 3.24-kA，C 相於 23.61-ms 加壓後，突入電流於 24.38-ms 達峰值約 1.16-kA，且各相電流每次達峰值之時間相差約 19-ms。

0 20 40 60 80 100

time (ms) -1.5

0 1.5 3.0

Current(kA

) 4.5

(a)

0 20 40 60 80 100

time (ms) -1.5

0 1.5 3.0

Current(kA

) 4.5

(b)

0 20 40 60 80 100

time (ms) -1.5

0 1.5 3.0 4.5

Current(kA)

3.4.2 由澎湖端 69-kV 系統加壓無載變壓器

經分析，由澎湖端 69-kV 系統加壓 83%剩磁之無載變壓器，流入無載變壓器低壓側之 A、C 相突入電流圖如圖 3-12，B 相突入電流則逐時增加。

由圖 3-12 知，A 相於 12.5-ms 加壓後，突入電流於 30.37-ms 達峰值約 9.85-kA，C 相於 23.61-ms 加壓後，突入電流於 30.38-ms 達峰值約 10.21-kA，且 A、C 相電流每次達峰值之時間相差約 19-ms。

0 20 40 60 80 100

time (ms) -10

-4 11

C u rr e n t (k A )

2 8

-7 -1 5

(a)

0 20 40 60 80 100

time (ms) -10

-4 11

C u rr e n t (k A )

2 8

-7 -1 5

(b)

圖 3-12 流入無載變壓器低壓側之 A、C 相突入電流圖 (a)為 A 相、(b)為 C 相

3.4.3 加壓電抗器

經分析，由 161-kV 系統加壓 83%剩磁之電抗器，流入併聯電抗器之 A 相突入電流圖如圖 3-13，至於 B、C 相突入電流則逐時增加。由圖 3-13 知，A 相於 12.5-ms 加壓後，突入電流於 20.7-ms 達峰值約 0.76-kA，每次電流峰值之時間相差約 19-ms。

0 20 40 60 80 100

time (ms) -0.50

0.02

C u rr e n t (k A )

0.54

-0.24 0.28 0.80

圖 3-13 流入併聯電抗器之 A 相突入電流圖

3.4.4 設備加壓突入電流比較

經模擬於不同時段以 161-kV 及 69-kV 分別加壓無載變壓器之高、低壓側及由 161-kV 側加壓併聯電抗器，突入電流峰值及發生時間列如表 3-8。

表 3-8 設備加壓之突入電流峰值及發生時間比較表

變壓器電抗器

設備

投入條件從 161-kV 側從 69-kV 側從 161-kV 側相投入時

間(ms)

|I|_peak (kA)

時間 (ms)

|I|_peak (kA)

時間 (ms)

|I|_peak (kA)

時間 (ms) A 12.50 4.02 21.96 9.85 30.37 0.76 20.7 B 18.07 3.24 25.17 漸增漸增 C 23.61 1.16 24.38 10.21 30.38 漸增

當電壓為餘弦波形，每週波需時 16.67-ms，即每 16.67-ms 電壓重達峰值，當在 0.75 週波（12.5-ms）時，電壓為 0-V 時，由於磁通落後電壓 0.75 週波，故磁通最低，於此時加壓無載變壓器或併聯電抗器，即可於磁通最低瞬間激磁，並加上原有剩磁，使得總磁通被「墊」高，再 0.5 週波後，總磁通達峰值，此時突入電流即達峰值。故 A、B 及 C 等各相可能發生峰值電流之時間分別為 20.83-ms、

26.4-ms 及 31.9-ms。

200-MVA 級無載變壓器之 161-kV 及 69-kV 側之突入電流峰值分別為 4.65-kA 及 10.21-kA，分別約為變壓器高低壓側額定電流峰值之 4 倍及 4.3 倍，

流入 80-MVAr 級並聯電抗器之電流峰值約 0.76-kA，約為其額定電流峰值之 2.7 倍，故 TIC 很小，不致造成電驛誤動作。

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

在文檔中海底電纜輸電系統暫態分析 (頁 41-0)

第 3 章 台澎海纜操作之暫態特性

3.2 開關過電壓

3.2.3 維護時之開關過電壓

3.3 慢速波前暫態過電壓

PnHu P/S

CB1 L CB2

6 1

KoHu D/S

Submarine Power Cable 1 F1 F2 L F3 F4 F5 F6 F7

6

1 L 6

1 L 6

1 L 6

1 L 6 1

16ms 220ms

100ms 200ms

Random

Fault CB1 and CB2 opened

for Fault cleared

T f(T)

0

V o lt a g e (k V )

3.4 暫態突入電流

3.4.1 由台灣端 161-kV 系統加壓無載變壓器

0 20 40 60 80 100

time (ms) -1.5

0 1.5 3.0 4.5

3.4.2 由澎湖端 69-kV 系統加壓無載變壓器

C u rr e n t (k A )

C u rr e n t (k A )

3.4.3 加壓電抗器

C u rr e n t (k A )

3.4.4 設備加壓突入電流比較

3.5 暫態恢復電壓

Std. Sim.

time (ms)

V o lt a g e (k V )

E

=271.1

T'

=293. 87- μs E'

=213.68

T

=72- μs T'

=0. 025- μs

3.6 本章小結

第 3 章台澎海纜操作之暫態特性

Submarine Power Cable 1 F1 F2 _L F3 F4 F5 F6 F7