Minth University of Science and Technology:Item 987654321/1201

大華科技大學

電機與電子工程研究所

碩士論文

大型電廠發電機組併網電力驟變

對台灣電力系統之衝擊分析

Impact Analysis of on-Grid Power Sudden Change

on Generator Set of Large Scale Power Plant

in Taiwan Power System

研 究 生：曾德育

指導教授：盧 豐 彰 博士

中 華 民 國 一○七 年 九 月

大型電廠發電機組併網電力驟變

對台灣電力系統之衝擊分析

Impact Analysis of on-Grid Power Sudden Change on Generator Set

of Large Scale Power Plant in Taiwan Power System

研 究 生：曾德育 Student

：De-Yu Zeng

指導教授：盧豐彰博士

Advisor：Feng-Chang Lu

大華科技大學

電機與電子工程系碩士班

碩士論文

A Thesis

Submitted to Department of Electrical and Electronic Engineering College of Engineering and Design

Ta Hwa University of Science and Technology in Partial Fulfillment of the Requirements

for the Degree of Master of Science

in

Electrical and Electronic Engineering September 2018

Hsinchu, Taiwan, Republic of China.

摘要

政 府 為 實 現 2025 年非核家園目標，正逐步推動能源轉型 政 策 ， 預 定 在 2025 年達成將天然氣發電占比由 2017 年的百分 之三十二提升至百分之五十、再生能源發電占比由百分之四點九 提升至百分之二十、以及燃煤發電占比百分之四十一降低至百分 之三十之能源轉型目標。目前政府能源政策使得發電能源占比產生 劇烈改變，並直接對傳統的機組維修排程與發電機組排程造成影響， 也衝擊了台電公司行之多年的經濟調度模式。 2017年度夏季期間，台電公司大潭發電廠全黑事故造成全台大停 電事件，對台灣整體電力系統之電力調度造成極大影響。本論文針對 2018年～2026年期間台灣地區電力系統各種假設情境，運用PSS/E軟 體進行年尖峰負載日之電力潮流分析與大型電廠發電機組併網電力 驟變之模擬，藉以分析其對台灣整體電力系統所造成之衝擊影響。本 研究各項評估結果與建議可作為台電公司在電力調度與電網規劃方 面之參考，亦可作為政府在發電能源政策方面的決策參考。 關鍵字：能源政策、台灣電力系統、電力潮流分析、衝擊分析。

Abstract

In order to achieve the goal of nuclear-free homeland, the government is gradually promoting energy transformation policies. It is scheduled in energy conversion goals to increase the proportion of renewable energy power generation from 4.9 % to 20%, increase the proportion of natural gas power generation from 32% to 50%, and decrease the proportion of coal-fired power generation from 41% to 30% in 2025. At present, the government's energy policy has caused a dramatic change in the proportion of power generation, directly affecting the traditional unit maintenance schedule and generator set scheduling, and also impacted the economic dispatch mode which has been run many years in TPC.

During the summer of 2017, Taiwan Power Co’s blackout at its Taitan power plant, resulting in a massive power cut across Taiwan which greatly affected the overall power dispatch in Taiwan power system. This thesis focus on the power flow analysis of the annual peak load day and on-grid power sudden change on generator set of large scale power plant using the PSS/E software for various hypothetical scenarios of the power system in Taiwan during the period from 2018 to 2026, in order to analyze its impact effect on Taiwan power system. The evaluation results and recommendations of this study can be used as reference for the Taiwan power company in power dispatching and power grid planning, and can also be used as a reference for government decision-making in power generation energy policy.

Keywords：Energy Policy, Taiwan Power System, Power Flow Analysis, Impact Analysis.

目錄

摘要 ... I Abstract ... II 目錄 ... III 圖目錄 ... VI 表目錄 ... VII 第一章 緒論... 1 1.1 研究背景 ... 1 1.2 研究目的 ... 2 1.3 章節說明 ... 3 第二章 我國與世界主要國家之再生能源政策 ... 4 2.1 前言 ... 4 2.2 我國再生能源政策... 4 2.3 世界主要國家再生能源政策 ... 7 2.3.1 美國再生能源政策 ... 7 2.3.2 德國再生能源政策 ... 8 2.3.3 法國再生能源政策 ... 10 2.3.4 義大利再生能源政策 ... 11 2.3.5 中國再生能源政策 ... 12 2.3.6 日本再生能源政策 ... 13

2.3.7 韓國再生能源政策 ... 14 第三章 再生能源相關技術議題 ... 16 3.1 國內再生能源相關規範 ... 16 3.1.1 新電業法 ... 16 3.1.2 再生能源發展條例 ... 18 3.1.3 再生能源併聯技術要點 ... 20 3.2 國外再生能源併網相關規範 ... 21 3.3 再生能源發電特性... 24 3.4 再生能源對電力系統的影響 ... 26 3.5 再生能源(含儲能)之調度經驗 ... 29 第四章 大型電廠發電機組併網電力驟變模擬方法 ... 34 4.1 前言 ... 34 4.2 系統概述 ... 34 4.2.1 台灣電力系統 ... 34 4.2.2 台灣地區主要火力發電機組... 36 4.2.3 台灣地區再生能源發電機組... 37 4.3 台電公司長期電源開發方案 ... 39 4.4 大型電廠發電機組併網電力驟變模擬方法說明 ... 42 4.4.1 模擬工具 ... 42

4.4.2 模擬方法說明 ... 43 第五章 大型電廠發電機組併網電力驟變對台灣電力系統之衝擊分析 ... 46 5.1 模擬方案情境說明... 46 5.2 以 2018 年為例說明大型電廠發電機組併網電力驟變模擬方 案之評估結果 ... 48 5.2.1 以 2018 年為例說明模擬方案(一)之評估結果 ... 48 5.2.2 以 2018 年為例說明模擬方案(二)之評估結果 ... 50 5.3 2018 年～2026 年大型電廠發電機組併網電力驟變之評估結果 ... 52 5.3.1 2018 年～2026 年模擬方案(一)之評估結果 ... 52 5.3.2 2018 年～2026 年模擬方案(二)之評估結果 ... 60 5.3.3 2018 年～2026 年兩種模擬方案評估結果之綜合比較 . 67 5.4 大型電廠發電機組併網電力驟變對台灣電力系統整合調度控 制及運作模式之影響 ... 68 5.5 本研究具體建議 ... 70 第六章 結論與未來研究方向 ... 72 6.1 結論 ... 72 6.2 未來研究方向 ... 73 參考文獻 ... 75

圖目錄

圖2.1 美國 2017 年發電能源結構 ... 8 圖2.2 德國 2017 年發電能源結構 ... 9 圖2.3 法國 2017 年發電能源結構 ... 11 圖2.4 日本再生能源發電量的成長趨勢 ... 13 圖2.5 日本2010 年和 2016 年發電能源結構 ... 14 圖3.1 太陽能發電之鴨型曲線 ... 27 圖4.1 2017 年台灣電力系統主要發電廠分布圖 ... 35 圖 4.2 台灣風力發電機組裝置分布圖 ... 38 圖4.3 台灣太陽能發電機組裝置分布圖 ... 38 圖4.4 本研究運用PSS/E 電力潮流計算功能進行當年度用電尖峰負 載日電力潮流的收斂評估之畫面 ... 44 圖4.5 本研究運用PSS/E 事故模擬功能進行當年度用電尖峰負載日 發生大型電廠發電機組事故的衝擊影響之畫面 ... 45 圖4.6 本研究運用PSS/E 事故報表功能檢視當年度用電尖峰負載日 發生大型電廠發電機組事故的分析結果之畫面 ... 45

表目錄

表2.1 現階段政府推動能源政策之七項具體行動措施 ... 5 表2.2 德國能源政策目標 ... 9 表2.3 法國能源轉型目標 ... 11 表3.1 新電業法與本研究相關之條文內容 ... 16 表3.2 再生能源發展條例修正草案之修法重點一覽表 ... 19 表3.3 台電公司再生能源併聯技術要點之修訂重點一覽表... 20 表3.4 歐美主要先進國家再生能源併網規範 ... 22 表3.5 儲能系統整合再生能源之相關特性 ... 30 表4.1 2017 年台灣地區主要火力電廠發電機組裝置容量一覽表 ... 36 表4.2 台電公司10610 修正版長期電源開發方案 ... 40 表4.3 核能電廠發電機組退役年限一覽表 ... 42 表5.1 2018 年～2026 年模擬方案(一)之模擬結果 ... 53 表5.2 2018 年～2026 年模擬方案(二)之模擬結果 ... 61

第一章 緒論

1.1 研究背景 台灣電力系統之發電能源結構在歷經一段幾十年的穩定發展後， 正逐步推動能源轉型政策，政府預 定在 2025 年達成非核家園目標。 同時，將天然氣發電占比由 2017 年的百分之三十二提升至百分 之五十、再生能源發電占比由百分之四點九提升至百分之二十、 以 及燃煤 發電占比 百分之 四十一降 低至百 分之三十 之能源 轉型 目標。2025 年以後台電公司核一、二、三廠發電機組都將退役，而填 補電源短缺的替代方案大多是以將既有電廠老舊機組汰換，或從既有 電廠廠址內增設大型天然氣複循環機組為主。目前政府能源政策將使 得發電能源占比產生劇烈改變，直接影響了傳統的機組維修排程與發 電機組排程，也衝擊了台電公司行之多年的經濟調度模式。另外，電 業法現已於 2017 年通過修法，未來台灣地區在綜合電業解制後，台 電公司調度單位亦將面臨重大的變革。因此，電業未來應及早投入智 慧型電網、特殊保護系統及儲能系統的研發、裝設、以及整合控制與 協調調度，才能善用電力系統中各項能源資源，以確保電力的穩定供 應。

1.2 研究目的 2017 年 8 月在不考慮核一廠供電能力之情形下，臺灣北部地區 尖峰負載供電能力不足570MW(若核二廠二號機亦不計入供電能力， 則不足1560MW)。此一情形，在台灣北部地區 2 座大型核能電廠(核 一和核二)於 2018 年～2023 年期間陸續退役後，其所替代的發電能源 能否如期建置完成且具備持續穩定供電的特性，將成為影響整體電力 系統的調度與運作模式的關鍵因素之一。再者，由於台電公司長期電 源開發方案多有因環評、民眾抗爭等因素而延宕的情況，且台灣北部 地區於 2017 年度夏季期間亦發生大潭發電廠全黑事故造成 815 全台 大停電事件，對台灣整體電力系統之電力調度造成極大影響，即是一 明顯的案例。 因此，本研究針對 2018 年～2026 年期間台灣地區電力系統各種 假設情境，運用 PSS/E 軟體進行年尖峰負載日之電力潮流分析與大型 電廠發電機組併網電力驟變之模擬，藉以分析其對台灣整體電力系統 所造成之衝擊影響[1]。

1.3 章節說明 第一章 緒論 本論文的研究背景、研究目的以及本論文各章節內容的摘要 說明。 第二章 我國與世界主要國家之再生能源政策 探討各國現行能源政策及再生能源發電之發展現況。 第三章 再生能源相關技術議題 探討與本研究相關的再生能源規範、再生能源的特性、再生 能源對電網影響、再生能源(含儲能系統)調度經驗。 第四章 大型電廠發電機組併網電力驟變模擬方法 說明運用 PSS/E 軟體進行大型電廠發電機組併網電力驟變之 模擬方法，並針對模擬所需相關專業資料，進行概略的介紹。 第五章 大型電廠發電機組併網電力驟變對台灣電力系統之衝擊分析 說明本研究模擬方法之假設情境及模擬方案，並針對各項模 擬方案之模擬結果進行探討分析及提出具體建議。 第六章 結論與未來研究方向

第二章 我國與世界主要國家之再生能源政策

2.1 前言 二十一世紀後全球氣候變遷與溫室效應日益顯著，對人類生活與 地球環境造成嚴重威脅，為降低溫室氣體排放以減緩全球氣候改變的 速度，2014 年在祕魯利馬舉行的第 20 屆聯合國氣候變遷會議（COP20） 大會中，建議各國針對減少碳排放量提出「國家預期自定貢獻」 （Intended Nationally Determined Contribution, INDC）之協議承諾書， 做為 2020 年後氣候行動的基礎。各國為達成能源環境永續發展的目 標，已於 2015 年 11 月底在法國巴黎舉行 COP21 會議中達成協議， 以有效減少溫室氣體排放。目前世界主要國家均已提出因應該國國情 之再生能源政策，並致力發展前瞻性的能源技術，以達成節能減碳目 標[2]。 2.2 我國再生能源政策 我國政府為實現 2025 非核家園目標能源轉型與電業改革之能源 政策，於2016 年 9 月 17 日發布啟動。目前台灣政府能源政策是以能 源轉型及電業改革之長短期計畫相互搭配，以確保電力供應穩定；同 時積極推動節約能源及擴大再生能源發展，全面推動包括儲能、創能、 節能及智慧系統整合等措施，藉以帶動全台灣綠能產業發展與促進綠

色就業，引領產業與全民共同朝向非核家園邁進。現階段政府推動能 源政策之具體行動措施，如表 2.1。 表2.1 現階段政府推動能源政策之七項具體行動措施[3] 七項行動 具體作為描述 一 、 穩 定 開 源 及 擴 大 需 量 管 理，確 保 供 電 1.短 期 傳 統 火 力 電 廠 汰 舊 換 新 為 高 效 率 機 組 如 期 商 轉 ； 推 動 汽 電 共 生 發 電 可 於 夏 月 緊 急 增 購 制 度；推 動 多 元 需 量 反 應 措 施，包 括 時 間 電 價、 計 畫 性 減 量 及 需 量 競 價 等 ； 火 力 機 組 現 況 及 歲 修 調 度 排 程 總 體 檢 等 措 施 。 2.長 期 提 升 能 源 使 用 效 率 ， 抑 低 電 力 需 求 年 均 成 長 率 至 1.0%； 擴 大 再 生 能 源 發 展 於 2025 年 達 發 電 量 20%；儘 速 完 成「 第 三 天 然 氣 接 收 站 」， 增 建 天 然 氣 卸 收 及 輸 儲 設 備 ， 擴 大 天 然 氣 使 用 ； 積 極 進 行 燃 煤 電 廠 汰 舊 換 新 為 超 超 臨 界 高 效 率 發 電 機 組 等 措 施 。 二 、 推 動 節 能 極 大 化，提 升 能 源 使 用 效 率，抑 低 電 力 需 求 成 長 除 已 採 取 技 術 研 發 、 示 範 運 用 、 獎 勵 補 助 、 產 業 推 動 、 查 核 輔 導 、 教 育 宣 導 、 強 制 性 規 範 等 七 大 策 略 推 動 節 電 工 作 外 ， 經 濟 部 現 正 規 劃 推 動「 新 節 電 運 動 」，以 政 府 帶 頭、產 業 響 應、全 民 參 與 等 主 軸 ， 共 同 促 進 我 國 低 碳 能 源 轉 型 。 三 、 積 極 多 元 創 能 ， 促 進 潔 淨 能 源 發 展 1.燃 氣 發 電 加 速 完 成「 第 三 天 然 氣 接 收 站 」，增 建 天 然 氣 卸 收、輸 儲 設 備，以 擴 大 天 然 氣 使 用 與 低 碳 天 然 氣 發 電 。 2.燃 煤 發 電 積 極 進 行 燃 煤 電 廠 汰 舊 換 新 為 超 超 臨 界 高 效 率 發 電 機 組 。 3.再 生 能 源 擴 大 發 展 至 2025 年 達 發 電 量 20%，發 展 過 程 將 同 時 考 量 技 術 可 行 與 成 本 效 益 面 向 ， 並 採 取 分 期 發 展 方 式 ， 逐 步 帶 動 國 內 綠 能 產 業 發 展 。 四 、 加 速 布 局 儲 能 ， 1.在 提 高 再 生 能 源 目 標 同 時 ， 亦 藉 儲 能 技 術 發

強 化 電 網 穩 定 度 展 來 提 高 電 網 穩 定 度，如 搭 配 大 型 儲 能 系 統、 抽 蓄 水 力 電 廠 等 。 2. 經 濟 部 現 正 評 估 改 善 既 有 抽 蓄 水 力 電 廠 設 備 ， 增 加 電 力 系 統 調 頻 能 力 ， 以 因 應 未 來 再 生 能 源 大 量 布 建 後 儲 能 需 求 。 五 、 推 動 智 慧 電 網 與 智 慧 電 表 布 建 1.智 慧 電 網 為 因 應 綠 能 饋 電 需 求 ， 未 來 將 逐 步 增 加 中 南 部 綠 電 發 展 區 的 饋 線 容 量 。 2.智 慧 電 表 目 前 已 完 成 高 壓 用 戶 的 布 建 ， 未 來 將 儘 速 解 決 通 訊 技 術 問 題 ， 以 及 產 品 模 組 的 開 發 與 驗 證，後 續 並 搭 配 時 間 電 價 推 動，以 低 壓 用 電 大 戶 及 都 會 人 口 密 集 區 為 智 慧 電 表 優 先 布 建 的 對 象 與 區 域 。 六 、 培 養 系 統 整 合 ， 輸 出 國 外 系 統 市 場 ， 拓 展 自 主 綠 能 產 業 1.2025 年走向非核家園，帶動再生能源內需市場及產 業發展，綠能產業的發展包括零件代工及系統整合 能力提升。 2.以太陽能發電 2 年計畫、風力發電 4 年計畫為先 趨，藉由內需帶動就業。 3.規劃沙崙綠能科學城作為綠能科技創新產業生態 系的發展基地，以創能、節能、儲能和系統整合四 大主軸，提升綠能產業競爭力，接軌國際。 七 、 完 成 電 業 法 修 法 及 檢 討 電 價 機 制 ， 提 供 能 源 轉 型 所 需 的 市 場 結 構 與 法 制 基 礎 1.電 業 法 修 法 目 前 係 規 劃 以 廠 網 分 離 為 推 動 目 標 ， 將 綜 合 電 業 進 行 分 割，並 開 放 發 電 業 與 售 電 業 申 設、 代 輸 ， 以 逐 步 開 放 用 戶 購 電 選 擇 權 。 2.檢 討 電 價 機 制 經 濟 部 目 前 正 檢 討 新 電 價 公 式 ， 就 各 界 對 現 行 電 價 公 式 所 提 修 正 意 見 ， 包 括 成 本 項 目 含 括 範 圍、調 漲 與 調 降 幅 度 設 限、建 立 電 價 平 穩 機 制 等 ， 一 併 納 入 檢 討 。 以2017 年為例，台灣地區以燃料別的發電占比中，天然氣從 2000 年的6.4%，成長至 2017 年的 15.2%，另太陽熱能成長 46%、慣常水 力成長 19%、燃煤成長 46%及石油成長 35%。而在非核家園的政策

下，核能發電占比，則是從2000 年的 11％，減少至 2017 年的 4.4%[4]。 經濟部規劃於2025 年達成再生能源發電總量之目標值為 27,363MW。 其中，太陽光電20,000MW、陸域風力 1,200MW、離岸風力 3000MW、 地熱發電200MW、生質能發電 813MW 及水力發電 2,150MW[5]。 2.3 世界主要國家再生能源政策 2.3.1 美國再生能源政策 美國聯邦政府對於再生能源的發展，以國會制定相關能源法案作 為政策推動之方針，各州政府與地方政府則依據其架構自行制定法律 及推動措施。美國總統歐巴馬在 2009 年上任時，即提出再生能源電 力成長一倍的目標，此目標已於 2013 年達成，同年歐巴馬總統也提 出了在 2020 年再生能源電力成長一倍的目標，並且在 2013 年 12 月 的 總 統 歐 巴 馬 簽 署 的 備 忘 錄 （Presidential Memorandum - Federal Leadership on Energy Management）中指出 2020 年美國再生能源電力 占比須達 20%以上，並且在 2015 年 8 月發布的「清潔電力計畫」進 一步提出再生能源在2030 年的電力占比要達到 30%的目標[6]。 美國在2017 年 3 月份，美國再生能源發電量達到全年最高水準。 美國大部分再生能源發電來自西部地區，水力發電佔 63%和太陽能發 電佔77%；風電產業發展比較均衡，中部地區佔 37%，南部佔 35%， 西部佔24%，東北部地區佔 4%。美國在 2017 年的各項能源發電量佔

比分別為：天然氣發電 31.7%、火力 30.1%，核電 20.0%、非水再生 能源發電9.6%，如圖 2.1。 圖2.1 美國 2017 年發電能源結構[7] 2.3.2 德國再生能源政策 德國政府2018 年 1 月中旬調高 2030 年綠能發電占比目標，從原 本 50%躍升至 65%，德國陸上風力發電 2017 年就已新增 5.3GW 裝 置，年平均則增加 4GW，除此之外根據 AgoraEnergiewende 研究指 出，如果德國想要在未來 12 年內達到 65%再生能源目標，得將 2030 年的離岸風電目標提高 5GW 至 20GW，並每年增加 4GW 陸上風電 和 5GW 的太陽能[8]。德國 2017 年 6 月再生能源占比 44.2%、核能 14.7%、火力 40.6%、其他 0.5%，如圖 2.2。

圖2.2 德國 2017 年發電能源結構[9] 德國早從 2002 年即修訂原子能法，明確限制德國未來不得新建 核能機組，同時規範現有核電廠運轉年限不得超過32 年。2011 年日 本福島事件發生後，原本要將核電廠延役的梅克爾政府，一夕之間全 面轉向，2011 年立即關閉 8 座核能電廠，同時宣布在 2022 年全面廢 核。德國能源轉型的目標希望至少 80％使用的電力係來自再生能源 在 2050 年以前，但為了實現這個目標，不僅僅需要建造更多的風力 發電機和太陽能板，電力系統也必須要變得更靈活與智慧化[10]。德 國政府於2010 年發佈能源政策發展目標，如表 2.2。 表2.2 德國能源政策目標[11] 目標 內容 溫室氣體減量目標 相較於1990 年，德國溫室氣體排放於 2020 年、2030 年、2040 年及 2050 年，分別減量 40%、55%、70% 及80～95%。 再生能源發展目標 1.再生能源發電占比，於 2020 年、2030 年、2040 年 及2050 年，分別達到 35%、50%、65%及 80%。

2.再生能源於初級能源供應之占比，於 2020 年、2030 年、2040 年及 2050 年，分別達到 18%、30%、45% 及60%。 能源效率發展目標 1.減少初級能源消費：相較於 2008 年，初級能源消費 於2020 年減少 20%，並於 2050 年減少 50%。 2.減少電力消費：相較於 2008 年，電力消費於 2020 年減少10%，並於 2050 年減少 25%。 3.增加能源生產力：每年能源生產力（每單位能源可 產生的GDP）上升 2.1%。 4.減少運輸部門能源消費：相較於 2005 年，運輸部門 能源消費於 2020 年減少 10%，並於 2050 年減少 40%。 5.提升建築部門能源效率：建築部門能源效率每年提 升 1～2%，相較於 2008 年，建築部門供熱需求於 2020 年減少 20%，初級能源消費於 2050 年減少 80%。 運輸部門目標 促進電動車使用量，於2020 年達到 1 百萬輛，並於 2030 年達到 6 百萬輛。 2.3.3 法國再生能源政策 法國國會於 2015 年 8 月 17 日通過「邁向綠色成長之能源轉型 法」（簡稱能源轉型法），設定中長期的溫室氣體減量、管制能源消費 和發展再生能源等目標，如表2.3。法國在 2017 年再生能源發電設備 新增2,763MW，其中風力和太陽能分別占 65%和 32%，創下新紀錄。 僅2017 年第 4 季的新增量就有 1,106MW，占全年的 40%。截至 2017 年12 月 31 日，再生能源累計裝置容量達到 48,685MW，占多年度能 源計畫（PPE）2018 年目標（51.7GW）的 94%[12]，此外，根據國際 能源署（IEA）最新發佈的報告，2017 年法國的發電量為 530.771TWh （5307.71 億千瓦時），其中核能發電比例最大，高達 71.5%；其次是

水力，占10.1%；其他電源為燃氣（7.0%）、風電（4.6%）、太陽能（1.7%）、 生物質（0.9%）、燃油（0.6%）、其他（0.9%），如圖 2.3[13]。 表2.3 法國能源轉型目標[14] 目標 溫室氣體排放 到 2030 年減量 40%，2050 年減量 75%（以 1990 年為基準） 最終能源消費 到 2050 年減少 50%，2030 年減少 20%（以 2012 年為基準） 化石能源消費 到 2030 年較 2012 年減少 30% 再生能源占比 到2030 年提高至最終能源消費的 32%（2020 年為 23%）、發 電量的40% 核能發電占比 到 2025 年，減至 50% 圖2.3 法國 2017 年發電能源結構[13] 2.3.4 義大利再生能源政策 義大利對發電商或電力進口商每年向電網輸送的再生能源電量 占其所有輸送電量的比例作出了規定，初始為 2%，每年按一定比例 遞增，由義大利電力和天然氣監管局（GSE）每三年對目標增速進行 一次調整，到 2012 年實現再生能源占輸送電量目標份額 7.55%。之

後線性遞減，至 2015 年目標減至 0，退出配額制[15]。 義大利2015 年的天然氣發電占比為 39.4%、再生能源發電占比 為23.6%（不含水力發電占比為 16.2%）、燃煤發電占比為 16.1%。 義大利之太陽能發電截至2017 年止，目前共有 3 個在運作，裝機容 量776MW，年度發電量約合 4795MWh。 2.3.5 中國再生能源政策 近年來中國大陸再生能源發展迅速，至 2016 年為止累積的風力 發電量達到 149000MW，占比超過全球的風力發電總量的 33%；中國 大陸太陽能的發電量為77420MW 是全球發電量的 25%；中國大陸水 力發電量方面為 331000MW 是全球發電量的 26.7%[16]，中國國家能 源局在 2017 年 1 月公布強制降低煤炭能源消費的計畫，預計到了 2030 年，中國能源需求將有高達 20%依賴再生能源[17]。 根據 2018 年 1 月 24 日中新社北京報導，截至 2017 年底，再生 能源發電裝機容量達6,500MW，占總電力裝機容量的 36.6%，其中水 力發電裝機容量達 3,410MW，同比增長 2.7%；太陽能發電裝機容量 1,300MW，同比增長 68.7%；風力發電裝機容量 1,640MW，同比增長 10.5%；生質能發電裝機容量 14.88MW，同比增長 22.6%[18]。

2.3.6 日本再生能源政策 日本能源政策在 2015 年 7 月 16 日，提出「長期能源供需展望」 訂定 2030 年度的能源結構目標，包括徹底節約能源 5,030 萬公秉油 當量、再生能源發電量占 22～24%等；並於 7 月 17 日依據能源結構 目標，公布「日本的約束草案」，設定 2030 年度的溫室氣體排放較 2013 年度減量 26%的目標。 日本因福島核災緣故，2015 年核能發電占比僅約 1.7%，但預計 在 2030 年將天然氣發電占比由 42.2%降低至 27%、燃煤發電占比由 32.3%降低至 26%、核能發電占比將提升至 22%。從 2010 到 2016 年 度的發電量來看，太陽能發電約成長 14 倍，占比由 0.32%提高至 4.8%， 如圖 2.4、2.5 所示；風力發電約成長 2.4 倍，占比由 0.36%提高至 0.91%；生質能發電約成長 1.2 倍，占比由 1.4%提高至 1.8%；相比之 下，水力和地熱則未見成長[19]。 圖2.4 日本再生能源發電量的成長趨勢[19]

圖 2.5 日本 2010 年和 2016 年發電能源結構[19] 日本政策方向指出降低對核電的依賴，且明載重啟核電廠須先取 得社會的信賴；日本政府雖揭櫫核電占比將自 2016 年度的 2%提高至 2030 年度的 20-22%之目標，但福島核災後，重啟運轉的核電廠機組 僅 7 座，倘若要達成上述 20%的目標，則須約 30 座機組運轉[20]。 2.3.7 韓國再生能源政策 南韓政府在 2015 年 1 月 1 日啟動碳交易，並在 2015 年 6 月 30 日提交聯合國溫室氣體減量承諾，公布國家溫室氣體減量目標，訂於 2030 年以相對減量（BAU）方式，以減量 37%為目標，除 2030 年目 標外，同時宣稱至2050 年將較 2010 年減少 40～70%的碳排放量[21]。 南韓能源政策預計在 2030 年，將天然氣發電占比由 19%提升至 27%、再生能源發電占比由 5%提升至 20%、燃煤發電占比由 40%降 低至21%、核能發電占比由 30%降低至 22%，未來 12 年期間將建置

47.2GW 的再生能源發電裝置容量[22]。

南韓 2016 年電力供給總發電量 5,092 億度中，核能發電占比為 30.30%、燃煤發電占比 40.57%、燃氣發電占比為 21.96%、燃油發電 占比為2.61%、再生能源占比為 3.32%、水力發電（含抽蓄）占比為 1.24%[21]。

第三章 再生能源相關技術議題

3.1 國內再生能源相關規範 3.1.1 新電業法 為調節電力供需、有效管理國家電力資源，並推動能源轉型、減 少碳排放量，並促進電業多元供給、合理經營及公平競爭，保障用戶 權益，增進社會福祉，達致國家能源永續發展，於2017 年 1 月 26 日 完成「電業法」之修訂，如表 3.1。 表3.1 新電業法與本研究相關之條文內容[23] 條次 條文內容 修法理由 第二條 本法用詞，定義如下： 三、再生能源發電業：指設置再 生能源發展條例第三條所 定再生能源發電設備，以銷 售電能之發電業。 七、再生能源售電業：指購買再 生能源發電設備生產之電 能，以銷售予用戶之非公 用事業。 十一、再生能源：指再生能源發 展條例第三條所定再生 能源，或其他經中央主管 機關認定可永續利用之 能源。 為推展再生能源，於第三款及第 七款增訂再生能源發電業及再 生能源售電業。 第七條 電力調度，應本於安全、公平、 公開、經濟、環保及能源政策等 原則為之。 電力調度事涉電力系統整體供 需，需以網路系統之安全及可靠 度為首要條件，並為使所有業者 能公平使用，必須公開網路資訊 讓所有業者瞭解、利用，且執行

效益、環境保護及政府能源政 策，以建立公平競爭之電力市 場。 為鼓勵再生能源設置，於網路系 統安全與可靠之前提下，執行電 力調度時，再生能源應即發即 用。 第八條 輸配電業應負責執行電力調度 業務。 輸配電業為執行前項業務，應依 據電業管制機關訂定之電力調 度原則，擬訂電力調度之範圍、 項目、程序、規範、費用分攤及 緊急處置等事項之規定，送電業 管制機關核定；修正時亦同。 明定輸配電業為執行電力調度 業務，應依據電業管制機關訂定 之電力調度原則，擬訂電力調度 之範圍、項目、程序、規範、費 用分攤及緊急處置等事項之規 定，送電業管制機關核定，俾使 執行電力調度有所遵循。其中規 範事項，至少應包括輔助服務、 壅塞管理及不平衡電力管理等。 第九條 為確保電力系統之供電安全及 穩定，輸配電業應依調度需求及 發電業、自用發電設備之申請， 提供必要之輔助服務。 輸配電業因提供前項輔助服務， 得收取費用。 為維持電力系統安全穩定運行 與恢復系統供應，並滿足電壓及 頻率等要求，應由電業提供相關 必要之輔助服務，如電壓頻率調 節、即時備轉容量、補充備轉容 量及全黑啟動等。爰於第一項規 定上述所需之輔助服務，須由輸 配電業提供，並於第二項規定其 得收取等價之費用。 第十條 再生能源發電業或售電業所生 產或購售之電能需用電力網輸 送者，得請求輸配電業調度，並 按其調度總量繳交電力調度費。 輸配電業應依其轉供電能數額 及費率，向使用該電業設備之再 生能源發電業或售電業收取費 用 明定再生能源發電業或售電業 生產或購售之電能需用電力網 輸送者，得請求輸配電業調度； 因其負電力調度之責，由其按調 度總量收取電力調度費。 第十一條 輸配電業為電力市場發展之需 要，經電業管制機關許可，得設 立電力交易平台。 前項電力交易平台之成員、組 織、交易管理及其他應遵行事項 為循序漸進建立電力批發市場 與零售市場，第一項明定輸配電 業得視電力市場發展之需要，經 電業管制機關許可後設立電力 交易平台。 明定電力交易平台之成員、組

之規則，由電業管制機關定之。 織、交易管理及其他應遵行事 項，應由電業管制機關訂定規 則，以保障電力交易安全。 第十八條 輸配電業對於發電業或自用發 電設備設置者要求與其電力網 互聯時，不得拒絕；再生能源發 電業應優先併網。 第二十六條 電業應依規定之電壓及頻率標 準供電。但其情形特殊，經中央 主管機關核准者，不在此限。 前項電壓及頻率之標準，由中央 主管機關定之。 明定電業應照規定之電壓及頻 率標準供電；如情形特殊，經中 央主管機關核准者，則屬例外， 列為但書，以維持彈性。 由於電業供電電壓及頻率之標 準(包括變動率)，均屬數據性資 料，將隨科技進步而變動，為維 護公共安全及系統相容性。 第二十七條 為確保供電穩定及安全，發電業 及售電業銷售電能予其用戶時， 應就其電能銷售量準備適當備 用供電容量，並向電業管制機關 申報。但一定裝置容量以下之再 生能源發電業，不受此限。 備用供電容量係為確保供電穩 定，且與電力網息息相關，故規 範透過電力網售電予用戶之電 業，包括發電業及售電業，應備 置適當之備用供電容量。為鼓勵 再生能源發展，明定一定裝置容 量以下者不受此限。 第三十條 發電業及輸配電業應依規定於 電業設備裝置安全保護設施。 前項安全保護設施之裝置處所、 方法、維修、安全規定及其他應 遵行事項之辦法，由中央主管機 關定之。 明定現行電業於必要處所裝設 之安全保護設施，如於發電廠內 之主要發電設備設置場所及控 制室，裝設保護電驛及保安裝 置，及於開關場裝設比壓器、比 流器及斷路器等。 明定由中央主管機關就安全保 護設施之裝置處所、方法、維修、 安全規定及其他應遵行事項訂 定辦法，俾利管理。 3.1.2 再生能源發展條例 再生能源發展條例自 2009 年 7 月 8 日公布實施至今，對於國內 再生能源推動已獲致相當豐富成果。政府為達 2025 年我國再生能源

發電占比達 20％的目標，政府除積極擴大推動各項政策與機制外，行 政院於2018 年 1 月 11 日通過「再生能源發展條例」修正草案，以需 求誘導供給，增加再生能源設置量；放寬再生能源範疇，並增加及保 障多元綠電使用方式；簡化申請程序及增加併網彈性，並解決台電饋 線不足的問題。本研究整理行政院再生能源發展條例修正草案之修法 重點，如表 3.2。 表3.2 再生能源發展條例修正草案之修法重點一覽表[24] 條例 修法重點 第三條 為鼓勵小水力發電，活化圳路及水利設施用於發電，納入該條例再 生能源發電設備之範疇。 第四條 為簡政便民，未達 2000 瓩之再生能源發電設備認定業務由直轄市 或縣（市）主管機關辦理；增訂電業得依中央主管機關授權訂定之 辦法申請設置裝置容量未達 2000 瓩且利用再生能源之自用發電設 備。 第五條 配合電業法 2017 年 1 月 26 日之修正，並兼顧安全性之考量，放寬 利用再生能源之自用發電設備裝置容量未達 500 瓩者，不適用設置 主任技術員之規定。 第六條 為加速再生能源推廣利用，規範逐年檢討及訂定未來 2 年再生能源 推廣目標及各類別再生能源所占比率，並修正推廣目標總量規劃於 2025 年達 2700 萬瓩以上。 第七條 落實使用者付費精神、簡化再生能源發展基金運作方式及多元化基 金來源，修正基金收取來源、刪除再生能源電價補貼與增訂再生能 源發電設備認定、查核補助等基金用途及公用售電業繳交基金費用 之反映機制。 第八條 配合電業法 2017 年 1 月 26 日之修正，明確規範輸配電業併網義 務、加強電力網成本分攤方式，並建立再生能源發電業與設置利用 再生能源之自用發電設備未達 2000 瓩者，得單獨或共同引接線路 與電力網之彈性措施。 第九條 考量再生能源電能躉購費率已給予合理報酬，且「電業法」開放再 生能源電能直供、轉供，爰刪除下限費率之規定，並增訂直供、轉 供及躉購制度併行之機制。

第十條 為使公用售電業躉購再生能源電能及輸配電業加強電力網之成本 反映方式簡潔透明，爰規範其成本應反映於電價及各種收費費率之 計算公式。 第十一條 為推廣再生能源利用，明定用電契約之契約容量在一定容量以上之 電力用戶，應共同參與設置再生能源相關設備、購買再生能源憑證； 未依規定辦理者，應繳納代金。 3.1.3 再生能源併聯技術要點 台電公司為因應政府再生能源政策，建立積極友善併網環境，持 續配合再生能源技術演進，滾動檢討修正「再生能源發電系統併聯技 術要點」，由產官學界共同推動提升再生能源發電系統調控能力，以 確保電力系統供電品質與安全，並提升再生能源併網容量。本研究針 對台電公司再生能源併聯技術要點(2016 年 10 月 6 日版)之修訂重點， 整理如表3.3。 表3.3 台電公司再生能源併聯技術要點之修訂重點一覽表[25] 條文 修正重點 第三點 第六款 為提升太陽光電併網容量，增訂太陽光電發電設備須裝設具備自主 調控能力之智慧變流器，且通過試驗認證規定，並自2018 年 7 月 1 日起施行。 第五點 第一款 第六目 配合系統特性，修正離島太陽光電發電系統低頻電驛跳脫設定值規 定。 第六點 配合電力系統檢討需求，增訂發電設備併接特高壓系統者，須提供 動態模型及參數。 第七點 第三款 考量再生能源逐漸朝集中及大型化發展，應比照傳統電源作法，增 訂大容量併接 161kV 以上須檢討小訊號及電壓穩定度，離島系統 有其獨特性亦應個案檢討，並自2019 年 7 月 1 日起施行。 第七點 第四款 配合系統特性，修正低電壓持續運轉能力(LVRT)規定，並增訂風力 及太陽光電高電壓持續運轉能力(HVRT)，並自 2019 年 7 月 1 日起 施行。

第七點 第六款 配合智慧變流器自主調控功能之導入，作下述修正及增訂: 因應大量再生能源併網需求，為確保系統供電安全，配合導入智慧變 流器自主調控需求，增訂太陽光電發電設備於責任分界點功率因數 應具有百分之九十滯後至百分之九十超前之運轉能力。 第七點 第八款 第三目 為掌握再生能源發電資訊，修正即時運轉資料回傳規定，擴大須回 傳即時運轉資料之適用對象。 第七點 第九款 因應大量再生能源併網需求，為確保系統供電安全，配合導入智慧變 流器自主調控需求，增訂變流器與太陽光電模組裝置容量比值及智 慧變流器之自主調控功能(功率因數調控、輸出實功率調控、過電 壓解聯)規定，並自 2018 年 7 月 1 日起施行。 第七點 第十款 配合系統穩靠需求，增訂風力及太陽光電發電設備併接於特高壓系 統以上者，應符合最大實功率升載限制，並自2019 年 7 月 1 日起施 行。 3.2 國外再生能源併網相關規範 國外再生能源併網規範絕大部分是依據再生能源發電占比和電 網強度的不同，來制定併網規範要求。目前國際上常見的再生能源併 網及設備性能要求，分別為電壓、虛功率控制能力，頻率控制能力、 系統擾動時之電壓及頻率承載能力、以及升/降載率限制等[26]。 IEEE1547 是北美地區廣泛使用的分散式電源併網規範。早期分 散式電源占比較小，若系統電壓低於 0.5 pu，需在 10 週波內將發電 設備切離系統。近年來分散式電源併網裝置容量已大幅成長，若依然 採用IEEE1547，將會導致大量的分散式電源於系統事故時切離系統， 可能使事故範圍擴大。因此，美國電氣和電子工程師學會在 2018 年 發佈了 IEEE 1547-2018 新版規範，主要增加了分散式電源併網的要 求。亦即，在電壓穩定和虛功率方面劃分為 Category A 和 Category

B 兩個等級，在電網異常響應方面劃分為 Category I、Category II、 Category III 三個等級。IEEE 1547-2018 新版規範主要增加的具體要 求包括：根據電網電壓變化動態調整輸出實功率或虛功率的能力、根 據電網頻率變化動態調整輸出實功率的能力、根據輸出實功率的變化 動態調整輸出虛功率的能力、根據電網指令工作在指定的功率因數模 式的能力、瞬態低電壓和高電壓穿越的能力、瞬態低頻率和高頻率穿 越的能力、電壓連續多次擾動穿越的能力、電壓相位躍變穿越的能力、 動態電網電壓控制的能力。儘管 IEEE 1547-2018 版本新增加的分散 式電源系統對於併網控制要求是可選項，具體選擇哪個等級是由電網 併入管理機構(AGIR)根據併入區域電網的分散式發電裝置容量大小 和輸出功率隨時間變化率指定，但是 IEEE 1547-2018 建議併入電網 的太陽能發電併網系統、逆變儲能系統至少需達到 Category A 和 Category II 的等級。 本研究整理歐美主要先進國家有關再生能源併網之規範，如表 3.4。 表3.4 歐美主要先進國家再生能源併網規範[27] 國家 規範 美國和加拿 大 IEEE 1547-2018 依分散式發電裝置容量大小和輸出功率分級規 範其併網系統、逆變儲能系統應具備的運轉性能要求 歐盟 IEC 61400-21 規範風機併聯電網之電力品質特性量測及評估

英國 1.Engineering recommendation p.28—Planning limits for voltage

equipment in the United kingdom. (主要規範工商業和英國當地 電力設備電壓變動之規劃限制)

2.Engineering recommendation P.2/5、P.29、G.5.3(P.2/5 主要規 範電力供應之安全，P.29 主要規範電壓平衡，G.5.3 主要規範 諧波之限制)

3.Engineering recommendation G.59/1—Recommendations for the connection of embeded generating plants to the regional electricity companies’ distribution systems. (主要規範分散型電 源併聯至區域性電力系統之規定，電壓等級小於 20kV 或輸 出容量小於 5MW 之配電系統)

4.Engineering Recommendation G.75—Recommendations for the connection of embeded generating plant, to public electricity supplys’ system above 20kV or with output over 5MW. (主要規 範分散型電源併聯至電壓等級大於 20kV 或輸出容量大於 5MW 之配電系統)

5.Engineering recommendation g83/1, relating to the connection of small-scale embedded generators (up to 16A per phase) in parallel with public LV distribution networks. (主要規範小型分散型電 源併聯至區域性低壓配電系統)

6.Engineering technical report No.113 note of guidance for the protection of embeded generating plant up to 5MW for operation in parallel with public electricity suppliers’ distribution system. (主要規範 5MW 以上之分散型電源併入電力系統之保護指 導方針)

德國

1.Guidelines for the parallel operation of own energy generation systems with the middle voltage grid of the utility company. （VDEW）(主要規範德國風力發電併聯中壓等級電網之指導 原則及電力品質標準)

2.Mains connection rules - generally technical and organizational rules for the mains connection within the rule zone of the E.ON net GmbH within the range of the former Preussen Elektra net GmbH & CO.KG (德國 E.ON net GmbH 電力公司網路併聯之 技術規則和電力品質規範)

3.Ergänzende Netzanschlussregeln für Windenergieanlagen

E.ON(德國 E.ON 電力公司規範風力發電併聯之補充規定)

法國

1.Convention d’exploitation pour un site de production raccordé au Réseau Public de Distribution HTA conditions générales. (主要 規範法國分散型電源併聯之條款、電網使用契約及電力品質

標準等)

丹麥

1.Connection of wind turbines to low and medium voltage metworks（defu）(主要規範丹麥風力發電併聯在中低電壓等 級電網之技術規範)

2.speciations for connecting wind farms to the transmission network by Eltra. (主要規範丹麥風力發電併聯在輸電電壓等級電網 (100 kV 以上)之技術規範)

3.Wind turbine connected to the grid with the voltage below 100 kV – Technical regulation for the properties and the control of wind turbine. (主要規範丹麥風力發電併聯在 100 kV 以下電壓等 級電網之技術規範和電力品質之標準) 3.3 再生能源發電特性 再生能源為來自大自然的能源，例如：太陽能、風力、潮汐能、 地熱能等，是取之不盡，用之不竭的能源，是相對於會窮盡的不可再 生能源的一種能源。 本研究針對再生能源發電特性，說明如下： (1)裝機容量較小 目前國際上研製的超大型風力發電機組單機裝置容量也僅為 6MW，而台灣地區現行所安裝風力發電機組單機之裝置容量大多介 於 2MW～2.3MW 之間，最大單機裝置容量則為 4MW。 目前台灣地區所安裝單一太陽能發電場域之裝置容量大多低於 1MW，僅有 7 處裝置容量大於 1MW。其中，值得一提的案例是友 達光電於 2016 年底完成友達全台 8 個廠區太陽能電廠建置，總裝置 容量近 42 MW，每日提供超過 16 萬度綠電。

(2)發電穩定性較差 台灣地處亞熱帶，用電尖峰在夏天，但台灣夏天沒什麼風，秋冬 季時因東北季風盛行，所以台灣地區風力發電機組主要發電季節大多 集中在秋、冬兩季，正是台灣最不缺電的季節。 太陽能發電則是需要在有日光照射的情況下才能發電，而且發電 功率會受到日光照射強度和角度、雲層移動和厚薄等氣候條件的影響， 也是一種無法提供穩定電力的發電方式。 事實上，由於台灣地處颱風時常經過的區域，在颱風期間，這些 太陽能或風力發電機組之機械結構極易直接遭受強風的襲擊而損毀。 所以，再生能源的發電量極易受到天候和地理條件所限制，對台灣而 言是一種穩定性較差的發電方式。 (3)調頻調壓能力有限 目前再生能源發電機組由於裝置容量較小或受限於調頻調壓的 性能，並不具有參與台電公司電力整合調度控制的功能。即便參與電 力整合調度控制，其調節能力也極為有限。至於風力發電機組，當系 統運行參數超過一定範圍時，則會自動停機。如果運轉條件進一步惡 化，還可能影響區域電網供電的穩定性。 (4)地區差異大 目前台灣風力發電機組之裝置位置，主要受限到地形和區域城鎮

發展的影響，較集中分佈於台灣西側的中北部沿海地區。由於海上的 風更強及更加持續穩定，而且海上面積大，使得離岸型風機場域發電 的規模已可接近傳統電廠，近年來台灣正積極在西側沿海建置離岸型 風力發電機，惟在技術及經費方面都較岸上型有較高需求。 同樣的，受到區域全年日照時間因素的影響，目前台灣大多數太 陽能發電機組之裝置位置，也是有較集中分佈於台灣中南部地區的現 象。 (5)可遠離電網獨立運轉 偏遠地區一般用電負載都不大，在配電線路無法到達的地方，經 濟的方法是在當地直接發電，使用柴油發電機是最常見的方式之一。 但偏遠地區柴油的儲運成本太高，而且難以保障，所以柴油發電方式 只能作為一種短時的應急電源。要解決長期穩定的供電問題，只能仰 賴當地的自然能源。由於太陽能和風能是最普遍的自然資源，可獨立 運轉的太陽能發電方式遂成為解決偏遠地區供電問題的有效方案。 3.4 再生能源對電力系統的影響 依據電業法第七條，電力調度應本於安全、公平、公開、經濟、 環保及能源政策原則為之。當再生能源發電容量占比小時，其對電力 系統的運轉影響不大。但當大量再生能源發電併網時，因其不像傳統 電廠一樣可預期及控制出力，再加上天候變化，其不穩定的出力變動

勢必會對電力系統的運轉造成衝擊影響(例如：電壓降、線路容量、斷 路器啟斷容量)。此外，若再生能源併網電力因外在氣候環境條件不 佳，而出力突然減少的話，電力調度人員仍需藉由備轉容量即時補足 供電缺口，以維持系統電力品質、供電可靠度及安全性。 以美國加州為例，在大幅增加太陽能發電占比的目標下，白天充 分利用太陽能發電，使得傳統火力電廠維持在低載輸出。在傍晚至夜 間時期，火力電廠電力輸出則急遽提高，如圖3.1(稱為鴨型曲線)。鴨 型曲線凸顯的是因為太陽能發電大幅的增加，導致電力供需的急遽變 化[28]。 圖3.1 太陽能發電之鴨型曲線[28] 在美國德州的研究中指出除了短、中期的風能變化衝擊外。若分 別增加1500MW 或 3300MW 的風力，將會增加短時備載容量達 8MW

以及36MW。每日機組調度的不確定性，也因風能占比升高而提升。 若能提供精確的風力預測，將可降低一日前電力市場的不確定性，有 效減少操作衝擊，因此，取得當地氣象資訊，是一項首要的工作[29]。 美國國家再生能源實驗室(NREL)於 2003 年委託 GE 公司，所做 的「高占比太陽光電力技術專欄電系統研究」的結論指出，在太陽能 發電占比提至 40％以上，電壓的調節將不易處理(例如：系統瞬間故 障造成低壓操作)，而當太陽能光電轉換器操作於低壓時，可能會產生 逆向電力，將造成自動電壓控制系統故障。另外，GE 公司指出可多 利用變頻器來控制太陽能光電轉換器的虛功及電壓，由變頻器控制的 太陽能光電轉換器系統，將不會產生大規模的故障電流，該缺點是響 應速度慢，不易控制暫態穩定的電壓，還可能產生諸如孤島保護、線 路末端壓降、變頻器誤觸保護機制與系統穩定度的問題[29]。 未來須避免再生能源的建置太過集中於某個區域，因特定時間 內同一區域的氣候狀態(風力大小或日照量)十分接近，同一範圍內 機組運轉發電相關性與同質性太高，將增加發電容量同步陡升陡降 不穩定之風險。若再生能源發電設施分散佈建於不同區域，全台灣 各區域風力大小或日照強弱之參差度變化，將可增加發電來源的多 樣化與分散化，較容易「截長補短」、「互通有無」，有助於整體電網 穩定性之運作[30]。

3.5 再生能源(含儲能)之調度經驗 根據國外的研究結果指出，風力發電功率實際值與預測值是存在 誤差的，而對不可預測性的應對方法，包括：保留備轉容量以備可再 生能源發電量低於預測時提供額外電力；改善氣象和發電功率之預測 技術；運用可調度負載以備可再生能源發電量高於預測時吸收額外電 力。以德國為例，當負載預測誤差太大及再生能源發電不如預期時， 電網調度人員需調度傳統可控發電機組以平衡電力市場供需，調度的 次數從2003 年一年 2 次，驟增加至 2012 年一年 1,213 次，顯見再生 能源對於電網調度模式也造成影響[26]。 為使再生能源能被更有效的利用，各國多利用儲能系統進行再生 能源的整合，以提供電網輔助服務，發展更經濟的能源供應體系。目 前儲能系統多以電化學儲能系統為主，容易生產且不受限於定理環境 影響。近年來，運用在再生能源的儲能裝置，包含：鋰電池、超級電 容、鉛酸電池、飛輪、超導磁場儲能、氫儲能、液流電池、抽蓄水力 儲能、壓縮空氣儲能等儲能技術，如表 3.5。值得一提的是，在 2005 年至2018 年全球的儲能技術與規劃的裝機容量為 5.8GW。大陸近年 來快速發展再生能源，自 2011 年儲能裝機容量已超越了日本，約 1.6GWh 占全球 27%；日本占全球 16%；義大利與阿拉伯聯合國，占 全球5%[31]。

表3.5 儲能系統整合再生能源之相關特性[31] 特性 時間 說明 與再生能源整合的 優點 技術範例 頻率調節 數秒至 數分鐘 快速反應電力輸 出增加或減少，以 穩定頻率 紓緩由再生能源發 電輸出之瞬間至瞬 間的變動 鋰離子電池、鈉 硫電池、飛輪、 水力抽蓄(具先 進的變速控制) 季 節 性 轉 移 數月 儲能系統儲存的 能量可以持續數 月，當再生能源輸 出較低時即可釋 出 容許整年度使用再 生能源，容許降低 如日照較低時對於 傳統發電的依賴 氫、合成天然氣 電 力 品 質 與穩定性 <一秒 提供反應電力予 電網，以管理電壓 峰值、壓降及諧波 紓緩由再生能源發 電之無法控制的變 動所造成或加重的 電壓不穩定及諧波 鉛酸電池、鈉硫 電池、飛輪、液 流電池 跟 隨 負 載 上升 數分鐘 至數小 時 儲能系統整天跟 隨需量的變化 於緊急負載時，可 以舒緩再生能源無 法預測的輸出 電池、飛輪、水 力抽蓄、壓縮空 氣能量儲存、液 流電池 時間轉移/ 套利/負載 平衡 數小時 至數天 儲能統容許儲存 離峰電力並於尖 峰需求時釋出 每日發電循環不須 與負載循環匹配的 解決方案 鈉硫電池、壓縮 空氣能量儲存、 水力抽蓄、液流 電池 備載容量 ～十分 鐘 快速反應電力輸 出或減少，以應付 偶發事件，如發電 機故障 紓緩部分無法預測 之再生能源發電輸 出，當再生能源資 源 不 如 預 測 執 行 時，提供或移除電 力 飛 輪 、 水 力 抽 蓄、電池 補充備載 數分鐘 至數小 時 來自線上較慢的 反應資源，替代備 轉容量 特 別 嚴 重 的 事 件 中，提供固定的電 力且再生能源長期 持續下降，用於整 合再生能源預期的 偶而與低值 水力抽蓄 孤 島 電 網 數秒至 儲能系統能夠幫 時間轉移與電力品 鉛酸電池

支援 數小時 助再生能源整合 於小的電網 質應用，以紓緩無 法預期之再生能源 發電的變動 輸 電 網 路 的 使 用 效 率 數分鐘 至數小 時 儲能系統能夠協 助電網調度員透 過時間移轉與操 錯備載延遲輸電 系統升級 降 低 輸 電 系 統 成 本、紓緩區域倚賴 再生能源的挑戰 鋰離子電池 緊 急 電 力 供應/全黑 啟動 數分鐘 至數小 時 儲能系統可用於 災難性故障事件 時，電力系統的重 新啟動 對於再生能源整合 沒有特別的利益， 但是，儲存的資源 依然可以提供電網 全黑啟動能力 鉛酸電池 資料來源：全球儲能技術發展對台灣推動再生能源之啟示。 歐盟國家認為儲能技術在低碳電力系統中，可提供更具彈性並平 衡的電網，可供應電力作為間歇性再生能源的備用電源，對於歐洲國 家來說，短期內需要儲能系統來填補太陽能發電與風力發電之間的供 電下降的電力缺口。由歐洲對儲能技術的發展規劃，可以看出當地對 未來儲能技術需求的重要性。美國、歐洲、中國大陸、日本地區之儲 能技術推動政策措施，在技術方面已將儲能技術研發列為重點項目並 設定發展目標，並鼓勵企業與學術研究界投入儲能系統研發[31]。 從各國累積的調度經驗得知，再生能源存在之變異性，可藉由較 多的可調度資源予以平順解決。其中，採用水力、航空導航渦輪機、 往復式發動機等較具運轉彈性之發電機組，可以減輕因再生能源之高 占比帶來之挑戰。而廣泛使用儲能系統整合再生能源，則可提供電網 於調度時的彈性，以及效舒緩再生能源對於電網可能產生電壓變動的

衝擊或造成的電力諧波汙染[31]。 隨著動態、雙向輸送環境的發展，美國加州電力市場持續引進和 測試創新智慧電網技術改進系統的可靠性，為用戶提供有價值的服務 和產品，以支持用戶選擇採用潔淨能源。此外，規劃在配電端建立分 散型能源市場，以交易分散式電能及建置管理系統，並運用需量反應 及儲能系統，提升大量再生能源併網之系統彈性。美國夏威夷州則是 對再生能源電網整合進行了各項研究，分別為：1.正序潮流分析；2. 長期動態模擬；3.風力發電變率評估；4.時內再生能源變率分析；5.多 區域發電模擬[30]。 在電力調度法則方面，國外的調度經驗則是逐漸由傳統「發電追 隨負載」的方式，同時納入「負載追隨發電」方式，兩者相互為用。 當太陽能與風力發電占整體電力系統比例愈來愈高時，上述「負載追 隨發電」之比例也須隨之增加，並規劃建置區域性小型抽蓄水力發電 系統或大型儲能系統[30]。 總之，支撐大量再生能源併網須有足夠的備轉容量、強健的電 網保護系統及累積豐富的調度經驗。在未具備大量再生能源併網條 件下，未來台灣電力系統須避免過度依賴單一不穩定的電源(例如： 風力發電或太陽能發電)，並且將再生能源發電設施分散佈建於不同 區域，增加發電來源的多樣化與分散化，俾有助於整體電網穩定性

之運作。否則當該發電來源供電量起伏太大時，將造成電力調度不 易，以及可能對整體電網造成短路、供電品質(電壓或頻率)不穩定 等負面的衝擊影響[30]。

第四章 大型電廠發電機組併網電力驟變模擬方法

4.1 前言 台灣面對夏季用電高峰，原本就有供電不足疑慮，大潭電廠2017 年1 月 8 日才歲修完成，在 6 天後卻發生大潭電廠第四發電機組中的 一具氣渦輪發電機葉片斷裂造成跳機事故，於8 月 4 日台中電廠 7 號 機疑因蒸氣冷凝管真空度偏低發生跳機，在隔日 8 月 5 日台中電廠 1 號機又因疑似破管而發生跳機，同年度夏季期間亦發生大潭發電廠全 廠停機的815 全台大停電事故。可見得各種事故皆有可能，唯有預先 做好準備，才能在事發時從容應變。本章旨在說明運用PSS/E 軟體進 行大型電廠發電機組併網電力驟變之模擬方法，並針對模擬所需相關 專業資料，包括：台灣電力系統、台灣地區主要火力發電機組、台灣 地區再生能源發電機組、台電公司長期電源開發方案等背景知識，進 行概略的介紹。 4.2 系統概述 4.2.1 台灣電力系統 台灣地區發輸變電設備極度密集，2017 年台灣電力系統主要發 電廠分佈，如圖 4.1[32]。截至 2017 年底，台灣地區大型電廠共有核 能電廠 3 座(核一、核二、核三)總裝置容量為 5,144MW、燃氣電廠 10

座(大潭、國光、新桃、通霄、星元、彰濱、嘉惠、森霸、南部、海湖) 總裝置容量為13423.2MW、燃煤電廠 4 座(林口、台中、和平、麥寮) 總裝置容量為 10197.1MW、燃油電廠 1 座(協和)總裝置容量為 2,000MW、燃煤及燃氣電廠 2 座(興達、大林)總裝置容量為 6,976MW。

4.2.2 台灣地區主要火力發電機組 迄 2017 年，台灣地區主要火力電廠發電機組總裝置容量約 35752.85MW，總發電量約 1949.52 億度，如表 4.1。以機組裝置容量 占比而言，台電公司64%、汽電共生廠 17%、民營電廠 19%。以機組 發電量占比而言，汽電共生廠14%、民營電廠 17%、台電公司 69%。 以電廠分布區域而言，北部地區有 5 座台電電廠(核一、核二、協和、 林口、大潭)，有 3 座民營電廠(海湖、國光、新桃)；中部地區有 2 座 台電電廠(台中、通霄)，有 2 座民營電廠(星能、星元)；南部地區有 3 座台電電廠(興達、南部、大林)，有 3 座民營電廠(麥寮、嘉惠、豐德)； 東部地區僅有民營電廠1 座(和平)。以電廠發電燃料而言，核能電廠 有 3 座(核一、核二、核三)、燃油電廠有 1 座(協和)、燃煤電廠有 4 座 (林口、台中、和平、麥寮)、燃氣電廠有 10 座(大潭、國光、新桃、 通霄、星元、彰濱、嘉惠、森霸、南部、海湖)、燃煤及燃氣混合型電 廠有 2 座(興達、大林)。 表 4.1 2017 年台灣地區主要火力電廠發電機組裝置容量一覽表 電廠 總裝置容量 備註 核一廠 1272MW 1～2 號機組裝置容量各為 636MW 核二廠 1970MW 1～2 號機組裝置容量各為 985MW 核三廠 1902MW 1～2 號機組裝置容量各為 951MW 大潭 5056.2MW 大潭 1～6 號機組裝置容量各為 742.7MW 大潭 7 號機裝組置容量為 600MW 協和 2000MW 1～4 號機組裝置容量各為 500MW

通霄 1971.8MW 通霄 CC#1 號機組裝置容量為 892.6MW 通霄 CC#4 號機組裝置容量為 386MW 通霄 CC#5 號機組裝置容量為 372MW 通霄 CC#6 號機組裝置容量為 321.2MW 台中 5780MW 中火 1 號機～10 號機組裝置容量各為 550MW 台中 GT#1～4 號機組裝置容量各為 70MW 興達 4325.95MW 興達 CC#1～5 號機組裝置容量各為 445.19MW 興達 1、2 號機組裝置容量各為 500MW 興達 3、4 號機組裝置容量各為 550MW 南部 1117.8MW 南部 CC#1～3 號機組裝置容量各為 288.8MW 南部 CC#4 號機組裝置容量為 251.4MW 大林 1050MW 大林#5 號機組裝置容量為 500MW 大林#6 號機組裝置容量為 550MW 麥寮 1800MW 麥寮#1～#3 號機組裝置容量各為 600MW 和平 1297.1MW 和平#1、#2 號機組裝置容量各為 648.6MW 海湖 900MW 海湖#1、#2 號機組裝置容量各為 450MW 嘉惠 670MW 嘉惠#1 號機組裝置容量為 670MW 新桃 600MW 新桃#1 號機組裝置容量為 600MW 星彰 490MW 星彰#1 號機組裝置容量為 490MW 森霸 980MW 豐德#1、#2 號機組裝置容量各為 490MW 國光 480MW 國光#1 號機組裝置容量為 480MW 星元 490MW 星元#1 號機組裝置容量為 490MW 4.2.3 台灣地區再生能源發電機組 迄 2017 年底止，台灣地區再生能源發電機組總裝置容量為 4,792MW，占全台電力系統 11.4%，總發電量方面為 124 億度，占全 台發電量 4.9%。其中，風力發電裝置容量為 679MW，發電量為 17.22 億度，如圖4.2；太陽能發電裝置容量為 1386.9MW，發電量為 16.92 億度，如圖 4.3；慣常水力裝置容量為 2,089MW，發電量為 54.47 億 度；生質能發電量 1.84 億度、廢棄物發電量 33.55 億度。 觀察圖 4.2，可發現台灣地區風力發電機組裝置位置，主要分布

在台灣中部以北的地區。觀察圖 4.3，可發現台灣地區太陽能發電機 組裝置位置，主要分布在台灣中部以南的地區。

圖 4.2 台灣風力發電機組裝置分布圖[33]

4.3 台電公司長期電源開發方案 依據電業法第三條第三項第三款之規定，中央主管機關(經濟部) 應指定電業管制機關(未明訂前電業管制機關為經濟部能源局)辦理 「電力供需之預測、規劃事項」。目前經濟部能源局關於全國長期電 源開發規劃之相關業務，是委託台電公司電源開發處，於每年依需要 進行「長期電源開發方案」[4,32]，並定期公布於能源局之網站，可供 民眾下載參考。然而台電公司各項電源開發計畫實際上有執行之變數， 且規劃中之計畫尚需提報政府審查可行性研究並進行環評審查，故各 項規劃之內容仍有其不確定性。 台電公司長期電源開發方案編制原則係以長期負載預測案為基 礎，台灣本島以維持台電電力系統備用容量率15%以上左右為規劃目 標，澎湖、蘭嶼、綠島、金門及馬祖等離島地區，則以停二大機組為 規劃準則。有關計算系統備用容量率所用之出力參數部分，再生能源 發電機組之淨尖峰能力以可靠度85%時所相對應之輸出容量估算。其 中，火力燃煤、燃氣機組是以裝置容量的94%及97.8%估算；太陽光電 是以裝置容量的20%估算；風力機組是以裝置容量的6%估算。 台電公司 10610 修正版長期電源開發方案，如表 4.2。在長達 11 年的電源開發方案中，在火力發電方面，台電公司預計於 2017 年～ 2028 年間完成裝置容量約 1,7879MW 的火力發電機組。其中，林口

新#2～#3、大林新 CC#1～CC#2、通霄新 CC#1～CC#3、深澳新#1～ #2、大潭#7～#9、興達#1～#3、台中#1、協和新 CC#1 等機組更新計 畫，預計於2017 年～2026 年間陸續完成；在後續規劃，也會陸續將 現有電廠一些較老舊的非燃氣機組更新為燃氣機組。在再生能源發電 方面，台電公司預定在2030 年達到離岸風力機組裝置容量 1,800MW、 太陽發電裝置容量 1,000MW、陸域風力機組及地熱裝置容量共 700MW、水力發電裝置容量 1,900MW 的目標(皆不含購電)。 表 4.2 台電公司 10610 修正版長期電源開發方案[32] 年 計畫名稱 備註 2018年 通霄新CC#1完成併網 大林新#1～#2完成併網 核一廠#1退役 燃氣機組新增裝置容量893MW 燃煤機組新增裝置容量1600MW 核能機組退役裝置容量636MW 2019年 通霄新CC#2完成併網 林口新#3完成併網 核一廠#2退役 協和#1、#2退役 大林#5退役 燃氣機組新增裝置容量893MW 燃煤機組新增裝置容量800MW 核能機組退役裝置容量636MW 燃油機組退役裝置容量1000MW 燃氣機組退役裝置容量500MW 通霄新CC#2在10605版列2020年完 工 2020年 通霄新CC#3完成併網 通霄CC#4、#5退役 燃氣機組新增裝置容量893MW 燃氣機組退役裝置容量772MW 2021年 大潭#7第二階段汽輪機組完成併網 核二廠#1退役 燃氣機組新增裝置容量400MW 核能機組退役裝置容量985MW 2022年 大潭CC#8完成併網 台中GT#1、#4退役 燃氣機組新增裝置容量1000MW 燃油機組退役裝置容量140MW 大 潭 CC#8 在 10605 版 列 2023 年 完 工、台中GT#1和#4列2020年退役 2023年 興達新CC#1完成併網 核二廠#2退役 燃氣機組新增裝置容量1300MW 核能機組退役裝置容量985MW

興達新CC#1在10605版列2024年完 工、興達#1和#2列2024年退役、高 原CC機組1200MW因環評因素停 建 2024年 台中CC#1完成併網 大潭CC#9完成併網 興達新CC#2完成併網 核三廠#1退役 興達#3、#4退役 協和#3、#4退役 燃氣機組新增裝置容量1300MW 燃氣機組新增裝置容量1000MW 燃氣機組新增裝置容量1300MW 核能機組退役裝置容量951MW 燃煤機組退役裝置容量1100MW 燃油機組退役裝置容量1000MW 台中CC#1和興達新CC#2在10605 版列2025年完工、興達#3和#4列 2027年退役 2025年 台中CC#2完成併網 深澳新#1完成併網 協和新CC#1完成併網 核三廠#2退役(無核能發電) 台中GT#2、#3退役 燃氣機組新增裝置容量1300MW 燃煤機組新增裝置容量600MW 燃氣機組新增裝置容量1300MW 核能機組退役裝置容量951MW 燃油機組退役裝置容量140MW 大潭CC#10在10605版列2025年完 工(未列10610修正版) 2026年 興達新CC#3完成併網 深澳新#2完成併網 興達CC#1～#3退役 燃氣機組新增裝置容量1300MW 燃煤機組新增裝置容量600MW 燃氣機組退役裝置容量1336MW 興達新CC#3在10605版列2027年完 工、興達CC#1和#2列2024年退役 2027年 通霄新CC#4完成併網 興達CC#4、#5退役 燃氣機組新增裝置容量1100MW 燃氣機組退役裝置容量890MW 興達CC#4、#5在10605版列2026年 退役 2028年 通霄新CC#5完成併網 燃氣機組新增裝置容量1100MW 註： 10610 修正版長期電源開發方案係台電公司於 2018 年 1 月針對原 10610 版長期電源開發方 案所作之修正案。 觀察台電公司 10610 修正版長期電源開發方案，可發現 2017 年 ～2028 年期間預計退役容量約 9,606MW，除了核一、二、三廠屆齡

退役(核一廠於 2019 年以後退役、核二廠於 2023 年以後退役、核三 廠於 2025 年以後退役)之容量 5,144MW 外，火力部分為 9,606MW， 包括：燃氣 4262MW、燃煤 2,100MW 及燃油 3245MW。其中，大林 5 號機組規劃於 2019 年底退役，燃煤汽力 1 至 4 號機組規劃於 2023 年及2024 年間退役；興達電廠燃氣複循環 1 至 5 號機組規劃於 2026 年及 2027 年間退役。目前台電公司現有三座核電廠各發電機組的退 役年限，如表4.3。 表4.3 核能電廠發電機組退役年限一覽表[32] 電廠 機組 退役年限 核一廠 #1 2018 年 #2 2019 年 核二廠 #1 2021 年 #2 2023 年 核三廠 #1 2024 年 #2 2025 年 4.4 大型電廠發電機組併網電力驟變模擬方法說明 4.4.1 模擬工具

本研究採用 PSS/E (Power System Simulator for Engineering)[34]作 為大規模發電廠全黑事故對整體電力系統之潮流衝擊分析之模擬工 具。PSS/E 於 1976 年由 PTI 公司 (Power Technologies Inc)所開發之 電力系統模擬軟體(該公司已於 2005 年被西門子公司併購)，它具有

電力潮流計算、事故分析、短路電流分析、優化潮流、動態模擬和安 全運行優化等之功能，是全世界電力工業應用最廣泛的電力系統分析 軟體之一。 近年來，國內再生能源(太陽能、風力發電)建置需求劇增，PSS/E 內建台電公司常用的發電機、激磁機、調速機、太陽能及風力機動態 特性參數，可以直接使用台電公司檔案，免除重新建立電力系統參數 的麻煩。此外，其所產生之分析檔，亦可以共享給台電公司做二次審 核，受到許多電機技師事務所、機電顧問公司採用，並使用PSS/E 完 成系統衝擊分析報告，以符合台電公司審核的規範[34]。 4.4.2 模擬方法說明 本研究採用台電公司系統規劃處所提供之2018 年～2026 年期間 之台灣電力系統規劃所需資料(即 PSS/E sav 檔)，並將各年 PSS/E sav 檔之電源部分依 10610 修正版長期電源開發方案予以修訂後，於台灣 夏季用電尖峰負載日情況下，進行大型電廠發電機組併網電力驟變對 整體電力系統之衝擊影響的模擬分析(本研究將事故後 PSS/E 系統穩 態電壓變動範圍設定在 0.9p.u.至 1.05p.u.之間)。其中，運用 PSS/E 電 力潮流計算的功能，進行當年度用電尖峰負載日電力潮流的收斂評估， 如圖 4.4；運用 PSS/E 事故模擬的功能，進行當年度用電尖峰負載日 發生大型電廠發電機組事故的衝擊影響，如圖 4.5；運用 PSS/E 事故

報表功能，檢視當年度用電尖峰負載日發生大型電廠發電機組事故的 分析結果，如圖 4.6。

圖 4.4 本研究運用 PSS/E 電力潮流計算功能進行當年度用電尖峰負 載日電力潮流的收斂評估之畫面

圖 4.5 本研究運用 PSS/E 事故模擬功能進行當年度用電尖峰負載日 發生大型電廠發電機組事故的衝擊影響之畫面

圖 4.6 本研究運用 PSS/E 事故報表功能檢視當年度用電尖峰負載日 發生大型電廠發電機組事故的分析結果之畫面

第五章 大型電廠發電機組併網電力驟變對台灣電力系統之

衝擊分析

5.1 模擬方案情境說明 由於台電公司長期電源開發方案多有因環評、民眾抗爭等因素而 延宕的情況，且台灣北部地區於 2017 年度夏季期間亦發生大潭發電 廠全廠停機的815 全台大停電事故，故本研究將評估台灣電力系統於 年尖峰負載日情況下，發生任一大型電廠發電機組併網電力驟變(含 電廠全黑)事故對於整體電力系統之衝擊影響。在運轉情境方面，本研 究假設「台電 10610 修正版長期電源開發方案」於 2018 年～2026 年 期間各年度之電源開發方案全部能於或部分未能於年尖峰負載日前 完成併網(即本研究模擬方案(一)和模擬方案(二))，但輸變電建設進程 則依台電公司規劃方案；在事故情境方面，假設電力系統於年尖峰負 載日發生任一大型電廠發電機組併網電力驟變(含電廠全黑)事故。值 得一提的是，配合政府實施非核家園政策，本研究在上述同一運轉與 事故情境基礎下，亦假設台灣北部地區核一廠停用及核二廠 1 號和 2 號機組退役前維持運轉(模擬方案(一))、核一廠停用及核二廠 1 號機 組退役前維持運轉和 2 號機組退役前停用(模擬方案(二))等二種運轉 情境，以評估其對於電力系統潮流分析之影響。 本研究以台電公司系統規劃處所提供執行 2018 年～2026 年期