345kV輸電線路N-2事故對台灣電力系統之衝擊分析

大華科技大學

電機與電子工程研究所

碩士論文

345kV輸電線路N-2事故對台灣電力系統

之衝擊分析

Impact Analysis of N-2 Contingency

on 345kV Transmission Line

in Taiwan Power System

研 究 生：葉 志 強

指導教授：盧 豐 彰 博士

345kV輸電線路N-2事故對台灣電力系統之衝擊分析

Impact Analysis of N-2 Contingency on 345kV

Transmission Line in Taiwan Power System

研 究 生：葉志強 student

：Chih-Chiang Yeh

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

July 2018

Hsinchu, Taiwan, Republic of China.

摘要

政 府 為 實 現 非 核 家 園 目 標，正 逐 步 推 動 能 源 轉 型 政 策，預

定 在 2025 年達成將再生能源發電占比提升至百分之二十、天然

氣發電占比提升至百分之五十、以及燃煤發電占比降低至百分之

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，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。

2017 年夏季期間，和平電廠電源線(冬山-和平兩回線)因尼莎颱

風造成#72 鐵塔倒塌，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 345kV 輸電線

路 N-2 事故之模擬，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。

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 to 20%, increase the proportion of

natural gas power generation to 50%, and decrease the proportion of

coal-fired power generation 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, the power line of the Peace Power Plant

(Dongshan-Peace Double Line) caused the collapse of #72 Tower caused

by Typhoon Nishsa, 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 N-2 contingency on 345kV transmission line

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.

目錄

摘要 ... I

Abstract ... II

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 ... 3

1.3 章節說明 ... 4

第二章 能源政策與新電業法 ... 5

2.1 政府能源政策 ... 5

2.1.1 能源政策規劃 ... 5

2.1.2 能源轉型規劃 ... 8

2.2 新電業法及對台電公司現行輸配電部門之影響 ... 10

2.2.1 新電業法 ... 10

2.2.2 新電業法對於台電公司現行輸配電部門組織發展之影

響[1] ... 15

2.2.3 新電業法對於台電公司現行輸配電部門運作模式之影

響[1] ... 18

技術之影響[1] ... 19

第三章 345kV 輸電線路 N-2 事故模擬方法 ... 20

3.1 前言 ... 20

3.2 系統概述 ... 20

3.2.1 台灣電力系統 ... 20

3.2.2 台灣 345kV 輸電系統 ... 22

3.2.3 台電公司電力系統調度架構... 33

3.3 台電公司長期電源開發方案 ... 35

3.4 台電公司輸電系統規劃準則 ... 38

3.5 345kV 輸電線路 N-2 事故模擬方法說明 ... 40

3.5.1 模擬工具 ... 40

3.5.2 模擬方法說明 ... 40

第四章 345kV 輸電線路 N-2 事故對電力系統之衝擊分析 ... 43

4.1 345kV 輸電線路(含電源線)N-2 事故假設情境說明 ... 43

4.2 以 2018 年為例說明 345kV 輸電線路發生 N-2 事故之評估結果

... 45

4.2.1 以 2018 年為例說明模擬方案(一)之評估結果 ... 45

4.2.2 以 2018 年為例說明模擬方案(二)之評估結果 ... 47

4.2.3 以 2018 年為例說明模擬方案(三)之評估結果 ... 50

之評估結果 ... 54

4.3.1 2018 年～2026 年模擬方案(一)之評估結果 ... 54

4.3.2 2018 年～2026 年模擬方案(二)之評估結果 ... 60

4.3.3 2018 年～2026 年模擬方案(三)之評估結果 ... 78

4.4 345kV 輸電線路 N-2 事故綜合比較與具體建議 ... 99

4.4.1 345kV 輸電線路 N-2 事故綜合比較 ... 99

4.4.2 具體建議 ... 100

第五章 結論與未來研究方向 ... 102

5.1 結論 ... 102

5.2 未來研究方向 ... 104

參考文獻 ... 105

圖目錄

圖 3.1 2017 年台灣電力系統主要發電廠及 161kV(含以上)輸電線路分

佈示意圖 ... 21

圖 3.2 台灣地區 345kV 輸電系統之分布情形 ... 22

圖 3.3 台灣現行電力系統調度架構與分工示意圖 ... 34

圖 3.4 本研究運用 PSS/E 進行年尖峰負載日電力潮流收斂評估之畫

面 ... 41

圖 3.5 本研究運用 PSS/E 故障模擬功能進行 N-2 事故模擬評估之畫面

... 41

圖 3.6 本研究運用 PSS/E 事故報表功能進行 345kV 輸電線路任兩回

線 N-2 事故電力潮流分析之畫面 ... 42

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 ... 6

表 2.2 電業法與本研究相關之條文內容 ... 11

表 3.1 2017 年台電超高壓與主變壓器總容量統計一覽表 ... 23

表 3.2 台電系統超高壓變電所(E/S)竣工年表 ... 24

表 3.3 台電系統超高壓 345kV 輸電線路完工年表 ... 25

表 3.4 2026 年台灣電力系統鐵塔共架之 345kV 兩回線輸電線一覽表

... 29

表 3.5 台電公司 10605 版長期電源開發方案 ... 37

表 3.6 本研究相關輸電系統規劃準則 ... 39

表 4.1 2018 年～2026 年模擬方案(一)之電力潮流分析結果 ... 54

表 4.2 2018 年～2026 年模擬方案(二)之電力潮流分析結果 ... 60

表 4.3 2018 年～2026 年模擬方案(三)之電力潮流分析結果 ... 78

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，政 府 為 實 現 非 核 家 園 目 標，正 逐 步 推 動 能 源 轉 型 政 策 ， 預

定 在2025年達成將再生能源發電占比提升至百分之二十、天然氣

發電占比提升至百分之五十、以及燃煤發電占比降低至百分之三

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

都將除役，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。亦即，

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。再者，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。

此外，由於民眾環境保護意識高漲，台灣地區各項輸電線路建設

皆相當困難，台電公司345kV輸變電計畫大多是以解決現行供電瓶頸

的問題為主，例如：台北地區的大安、松湖345kV超高壓變電所及深

美-大安、大安-松湖345kV輸電線路。因此，短期內要針對大型電廠(即

和平、深澳、林口、國光、大潭、通霄、塑化、麥寮、興達北、興達

南、大林等電廠)幅射狀結構的345kV電源線進行改善實屬不易。

近年來，台灣電力系統的規模隨著負載的緩步增加而日益龐大，

然而系統備用容量率卻無法維持在既有的水準(百分之十五以上)，以

及維持足夠的系統熱機備轉容量率(百分之六以上)，這使得單一

345kV輸電線路(含電源線)N-2事故造成電力系統不穩定或引起其他

連鎖反應事故的風險增加。因此，為了降低345kV輸電線路(含電源線)

此類N-2事件發生時的衝擊影響範圍，有必要針對任一345kV輸電線

路(含電源線)的各種N-2事故想定方案，可能產生的衝擊影響予以模

擬評估，並就模擬結果預先做好準備，就能在事發時從容應變。

1.2 研究目的

由於電力調度事涉整體電力系統，需以電網系統容量、電力潮流

等之安全及可靠度為首要條件，以穩定電源供應。

事實上，台灣地區除核能電廠外，目前大型電廠(含民營電廠)中

僅台中火力電廠(即中火北和中火南)的電源線採 N-2 準則來建置。此

一情形，在北部地區 2 座大型核能電廠(核一和核二)在 2023 年屆齡

不延役後，勢必影響整體電力系統的調度與運作模式。2017 年夏季

期間，和平電廠電源線(冬山-和平兩回線)因尼莎颱風造成#72 鐵塔倒

塌，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

345kV 輸電線路 N-2 事故之模擬，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 能源政策與新電業法

探討與本研究相關的現行能源政策及新電業法。

第三章 345kV輸電線路N-2事故模擬方法

說明345kV輸電線路系統與本研究之電源開發方案內容與第四

章相關模擬系統介紹及現行的輸電系統規劃準則

第四章 345kV輸電線路N-2事故對電力系統之衝擊分析

探討本研究所使用電力系統模擬軟體所模擬出來對345kV輸電

線路N-2事故對電力系統的事故結果與分析。

第五章 結論與未來發展建議

說明本論文研究結論及未來的研究方向。

第二章 能源政策與新電業法

2.1 政府能源政策

2.1.1 能源政策規劃

政 府 為 實 現 2025 非 核 家 園 目 標 ， 於 2016 年 9 月 17 日 發

布 啟 動 能 源 轉 型 與 電 業 改 革 之 能 源 政 策 [2]。亦 即，現 階 段 政 府

能 源 政 策 是 以 能 源 轉 型 與 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 ，

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 [3]， 如 表 2.1。

表 2.1 現 階 段 政 府 推 動 能 源 政 策 之 具 體 行 動 措 施 [2]

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 114 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 114 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 ， 強 化 電 網 穩 定 度 1. 在 提 高 再 生 能 源 目 標 同 時 ， 亦 藉 儲 能 技 術 發 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.以太陽光電 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 。

2.1.2 能源轉型規劃

面對國內外能源環境快速變遷，經濟部為落實政府之 能 源 政

策 ， 全力推動綠能發展，打造潔淨能源結構與營造永續能源發展

環境，於 2017 年 5 月 16 日發布能源轉型路徑規劃之目標[4]。我

國能源轉型主要以發展無碳再生能源與擴大低碳天然氣使用，並

逐步降低燃煤使用發電。經濟部能源轉型規劃目標是：在 2025

年達成將再生能源發電占比提升至百分之二十、天然氣發電占比

提升至百分之五十、以及燃煤發電占比降低至百分之三十。

經濟部為達成上述能源轉型目標所訂定之推動時程 [4]，說明

如下：

(ㄧ)再生能源

以分期均衡發展、技術成熟可行、成本效益導向、電價影響可接

受及帶動產業發展為原則，擴大設置再生能源，發展期程由 2016 年

再生能源發電量占全國總發電量比例約百分之四點八，於 2020 年提

高兩倍，並於 2025 年達成再生能源發電量占全國總發電量比例達到

百分之二十的目標。

(二)燃氣發電

推動擴建或新建天然氣電廠並採用高效率複循環機組，其發電效

率可增加百分之十，同時確保擴建或新設液化天然氣卸收與輸儲設備

可如期完工運轉，發展期程由 2016 年發電量占全國總發電量比例約

百百分之三十，並希望於 2025 年達成百分之五十的目標。

(三)燃煤發電

為確保能源轉型過程中電力供應穩定，作為燃煤發電是重要基載

電力，並於未來能源結構中能維持適度燃煤，同時也透過燃煤電廠汰

舊換新並採超超臨界高效率機組，其發電效率可增加將近百分之十，

並以彈性調度，逐步降低燃煤發電占比，發展路徑由 2016 年發電量

占全國總發電量比例約百分之四十五，2020 年因核一及核二除役過

程中，替代的天然氣發電機組與再生能源裝置容量未能趕上，總發電

占比略升，於 2020 年上升百分之五，經機組與裝置完工之後 2025 年

占比降至百分之三十以下。

(四)核能發電

實現 2025 非核家園三座核電廠不延役，依新修正「電業法」第

95 條規定，核能發電設備應於 2025 年以前全部停止運轉，另依「核

子反應器設施管制法」規定於預定永久停止運轉前 3 年提出除役計

畫，同時核四持續封存或廢除，於 2025 年達成非核家園目標。

2.2 新電業法及對台電公司現行輸配電部門之影響

2.2.1 新電業法

政府為開發及有效管理國家電力資源、調節電力供需，推動能源

轉型、減少碳排放，並促進電業多元供給、公平競爭及合理經營，保

障用戶權益，增進社會福祉，以達國家永續發展，於 2017 年 1 月 26

日完成「電業法」[5]之修訂。

最新修訂之電業法與本研究相關之條文內容，如表 2.2。

表 2.2 電業法與本研究相關之條文內容[5]

條次 條文內容 修法理由 第三條 本法所稱主管機關：在中央為經 濟部；在直轄市為直轄市政府； 在縣（市）為縣（市）政府。 中央主管機關應辦理下列事項： 一、電業政策之分析、研擬及推 動。 二、全國電業工程安全、電業設 備之監督及管理。 三、電力技術法規之擬定。 四、電業設備之監督及管理。 五、電力開發協助金提撥比例之 公告。 六、電價與各種收費費率及其計 算公式之政策研擬、核定及 管理。 七、其他電力技術及安全相關業 務之監督及管理。 直轄市、縣（市）主管機關應辦 理轄區內下列事項： 一、電業籌設、擴建及電業執照 申請之核轉。 二、協助辦理用戶用電設備之檢 驗。 三、電業與民眾間有關用地爭議 之處理。 四、電力工程行業、電力技術人 員及用電場所之監督及管 理。 中央主管機關應指定電業管制 機關，辦理下列事項： 一、電業及電力市場之監督及管 理。 二、電業籌設、擴建及電業執照 申請之許可及核准。 三、電力供需之預測、規劃事項 (一)參考英、美、歐盟等先進國家 作法，為推動電業改革、管 理電力市場及確保用戶用電 權益，應成立電業管制機關。 (二)明定電業管制機關之職權主 要以與電力市場管制及電業 監管有關之業務為主，但不 涉及電力政策、電力技術法 規擬定，以及安全有關之業 務。 (三)有關電力供需之預測及規劃 事項、公用售電業電力排碳 係數之監管、確保用戶用電 權益、電力調度監管及電業 爭議調處之業務由電業管制 機關辦理。 (四)國營電業肩負輸配電及公用 售電業務，其組織與人員之 變動，將影響整體電力市場 之運作，爰明定國營電業之 管理，除應符合本條各項之 規定外，另其組設、合併、 改組、撤銷及重要人員之任 免核定管理及監督事項，亦 由電業管制機關辦理。 (五)明定電業管制機關於中央主 管機關指定前，其應辦理事 項由中央主管機關辦理。 ( 六 ) 現 行 電 力 調 度 之 規 劃 及 作 業，係由綜合電業執行，惟 未 來 綜 合 電 業 將 分 為 發 電 業 、 輸 配 電 業 及 公 用 售 電 業，為使電力調度能依公平 公正的原則進行，同時確保 電力系統之可靠度，爰中央

四、公用售電業電力排碳係數之 監督及管理。 五、用戶用電權益之監督及管 理。 六、電力調度之監督及管理。 七、電業間或電業與用戶間之爭 議調處。 八、售電業或再生能源發電設備 設置爭議調處。 國營電業之組設、合併、改組、 撤銷、重要人員任免核定管理及 監督事項，由電業管制機關辦 理。 主管機關得召開專業公正之 電力可靠度審議會辦理電力 調度之監督及管理。 (七)電業間或電業與用戶間之爭 議 調 處 ， 應 由 具 備 電 力 專 業、法律專業之專家學者組 成電業爭議調處審議會負責 調 處 ， 以 達 排 解 爭 議 之 功 效，爰中央主管機關得召開 電業爭議調處審議會辦理電 業間或電業與用戶間之爭議 調處。 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。 (一)為維持電力市場公平競爭，電 力 網 均 定 位 為 「 公 共 通 路 （Common Carrier）」，即所 有電業均得在系統安全前提 下，機會均等且無差別待遇 地使用電力網以輸送電能。 (二)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，且執行電力調 度時，並應考量整體經濟效 益、環境保護及政府能源政 策，以建立公平競爭之電力 市場。 (三)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 一、輸配電業應負責執行電力 調度業務，於確保電力系統 安全穩定下，應優先併網、 調度再生能源。 二、輸 配 電 業 為 執 行 前 項 業 (一)電力調度業務影響電力市場 甚鉅，故第一項明定由輸配 電業負責執行，於確保電力 系統安全穩定下，應優先調 度再生能源。

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、緊急 處置及資訊公開等事項之 規定，送電業管制機關核 定；修正時亦同。 (二)第二項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、緊急處置及資訊公開等 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 一、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。 二、輸配電業因提供前項輔助 服務，得收取費用。 前項輔助服務之費用，得依電力 排碳係數訂定，並經電價費率審 議會審議通過。 (一)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。 (二)輔助服務之提供者，除電業以 外 ， 亦 得 由 用 戶 群 代 表 （Aggregator）整合用戶後提 供。 第十條 一、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。 二、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。 前二項費用，得依電力排碳係數 訂定，並經電價費率審議會審議 通過，前項費用，得依電力排碳 (一)第一項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。 (二)為貫徹使用者付費原則，爰於 第二項明定調度電力使用到 電力網時，輸配電業應收取 費用。

係數予以優惠，其優惠辦法由中 央主管機關定之。 第十一條 一、輸配電業為電力市場發展 之需要，經電業管制機關許 可，應於廠網分工後設立公 開透明之電力交易平台。 二、電力交易平台應充分揭露 交易資訊，以達調節電力供 需及電業間公平競爭、合理 經營之目標。 第一項電力交易平台之成員、組 織、時程、交易管理及其他應遵 行事項之規則，由電業管制機關 定之，以保障電力交易安全。 (一)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。 (二)第二項明定電力交易平台應 充分揭露交易資訊，以達調 節電力供需及電業間公平競 爭、合理經營之目標。 第十二條 電業管制機關為維護公益或電 業及用戶權益，得隨時命輸配電 業 提 出 財 務 或 業 務 之 報 告 資 料，或查核其業務、財產、帳簿、 書類或其他有關物件；發現有違 反法令且情節重大者，並得封存 或調取其有關證件。 輸 配 電 業 對 於 前 項 命 令 及 查 核，不得規避、妨礙或拒絕。 電力調度業務之運作與電力供應 息息相關，倘其執行狀況不良， 將影響電力穩定供應，並影響用 戶用電權益及電業經營，為防止 該等影響市場行為發生，政府機 關 應 善 盡 監 督 輸 配 電 業 運 作 職 責，以維護公眾、業者及全體用 戶權益，倘發現有違法情事且情 節重大者，並可立即予以處置， 防止事證湮滅。 此項明定輸配電業對電業管制機 關 通 知 提 出 或 查 核 等 ， 不 得 規 避、妨礙或拒絕。

2.2.2 新電業法對於台電公司現行輸配電部門組織發展之影響[1]

台電公司內部組織架構過去是以七大系統為主，自2016年1月1

日早在電業法修法前，台電公司組織架構進行改組，成立水火力發

電、核能發電、輸供電及配售電四大事業部，各部門成本也各別計算。

新電業法實施後，台電公司須在未來一定期限內，將輸供電事業部獨

立分割成立輸配電公司，但輸配電網路實際操作仍將由台電公司所成

立 分 割 之 輸 配 電 公 司 負 責 執 行 。 所 以 電 能 管 理 系 統 (Energy

Management System, EMS)除須有接收外部其他發電業者的雙邊合約

資訊與機組資料的能力，還需要有監控全台所有設備狀況之能力，何

況還有日益增加的太陽、風力等再生能源發電裝置。以目前台電現有

的中央調度控制中心的EMS系統是無法達到此項要求，所以台電公司

若能藉由新電業法的實施，先進行EMS/SCADA(電力系統控制監視與

資料處理系統（Supervisory Control and Data Acquisitionsystem)）系統

的擴建與整合，將電源與電網集中統一調度，將來在實施電力市場交

易 制 度 後 可 達 平 順 之 轉 移 ， 減 少 不 必 要 之 資 源 浪 費 。 另 外 ，

EMS/SCADA系統在硬體方面，應於現有分散式架構下增加專職之伺

服器，專門處理外部資訊，以因應實施電力市場交易制度後之變化。

而在軟體方面，此EMS/SCADA系統需有與其他系統(如結算系統

等)，連結溝通之能力，傳遞排程等相關訊息，使電力調度能完善的

新電業法對於台電公司現行輸配電部門組織發展之影響，說明如

下：

1.輸配電部門須及早進行公司化的組織調整準備，逐步加強非電

力專業(資管、財務、會計、服務、法務等)組織的人力。

2.因應未來國內電力調度控制愈趨複雜(備用容量不足、再生能源

發電占比徒增、導入電力輔助服務、電力代輸服務、電力交易

平台)的發展趨勢，輸配電部門須及早規劃建置所需的軟硬體設

備及培育相關專業人才，並提升現有電力專業(綠能電力監測、

綠能電力預測、備轉電力因應、電力資訊統合/整合/應用)人員

的能力。

3.未來小型分散式電源將日益增加，持續強化綠色能源控制、智

慧電網控制等內部組織的功能乃是一項重要課題。

近 年來，隨著通訊 科技技 術發展日 新月異，使得點 對點的

通 訊傳輸 速度大幅 提升， 並且通訊 相關硬 體體積也 愈趨縮 小，

此 項 發 展 趨 勢 對 於 現 行 台 電 公 司 輸配電部門各層級調度控制中心

組織與設備之整合發展變得更為可行。 目 前 台 電 公 司 配 電 處 正 積

極 規劃升 級與整合 各區處 配電調度控制中心的電 能管理 系統，新

一 代電能 管理系統 將集中 建置於台 灣北中 南區三處。此外，配

電 處 也 引 進 整 合型 配電調度控制中心(Distribution Dispatch Control

Center, DDCC)的技術，未來將逐步將各區處的配電調度控制中心

(Area Dispatching Control. Center, ADCC) 與饋線調度中心 (Feeder

Dispatch Control Center, FDCC)予以整併。此種做法，有助於未來輸

配電公司組織之精簡與調度中心控制架構之整併，十分有利於降低營

運成本與提升作業效率。

2.2.3 新電業法對於台電公司現行輸配電部門運作模式之影響[1]

從新版電業法電力調度之相關條文來觀察，可以發現國內輸配電

網路之經營與維護仍將維持國家所有，所以在制度設計方面屬於政府

涉入營運及監督管理程度較高的規劃，對於確保電力系統安全與電力

穩定供應，將會有較大的幫助。依據新版電業法規定，在電網公平開

放使用的前提下，國營輸配電公司的電力調度控制中心應本於安全、

公平、公開、經濟、環保及能源政策的原則進行電力調度，並且電力

調度之範圍、項目、程序、規範、費用分攤及緊急處置等事項，應依

電業管制機關所核定的電力調度規則為之。換言之，電力調度規則係

由電業管制機關所訂定，輸配電業除了傳統的電力調度業務之外，依

法將受到更為專業的監管機構來管制，使得以往電力調度被外界視為

台電公司本身球員兼裁判的不公平、不公開的現象，將不復存在。再

者，新版電業法規定輸配電業應依調度需求及發電業、自用發電設備

之申請，以收費方式提供必要之輔助服務，以及依再生能源發電業或

售電業之申請，按其調度總量繳交電力調度費方式提供必要之電力代

輸服務。甚至於在電業管制機關的許可下，輸配電業亦得設立電力交

易平台。所以，新電業法施行後，輸配電部門將增加輔助服務、電力

代輸及/或電力市場操作方面的電力調度業務，以及因為提供前述服

務在資源籌措、定價、計量、帳務結算等方面所衍生的業務。

2.2.4 新電業法對於台電公司輸配電部門現行電力調度控制技術之影

響[1]

新電業法對於台電公司輸配電部門現行電力調度控制技術之影

響，說明如下：

1.政府能源政策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，也衝擊了行之多年的經濟

調度模式。

2.風力/太陽能發電機組受天候條件影響極大，發電量預測模式複

雜且預測誤差大，縮短電力調度人員即時控制應變的時程。

3.電力系統調度未來即將導入的電力輔助服務、電力代輸服務、

電力交易平台，使得電力調度控制更為複雜困難，規劃新一代

電能管理系統與處理各項即時資訊的界面鍵接整合問題克不容

緩。

4.調度人員平時的離線模擬訓練與後台人員的資訊整合支援將

扮演更為重要的角色。

5.應加強與國外先進國家(歐美日韓等)電力調度控制技術的交

流，俾縮短我國電業管制架構發展演替的時程。

第三章 345kV 輸電線路 N-2 事故模擬方法

3.1 前言

2017 年夏季期間大潭電廠發生全黑事故，同時和平電廠電源線

(冬山-和平兩回線)因尼莎颱風造成#72 鐵塔倒塌，造成 815 全台大停

電事件。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 345kV 輸電線路 N-2

事故模擬之方法，並針對模擬所需相關專業資料，包括：台灣電力系

統、345kV 輸電系統、台電公司電力調度架構、台電公司長期電源開

發方案、台電公司輸電系統規劃準則等背景知識，進行概略的介紹。

3.2 系統概述

3.2.1 台灣電力系統

台灣地區發輸變電設備極度密集，2017 年電力系統主要發電廠

及 161kV(含以上)輸電線路分佈，如圖 3.1[6]。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)、燃氣電廠 10

座(大潭、國光、新桃、通宵、星元、彰濱、嘉惠、森霸、南部、海

湖)、燃煤電廠 4 座(林口、台中、和平、麥寮)、燃油電廠 1 座(協和)、

燃煤及燃氣電廠 2 座(興達、大林)。台灣電力系統 2017 年發電裝置

容量中，核能發電裝置容量為 5,144MW、抽蓄水力發電裝置容量為

2,602MW、燃煤發電裝置容量為 12,297MW、燃油發電裝置容量為

2,570MW、燃氣發電裝置容量為 14,481MW、再生能源發電裝置容量

為 4,792MW，總計發電機組總裝置容量約 41,886MW[7]，最高尖峰

用電負載約 36,453MW。為解決 345kV 輸電系統故障電流過大的問

題，台電公司將 345kV 輸電網路進行局部解聯，宛如兩個系統。但

是產生另一副作用，除了降低供電可靠度及穩定度外，又造成線路電

力潮流輸送不均勻，容易超載，卻無法就近融通支援供電。

圖 3.1 2017 年台灣電力系統主要發電廠及 161kV(含以上)輸電線路分

佈示意圖[6]

3.2.2 台灣 345kV 輸電系統

台灣地區345kV輸電系統之分布情形，如圖3.2[8]。在345kV電源

線方面，除核能電廠採N-2規劃準則設計，其餘採N-1規劃準則設計；

在345kV輸電線方面，除龍潭-中寮-龍崎的主幹線採N-2規劃準則設

計，其餘採N-1規劃準則設計。

資料來源：台電公司系統規劃處

圖3.2 台灣地區345kV輸電系統之分布情形[8]

根據 2017 年台電電力調度處「105 年、106 年度台電一次系統單、

三相故障電流及接地方式檢討」報告書[9]，統計台電超高壓與主變

壓器總裝置容量及所有台電系統超高壓變電所和超高壓 345kV 輸電

線路之現狀，包括：分布情形、輸電線長度、超高壓變電所數量等，

如表 3.1～表 3.3[9-10]。

表 3.1 2017 年台電超高壓與主變壓器總容量統計一覽表[9]

統計項目 變電所 變電所類型 數目 (所) 總數 (所) 主變總裝置容量 (MVA) 345kV 超高壓變電所 (E/S) 電廠E/S(500MVA) 5 34 64,500 超高壓開閉所 1 E/S(500MVA) 28 資料來源：台電公司電力調度處「104 年、105 年度台電一次系統單、三相故障電流及接地方式 檢討」報告書。

表 3.2 台電系統超高壓變電所(E/S)竣工年表[10]

排序 竣工年月 變電所(E/S) 備註 1 63 年 9 月 天輪 台中–主變 500MVA x 1 2 63 年 9 月 板橋 台北–主變 500MVA x 1 3 63 年 10 月 高港 高屏–主變 500MVA x 2 4 66 年 3 月 汐止 台北–主變 500MVA x 4 5 68 年 6 月 龍潭 新桃–主變 500MVA x 3 6 70 年 12 月 龍崎 嘉南–主變 500MVA x 4 7 73 年 6 月 南投 台中–主變 500MVA x 1 8 73 年 11 月 中寮 台中–開閉所 9 74 年 12 月 中港 台中–主變 500MVA x 2 10 75 年 中火 台中–主變 500MVA x 1 11 84 年 9 月 麥寮 雲林–民營電廠 12 85 年 塑化 雲林–汽電共生廠 13 86 年 4 月 全興 台中–主變 500MVA x 2 14 86 年 5 月 彰濱 台中–主變 500MVA x 2 15 87 年 10 月 鳳林 花東–主變 500MVA x 1 16 88 年 和平 花東–民營電廠 17 88 年 國光 新桃–民營電廠 18 89 年 9 月 大鵬 高屏–主變 500MVA x 2 19 89 年 10 月 冬山 台北–主變 500MVA x 2 20 91 年 12 月 仁武 高屏–主變 500MVA x 4 21 91 年 4 月 南科 嘉南–主變 500MVA x 5 22 93 年 興益 高屏–主變 500MVA x 1 23 93 年 12 月 路北 高屏–主變 500MVA x 4 24 96 年 大潭 新桃–主變 500MVA x 2 25 98 年 6 月 霧峰 台中–主變 500MVA x 3 26 99 年 3 月 后里 台中–主變 500MVA x 5 27 99 年 3 月 中科 台中–主變 500MVA x 3 28 99 年 12 月 竹工 新桃–主變 500MVA x 3 29 99 年 12 月 瀰力 高屏–主變 500MVA x 2 30 100 年 6 月 仙渡 台北–主變 500MVA x 3 31 101 年 9 月 彰林 台中–主變 500MVA x 4 32 103 年 7 月 五甲 高屏–主變 500MVA x 2 33 103 年 7 月 高雄 高屏–主變 500MVA x 2 34 103 年 12 月 林口 新北–主變 500MVA x 2

表 3.3 台電系統超高壓 345kV 輸電線路完工年表[10]

排序 完工年月 線路別 回線數 長度（公里） 1 59 年 8 月 天輪–集集 1 40.3 2 63 年 3 月 板橋–天輪 2 121.6 3 63 年 10 月 天輪–高港 2 206.3 4 65 年 5 月 核二–協和 2 10.8 5 65 年 8 月 核二–汐止 2 13.8 6 65 年 8 月 汐止–板橋 2 30 7 66 年 7 月 核一–汐止 2 23.5 8 67 年 11 月 協和–板橋 2 46.2 9 68 年 6 月 板橋–龍潭 2 39.22 10 68 年 6 月 天輪–龍潭 2 88.45 11 68 年 7 月 核一–龍潭 2 70.2 12 70 年 11 月 興達–龍崎 2、4 路 2 21.5 13 70 年 12 月 天輪–龍崎 2 167.77 14 70 年 12 月 高港–龍崎 2 40.34 15 71 年 9 月 核一–核二 1 14.52 16 71 年 9 月 汐止–核二 1 13.86 17 72 年 9 月 核三–高港 2 87.8 18 73 年 11 月 核三–龍崎 2 126.5 19 73 年 11 月 龍潭–(峨嵋)–中寮 2 127.3 20 73 年 11 月 中寮–南投 2 13.8 21 73 年 11 月 天輪–中寮 2 37.45 22 73 年 11 月 龍崎–中寮 2 130.45 23 73 年 11 月 大觀–中寮 2 11.6 24 74 年 4 月 中寮–龍崎 2 124.9 25 74 年 5 月 興達–龍崎 1、3 路 2 26.7 26 74 年 12 月 中寮–中港 2 46.7 27 74 年 12 月 大觀–中寮 2 11.52 28 76 年 6 月 板橋–深美 2 21.7 29 76 年 6 月 協和–深美 2 24 30 77 年 6 月 核一–頂湖 2 41.9 31 77 年 6 月 龍潭–頂湖 2 35.84 32 77 年 10 月 大觀–中寮三路 1 11.52 33 79 年 1 月 中火–中港 2 11.25 34 80 年 3 月 中寮(北)–嘉民一路 1 51.024 35 80 年 3 月 龍崎(北)–嘉民一路 1 76.59

表 3.3 台電系統超高壓 345kV 輸電線路完工年表(續)

36 80 年 11 月 中寮(北)–嘉民二路 1 51.024 37 80 年 11 月 龍崎(北)–嘉民二路 1 76.593 38 80 年 12 月 民潭–中寮三路 1 12.94 39 82 年 5 月 中火–南投 2 45.56 40 83 年 10 月 龍潭–峨嵋 2 29.437 41 83 年 10 月 峨嵋–中寮 2 99.83 42 83 年 12 月 明潭–中寮一、二路 2 12.57 43 86 年 4 月 全興–南投 2 39.269 44 86 年 4 月 全興–中火一路 1 6.49 45 86 年 5 月 全興–中火一路 1 6.29 46 86 年 5 月 中寮–中港一路 1 45.37 47 86 年 5 月 中寮–中港二路 1 45.37 48 86 年 5 月 中火–彰濱 1 10.98 49 86 年 5 月 彰濱–全興 1 12.67 50 86 年 5 月 中寮–中火 2 48.47 51 86 年 5 月 中寮–全興 1 46.62 52 86 年 5 月 全興–中火 1 6.514 53 87 年 10 月 明潭–鳳林 1 72.8 54 87 年 11 月 嘉民–麥寮 2 46.95 55 88 年 麥寮–塑化 2 0.68 56 88 年 6 月 大觀–鳳林 1 71.71 57 89 年 2 月 峨嵋–中火 2 98.19 58 89 年 4 月 龍潭–峨嵋三、四路 2 28.94 59 89 年 4 月 深美–龍潭 2 69.62 60 89 年 9 月 高港–大鵬紅線 1 32.362 61 89 年 9 月 核三–大鵬紅線 1 56.625 62 89 年 10 月 高港–大鵬白線 1 32.362 63 89 年 10 月 核三–大鵬白線 1 56.625 64 89 年 10 月 深美–冬山一、二路 2 49.8 65 90 年 5 月 中寮(南)–嘉民三路 1 63.854 66 91 年 5 月 嘉民–龍崎(南)紅線 1 94.593 67 91 年 5 月 中寮(南)–龍崎白線 1 136.7 68 91 年 5 月 嘉民–南科二路 1 75.63 69 91 年 5 月 龍崎–南科二路 1 39.19 70 91 年 12 月 龍崎–仁武 2 24.6

表 3.3 台電系統超高壓 345kV 輸電線路完工年表(續)

72 92 年 和平–冬山 2 52.87 73 92 年 5 月 中寮–塑化 2 71.5 74 93 年 國光–頂湖 2 4.506 75 93 年 12 月 龍崎–路北紅白線 2 16.25 76 93 年 12 月 興達–路北紅白線 2 5.4 77 94 年 4 月 嘉民–南科一路 1 72.952 78 95 年 12 月 龍崎–南科一路 1 43.657 79 96 年 5 月 大潭–龍潭白線 1 31.63 80 96 年 5 月 大潭–龍潭紅線 1 31.63 81 99 年 5 月 峨嵋–后里紅線 1 55.05 82 99 年 5 月 峨嵋–后里白線 1 55.046 83 99 年 5 月 后里–中科白線 1 36.176 84 99 年 5 月 后里–中火(北)紅線 1 47.231 85 99 年 10 月 龍門–深美紅白線 1 31.952 86 99 年 10 月 龍門–龍潭紅線 1 85.202 87 99 年 10 月 龍門–龍潭白線 1 85.076 88 99 年 12 月 龍崎–瀰力一路 1 19.831 89 99 年 12 月 瀰力–核三一路 1 107.43 90 99 年 12 月 龍崎–瀰力二路 1 19.831 91 99 年 12 月 瀰力–大鵬二路 1 56.605 92 99 年 12 月 大潭–竹工一、二 2 18.28 93 99 年 12 月 竹工–龍潭紅白線 2 10.162 94 100 年 4 月 峨嵋(紅)–#1 號鐵塔 1 82.06 95 100 年 4 月 霧峰(紅)–#1 號鐵塔 1 15.86 96 100 年 4 月 中寮(南)紅–#2 號鐵塔 1 21.23 97 100 年 6 月 頂湖–仙渡一、二路 2 20.312 98 101 年 9 月 南投–彰林南線 1 23.834 99 101 年 9 月 南投–彰林北線 1 23.85 100 102 年 4 月 中寮(一)–#35-11 號塔 1 15.678 101 102 年 4 月 霧峰(一)–#35-11 號塔 1 7.316 102 102 年 4 月 中港(一)–#35-11 號塔 1 33.124 103 102 年 4 月 中寮(二)–#35-11 號塔 1 15.87 104 102 年 4 月 霧峰(二)–#35-11 號塔 1 7.37 105 102 年 4 月 中港(二)–#35-11 號塔 1 32.932 106 103 年 5 月 龍潭(白)–#1 號鐵塔 1 102.191

表 3.3 台電系統超高壓 345kV 輸電線路完工年表(續)

108 103 年 5 月 中寮(南)白–#1 號鐵塔 1 21.27 109 103 年 8 月 新高港–高雄一、二路 2 19.5 110 103 年 8 月 新高港–五甲南北線 2 10.3 111 103 年 8 月 五甲–高雄紅白線 2 9.3 112 104 年 12 月 中港–中科南路 1 5.56 113 104 年 12 月 中港–中科北路 1 5.56 資料來源：台電公司電力調度處-各年度統計年報大事記。

本研究根據台電系統規劃處所提供之超高壓系統資料進行統計

分類整理，以 2026 年為例，台灣電力系統鐵塔共架之 345kV 兩回線

輸電線共計有 73 條。其中，有 27 條為電源線、4 條為地下電纜(含 1

條電源線)，如表 3.4。

表3.4 2026年台灣電力系統鐵塔共架之345kV兩回線輸電線一覽表

序號 屬性 匯流排名稱 備註 1 電源線 核一-核二:核一-汐止 2 電源線 核一-汐止:核二-汐止 3 電源線 核一-頂湖:核一-頂湖 4 電源線 核二-協和:協和-汐止 5 電源線 核二-汐止:協和-汐止 6 電源線 協和-深美:協和-深美 7 電源線 林口-頂湖:林口-頂湖 8 電源線 大潭-竹工:大潭-竹工 9 電源線 中火北-后里:中火北-中科 10 電源線 中火北-后里:后里-中科 11 電源線 中火北-中港:中火北-中港 12 電源線 中火中-全興:中火中-中寮北 2025 新增中火中(540) 原中火南由 540 改 550 13 電源線 中火中-中寮北:全興-中寮南 2025 新增中火中 原 540 改編中火中 原中寮南改接中寮北 14 電源線 中火南-彰濱:中火南-全興 15 電源線 中火南-全興:彰濱-全興 16 電源線 通霄-義和:通霄-義和 2022 新增 通霄分歧更名義和 17 電源線 大觀二-中寮北:大觀二-中寮北 18 電源線 大觀二-中寮北:明潭-中寮南 19 電源線 大觀二-鳳林:明潭-鳳林 20 電源線 明潭-中寮南:明潭-中寮南 21 電源線 核三-瀰力:核三-大鵬 22 電源線 核三-瀰力:瀰力-大鵬 23 電源線 核三-大鵬:核三-大鵬 2024 新增興達新 1050

25 電源線 興達新-路北:興達北-路北 2024 新增興達新 1050 原興達南 1080 停用 26 電源線 大林新-高港:大林新-高港 2019 新增 地下電纜 27 電源線 冬山-和平:冬山-和平 28 輸電線 龍門-深美:龍門-深美 29 輸電線 龍門-龍潭北:龍門-龍潭南 30 輸電線 冬山-深美:冬山-深美 31 輸電線 汐止-板橋:汐止-板橋 32 輸電線 仙渡-頂湖:仙渡-頂湖 33 輸電線 大安-深美:大安-深美 2021 新增 34 輸電線 深美-板橋:深美-板橋 35 輸電線 板橋-龍潭北:板橋-龍潭北 36 輸電線 頂湖-龍潭南:頂湖-龍潭南 37 輸電線 頂湖-國光:頂湖-國光 38 輸電線 龍潭北-天輪:龍潭北-天輪 39 輸電線 龍潭北-霧龍寮南:峨眉-霧峨寮南 峨眉至中寮南分歧點(霧峨 寮南、霧龍寮南)345kV 輸電 線共架鐵塔 N-2 事故另將引 起分歧點另四回線(霧峰-霧 峨寮南、霧峰-霧龍寮南、中 寮南-霧峨寮南、中寮南-霧 龍寮南)同時跳脫 40 輸電線 龍潭北-霧龍寮南:龍潭南-峨眉 龍潭(北)(南)至峨眉 345kV 輸電線共架鐵塔 N-2 事故另 將引起霧龍寮南分歧點另兩 回線(霧峰-霧龍寮南、中寮 南-霧龍寮南)同時跳脫 41 輸電線 龍潭南-竹園:龍潭南-竹園 42 輸電線 龍潭南-峨眉:峨眉-霧峨寮南 峨眉 345kV 變電所出口共架 鐵塔 N-2 事故另將引起霧峨 寮南分歧點另兩回線(霧峰-霧峨寮南、中寮南-霧峨寮 南)同時跳脫 43 輸電線 龍潭南-竹工:龍潭南-竹工 44 輸電線 竹園-峨眉:竹園-峨眉 45 輸電線 峨眉-義和:峨眉-義和 2022 變更 通霄分歧更名義和 46 輸電線 義和-后里:義和-后里 2022 變更 通霄分歧更名義和 47 輸電線 天輪-龍崎北:天輪-龍崎南

49 輸電線 中港-霧港 B1:中港-霧港 B2 中港至中寮北分歧點(霧港 B1、霧港 B2)345kV 輸電線 共架鐵塔 N-2 事故另將引起 分歧點另四回線(霧峰-霧港 B1、霧峰-霧港 B2、中寮北-霧港 B1、中寮北-B2、中寮北-霧港 B2) 同時跳脫 50 輸電線 霧峰-霧峨寮南:霧峰-霧龍寮南 霧峰至分歧點(霧峨寮南、霧 龍寮南)345kV 輸電線共架 鐵塔 N-2 事故另將引起分歧 點另四回線(龍潭北-霧龍寮 南、峨眉-霧峨寮南、中寮南 -霧峨寮南、中寮南-霧龍寮 南)同時跳脫 51 輸電線 霧峰-霧港 B1:霧峰-霧港 B2 霧峰至分歧點(霧港 B1、霧 港 B2)345kV 輸電線共架鐵 塔 N-2 事故另將引起分歧點 另四回線(中港-霧港 B1、中 港-霧港 B2、中寮北-霧港 B1、中寮北-霧港 B2)同時跳 脫 52 輸電線 彰林-南投:彰林-南投 53 輸電線 全興-南投:全興-南投 54 輸電線 南投-中寮南:南投-中寮南 55 輸電線 中寮北-嘉民:中寮北-嘉民 56 輸電線 中寮北-霧港 B1:中寮北-霧港 B2 中寮北至中港分歧點(霧港 B1、霧港 B2)345kV 輸電線 共架鐵塔 N-2 事故另將引起 分歧點另四回線(中港-霧港 B1、中港-霧港 B2、霧峰-霧 港 B1、霧峰-霧港 B2)同時跳 脫 57 輸電線 中寮北-塑化:中寮北-塑化 58 輸電線 中寮南-嘉民:中寮南-瀰力 59 輸電線 中寮南-瀰力:嘉民-龍崎南 60 輸電線 中寮南-瀰力:龍崎北-瀰力 61 輸電線 中寮南-瀰力:龍崎北-龍崎南 62 輸電線 龍崎北-龍崎南:龍崎北-瀰力 63 輸電線 中寮南-霧峨寮南:中寮南-霧龍寮南 中寮南至峨眉分歧點(霧峨 寮南、霧龍寮南)345kV 輸電 線共架鐵塔 N-2 事故另將引

起分歧點另四回線(龍潭北-霧峰-霧峨寮南、霧峰-霧龍 寮南)同時跳脫 64 輸電線 嘉民-南科:嘉民-南科 65 電源線 嘉民-麥寮:嘉民-麥寮 66 輸電線 南科-龍崎北:南科-龍崎北 67 輸電線 龍崎北-路北:龍崎南-路北 68 輸電線 龍崎南-仁武:龍崎南-仁武 69 輸電線 仁武-高港:仁武-高港 70 電纜線 高雄-五甲:高雄-五甲 地下電纜 71 電纜線 高雄-高港:高雄-高港 地下電纜 72 電纜線 五甲-高港:五甲-高港 地下電纜 73 輸電線 高港-大鵬:高港-大鵬 資料來源：本研究整理。

3.2.3 台電公司電力系統調度架構

台電公司電力系統調度係依據用戶負載變化，由電力調度中心指

令發電廠運轉及輸配電網路操作，以確保電力供需平衡及電力系統安

全可靠。電力調度中心根據各電業彙報之電力供需資料，進行電力調

度排程之擬定，決定電廠發電順序及數量，並負責維持電壓及系統頻

率之穩定，還有即時電力調度和緊急狀況之處理。[11]

目前台電公司全面自動化工程係採階層調度控制系統，分中央調

度控制中心（Central Dispatch and Control Center, CDCC）、區域調度

控制中心（Area Dispatching Control. Center, ADCC）及配電調度控制

中心（Distribution Dispatch Control Center, DDCC）三個階層分別負責

345kV、161kV、69kV、22kV、11kV系統調度控制。為執行自動化單

位運轉操作任務，台電公司特設立各級調度部門，於總公司電力調度

處設中央調度控制中心；各供電區營運處依供電系統範圍分設區域調

度控制中心；各區營業處依業務系統範圍分設配電調度控制中心，各

司其職。[12]

現階段台電電力調度控制系統包括：1 個中央調度控制中心、6

個區域調度控制中心及 21 個配電調度控制中心，形成三階層電力調

度控制系統，如圖 3.3。其中，中央調度控制中心隸屬電力調度處，

負責電源調度、超高壓變電所 345kV 及兩 ADCC 之跨區指令，及全

系統 161kV(含)以上之電網運用與安全監視；區域調度控制中心隸屬

各供電區處，負責轄區內 161kV 監視、操作，69kV 系統與 161、69kV

大用戶之調度、監視與操作，並負責轄區內輸變電設備運轉監視；配

電調度控制中心隸屬各區營業處，負責轄區內饋線(22、11kV)調度、

監視與操作，並負責轄區內二次變電所輸變電設備運轉監視。

核能 電廠 火力及 大型水力 電廠 配電調度控制中心 DDCC 161kV系統 調度指令 345kV及 ATr 161/69/11kV P/S 不含饋線 69kV 161/22、11kV D/S 69/11 kV S/S 小水力 發電廠 區域調度控制中心 ADCC 中央調度控制中心 CDCC 超高壓 變電所 E/S 電話指令 操作 饋線 161kV 饋線 饋線及Tr 不含饋線

圖 3.3 台灣現行電力系統調度架構與分工示意圖[12]

3.3 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」

。目前經濟部能源局有關全國長期電

源開發規劃之業務係委託台電公司電源開發處每年依需要進行「長期

電源開發方案」[13-15]，並且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10605版長期電源開發方案編製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。其中風力機組為裝置容量的6%、太陽光電為裝置容量的20%、

地熱及生質能發電之淨尖峰能力則假設為裝置容量的50%；火力燃

煤、燃氣機組則為裝置容量的94%及97.8%估算。

台電公司10605版長期電源開發方案，如表3.5。在長達10年的電

源開發方案中，在火力發電方面，台電公司預計於2017~2026年間完

成裝置容量約18801MW的火力發電機組。其中，林口#3、大林#1~#2、

通霄#1~#3、深澳#1~#2、大潭#7~#10等機組更新計畫預計於2017~2026

年間陸續完成；在後續規劃也會陸續將興達、台中、協和等電廠現有

一些較老舊的非燃氣機組更新為燃氣機組。在再生能源方面，台電公

司預期在2030年達到離岸風力1800MW、太陽光電1000MW、陸域風

力及地熱共700MW的目標；水力發電之裝置容量達1900MW(皆不含

購電)。台電公司預計於2017~2026年間預計除役容量約13,666MW，

除了核一、二、三廠屆齡除役(核一廠於2019年以後除役、核二廠於

2023年以後除役、核三廠於2025年以後除役)之容量5,144MW外，火

力部分為8,522MW，包括：燃氣4,262MW、燃煤1,100MW及燃油

3,260MW。

表3.5 台電公司10605版長期電源開發方案[14]

台電長期電源開發方案(10605案) 年 電廠發電機組 備註 2018年 通霄新CC#1，大林新#1、#2於當年尖載前完成併 網 2019年 林口新#3、通霄新CC#2於當年尖載前完成併網 協和#1、#2，大林#5退役 2020年 通霄新CC#2、#3於當年尖載前完成併網 台中GT#1、#4，通霄CC#4、#5退役 台 電 10701版長 期 電 源 開 發 方 案 已 將 霄 新 CC#2 修 訂 為 2019年完工 2021年 大潭#7於當年尖載前完成併網 2022年 核二廠#1機退役 2023年 核二廠#2機退役 大潭CC#8，高原CC#1於當年尖載前完成併網 台 電 10701版長 期 電 源 開 發 方 案 未 將 高 原 CC#1列入規劃 2024年 核三廠#1機退役 大潭CC#9，興達新CC#1於當年尖載前完成併網 興達CC#1、#2，興達#1、#2退役 協和#3、#4退役 台 電 提 供 之 電 力 系 統 規 劃 資 料(PSS/E sav檔) 將協和#3、#4延 後 至 2025 年 退 役 2025年 核三廠#2機退役(無核能發電) 大潭CC#10，台中CC#1、#2，深澳新#1，協和新 CC#1，興達新CC#2於當年尖載前完成併網 台中GT#2、#3退役 2026年 無核能發電 深澳新#2於當年尖載前完成併網 興達CC#3~#5退役

3.4 台電公司輸電系統規劃準則

台電公司輸電系統規劃準則係指導性原則，適用於台灣地區

345kV、161kV 及 69kV 之各級變電所、開閉所(含發電廠開關場)及

輸電線路(含發電廠電源線)之輸電系統規劃。

輸變電設備發生事故下，此準則會考慮之情況係而定，輸電系統

仍可維持正常運轉之狀態，如有輸電系統因計畫或部分工程項目未如

期完工等因素使輸電系統未能符合此準則時，為了維持系統供電安

全，需提出過載保護電驛或特殊保護設備等因應措施。

台電公司規劃準則之主要內容，包括：系統穩態電壓之規劃準

則、輸電線及主變壓器之規劃準則、輸電線及主變壓器之新擴建規劃

準則、變電所之主要設備規劃準則、發電廠之出力規劃準則、系統穩

定度之規劃準則、系統接地與短路電流之規劃準則、系統與用戶之連

接規劃準則。

台電公司系統規劃處依電力系統運轉需要，檢討修訂現有輸電系

統規劃準則。依據台電公司 2018 年 1 月所修正之最新版，其內容與

本研究有相關的是準則的第五條及第六條，如表 3.6[16]。

表 3.6 本研究相關輸電系統規劃準則[16]

條次 規劃準則 重點說明 系統穩態 電壓之規 劃準則 第五條次 系統正常運轉時電壓應保持 在 0.95p.u.至 1.03p.u.之間；發 生事故後，系統穩態電壓變動 範 圍 應 維 持 在 0.9p.u. 至 1.05p.u.之間。 依台電公司現行「輸電系統規劃準 則」，各項輸變電設備於異常事故 發生時，系統應能維持正常供電， 部分設備允許緊急短時間超載 10 ％（架空輸電線路、超高壓變壓器） 或 25％（一般變壓器），惟以不 犧牲設備壽命為原則。事故後之穩 態情況下，電壓變化允許範圍在 0.9～1.05％pu 之間，但以不發生 電壓崩潰為原則。而系統於無事故 正常運轉時，電壓變化應保持在 0.95～1.03pu 之間，為使系統電壓 運轉穩定，除採用 OLTC 主變自 動調整，並依系統負載需要，投入 適當之靜電電容器（SC）或電抗 器（Reactor）。 輸電線及 主變壓器 之規劃準 則 第六條次 345kV 輸電線路之規劃依下 列規定辦理： 一、超高壓主幹線及核能電廠 電源線採 N-2 準則。 二、水、火力電廠電源線得採 下列方式之一規劃： (一)採 N-1 準則。 (二)線路停一回線時，如不 符合 N-1 規定，得以停 用機組或降載等方式 因 應 以 維 持 供 電 安 全。惟以不超過該廠開 關廠最大機組一部為 原則，且停用機組或降 載後電源線不得超載。 三、非超高壓主幹線之超高壓 變電所（E/S）引接線採 N-1 準則。 345kV 水、火電廠新擴建機組電源 停一回線時，如不符合 N-1 規定， 得 以 停 用 機 組 或 降 載 等 方 式 因 應，且其電源線若採(部分)架空線 應具備單向復閉功能，以維持供電 安全。惟以不超過該場開關場最大 機組一部為則，且停用機組或降載 後電源線不得超載。

3.5 345kV 輸電線路 N-2 事故模擬方法說明

3.5.1 模擬工具

本研究採用 PSS/E (Power System Simulator for Engineering)[17]

作為 345kV 輸電線路 N-2 事故之模擬工具。PSS/E 是為一套由 PTI

公司 (Power Technologies Inc)於 1976 年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、優

化潮流、事故分析、動態模擬、短路電流分析和安全運行優化等之功

能。此套軟體在國際上廣為研究單位、電力公司及學校所使用，台電

公司之輸電系統分析模擬亦使用 PSS/E 軟體[18]。

3.5.2 模擬方法說明

本研究運用台電公司系統規劃處所提供2018年～2026年期間台

灣電力系統規劃所需資料(PSS/E sav檔)，於各年尖峰負載日情況下，

進行台灣電力系統發生345kV輸電線路(含電源線)N-2事故對整體電

力系統之衝擊影響的模擬分析(PSS/E事故後系統穩態電壓變動範圍

本研究設定在0.95p.u.至1.05p.u.之間)。其中，運用PSS/E 計算電力潮

流的功能，進行年尖峰負載日電力潮流收斂之評估，如圖3.4；運用

PSS/E故障模擬的功能，進行N-2事故模擬情境之評估，如圖3.5；運

用PSS/E事故報表功能進行345kV輸電線路任兩回線N-2事故之電力

潮流分析，如圖3.6。

圖3.6 本研究運用PSS/E事故報表功能進行345kV輸電線路任兩回線

N-2事故電力潮流分析之畫面

第四章 345kV 輸電線路 N-2 事故對電力系統之衝擊分析

4.1 345kV 輸電線路(含電源線)N-2 事故假設情境說明

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和平電廠

345kV 電源線同一鐵塔共架兩回線 N-2 事故，故本研究將評估台灣電

力系統發生 345kV 輸電線路(含電源線)N-2 事故造成併網電力驟變對

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 10605

長期電源開發方案」於當年度之電源開發方案，全部或部分未能於年

尖峰負載日前完成併網，但輸變電建設進程則依台電公司規劃方案；

在故障情境方面，本研究假設電力系統 345kV 輸電線(含電源線)發生

同一鐵塔共架兩回線 N-2 事故。值得一提的是，配合政府實施非核家

園政策，本研究在模擬方案中，亦假設台灣北部地區核一廠停用及核

二廠#1 和#2 機組運轉、核一廠機組停用和核二廠#1 機組運轉及#2 機

組停用、核一廠及核二廠機組全部停用等三種運轉情境。

本研究運用台電公司系統規劃處所提供執行台灣電力系統規劃

分析所需資料(即 2018 年～2026 年 PSS/E 電力潮流分析所需系統資

料 sav 檔)，進行台灣電力系統於年尖峰負載日情況下之故障模擬分

析。本研究所假設的三種模擬方案說明如下：

模擬方案(一)

1.假設「台電 10605 長期電源開發方案」2018 年～2026 年於當

年度之電源開發方案全部能於年尖峰負載日前完成併網。

2.假設 345kV 輸變電系統、負載需求等皆依台電公司系統規劃處

所提供之台灣電力系統規劃分析所需資料。

3.假設台灣北部地區核一廠停用，核二廠運轉(#1 和#2 機組除役

前維持運轉)。

4.假設 345kV 輸電線(含電源線)同一時間發生同一鐵塔共架兩回

線 N-2 事故。

5.假設事故時所有可用發電機組(含 9 部抽蓄機組)可滿載運轉。

模擬方案(二)

1.假設「台電 10605 長期電源開發方案」2018 年～2026 年於當

年度之電源開發方案部分未能於年尖峰負載日前完成併網。

2.假設 345kV 輸變電系統、負載需求等皆依台電公司系統規劃處

所提供之台灣電力系統規劃分析所需資料。

3.假設台灣北部地區核一廠停用，核二廠#1 機組除役前維持運轉，

但核二廠#2 機組停用。

4.假設 345kV 輸電線(含電源線)同一時間發生同一鐵塔共架兩回

線 N-2 事故。

5.假設事故時所有可用發電機組(含 5 部抽蓄機組)可滿載運轉。

模擬方案(三)

1.假設「台電 10605 長期電源開發方案」2018 年～2026 年於當

年度之電源開發方案，部分未能於年尖峰負載日前完成併網。

2.假設 345kV 輸變電系統、負載需求等皆依台電公司系統規劃處

所提供之台灣電力系統規劃分析所需資料。

3.假設台灣北部地區核一廠及核二廠機組全部停用。

4.假設 345kV 輸電線(含電源線)同一時間發生同一鐵塔共架兩回

線 N-2 事故。

5.假設事故時所有可用發電機組(含 5 部抽蓄機組)可滿載運轉。

4.2 以 2018 年為例說明 345kV 輸電線路發生 N-2 事故之評估結果

4.2.1 以 2018 年為例說明模擬方案(一)之評估結果

本研究假設 2018 年北部地區核二廠#1 和#2 機組運轉時，當台灣

電力系統 345kV 輸電線路發生 N-2 事故為例，評估 345kV 輸電線路

併網電力驟變對整體電力系統之衝擊影響，說明如下：

■假設事故前運轉情境：

1.核二廠#1 及#2 機組運轉。

2.2018 年度電源開發方案能於當年尖載日前完成併網。

3.除尖載緊急備用機組未運轉之外，其餘機組滿載運轉。

4.尖載時大觀、明潭有 9 部抽蓄機組可滿載運轉。

■假設事故情境：

1.尖載時 345kV 輸電線發生任兩回線(含同一鐵塔共架)之 N-2 事

故。

■345kV 輸電線路任兩回線 N-2 事故之電力潮流分析結果無法得到收

斂之模擬結果：

核二廠#1 和#2 機組運轉時，運用 PSS/E V34.02 版進行 2018 年

台灣電力系統電力潮流分析，在總計 7750 件 345kV 輸電線路任兩回

線 N-2 事故案例中，有 2 件電力潮流無法得到收斂，皆屬同一鐵塔共

架兩回線幅射狀結構之 345kV 電源線事故。依無法收斂嚴重程度排

序分別是：

1.龍潭南-竹工兩回線事故。

2.大觀二-鳳林及明潭-鳳林兩回線事故。

■345kV 輸電線路同一鐵塔共架兩回線 N-2 事故造成系統調度衝擊與

部分發電機組出力驟增之模擬結果：

核二廠#1 及#2 機組運轉時，運用 PSS/E V34.02 版進行 2018 年

台灣電力系統電力潮流分析，在排除不屬同一鐵塔共架之 345kV 兩

回線 N-2 事故後，在總計 68 件同一鐵塔共架之 345kV 兩回線 N-2

事故案例中，觀察所有與 345kV 匯流排相連的 320 項設備或線路的