行政院國家科學委員會專題研究計畫 成果報告
風力發電機與市電系統併聯之衝擊及其分析與模擬技術之 研究(II)
計畫類別： 個別型計畫
計畫編號： NSC94-ET-7-011-003-ET
執行期間： 94 年 01 月 01 日至 94 年 12 月 31 日 執行單位： 國立臺灣科技大學電機工程系
計畫主持人： 陳在相 共同主持人： 辜志承
報告類型： 完整報告
處理方式： 本計畫可公開查詢
中 華 民 國 95 年 3 月 30 日
行政院國家科學委員會/經濟部能源局/石油基金管理委員會
能 源 科 技 學 術 合 作 研 究 計 畫 成 果 報 告
風力發電機與市電系統併聯之衝擊及其分析與模擬 技術之研究 (II)
Studies on the Impact of and Simulation Technologies for Interconnecting Wind Turbines with Electric Power
System (II)
計畫編號：NSC 94-ET-7-011-003-ET
執行期間： 94 年 1 月 1 日至 94 年 12 月 31 日
計畫主持人：陳在相 共同主持人：辜志承
計畫參與人員：許時棋、陳景隆、王閔賢
執行單位：國 立 台 灣 科 技 大 學 電 機 系
中 華 民 國 94 年 12 月
中英文摘要
關鍵字：再生能源、分散型發電系統、併網、風力發電、系統衝擊、保護協調、電力 品質
在傳統上，輸配電系統之規劃、設計並未考慮到分散型發電系統之併網運轉，故 分散型發電系統併網後對輸配電系統造成或大或小的衝擊應是在所難免 。 分散型發電 系統併網運轉除了會影響輸配電系統的原有運轉模式與特性外，對其電力品質的影響 亦不容忽視。本計畫首先尋求風力發電系統併網衝擊分析與模擬之理論與技術，並研 擬出具代表性之典型系統與案例，進行各種運轉狀況之模擬與分析，以瞭解及掌握前 述衝擊之質與量，期供研訂或修訂分散型發電系統與市電系統併聯辦法或要點之參考 與立論基礎，及供未來各併聯案衝擊評估之參考。
Abstract
Key words：Renewable Energy, Distributed Generation System, Grid Interconnection, Wind Power Generation, System Impact, Protection and Coordination, Power
Quality
As usual, the integration of distributed generations into a power system is not taken into account during the planning and design stages of the latter. The impact of distributed generations on the interconnected power system is therefore unable to avoid. The
interconnection of distributed generations with a power system may significantly distort the operation plan and performance of the interconnected power system. The interconnection of distributed generations may also deteriorate the power quality of a power system. First of all, this project create some sample systems and launch many typical study cases to
simulate and analyze the impact of interconnection of wind power generation , and then do
a lot of simulations to make out it. The results are of value to establish interconnection
requirements and case studies in the near future.
目錄
中英文摘要...I 目錄...II 圖表索引... V
第一章 緒論... 1
1.1 前言... 1
1.2 主要研究成果 ... 1
1.3 報告內容 ... 3
第二章 國際上主要分散型電源併網規範中有關電壓變動管制部份之調查 與探討... 4
2.1 前言... 4
2.2 美國... 4
2.2.1 IEEE STD 1547 ... 4
2.2.2 加州併聯辨法 ... 8
2.2.3 德州併聯辨法 ... 9
2.3 日本... 11
2.4 德國... 14
2.5 丹麥... 16
2.5.1 輸電系統之併網規範... 16
2.5.2 配電系統之併網規範... 17
2.6 綜合比較分析 ... 19
第三章 感應型風力發電機併網之短路故障 ... 23
3.1 前言... 23
3.2 範例系統介紹 ... 24
3.3 感應型風機併網對系統短路故障特性之衝擊分析... 28
3.3.1 風機於主變壓器二次側匯流排併網... 28
3.3.2 風機於饋線上併網 ... 32
3.3.3 風機於饋線末端併網... 36
3.4 系統保護協調之衝擊分析 ... 41
3.4.1 範例系統之保護策略... 41
3.4.2 保護協調衝擊分析 ... 42
第四章 雙饋型風力發電機併網之短路故障 ... 45
4.1前言... 45
4.2雙饋型風力發電機模型介紹 ... 45
4.3以電壓調整模式運轉之雙饋型風機併網對系統短路故障特性 之衝擊分析 ... 47
4.3.1風機於主變壓器二次側匯流排併網... 47
4.3.2風機於饋線上併網 ... 51
4.3.3風機於饋線末端併網 ... 55
4.4以虛功率調整模式運轉之雙饋型風機併網對系統短路故障特 性之衝擊分析 ... 58
4.4.1風機於主變壓器二次側匯流排併網... 58
4.4.2風機於主饋線上併網 ... 62
4.4.3風機於饋線末端併網 ... 66
4.5系統保護協調之衝擊分析 ... 69
第五章 雙饋式風力發電系統控制策略對暫態電壓變動之影響研究... 70
5.1 前言... 70
5.2 雙饋式風機併網暫態研究 ... 70
5.2.1 雙饋式風機併網後以不同方式控制併網點電壓對饋線 電壓之影響 ... 71
5.2.2 雙饋式風機併網後風速對應旋角控制... 81
5.2.3 風機併聯後加入電容器的影響... 85
5.3 故障暫態分析 ... 92
5.3.1 饋線前端發生故障 ... 92
5.3.2 風機併接點發生故障... 94
5.3.3 饋線末端發生故障 ... 97
5.4 結語... 99
第六章 結論... 101
參考文獻 ... 103
研發成果資料表... 105
圖表索引
圖 2-1 電壓閃爍認知曲線... 7
圖 2-2 E.ON NETZ 之電力系統頻率與電壓變動容許範圍以及
發電機組之解聯時間 ...15 圖 2-3 丹麥 ELTRA 與 ELKRAFT 之輸電系統頻率與電壓變動
容許範圍以及風場之解聯時間 ...17 圖 2-4 丹麥 Eltra 與 Elkraft 之配電系統頻率與電壓變動容許範圍
以及風力發電機之解聯時間 ...18 圖 3-1 範例系統單線圖...25
圖 3-2 風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端短路故障電流
變化曲線(故障點在主饋線) ...29
圖 3-3 風機於 B2 匯流排併網前後故障點短路故障電流變化曲線
(故障點在主饋線) ...30
圖 3-4 風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端短路故障電流
變化曲線(故障點在各分歧線) ...31
圖 3-5 風機於 B2 匯流排併網前後故障點短路故障電流變化曲線
(故障點在各分歧線) ...32
圖 3-6 風機於 B11 匯流排併網前後饋線出口端短路故障電流
變化曲線(故障點在主饋線) ...34
圖 3-7 風機於 B11 匯流排併網前後故障點短路故障電流變化曲線
(故障點在主饋線) ...34
圖 3-8 風機於 B11 匯流排併網前後饋線出口端短路故障電流
變化曲線(故障點在各分歧線) ...36
圖 3-9 風機於 B11 匯流排併網前後故障點短路故障電流變化曲線
(故障點在各分歧線) ...36
圖 3-10 風機於 B17 匯流排併網前後饋線出口端短路故障電流 變化曲線(故障點在主饋線) ...38
圖 3-11 風機於 B17 匯流排併網前後故障點短路故障電流變化曲線 (故障點在主饋線) ...38
圖 3-12 風機於 B17 匯流排併網前後饋線出口端短路故障電流 變化曲線 (故障點在各分歧線) ...40
圖 3-13 風機於 B17 匯流排併網前後故障點短路故障電流變化曲線 (故障點在各分歧線) ...40
圖 3-14 範例系統保護策略示意圖...41
圖 3-15 範例系統保護協調圖...44
圖 4-1 雙饋型風力發電機架構圖...46
圖 4-2 風力渦輪機功率輸出特性曲線...46
圖 4-3 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端 短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...48
圖 4-4 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點 短路故障電流變化曲線 (故障點在主饋線)...49
圖 4-5 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端 短路故障電流變化曲線(故障點在各分歧線)...50
圖 4-6 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點 短路故障電流變化曲線 (故障點在各分歧線)...51
圖 4-7 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線出口端 短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...53
圖 4-8 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後故障點 短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...53
圖 4-9 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線出口端 短路故障電流變化曲線(故障點在各分歧線)...55
圖 4-10 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後故障點
短路故障電流變化曲線(故障點在各分歧線)...55
圖 4-11 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端 短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...59
圖 4-12 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點 短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...60
圖 4-13 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端 短路故障電流變化曲線 (故障點在各分歧線)...61
圖 4-14 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點 短路故障電流變化曲線(故障點在各分歧線)...62
圖 4-15 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線 出口端短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...64
圖 4-16 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後故障點 短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...64
圖 4-17 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線 出口端短路故障電流變化曲線(故障點在主饋線)...66
圖 4-18 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後故障點 短路故障電流變化曲線 (故障點在主饋線)...66
圖 5-1 風速變動狀態...71
圖 5-2 年度重載下二部風機皆使用虛功率控制模式之暫態波形 ...73
圖 5-3 年度重載下二部風機皆使用電壓控制模式之暫態波形 ...74
圖 5-4 年度重載下一部風機使用虛功控制模式且另一部風機 使用電壓控制模式之暫態波形 ...76
圖 5-5 年度輕載下二部風機皆使用虛功率控制模式之暫態波形 ...77
圖 5-6 年度輕載下二部風機皆使用電壓控制模式之暫態波形 ...79
圖 5-7 年度輕載下一部風機使用虛功控制模式且另一部風機 使用電壓控制模式之暫態波形 ...80
圖 5-8 風速變動 14m/s 到 30m/s 之風速變動波形...81
圖 5-9 風速變動 14m/s 到 30m/s 之風機保護裝置...82
圖 5-10 風速變動 14m/s 到 30m/s 之風機保護裝置之故障說明...82
圖 5-11 風速變動 14M/S 到 30M/S 之暫態波形 ...83
圖 5-12 風速變動 14m/s 到 0m/s 之風速變動波形...84
圖 5-13 風速變動 14M/S 到 0M/S 之暫態波形 ...85
圖 5-14 年度重載下電容器在風機併接點切入之暫態波形 ...87
圖 5-15 年度重載下電容器在饋線末端切入之暫態波形 ...89
圖 5-16 年度輕載下電容器在風機併接點切入之暫態波形 ...90
圖 5-17 年度輕載下電容器在饋線末端切入之暫態波形 ...92
圖 5-18 饋線前端發生故障之風機保護裝置 ...93
圖 5-19 饋線前端發生故障之暫態波形...94
圖 5-20 風機併接點發生故障之風機保護裝置 ...95
圖 5-21 風機併接點發生故障之風機保護裝置之故障說明 ...95
圖 5-22 風機併接點發生故障之暫態波形 ...97
圖 5-23 饋線末端發生故障之風機保護裝置 ...97
圖 5-24 饋線末端發生故障之暫態波形...99
表 2-1 IEEE STD 1547 對「互連系統對異常電壓之響應」之規範 ..5
表 2-2 ANSI C84.1-1995 所定義之電力系統電壓等級...6
表 2-3 IEEE STD 1547 對「互連系統對異常頻率之響應」之規範 ..6
表 2-4 IEEE STD 1547 之最大諧波電流失真限制規範 ...7
表 2-5 加州 RULE 21 對「互連系統對異常頻率之響應」之規範 ....8
表 2-6 加州 RULE 21 對「互連系統對異常電壓之響應」之規範 ....9
表 2-7 德州互連系統對異常狀況之響應 ...10
表 2-8 風力發電機孤島運轉之解聯準則 ...18
表 2-9 電壓等級之比較...19
表 2-10 美國、丹麥、德國以及我國之系統頻率變動規範比較 ...20
表 2-11 美國、丹麥、德國以及我國之系統電壓變動規範比較 ...21
表 2-12 美國、德國以及丹麥分散型電源併接點之電壓變動率規範比較 ...22 表 3-1 實際系統導線資料...26 表 3-2 實際系統母線負載資料...27
表 3-3 風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端之短路電流
(故障點在主饋線) ...28
表 3-4 風機於 B2 匯流排併網前後故障點之短路電流
(故障點在主饋線) ...29
表 3-5 風機於 B2 匯流排併網前後饋線出口端之短路電流
(故障點在各分歧線) ...30
表 3-6 風機於 B2 匯流排併網前後故障點之短路電流
(故障點在各分歧線) ...31
表 3-7 風機於 B11 匯流排併網前後饋線出口端之短路電流
(故障點在主饋線) ...33
表 3-8 風機於 B11 匯流排併網前後故障點之短路電流
(故障點在主饋線) ...33
表 3-9 風機於 B11 匯流排併網前後饋線出口端之短路電流
(故障點在各分歧線) ...35
表 3-10 風機於 B11 匯流排併網前後故障點之短路電流
(故障點在各分歧線) ...35
表 3-11 風機於 B17 匯流排併網前後饋線出口端之短路電流
(故障點在主饋線) ...37
表 3-12 風機於 B17 匯流排併網前後故障點之短路電流
(故障點在主饋線) ...37
表 3-13 風機於 B17 匯流排併網前後饋線出口端之短路電流
(故障點在各分歧線) ...39
表 3-14 風機於 B17 匯流排併網前後故障點之短路電流
(故障點在各分歧線) ...39
表 4-1 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流 (故障點在主饋線) ...47
表 4-2 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點之
短路電流(故障點在主饋線) ...48
表 4-3 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流(故障點在各分歧線)...49
表 4-4 使用電壓調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點之
短路電流(故障點在各分歧線) ...50
表 4-5 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流(故障點在主饋線) ...52
表 4-6 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後故障點之
短路電流 (故障點在主饋線) ...52
表 4-7 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流(故障點在各分歧線)...54
表 4-8 使用電壓調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後故障點之
短路電流(故障點在各分歧線) ...54
表 4-9 使用電壓調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流(故障點在主饋線) ...56
表 4-10 使用電壓調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後故障點之
短路電流(故障點在主饋線) ...56
表 4-11 使用電壓調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流 (故障點在各分歧線)...57
表 4-12 使用電壓調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後故障點之
短路電流(故障點在各分歧線) ...57
表 4-13 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流 (故障點在主饋線) ...58
表 4-14 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點之
短路電流(故障點在主饋線) ...59
表 4-15 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後饋線
出口端之短路電流 (故障點在各分歧線)...60
表 4-16 使用虛功率調整模式之風機於 B2 匯流排併網前後故障點之 短路電流(故障點在各分歧線) ...61
表 4-17 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線 出口端之短路電流(故障點在主饋線) ...63
表 4-18 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後 故障點之短路電流(故障點在主饋線) ...63
表 4-19 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後饋線 出口端之短路電流(故障點在主饋線) ...65
表 4-20 使用虛功率調整模式之風機於 B11 匯流排併網前後故障點之 短路電流 (故障點在主饋線) ...65
表 4-21 使用虛功率調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後饋線 出口端之短路電流(故障點在主饋線) ...67
表 4-22 使用虛功率調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後故障點之 短路電流(故障點在主饋線) ...67
表 4-23 使用虛功率調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後饋線 出口端之短路電流(故障點在各分歧線)...68
表 4-24 使用虛功率調整模式之風機於 B17 匯流排併網前後故障點之 短路電流(故障點在各分歧線) ...68
表 5-1 風機併網後以不同方式控制併網點電壓對饋線電壓之 暫態分析模擬編號 ...71
表 5-2 風機併網後風速對應旋角控制之暫態分析模擬編號 ...81
表 5-3 風機併網後加入電容器之暫態分析模擬編號 ...86
表 5-4 故障電流之暫態分析模擬編號...92
第一章 緒論
1.1 前言
在世界經濟快速發展及激烈競爭的今日，人類對能源的需求與日俱增，但傳統能 源的開發速度卻是逐漸減緩，使得能源匱乏的問題正漸漸發酵中，另外，因長期使用 石化燃料，對環境及氣候所造成的負面效應也已慢慢浮現，使得世界各國均面臨能源 永續利用及環境保護兩大難題的挑戰。再生能源發電因具有潔淨及源源不絕的特性，
遂成為目前世界各國因應上述難題的最佳解決方案，目前已有愈來愈多的國家，將發 展再生能源發電列為未來能源政策的重點，而我國因為天然資源貧乏，能源幾乎全數 仰賴進口，極易遭受國際能源情勢變遷的影響，因此全力發展再生能源發電更成為必 然的選項。
再生能源發電方式甚多，例如風力、太陽能、水力、沼氣、生質能、地熱及潮汐 發電等皆屬之，其中又以風力發電的發展最為成熟，且發電規模最大，因而成為替代 傳統能源的首選，近年來世界各先進國家正大力推廣風力發電，使得全球風力發電裝 置容量快速增加，因此可以預期，風力發電將成為未來重要的電力來源之一。台灣為 一海島型國家，西部沿海地區具有豐富的風力資源，若能藉助先進國家的經驗，適當 的發展風力發電，相信對於我國的能源供應將有所助益。
儘管風力發電的優點甚多，但卻有一在先天上無法克服的缺點，即風能是一種不 穩定的能源，其具有隨機性與間歇性的特質，風力發電的輸出會隨著風力的大小而變 化，所以不易掌控，因此可預知，當風力發電與電力公司之電力系統併聯運轉後，勢 必會對系統的運轉方式、電力品質及安全帶來衝擊，此外，與傳統發電方式相比，風 力發電的容量較小，且額定電壓較低，因此大多於配電系統上併網運轉，但傳統配電 系統於規劃設計時，並未將風力發電之併網運轉納入考慮，因而使得風機併聯衝擊無 法避免，未來將可能成為推展風力發電上的一大阻礙。為因應未來能源發展之趨勢，
並降低風力發電所帶來的負面影響，實有必要及早對風力發電併網運轉後所可能衍生 的問題進行深入的分析，並提出因應及改善的方法，使風力發電能在台灣持續蓬勃發 展，並能兼顧用戶的供電品質。
1.2 主要研究成果
本文將針對風機併網可能產生的逆送電力、孤島運轉、電壓波動、併聯電壓突變、
電壓控制、短路電流、保護裝置、保護協調、系統不平衡、最大併聯容量、併聯點、
併聯要求、併聯變壓器接線方式、功因改善、接地方式等問題先進行探討、研究，同 時並推導所需元件與系統之數學模型，用以模擬及瞭解風力發電系統與市電系統併聯 所可能造成的影響，以資進一步掌握風力發電機併網時所須注意之事項、研擬保護協 調策略及相關配套措施等，並探討我國相關法規各相關條文之適切性及需增、修訂之 處或方向。
本期研究的主要議題簡述如下：
(1)持續國內外風力發電相關技術資料與文獻之蒐集。
(2)風力發電機併網衝擊分析用典型市電系統之建構。
(3)風力發電機併網衝擊之分析與模擬。
(4)風力發電機併網衝擊之綜合探討。
其中第(1)項有關有關「國內外風力發電相關技術資料與文獻之蒐集」，已蒐集到 近三百篇有關的研究報告與論文，各國所制定之分散型電源併聯法規，三個國內風力 發電廠規劃、設計、運轉或維護相關技術資料，對本計畫之進行大有裨益，然因國內 外風力發電系統正蓬勃發展，相關技術不斷推陳出新，是故本研究仍將持續蒐集，以 充分掌握發展現況及最先進技術。
第(2)項有關「風力發電機併網衝擊分析用典型市電系統之建構」，目前已建構完 成，所建構之市電系統為參考台電公司新營區營業處所轄之某二次變電所二號主變壓 器所饋供之 L10 饋線，而風力發電系統則採用 Matlab/Simulink 內建之感應型與雙饋 型風力發電機模型，以做為後續分析與模擬之基礎。
第(3)項有關「風力發電機併網衝擊之分析與模擬之研究工作」 ，刻正積極進行中，
主要就風機併網後對於電力系統之電壓波動、電壓控制、短路電流、保護裝置、保護 協調及功因改善等所可能造成之衝擊進行分析，並就以上問題可能因系統型態、風機 併網點及風力發電機種類等之不同而有不同衝擊進行分析與模擬，以做為後續系統衝 擊綜合探討之基礎。
第(4) 項有關「風力發電機併網衝擊之綜合探討」，亦正積極進行中，主要之初步 研究成果，簡述如下：
(1)當風機於主變壓器二次側匯流排併網時，對配電系統之短路故障特性之影響甚微，
因此不會影響原配電系統上的保護協調，然而當風機於主饋線上併網時，則會改變 配電系統之短路故障特性，原配電系統上的保護協調也應隨之調整、改變。
(2)雙饋型風機其轉子與電網間之轉換器，具有直流過壓保護機制，使其在大部份的故
障案例中，皆因此項機制的動作，而使風機迅速的與配電系統解聯，降低了對系統
短路故障特性的影響，因此雙饋型風機對於配電系統事故的影響程度將較傳統感應
型風機低。
(3)雙饋型風機使用虛功率控制模式時，風機併網點電壓較使用電壓控制模式時略為提 升，即使用虛功控制模式時，併網點電壓波動將較大。
(4)雙饋型風機使用電壓控制模式時，配電系統需向風機提供虛功率用以控制風機併網 點電壓接近於 1p.u。
1.3 報告內容
本文報告內容共分為六章，各章內容簡述如下：
第一章緒論，本章說明本文之主要研究成果與貢獻及本文整體架構。
第二章旨在介紹國際上推動分散型發電成效較佳之國家其分散型電源併網規範 中有關電壓變動管制部份之法規與標準，主要包括 IEEE STD 1547、美國加州與德州 之分散型電源併聯辦法、日本之分散型電源系統連繫技術指針、德國 E.ON Netz 電力 公司之分散型電源併聯辨法以及丹麥 ELTRA 與 ELKRAFT 兩家電力公司之分散型電 源併聯辨法。資料內容除了電壓變動管制部分之外，還包括頻率變動、功率因數變動、
諧波、電壓閃爍管制標準等。
第三章分析傳統感應型風機併網後對配電系統短路故障特性及保護協調策略的 影響。風力發電機併網後，影響配電系統短路故障特性的主要因素有三個，第一是風 力發電機的型式，第二是風力發電機的併網位置，第三則是風力發電機的併網容量，
因此在本章節中，將先對感應型風機併網進行故障模擬，就風機於不同併網位置與併 網容量下，分析其對配電系統短路故障特性的影響，並探討其對保護協調策略所造成 的衝擊。
第四章分析雙饋型風機併網後對配電系統短路故障特性及保護協調策略的影 響。雙饋型風機由於有較佳的運轉特性，因此已成為大型風力發電機發展的主流，在 本章節中，將基於第三章之模擬架構，對雙饋型風機併網進行故障模擬，分析其對配 電系統短路故障特性及保護協調策略的影響，並了解其與傳統感應型風機間之差異。
第五章主要在分析風力發電系統控制策略對暫態電壓變動之影響，採用 Matlab / Simulink 內建之雙饋式風力發電機模型，風機相關參數係參考 Enron 1.5MW 風機而設 定；此型風機具有功率與轉矩控制能力，風機轉子可利用葉片旋角調整最佳的功率輸 出，此外，此型風機設計為可變速控制渦輪機，在高風速時比定速型渦輪機具有更穩 定的輸出。探討雙饋式風機併網後以旋角控制配合虛功控制或電壓控制模式對於範例 系統之影響、雙饋式風機併網後風速變化旋角控制對範例系統之影響、雙饋式風機併 網後併入電容器及故障分析。
第六章為結論。
第二章 國際上主要分散型電源併網規範中有關電 壓變動管制部份之調查與探討
2.1 前言
目前我國刻正加速推動分散型發電(Distributed Generation, DG)及協助相關產業 發展。然如前述，當分散型電源與系統併聯運轉後，可能會產生許多運轉與安全上的 問題，必須加以重視，以防患於未然。由於我國DG發展起步較晚，相關經驗、技術 與管制規範較為缺乏，因此借鏡歐美日等先進國家之做法與經驗，有其必要。
本章旨在介紹國際上推動分散型發電成效較佳之國家，其分散型電源併網規範 中有關電壓變動管制部份之標準與法條，主要包括IEEE STD 1547、美國加州與德州 之分散型電源併聯辦法、日本之分散型電源系統連繫技術指針、德國E.ON Netz電力 公司之分散型電源併聯辨法以及丹麥ELTRA與ELKRAFT兩家電力公司之分散型電源 併聯辨法。資料內容除了電壓變動管制標準外，還包括頻率變動、功率因數變動、諧 波、電壓閃爍管制標準等項目。
2.2 美國
2.2.1 IEEE STD 1547
截至目前為止，既設配電系統之規劃、設計並未顧及分散型電源之併聯運轉，
此乃舉世皆然。故當分散型電源在申請併入公共電網時及併聯運轉後爭議紛至沓來。
電力公司擔心DG的併網運轉會影響其可靠度、安全性與電力品質，而DG業者則擔心 過於嚴苛的併網規定會造成併網成本過高，以致於無利可圖。而政府方面則擔心過當 的併網法規可能有礙再生能源政策的推展。 IEEE協調委員會乃在審度時勢、參酌各界 意見後，本諸專業，經多年之努力於2003年正式出版DG與電力系統互連之標準 — IEEE STD 1547[1]，供各界參考與引用。為美國各州在制定分散型電源併網審查辦法 時之準據，例如加州的Rule 21與德州的分散型電源併聯手冊，皆是以IEEE STD 1547 為準據而制訂的。
IEEE STD 1547係針對發電容量在10MVA以下，併接於一次或二次輻射狀配電系
統之分散型電源，所提出之最低併聯技術需求規範。IEEE STD 1547中有關電壓變動
管制條文整理如下。
1. 互連系統對於異常電壓之響應
IEEE STD 1547對於分散型電源在系統電壓異常時之規範如表2-1所示。
表2-1 IEEE STD 1547對「互連系統對異常電壓之響應」規範
電壓範圍 (基準電壓之百分比a)
清除時間 (s)b
V < 50 0.16
50 ≤ V< 88 2.00 110 < V < 120 1.00
V ≥ 120 0.16
a基準電壓是指ANSI C84.1-1995表格1所示之系統標稱電壓。
b在分散型電源容量≤30 kW時，係指最大清除時間； >30 kW時，則係指預 定清除時間。
由表2-1可知，系統電壓大小在標稱電壓的88% ~ 110%間時為分散型電源的常態
運轉範圍，不須任何響應；然而當系統電壓大小在標稱電壓的50%以下時，分散型電
源需於0.16秒(即10周波)內啟動保護系統，與系統解聯；當系統電壓大小在標稱電壓
的50% ~ 88%之間時，分散型電源則需於2秒內啟動保護系統，與系統解聯；又當系統
電壓大小在標稱電壓的110% ~ 120%之間時，分散型電源需於1秒內啟動保護系統，與
系統解聯；再者，當系統電壓大小在標稱電壓的120%以上時，分散型電源便需於0.16
秒內啟動保護系統，與系統解聯。上述之系統電壓範圍與最大清除時間規範僅適用於
分散型電源容量小於或等於30kW時之情況。若分散型電源容量大於30kW時，即需電
力公司與分散型電源業者共同協商設定保護系統之適切跳脫時間。表2-1中所示之清
除時間係指不正常狀況發生之後，分散型電源停止供電至區域電力系統之時間。另
外，表2-1中所述之基準電壓係定義於ANSI C84.1-1995之中，由此一標準可得知美國
電力系統電壓分為低壓、中壓、高壓和特高壓四個等級，其各等級之電壓範圍如表2-2
所示。
表2-2 ANSI C84.1-1995所定義之電力系統電壓等級
系統電壓等級 電壓範圍
低壓 1kV或是更小
中壓 介於1kV與100kV之間
高壓 介於100kV與230kV之間
特高壓 超過345kV
2. 分散型電源於併接點上之電壓變動
併聯於區域電力系統之分散型電源不可於其併接點上引發超過±5%之電壓變動 率。
3. 互連系統對異常頻率之響應
IEEE STD 1547對於分散型電源所引發之系統頻率異常現象之規範如表2-3所 示，表中各項規範之意涵說明如下。
表2-3 IEEE STD 1547對「互連系統對異常頻率之響應」規範
分散型電源之規模 頻率範圍 (Hz) 清除時間(s)a
> 60.5 0.16
≤ 30 kW
< 59.3 0.16
> 60.5 0.16
< {59.8 ~ 57.0}
(可調設定點) 可調整0.16 ~ 300
> 30 kW
< 57.0 0.16
a在分散型電源容量≤30 kW時，係指最大清除時間； >30 kW時，則係指預定清除時間。
在分散型電源容量大於30kW情況下，當系統頻率大於60.5Hz時，分散型電源需 於0.16秒內啟動保護系統，與系統解聯；當系統頻率介於59.8 ~ 57Hz時，分散型電源 需於0.16 ~ 300秒內啟動保護系統，與系統解聯；又當系統頻率小於57Hz時，分散型 電源需於0.16秒內啟動保護系統，與系統解聯；而當系統頻率介於在59.8 ~ 57Hz時可 調整設定點，故最大清除時間也可做適度之調整，可調整範圍介於0.16 ~ 300秒之間。
在分散型電源容量小於或等於30kW情況下，當系統頻率大於60.5Hz或小於59.3Hz時，
分散型電源需於0.16秒內與系統解聯。表2-3中所示之清除時間係指在不正常狀況發生
之後，分散型電源停止供電至區域電力系統之允許時間。
4. 諧波
當分散型電源供電給平衡線性負載時，注入至區域電力系統PCC點上之諧波電流 不得超過表2-4所列之限制值。
表2-4 IEEE STD 1547之最大諧波電流失真限制規範
個別的諧波 級數 h (奇次諧波)
h < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h 總諧波失真 (TDD)
百分比 (%) 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0
偶次諧波限制在上述奇次諧波限制值之25%
5. 閃爍
分散型電源不可產生使區域電力系統內其他用戶可察覺之電壓閃爍現象。IEEE STD 1547之電壓閃爍規範係引用IEEE STD 519 - 1992之規定而來的，如圖2-1所示，
其中 ∆
V10(max) 須小於0.46%。
6
5
4
3
2
1
0 1 2 5 10 20 30 1
6 3 2 1 30 12 6 3
2 5 10 20 30 1 2 5
dips per second
2 1 0.3 0.2
10
0.1 20
0.05 12
30
minutes
dips per hour dips per minute
frequency of dips borderline of visibility of flicker
borderline of irritation
seconds time between dips
percent voltage dip
圖2-1 電壓閃爍視覺感度曲線
6. 直流注入量
分散型電源及與其互聯之系統在PCC處不能注入超過其全部額定輸出電流0.5%
的直流電流成份。
2.2.2 加州併聯辨法
加州公用事業委員會(California Public Utilities Commission)訂定出分散型電源併 聯技術規範—Rule 21 [2]，其州內的三家電力公司(PG&E、SDG&E、SCE)便以此規範 為基準，分別訂定適合其電力系統之併聯辦法，此一做法對於加州分散型發電的推廣 有相當大的助益。
1. 互連系統對異常頻率之響應
如表2-5所示，Rule 21規定當系統頻率小於98.8%時，分散型電源需於0.167秒內 啟動保護系統，與系統解聯；當系統頻率範圍介於98.8% ~ 100.8%時為常態運轉範圍，
不須有任何響應；而當頻率大於100.8%時，分散型電源需於0.167秒內與系統解聯。
發電設備小於或等於11kVA時，設定點是固定的；發電設備大於11kVA時，設定點和 跳脫時間必須為可調整。表2-5中不同電壓設定點及跳脫時間必須與電力公司(EC)協 商。比較此一規範與IEEE STD 1547-2003之規定可知，其在欠頻率及常態運轉的限制 範圍差異不大。
表2-5 加州Rule 21對「互連系統對異常頻率之響應」之規範
範圍 最大跳脫時間a
頻率 基準頻率60Hz 頻率百分比(%) 週波 時間
欠頻率 < 59.3 98.8%b 10 0.167
正常頻率 59.3 ~ 60.5 98.8% ~ 100.8% 常態運轉範圍
過頻率 > 60.5 100.8% 10 0.167
a最大跳脫時間-在異常狀態發生至分散型發電設備停止對系統提供能量止之最大可允許時間。
b文獻中原為99.2%，與事實不符，應為筆誤，更正為98.8%
2. 互連系統對異常電壓之響應
如表2-6所示，系統電壓介於標稱電壓的88%~110%之間即為常態運轉範圍；當 系統電壓在標稱電壓的50%以下時，分散型電源需於0.167秒內啟動保護系統，與系統 解聯；當系統電壓範圍介於標稱電壓的50%~88%之間時，分散型電源需於2秒內與系 統解聯；又當系統電壓範圍介於標稱電壓的110%~138%之間時，若發電設備容量小於 或等於11kVA時，分散型電源需於2秒內啟動保護系統，與系統解聯；若發電設備容 量大於11kVA，分散型電源需於0.5秒內與系統解聯；而當系統電壓在標稱電壓的138%
以上時分散型電源需於0.1秒內與系統解聯。比較加州Rule 21與IEEE STD 1547-2003
之規定可知，兩者在過電壓及快速過電壓的限制範圍上均略有出入。
表2-6 加州Rule 21對「互連系統對異常電壓之響應」規範
範圍 最大跳脫時間a
PCC上之電壓b 基準電壓120V 標稱電壓百分比(%) 週波 時間 快速欠電壓 V < 60 < 50% 10 0.167 欠電壓 60 ≤ V < 106 50% ~ 88% 120 2.0 正常電壓 106 ≤ V ≤ 132 88% ~ 110% 常態運轉範圍
過電壓 132 < V ≤ 165 110% ~ 138% 120/30c 2.0/0.5c
快速過電壓 V > 165 > 138% 6 0.1
a 最大跳脫時間-在異常狀態發生至分散型發電設備停止對系統供電止最大可允許的時間。
b對於發電設備容量小於或等於11 kVA；設定點是固定的。對於發電設備容量大於11 kVA，設定點跳 脫時間必須為可調整，對於表內不同電壓設定點及跳脫時間必須與電力公司(EC)協商議定。
c≤11kVA / >11kVA發電設備之跳脫時間
3. 諧波
發 電 設 備 諧 波 失 真 必 須 符 合 IEEE STD 519-1992 所 規 定 ， 此 與 IEEE STD 1547-2003之規定相同。
4. 閃爍
發電設備不能在 PCC點上引起電壓閃爍超過IEEE STD 519-1992 “Maximum Borderline of Irritation Curve”之限制值，此一限制值可由圖2-1得知，此與IEEE STD 1547-2003之規定相同。
5. 直流注入量
需小於發電設備的額定輸出電流之0.5%，此與IEEE STD 1547-2003之規定相同。
6. 功率因數
功率因素須介於0.9領先和落後之間，在IEEE STD 1547-2003中並未有類似之限 制。
2.2.3 德州併聯辨法
德州公用事業委員會(PUTC)編纂分散型電源互聯手冊[3]用以指導分散型電源併
入德州的電力系統，並鼓勵使用分散型電源之電力。德州於2002年通過能源法後，許
多民營電力公司紛紛併入公共電網運轉，使得德州人民具有自由選擇電力公司的權 利。表2-7中所示為德州對電壓變動、頻率限制、閃爍、諧波、功率因數、直流注入 等之規範摘要，玆說明如下。
1. 德州互連系統對異常電壓之響應
系統電壓介於標稱電壓的90%~105%之間時為常態運轉範圍；當系統電壓在標稱 電壓的70%以下時，分散型電源需於延遲0.166秒後，於0.166秒內啟動保護系統，與 系統解聯；當系統電壓介於標稱電壓的70%~90%之間時，分散型電源需於30秒延遲後 0.166秒內啟動保護系統，與系統解聯；當系統電壓介於標稱電壓的105%~110%之間 時，分散型電源需於30秒延遲後0.166秒內啟動保護系統，與系統解聯；當系統電壓在 標稱電壓的110%以上時，分散型電源需於0.166秒延遲後，於0.166秒內啟動保護系 統，與系統解聯。與IEEE STD 1547-2003之規定比較，德州互連系統對異常電壓之響 應規定較為嚴格。最大跳脫時間係指在異常狀態發生起至分散型發電設備停止對系統 供電止最大可允許的時間。
表2-7 德州互連系統對異常狀況之響應
電壓範圍 跳脫時間b
百分比 電壓值(V)a 秒數 週波數
< 70% < 84 0.166 10 (延遲) & 10 (跳脫) 70 ~ 90% 84 ~ 108 30.0 & 0.166 1800 (延遲) & 10 (跳脫)
90 ~ 105% 108 ~ 126 常態運轉範圍
105 ~ 110% 126 ~ 132 30.0 & 0.166 1800 (延遲) & 10 (跳脫)
> 110% > 132 0.166 10 (延遲) & 10 (跳脫)
百分比 頻率(Hz) 秒數 週波數
< 98.8% < 59.3 0.25 15(跳脫) 98.8% ~ 108% 59.3 ~ 60.5 常態運轉範圍
> 108% > 60.5 0.25 15(跳脫) 閃爍 發電設備不能在PCC 點上引起電壓閃爍超過 IEEE STD
519-1992”Maximum Borderline of Irritation Curve”之限制 諧波 發電設備諧波失真必須符合IEEE STD 519-1992 之規定。
例外：當負載亦在此處時，須要評估使用相同的標準
a電壓是以120 V為基準
b電壓偏移的跳脫時間在PUCT Pre-certification Working Group的No.22318計畫中被加入做為25.212條 款的含意，以資完備。
2. 德州互連系統對異常頻率之響應
當系統頻率小於98.8%時，分散型電源需於0.25秒內啟動保護系統，與系統解聯；
當系統頻率介於98.8%~100.8%時為常態運轉範圍；當系統頻率大於100.8%時，分散型 電源需於0.25秒內啟動保護系統，與系統解聯。與IEEE STD 1547-2003之規定比較，
超過限制頻率範圍時之最大跳脫時間較長。最大跳脫時間係指在異常狀態發生起至分 散型發電設備停止對系統供電止最大可允許的時間。
3. 諧波
發電設備諧波失真必須符合IEEE STD 519-1992之規定，此與IEEE 1547-2003之 規定相同。
4. 閃爍
發 電 設 備 不 能 在 PCC 點 上 引 起 電 壓 超 過 IEEE STD 519-1992 “Maximum Borderline of Irritation Curve”之限制，此一限制可由圖2-1中可得知，此與IEEE 1547-2003之規定相同。
2.3 日本
「分散型電源系統連繫技術指針」[4]係日本電氣技術規格委員會針對其國內分 散型電源併接至公共電力系統所訂定之規範。此一規範所涵蓋之對象包括低壓、高 壓、特高壓以及重點網路等系統，所條列之技術準則則有電壓變動、短路容量、保護 協調以及通訊連結等數項。由於此一規範內容豐富、詳細，且日本國情與我國較為相 近，因此對於本計畫而言，頗具參考價值。本計畫茲將其中與本計畫較有關連者予以 翻譯、整理與分析之，並簡述於下。
「分散型電源系統連繫技術指針」中有關併聯系統之分類如下：
(1). 發電設備總容量未滿50kW且無技術困難者，得併接於低壓配電線路。
(2). 發電設備總容量未滿2MW且無技術困難者，得併接於高壓配電線路。
(3). 發電設備總容量未滿10MW且無技術困難者，得以重點網路方式併接於高壓重點
網路配電線路。
(4). 符合特高壓併聯技術要件時，發電設備得併接於特高壓輸電線路，但併接於35kV
以下特高壓線路之發電設備其容量小於10MW且技術無困難者，得依高壓配電技 術要點處理。
(5). 發電設備輸出容量比契約電力小很多時，可依契約電力併聯電壓區分，使用較低
電壓等級併聯。
「分散型電源系統連繫技術指針」中對於電壓變動之規範分為低壓、高壓、特 高壓以及重點網路等四個部份加以規範，茲依此四部分分述於下。
1. 低壓配電線路的連接
(1) 採用變頻裝置之發電設備，若其逆送潮流導致低壓家庭用電電壓變動幅度超過容 許範圍(101±6V、202±20V)時，則此一發電設備設置者必須採用具有進相虛功控 制或者輸出功率控制之設備來達成自動電壓調整。如果採用上述方法後仍無法將 電壓維持在變動容許範圍內，則應增加配電線路容量。但單相兩線式2kVA以下、
單相三線式6kVA以下以及三相三線式15kVA以下之低功率變頻裝置可不具備進 相虛功控制或者輸出功率控制功能。
(2) 採用自激式變頻裝置者，須能自動維持發電機的同步。使用他激式變頻裝置者，
若併聯時瞬間電壓驟降超過標稱值之10%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。
若裝設限流設備後仍無法改善，則應增加配電線路容量或改用自激式變頻裝置。
(3) 採用同步型發電機者，應裝設自動同步裝置。採用感應型發電機者，若併聯時瞬 間電壓驟降超過標稱值之10%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。若裝設限流 設備後仍無法改善，則應改用同步型發電機。
(4) 風力發電機併聯運轉時，若因其輸出電力之變動或頻繁地併解聯導致其他用戶電 壓變動程度受到影響，發電業者應裝設抑制電壓變動的設備或減少併解聯的次 數。若裝設抑制電壓變動設備或減少併解聯次數後仍無法改善，則應增加配電線 路容量或者採用專線來併網。
2. 高壓配電線路的連接
(1) 與一般配電系統併接之分散型電源於切離後導致住宅用戶配線電壓變動超過容 許範圍(101±6V、202±20V)時，發電業者應有避免負載過電壓的對策。若裝設補 償設備後後仍無法改善，則應增加配電線路容量或者採用專線來併網。
(2) 因分散型電源逆送潮流導致住宅用戶配線電壓變動超過容許範圍(101±6V、202±
20V)時，發電業者應裝設自動電壓調整設備。若裝設自動電壓調整設備後後仍無 法改善，則應增加配電線路容量或者採用專線來併網。
(3) 採用同步型發電機者，應裝設自動同步裝置。採用感應型發電機者，若併聯時瞬
間電壓驟降超過標稱值之10%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。若裝設限流
設備後仍無法改善，則應改用同步型發電機。
(4) 採用自激式變頻裝置者，須能自動維持發電機的同步。使用他激式變頻裝置者, 若併聯時瞬間電壓驟降超過標稱值之10%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。
若裝設限流設備後仍無法改善，則應增加配電線路容量或改用自激式變頻裝置。
(5) 風力發電機併聯運轉時，若因其輸出電力之變動或頻繁地併解聯導致其他用戶電 壓變動程度受到影響，發電業者應裝設抑制電壓變動的設備或減少併解聯的次 數。若裝設抑制電壓變動設備或減少併解聯次數後仍無法改善，則應增加配電線 路容量或者採用專線來併網。
3. 重點網路配電線路的連接
(1) 若分散型電源切離時導致系統電壓值低於容許範圍(時常電壓1~2%以內)，則發電 業者應裝設補償設備，以防止系統電壓變動超過容許範圍。
(2) 採用同步型發電機者，應裝設自動同步裝置。採用感應型發電機者，若併聯時瞬 間電壓驟降超過標稱值之10%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。若裝設限流 設備後仍無法改善，則應改用同步型發電機。
(3) 採用自激式變頻裝置者，須能自動維持發電機的同步。使用他激式變頻裝置者，
若併聯時瞬間電壓驟降超過標稱值之10%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。
若裝設限流設備後仍無法改善，則應增加配電線路容量或改用自激式變頻裝置。
4. 特別高壓輸電線路的連接
(1) 若發電設備併網時導致電壓變動超過容許範圍(約常時電壓之1~2%)，發電業者應 裝設自動電壓調整等相關設備以改善之。
(2) 採用同步型發電機者，應裝設自動同步裝置。採用感應型發電機者，若併聯時瞬 間電壓驟降超過標稱值之2%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。若裝設限流 設備後仍無法改善，則應改用同步型發電機。
(3) 採用自激式變頻裝置者，須能自動維持發電機的同步。使用他激式變頻裝置者, 若
併聯時瞬間電壓驟降超過標稱值之2%時，該發電設備裝置應裝設限流設備。若
裝設限流設備後仍無法改善，則應增加配電線路容量或改用自激式變頻裝置。
2.4 德國
德國電力網路主要是由E.ON Netz、VE-T、RWE與EnBW四家電力公司所組成。
截至2004年10月止，四家電力公司之風力發電機裝置總容量佔比分別為42、38、18與 2%[5]。由於E.ON Netz之佔比最高，其所訂定之相關規範也較具代表性，因此，本計 畫乃以E.ON Netz電力公司所訂定之「高壓與超高壓網路法規」[6]為代表，整理其中 有關電壓、頻率與功因部份之規範陳述於下。
1. 電壓與頻率之限制
E.ON Netz之「高壓與超高壓網路法規」中所規範之發電機組並不僅是風力發電 機或風場而已，還包含太陽能模組、水力發電廠、燃料電池組以及汽電共生廠等其他 發電機組在內。圖2-2為E.ON Netz電力公司之電力系統頻率與電壓變動容許範圍以及 發電機組之解聯時間。E.ON Netz輸電系統電壓等級分為220與380kV兩種，但在某些 特殊情況下， 110kV亦可被歸類為輸電級之第三種電壓等級。由圖2-2可知，E.ON Netz 之系統電壓變動與頻率變動容許範圍係相互關連的。就電壓層面而言，系統之額定頻 率為50Hz，在110、220與380kV等級之輸電系統中，若電壓超過123、245與420kV即 為過電壓，低於100、210與360kV則為欠電壓。就頻率層面而言，頻率低於49Hz即為 欠頻，高於50.5Hz則為過頻。不同的線路電壓與不同的系統頻率情況下，與之併接之 發電機組的解聯時間就有所不同。以380kV系統為例，當系統發生欠電壓事故時，若 線路電壓介於350至360kV之間而系統頻率介於47.5至48Hz之間，此時系統電壓與頻率 若無法於10分鐘內恢復正常，則發電機組應與系統解聯。同樣的電壓情況下，若系統 頻率介於48至48.5Hz之間，則發電機組應於20分鐘內解聯；若系統頻率介於48.5至 49Hz之間，則發電機組應於30分鐘內解聯；若系統頻率介於49至50.5Hz之間，則發電 機組應於120分鐘內解聯；若系統頻率介於50.5至51.5Hz之間，則發電機組應於30分鐘 內解聯；若系統頻率低於47.5Hz或者高於51.5Hz，則發電機組應立即解聯。其餘之狀 況與規範亦可從圖2-6得知，為節省篇幅，不再一一贅述。另外，若有特別的個案，
E.On Netz將視其情況另設合理之上下限制值。
47.5 48 48.5 49 49.5 50 50.5 50 51.5 t 10 min t 20 min
t 30 min
t 10 min t 20 mint 30 min t 2 hr t 30 min
t 30 min 連續運轉
Frequency in Hz Line-to-line voltage per
voltage level in kV
440 253 127
380 220 110
15.79% 15% 15.45%
420 245 123 10.53% 11.36% 15.45%
360 210 100 5.26% 4.55% 9.09%
350 193 96 7.89% 12.27% 12.73%
圖2-2 E.ON Netz之電力系統頻率與電壓變動容許範圍以及發電機組之解聯時間
又且，近年來，德國之風力發電成長迅速，截至2004年底其全國風力發電機總 裝置容量已經達到16,000MW。由於發電容量大增，足以影響公共電網之穩定度，因 此，德國政府乃修改其再生能源法規，要求當電網發生故障並導致系統電壓與頻率驟 降時，風力發電機組仍須與公共電網保持連接一段時間，不得立即解聯[5]。此一做法 旨在藉助風力發電機於一特定時段內維持系統電壓於容許範圍之內，以免立即崩潰，
影響系統穩定度。
2. 功率因數之限制
100MW以下的發電機組其功因需介於0.95落後至0.95超前之間；100MW以上的 發電機組其則需介於0.925落後至0.95超前之間。另外，發電機組的功因控制須能在幾 分鐘內完成。
除了E.On Netz之外，本計畫還蒐集了德國電力工業協會(VDEW) [7]與電氣工程 協會(VDN) [8]有關風力發電機併網運轉之相關規範，其中有關電力工業協會(VDEW) 併接點之電壓變動限制列述如下：
(1) 最大可允許併接點之穩態電壓變動須小於2 %。
電氣工程協會(VDN) 有關併接點之電壓變動限制列述如下：
(1) 單一發電設備(例如單一部風力發電機)併解聯時，併接點上之電壓變動率須小於 或等於0.5%。
(2) 全部發電設備(例如風場)併解聯時，併接點上之電壓變動須小於或等於2%。
(3) 系統發生故障後發電設備併解聯時，併接點上之電壓變動須小於或等於5%。
2.5 丹麥
丹麥是全世界最早發展風力發電的國家之一，因此，對風力發電相關規範之訂 定有相當豐富之經驗。在丹麥，電壓等級大於100kV者即為輸電系統，電壓小於100kV 者則為配電系統。目前，其公共電網係由Eltra與Elkraft兩家電力公司所共同經營，所 以這兩家電力公司對於風力發電機的併網要求是一致的，所訂定的規範有兩個，分別 為「Wind turbines connected to grids with voltages above 100kV」[9]與「Wind turbines connected to grids with voltages below 100kV」[10]。在本節裡，本計畫茲依其分類個別 概述丹麥風力發電機併網之相關規範。
2.5.1 輸電系統之併網規範
一如德國之E.ON Netz，丹麥之Eltra與Elkraft兩家電力公司亦是綜合系統電壓與 頻率兩者之變動情況來決定風場之解聯時間，圖2-3 即為其電力系統頻率與電壓變動 容許範圍以及風場之解聯時間。
丹麥之輸電系統電壓等級區分成132、150與400kV三種，系統額定頻率則為 50Hz。在此三個等級之輸電系統中，若電壓超過145、170與420kV即為過電壓，低於 125、146與360kV則為欠電壓。另外，系統頻率低於49Hz即為欠頻，高於50.5Hz則為 過頻，與德國E.ON Netz之規範相同。同樣地，不同的線路電壓與不同的系統頻率情 況下，與之併接之風場的解聯時間就有所不同。以400kV系統為例，當系統發生欠電 壓事故且線路電壓介於320至360kV之間時，若系統頻率正常，也就是介於49.5至 50.5Hz之間，風場須減少10%的功率輸出，在60分鐘內若無法使系統電壓恢復正常，
則風場需與系統解聯。同樣的欠電壓情況下，若系統頻率低於49.5Hz或高於50.5Hz，
則風場應立即解聯，其餘之狀況與規範亦可從圖2-3得知。
47.5 48 48.5 49 49.5 50 50.5 50 51.5 連續運轉
Frequency in Hz Line-to-line voltage per
voltage level in kV
440 180 155
400 150 132
10% 20% 17.42%
420 170 145 5% 13.33% 9.89%
360 146 125 10% 2.67% 5.30%
320 135 119 20% 10% 9.85%
52 52.5 53 30 min
降低輸出：
當49Hz時降低0%
當47.5Hz時降低15%
無降低輸 出的需求 3 min 降低輸出1 hr
10%
降低輸出1 hr 10%
30 min 10 h/year 無降低輸 出的需求
圖2-3 丹麥Eltra與Elkraft之輸電系統頻率與電壓變動容許範圍以及風場之解聯時間
除了上述之規範外， Eltra與Elkraft對於風場併接點之電壓變動規範尚有快速電壓 變動(rapid voltage change)與電壓閃爍(voltage flicker)兩項，其中快速電壓變動之規範 如下所述。
(1) 在一般的情況下，併接點之電壓變動須小於3%；
(2) 每小時變動次數達10次時，併接點之電壓變動須小於2.5%；
(3) 每小時變動次數達100次時，併接點之電壓變動則須小於1.5%。
快速電壓變動之定義係為一特定時間內電壓有效值之單一的快速變動，其含意 介於長時間之穩態電壓變動與電壓閃爍之間，通常是由風場之斷路器切換所引起的。
由上述規範可知，電壓變動次數愈頻繁，併接點電壓變動幅度的限制也就愈嚴格。
2.5.2 配電系統之併網規範
圖2-4為Eltra與Elkraft之配電系統頻率與電壓變動容許範圍以及風力發電機之解 聯時間。由圖中資料可知，風力發電機之解聯時間亦是綜合系統頻率與電壓兩者之變 動情況而定。舉例而言，當系統頻率範圍介於47至47.5Hz之間且系統電壓介於於95至 106%之間時，若於10秒內未能使系統頻率恢復正常，則風力發電機須與系統解聯。
以此類推，當系統頻率介於47.5至48Hz之間且系統電壓介於95至106%之間時，若於5
分鐘內未能使系統頻率恢復正常，則風力發電機須與系統解聯。
47 48 49 50 51 52 53 54 Frequency in Hz
Voltage in percent
46 70
75 80 85 90 95 100 105 110 115
正常運轉
1 min
10 sec 25 min 1 min
1 min10 sec
49.7 50.3
5 min
圖2-4 丹麥Eltra與Elkraft之配電系統頻率與電壓變動容許範圍以及風力發電機之解聯 時間
又且， Eltra與Elkraft也考慮到風力發電機孤島運轉之電壓變動問題。當配電系統 因故障事件而將部分線路切離，此時與此一部分線路併接之風力發電機若仍繼續供電 即為孤島運轉。孤島運轉時風力發電機須依表2-8之規定時間內與系統解聯。
表2-8 風力發電機孤島運轉之解聯準則
解聯準則 設定值 切離時間
欠電壓 0.9倍額定電壓 (V) 10 ~ 60s 過電壓1 1.06倍額定電壓 (V) 60s 過電壓2 1.1倍額定電壓 (V) 0.2s
過頻率 51 (Hz) 0.2s
欠頻率 47 (Hz) 0.2s
由表2-8可知，當線路電壓降至標稱電壓之0.9倍或升至標稱電壓之1.06與1.1倍
時，風力發電機須分別於10至60秒、60秒與0.2秒內與系統解聯。另外，若系統頻率低
於47Hz或高於51Hz，則風力發電機須於0.2秒之內與系統解聯。
除此之外，Eltra與Elkraft對於風力發電機併接點快速電壓變動之規範為：
(1) 10 至 20kV 之電網，其快速電壓變動率須小於或等於 4%；
(2) 50 至 60kV 之電網，其快速電壓變動率須小於或等於 3%。
2.6 綜合比較分析
本章已將美國、日本、德國與丹麥等四國之分散型電源併網規範中有關電壓變 動管制部份之標準或辦法整理與陳列出來，並加以探討與分析之，以供參考。由這些 資料可知，各國間之規範多少有些差異，而我國與這些國家的規範亦有不同之處。為 能進一步瞭解各國間以及我國與各國間之差異，本節將綜合比較前述四國之分散型電 源併網規範以及我國之「再生能源發電系統併聯技術要點」 [11]，俾使本研究更完備，
也更具參考性。
在電壓等級之區分方面，世界各國皆需依其系統運轉環境、技術以及法規等條 件而劃分，難以完全一致。表2-9為美國、日本、德國以及我國之電壓等級劃分比較，
表中資料顯示，我國之電壓等級劃分情況與美國較為接近，但也不盡然完全相同。根 據本計畫所蒐集之資料顯示，歐洲國家其分散型電源併網規範所指之電壓等級大多為 輸電級，此可能係因該地區所發展之風力發電皆以大型風場為主的緣故，因此，輸電 系統併接分散型電源的機會較多，自然而然地所需的併網規範也較多。相對地，亞洲 國家之分散型電源併網規範大多適用於配電級之電網，此可能是因為此一地區風力發 電推廣較慢，且機組容量較小的緣故，使得配電系統併接許多分散型電源，因此併接 規範亦是以此為主。
表2-9 電壓等級之比較
電壓等級
國別 低壓 中壓 高壓 特高壓 重點網路
美國 1kV或者以下 1~100kV 100~230kV 345kV以上
日本
單相二線式100V 單相三線式100/200V
三相三線式200V 三相四線式100/200V
三相三線式6.6kV 7kV以上 22kV或33kV
德國E.ON 1kV或者以下 1~60kV 60~110kV 220kV以上
台灣 110 ~ 600V 11.4kV
22.8kV 161kV 345kV
註：日本之電壓等級為配電級，美國、德國、丹麥為輸電級
在系統頻率變動規範方面，我國與美國電力系統之額定頻率均為60Hz，但德國、
丹麥與日本之額定系統頻率則為50Hz。表2-10為美國、丹麥、德國以及我國之系統頻 率變動規範。表中資料顯示各國對於頻率變動所訂定之範圍和分散型電源跳脫時間皆 有所不同，但無論如何，頻率的變動對於系統運轉影響甚大，因此，一旦頻率變動超 過所訂定之範圍皆需於短時間(0.1至0.3秒)之內啟動保護系統，將分散型電源與系統解 聯，使系統不致因頻率變動過劇而有崩潰之虞。
表2-10 美國、丹麥、德國以及我國之系統頻率變動規範比較
頻率
國別 範圍(%) 跳脫時間(s)
< 95 0.16
99.67 ~ 95 0.16 ~ 300 IEEE 1547
DR > 30kW
> 101 0.16
< 95 0.16
IEEE 1547
DR ≤ 30kW > 101 0.16
< 98.8 0.167 98.8 ~ 100.8 常態運轉範圍 加州
> 100.8 0.167
< 98.8 0.25 98.8 ~ 100.8 常態運轉範圍 美國
德州
> 100.8 0.25
< 95 立即切離
95 ~ 103 常態運轉範圍
德國
> 103 立即切離
< 94 0.3
98 ~ 100.6 常態運轉範圍 輸電級
> 106 0.3
< 94 0.2
99.4 ~ 100.6 常態運轉範圍 丹麥
配電級
> 102 0.2
台灣 98.83 ~ 100.83 0.1
註1：台灣、美國之額定頻率為60Hz，德國、丹麥之額定頻率為50Hz。
註2：台灣僅針對小型再生能源發電系統(等於或小於10kVA)作限制，大型再生能源發電系統相關規範 值須與電力公司協商議定。
