高占比再生能源對電網影響初論

1. 我國再生能源發展現況

目前臺灣90%以上的能源需求仰賴國外進 口且傳統的火力及核能電廠興建不易，尋求替 代能源填補未來屆齡除役電廠的電力缺口。因 此我國政府於2009年公布再生能源發展條例(經 濟部能源局，2009)，並於2012年推動實施「千 架海陸風力機」、「陽光屋頂百萬座」等計 畫，期藉由政策推動，促進再生能源的發展並 達成提高能源自主應用。而後更展現推動再生 能源之積極決心，將2025年的再生能源推廣裝 置容量目標由原本的12.5 GW上修至27.4 GW，

其中又以太陽光電及風力發電為最大宗，如表1 所示，太陽光電及風力發電之裝置量分別提高 至20 GW及4.2 GW。

更於2018年4月及6月完成離岸風機的遴選 與競價，再次提高2025年離岸風電總裝置容量

目標，預計2025年離岸風電總裝置容量將達5.5 GW，因此臺灣的離岸風電裝置容量將大幅領 先全世界先進國家；我國太陽光電發展也不紅 多讓，2025年將20 GW的太陽光電遍布於全臺 各地，屋頂型太陽光電板將散布於中央公有屋

Volume 5, No. 4, December 2018, pp. 299-314

高占比再生能源對電網影響初論

沈柏丞

　張嘉諳

　許文華

　張嘉舫

摘　要

2016年6月我國能源局頒布修正再生能源推廣目標，2025年總體再生能源裝置容量將達27,423 MW，未來電力系統之再生能源占比將大幅提升。由於再生能源的間歇特性，將對電力系統運轉造 成供電品質及可靠度的衝擊，隨著具備先進電力電子設備之大量非線性電源及負載加入，諧波對系 統的影響將日漸明顯，另外高占比再生能源出力變動影響系統慣性的頻率響應，亦將改變電力系統 的保護協調設定。若未具備因應高占比再生能源之所需配套與對策，日後非預期的停/限電次數及 時間恐將增加，將對國家整體發展帶來威脅。本文章提出未來再生能源併網對臺灣電網衝擊的可能 影響因素，了解高占比再生能源對我國電力系統的衝擊影響，提供後續政策推動與研究之參考方 向，期我國未來的能源政策能順利推動。

關鍵詞：高占比再生能源，系統慣性，頻率響應，保護協調，諧波

收到日期: 2018年08月31日 修正日期: 2018年10月29日 接受日期: 2018年11月07日

1 工業技術研究院 副研究員

2 核能研究所能源經濟及策略研究中心 助理研發師

*通訊作者電話: 03-591-6180, E-mail: [email protected]

表1　 我國再生能源整體推廣目標裝置容量規劃 (單位：MW) (本研究參考彙整)

目標年 再生

能源類別

2020 2025

太陽光電 6,500 20,000 離岸風力發電 520 3,000 陸域風力發電 814 1,200

生質能 768 813

水力 2,100 2,150

地熱能 150 200

累計 10,875 27,423

頂、工廠屋頂、農業設施、其他屋頂，集中型 太陽光電將散布於鹽業用地、掩埋場及已受汙 染土地、嚴重地層下陷區、水域空間等。

由於再生能源發電出力具有變動性與間歇 性，在參考許多國外運轉經驗下，其可能對電 網之供電可靠度、電力品質及運轉操作產生衝 擊影響，故本文章將臺灣未來可能面臨的衝擊 影響做簡單的說明，以作為後續提出相關解決 方案之方向，並正視即將面臨的問題。

2. 再生能源發電對電網影響

臺灣即將邁入再生能源發電最快速發展階 段，在配套、法規及制度尚未完善之下，冒然 的大量投資具有一定的風險存在，本文章將從 電力的角度觀看臺灣這幾年可能即將遇上的問 題，例如：大量離岸風電是否使臺灣系統產生 諧波共振影響、傳統機組是否有足夠的升降載 能力應付再生能源出力變化、在再生能源替代 傳統機組下的系統慣性，是否增加頻率的變動 量及在大量再生能源併網下，系統保護協調是 否重新協調，本文將依據上述四點作為這次的 主要探討內容。

2.1 離岸風電諧波諧振對系統的影響

2025年，臺灣將至少擁有5.5 GW的離岸風 電，除了離岸風機大量增加外，其它相關設備 如調整電壓的Static Var Compensation (SVC)與

Static compensator (STATCOM)設備，海底電纜 以及海陸變電站等，都將大量的加入電網中，

而對於這些與離岸風電有關的設備往往皆為非 線性負載，因此可能會帶來大量諧波進入電網 並影響原系統，除諧波問題之外，由於海底電 纜具有電容特性，而與電抗性電網或設備產生 諧振電路時，將會有大阻抗的存在，若離岸風 機諧波電流剛好與諧振點相近，即會產生更大 的諧波電壓，因此當諧波電壓超過各國家所訂 定的容許範圍時，如表2的IEEE 519-2014電壓 諧波規範，可能會干擾電力設備運行，甚至減 少電力設備使用壽命，並增加額外的電力投資 (IEEE Std. 519, 1992)。除離岸風電外，未來臺 灣將裝置20 GW的太陽光電，而太陽光電因需 要電力電子設備(非線性負載)如inverter等，究 竟對系統影響程度為如何，仍然是個問號。

以下為國外研究(Shan, 2017)對離岸風機諧 波影響做的四項說明，如圖1之高壓交流(High Voltage Alternating Current, HVAC)與圖2之為高

表2　IEEE 519-2014電壓諧波規範 Bus voltage V

at PCC

Individual harmonic

(%)

Total harmonic distortion THD

(%) V ≤ 1.0 kV 5.0 8.0 1 kV < V ≤ 69 kV 3.0 5.0 69 kV < V ≤ 161 kV 1.5 2.5 161 kV < V 1.0 1.5^a 資料來源：IEEE Std. 519, 2014。

圖1　模擬風機諧波基本案例 資料來源：Shan, 2017。

壓直流(High Voltage Direct Current, HVDC)連結 離岸風場與電網，兩個離岸風場皆分為8群，與 各群具10台2 MW之永磁同步發電機(Permanent Magnet Synchronous Generator, PMSG)形式的 風機，且總裝置容量為160 MW，以及風機運 轉於功率因數1.0情況下，經由海底電纜傳送電 力至總裝置容量200 MW的升壓變電站(Booster substation)，再藉由HVAC系統(圖1)或HVDC系 統(圖2)併至電網。

(1) 高壓海底輸電線對系統影響

如圖3所示，當海纜為AC傳送時，其諧波 共振點為33 Hz、148 Hz和313 Hz，共振阻抗依 序為8.2 Ω、43 Ω和380 Ω，若海纜為DC傳送電 力時，其諧波共振頻率與AC海纜很接近，最大

共振頻率為310 Hz，共振阻抗470 Ω，大於AC 時的阻抗。由於風機為六脈波驅動的設備，因 此風機會產生五次與七次諧波電流，根據模擬 結果推論，使用DC傳送電力時，由於電網諧振 點接近六次諧波，而諧振產生的大阻抗與系統 阻抗相加後再乘上風機的諧波電流時，會引起 較大的諧波電壓，且可能會超過電壓諧波規範 所訂定的值，並對系統設備產生影響。

(2) 低電壓海纜長度對離岸風電諧波的影響 此為風場與升壓變電站間的海底電纜長短 作比較，在同樣的電纜單位長度阻抗下，分別 模擬3 km、5 km、7 km及9 km的海底電纜，如 圖4所示，系統諧波共振點會因為海底電纜長度 越長，而越接近五次諧波且共振阻抗也逐漸增 圖2　模擬風機諧波基本案例

資料來源：Shan, 2017。

圖3　模擬AC或DC海纜對系統造成的諧波共振點比較 資料來源：Shan, 2017。

加。根據模擬結果推論，此系統使用越長的海 纜傳送電力時，由於電網諧振點與風機產生的 五次諧波電流相近，所以會引起較大的諧波電 壓。因此在未來臺灣離岸風電併網時，須注意 海纜與海纜長度帶來的諧波影響。

(3) 低電壓海纜電抗性阻抗對離岸風電諧波的影 響

在同海底電纜長度與同電容性阻抗下，模 擬不同的電抗性阻抗對系統的影響，如圖5所 示，海纜長度為3 km以及0.29 μF/km的電容性 值與0.0991 Ω/km正序阻抗，再分別模擬0.32 mH/km、0.45 mH/km、0.52 mH/km與0.6 mH/

km的不同電感性海纜，並進行分析。根據分析 結果發現，越大的電感性海底電纜值造成的諧 振點阻抗也越大且諧振點接近6次諧波，若總阻 抗與風機諧波電流相乘後，便會產生更大的諧 波電壓。

(4) 低電壓海纜電容性阻抗對離岸風電諧波的影 響

在同海底電纜長度與同電抗性阻抗下，模 擬不同的電容性阻抗對系統的影響，如圖6所 示，海纜長度為3 km與0.0991 Ω/km正序電抗，

再分別以0.15 μF/km、0.20 μF/km、0.25 μF/km 與0.30 μF/km不同的電容性值進行模擬分析。

圖4　模擬風場與升壓變電站間的海底電纜長短對系統諧波共振的變化 資料來源：Shan, 2017。

圖5　模擬不同的電抗性電抗對系統的影響 資料來源：Shan, 2017。

根據分析結果推論，越大的電容性海底電纜 值，會使諧振點稍微往7次諧波偏移，但諧振點 阻抗並無太大變化，由於此系統諧振點與風機 諧波電流源相近，因而產生稍大的諧波電壓。

根據上述四項諧波的模擬分析結果可發 現，不論是哪種模擬情況，只要諧振點接近風 機6脈波產生的諧振，都會增強風場的諧波電 壓，因此未來在建置大型離岸風場時，須注意 諧波對系統的影響，避免日後增加維護費用與 運轉困難。

2.2 再生能源出力變化對系統的影響

由於再生能源的間歇特性，造成發電量 不斷的變化，並且增加電網調度的困難性，若 能先了解再生能源發電量的變化特性，將有助 於電網人員的電力調度，包含機組排程與足夠 的備轉容量等，因此再生能源的發電量變化成 為往後研究再生能源的重要議題。本文為了解 臺灣各區的再生能源出力變化，蒐集臺灣多處 風力發電廠與太陽光電廠的歷史發電資訊，並 統計105及106年間的再生能源發電量變化，為 更了解臺灣各地區域的再生能源發電量變化情 形，依圖7將臺灣分成北中南三大區域進行統 計，以風力發電為例，北部共蒐集2處風場資 訊，中部則為7處與南部1處，總計10處風力廠

址資料，以10分鐘為一筆資料為例，共統計兩 年的時間，所以每一區間的資料量大約為10萬 筆。蒐集資料格式如表3所示：

圖6　模擬不同的電容性電抗對系統的影響 資料來源：Shan, 2017。

圖7　 將臺灣區分成北中南三大區域(本研究繪 製)

2.2.1 不同時段下再生能源的出力 變化

為了瞭解再生能源發電變化情形，本文統 計北部、中部與南部各區域廠址的再生能源，

於不同時刻下(以小時計算)，每十分鐘或每一

小時的升降載變化，且將變化量大小由小排至 大，並依三種不同的統計方式呈現，統計方式 分為最大發電變化量(淺藍色)、95th的發電量變 化(深藍色)與平均發電量變化(紅色)情形，而圖 形上半部為風力發電降載變化，下半部為升載 變化，圖8為統計中部地區在各時刻下，以每十 分鐘為一筆的風力發電變化量之統計結果，以 及圖9為統計中部地區在各時刻下，以每一小時 為一筆的風力發電變化量之統計結果，同樣的 方式也應用於北部與南部風力發電統計中。

由統計結果得知，當風力發電在統計筆數 越多的情況下，如同每10分鐘為一筆的資料量 比每1小時為一筆的資料量還多時，發電變化 表3　再生能源歷史發電資料(本研究參考彙整)

風力發電 太陽光電

廠 址

北 2處 3處

中 5處 8處

南 3處 5處

總計 10處 16處

取樣時間 2年

圖8　統計中部風力發電於不同時刻下的每十分鐘出力變化(本研究繪製)

圖9　統計中部風力發電於不同時刻下之每小時出力變化(本研究繪製)

量會變小，而最大發電變化量>95th的變化量>

平均發電變化量。圖10為統計中部地區在各時 刻下，以每十分鐘為一筆的太陽光電變化量之 統計結果，以及圖11為統計中部地區在各時刻 下，以每一小時為一筆的太陽光電變化量之統 計結果，同樣的方式也應用於北部與南部太陽 光電統計中。

由結果得知中部地區的太陽光電，若以每 十分鐘統計一筆出力變動的情況下，升載變化 最為劇烈的時間主要落在上午10點至中午12點 內，而降載變化最為劇烈的時段落在中午12點 到下午1點間。若以每一小時統計一筆出力變動 的情況下，升載變動較大的多落在上午10點至

11點，以及降載變動較大多落在下午1點到2點 間。

統計總結論，假設調度時間以10分鐘與1 小時的情況下做比較，當每次調度時間越短，

再生能源出力變化影響就越小，就如同在這一 小時內，由於10分鐘即調度一次，因次可以做 6次調整，而若一小內只調度一次，調整空間就 相對較小，對於調度人員可能就不易處理。目 前臺灣電力調度時間為15分鐘進行一次，因此 在未來若能將每次調度的時間縮短，將有助於 系統應付再生能源出力變化的能力。

表4為105年與106年風力發電與太陽光電 在一小時內連續升降載變化量的最大值，以

圖10　統計中部太陽光電於不同時刻下的每十分鐘出力變化(本研究繪製)

圖11　統計中部太陽光電於不同時刻下之每小時出力變化(本研究繪製)

2025年太陽光電裝置容量目標20 GW與風力發 電裝置容量5.5 GW情況下推算，第一種計算方 法：由105年的資訊推得風力最大連續降載變 化量為0.335 GW及太陽光電最大連續降載變化 量為1.530 GW，因此推得2025年最大連續變 化量可能為1.865 GW，第二種計算方法：若 使用105年風力+太陽光電的最大連續降載變化 量值去算，推得2025年再生能源最大連續變化 量可能為1.436 GW，兩者的差異可能的原因為 第一種計算法未考量到風力與太陽光電輸出的 負相關特性(蕭子訓等，2018)，即太陽光電發 電較高時，風力發電未必有相對較高之發電量 輸出，因此未來需再做這兩種再生能源間的相 關特性研究，並結合本文這次的研究後，才較 符合實際。此時以2025年再生能源最大連續變 化量1.436 GW考慮下，是否觸碰到台電的低頻 卸載更為重要，若觸碰台電低頻電驛時，即影 響供電可靠度，停電範圍的多寡視臺灣低頻卸 載設計與電網是否足夠強韌，再者停電後的復 電程序也將成為臺灣發展再生能源的另一項課 題。

2.3 風機對系統慣性影響

風機的發電成本逐年下降，當具變速能

力的風機日益普及，風電將取代特定比例的傳 統火力電廠，既有系統運轉的頻率控制方式必 須隨之調整，目前系統頻率控制主要以火力電 廠複循環機組為主，水力則作為快速反應備轉 容量及頻率調整備轉容量，為了維持系統頻 率品質，未來風力機也必須依照併網法規(grid codes)提供慣性響應(inertia response)以支持初 級頻率控制(primary frequency control) (Muljadi et al., 2012)。

風為不可控的能源，一般可限制風機出 力，使風機在額定條件下不輸出最大功率，使 得功率仍有控制餘裕，與傳統發電機之轉子類 似，風機葉片的旋轉動能即是驅動此初級頻率 控制機制的能量(Morren et al., 2006)，此風機轉 子的旋轉動能(E)與慣量常數(H)可分別以1式及 2式表示，慣量常數可視為將其本身動能連續轉 換為標稱功率之時間長短，一般大型電廠發電 機的典型慣量常數約在2至9秒之間，風機之慣 量常數約為2至6秒之間(Camm et al., 2009)。

(1)

(2) 其中：

表4　105與106年再生能源最大連續升降載變化量與發生時間(本研究參考彙整) 105年

升降載量 類別

最大連續升載變化

(p.u.) 發生時間 最大連續降載變化

(p.u.) 發生時間 風力 0.0703 01/06

05:00~06:00 0.0609 03/20 06:40~07:40 太陽能 0.0732 07/16

09:30~10:30 0.0765 08/01 14:50~15:50 風力 + 太陽能 0.0620 01/11

20:50~21:50 0.0563 03/20 06:40~07:40 106年

風力 0.0559 03/19

08:50~09:50 0.0579 06/02 20:20~21:10 太陽能 0.0631 06/05

10:20~11:20 0.0730 07/06 14:00~14:50 風力 + 太陽能 0.0526 03/19

08:50~09:50 0.0540 06/02 20:20~21:10

E = 1

2 ²

H = E S =

2S

2

J：風機轉子慣量 ωω：風機轉子轉速 E：風機轉子的旋轉動能

S：標稱視載功率(nominal apparent power) 現今大多數具變速能力之風機均透過電力 電子轉換器(converter)與電力系統連接，意即風 機扇葉轉速與電網頻率解耦(decoupled)，風機 葉片的旋轉動能並無法完全饋入電網。

本文以GE公司參加由Midwest Reliability Organization (MRO)於2017年秋季舉辦之可靠 度會議中簡報為例，該簡報分析全系統發電機 組單機最大裝置容量跳脫之系統頻率響應，該 系統主要由水力機組組成，總裝置容量共14 GW，該研究分析跳脫相同容量(1,000 MW)機 組之三個案例，分別為同步機、具慣量響應之 風力機及不具慣量響應之風力機，由圖12可發 現，不具慣量響應之一般風機之最低頻率(粉 色實線)稍低於同步機案例之4% (藍色實線)，

可見若以風機取代傳統火力機組，遭遇系統事 故或風速變動情況，會得到較差的系統頻率響 應。(Voges, 2017)

若依電業法修正條文第八條：「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。」未 來大量風機併網情況下，將取代相當數量之傳 統機組，又加上風機慣量常數小於傳統發電機 組，故可推測風機併網將對電網慣性響應(電網 頻率)幫助有限。

2.4 再生能源與電網的保護協調性

從檢視以往高占比再生能源國家遭受電力 系統事故的經歷之觀察，如2004年1月18日西班 牙發生大停電，由於當時西班牙在輸電系統上 遭遇短路事故，緊接著輸配電系統上併網運轉 的風力機組因欠電壓的保護機制而引起大量風 力機組瞬間跳脫，並加劇系統停電範圍，如圖 13所示。另一案例，如2006年11月4日歐洲大停 電，在事故發生後，歐洲電網輸電聯盟(Union for the Co-ordination of Transmission of Elecricity, UCTE)解聯，並將電網分成西部、東北部、東 南部三區，如圖14所示，由於各區電力供需不 平衡，導致電網各自區域出現系統頻率過高或 過低的情況。此外，由於當時大部分的風機 最低允許運轉頻率為49.5Hz，根據統計在事故

圖12　跳脫最大機組之系統頻率響應圖 資料來源：Voges. 2017。

發生後西部地區於22:10至23:00時間內，就有 4892MW的風機發電量與電網解聯，如圖15所 示。因此若在當時再生能源有適當的電壓/頻率 故障穿越曲線，以確保事故發生時再生能源不 輕易跳脫，並提供其它電網輔助的能力的話，

不致於引起大規模的停電事故。

故障穿越曲線可能與再生能源設備的能 力、電網的承受能力以及傳統電廠機組能力 之間的保護協調有關，如Western Electricity Coordinating Council (WECC)在2007年發表風 場電壓持續運轉能力的白皮書中說明電壓故障 穿越曲線(Voltage Ride Through, VRT)訂定的方 圖13　2004年西班牙停電事故導致風力發電跳脫

資料來源：Eriksen et al., 2005。

圖14　歐洲大停電UCTE解連後各區之頻率曲線 資料來源：UCTE, 2007。

式(WECC, 2007)，此文獻中提及WECC制定電 壓故障穿越曲線其原因為解決風力發電所帶來 的可靠度問題，訂定此此曲線有助於維持美 國西部互連電力網的可靠度，並且於文中指出 WECC在訂定新版本的LVRT(Low Voltage Ride Through, LVRT)曲線後，將此曲線與電網中既 有同步機組特性進行分析，確認既有傳統機組 不會與新曲線有相衝突之處。

WECC VRT所規範的併接點為POI點(Plant point of interconnection)係指發電廠升壓站高壓 側端，於POI所測量的電壓須符合標準，且說 明WECC於制定原則上分為四個電壓邊界的區 域進行考量分析如圖16：

(1) 正常電壓及緊急電壓-電壓容許值(參考圖17 ANSI C84.1)

(2) LVRT-三相故障清除邊界

在故障正常清除時間內(包含Relay反 應、偵測等時間)發電機須保持運轉且規定 此要求不適用於發生在發電機出口端至發電 廠升壓器高壓側端之間的故障。為確定一

個合理的三相故障清除邊界的時間，WGTF (Wind Generation Task Force, WGTF)調查其 電網下各電力公司具代表性的電驛動作樣本 紀錄，列出故障發生位置於測距電驛所設定 Zone 1區域的故障平均清除時間如圖18，此 舉動同時瞭解WECC電網上保護電驛協調設 定值及避免未來LVRT曲線設定值與現有電 網保護協調之間不合理之處。註：Zone 1定 義為故障發生位置距離測距電驛為總線路長 度75%以內。

(3) LVRT-電壓恢復時間

WECC作法同第(2)項調查故障發生位 置測距電驛所設定Zone 2區域的故障案例清 除時間推測而出如圖19。註：Zone 2定義為 故障發生位置距離測距電驛超過總線路長度 75%。

(4) HVRT(High Voltage Ride Through, HVRT)-高 電壓邊界

風場可能因故障清除後產生的高電壓 使風機因自身保護機制而跳脫，制定HVRT 圖15　UCTE西部電網各區發電機跳脫量

資料來源：UCTE, 2007。

圖17　ANSI C84.1 穩態電壓規範 資料來源：WECC, 2007。

圖18　Zone 1 三相故障清除時間 資料來源：WECC, 2007。

圖16　WECC電壓邊界 資料來源：WECC, 2007。

規範目的在於希望電廠在此區間內仍可與電 網保持運轉，避免因風場跳脫而使事故更加 嚴重。WECC模擬一些過電壓案例事故訂定 HVRT曲線。

最終WECC將新版VRT曲線與傳統同步發 電機組特性進行比較如圖20，除了調查過去發 電機組跳脫紀錄，也將發電機組之反時性電驛 (Inverse-Time Relay)及雙調式定時繼電器 (Dual 圖19　Zone 2 三相故障清除時間

資料來源：WECC, 2007。

圖20　WECC New VRT與同步發電機組特性比較 資料來源：WECC, 2007。

Fixed-Time Relay)設定納入考量確認是否與新 VRT曲線相容。

為了避免再生能源因事故而跳脫速度比 傳統機組快，再生能源的VRT設定有其增設的 必要性，而VRT的設定又不能過於嚴謹或寬 鬆，嚴謹的VRT可能會使業者降低投資意願，

寬鬆的VRT可能會影響電網的運行，因此要拿 捏好分寸確實不易。本文以WECC為設定VRT 曲線的範例，未來在臺灣設定VRT時，除了學 習WECC的精隨之外，應該要加入當地電網保 護協調特性，因地而擬定出一套屬於臺灣制定 VRT的流程。而除VRT設定之外，不論是機組 或電網的保護協調，在未來都將重新審視，例 如FRT (Frequency Ride Through)等，這些重大 工程有待大家全面思考與創新。

3. 結論與建議

不論是離岸風電諧波共振影響、再生能源 出力變化對電力系統影響、系統慣性減少的影 響與系統保護協調是否重新協調，以上皆為臺 灣近年即將面臨的問題，須盡可能地儘速解決 以避免日後投資成本的增加、調度運轉困難與 責任歸屬問題出現等。

對於諧波共振問題如能趕在風場建置完成 前處理，並藉由收集詳細的系統資料與模擬分 析，提早發現諧波共振問題，將有助於減輕廠 商投資的壓力與保護系統安全性。

由於風機慣量常數小於傳統發電機組，所 以當未來大量風機將取代相當數量之傳統機組 下，若遭遇大事故時，相較具有大量傳統機組 的系統，高占比風機併網的系統頻率響應會較 差，因此風機併網對電網慣性響應(電網頻率) 幫助有限。

針對再生能源出力變化的研究，本文統計 10分鐘或1小時的變化量，並發現若取樣時間越 短，再生能源變化量將降低，因此也建議臺灣 未來每次調度的時間區可縮減，以降低再生能 源變化的衝擊，由於本文在統計資料中還缺少

風力與太陽光電的相關特性研究，若能與本文 目前的研究整合，再生能源出力變化的研究將 能更表現出實際情況，另外以105年資料推至 114年(西元2025年)的統計結果發現，未來有可 能發生1.436 GW的再生能源出力變動量，為了 應付未來高占比再生能源出力變化可能對系統 頻率的影響，本文提出下列解決方案：(1)利用 具快速啟動能力的水力或火力發電機組、(2)使 用可提供調頻之輔助服務的儲能設備及(3)調整 低頻卸載保護方案，如考慮不同季節之再生能 源變化特性，利用燃氣機組搭配儲能設備，提 供調節容量以解決不同時間下之頻率變化問題 (黃郁青等, 2017)；除此之外，既有低頻卸載方 案(張宥嫻等, 2018)相關的電驛設定值亦須考慮 再生能源發電設備之VRT或FRT等特性曲線，

重新檢討既有設備的性能、電驛設定與再生能 源保護設備之協調性，雖然低頻卸載的停電影 響會造成民怨，但這項保護措施仍是現今保護 系統頻率的最後手段，才能有效地維持電力系 統穩定運轉。

隨著未來逐步達成再生能源建設目標，短 時間內將不斷地考驗政府與民間是否充分準備 面對如此的大挑戰，並謹記住電力與能源的幾 個要點，(1)電源開發開源與節流要併用、(2)魚 與熊掌不可兼得及(3)雞蛋不可以放在同一籃子 中，因此解決問題的方法並不存在唯一解。若 能事先發現問題與提前準備，將有助於我國能 源及電力發展並永續經營。

誌　　謝

本文承蒙經濟部能源局107年高占比再生 能源併網政策研究與技術推動計畫(2/2) (107- D0306)經費補助，特此感謝。

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ABSTRACT

In 2016 June, the revised version for renewable energy target was released by Bureau of Energy, which mean that the total renewable energy target capacity will achieve 27,423 MW in 2025, and that the penetration of renewable energy in power system will be raised in the future. The power quality and reliability in power system will be affected by renewable energy because of its intermittent characteristic.

The harmonic effect in power system is significantly grow as more and more non-linear power sources and loads are used. Owing to the variety of system inertia and renewable energy output, the relays in grid need to be rearranged in the future. There will be more power failures and the problems in economic development if there is no measures prepared by government. To help carry out energy policy successfully, the influence of renewable energy on power system will be talked about in this paper. The suggestions for carring out policy and study will also be presented.

Keywords:

Received Date: August 31, 2018 Revised Date: October 29, 2018 Accepted Date: November 7, 2018

1 Associate Researcher, Green Energy and Environment Research Laboratories, Industrial Technology Research Institute.

2 Assistant Research & Development Engineer, Center of Energy Economics and Strategy Research, Institute of Nuclear Energy Research.

*Corresponding Author, Phone: +886-3-591-6180, E-mail: [email protected]