臺灣本島電力系統穩定度之模擬分析與規劃

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國立臺灣大學電機資訊學院電機工程學系博士論文

Department of Electrical Engineering

College of Electrical Engineering and Computer Science

National Taiwan University Doctoral Dissertation

臺灣本島電力系統穩定度之模擬分析與規劃 Simulation, Analysis and Planning for Stability of

Taiwan Island Power System

簡士恩 Shih-En Chien

指導教授：劉志文博士 Advisor: Chih-Wen Liu, Ph.D.

中華民國 103 年 8 月

Auguest 2014

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I

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II

誌謝

終於結束了。這個博士讀了好久。有無數次想放棄的念頭。最終忍了下來。

念國中時第一次讀到孟子所說：「天將降大任於斯人也，必先苦其心志，勞其筋骨，

餓其體膚，空乏其身，行拂亂其所為，所以動心忍性，增益其所不能。」沒什麼感觸。想不到讀博士時成了讓我念茲在茲的座右銘。

曾經聽過一則報導，講到要培養一個奧運的金牌選手，需要多少條件？他說主要條件需要一千個。也就是說一千個條件才能產生一面奧運金牌，少一個，這個奧運金牌可能就不見了。不曉得有沒有人統計過培養一個博士需要多少條件，

對我而言好像很多，恐怕不只一千個，少一個條件我就無法畢業，所以我應該感謝的有太多，但其中最主要的有以下。

感謝指導教授劉志文博士在我研究上遭遇困難與瓶頸時提供出路、在我即將墮入放棄的懸崖時拉我一把，我才有辦法走到最後，沒有老師的關懷與包容，我無法完成學業。

感謝黃世杰教授、黃培華教授、吳立成博士、俞齊山教授及楊俊哲教授在我口試時指出許多論文的缺失，沒有諸位口試委員的指正，我的論文恐怕難登大雅之堂。

謝謝實驗室的學長、同學們，與你們聊天的感覺是快樂的，與你們討論的收穫是充實的，與你們一起上下課的時光是難以忘懷的。

感恩校內外佛學社團師長、同學的排憂解惑，使我比較能夠坦然面對及接受所遭遇到的一切順逆境。

永遠感謝父母及家人一路的陪伴與支持，感謝你們賜給我一個健全的家庭，

家和萬事興。

中華民國歲次甲午季夏識於台大電機系電力實驗室

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III

摘要

隨著電力系統結構的改變、負載成長等因素，電力公司必須例行性地執行電力系統穩定度分析，以及時掌握最新系統狀況、趁早發現問題並採取必要措施。

本論文以臺灣本島電力系統為研究對象，探討數種穩定度分析相關議題，包含系統模型及參數之合理性探討、電力系統偶發事故分析、防止大停電之特殊保護系統規劃與設計、全黑啟動加壓路徑動態模擬及電力系統穩定器分析等。

主要利用PTI (Power Technologies, Inc.)的 PSS/E (Power System Simulator for Engineering)來執行系統模型及參數的檢查、穩態電力潮流模擬、暫態穩定度分析、

特殊保護系統的模擬分析與全黑啟動加壓路徑動態模擬；以及EPRI(Electric Power Research Institute)的 SSSP(Small Signal Stability Analysis Program)來執行電力系統穩定器頻域分析，並利用PSS/E 的時域模擬來驗證頻域分析的結果。

本論文從執行系統模型及參數的檢查結果當中歸結出常見的問題與對策，從偶發事故分析當中提出大量模擬技術並發現系統弱點，從全黑啟動加壓路徑動態模擬當中能提出適合的加壓操作程序以避免電壓問題，從電力系統穩定器分析當中建立機組小信號電腦模型以供未來再度分析小信號穩定度時使用。最後，從特殊保護系統的模擬分析當中提出大台北地區特殊保護系統操作表，可當作防止大台北地區發生大停電之參考。

關鍵詞：電力系統穩定度、偶發事故分析、特殊保護系統、全黑啟動、電力系統穩定器。

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IV

ABSTRACT

Due to the factors like change of power system structure, growth of load, etc., power companies have to regularly conduct power system stability analysis to timely know the system conditions, find problems and take necessary remedial actions.

This dissertation is intended to target at the power system of Taiwan island and research several power system stability related issues including system model and parameter examination, contingency analysis, SPS (Special Protection Systems) for prevention of blackouts, dynamic simulations for black-start energizing paths and PSS (power system stabilizer) analysis.

To study the issues, PSS/E (Power System Simulator for Engineering) of PTI (Power Technologies, Inc.) was used to perform the system model and parameter examinations, power-flow analysis, transient stability analysis, SPS simulations and dynamic simulations for black-start energizing paths. In addition, SSSP (Small Signal Stability Analysis Program) of EPRI (Electric Power Research Institute) was taken advantaged to do frequency domain simulations for PSS analysis and the frequency domain analysis results was then verified by time domain simulations of PSS/E.

For the results of system model and parameter examinations, some common problems have been found and correspondent solutions are also been presented. For contingency analysis, mass simulation techniques have been addressed and possible security problems are identified. For dynamic simulations of black-start energizing paths, feasible energizing operation procedures have been suggested to prevent voltage problems. For PSS analysis, small signal machine computer models have been built for the future use of small signal stability analysis. Finally, Taipei area SPS look-up tables have been completed for prevention of Taipei area blackouts.

Keywords: power system stability, contingency analysis, special protection systems,

black start, power system stabilizer.

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V

圖目錄

圖2.1 PSS/E 電力潮流計算結果 ... 9

圖2.2 PSS/E 狀態變數初始值計算結果 ... 10

圖2.3 核二廠二號機的轉速時域響應結果 ... 11

圖2.4 核三#1001 的 ZSOURCE 為 0.26pu 時的狀態變數初始值計算結果正常 ... 13

圖2.5 核三#1001 的 ZSOURCE 為 0.26pu 時的發電機端電壓波形 ... 13

圖2.6 核三#1001 的 ZSOURCE 為 0.20pu 時的狀態變數初始值計算結果出現提醒訊息 ... 14

圖2.7 核三#1001 的 ZSOURCE 為 0.20pu 時的發電機端電壓波形 ... 14

圖2.8 PSS2A 穩定器模型的 REMBUS1 及 REMBUS2 設為 9241 時所出現的訊息 ... 17

圖2.9 EXAC4 激磁機模型方塊圖 ... 17

圖2.10 激磁機的 VIMAX 、VIMIN、VRMAX 及 VRMIN 設為正常的 (0.1,-0.1,5,-1.73)時的 EFD 波形 ... 18

圖2.11 激磁機的 VIMAX 、VIMIN、VRMAX 及 VRMIN 設為異常的(0.5,-0.5,3,-3) 時的EFD 波形 ... 18

圖3.1 臺電 94 年尖載且幹線潮流 base 時之超高壓幹線系統圖 ... 24

圖3.2 臺電 94 年尖峰且幹線潮流 base 時南電北送 345kV 單線圖 ... 25

圖4.1 特殊保護系統的基本架構 ... 56

圖4.2 用來判斷是否啟動 SPS 的關係曲線圖 ... 60

圖4.3 大台北 94 年 345kV 系統連接圖[台電台北供電區營運處提供] ... 63

圖4.4 大台北 94 年 161kV 系統連接圖[台電台北供電區營運處提供] ... 64

圖5.1 臺電 97 年 345kV 全黑加壓路徑一 ... 82

圖5.2 臺電 97 年 345kV 全黑加壓路徑二 ... 82

圖5.3 臺電 97 年 345kV 全黑加壓路徑三 ... 83

圖5.4 臺電 97 年 345kV 全黑加壓路徑四 ... 83

圖5.5 345kV 分段全壓加壓路徑一匯流排端電壓變化趨勢 ... 86

圖5.6 345kV 全段全壓加壓路徑一匯流排端電壓變化趨勢 ... 88

圖5.7 345kV 路徑一全段遞升加壓匯流排端電壓變化趨勢 ... 91

圖5.8 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑一 ... 93

圖5.9 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑二 ... 94

圖5.10 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑三 ... 94

圖5.11 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑四 ... 94

圖5.12 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑五 ... 94

圖5.13 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑六 ... 95

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X

圖5.14 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑七 ... 95

圖5.15 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑八 ... 95

圖5.16 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑九 ... 96

圖5.17 臺電 97 年 161kV 全黑加壓路徑十 ... 96

圖5.18 161kV 分段全壓加壓路徑一端電壓變化趨勢 ... 98

圖6.1 同步發電機線性模型 ... 102

圖6.2 取轉速為 PSS 輸入信號且

Gf

(S)

G

_PSS(S)之相位領前所產生負同步轉矩 .. 103

圖6.3 PSS2A 模型方塊圖 ... 106

圖6.4 核四電廠 1 號機在 M=4 時之 PSS 補償角度 ... 107

圖6.5 核四電廠 1 號機在 M=1 時之 PSS 補償角度 ... 107

圖6.6 98 年重載核四廠 1 號機受擾動後響應情形(M=4) ... 109

圖6.7 98 年重載核四廠 1 號機受擾動後響應情形(M=1) ... 109

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XI

表目錄

表2.1 核三#1001 的端電壓在 ZSOURCE 為 0.26pu 及 0.2pu 時的動態響應 ... 15

表3.1 臺電 94 年系統的南電北送幹線潮流情況 ... 22

表3.2 臺電 94 年南電中送幹線 ... 23

表3.3 臺電 94 年中電北送幹線 ... 23

表3.4 九個初始運轉點線路過載情形 ... 26

表3.5 九個初始運轉點的匯流排電壓違反標準情形 ... 27

表3.6 穩態安全模擬所用的案例 ... 29

表3.7 暫態模擬所用的案例 ... 30

表3.8 北部發電機調度順序 ... 31

表3.9 中部發電機調度順序 ... 32

表3.10 南部發電機調度順序 ... 33

表3.11 可供調度燃煤火力機組 ... 34

表3.12 系統重載時電力潮流解收斂狀態統計 ... 39

表3.13 系統中載時電力潮流解收斂狀態統計 ... 40

表3.14 系統輕載時電力潮流解收斂狀態統計 ... 41

表3.15 系統重載時線路過載狀態統計 ... 42

表3.16 系統中載時線路過載狀態統計 ... 43

表3.17 系統輕載時線路過載狀態統計 ... 44

表3.18 系統重載時匯流排電壓超出限制狀態統計 ... 45

表3.19 系統中載時匯流排電壓超出限制狀態統計 ... 46

表3.20 系統輕載時匯流排電壓超出限制狀態統計 ... 47

表3.21 重載時暫態穩定度模擬結果 ... 49

表3.22 中載時暫態穩定度模擬結果 ... 50

表3.23 輕載時暫態穩定度模擬結果 ... 50

表3.24 偶發事故模擬結果與 PLI 誤差數目比例 ... 51

表4.1 偶發事故與其編號對照表 ... 65

表4.2 發電機卸除順序表 ... 67

表4.3 重載時大台北特殊保護系統操作表 ... 72

表4.4 中載時大台北特殊保護系統操作表 ... 73

表4.5 輕載時大台北特殊保護系統操作表 ... 74

表5.1 345kV 分段全壓加壓路徑一模擬程序表 ... 85

表5.2 345kV 分段全壓加壓路徑一電抗器配置表 ... 86

表5.3 345kV 分段全壓加壓路徑一模擬電壓統計表 ... 87

表5.4 345kV 全段全壓加壓路徑一模擬程序表 ... 88

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XII

表5.5 345kV 全段全壓加壓路徑一電抗器配置表 ... 89

表5.6 345kV 全段全壓加壓路徑一模擬電壓統計表 ... 89

表5.7 345kV 路徑一全段遞升加壓模擬程序表 ... 90

表5.8 345kV 路徑一全段遞升加壓電抗器配置表 ... 91

表5.9 345kV 路徑一全段遞升加壓模擬電壓統計表 ... 92

表5.10 161kV 分段全壓加壓路徑一模擬程序表 ... 97

表5.11 161kV 分段全壓加壓路徑一電抗器配置表 ... 98

表5.12 161kV 分段全壓加壓路徑一電壓統計表 ... 99

表6.1 民國 98 年臺電公司 PSS 安裝情況 ... 105

表6.2 核四 1 號機 98 年振盪模式阻尼比(M=4) ... 108

表6.3 核四 1 號機 98 年振盪模式阻尼比(M=1) ... 108

表6.4 臺電公司機組 PSS 須調整之參數值 ... 110

表6.5 98 年阻尼比低於 0.05 之振盪模式及其主要參與機組(PSS 參數未調整前) 111 表6.6 98 年阻尼比低於 0.05 之振盪模式及其主要參與機組(PSS 參數調整後) .... 111

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XIII

符號表

EFD 勵磁機的輸出電壓

PG 發電機輸出實功

PMAX 發電機所能發出實功的最大值

ZSOURCE 同步發電機的電源阻抗

Xd” 發電機直軸次暫態電抗

Xq” 發電機交軸次暫態電抗

T1 調速機控制器的延遲時間

T3 調速機本身的延遲時間

T5 蒸汽再熱延遲時間

PSS2A 一種電力系統穩定器模型

REMBUS1、REMBUS2 雙輸入的電力系統穩定器模型訊號來 源的匯流排編號

EXAC4 一種激磁機模型

VIMAX、VIMIN 激磁機模型控制輸入電壓上下限

VRMAX、VRMIN 激磁機模型電壓調整器控制輸出電壓

上下限

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1

第一章緒論

1.1 研究背景與文獻回顧

[1]對電力系統穩定度下了一個明確的定義，其原文如下：

“ If the oscillatory response of a power system during the transient period following a

disturbance is damped and the system settles in a finite time to a new steady operating condition, we say the system is stable. If the system is not stable, it is considered unstable.”

意指系統在遭受擾動之後，無論是故障、線路開斷或是負載變動等各種大小擾動，會歷經一段暫態期間，在這段期間內，振盪型的響應會反應在輸電線路的電力潮流上，如果此振盪響應的振幅最終能夠衰減，並使系統在一段有限的時間內到達另一個穩定狀態，則稱此系統是穩定的，否則則不穩定。

[2]則對電力系統穩定度有一個清楚的分類。一開始為求簡單清楚的區分，暫不考慮分析時間的長短。電力系統穩定度可粗分為相角穩定度（Angle Stability）

與電壓穩定度（Voltage Stability）。相角穩定度定義為當系統遭受擾動後，同步機維持同步運轉的能力；換言之，相角不穩定即是機組失去同步的情況。電壓穩定度之定義為當負載增加或受干擾時系統維持匯流排電壓於可運轉範圍內之能力。

相角穩定度又可分為暫態穩定度（Transient Stability）與小信號穩定度（Small-Signal Stability）。暫態穩定度為系統遭受大擾動之後機組能否維持同步運轉的能力，此大擾動通常是輸電線短路或開路、發電機跳機、匯流排故障等。小信號穩定度則是指系統遭受小擾動之後機組能否維持同步運轉的能力，此小擾動通常是負載小變動、變壓器分接頭的切換、電容器組的切入或切離系統等。

時域與頻域分析可說是電力系統穩定度分析的基礎。暫態穩定度的時間尺度約在 2~3 秒，且數學模型是非線性模型，故需要作時域分析以觀察系統能否在時間尺度內到達另一個穩定狀態。小信號不穩定通常伴隨著低頻振盪現象，其振盪

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2

頻率通常介於 0.1Hz~2Hz 之間，低頻振盪的發展通常達數分鐘以上；加上其數學模型可線性化，所以小信號穩定度的分析通常先利用頻域方法分析其振盪模式，

而以時域分析輔助來驗證頻域分析的結果。電壓不穩定常由某一地區電壓下降開始，最後導致全系統電壓崩潰，其時間尺度約在數秒至數十分鐘，所以也會用到時域分析來觀察電壓響應情形。電力系統穩定度分析需要複雜的計算，過去，在缺乏電腦工具的時代，要作大系統的穩定度分析往往曠日費時；如今拜尖端電腦科技之賜，已有許多先進的電腦模擬程式可茲利用，大幅提升電力系統穩定度模擬分析的效率。正確的時域與頻域模擬才能確保可靠的穩定度分析結果，根據可靠的穩定度分析結果才能有完善的電力系統規劃。

隨著電力系統結構的改變、負載的成長等因素，電力公司必須經常地執行電力系統穩定度分析以確保能及時掌握最新的系統狀況、及早發現問題並採取必要措施。從古至今，臺電公司的穩定度實務研究項目大概如下：

1. 新龜山發電所發電機之穩定度[3]

此研究乃根據等面積範疇及定磁鏈兩種理論試行計算新龜山發電機之穩定度。

2. 電力系統穩定度之改善與臺電系統失步原因檢討[4,5]

此研究乃探討系統失步事故之原因、現象及改善對策，並檢討臺電系統失步事故。

3. 電力系統動態穩定度程式[6]

此文乃說明電力系統動態穩定度程式的開發與編製。

4. 電力系統動態穩定度研究與分析[7]

此文乃探討電力系統動態穩定度的理論模型，並以臺電系統為實例作試驗分析。

5. 系統動態穩定度及電力系統穩定器分析研討[8]

此文旨在介紹動態穩定度分析程式，並利用此程式分析臺電系統動態特性及電力系統穩定器參數最佳設計，並配合時域模擬證實電力系統穩定器對改進動態穩定度確為一有效措施。

6. 電力系統相量量測技術應用於暫態穩定度預測[9]

此文敘述藉由保護系統微電腦化相量量測技術，由系統中擷取電壓和電流信號

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以預測暫態穩定度，並進行自適應控制。

7. 考慮負載增加型態與系統運轉狀況之電壓穩定度分析[10]

此文以數值上非常穩定之連續法(Continuation method)求考慮負載增加型態及各種實際系統運轉狀況下之系統電壓崩潰點之精確解，可以解一般電力潮流程式在電壓崩潰點時微分矩陣 (Jacobian matrix)之奇異值(Singular value)等於零數值不穩定而無法收斂之問題。而為提供運轉規劃人員對系統電壓穩定度之判斷，提出一以最小奇異值(Minimum singular value)為電壓穩定度指標之計算方法。此文內容尚包括對臺電年度、歷年尖峰及未來之規劃系統之分析。特殊問題研討上則包含有不同卸載模式之電壓穩定度分析、超高壓幹線跳加線對系統電壓穩定度之影響分析及靜態電容器投切之電壓穩定度指標研討，以提供規劃及運轉人員參考，確保系統之安全可靠。

8. 臺電系統動態穩定度線上分析[11]

此文摘述當時臺電公司中央調度室正在測試中的一套線上動態穩定度監視系統"ODSAS"，此系統會將臺電系統特徵值的變化趨勢顯示在螢光幕上，提供調度人員參考，以降低系統發生低頻振盪的機率。

9. 含負載模型之電壓穩定度研究[12]

此文之目的，在研究含負載模型之電壓穩定度分析。與傳統上電壓穩定度或電壓崩潰研究所不同的是，當負載模型加入之後，電壓穩定度極限將會產生重大的變化，P-V 曲線的下半部，可以是電壓穩定的範圍。此文首先回顧歷史上幾個國家所發生電壓穩定問題而造成系統大事故的經過，接著討論一些有關電壓穩定度研究的文獻。此文並提出電壓穩定度研究之方法，並將此方法應用於臺電之實際系統。除此之外，感應電動機效應對電壓穩定度之影響及實驗室中電壓穩定度之試驗，亦在此文研究討論範圍之內。

10. 電壓穩定度控制對發電廠運轉之影響分析[13]

此文以電力系統所採取電壓穩定度控制設施的介紹為出發點，透過各種形式的串、並聯補償的分析，進一步指出理論上作串、並聯補償可能導致電力系統的衝擊，最後佐以台中電廠發電機實際運轉的經驗與資料作介紹。透過上述的分析可提供電力品質控制及調度之參考與對電廠運轉與維護之瞭解。

11. 強化臺灣電力系統穩定度研究[14]

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此研究考慮民國92 年與 95 年的臺電系統，進行各項電力系統特性分析。此研究進行方法上，首先建立電力系統模型，進而利用PSS/E 電腦軟體進行各項電力系統特性分析，最後研擬規劃、調度、運轉三方面之因應對策與改善措施。

12. 由東京電力公司強化電力系統穩定度以減少事故影響來探討臺電系統之改善方式[15]

此文說明東京電力公司提升系統穩定度之技術，並與臺電現有改善方式比較，

供系統規劃及運轉人員參考，俾研擬因應對策及改善措施。

13. 風力發電之系統暫態穩定度衝擊模擬[16]

此文首先整理國內風力發電現況與併聯系統衝擊評估依據，其次介紹採用之併聯衝擊模擬方法，包含模擬軟體、電力系統、風機模型，以及臺電系統發電機排程表。最後分析輸電系統增設30MVA 之大型風場與配置系統增設 3.96MVA 之小型風場後之故障電流貢獻量與暫態穩定度衝擊模擬結果，作為風場併聯衝擊評估之參考。

14. 臺電輸電系統電壓穩定度與電壓控制裝置之規劃研究[17]

基於美國大木系統公司開發的電壓穩定分析與增強控制VSA&E 程式，本文對 VSA&E 程式和臺電輸電系統電壓穩定度進行了研究。數值分析結果表明，臺灣電網的電壓穩定度良好，所考慮事故多數都能達到N-1 準則 5％穩定度裕度，

N-2 準則 2.5％穩定度裕度的要求。對於穩定度裕度沒有達到要求的少數事故，

採用現有控制裝置調控後，其穩定度裕度均增加，滿足了穩定度裕度要求。

15. 臺電電力系統小信號穩定度之分析與改善[18]

此研究首先考慮臺電系統民國96-98 年之重載及輕載系統，於既設電力系統中建立特殊機組勵磁系統及系統穩定器模型，並檢視臺電公司及民營電廠既有機組穩定器參數適宜性、檢討既設及增設之電力系統穩定器適用參數值。此研究進行方法，首先建立電力系統模型，進而利用SSSP 與 PSS/E 電腦軟體進行電力系統小信號穩定度頻域及時域分析，最後研擬適宜之電力系統穩定器參數值，

以增進臺電系統穩定度。

16. 臺電系統全黑啟動運轉能力評估[19]

此研究評估臺電系統全黑啟動運轉能力，提出全黑啟動電腦決策支援系統，並建議臺電系統應具備之合理的全黑啟動容量與配置。

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在國內學術界也累積了不少針對電力系統穩定度的研究。電力系統穩定度研究領域持續受相當關注。

1.2 研究動機與目的 動機

雖然已有許多電力系統穩定度的相關研究成果，但是國內鮮少有針對臺電系統的整合且串聯性的實務研究報告，作為可以從中吸取歷史經驗、方法、案例的著作。筆者有幸參與過數次臺電系統相關的穩定度研究[20-23]，欲藉此撰寫博士論文的機會對過去所從事的研究作一番整理、歸納出重點並分享經驗，期能傳承前輩的指導，讓大家繼續為守護這塊土地上的電力系統而努力。

目的

本論文以臺灣本島電力系統為研究對象，利用時域與頻域分析方法探討數種穩定度分析相關議題，包含系統模型及參數之合理性探討、電力系統偶發事故分析、防止大停電之特殊保護系統規劃與設計、全黑啟動加壓路徑動態模擬及電力系統穩定器分析等。

關於系統模型及參數之合理性探討，在作電力系統穩定度模擬分析前，通常必須先取得該系統之原始資料及機組參數，並作徹底檢查，以確保模型及參數之合理，才能正式進行穩定度模擬分析的工作，在這裡若不謹慎，將導致之後全部白費功夫，實在有其重要性，所以特別為之成立獨立章節來探討。在電力系統偶發事故分析這部份，主要將探討穩態電力潮流與暫態穩定度，並以臺電本島系統為例，分享模擬分析方法與技術。具備了前兩部份的基礎，就可以進行特殊保護系統的規劃與設計，本文以大台北地區為例，提出一目的為防止大台北大停電之特殊保護系統。大停電之後就有全黑啟動的問題，故接著提出全黑啟動相關研究，

主要是臺灣本島加壓路徑的動態模擬，以觀察此路徑在加壓過程當中各匯流排的電壓暫態，有助於評估加壓路徑的可行性。前面幾個研究議題以暫態模擬分析為主，在穩態電力潮流及全黑加壓路徑的模擬分析上與電壓穩定度相關，本論文在最後提出一小信號穩定度相關研究，即電力系統穩定器分析，以評估穩定器的參

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數值及是否須增設穩定器，藉以提升本島電力系統小信號穩定度。

1.3 研究成果與貢獻

在系統模型及參數之合理性探討上，本文已成功地完成臺電系統模型及參數的檢驗，據此可以作各種的穩定度模擬分析。並從經驗當中歸納出常見的模型與參數問題及其解決之道。

在電力系統偶發事故分析上，本文已成功地完成臺電系統大量的偶發事故分析，能從中發現系統弱點，據此可以規劃適當的保護系統。

在防止大停電之特殊保護系統規劃與設計上，本文已成功地完成防止大台北地區大停電之特殊保護系統規劃及設計，並提出極度偶發事故與其保護策略的對照表，據此可以使系統快速地對事故作出反應以防止大停電。

在全黑啟動加壓路徑動態模擬上，本文已成功地驗證臺電公司所規劃的全黑啟動加壓路徑的可行性，並對所有可能加壓路徑提出適當的動態模擬程序，據此可以在日後自行反複驗證加壓路徑的可行性。

在機組穩定器分析上，本文已成功地完成臺電公司有加裝系統穩定器之機組參數的調整與檢討，並能評估臺電系統是否還有增設穩定器之需要，據此可以維持臺電系統的小信號穩定度。

以上研究成果顯示本論文當中所分享的資訊、方法及經驗深具實用性。

1.4 論文內容概述

第一章為簡介，具備本論文導讀功能，俾使讀者閱畢此章後能掌握本論文梗概。

第二章到第六章為本論文主要內容，按照順序分述臺電系統模型及參數之合理性探討、臺灣本島電力系統偶發事故分析、防止大停電之特殊保護系統規劃與設計、臺電系統全黑啟動加壓路徑動態模擬、臺電公司電力系統穩定器分析等五大部份。此五章可個別獨立來看，第二、第三及第四章所使用的電力系統是民國

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94 年的臺電系統，第五章所使用的是民國 97 年的臺電系統，第六章則是使用民國 98 年的臺電系統，由於各研究計畫執行時機不一，所以使用不同年度的臺電系統；

但也可視為一體，若視為一體，則前兩章相當於基礎模擬分析，後三章相對於前兩章則是應用模擬分析，各章之間仍具有關聯性。

第七章為總結與未來研究方向。總結全篇論文，並根據本文未竟之處提出未來研究方向。

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第二章臺電系統模型及參數合理性探討

2.1 前言

在對大型電力系統作模擬分析與規劃時，常常必須先取得該系統之原始資料 (raw data)及機組參數(machine data)，並對原始資料和機組參數做檢查，以確保模型及參數之合理性，才能使得模擬分析結果具參考價值。本章以臺電系統為例來作模型及參數之合理性探討。本章將從兩個角度來作模型及參數之合理性探討，

首先是利用軟體本身的功能直接檢查原始資料檔及機組參數檔的檔案內容合不合理，第二是從參數靈敏度的角度來探討調整某些參數大小後系統響應的合理性，

以上並用兩個小節來分別探討。

本章選用PTI (Power Technologies, Inc.)的 PSS/E (Power System Simulator for Engineering)來檢查參數資料的合理性。選用此模擬軟體的原因，是由於其使用者較多並且公信力較高，且目前臺電公司也使用此軟體來進行系統模擬的工作。

2.2 系統模型及參數資料檢查

PSS/E 計算電力潮流時會自動檢查原始資料檔內容的合理性[24]，也可以從計算結果得知目前的原始資料能不能使電力潮流收斂。PSS/E 執行動態模擬時會自動檢查系統的機組參數。無論是在計算電力潮流時或執行動態模擬時，若檔案的格式或參數值有錯誤時，PSS/E 就不會繼續執行並會顯示所發現的錯誤；若皆無錯誤，

則計算電力潮流時最終將只顯示收斂的結果，執行動態模擬時也能成功地計算各狀態變數的初始值並能順利繪出動態響應波形。以下將以臺電系統的參數資料為例作說明。

（1）臺電系統原始資料檢查

先將原始資料讀入 PSS/E，並作電力潮流計算，結果如圖 2.1 所示:

(23)

始資

（2）

果如

圖2.1 顯示資料檔案的內

）台電系統經過電力潮如圖2.2，最

圖

示在經過三次內容是可以統機組參數檢

潮流計算後最後結果顯示

圖2.1 PSS/E

次疊代後達以被接受的

檢查

後，又將機組示是OK 的

9

電力潮流計

達到收斂，並

，也代表該

組參數輸入的。

計算結果

並無顯示任該系統工作點

入PSS/E 作狀

任何錯誤訊息點是可以收

狀態變數初

息，所以這收斂的。

初始值計算這個原

，結

(24)

定了值的的輸的機的原壓，

法解此方值。

發生

在作電力潮了此部發電機的指令後，畫輸出電壓(EF 機組參數，無原因，是超過

調整後，必解決此問題時方式調整即可

初始狀態沒生三相短路故

圖 2.2

潮流計算時機在系統中畫面所列的 FD)，若有”

無誤後，即可過所允許的必須再次觀時，則必需可將初始條

沒有問題後故障，此故

PSS/E 狀態

時，發電機匯中所需輸出的的初始狀態

OUT OF LI 可調整原始的最大值或是觀察初始條件需詢問原製造條件的問題

後，進一步作故障在四週後

10

態變數初始

匯流排上的的有效及無

，包含原動 IMITS ”的警始資料中的發是小於最小件的值以了造廠家以得題排除，最

作動態模擬後清除，清

始值計算結果

的有效功率無效功率。

動機的輸出實警告訊息出

發電機資料小值，再調了解是否已得知參數值最後可以得到

擬，假設在零清除後再繼

果

及電壓大小當執行計算實功率(PO 出現時，必須料，先檢查

整發電機的經排除此問是否有誤。

到適當的系

零秒時核三續模擬至五

小的設定值算狀態變數 OWER)或勵須先檢查所 OUT OF L 的實功率或問題，若一

。一般來說系統和模型

三 345kV 匯五秒，核二

值，決數初始勵磁機所輸入 LIMIT 或端電一直無說，依型參數

匯流排二廠二

(25)

號機

波形其它

2.3

問題程度作一用模

PSS/

機的轉速時域

如果電力潮形能正常顯示它模擬分析

參數靈敏

在前一節的題，令人感興度如何。在此一個分類，並模擬結果來輔筆者曾發現 /E 認可的英

域響應結果

圖 2.3 核潮流計算能示，方可接

。

敏度探討

的系統模型興趣的是，

此節當中，

並分別探討輔助文字說現臺電系統英文代碼:

果如圖2.3。

核二廠二號能收斂、狀態接受所使用的

型及參數資料這些問題的將依據筆者討該類問題對說明。

統模型或參

11

號機的轉速時態變數的初的原始資料

料檢查當中的存在對模者的經驗，

對模擬結果

參數的問題

時域響應結初始值計算結料檔及機組參

中，可能會模擬結果會

，把曾發現果的影響，

主要可分為結果

結果顯示O 參數檔，並

發現許多種有什麼樣的過的臺電模對於某些類

為以下七類

OK 及時域響並據此繼續進

種的模型或的影響以及模型或參數類的問題並

類，其中英響應進行

或參數及影響數問題並會利

英文是

(26)

12

(1) 發電機電力潮流參數 PMAX 的影響

PMAX 參數是每一部發電機所能發出實功的最大值。在計算電力潮流時常常會需要調整發電機輸出實功（PG）的大小，希望使得電力潮流計算結果收斂得較理想；但PG 的大小不能超過 PMAX 的設定值，PMAX 的值必須符合實際系統情況，以使得模擬結果切合實際。調整PG 的影響程度則有不同情況，如果只是少數機組作調整，而且調整幅度不大，那對電力潮流的計算結果影響程度較小；如果是多部機組作調整，而且調整的幅度較大，則影響程度較大，原先會收斂的原始資料在調整過後可能變成不收斂，不收斂可能變得能收斂。對 PSS/E 軟體本身而言，PMAX 如何設定對電力潮流的計算結果沒有影響，除非是特殊的電力潮流計算，例如最佳電力潮流(optimal power flow)；對於一般的電力潮流計算來說，PG 才是會影響到收斂結果。

(2) 發電機動態模型參數 ZSOURCE 的值與 Xd”及 Xq”的值不一致

ZSOURCE 參數是同步發電機的電源阻抗。如果發電機模型採用次暫態模型，

則此參數必須等值於次暫態電抗；如果發電機模型採用暫態模型或古典模型

（classical model），則此參數必須等值於暫態電抗。在解電力潮流的時候不需用到此參數，所以此參數不會影響電力潮流的計算結果；但是在作故障分析和動態模擬的時候會用到。臺電公司對此參數的設定是次暫態電抗，所以 ZSOURCE 的值必須和 Xd”(發電機直軸次暫態電抗) 及 Xq”(發電機交軸次暫態電抗)的值相同。根據 ZSOURCE 的定義，此參數的誤差將使得發電機的輸出如功率、電壓及相位也跟著誤差。以下以臺電民國94 年重載時的資料為例，零秒時在峨眉 345kV 匯流排發生三相短路故障，故障於4 週波後清除並且持續模擬到 5 秒，然後比較核三機組(編號 1001)的 ZSOURCE 是 0.26pu(正常設定值)及異常時的 0.20pu 的發電機端電壓波形。其中圖2.4 顯示核三#1001 的 ZSOURCE 為 0.26pu 時的狀態變數初始值計算結果為正常；圖2.6 則顯示 ZSOURCE 為 0.20pu 時的狀態變數初始值計算結果出現提醒訊息。圖2.5 與圖 2.7 分別顯示 ZSOURCE 為 0.26pu 及 0.2pu 時的核三#1001 發電機端電壓波形。

(27)

圖2.4 核三

圖2

三#1001 的Z

2.5 核三#100

ZSOURCE 為

01 的ZSOUR

13

為0.26pu 時的

RCE 為0.26p

的狀態變數初

pu 時的發電機

初始值計算結果

電機端電壓波形結果正常

波形

(28)

圖

圖2.6 核三#10

圖2

001 的ZSOU

2.7 核三#100

URCE 為0.20

01 的ZSOUR

14

0pu 時的狀態

RCE 為0.20p

態變數初始值

pu 時的發電機

值計算結果出

電機端電壓波形

出現提醒訊息

波形

息

(29)

15

比較圖2.5 及圖 2.7 的波形似乎看不出有什麼不同，但是實際上整個暫態過程發電機端電壓的變化其實是不同的，表2.1 列出 0 秒到 0.1 秒這段時間兩種不同情況發電機端電壓的變化軌跡，透過此表就可看出兩者的差別，這也說明了 ZSOURCE 的誤差會影響到發電機端電壓的動態響應，由此推論也會影響到電力潮流的動態響應。

表2.1 核三#1001 的端電壓在 ZSOURCE 為 0.26pu 及 0.2pu 時的動態響應

TIME(秒)

ZSOURCE 為 0.26pu 時的端電

壓(pu)

ZSOURCE 為 0.2pu 時的端電壓(pu)

0 0.99 0.99 0.005 0.96091 0.96401

0.01 0.95887 0.9618 0.015 0.95704 0.95982 0.02 0.95539 0.95803 0.025 0.9539 0.95641 0.03 0.95256 0.95495 0.035 0.95134 0.95362

0.04 0.95023 0.95241 0.045 0.94923 0.95132 0.0499 0.94832 0.95032 0.0549 0.94749 0.9494 0.0599 0.94674 0.94857 0.0649 0.94606 0.94782 0.0669 0.94581 0.94753 0.0669 0.97147 0.97003 0.0719 0.97336 0.97196 0.0769 0.97498 0.97364 0.0819 0.97647 0.97518 0.0869 0.97786 0.9766 0.0919 0.97915 0.97793 0.0969 0.98036 0.97916 0.1019 0.98151 0.98032

(30)

16

(3) 調速機(Governor)動態模型參數 T1、T3 的影響

T1 是控制器的延遲時間，T3 是調速機本身的延遲時間[24]，但是這兩個時間的和只佔整個調速機迴路的延遲時間的一小部份，通常不會超過一秒，佔比較多的是T5（蒸汽再熱延遲時間），通常在五秒以上；一般來說，因為調速機的總延遲時間在10 秒以上，所以在作暫態穩定度分析及其它短期的動態模擬時，模擬結果不會受這些調速機時間常數的影響；除非想要考慮10 秒以後的情形或者要作長期的動態分析，那時調速機才會開始影響模擬結果。在作短期動態模擬時一般也使調速機的輸出機械功率為固定，等同忽略調速機的作用。

(4) 電力系統穩定器模型參數 REMBUS1、REMBUS2 的影響

對於雙輸入的電力系統穩定器模型來說會有這兩種參數，這兩個參數的意思是說訊號來源的匯流排編號。在臺電所用的PSS2A 的穩定器模型參數當中這兩個參數之所以要設為零的原因是 PSS2A 的另外兩個參數 ICON(IC1)及 ICON(IC2)不是被設為1 就是被設為 3，1 或 3 表示輸入訊號是從本身的機組來的，REMBUS1 及REMBUS2 不管設多少都會被忽略，設零以外的值在 PSS/E 的動態模擬畫面上還會出現警告訊息，如圖2.8，其實可以不理會這些訊息，不會影響模擬結果。

(31)

(5) 激以

數會時在 5 秒

圖2.8

激磁機模型以EXAC4

很顯然地會直接影響到在峨眉345kV

，然後比較

PSS2A 穩定

型參數 VIM 激磁機模型

圖

，從圖2.9 可到激磁機的

V 匯流排發較激磁機的

定器模型的RE

MAX 、VIM

型為例，其

圖2.9 EXAC

可看出VIM 的輸出電壓值發生三相短路

VIMAX 、

17

REMBUS1 及

MIN、VRM

其方塊圖如圖

AC4 激磁機模

MAX 、VI 值。以臺電

路故障，故

、VIMIN、V

及REMBUS2

MAX 及 VR

圖2.9:

模型方塊圖[24

MIN、VRM 電民國94 年

故障於4 週 VRMAX 及

設為9241 時

RMIN 誤差

4]

MAX 及 VR 年重載時的資週波後清除並及VRMIN 分

時所出現的訊

差

RMIN 這四資料為例，

並且持續模分別設為正

訊息

四個參零秒模擬到正常的

(32)

(0.1,

圖

-0.1,5,-1.73

圖2.10 (

圖2.11 激磁 EFD

3)和設為異

激磁機的V (0.1,-0.1,5,-1.7

磁機的VIMA D 波形

常的(0.5,-0

VIMAX 、VI 73)時的EFD

AX 、VIMIN

18

0.5,3,-3)時 E

IMIN、VRM D 波形

N、VRMAX

EFD（激磁

MAX 及VRM

X 及VRMIN

磁機輸出電壓

MIN 設為正常

設為異常的(

壓）的差別

常的

(0.5,-0.5,3,-3) 別。

)時的

(33)

19

圖2.10 和圖 2.11 的刻度相同，從中可明顯看出在 0.5 秒之前 VIMAX 、VIMIN、

VRMAX 及 VRMIN 設定為(0.5,-0.5,3,-3)時的 EFD 比設定為正常時的還小許多。所以這四個參數誤差對激磁機輸出電壓會有影響。

(6) 激磁機模型種類誤差

(7) 電力系統穩定器模型種類誤差

第六類及第七類問題也會直接影響激磁激的輸出電壓EFD 的大小，模擬前必須確認所使用的模型符合實際系統情形。

2.4 本章小結

本章首先利用 PSS/E 軟體來檢查系統的原始資料及機組參數，PSS/E 軟體計算電力潮流時會自動檢查原始資料檔內容的合理性，執行動態模擬時會自動檢查系統的機組參數，無論是在計算電力潮流時或執行動態模擬時，若檔案的格式或參數值有錯誤時，PSS/E 就不會繼續執行並會顯示所發現的錯誤。

在系統模型及參數資料檢查當中，筆者根據經驗，把曾發現過的臺電模型或參數問題分成以下七大類：

（1）發電機電力潮流參數 PMAX 的影響

（2）發電機動態模型參數 ZSOURCE 的值與 Xd”

及Xq”的值不一致

（3）調速機動態模型參數 T1、T3 的影響

（4）電力系統穩定器模型參數 REMBUS1、REMBUS2 的影響

（5）激磁機模型參數 VIMAX 、VIMIN、VRMAX 及 VRMIN 誤差

（6）激磁機模型種類誤差

（7）電力系統穩定器模型種類誤差

其中 PMAX 會影響到人員調整發電機輸出實功 PG 的大小，進而影響到電力潮流的解；ZSOURCE 的誤差會直接影響發電機的各項輸出值，如功率、電壓及相位；T1、T3 的誤差會影響長期動態穩定度的模擬結果，若是短期的暫態穩定度模

(34)

20

擬則可忽略其影響；REMBUS1、REMBUS2 是指訊號來源的匯流排編號，如果都是本地的匯流排，則此兩參數值的設定並不影響模擬結果的正確性；激磁機模型參數 VIMAX 、VIMIN、VRMAX 及 VRMIN 以及激磁機模型種類和電力系統穩定器模型種類都會直接影響到激磁機輸出電壓的大小。

(35)

21

第三章臺灣本島電力系統偶發事故分析

3.1 前言

電力系統偶發事故分析是電力系統運轉與規劃當中相當重要的一環，往往須進行包含各種偶發事故的大量模擬分析，期能預先發現電力系統的弱點，並思考解決方案。本章在前一章的基礎下，即是已具備合理的臺電系統模型及參數，將繼續利用PSS/E 模擬軟體對臺電民國 94 年系統進行偶發事故的模擬與分析，主要將探討穩態下的潮流情形以及暫態穩定度。除了將描述基本的模擬分析步驟外，

亦將分享快速的大量模擬技術。

3.2 系統描述

3.2.1 負載情況及幹線潮流

臺電系統的負載情況可分成以下三種 : 重載(peak)、中載(medium)及輕載 (light)。臺電公司將本島電力系統分成北、中、南、東四個區域。各區域或多或少有電力過剩或短缺的情形，因此產生所謂的南電北送的幹線潮流，分作南電中送及中電北送。臺電南電北送目前共有三路，依建設的時間先後順序，分為南北一路、南北二路及南北三路。南北一路北起板橋超高壓變電所，途經天輪超高壓變電所，南迄高港超高壓變電所；南北二路北起龍潭超高壓變電所，途經中寮及中港超高壓變電所，南迄龍崎超高壓變電所；南北三路與二路的起迄點相同，只是途經的變電所不同，南北三路走的是峨眉及嘉民超高壓變電所。

每一種負載情況下的幹線潮流(transfer level)又可分作三種 :強(maximum)、中 (medium)、弱(base)。所以三種負載情況乘以三種幹線潮流，總共有九種情形，如表3.1 所示，每一種情形都有對應的系統原始資料檔。

本章所依據的臺電系統南電中送的上限是 3800MW，中電北送的上限是

(36)

22

5800MW。為使幹線潮流調整到接近此上限，也就是 maximum 的情況，在重載時停用北部核二廠的兩部機組；在中載和輕載時除了停用核二廠的兩部機組，還停用一部核一廠的機組。為使幹線潮流調整到 medium 的情況，就是南電中送介於 2000MW~3000MW，中電北送介於 2000MW~5000MW，三種負載情況都停用核二廠的一部機組。而幹線潮流為base 則是沒有停用任何機組的情況。

表3.1 臺電 94 年系統的南電北送幹線潮流情況負載情況及

（幹線潮流等級）

幹線潮流

南-中 (MW) 中-北 (MW) 重載（弱） 1981 4113 重載（中） 2969 4935 重載（強） 3807 5801 中載（弱） 2575 3523 中載（中） 3023 4256 中載（強） 3793 5795 輕載（弱） 2302 1704 輕載（中） 2218 1967 輕載（強） 3135 3475

臺電94年南電中送的幹線共有八迴線，含六個345kV迴線及兩個161kV迴線，

如表3.2所示：

(37)

23

表3.2 臺電94年南電中送幹線

線路在南區bus編號線路在中區bus編號線路ID 電壓等級（kV）

2660 (龍崎南) 2490 (中寮南) W 345

2500 (嘉民) 2490 (中寮南) 3 345

2500 (嘉民) 2480 (中寮北) 1 345

2500 (嘉民) 2480 (中寮北) 2 345

2650 (龍崎北) 2100 (天輪) S 345

2660 (龍崎南) 2100 (天輪) M 345

6009 (斗工) 850 (鉅工) S 161

6009 (斗工) 850 (鉅工) M 161

臺電94年中電北送的幹線共有六迴線，都是345kV，如表3.3所示：

表3.3 臺電94年中電北送幹線

線路在中區bus編號線路在北區bus編號線路ID 電壓等級（kV）

2000 (峨眉) 1910 (龍潭南) 2 345

2000 (峨眉) 1910 (龍潭南) 3 345

2000 (峨眉) 1910 (龍潭南) 4 345

2100 (天輪) 1900 (龍潭南) S 345

2100 (天輪) 1900 (龍潭南) M 345

2490 (中寮南) 1900 (龍潭南) 1 345

表3.1 所示的九種情況皆有其對應的臺電 345kV 幹線系統潮流圖，圖 3.1 及圖 3.2 即是在重載及幹線潮流為弱時之潮流圖，分成臺灣地圖和單線圖兩種來顯示，

其中單線圖僅繪出龍潭及嘉民之間心臟地段的主要線路，兩圖當中的電力潮流數據一致，潮流往北為正值、往南為負值。

(38)

圖圖3.1 臺電994 年尖載且幹

24

且幹線潮流baase 時之超高壓壓幹線系統圖圖

(39)

25

北中二路

北中三路北中三路北中二路北中一路北中一路

1384.32 MW

666.37 MW 648.11 MW 403.53 MW 403.53 MW

362.94 MW 362.94 MW

-331.79 MW

69.21 MW

-103.20 MW

634.22 MW 662.34 MW 峨眉 (2000)

龍潭南 (1910) 龍潭北 (1900)

天輪 (2100)

中火 (530)

中港 (2150)

中寮南 (2490) 中寮北 (2480)

嘉民 (2500)

龍崎南 (2660)

龍崎北 (2650) 南科 (2600)

圖3.2 臺電94 年尖峰且幹線潮流base 時南電北送345kV 單線圖北中三路

665.23 MW

(40)

26 3.2.2 初始運轉點狀態檢查

在此先對三種負載及三種幹線潮流所構成的九個初始運轉點檢查有無線路過載或匯流排電壓過高或過低的情形，過載情形如表3.4 所示，電壓違反標準情形則列在表3.5 當中。正常及偶發事故時之線路過載和電壓標準將在本章第四節統一作說明。在此九個初始運轉點中，若是幹線潮流為弱的運轉點，檢查標準則依系統正常時之臺電輸電系統規劃準則；若是其它兩種幹線潮流的運轉點，由於實際上等同於N-G(跳脫一部機)、N-2G(跳脫兩部機)或是 N-3G(跳脫三部機)的情形，所以檢查標準則依偶發事故時之規劃準則。由於本章以臺電民國94 年的系統為例來作分析，所以所引用的輸電系統規劃準則是民國87 年 8 月 10 日所發布的版本，而在本論文寫作完成時的版本是民國97 年 6 月 2 日所修正的版本[25]。

表3.4 九個初始運轉點線路過載情形負載&幹線

潮流

From bus To Bus 線路 ID

電壓等級 kV

線路負載

(%)

過載標準 (%) 編號名稱編號名稱

尖載& max 1200 南火北 2851 五甲 1 161 114.2 100 1200 南火北 6361 四維 1 161 114.3 100 中載& max 1200 南火北 2851 五甲 1 161 113.8 100

(41)

27

表3.5 九個初始運轉點的匯流排電壓違反標準情形

負載&幹線潮流 Bus 編號 Bus 名稱電壓大小(kV) 電壓大小(pu)

輕載 & base 716 明潭#6 15.607 0.9459 717 水里G 13.715 0.9459 2102 天輪T 31.268 0.9475 2612 南科西T 31.112 0.9428 2662 龍崎南T 31.010 0.9397 2672 路北L 31.318 0.9490

2918 高港 31.237 0.9466

3002 鳳林T 31.230 0.9464 9101 海湖G1 17.059 0.9477 9103 海湖S1 17.059 0.9477 9104 海湖G2 17.059 0.9477 9106 海湖S2 17.059 0.9477 9111 新桃1A 17.065 0.9481 9112 新桃1B 17.065 0.9481 9113 新桃1C 17.065 0.9481 9114 新桃1S 17.065 0.9481 9161 國光G1 15.152 0.9470 9162 國光G2 15.152 0.9470 9163 國光ST 15.152 0.9470

表3.5 所列的匯流排都屬電壓過低的情形，皆低於規劃準則的下限 0.95pu，也可發現大多是發電機匯流排。

3.2.3 偶發事故種類與選擇

電力公司在作系統規劃時的偶發事故種類通常有以下八種，當中線路的跳脫皆選用345kV 之線路，發電機組的跳脫皆選擇發電量在 200MW 以上之機組。

(42)

28

(1) N-1(單迴線跳脫)

(2) N-2(同一鐵塔雙迴線跳脫)

(3) N-1-1(先停用一迴線作電力潮流計算，然後再運用 N-1 故障分析) (4) N-1-2(先停用一迴線作電力潮流計算，然後再運用 N-2 故障分析)

(5) N-2-1(先停用同一鐵塔雙迴線作電力潮流計算，然後再運用 N-1 故障分析) (6)N-G-1(先停用一部機組作電力潮流計算，然後再運用 N-1 故障分析)

(7)N-G-2(先停用一部機組作電力潮流計算，然後再運用 N-2 故障分析)

(8)N-2G-1(先停用特定組合的兩部機組作電力潮流計算，然後再運用 N-1 故障分析)

以上八種偶發事故，前兩種歸類於單一事故，後六種歸類於複合事故；複合事故分兩段操作，第一段並非故障，僅是調整運轉點，依據臺電公司輸電系統規劃準則，在第一段過後系統應該都能保持正常運轉，第二段才是真正運用故障。

根據以上八種偶發事故選擇在穩態安全模擬及暫態模擬時所用的案例，如表3.6 及表3.7 所示。表 3.6 及 3.7 中的匯流排編號可參考附錄的對照表取得對應的匯流排名稱。

臺電公司在設計保護系統時有其原則，通常幾乎不可能發生的事故不考慮，

否則要模擬的事故會無窮盡。例如超過三個設備同時跳脫的事故通常不考慮。如在本章一開始系統描述中所提到的，為了調整某些幹線潮流已經需要先停用部份機組，考慮這些已經停用的機組，某些幹線潮流下的案例就沒必要作模擬，所以可發現表中有些事故並非針對所有幹線潮流等級。

(43)

29

表3.6 穩態安全模擬所用的案例

編號幹線潮流等級事故種類跳脫機組 (bus ID - 機組 ID)

跳脫的迴路 (From bus – To bus – 線路 ID)

1 All N-1 1750-1910-R

2 All N-1 1900-2490-1

3 All N-2 530-2000-R ,530-2000-W

4 All N-2 1500-1650-1,1500-1650-2

5 All N-2 2150-2480-1,2150-2480-2

6 All N-2 700-3000-1, 710-3000-1

7 All N-2 1900-2490-1,1910-2000-2

8 All N-2 1900-2490-1,2000-2480-1

9 All N-2 2100-2650-S,2100-2660-M

10 Base&medium N-1-1 700-3000-1,710-3000-1 11 Base&medium N-1-1 1900-2490-1,2000-2480-1 12 Base&medium N-1-1 1900-2490-1, 2100-2650-S 13 Base&medium N-1-1 1900-2490-1,2100-2660-M 14 Base&medium N-1-1 1650-1910-W,1750-1910-R 15 Base&medium N-1-1 1750-1910-R, 1900-2490-1 16 Base&medium N-1-2 10-1750-R 530-2000-R

530-2000-W

17 Base&medium N-1-2 1750-1900-W 10-1750-R 10-1750-W

18 Base&medium N-1-2 1900-2490-1 10-1750-R 10-1750-W

19 Base&medium N-1-2 1900-2490-1 530-2000-R 530-2000-W

20 Base&medium N-1-2 1080-2650-1 2650-2670-1 2660-2670-1

21 Base&medium N-1-2 2660-2670-1 1080-2650-1 1090-2660-3

22 Base&medium N-1-2 1900-2490-1 2490-2500-3 2490-2660-W

23 Base&medium N-1-2 10-20-1 1500-1650-1 1500-1650-2

24 Base&medium N-1-2 530-2000-R 530-2150-N 530-2150-S

25 Base&medium N-1-2 530-2000-R 1900-2490-1 2000-2480-1

26 Base&medium N-1-2 1900-2490-1 2480-2500-1 2480-2500-2

27 Base&medium N-1-2 2600-2650-1 2150-2480-1 2150-2480-2

28 Base&medium N-G-1 711-1 2000-2480-1 29 Base&medium N-G-1 711-1 1750-1910-R 30 Base&medium N-G-1 1080-1 1750-1910-R 31 Base&medium N-G-1 531-1 2490-2500-3 32 Base&medium N-G-1 1001-1 2490-2500-3 33 Base&medium N-G-2 11-1 1900-2490-1,2000-2480-1 34 Base&medium N-G-2 22-2 530-2000-R,530-2000-W 35 Base&medium N-G-2 22-2 1500-1650-1,1500-1650-2 36 Base&medium N-G-2 701-1 1500-1650-1,1500-1650-2 37 Base&medium N-G-2 1103-3 1500-1650-1,1500-1650-2 38 Base&medium N-G-2 9411-1 1500-1650-1,1500-1650-2 39 Base&medium N-G-2 9312-1 1500-1650-1,1500-1650-2 40 Base&medium N-G-2 9323-1 530-2150-N,530-2150-S 41 Base&medium N-G-2 1081-1 2150-2480-1,2150-2480-2 42 Base&medium N-G-2 9301-1 2150-2480-1,2150-2480-2 43 Base&medium N-2G-1 11-1, 12-2 1900-2490-1 44 Base&medium N-2G-1 22-2,21-1 530-2000-R 45 Base&medium N-2G-1 22-2,21-1 1750-1910-R 46 Base&medium N-2G-1 22-2,21-1 2000-2480-1 47 Base N-2G-1 9101-G, 9104-G 1750-1910-R 48 Base N-2G-1 9101-G, 9104-G 2100-2650-S 49 Base N-2G-1 9101-G, 9104-G 1900-2490-1 50 Base N-2G-1 603-1, 1081-1 2490-2500-3 51 Base N-2G-1 1001-1,1101-1 2490-2500-3 52 Base N-2G-1 1001-1,1081-1 2490-2500-3

(44)

30

表3.7 暫態模擬所用的案例

編號幹線潮流等級事故種類跳脫機組跳脫迴路

1 All N-1 1900-2490-1

2 All N-2 1500-1650-1,1500-1650-2 3 All N-2 700-3000-1, 710-3000-1 4 All N-2 1900-2490-1,2000-2480-1 5 Base & medium N-1-1 700-3000-1,710-3000-1

6 Base N-1-1 1900-2490-1,2000-2480-1 7 Base & medium N-1-2 1000-2950-S 1000-2950-1

1000-2950-2

8 Base N-1-2 1900-2490-1 530-2000-R 530-2000-W

9 Base & medium N-2-1 1500-1650-1

1500-1650-2 9410-1500-W

10 Base N-2-1 530-2000-R

530-2000-W

1900-2490-1 11 Base & medium N-G-2 22-2 1500-1650-1,1500-1650-2

3.3 電力調度規則與方法

在本章的模擬當中，在兩種情況下需要作電力調度：

（1）對於 N-G-1、N-G-2 和 N-2G-1 的事故，在發電機停用後需要作調度以平衡因停機所造成的電力缺損。

（2）調整幹線潮流時，需要調整各區域發電量以調整南電北送的幹線潮流。

臺電公司對於電力調度有其規則，原則上是基於燃料種類，優先順序依序為：

燃油火力、液化天然氣(Liquefied Natural Gas, LNG)火力及複循環機組、水力。如果燃煤火力機組還有多餘電力應被最優先用來調度。各區域的電力調度優先順序如表3.8~表 3.11 所示。當在運用表 3.8~表 3.11 時尚須另外考慮下列四項原則：

（1）在幹線潮流為最大的時候，為了增加北部地區的發電量，已被停用的核一或核二機組必須先被啟用來調度。

（2）中部的抽蓄機組在輕載時不是運轉在抽蓄模式就是停止發電。

（3）以下這幾組複循環機組每一組的兩部機必須同時啟用或停用：

(45)

31

1085/1091、1086/1092、1087/1093、1088/1094、1089/1095、1201/1202、

1203/1204、1205/1206。

（4）發電廠若在輕載或中載時進行大修則無法提供調度，發電廠通常不會在重載時進行大修。

表3.8 北部發電機調度順序

電廠順序 BUS 編號機組 ID 最大實功輸出（MW）機組種類協和

1 101¹ 1 485

燃油火力

2 102 2 485

3 103 3 485

4 104 4 485

石門 5 451 G 59.5 水力

1. 若在輕載時進行大修則無法提供調度

(46)

32

表3.9 中部發電機調度順序

電廠順序 BUS 編號機組 ID 最大實功輸出（MW）機組種類

通霄 1 603 1 731

1 607 2 複循環 1 612 3

2 616 4 586 複循環

2 621 5

3 625 6 317.1 複循環

大甲溪

4 801 G 100 5 811 G 103.5 水力 6 831 G 360 7 841 G 200

8 891 G 133.5

濁水溪 9 851 G 43.5 10 861 G 105 水力

11 871 G 10.4

大觀二

12 701 1 236.7

抽蓄水力

13 702 2 236.7

14 703 3 236.7

15 704 4 236.7

明潭

16 711 1 240.8

抽蓄水力

17 712 2 240.8

18 713 3 240.8

19 714 4 240.8

20 715 5 240.8

21 716 6 240.8

(47)

33

表3.10 南部發電機調度順序

電廠順序 BUS 編號機組 ID 最大實功輸出（MW）機組種類大林

1 1103 3 354 燃油火力

2 1104¹ 4 354

3 1105¹ 5 483 LNG 火力 4 1106 6 526

興達

5 1085 1 427 複循環

1091 1

6 1086² 2 427 複循環

1092² 2

7 1087 3 427 複循環

1093 3

8 1088 4 427 複循環

1094 4

9 1089 5 427 複循環

1095 5

南火

10 1201¹ G 272 複循環

1202¹ S

11 1203 G 272 複循環

1204 S

12 1205 G 272 複循環

1206 S

13 1207 1 272 複循環

1. 若在輕載時進行大修則無法提供調度 2. 若在中載時進行大修則無法提供調度

(48)

34

表 3.11 可供調度燃煤火力機組

電廠 BUS 編號機組ID 最大實功輸出（MW）所在區域

深澳 201¹ 1 74

北部

202 2 125

203 3 186

林口 221¹ 1 255

222² 2 257

中火

531 1 515

中部

532 2 515

533 3 515

534² 4 515

535¹ 5 515

536 6 515

537 7 515

538 8 515

539 1 506

541 1 506

興達

1081 1 468

南部

1082 2 468

1083¹ 3 526

1084² 4 526

大林 1101 1 275

1102 2 275

1. 若在中載時進行大修則無法提供調度 2. 若在輕載時進行大修則無法提供調度

3.3.1 事故時的調度規則

對於 N-G-1、N-G-2 和 N-2G-1 的事故，在一部或兩部機組停用後須按照下列原則調度：

（1）為平衡停機所造成該機組所在區域的電力缺損，須視區域參考表 3.8~表 3.11 的調度順序來調整發電量。

（2）如果該區域備用容量不足時可調用鄰近區域的備用容量。

（3）對於 N-2G-1 的事故，若被停用的兩部機分屬不同區域時，尚須考慮下列原則：

(49)

35

（A）如果停用的機組屬於北部及中部，則先調整這兩個地區的備用容量，

還有不足時才調整南部的備用容量。

（B）如果停用的機組屬於中部及南部，則先調整這兩個地區的備用容量，

還有不足時才調整北部的備用容量。

（C）如果停用的機組屬於北部及南部，北部的不足利用北部及中部的備用容量來調整，南部的不足則利用南部的備用容量來調整。

3.3.2 調整幹線潮流時的調度規則

（1）當一個地區的發電量需要被提高或減少以調整幹線潮流時，必須視該區域按照表 3.8~表 3.11 的調度順序來調整發電量。如果表中的機組是啟用的狀態，必須將該機組的發電量調到最大時才能再繼續調整下一順位的機組；如果表中的機組是停用的狀態，必須將該機組啟用並把發電量調到最大，才能再繼續調整下一順位的機組。

（2）當幹線潮流已被調整到距離目標值正負 10MW 以內時就算調整完成了。

3.4 研究方法與快速大量模擬技術

3.4.1 研究方法

如何進行臺電系統偶發事故模擬與分析，可分成以下幾個步驟 : (1) 系統參數檔案的蒐集及檢查；

(2) 決定所要模擬的事故種類與案例；

(3) 利用模擬軟體作大量模擬；

(4) 模擬結果的統整與分析；

(5) 模擬結果與分析的驗證。

其中第一步已在前一章及本章前一節的系統描述裡述及；在這裡要特別補充模擬時所用的負載模型，是臺電公司採用的負載模型:

(50)

36

（A）實功 : 60% 定電流 + 40% 定阻抗

（B）虛功 : 50% 定電流 + 50% 定阻抗

第二步也在前一節系統描述的末後列出。第三步所用的模擬軟體在本章仍使用PSS/E，下一小節將說明如何利用 PSS/E 作快速大量模擬。第四步將在 3.5 節呈現。關於最後的驗證工作，臺電公司在 2003 年曾委託加拿大的 Powertech Labs Inc.(PLI)作一個針對臺電民國 94 年系統的特殊保護系統分析研究，研究的目標主要是希望能找出系統的脆弱點並發展出對策，研究內容包含對全台進行大量的偶發事故模擬分析，本章的模擬結果已經過與PLI 所作的模擬結果[26]互相驗證，結果將在下一節呈現。

3.4.2 快速大量模擬技術

如何利用PSS/E 作快速大量模擬，可分成以下幾個步驟:

(1) .IDV 檔的建立

(2) 再利用.IDV 檔建立.BAT 檔 (3) 執行.BAT 檔作運算

在PSS/E 的模擬環境下可利用 ECHO 這個指令以建立 IDV 檔。IDV 檔其實就是模擬步驟的記憶，以作電力潮流分析為例，其IDV 檔的內容大致如下:

MENU,OFF /* FORCE MENU TO CORRECT STATUS BAT_READ 0

94pv429.raw

BAT_FNSL, 1, 0, 0, 0, 1, 1, 99, 0 ; BAT_CONG 0

BAT_CONL 0 1 1 0 0 60.00 40.00 50.00 50.00 BAT_CONL 0 1 2 0 0 60.00 40.00 50.00 50.00 BAT_CONL 0 1 3 0 0 60.00 40.00 50.00 50.00 BAT_ORDR 0

SAVE

converted_n-1.sav

STOP

(51)

37

.BAT 檔可以由好幾個.IDV 檔的執行命令組成或者是好幾個.BAT 檔的執行命令組成，也可以是.IDV 檔的執行命令、.BAT 檔的執行命令和其它 DOS 指令的混合，底下的.BAT 檔內容即是一例：

psslf4 -inpdev p_base_n-1_1.idv pssds4 -inpdev p_base_n-1_2.idv 94peak.bat

cload4 etsa.obj mitlot.obj

pssds4 -inpdev p_base_n-1_3.idv

執行此.BAT 檔就能一次作完一個案例的電力潮流分析、使用者自建模型的連結及暫態模擬。

所以可以利用以上技術，用一個.BAT 檔包含好幾個案例的模擬，只要在 DOS 環境下鍵入.BAT 檔，就可以連續不斷地執行好幾個案例的模擬。

上述的詳細情形可參考PSS/E 的使用手冊[24]。

3.5 模擬結果

此節將呈現表3.6 所列穩態安全模擬用案例及表 3.7 所列暫態模擬用案例的模擬結果，以了解所列案例是否會造成穩態不安全或暫態不穩定。並分作重載、中載與輕載三種情形來統整模擬結果。最後並與PLI 的模擬結果作比較。

3.5.1 穩態安全模擬

穩態安全模擬係透過模擬以了解系統在沒有發生故障時的電力潮流是否符合安全裕度。

（1）穩態安全裕度

臺電輸電系統規劃準則中對於穩態安全裕度的規定分成以下兩部分:

(A) 輸電線及變壓器超載準則

民國 87 年發布的輸電系統規劃準則第十一條規定 345KV、161KV 及 69KV