1. 風力發電
黃聰亮 教授

2. 黃 聰 亮 教授
國立臺北教育大學資訊科學系暨研究所 系主任暨所長
美國財務金融管理學院 (AAFM) 院 士
中華民國國際學術交流學會 理 事 長
國立臺灣大學電機系 電機博士
國立臺灣大學電機系 電機碩士
國立臺灣大學電機系 電機學士
N E U S T S tate U n ive rs ity 企管博士
N E U S T S tate U n ive rs ity 教育博士
國立摩納哥皇家大學 (I.U .M.) 財管碩士
Ap ril 201 0

3. 大綱
風力機組發展歷程
全球及台灣風力發展現況
台灣電力系統介紹
大型風力機組併入系統之衝擊
1. 風力機主要類型介紹 (VESTAS 、 GE 、 ENERCON)
2. 風力機組輸出之特性
3. 各風機廠牌其電驛保護設定
4. 彰濱離岸風場併入 2010 年台電系統衝擊
5. 澎湖離岸風場併入 2015 年台電系統衝擊
6. 大型離岸風場併入系統之衝擊結論
3

4. 風力發電發成長之路
從倍受鄙視到贏得尊重
4
資料來源 :GH

5. 風機演化過程
風力機組持續大型化，但速度趨緩
未來風機將存在於四大產品市場 :
 離岸型風力機組 (>5MW)
大型陸域型風力機組 (3~5MW)
1~2MW 風力機組
小型風力機組 (<100kW)
33 m Ø
A380 Airbus
89 91 93 95 97 99 01 03 05 08
5
.3 .5 1.3 1.6 2 4.5 5 6 MW

6. 大型風力機組葉片 ( 61.5 公尺（ m ） )
6

7. 2008 年全球裝置容量統計
 2008 年全球風力新增容量 27,261MW ，累積裝置容量達到 121,188MW
 2008 年全球風力相關部門營業額約 40 億歐元
 其中美國、中國、印度、德國及西班牙為 2008 年全球市場的主要動力
7
資料來源 :World Wind Energy

8. 各年度全球成長率 (%)
8
資料來源 :World Wind Energy

9. 2008 全球風力新增裝置容量 (TOP10)
國家 (MW) (%)
USA 8351.2 30.64
China 6298.0 23.10
India 1737.0 6.37
Germany 1655.4 6.07
Spain 1595.2 5.85
Italy 1009.9 3.70
France 949.0 3.48
UK 898.9 3.30
Portugal 732.0 2.69
Australia 676.7 2.48
Rest of World 3358.4 12.32
Total Top 10 23902.7 87.68
Total 27261.1 100.0
9
資料來源 :World Wind Energy

10. 2008 全球風力累積裝置容量 (TOP10)
國家 (MW) (%)
USA 25170.0 20.77
Germany 23902.8 19.73
Spain 16740.3 13.81
China 12210.0 10.08
India 9587.0 7.91
Italy 3736.0 3.08
France 3404.0 2.81
UK 3287.9 2.71
Denmark 3160.0 2.60
Portugal 2862.0 2.36
Rest of World 17127.9 14.13
Total Top 10 104060.0 85.86
Total 121187.9 100.0
10
資料來源 :World Wind Energy

11. 2008 年全球風力各大洲之佔比
歐洲動能不減，美洲、亞太區跟進
2004~2008 年 全球各洲新增容量之佔 全球各洲總安裝容量之佔
比 比
11
資料來源 :World Wind Energy

12. 全球離岸風力先驅
離岸風場發展最成功的國家 - 丹麥
丹麥為全世界最早發展離岸風場的國家之一， 1991 年所完成的世界第一座離岸風場便是座
落在丹麥 Lolland 島外海的 Vindeby ，其總裝置容量為 4.95MW ，主要是由 11 支單機容量
為 450kW 的 Bonus 所組成，而 1991 至 2001 年所建構的離岸風場大多屬於實驗性風場，其
地點都在離岸不遠的淺海區且風力機都為陸上型改造；而這些小型的離岸風場主要是為日
後所要建構的大型離岸風場累積經驗與技術。
下圖為目前全球最大風場 (Horns Rev 2)
1991 ～ 2001 年丹麥所完成的三座離岸風場 於丹麥外海 ，總容量為 209MW

13. 台灣風力發展現況 (1/4)
台灣地區風力資源稟賦
資料來源 : 工研院
13
13

14. 台灣風力發展現況 (2/4)
台灣風力發展現況及裝置目標
 未來裝置容量目標：
 2010 年： 980MW
 2012 年： 1,060MW
 2015 年： 1,480MW
 2025 年： 3,000MW
 離岸風場開發納入規劃：
 2007 年 9 月，經濟部核准「第一階段設置離岸風
式風力發電廠方案」，第一期規劃開放 300MW 。
14
資料來源 : 經濟部能源局

15. 台灣風力發展現況 ( 3/4) 台灣電力公司風力發電計畫分佈
圖
石門風力發電站 ( 運轉
林口風力發電站 ( 施 中)
大園觀音風力發電站 ( 運轉
工中 )
大潭風力發電站) I ( 運轉
中
大潭 風力發 電站Ⅱ ( 施工
中)
中)
新竹香山風力發電站 ( 運轉
◎ 金沙風力發電站 ( 施工 中)
中)
中港 風力發 電站 ( 運轉
中火風力發電站 () 運轉中 )
中
彰工風力發電站 ( 運轉
彰工 ( Ⅱ ) 風力 發電站 ( 施工
中)
中)
彰化王功風 力發電站 ( 施工
中)
雲麥風力發電站 ( 運轉
中)
雲麥 ( Ⅱ ) 風力發電站 ( 施工
四湖 風力發 )電站 ( 施工
中
中)
澎湖中屯風力發電站 ( 運轉
中)
澎湖湖西風力發電站 ( 施
工中 )
風力一期發電計
資料來源 : 台灣電力公司
恆春風力發 電站 ( 運轉 畫
15 中) 風力二期發電計
畫

16. 台灣風力發展現況 ( 4/4) 英華威公司風力發電計畫分佈
圖
桃園縣觀音風力發電站 ( 施工中 ◎
)
桃園縣新屋風力發電站 ( 施 ◎
工中 )
苗栗縣竹南鎮風力發電站 ( 運轉中
)
苗栗縣大鵬風力發電站 ( 運轉中 )
台中縣大甲風力發電站 ( 運轉中
)
彰化縣彰濱工業區 風力發 電站 ( 運轉中 )
資料來源 : 台灣電力公司 & 英華威
16

17. 台灣電力系統介紹 (1/2)
台灣電力系統輸送流程
無論是核能電廠、火力電廠或水力電廠所產生的電力，都必須藉助輸變電系統轉變電壓、傳輸電力，供給用戶使用。
由於發電廠均設於偏遠地區，遠離用電多的地方，為提高輸電能力並減少損失，須先提高電壓以利長距離輸送，再
依用電需要逐段降低電壓，供下游使用。
17
資料來源 : 台灣電力公司

18. 台灣電力系統介紹 (2/2)
台灣各電廠分佈圖
資料來源 :
台灣電力公司
18

19. 探討大型離岸風場併入系統
研究背景、方法與步驟
台灣電力公司未來規劃將於彰化、澎湖外海興建大型離岸風場，總裝置容量分別為
108MW 、 200MW 。
首先介紹目前風力發電機型式，並針對目前全球三大廠牌分別 VESTSA 、 GE Wind 及
ENERCON 機組做介紹。
使用電力系統模擬器 PSS/E(Power System Simulator for Engineering ）模擬風機之特性。
模擬彰濱大型離岸風場併入台電 2010 年系統；而澎湖大型離岸風場併入台電 2015 年
系統
進行系統衝擊分析。
離岸風場之架構分別採用以 VETAS V80 、 GE3.6 、 ENERCON E-70 為架構併入分析可
能
造成的衝擊，以供日後規劃興建風場參考。
19

20. 風機主要類型介紹 (1/4)
目前風力機組型式類別
G r id G r id
定 轉 速 變 轉 速
感 應 發 電 機 感 應 發 電 機
P G en P G en
P m ech
IG P m ech
IG
變 速 箱 變 速 箱
機 艙 機 艙
Type A 為傳統型鼠籠式感應發電機 Type B 為可變轉子電阻之繞線式感應發電機
G r id G r id
雙 饋 型
感 應 發 電 機
同 步 發 電 機
P m ech
P G en P G en
D F IG
變 速 箱 SG ～
=
=
～
s*P G en P m ech In v e rte r/C o n v e rte r
s *P G en
～ =
～ 機 艙
機 艙 =
In v e rte r/C o n v e rte r
Type C 為雙饋式感應發電機 Type D 為直驅式同步發電機
20
20

21. 風機主要類型介紹 (2/4)
VESTAS 風力機組介紹
架構為繞線式感應發電機 (Wound Rotor Induction Generator, WRIG)
 繞線式感應機組為丹麥 VESTAS 公司早期所使用之機組，目前該公司大部分以雙饋式感應機組為
主。
發電機屬於感應發電機，因此在啟動時需從電網端吸收大量虛功率，因此此機型也需要搭配一組虛
功率補償器 ( 通常為固定式電容 ) 。
機型最特別之處為發電機轉子有搭配一個可變電阻，藉由改變可變電阻的大小，控制轉子線圈上的
激磁電流，進而控制發電機轉子的轉速。
速度變動範圍為同步轉速 100~105% 。
21

22. 風機主要類型介紹 (3/4)
GE 風力機組介紹
架構為雙饋感應發電機 (Doubly Fed Induction Generator,
DFIG)
 雙饋式感應發電機組目前為美國 GE Wind 公司所使用之機組。
 此型風機之定子端直接連結至電網，但不同於一般的感應發電機，其轉子端將會經過一組背對
背
的換流器再連結至電網，所以此型風機除了定子可以提供實功率之外，經由對轉子所連結的換
流
器加以控制，也可以使轉子向電網提供實功率、提供或消耗虛功率。
速度可以在同步速度的 +30% 到 -40% 之間改變。
轉子側的換流器約為發電機額定容量的三分之一。
22

23. 風機主要類型介紹 (4/4)
ENERCON 風力機組介紹
架構為直驅式同步發電機 (Direct Drive Synchronous Generator, DDSG)
直驅式同步發電機組目前為德國 ENERCON 公司公司所使用機組。
此種型式省略變速齒輪箱，將葉片輪殼直接連接於發電機轉子，故也稱為直驅式同步發電機。
運轉期間轉速較慢，故一般轉速約為 20~30rpm ，與系統同步轉速 3600rpm 相差甚遠，所以採用全
功
率之電力轉換器，藉由轉換器將風機輸出電壓及頻率轉換成與系統相符合頻率及電壓送至電網。
此型機組電力轉換器可控制吸收或提供虛功率至電網進而調整風力機組電壓。
23

24. 風機主要輸出特性 (1/4)
GE3.6 風力機組輸出特性 (1/2)
GE3.6 風機對於穩態電壓控制與 VESTAS 及 ENERCON 風機有所差異地方此機型擁
有電壓控制與功率因數控制兩種對虛功率控制的模式，故也將其運轉於電壓控制並
設定 0.95pu 、 1.0pu 、 1.05pu 以及運轉於功率因數控制並設定在 0.9( 超前 ) 、 1 、
0.9( 落後 ) 等六種情況。
 電壓控制
當設定電壓控制目標給予風機時，風機將依據電網之特性進而調整虛功量輸出
或吸收來達到當初電壓設定目標，分別為 0.95pu 、 1.0pu 、 1.05pu 。
功率因數控制
•設定 0.9( 超前 ) ：發電機是欠激磁模式 (Under-Excitation) 方式運轉，需要增加激
磁電流來穩定發電機輸出端電壓，故其會向系統吸取虛功率造成風機匯流排電壓過
低。
•設定 1 ：發電機被控制成幾乎無吸收或提供虛功率的方式達到功率因數逼近 1
•設定 0.9( 落後 ) ：電機為過激磁模式 (Over- Excitation) 方試運轉，為轉子的激磁電
流過多，導致為了維持風機端電壓輸出穩定，則便會向系統送出虛功率。故於尖峰
系統使用此模式可能造成風機端電壓過高情況
24

25. 風機主要輸出特性 (2/4)
GE3.6 風力機組輸出特性 (2/2)
功因控制其單台風機輸出虛功率及電壓響應 電壓控制其單台風機輸出虛功率及電壓響應
25

26. 風機主要輸出特性 (3/4)
ENERCON E-70 風力機組輸出特性 (1/2)
ENERCON E-70 風機故障期間特性有別於前述 VESTAS 80 及 GE3.6 風機，此型風機在故
障期間提供三種不同運轉模式分別如下：
1. 零功率模式 (Zero Power Mode, ZPM)
故障發生期間風機的輸出實功率及虛功率分別為 0MW 及 0MVAr( 無輸出 ) ，當故障清
除後
風機實功率及虛功率即馬上恢復故障前輸出狀態。
2. 實功率模式 (Active Power Mode, APM)
故障發生期間風機會注入機組目前可利用最大有效電流，於故障期間來提高實功率輸
出
。
3. 電流角度模式 (Current Angle Mode, CAM)
故障發生時風機即根據預設電流角度來輸出調整發電機組內激磁電流來輸出最大虛功
率，此時風機端電壓比較上述兩種運轉模式提高許多。
26

27. 風機主要輸出特性 (4/4)
ENERCON E-70 風力機組輸出特性 (2/2)
ENECON E-70 於故障期間其單台風機輸出實功率、虛功率及電壓響應
零功率模式 實功率模式
電流角度模式
27

28. 各風機廠牌其電驛保護設定
GE 3.6 ENERCON 70 VESTAS
電壓電驛範圍 (pu) 跳脫時間 (s) 電壓電驛範圍 (pu) 跳脫時間 (S) 電壓電驛範圍 (pu) 跳脫時間 (S)
80
小於 0.3 0.02 小於 0.8 0.5 ～ 5 小於 0.75 0.08
0.3 < V < 0.7 0.1 0.8 < V < 1.2 正常運轉 0.75 < V <0.85 0.4
0.7 < V < 0.75 1 1.2< V <1.45 0.5 ～ 5 0.94 < V < 1.1 正常運轉
0.75 < V < 0.85 10 大於 1.45 0.05 1.135< V <1.2 0.2
0.85 < V < 1.1 正常運轉 大於 1.2 0.08
1.1< V <1.15 1
1.15 < V < 1.3 0.1
大於 1.3 0.02
頻率電驛範圍
跳脫時間 (s) 頻率電驛範圍頻 (Hz) 跳脫時間 (S) 頻率電驛範圍頻 (Hz 跳脫時間 (S)
(Hz)
小於 56.5 0.02 53 < f < 60 0.11 ～ 2.04 小於 57 0.2
56.5<f <57.5 10 60 < f <67 0.2 57< f < 62 正常運轉
57.5 < f < 61.5 正常運轉 大於 62 0.2
61.5<f< 62.5 30
大於 62.5 0.02
28

29. 探討大型離岸風場併入系統之衝擊項目及
目的
 電力潮流：檢討離岸風場對台電系統既有變電所設備與輸電線路設備之影響，離岸風
場 於正常情況下或發生 N-1( 輸電線路、發電機組或變壓器任一設備，因事
故或 檢修中而停用線路切離後，是否可符合台灣電力公司輸電規劃準則之要求
， 以維持離岸風場及系統穩定之運轉。
電壓變動率：探討是否符合台電再生能源併聯技術要點，再生能源併入 161kV 系統匯
流
排電壓變動率均可維持在 +2.5% 之內。同時也符合台電輸電系統規
劃準則
規定正常時電壓應保持於 0.95pu 至 1.03pu 之間規範。
 故障電流：探討主要目的為檢視系統各屬各級斷路器開關設備啟斷容量是否有足夠能
力
啟斷因短路事故所產生的最大故障電流，以避免故障電流超過斷路器額定遮
斷容量無法隔離事故區域，造成系統區域停電及電力設備損毀。
暫態穩定度：檢討目的主要為離岸風場併入系統後，系統其 345kV 及 161kV 系統分別
於
遭受到擾動的狀況下，可保持或回復運轉平衡狀態能力。依據台灣
29
電力公

30. 台灣電力股份有限公司輸電系統規劃準則
345kV 及 161kV 系統暫態穩定度
穩定度分析：穩定度分析係在探討，電力系統發生擾動後，同步發電機動態狀態。一般分
為穩態穩定度及暫態穩定度。穩態穩定度係討論當電力系統發生小而緩慢的擾動後，回復
同步運轉的能力，例如緩慢的電功率變化。暫態穩定度則是處理大、又突然的擾動所產生
的影響，例如發生故障，突然跳線，突然啟動或啟斷負載。
345kV 及 161kV 系統暫態穩定度之規範
台灣電力公司系統穩定度規劃準則
第二十四條 345kV 系統暫態穩定度
故障類型 非故障端清除時間 故障端之臨界之清除時間
三相短路故障 4 週波 (0.066 秒 ) 5.5 週波 (0.0916 秒 )
第二十五條 161kV 系統暫態穩定度
故障類型 非故障端清除時間 故障端之臨界之清除時間
三相短路故障 7 週波 (0.116 秒 ) 12 週波 (0.2 秒 )
30

31. 彰濱離岸風場介紹
在陸岸設置風場藉由取代傳統發電機組的方式，會因土地有限、取得不易與陸岸上的風不
穩定等條件限制下，促使風場開始往離岸的形式尋求發展。因台灣本島西部沿海擁有良好
風力資源，未來台灣電力公司將於彰化外海規劃興建一裝置容量 108MW 大型離岸風場，
未來除了可供應西部沿海工業區用電需求外同時亦可滿足步部沿海鄉鎮民生用電需求。
彰化離岸風場 線西
彰風 彰濱離岸風場併接點 線西 D/S161kV 匯流排
彰英
彰濱
星元 額定電壓 161kV
星彰
最大三相短路電流 37.887kA
符號說明:
草港 :架空線路
最大三相短路容量 10,564MVA
:地下電纜
:D/S 變電所 等效電網 ( 電抗 / 電阻 )
鹿英 X/R = 29.364
鹿東 :E/S 變電所 比值
鹿西 :離岸風場
鹿港
福興 :陸岸風場 電網阻抗角 Arctan(X/R) = 88.04 deg
:汽電共生廠
漢寶 彰化
斷路器額定啟斷電流 50kA
彰濱離岸風場位置 離岸風場併接點線西變電所 161kV 側電網
資料
31

32. 彰濱離岸風場併入離峰系統之電力潮流
彰濱離岸風場併入系統潮流檢討 ( 風場容量 108MW)
線路 彰濱 (H)
彰濱 (E) 彰濱 (E) 彰濱 (H) 草港 (H)
潮流 線西 (H) 一
中火南 (E) 線 全興 (E) 線 草港 (H) 線 福興 (H) 線
系統狀況 路
潮流 300.9 82.9 4.2 129.1 129.4
未併入風場 N-0
承載量 14% 4% 3% 27% 27%
潮流 262.9 117.7 49.7 150.1 151.7
N-0
承載量 12% 6% 9% 31% 31%
彰濱 (E)~ 潮流 126.2 49.8 138.7 139.2
停用
中火南 (E) 線 承載量 7% 9% 29% 29%
彰濱 (E)~ 潮流 154.5 49.8 155.6 157.8
停用
全興 (E) 線 承載量 8% 9% 32% 32%
併入風場後
彰濱 ( Ｈ )~ 潮流 262.8 117.9 149.7 151.3
停用
線西 (H) 一路 承載量 12% 6% 31% 32%
彰濱 (H)~ 潮流 255.3 126 49.8 124.9
停用
草港 (H) 線 承載量 12% 6% 9% 26%
草港 (H)~ 潮流 228.4 155.3 49.7 40.1
停用
福興 (H) 線 承載量 11% 7% 9% 8%
E : 345kV 超高壓 匯流排 H : 161kV 高壓 匯流排 註 :1. 潮流單位 MW 2. 承載量以 MVA 計
32

33. 彰濱離岸風場併入尖峰系統之電力潮流
彰濱離岸風場併入系統潮流檢討 ( 風場容量 108MW)
線路 彰濱 (H)
彰濱 (E) 彰濱 (E) 彰濱 (H) 草港 (H)
潮流 線西 (H) 一
中火南 (E) 線 全興 (E) 線 草港 (H) 線 福興 (H) 線
系統狀況 路
潮流 98.6 367 8.4 380 389
未併入風場 N-0
承載量 4% 16% 5% 74% 77%
潮流 60.8 399.4 45.5 400.3 411.9
N-0
承載量 3% 18% 10% 79% 81%
彰濱 (E)~ 潮流 343 45.5 397.7 409
停用
中火南 (E) 線 承載量 15% 10% 78% 81%
彰濱 (E)~ 潮流 307.6 45.5 418.9 432
停用
全興 (E) 線 承載量 14% 10% 82% 85%
併入風場後
彰濱 ( Ｈ )~ 潮流 60.8 399.5 400.1 411.6
停用
線西 (H) 一路 承載量 3% 18% 79% 81%
彰濱 (H)~ 潮流 40.9 421.2 45.5 341.5
停用
草港 (H) 線 承載量 2% 19% 10% 67%
草港 (H)~ 潮流 33.4 502.1 45.5 100.3
停用
福興 (H) 線 承載量 2% 23% 10% 20%
E : 345kV 超高壓 匯流排 H : 161kV 高壓 匯流排 註 :1. 潮流單位 MW 2. 承載量以 MVA 計
33

34. 彰濱離岸風場併入系統之電壓變動率 (1/2)
彰濱離岸風場併入所引起之電壓變動部分為風場加入系統前後，觀察分別以三大廠牌
風機為架構之彰濱離岸風場併入線西 D/S161kV 之穩態電壓變化，不僅符合台電再生
能源併聯技術要點，於 161kV 系統匯流排電壓變動率均可維持在 +2.5% 之內。同時也
符合台電輸電系統規劃準則規定正常時電壓應保持於 0.95pu 至 1.03pu 之間規範。
彰濱離岸風場併入台電離峰及尖峰系統電壓變動檢討結果
2010 年系統變電所 161kV 匯流排電壓編號
系統 線西 D/S161kV 線西 D/S161kV
電壓變動率
( 風場加入前 ) ( 風場加入後 )
廠牌
離峰 / 尖峰 (pu) 離峰 / 尖峰 (pu) 離峰 / 尖峰 (%)
原系統 0.9989pu/1.0208pu
VESTAS
0.9989pu/1.0208pu 0.9992pu/1.0204pu 0.3%/0.04%
V80
GE Wind
0.9989pu/1.0208pu 1.003pu/1.0207pu 0.4%/0.009%
GE3.6
ENERCON
0.9989pu/1.0208pu 1.001 pu/1.0199pu 0.2%/0.09%
E-70
備註 : (GE3.6 使用功率因數控制 設定為 1)
34

35. 彰濱離岸風場併入系統之電壓變動率 (2/2)
外針對 GE3.6 風力機組於穩態運轉於不同控制方式檢討得知，風場併入系統後其併
接點線西 D/S161kV 之穩態電壓變化，不僅符合台電再生能源併聯技術要點，於
161kV 系統匯流排電壓變動率均可維持在 +2.5% 之內。同時也符合台電輸電系統
規劃準則規定正常時電壓應保持於 0.95pu 至 1.03pu 之間規範。
GE3.6 使用各控制模式之併接點響應
彰濱風場併入 2010 年台電離峰系統
控制模式 電壓控制模式 功因控制模式
設定 0.95pu 1pu 1.05pu 0.9 超前 1 0.9 落後
線西 5801
併入前： 0.992pu 1.001pu 1.007 0.989pu 1.003pu 1.008pu
0.999pu
電壓變動率 0.7% 0.2% 0.8% 1% 0.4% 0.9%
彰濱風場併入 2010 年台電尖峰系統
控制模式 電壓控制模式 功因控制模式
設定 0.95pu 1pu 1.05pu 0.9 超前 1 0.9 落後
線西 5801
併入前： 1.015pu 1.019pu 1.026pu 1.014pu 1.020pu 1.025pu
1.020pu
電壓變動率 0.5% 0.1% 0.6% 0.6% 0% 0.5%
35

36. 彰濱離岸風場併入系統之故障電流
彰濱離岸風場使用各大廠牌風機併入後故障電流，於風場加入後均能夠符合台灣
電力公司再生能源發電系統併聯技術要點第五條第 ( 一 ) 款規定， 161kV 特高壓
系統最大短路電流須限制於 50kA 以下之規定。
彰濱離岸風場併入系統之併接點故障電流檢討 ( 風場容量
108MW)
變電所 最大三相短路電流值 (kA)
彰濱離岸風場
名稱 線西 D/S161kV 線西 D/S161kV 風機台數 ( 台 )
風機廠牌 風場加入前 風場加入後
VESTAS V80 37.88 38.65 60
GE Wind GE3.6 37.88 38.73 30
ENERCON E-70 37.88 38.30 47
風機廠牌型式 單機容量 (MW) 額定電壓 (kV) 故障電流值 (kA)
VESTAS V80 1.8 0.69 5.53
GE Wind GE3.6 3.6 4.16 2.06
ENERCON E-70 2.3 0.4 3.32
36

37. 彰濱離岸風場切離對於系統之衝擊 (1/2)
符合電壓穩定度於 N-1 至少保持 5% 之電穩定裕
度
60Hz
線西D/S 5801頻率 (Peak)
59.98Hz
線西D/S 5801頻率 (Light)
1.0237 pu
59.96Hz
線西D/S 5801電壓 (Peak)
1.0206 pu
1.015 pu
線西D/S 5801電壓 (Light)
1.0 pu
0.9929 pu
彰濱離岸風場切離對併接點線西系統匯流排電壓及頻率響應
37

38. 彰濱離岸風場切離對於系統之衝擊 (2/2)
166MW
星元機組(Peak)
534MW 157MW
中火機組(Light)
530MW
中火機組(Peak)
522MW 星元機組(Light)
0MW
520MW
彰濱離岸風場鄰近系統機組出力響應
38

39. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
345kV 系統匯流排暫態穩定度之探討
分別模擬彰濱離岸風場鄰近 345kV 電力系統區域之彰濱 (2300) 、中科 (2170) 及嘉民 (2500) 超高壓
系統考慮線路跳脫，非故障端以 4 週波清除，而故障端故障清除時間為故障發生後 5.5 週波。探討
系統匯流排遭受平衡三相短路故障，並於時間內風場是否可維持運轉，並觀察風場及系統其擾動情
況下之暫態穩定度。
2010 年 345kV 系統發生三相短路事故模擬位置
39

40. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
彰濱 345kV 發生三相短路故障於彰濱離岸風場併接點之電壓與頻率
彰濱離岸風場併入離峰及尖峰系統之 345kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風場
以 E-70 為架構之離岸風場
40

41. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
彰濱 345kV 發生三相短路故障於彰濱離岸風場之風機功率與頻率
彰濱離岸風場併入離峰及尖峰系統之 345kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風場
以 E-70 為架構之離岸風場
41

42. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
彰濱 345kV 發生三相短路故障於彰濱離岸風場之風機電壓與虛功率
彰濱離岸風場併入離峰及尖峰系統之 345kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風
場
以 E-70 為架構之離岸風場
42

43. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
161kV 系統匯流排暫態穩定度之探討
分別模擬彰濱離岸風場鄰近 161kV 電力系統區域分別為彰濱 (2301) 、中港 (2151) 及南投
(2401) 特高壓系統考慮線路跳脫，非故障端以 7 週波清除，而故障端故障清除時間為故障
發生後 12 週波。探討系統匯流排遭受平衡三相短路故障，並於時間內風場是否可維持運
轉，並觀察風場及系統其擾動情況下之暫態穩定度
2010 年 161kV 系統發生三相短路事故模擬位置
43

44. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
彰濱 161kV 發生三相短路故障於彰濱離岸風場併接點之電壓與頻率
彰濱離岸風場併入離峰及尖峰系統之 161kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風場
以 E-70 為架構之離岸風場
44

45. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
彰濱 161kV 發生三相短路故障於彰濱離岸風場之風機功率與頻率
彰濱離岸風場併入離峰及尖峰系統之 161kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風場
以 E-70 為架構之離岸風場
45

46. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
彰濱 161kV 發生三相短路故障於彰濱離岸風場之風機電壓與虛功率
彰濱離岸風場併入離峰及尖峰系統之 161kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風場
以 E-70 為架構之離岸風場
46

47. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
三大廠牌風場併入系統後其併接點之最小電壓值
2010 年離峰併接點線西 D/S161kV 電壓
事故 彰濱 中科 嘉民 彰濱 中港 南投
地點 (2300) (2170) (2500) (2301) (2151) (2401)
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事 台電 161kV 系統發生三相短路事故
等級 故之併接點最小電壓 之併接點最小電壓
原系統 0.051pu 0.730pu 0.622pu 0pu 0.810pu 0.616pu
V 80 0.050pu 0.734pu 0.626pu 0pu 0.820pu 0.618pu
GE3.6 0.041pu 0.738pu 0.630pu 0pu 0.825pu 0.620pu
E-70 0.050pu 0.720pu 0.630pu 0pu 0.810pu 0.620pu
2010 年尖峰併接點線西 D/S161kV 電壓
事故 彰濱 中科 嘉民 彰濱 南投
中港 (2151)
地點 (2300) (2170) (2500) (2301) (2401)
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事 台電 161kV 系統發生三相短路事故
等級 故之併接點最小電壓 之併接點最小電壓
原系統 0.216pu 0.857pu 0.764pu 0pu 0.925pu 0.745pu
V 80 0.216pu 0.860pu 0.767pu 0pu 0.926pu 0.747pu
GE3.6 0.217pu 0.863pu 0.770pu 0pu 0.930pu 0.930pu
E-70 0.210pu 0.850pu 0.760pu 0pu 0.920pu 0.740pu
備註：以上電壓值均為事故發生時之最小值
47

48. 彰濱離岸風場併入系統之暫態穩定度
三大廠牌風場併入系統後風機端電壓之最小電壓值
2010 年離峰風機端電壓及切離與否
事故
彰濱 (2300) 中科 (2170) 嘉民 (2500) 彰濱 (2301) 中港 (2151) 南投 (2401)
地點
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事故之併接 台電 161kV 系統發生三相短路事故之併接
等級 點最小電壓 點最小電壓
V 80 0pu 0.774pu 0pu 0pu 0.860pu 0pu
切離與否 Y N Y Y N Y
GE3.6 0pu 0.859pu 0.757pu 0pu 0.930pu 0.750pu
切離與否 Y N N Y N N
E-70 0.050pu 0.710pu 0.720pu 0pu 0.800pu 0.710pu
切離與否 N N N N N N
2010 年尖峰風機端電壓及切離與否
事故
彰濱 (2300) 中科 (2170) 嘉民 (2500) 彰濱 (2301) 中港 (2151) 南投 (2401)
地點
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事故之併接 台電 161kV 系統發生三相短路事故之併接
等級 點最小電壓 點最小電壓
V 80 0pu 0.901pu 0.665pu 0pu 0.877pu 0.747pu
切離與否 Y N N Y N N
GE3.6 0pu 0.936pu 0.880pu 0pu 0.930pu 0.960pu
切離與否 Y N N Y N N
E-70 0.220pu 0.820pu 0.750pu 0pu 0.900pu 0.730pu
切離與否 N N N N N N
備註 : 以上電壓值均為事故發生時之最小值、「 Y 」表示切離 , 「 N 」表示未切離 .
48

49. 澎湖離岸風場介紹
近年來政府大力推動「綠色能源」政策下，台灣電力公司亦積極發展再生能源，其中主要
開發風力發電。而澎湖本島擁有風力資源相當突出，加上原先以燃油方式為基礎的供電成
本過高等誘因，促使台灣電力公司規劃於未來將在澎湖外海興建總裝置容量 200MW 大型
離岸風場，藉由風場提供島上的民生與商業用電。
虎科 清雲
旭硝子 旭硝二 澎湖離岸風場併接點 澎湖 P/S161kV 匯流排
台西 北勢 斗六
雲高 斗南 額定電壓 161kV
越港 虎菁 雲林
開關場
最大三相短路電流 4.34kA
四湖
符號說明:
: 架空纜線 最大三相短路容量 1.21MVA
: 地下電纜
等效電網 ( 電抗 / 電阻 ) 比
澎湖
( 北) : D/S變電所 X/R = 12.303
值
澎湖離岸 口湖 嘉民 : E/S變電所
北港
風場
: 離岸風場 電網阻抗角 Arctan(X/R) =-86.36 deg
嘉惠 ( 南)
台澎海底 台嘉
電纜 : 陸岸峰場
嘉義 : 汽電共生廠 斷路器額定啟斷電流 50kA
澎湖離岸風場位置 離岸風場併接點澎湖變電所 161kV 側電網
49
資料

50. 澎湖離岸風場併入離峰系統之電力潮流
澎湖離岸風場併入系統潮流檢討 ( 風場容量 200MW 、澎湖當地負載需求
37.1MW) 澎湖 (H)
澎湖 (H)
線路潮流 口湖 (H) 二 口湖 (H) 口湖 (H) 嘉民北 (H)
口湖 (H) 一路
系統狀況 路 北港 (H) 白線 四湖 (H) 線 北港 (H) 北線
( 台澎海纜 )
( 台澎海纜 )
潮流 17.9 17.9 37.5 5.6 102.7
未併入風場 N-0
承載量 33% 33% 12% 1% 24%
潮流 82.5 82.5 116.2 40.2 42.4
N-0
承載量 57% 57% 23% 8% 13%
澎湖 (H)~ 潮流 165 115.3 39.9 42.8
停用
口湖 (H) 一路 承載量 92% 23% 8% 12%
澎湖 (H)~ 潮流 165 115.3 39.9 42.8
停用
口湖 (H) 二路 承載量 92% 23% 8% 12%
併入風場後
口湖 (H)~ 潮流 82.5 82.5 156.5 42.5
停用
北港 (H) 白線 承載量 53% 53% 31% 11%
口湖 (H)~ 潮流 82.5 82.5% 156.5 42.4
停用
四湖 (H) 線 承載量 53% 53% 31% 12%
嘉民 (H)~ 潮流 82.5 82.5 116.3 40.2
停用
北港 (H) 北線 承載量 53% 53% 23% 8%
E : 345kV 超高壓 匯流排 H : 161kV 高壓 匯流排 註 :1. 潮流單位 MW 2. 承載量以 MVA 計
50

51. 澎湖離岸風場併入尖峰系統之電力潮流
澎湖離岸風場併入系統潮流檢討 ( 風場容量 200MW 、澎湖當地負載需求
67.5MW) 澎湖 (H)
澎湖 (H)
線路潮流 口湖 (H) 二 口湖 (H) 口湖 (H) 嘉民北 (H)
口湖 (H) 一路
系統狀況 路 北港 (H) 白線 四湖 (H) 線 北港 (H) 北線
( 台澎海纜 )
( 台澎海纜 )
潮流 33.8 33.8 71 10.6 195.7
未併入風場 N-0
承載量 32% 32% 18% 3% 40%
潮流 66.6 66.6 83.2 35.3 134.5
N-0
承載量 51% 51% 17% 7% 27%
澎湖 (H)~ 潮流 133.2 82.6 35.1 134.8
停用
口湖 (H) 一路 承載量 72% 17% 7% 27%
澎湖 (H)~ 潮流 133.2 82.6 35.1 134.8
停用
口湖 (H) 二路 承載量 72% 17% 7% 27%
併入風場後
口湖 (H)~ 潮流 66.6 66.6 118.6 134.6
停用
北港 (H) 白線 承載量 50% 50% 24% 27%
口湖 (H)~ 潮流 66.6 66.6 118.5 134.5
停用
四湖 (H) 線 承載量 50% 50% 24% 27%
嘉民 (H)~ 潮流 66.6 66.6 83.2 35.3
停用
北港 (H) 北線 承載量 51% 51% 17% 7%
E : 345kV 超高壓 匯流排 H : 161kV 高壓 匯流排 註 :1. 潮流單位 MW 2. 承載量以 MVA 計
51

52. 澎湖離岸風場併入系統之電壓變動率 (1/2)
彰濱離岸風場併入所引起之電壓變動部分為風場加入系統前後，觀察分別以三大廠牌
風機為架構之彰濱離岸風場併入線西 D/S161kV 之穩態電壓變化，不僅符合台電再生
能源併聯技術要點，於 161kV 系統匯流排電壓變動率均可維持在 +2.5% 之內。同時也
符合台電輸電系統規劃準則規定正常時電壓應保持於 0.95pu 至 1.03pu 之間規範。
澎湖離岸風場併入台電離峰及尖峰系統電壓變動檢討結果
2015 年系統變電所 161kV 匯流排電壓編號
澎湖 P/S161kV 澎湖 P/S161kV 電壓變
系統 ( 風場加入前 ) ( 風場加入前 ) 動率
廠牌
離峰 / 尖峰 (pu) 離峰 / 尖峰 (pu) 離峰 / 尖峰 (%)
原系統 1.0141pu/1.0170pu
VESTAS
1.0141pu/1.0170pu 0.9973pu/1.001pu 1.68%/1.56%
V80
GE Wind
1.0141pu/1.0170pu 1.001pu/1.014pu 1.3%/0.3%
GE3.6
ENERCON
1.0141pu/1.0170pu 1.0025pu/1.008pu 1.1%/0.9%
E-70
備註 : (GE3.6 使用功率因數控制 設定為 1)
52

53. 澎湖離岸風場併入系統之電壓變動率 (2/2)
外針對 GE3.6 風力機組於穩態運轉於不同控制方式檢討得知，風場併入系統後其併接點澎
湖 P/S161kV 之穩態電壓變化。經由模擬結果可得知， GE3.6 風力機組運轉電壓控制
1.05 、 0.95pu 及功率因數控制 0.9 落後或超前模式對於併接點響應將造成電壓過高或過低
造成電壓變動率過大。不符合台電規範之範圍。
GE3.6 使用各控制模式之併接點響應
澎湖風場併入 2015 年台電離峰系統
控制模式 電壓控制模式 功因控制模式
設定 0.95pu 1pu 1.05pu 0.9 超前 1 0.9 落後
澎湖 5951
併入前： 1.014pu
0.967pu 1.002pu 1.038pu 0.858pu 1.001pu 1.088pu
電壓變動率 3.6% 1.2% 2.3% 18.1% 1.3% 7.3%
澎湖風場併入 2015 年台電尖峰系統
控制模式 電壓控制模式 功因控制模式
設定 0.95pu 1pu 1.05pu 0.9 超前 1 0.9 落後
澎湖 5951
併入前： 1.017pu
0.963pu 1.006pu 1.042pu 0.842pu 1.014pu 1.108pu
電壓變動率 5.6% 1.1% 2.5% 20.7% 0.3% 9%
53

54. 澎湖離岸風場併入系統之故障電流
澎湖離岸風場使用各大廠牌風機併入後故障電流，於風場加入後均能夠符合台灣
電力公司再生能源發電系統併聯技術要點第五條第 ( 一 ) 款規定， 161kV 特高壓
系統最大短路電流須限制於 50kA 以下之規定。
澎湖離岸風場併入系統之併接點故障電流檢討 ( 風場容量
200MW)
變電所 最大三相短路電流值 (kA)
澎湖離岸風場
名稱 澎湖 P/S161kV 澎湖 P/S161kV 風機台數 ( 台 )
風機廠牌 風場加入前 風場加入後
VESTAS V80 4.34 5.82 112
GE Wind GE3.6 4.34 5.98 56
ENERCON E-70 4.34 5.12 87
風機廠牌型式 單機容量 (MW) 額定電壓 (kV) 故障電流值 (kA)
VESTAS V80 1.8 0.69 5.53
GE Wind GE3.6 3.6 4.16 2.06
ENERCON E-70 2.3 0.4 3.32
54

55. 澎湖離岸風場切離對於系統之衝擊 (1/2)
符合電壓穩定度於 N-1 至少保持 5% 之電穩定裕
度
澎湖P/S(5951)頻率 (Peak)
60Hz
59.97Hz
澎湖P/S(5951)頻率 (Light)
59.95Hz
1.019pu 澎湖P/S(5951)電壓 (Peak)
1.015pu 1.017pu
澎湖P/S(5951)電壓 (Light)
1.005pu
澎湖離岸風場切離對併接點澎湖系統匯流排電壓及頻率響應
55

56. 澎湖離岸風場切離對於系統之衝擊 (2/2)
562MW 560MW
麥寮機組(Light)
550MW
麥寮機組(Peak)
532MW 528.5MW
中火機組(Light) 529MW
中火機組(Peak) 528MW
524MW
澎湖離岸風場鄰近系統機組出力響應
56

57. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
345kV 系統匯流排暫態穩定度之探討
分別模擬澎湖離岸風場鄰近 345kV 電力系統區域分別為嘉民 (2500) 、中寮南 (2490) 及龍
崎北 (2650) 超高壓系統考慮線路跳脫，非故障端以 4 週波清除，而故障端故障清除時間為
故障發生後 5.5 週波。探討系統匯流排遭受平衡三相短路故障，並於時間內風場是否可維
持運轉，並觀察風場及系統其擾動情況下之暫態穩定度。
2015 年 345kV 系統發生三相短路事故模擬位置
200MW
澎湖離岸風場
故障點2
中寮南(2490)
故障點1
嘉民(2500)
故障點3
龍崎北(2650)
57

58. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
嘉民 345kV 發生三相短路故障於澎湖離岸風場併接點之電壓與頻率
澎湖離岸風場併入離峰及尖峰系統之 345kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風
場
以 E-70 為架構之離岸風場
58

59. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
嘉民 345kV 發生三相短路故障於澎湖離岸風場之風機功率與頻率
澎湖離岸風場併入離峰及尖峰系統之 345kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風
場
以 E-70 為架構之離岸風場
59

60. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
嘉民 345kV 發生三相短路故障於澎湖離岸風場之風機電壓與虛功率
澎湖離岸風場併入離峰及尖峰系統之 345kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風
場
以 E-70 為架構之離岸風場
60

61. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
161kV 系統匯流排暫態穩定度之探討
分別模擬澎湖離岸風場鄰近 161kV 電力系統區域。三個故障點均為嘉民 345kV 超高壓所
屬之系統匯流排，分別為口湖 (5949) 、雲林 (3661) 及嘉義 (3671) 特高壓系統考慮線路跳
脫，非故障端以 7 週波清除，而故障端故障清除時間為故障發生後 12 週波。探討系統匯
流排遭受平衡三相短路故障，並於時間內風場是否可維持運轉，並觀察風場及系統其擾動
情況下之暫態穩定度。
2015 年 161kV 系統發生三相短路事故模擬位置
虎科 清雲
旭硝子 旭硝二
台西 北勢 斗六
雲高 斗南
越港 虎菁 雲林
開關場
200MW
澎湖離岸風場 故障點2
四湖 雲林(3661)
符號說明:
故障點1
口湖(5949) : 架空纜線
: 地下電纜
澎湖 ( 北) : D/S變電所
澎湖離岸 口湖 嘉民 : E/S變電所
北港
風場
嘉惠 ( 南) : 離岸風場
台澎海底 故障點3
台嘉 嘉義(3671) : 陸岸峰場
電纜
嘉義 : 汽電共生廠
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62. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
口湖 161kV 發生三相短路故障於澎湖離岸風場併接點之電壓與頻率
澎湖離岸風場併入離峰及尖峰系統之 161kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風
場
以 E-70 為架構之離岸風場
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63. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
口湖 161kV 發生三相短路故障於澎湖離岸風場之風機功率與頻率
澎湖離岸風場併入離峰及尖峰系統之 161kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風
場
以 E-70 為架構之離岸風場
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64. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
口湖 161kV 發生三相短路故障於澎湖離岸風場之風機電壓與虛功率
澎湖離岸風場併入離峰及尖峰系統之 161kV 暫態穩定度
以 V 80 為架構之離岸風場 以 GE3.6 為架構之離岸風
場
以 E-70 為架構之離岸風場
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65. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
三大廠牌風場併入系統後其併接點之最小電壓值
2015 年離峰併接點澎湖 P/S161kV 電壓
事故 中寮南 龍崎北
嘉民 (2500) 口湖 (5949) 雲林 (3661) 嘉義 (3671)
地點 (2490) (2650)
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事故之 台電 161kV 系統發生三相短路事故之
等級 併接點最小電壓 併接點最小電壓
原系統 0pu 0.394pu 0.513pu 0pu 0.130pu 0.641pu
V 80 0pu 0.412pu 0.537pu 0pu 0.133pu 0.644pu
GE3.6 0.230pu 0.464pu 0.597pu 0pu 0.151pu 0.710pu
E-70 0.170pu 0.430pu 0.580pu 0pu 0.280pu 0.620pu
2015 年尖峰併接點澎湖 P/S161kV 電壓
事故 中寮南 龍崎北
嘉民 (2500) 口湖 (5949) 雲林 (3661) 嘉義 (3671)
地點 (2490) (2650)
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事故之 台電 161kV 系統發生三相短路事故之
等級 併接點最小電壓 併接點最小電壓
原系統 0pu 0.416pu 0.536pu 0pu 0.130pu 0.664pu
V 80 0pu 0.438pu 0.566pu 0pu 0.133pu 0.672pu
GE3.6 0.210pu 0.526pu 0.644pu 0pu 0.165pu 0.740pu
E-70 0.170pu 0.490pu 0.630pu 0pu 0.280pu 0.670pu
備註：以上電壓值均為事故發生時之最小值
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66. 澎湖離岸風場併入系統之暫態穩定度
三大廠牌風場併入系統後風機端電壓之最小電壓值
2015 年離峰風機端電壓及切離與否
事故 龍崎北
地點
嘉民 (2500) 中寮南 (2490) 口湖 (5949) 雲林 (3661) 嘉義 (3671)
(2650)
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事故之併接 台電 161kV 系統發生三相短路事故之併
等級 點最小電壓 接點最小電壓
V 80 0pu 0pu 0pu 0pu 0pu 0pu
切離與否 Y Y Y Y Y Y
GE3.6 0pu 0.578pu 0.680pu 0pu 0pu 0.80pu
切離與否 Y N N Y Y N
E-70 0.320pu 0.500pu 0.650pu 0pu 0.420pu 0.520pu
切離與否 N N N N N N
2015 年尖峰風機端電壓及切離與否
事故 中寮南 龍崎北
地點
嘉民 (2500) 口湖 (5949) 雲林 (3661) 嘉義 (3671)
(2490) (2650)
電壓 台電 345kV 系統發生三相短路事故之併接 台電 161kV 系統發生三相短路事故之併
等級 點最小電壓 接點最小電壓
V 80 0 pu 0 pu 0 pu 0 pu 0 pu 0 pu
切離與否 Y Y Y Y Y Y
GE3.6 0 pu 0.629 pu 0.734 pu 0 pu 0 pu 0.79 pu
切離與否 Y N N Y Y N
E-70 0.320 pu 0.560 pu 0.690 pu 0 pu 0.420 pu 0.560 pu
切離與否 N N N N N N
備註 : 以上電壓值均為事故發生時之最小值、「 Y 」表示切離 , 「 N 」表示未切離
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67. 大型風場併入系統衝擊結論 (1/4)
穩態系統潮流
本報告模擬大型離岸風場併入 2010 年線西、 2015 年澎湖。於最後結論分為四大部分各別為離峰
、尖峰穩態系統潮流、併接點電壓變動率、故障電流及暫態穩定度做結論敘述。
 穩態系統潮流
 2010 年彰濱離岸風場
2010 彰化離岸風場各廠牌併入系統後不論於離峰會或尖峰系統，對於目前系統既有變電設備及輸
電線 路之影響，使其於正常情況或異常情況下均能符合台灣電力公司輸電規劃準則之系統潮流規範。
惟須注意尖峰系統彰濱 E/S 161kV 至草港 D/S161kV 及草港 161kV 至福興 D/S161kV 線路在離岸風場
尚未併入系統時線路承載量分別各為 74% 及 77% ，接近至其線路額定傳輸容量，因此在未來不論規
劃風場或電廠擴建都必須考量到這兩條線路之承載量。
 2015 年澎湖離岸風場
2015 年澎湖離岸風場併入系統前後之潮流，不論於離峰或離峰系統，於正常情況或異常情況下
皆無超載現象，惟須注意於當海纜發生 N-1 事故時，另一回海纜之線路於離峰及尖峰承載量已分別高
達 90% 、 73% ，得知離岸風場送回至台灣本島之電力顯然已受限於海纜容量 200MW 限制。因此，
未來澎湖本島風能大量被開發同時，必須考量到海纜與風場容量之規劃問題。
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68. 大型風場併入系統衝擊結論 (2/4)
電壓變動率
風場併入引起之電壓變動
 2010 年彰濱離岸風場
2010 年彰濱離岸風場併入系統後不論於離峰或尖峰系統，對於併接點之穩態電壓，均可符合
台電再生能併聯技術要點於 161kV 系統匯流排變動率均可維持於 +2.5% ，同時也符合台電輸電系
統
規劃準則電壓應保持於 0.95pu 至 1.03pu 之規定。
另外針對 GE3.6 風力機組於穩態運轉於不同控制方式檢討得知，六種控制模式使用條件適宜
與
系統特性有著密切關係。經由模擬結果可知併接點彰濱 D/S 161kV 乃屬彰濱超高超壓轄區電網較
強
健地區，風機各運轉模式對於併接點電壓浮動較小。
 2015 年澎湖離岸風場
2015 年澎湖離岸風場併入系統後不論於離峰或尖峰系統，對於併接點之穩太電壓，均可符合台
電電壓變動率可維持於 +2.5% ，同時電壓也保持於 0.95pu 至 1.03pu 之規定。
以系統電網強健度而言，澎湖 P/S 161kV 屬於弱電網，經由模擬結果可得知， GE3.6 風力機組
運轉電壓控制 1.05 、 0.95pu 及功率因數控制 0.9 落後或超前模式對於併接點響應可造成電壓過高或
過低造成電壓變動率過大。
因此未來離岸風場併入時控制模式使用適宜須搭配系統特性外，同時也須考慮併接點鄰近系統
匯流排於尖峰或離峰時本身就存在電壓過高或過低情況。
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69. 大型風場併入系統衝擊結論 (3/4)
故障電流 & 暫態穩定度
故障電流
2010 、 2015 年彰化及澎湖離岸風場使用各大廠牌風機併入後故障電流，風場加入後故障電流貢
獻不大，併接點線西 D/S 及澎湖 P/S 161kV 系統匯流排之最大三相短路電流能夠符合台灣電力公司再
生能源發電系統併聯技術要點第五條第 ( 一 ) 款規定， 161kV 特高壓系統最大短路電流須限制於
50kA 以下之規定。
暫態穩定度
2010 年彰濱離岸風場
2010 年彰濱離岸風場併入系統後，模擬風場切離系統後，對於併接點線西 D/S161kV 及鄰近電廠
機組響應不大，其併接點電壓符合台電電壓穩定度規範至少保持 5% 之電壓穩定度之規範。
2010 年於離岸風場併入系統後，針對 2010 年離峰及尖峰系統進行檢討，分別模擬不同位置 345kV
及 161kV 發生三相短路接地故障 ( 考慮線路跳脫 ) 觀察併接點及風機其穩定度情形。模擬結果並未發
現併入大型風場將對系統穩定度產生不良之影響。於風場加入後， 345kV 系統暫態穩定度維持穩定相
當好之穩定度裕度 ( 大於 5.5 週波 ) ；風場鄰近 161kV 系統發生三相短路接地故障，其臨界點清除時
間大於 12 週波，併接點線西 D/S161kV 系統匯流排不論風場是否切離其電壓穩定性都相當良好。
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70. 大型風場併入系統衝擊結論 (4/4)
暫態穩定度
2015 年澎湖離岸風場
2015 年澎湖離岸風場併入系統後，模擬風場切離系統後，對於併接點澎湖 Pd/S161kV 及鄰近電廠
機組響應不大，其併接點電壓符合台電電壓穩定度規範至少保持 5% 之電壓穩定度之規範。
2015 年於澎湖離岸風場併入系統後，針對 2015 年離峰及尖峰系統進行檢討，分別模擬不同位置
345kV 及 161kV 發生三相短路接地故障 ( 考慮線路跳脫 ) 觀察併接點及風機其穩定度情形。模擬結果
並未發現併入大型風場將對系統穩定度產生不良之影響。於風場加入後， 345kV 及 161kV 系統暫態
穩定度維持穩定相當好之穩定度裕度併接點澎湖 P/S161kV 系統匯流排不論風場是否切離其電壓穩定
性都相當良好。
三大廠牌風力機組穩定度
以三大廠牌風力機組為架構之風場併入系統後，風場鄰近之 345kV 及 161kV 匯流排發生三相短
路故障時，造成風機端電壓瞬間驟降導致電壓電驛保護裝置啟動跳脫。模擬結果可知， VESTAS V80
無 LVRT 之功能而 GE3.6 風力機組之 LVRT 忍受時間極短，均造成鄰近系統故障發生時，時常因電
驛動作而跳脫。相對於 ENERCON E-70 機組其 LVRT 忍受時機大於其故障點臨界之清除時間，故障
發生時較不易跳脫。
模擬結果以三大廠牌為架構之風場併入系統後之暫態穩定可發現，在風機併入系統後，對於系統
發生故障時，併接點產生的之壓降亦有改善之效果。
70

71. •祝 萬 事 如 意