臺灣博碩士論文加值系統

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 本文提出一套模擬流程，應用PSS/E軟體，分別對於七輸依計畫執行及不建七輸兩種假設，進行工程期間99年到104年，各年的預期停電量(包括限電量及事故停電量)之模擬，最後統計執行七輸所減少的用戶預期停電量的效益。 首先針對負載與發電機組進行假設。在負載部分，以小時為單位，計算負載相近的時點之平均值，並合併為一個時段，最後將日負載曲線區分為五個時段進行模擬；在發電機組部分，假設99年～104年核四電廠在模擬期間(指夏、春、秋月的工作天)均滿載發電；但對於林口更新中，且其聯外的345kV輸電線工程屬於七輸計畫的發電機組，假設其發電容量受制於七輸計畫。最後，分別以七輸依計畫執行及不建七輸的輸電系統網路，依據發電機組的調度順序、前述負載時段計算原則，使用PSS/E模擬各時段的N-1分析，估計99年～104年的預期停電量，最後統計實施第七輸變電計畫可減少的預期停電量。 除此之外，本文亦以IEEE-9匯流排系統為例，應用PSS/E進行N-1、N-2與N-1-1分析，比較N-1-1與N-2的預期停電量。模擬結果顯示N-1-1的預期停電量比N-2小，亦即，若系統發生N-1-1事故，比發生N-2事故，其停電規模較小。
 This thesis proposed a simulation procedure which used PSS/E software to evaluate the Expected Energy not Supplied for Taipower’s Seventh Transmission Investment Project from year 2010 to year 2015. Then the benefit of the reduction on the Expected Energy not Supplied by implementing this project was calculated. First, the data assumption was made on the loads and generators. Because the load is measured by hour, similar loads across a time period were pooled to calculate their average for that time zone. The daily load curves divided into 5 time zones were taken for simulation. Two assumptions were made for generators: (1) The 4th nuclear power plant was in full load generation mode during the picked days (the working days in summer, spring, and autumn seasons). (2) For Lin-Kou power plant upgrade project and its associated 345 kV transmission line included in the being studied Taipower’s project, its operation capacity was affected in accordance. Finally, the two electricity transmission networks representing whether or not the Taipower’s Seventh Transmission Investment Project is deployed were compared based on the generators’ working schedules and above load calculation rules. The N-1 situations were simulated by PSS/E for the estimation of the Expected Energy not Supplied during year 2010 to year 2015. The statistics showed that a benefit will be introduced from the deployment of Taipower’s Seventh Transmission Investment Projectof as the reduction on the Expected Energy not Supplied. In addition, this thesis used PSS/E to somulate the IEEE-9 bus system for N-1, N-2, and N-1-1 possibilities in order to observe the characteristics of the network after accidents. The results showed that the Expected Energy not Supplied for N-1-1 is smaller than that for N-2.
 中文摘要 I英文摘要 II誌謝 Ⅲ目錄 Ⅳ圖目錄 Ⅶ表目錄 Ⅸ第一章 緒論 11.1研究動機 11.2文獻回顧 21.3研究方法 21.4研究成果 31.5章節概述 4第二章 電力系統可靠度評估方法與分析軟體 52.1前言 52.2可靠度與系統安全 52.3電力系統規劃準則 62.3.1定值型規劃準則 72.3.2機率型規劃準則 92.4電力系統可靠度評估方法 12 2.4.1方法分類 12 2.4.2應用型式 15 2.5國外輸電系統可靠度所採用的分析軟體 18 2.6 BC Transmission 輸變電投資計畫效益評估方法 21 2.6.1系統說明與基本假設 21 2.6.2中溫哥華島嶼系統可靠度模型 25 2.6.3可靠度模擬 25 2.6.4效益評估 28 2.6.5選出最適方案 33第三章 PSS/E可靠度評估程序與測試案例 34 3.1前言 34 3.2 PSS/E可靠度評估程序 34 3.2.1電力潮流分析 35 3.2.2偶發事故排序 35 3.2.3交流式偶發事故分析 37 3.2.4最佳化電力潮流解析法 40 3.3 PSS/E可靠度測試案例與評估結果 40第四章 實施第七輸變電計畫可減少的預期停電量 50 4.1前言 50 4.2模擬所依據的基本假設 50 4.3模擬流程之概要說明 56 4.4模擬流程與模擬結果 57 4.4.1七輸依計畫執行 57 4.4.2假設不執行七輸 61 4.4.3執行七輸所減少的用戶預期停電量 69第五章 輸電系統多重故障分析 71 5.1前言 71 5.2 IEEE-9匯流排N-1模擬結果 72 5.3 IEEE-9匯流排N-2模擬結果 75 5.4 IEEE-9匯流排N-1-1模擬結果 78第六章 結論與未來研究方向 83 6.1結論 83 6.2未來研究方向 84參考文獻 85圖2.1 機率型規劃準則執行流程架構 10圖2.2 機率型規劃準則執行流程 11圖2.3 輸電系統可靠度評估流程圖 14圖2.4 兩個狀態的路徑系統 15圖2.5 兩個狀態路徑系統的步階發展樹狀圖 15圖2.6 由三個獨立元件組成的電路 16圖2.7 由亂數產生器隨機抽樣取得的組合樣本 17圖2.8 中南溫哥華島嶼系統於2008–2009年的電網架構 23圖2.9 中南溫哥華島嶼系統於2010–2020年的電網架構 24圖2.10 溫哥華島嶼系統的負載曲線圖 25圖2.11 五個規劃方案執行前後的預期停電量 27圖2.12 五個規劃執行前後的每年線損 28圖3.1 風鈴法示意圖 37圖3.2 交流式偶發事故分析之流程圖 39圖3.3 PSS/E測試案例之電網架構圖 42圖3.4 PSS/E測試案例之電力潮流模擬結果 45圖4.1 96年夏季尖峰負載曲線 52圖4.2 96年春季尖峰負載曲線 53圖4.3 96年秋季尖峰負載曲線 54圖4.4 若不建七輸，七輸工程期間及營運期間各年限電量及(事故)停電量之模擬流程 62圖5.1 IEEE-9匯流排之電網架構圖 72圖5.2 IEEE-9匯流排之電力潮流模擬結果 74圖5.3 N-1-1模擬流程 78圖5.4 Bus2-Bus9變壓器發生事故後的電網狀況 79圖5.5 Bus6-Bus9輸電線發生事故後的電網狀況 79圖5.6 執行N-1-1分析，並完成矯正措施後的電網狀況 80表2.1 依定值型與機率型準則進行規劃時的限制條件 10表2.2 輸電系統可靠度分析方法 12表2.3 累積路徑機率 16表2.4 三部發電機組的正常、故障狀態組合 17表2.5 分析發、輸電系統可靠度的套裝軟體 19表2.6 五個規劃方案可減少的預期停電量(MWh/年) 27表2.7 五個規劃方案的每年降低線損(MWh) 28表2.8 五個規劃方案，預期可減少的用戶停(限)電損失效益(M\$/年) 29表2.9 中溫哥華島嶼系統各變電所轄區用戶類型佔比與缺電成本 29表2.10 五個規劃方案，預期的降低線損效益(M\$/年)30表2.11 五個規劃方案的整體效益(M\$/年) 30表2.12 折現率為6%，每個規劃方案於評估期內的年均化成本31表2.13 折現率為2.5%，每個規劃方案於評估期內的年均化成本32表2.14 折現率為6.0%時，總效益(Benefit)現值與總投資成本(Cost)現值以及益本比、淨現值之結果 32表2.15 折現率為2.5%時，總效益(Benefit)現值與總投資成本(Cost)現值以及益本比、淨現值之結果 33表3.1 權重函數與內部權重值 40表3.2 PSS/E測試案例的輸電線參數 43表3.3 PSS/E測試案例的發電機組參數 43表3.4 PSS/E測試案例的變壓器參數 44表3.5 PSS/E測試案例的負載匯流排參數 44表3.6 PSS/E測試案例的靜態虛功控制器(SVC)參數 44表3.7 PSS/E測試案例的實功與虛功值 46表3.8 PSS/E測試案例的匯流排電壓與相角值 46表3.9 PSS/E測試案例的偶發事故表 47表3.10 每一偶發事故發生後的卸載容量 48表3.11 PSS/E測試案例的匯流排供電可靠度 48表3.12 表3.11各個欄位內可靠度名詞的定義 49表4.1 99~104年預估的輸電端年尖峰負載 50表4.2 96年夏季日尖峰負載 55表4.3 96年春季日尖峰負載 55表4.4 96年秋季日尖峰負載 55表4.5 年尖峰日(夏季尖峰)各時段的負載比例 56表4.6 若七輸依計畫執行各年的預期限電量及事故停電量 58表4.7 若七輸依計畫執行，99年的匯流排供電可靠度 58表4.8 若七輸依計畫執行，99年與104年#1~#3時段的事故停電能量 61表4.9若不建七輸，預估民國99年各時段發電機組開啟/關閉狀態、限電容量與事故停電能量 65表4.10 若不建七輸，預估民國100年各時段發電機組開啟/關閉狀態、限電容量與事故停電能量 66表4.11 若不建七輸，預估民國101年各時段發電機組開啟/關閉狀態、限電容量與事故停電能量 67表4.12 若不建七輸，預估民國102年各時段發電機組開啟/關閉狀態、限電容量與事故停電 68表4.13 若不建七輸，99~104年各年的預期限電量及事故停電量69表4.14 執行七輸所減少的用戶預期停電量 70表5.1 北美、歐洲地區重大停電事故 71表5.2 IEEE-9匯流排的輸電線參數 73表5.3 IEEE-9匯流排的發電機組參數 73表5.4 IEEE-9匯流排的變壓器參數 73表5.5 IEEE-9匯流排的負載匯流排參數 73表5.6 IEEE-9匯流排系統的實功與虛功值 74表5.7 IEEE-9匯流排系統的匯流排電壓與相角值 74表5.8 IEEE-9匯流排系統執行N-1分析後，每一事故的預期停電量 75表5.9 IEEE-9匯流排系統執行N-1分析後的匯流排供電可靠度 75表5.10 IEEE-9匯流排系統的偶發事故表 76表5.11 IEEE-9匯流排系統執行N-2分析後，每一事故的預期停電量 77表5.12 IEEE-9匯流排系統執行N-2分析後的匯流排供電可靠度 77表5.13 IEEE-9匯流排系統執行N-1-1分析後，每一事故的預期停電量 81表5.14 N-1-1與N-2的預期停電量之比較 82
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