TWI724731B

TWI724731B - 自動卸載電力保護系統與自動卸載電力保護方法

Info

Publication number: TWI724731B
Application number: TW109100078A
Authority: TW
Inventors: 王金墩; 陳建嘉; 王玟菁; 王永富
Original assignee: 台灣電力股份有限公司
Priority date: 2020-01-02
Filing date: 2020-01-02
Publication date: 2021-04-11
Also published as: TW202127772A

Abstract

一種自動卸載電力保護系統包含多個遠端電力設備與一決策主機。每一遠端電力設備對負載進行供電或斷電，且產生一電力資訊與一事故信號。決策主機根據該事故信號進行運算以得到一卸載電量，使該遠端電力設備對該負載進行斷電。該決策主機根據該容量費率、該貢獻值、該能量費率與該即時用電量進行運算以得到一回饋資料，該回饋資料相關於一卸載補償金。透過卸載回饋技術程序事先規畫參與卸載順序表的用戶貢獻於系統穩定之回饋，配合即時優先卸載型需量反應技術，而跳機事故時以最小全程反應時間達到電力供需平衡。

Description

自動卸載電力保護系統與自動卸載電力保護方法

本發明是有關於一種即時優先卸載型需量反應於保護電力系統，特別是指一種自動卸載電力保護系統與自動卸載電力保護方法。

現有電力系統可能面臨不可預期之極端事故，造成發電機組連續跳機，使得供需瞬間失衡，引發大規模停電造成民怨及工商業重大經濟損失，目前尚未有此相關電力分配技術，因此，如何在當電力系統發生發電機跳脫事故時，兼顧公平正義原則來進行有計劃的卸載，以為避免其餘運轉中機組昇載不及、而導致頻率持續下降引發惡性連鎖，以維持電力供需平衡、確保系統運轉安全，是未來電力系統的研究方向。

因此，本發明之目的，即在提供一種解決上述問題的自動卸載電力保護系統。

於是，本發明自動卸載電力保護系統包括多個遠端電力設備與一決策主機。

每一遠端電力設備電連接多個負載，用以對該負載進行供電或斷電，且監控該負載而產生一電力資訊，該電力資訊包括一即時用電量與一用戶編號，當該遠端電力設備發生事故時，更輸出一事故信號。其中，每一遠端電力設備具有至少一用於輸電到所對應負載的斷路器，每一斷路器受控制切換於導通與不導通之間，決策主機儲存一容量費率、一能量費率與一卸載順序表，該卸載順序表記錄每一遠端電力設備所對應的多個用戶編號與其卸載順序。該決策主機與每一遠端電力設備進行通訊連結，以接收來自該遠端電力設備的該電力資訊與該事故信號，且根據該事故信號進行運算以得到一卸載電量。該決策主機根據該卸載電量、該用戶編號與該卸載順序決定至少一需卸載的負載，發出一控制信號控制該需卸載的負載所對應的斷路器切換成不導通，使該需卸載的負載無法接收電力。該決策主機根據該卸載電量與該即時用電量，進行運算以得到一貢獻系統穩定率。該決策主機根據每次執行卸載時的該貢獻系統穩定率、該即時用電量、與一卸載次數進行運算以得到一貢獻值。該決策主機根據該容量費率、該貢獻值、該能量費率與該即時用電量進行運算以得到一回饋資料，該回饋資料相關於一卸載補償金。

本發明之功效在於：透過卸載回饋技術程序事先規畫參與負載端用戶貢獻於系統穩定之回饋，配合具電力系統保護優勢之即時優先卸載型需量反應技術，而跳機事故時以最小全程反應時間達到電力供需平衡，而在電力系統發生不可預期之極端事故時，提供更即時回復輸出電力頻率穩定之能力。

1:決策主機

2:遠端電力設備

21:變電站

22:發電機

CB:斷路器

3:負載

A:監控的步驟

B:儲存的步驟

C:運算卸載電量的步驟

D:對該負載進行斷電的步驟

E:運算貢獻系統穩定率的步驟

F:貢獻值的步驟

G:運算回饋資料的步驟

G1~G8:發電機組

L1~L2:配電饋線

H:輸電線路

Normal State:一般狀態

State A:第一跳停狀態

State B:第二跳停狀態

本發明之其他的特徵及功效，將於參照圖式的實施方式中清楚地呈現，其中：圖1是本發明自動卸載電力保護系統之一實施例的電路圖；圖2是該實施例的一流程圖；圖3是該實施例的大金門電力系統的方塊圖；圖4是該實施例之一頻率暫態穩定度模擬圖；圖5是該實施例之一邏輯狀態圖；圖6是該實施例之緊急自動卸載邏輯的第一流程圖；圖7是該實施例之緊急自動卸載邏輯的第二流程圖；圖8是該實施例之緊急自動卸載邏輯的第三流程圖；圖9是該實施例之卸載順序的一示意圖。

在本發明被詳細描述之前，應當注意在以下的說明內容中，類似的元件是以相同的編號來表示。

參閱圖1，本發明自動卸載電力保護系統之一實施例，包含多個遠端電力設備2與一與每一遠端電力設備2進行通訊連結的決策主機1，每一遠端電力設備2電連接多個負載3，用以對該負載3進行供電或斷電，其中，每一遠端電力設備2連接到一併電網且包括一變電站21、一電連接該變電站21且用以產生電量到該變電站21的發電機22、多條饋線電連接於併電網與負載之間、多個偵測器(圖未示)的每一偵測器設置於所對應饋線上用以偵測負載的即時用電量、多個斷路器CB分別設置於多條饋線上用以電連接於變電站21與負載3之間，且斷路器CB直接受決策主機1控制切換於導通與不導通之間。在電力系統保護方法上，即時穩定地保持電力供應(發電)與負載需求(用電)平衡是最高原則，在供應端發電機組因事故或其他原因，不足以快速供應負載時，一種必要的方法是快速卸除特定負載以保持系統穩定，因此，在需求端常有以需量反應(Demand Response)方式提供參加一卸載回饋技術程序的用戶於特定的反應時間內降低或卸除約定之負載量，而獲得回饋，以使電力系統達成供需平衡。也就是本設計結合資料採集與監控系統(supervisory control and data acquisition，以下簡稱SCADA)、通訊、最佳化決策運算、發電與負載組合及輔助服務方案等先進技術，實現以特殊保護策略為基礎之「即時優先卸載型需量反應技術」，本技術參與之負載端用戶須在一有效期間(至少1年)內，在任何時間點均可接受並優先被決策主機1在決策卸載時，卸除約定之負載，保護電力系統安全及降低其他未參與用戶停電之機率與時間。

如圖2所示，該自動卸載電力保護系統執行一種自動卸載電力保護方法，包含步驟(A)~步驟(G)。

步驟(A)每一遠端電力設備2監控該負載3而產生一電力資訊，該電力資訊包括一即時用電量與一對應該負載的用戶編號，當該遠端電力設備發生事故時，更輸出一事故信號。也就是當變電站21或發電機22發生事故時，事故偵測器(圖未示)偵測到此現象時，將傳送事故信號到決策主機1。

步驟(B)該決策主機1儲存一容量費率、一能量費率與一卸載順序表，該卸載順序表記錄每一遠端電力設備2所對應的多個相關於該卸載回饋技術程序的用戶編號與其卸載順序。其中，該容量費率的單位是元/瓩-年，如1092元/瓩-年。能量費率的單位是元/度，如5元/度。

步驟(C)該決策主機1與每一遠端電力設備2進行通訊連結，以接收來自該遠端電力設備2的該電力資訊與該事故信號，且根據該事故信號進行運算以得到一卸載電量。其中通訊連結的作法是，該決策主機1與每一遠端電力設備2具有一通訊傳輸裝置(圖未示)，決策主機1的通訊傳輸裝置與每一遠端電力設備的通訊傳輸裝置可以藉由光纖傳輸、或是無線傳輸。

步驟(D)該決策主機1該卸載電量、該用戶編號與該卸載順序決定至少一需卸載的負載，發出一控制信號控制該需卸載的負載所對應的斷路器CB切換成不導通，使該需卸載的負載無法接收電力。也就是依卸載順序依序將用戶編號對應的負載所對應的斷路器CB根據該控制信號切換成不導通，使變電站21不用供應電力到該負載，卸除變電站21的部分負擔。

步驟(E)該決策主機1根據該卸載電量與該即時用電量，進行運算以得到一貢獻系統穩定率。其中，該貢獻系統穩定率公式如下：K=X/Y，其中，參數K為該貢獻系統穩定率、參數X為該即時用電量、參數Y為該卸載電量。

步驟(F)該決策主機1根據每次執行卸載時的該貢獻系統穩定率、該即時用電量、與一卸載次數進行運算以得到一貢獻值。其中，該貢獻值包括一當年度貢獻值與一去年度貢獻值，該決策主機比較該當年度貢獻值與該去年度貢獻值而選擇其中最大值，以作為該貢獻值。也就是為保障參與用戶權益，當計算出參與後1年之回饋低於前1年卸載量及次數計算出之回饋時，仍提供前1 年之回饋金額，以符合電量穩定貢獻度及公平正義原則。其中，該當年度貢獻值的公式如下：

，其中，參數n為當年度卸載次數、參數X_i為當年第i次卸載前的即時用電量、參數K_i為當年第i次卸載時的貢獻系統穩定率。

該去年度貢獻值的公式如下：

其中，參數m為去年度卸載次數、參數X_i為去年第i次卸載前的即時用電量、參數K_i為去年第i次卸載時的貢獻系統穩定率。

步驟(G)該決策主機1根據該容量費率、該貢獻值、該能量費率與該即時用電量進行運算以得到一回饋資料，該回饋資料相關於一卸載補償金。

其中，該卸載補償金的公式如下：F=C+E，F=卸載補償金

，其中，參數h_i為當年第i次卸載持續時間。且也可以參加用戶的年平均用電量L取代參數X_i。容量費率=輔助服務每瓩每小時單價×待命時數×(1+線損率)/12 個月=0.1222元/度×8760小時×(1+2.03%)/12個月=91元/瓩-月。其中：(1)輔助服務價格0.1222元/度，係調度處依抽蓄電廠提供輔助服務之容量成本訂定。(2)線損率2.03%，係以金門107年線損率2.88%乘以系統發電至高壓線損率占全系統線損率之比值(2.78%/3.94%=0.7)計算。能量費率=(燃料成本+變動營運費+變動維護費)×(1+線損率)=(4.1858元/度+0.6643元/度×0.35+0.9715元/度×0.5)×(1+2.03%)=5.00元/度。其中：(1)燃料成本4.1858元/度，為金門107年平均燃料成本(柴油)。(2)0.35與0.5為會計處對火力發電運維費之變動成本分攤比例。

上述步驟(D)在此以大金門電力系統用之特殊保護系統(Special Protection System，以下簡稱SPS)為例，如圖3所示，大金門電力系統為由柴油發電機組出力為主，由塔山電廠8部柴油機(分別是塔山G1~G8，其中G=Generation發電機組，因金門多為柴油機組，在此指柴油機)的容量共64,600瓩、夏興分廠6部柴油機(分別是夏興G1~G6，簡稱G123~G456)容量共20,312瓩及2部2000瓩之風力發電機組成，輸電系統為22.8KV(分別是塔山H、莒光H、夏興H、鵲山H，其中，H是輸電線路)、饋線系統為11.4KV(分別是塔山L1~L2、夏興L1~L2、莒光L1~L2、鵲山L1~L2，其中，L是配電饋線)分由塔山、莒光、夏興及鵲山變電站連接供電，對於發生N-2以上極端事故時很難避免系統全黑，N-2表示電力系統有2個以上設備(機組/線路)停用(檢修/事故)的情形，金門多指2部以上機組跳機。經由大金門電力系統根據自動卸載邏輯策略技術在發生系統極端事故時主動快速反應，如圖4所示，當匯流排頻率(bus frequency)持續掉落時，SPS即開始動作，並於200msec內將頻率拉回(1格為1sec，200msec為1/5格)，在極短時間內(<200msec)自動緊急卸除必要之負載，彌補既有低頻電驛卸載之缺陷及時間上之限制，以降低系統全黑之機率。

目前主要運轉主力為塔山電廠之8部柴油發電機，搭配較老舊之夏興電廠6部柴油發電機(1、2、3號機一群，4、5、6號機一群)，及2部各2MW之金沙風力電廠發電機。在平時各尖離峰負載電廠會根據運轉排程啟用必要之機組，在正常狀態下均會保留一定之熱機備轉容量以因應事故時機組之扛載，以現有機組而言，除了塔山電廠之8部柴油發電機外，夏興及金沙風力電廠假設是不具扛載能力的(目前正積極進行夏興機組之強化工作)，因此在即時運算是否卸載時亦必須考量。以下說明即時監控資料及保護機制技術手段：

(一)即時(Real-time)監測/控制及運算包括：塔山電廠8部、夏興電廠6部柴油機及金沙電廠2部風力機組之發電量，及相關斷路器之導通/不導通(以下簡稱：ON/OFF)狀態的監測。所有11.4KV配電饋線之負載量，及相關斷路器之ON/OFF狀態的監測/控制。所有22.8kV輸電線(共11路)兩端斷路器之ON/OFF狀態的監測。夏興變電站兩台22.8/11.4kV配電變壓器兩端斷路器之ON/OFF狀態的監測/控制。鵲山變電站~金沙風力間11.4kV線路兩端斷路器之ON/OFF狀態的監測/控制。決策主機1隨時計算緊急發電裕度，等於運轉柴油機之總熱機備轉容量減去單機最大備轉容量的運算，其中，總熱機備轉容量的定義是熱機表示機組已連接上或已同步至電網，總熱機備轉容量即表示此類機組尚可出力總和。單機最大備轉容量的定義是的定義是單一機組尚可出力之最大值。緊急發電裕度的定義發生事故當下之供電餘裕。

(二)任何發電機組事故跳機或緊急停機之動作邏輯：一、非極端事故(8秒內無連續跳停機)，立刻卸除相當於跳脫發電量之負載量，主動於第一時間維持電力供需之平衡。若為避免跳機時卸載頻繁影響用戶權益，可以將緊急發電裕度納入考量，設定跳機時之卸載門檻LDSH=Min(緊急發電裕度，單機最大出力)，當跳脫發電量大於卸載門檻才進行卸載。二、極端事故(8秒內連續跳停機)，跳第1部機時按a.非極端事故之動作邏輯處理，當8秒內再跳第2部機時，若跳第1部機時因計算機組群扛載能力夠未能卸載時，此時必須立刻卸除(第1部跳脫發電量+第2部跳脫發電量)之等量負載，以確保安全。若跳第1部機時已卸載時，跳第2部機時只須卸除第2部機相當之負載量即可。同理若第3部機跳機亦在 8秒內時，亦只須卸除第3部機相當之負載量即可。任何跳停機事故間隔超過8秒時，回到非極端事故之動作邏輯。

如圖4所示，為啟用此特殊保護系統執行自動卸載邏輯之頻率暫態穩定度模擬圖，其中，bus frequency是匯流排頻率，可檢視系統狀態是否穩定，運用現有低頻卸載保護策略相同之連續跳機事故為例：運轉塔山4部機4.6MW*4+夏興1部機2.6MW，系統總負載為21MW，塔山4部機相隔2秒陸續跳脫，最後剩下夏興機組。根據即時監控運算隔離保留對應負載，動作時間設定為12cycle(200msec)。

(三)塔山電廠機組全停或塔山電廠所有22.8kV聯外輸電線全部跳脫之動作邏輯：1.立刻跳脫夏興變電站兩台22.8/11.4kV配電變壓器，將夏興機組與22.8kV系統切離，使得夏興1、2、3號機及夏興4、5、6號機分成兩群，各自與相鄰連接之11.4kV匯流排獨立運轉，只供電至相鄰之11.4kV匯流排。2.並且於同一時間根據即時監測之發電機出力與群內饋線負載，卸除群內之超額負載，維持各個獨立運轉群之電力供需平衡。以上動作邏輯為當塔山主要出力無法供應電力系統時，保住當有任一台以上夏興機組運轉中及對應之饋線負載仍可供電，避免全黑事故，以上邏輯之實現須仰賴即時之監測資訊與快速之運算及跳脫/卸載(<=200msec)。

(四)鵲山變電站聯外輸電線全停之動作邏輯：1.立刻自動跳脫鵲山變電站~金沙風力間之11.4KV電源饋線。2.同時運算金沙風力之出力是否大於所有鵲山變電站之負載，若是，則系統出力減少量=(金沙風力之出力-鵲山變電站之負載)，等同任一發電機組跳機事故，進入前述任何發電機組事故跳機或緊急停機之動作邏輯處理。

自動卸載邏輯主要之目的在於快速監測電力系統之即時狀態，當運轉排程確立後，自動卸載邏輯必須根據即將或正在發生之事故運算出決策，例如跳某部機不卸載；或需卸載並計算出卸載量，根據饋線卸載順序表卸除於各變電站足夠之負載量，以達到供需平衡及不作不必要之卸載兩大原則，遇極端事故採取不同之控制及卸載策略以避免系統之全黑。因此，如圖5所示，為自動卸載邏輯狀態的三個邏輯狀態圖：(1)一般狀態(Normal State：以下簡稱State N)：系統進行事故排除、升/降載及穩定狀態。(2)第一跳停狀態(以下簡稱State A)：任一機組跳脫(停機)OR塔鵲與夏鵲全跳時金沙風力>鵲山負載。(3)第二跳停狀態(以下簡稱State B)：塔山聯外輸電線全停OR塔山機組全停OR夏興連外輸電線路之開關101&102跳脫。

以目前大金門電力系統而言包括監測部分與控制部分。其中，監測部分包含：1.塔山電廠8部發電機組所發實功與其斷路器(Circuit Breaker，以下簡稱CB，能快速將故障點斷開，維持電網穩定)運轉狀態。2.夏興電廠6部發電機組實功與CB運轉狀態。3.金沙2部風力發電機組實功與CB運轉狀態。4.塔山變電站所有饋線實功及對應CB狀態。5.莒光變電站所有饋線實功及對應CB狀態。6.夏興變電站所有饋線實功及對應CB狀態與11.4/22.8kV主變CB狀態。7.鵲山變電站所有饋線實功及對應CB狀態。8.金沙風力至鵲山變電站11.4kV線路與CB狀態。9.大金門22.8kV輸電系統聯外所有輸電線與CB運轉狀態。

控制部分包含：1.塔山變電站所有饋線與CB。2.莒光變電站所有饋線與CB。3.夏興變電站所有11.4/22.8kV主變與饋線及105 TIE與CB。4.鵲山變電站所有饋線與CB。5.金沙風力至鵲山變電站11.4kV線路與CB等。由於上述監測信號已監測大金門電力系統之不穩定因素，在任何時間，大金門電力系統屬於State N、State A或State B之其中一個狀態，系統轉態之條件來自於監測信號中發電機或22.8kV輸電系統CB動作(跳脫或開路)，系統轉態時間<200msec。

在平時無事故狀態、升降載出力調節、開新機組或事故排除後(State A或State B狀態終止)大金門電力系統屬於State N，如圖6。當有任何CB動作導致出力不足時，大金門電力系統旋即轉態為State A運算出最佳處理決策，下一狀態可能為State N、 State B或本狀態State A(連續跳機事故)。State B之進入條件為當塔山變電站聯外輸電線全停或塔山發電機組全停或夏興101 & 102 CB全開時之任一條件成立時，此時若有夏興機組運轉中時，旋即運算出保住夏興機組及對應負載之決策。以上具體狀態邏輯與流程圖如圖6、7、8所示。

圖6為主判斷邏輯，該決策主機1具有一資料採集與監控系統(supervisory control and data acquisition，以下簡稱SCADA)能監測各遠端電力設備2的即時狀態之變化並即時更新，以決定大金門電力系統將處於何種狀態，且決策主機具有饋線卸載順序表，如圖9所示，卸載順序之決定先看卸載順序表中參與卸載回饋技術程序的用戶有哪些，未參與卸載回饋技術程序的用戶的順序再由金門區處根據低頻電驛段別及用戶特性等排定，原則為低頻電驛第1段者排於前，依此類推，同時夏興變電站所轄B1和B2群負載須有負載排於後段並保留部分無低頻電驛之饋線置於最後，以因應系統進入State B時能避免全黑，其中，B1和B2群分別對應夏興G456、L1和夏興G123、L2。

圖7為處理State A，並包含系統發生極端事故(8秒內連續跳停機)之邏輯，其中，該決策主機的初始條件設定值/算式定義如下：1.啟用卸載門檻(EnLDSH=True)此條件判斷預設為Yes，No屬緊急情況(由值班人員判定)、2.緊急發電裕度Emgr=(總運轉熱機備轉容量TotalOnR-單機最大備轉容量SinRMax)、3.卸載門檻LDSH=Min(Emgr，單機最大出力SinGMax，定義是系統當下最大出力之機組)、4.連續跳機時間門檻Tct=8秒、5.卸載量SHL、6.發電機跳脫量GenOut、7.目前發電機跳脫量GenX、8.特殊時間SPCon=1(安全條件可為2、3)，其中，設定為1為最安全之處理方式。

圖8則為處理State B之邏輯。其中，HGB1=HG1+HG2+HG3定義是夏興G123、HGB2=HG4+HG5+HG6、HLB1=夏興B1饋線和，其定義是饋線上負載總和、HLB2=夏興B2饋線和、HLB=B1+B2饋線和、HSHLB1=B1卸載量、HSHLB2=B2卸載量、HSHLB=B1+B2卸載量。Trip105TIE定義是夏興兩群間的tie、HSHLB1=HLB1-HGB1-0.5(預設之offset值，為機組留緩衝)。

綜上所述，上述實施例可強化電力系統及輔助服務市場在需量反應資源選擇之多元性及獨特性，當系統需要最快速反應時間之需量反應方案時可供運用，且具有特殊保護系統之電力系統提出兼顧公平正義原則，透過卸載回饋技術程序事先規畫參與負載端用戶貢獻於系統穩定之回饋，配合具電力系統保護優勢之即時優先卸載型需量反應技術，而跳機事故時以最小全程反應時間達到電力供需平衡，而在電力系統發生不可預期之極端事故時，提供更即時回復輸出電力頻率穩定之能力，更有利於未來電業自由化下虛擬電廠及微電網結合區域再生能源、儲能電池等，進行電力最佳化時提供即時響應型備轉容量資源之技術，故確實能達成本發明之目的。

惟以上所述者，僅為本發明之實施例而已，當不能以此限定本發明實施之範圍，凡是依本發明申請專利範圍及專利說明書內容所作之簡單的等效變化與修飾，皆仍屬本發明專利涵蓋之範圍內。