文•張文杰
815大停電事故簡述
106年8月15日 16：51，中油的包商巨路國際公司在進行電動閥更換作業時操作不當，導致天然氣供氣突然中斷，大潭電廠6 部機組全部因此而跳機。整體電力供應瞬間減少約 415.7 萬瓩，約占當時全台負載的11.94％，系統頻率因此瞬間快速下降。為確保全國電力系統穩定，低頻電驛（電力系統保護設備）於 16：51 自動啟動切離部分用戶，卸載約 336 萬瓩，造成全台各地多處無預警停電，影響約 154 萬戶。經低頻卸載及緊急調度抽蓄機組因應後，系統頻率於 16：58 恢復至穩態（60Hz）。
因為供電能力低於負載（用電需求），所以台電於 18：00 執行緊急分區輪流停電措施，之後依照大潭機組恢復供電情況，逐步減少輪流停電戶數，到 21：40 全面解除，影響約 438 萬戶。無預警停電和分區輪流停電影響的戶數總計約有 600 萬戶。
815全台電力供需狀況
當日用電尖峰的時間為 13：58，系統淨尖峰供電能力為 3,760 萬瓩，瞬時尖峰負載為 3,645.3 萬瓩，備轉容量為 115.7 萬瓩，備轉容量率為 3.17％；在事故發生前 1 分鐘的16：50，因為大林新 1 號機解聯停止測試，天色漸晚使太陽光電發電量減少等因素，所以系統供電能力下降至 3,684 萬瓩，瞬時負載為3,481 萬瓩，當時備轉容量為 203 萬瓩，備轉容量率為 5.83％。
台電預估當晚的尖峰負載是在民眾回到家中使用電器，且夜市開張的 19：00，此時供電能力約是 3,190 萬瓩，台電預估負載為3,415 萬瓩，備轉容量因此不足 225 萬瓩，這3 個時間點的全台電力供需狀況如表 2 所示。
無預警停電和緊急分區輪流停電的差別
無預警停電是因為整體電力供應瞬間大量減少，系統頻率瞬間快速下降，系統頻率降到 59.5Hz（最低連續安全運轉頻率）超過 50秒，或是低於 59.1Hz 時。若任由系統運轉頻率長期低於 59.5Hz，可能對發電機組及其他機電設備造成損害，甚至導致供電系統崩潰。所以必須從系統中卸除適量的負載，進而拉升系統頻率，稱之為「低頻卸載」。若沒有進行低頻卸載，將導致供電系統崩潰，以及可能有更多發電機組跳機，無預警停電的範圍和戶數會大幅增加。
815 當天是系統頻率瞬間快速下降至59.1Hz，低頻卸載因此自動啟動，台中電廠 5號機於 17:05 因頻率不穩而跳機，雖然行政院報告指出台電應該檢討，但是筆者認為依當時的情況，是系統上所有的機組都受到影響，只有 1 部機組處置不當而跳機，台電的整體表現已算優秀，雖有可改進的瑕疵，但仍該給予台電掌聲與肯定。
緊急分區輪流停電是因為供電能力低於負載，也就是備轉容量低於 0 時，只好停某部分用戶的電，讓其他大部分的用戶有電可用。有些國家的程序規定是備轉容量低於規定容量，例如韓國是低於100萬瓩就要緊急分區輪流停電。
考量停電對工業的衝擊，要求工業限電必須在前 1 日或 8 小時之前通知，所以緊急的分區輪流停電只對民生用戶實施。而輪流停電週期為 50 分鐘，是考量到冰箱食物解凍後容易腐壞，所以訂 50 分鐘為限。
由此可知，無預警停電和緊急分區輪流停電的啟動條件是不一樣的，兩者不一定會接連發生。例如韓國在 2011 年 9 月 15 日因天氣異常，首爾氣溫高達 31 度，導致用電量驟升，備轉容量只剩 34 萬瓩，在 3:30 時執行緊急分區輪流停電，影響約 162 萬戶，但是沒有發生系統頻率瞬間快速下降的無預警停電。
大潭電廠的簡介
815大停電之後，外界多將焦點放在中油操作流程缺失、系統設計缺失、營運管理缺失以及台電及中油要加強聯繫，協調落實共同管理機制等，本文就不再討論。筆者在此先簡介大潭電廠，之後對大潭電廠的改善提出幾點建議。
位於桃園的大潭電廠，第 1 台氣渦輪輕油機組於民國 94 年並聯後（第 1 和第 2 機組是先用輕油，後來改用天然氣），直到 99 年6 組燃氣複循環機組全部完成改為天然氣商轉，總裝置容量高達 438.4 萬瓩，是全台最大天然氣電廠。
大潭電廠機組都是新型複循環發電機，效率可高達 58.75％。另外，複循環機組的氣渦輪機升降載速度反應靈敏，遠比一般火力機組快速，在電源開發計畫中是屬於「中尖載」機組，預定的容量因數為 36％。所以大潭電廠有以下的優點：1. 有助於台灣溫室氣體的總量管制。2. 節省天然氣整體發電成本。3. 協助系統頻率調整，對於提高供電品質有很大的貢獻。4. 擔任系統全黑起動電源，作為系統緊急情況的備援。5. 大幅提升北部供電能力，減緩南電北送的情況。
大潭電廠的隱憂主要有兩個，一是電廠對外聯接 345KV 超高壓輸電線只有一路兩回線，若遇雷擊或其他事故兩回線跳脫，在尖峰出力高時 161KV 輸電線無法承擔，必須跳脫部分機組。
二是北部沒有天然氣接收站，必須從台中天然氣接收站拉管路到大潭電廠，雖然有海底管線和陸上管線兩種，但是海底管線是高壓供應，陸上管線是低壓供應，兩者沒辦法馬上切換使用。平時只靠一條管路的海底管線供應，若遇到海底管線故障斷氣，大潭電廠就要緊急降載，甚至可能全部停機。
今年4月27日和8月23日晚上 6、7 點，就發生過台中天然氣廠因海水泵故障無法供氣，大潭電廠 6 部機組全數緊急降載近半的事故。還好中油及時修復並恢復供氣，所以沒有全部停機，不然又要緊急分區輪流停電。
對大潭電廠的改善建議
我 國 核 電 廠 都 有 進 行「 安 全 度 評 估（Probabilistic Risk Assessment, PRA）」，找出電廠系統的缺點並改善。例如各核電廠增設1 台額外的柴油發電機，稱為第 5 台柴油發電機，以加強電廠處理喪失外電的能力並降低風險，就是因為進行 PRA 後得到的主要建議之一。
2001 年 3 月 18 日，核三廠的廠外輸電迴路因當地鹽霧而喪失外電，1 號機組又出現兩台專屬的柴油發電機都故障，雖然仍有直流電池可短暫供電，但主要是仰賴這第 5 台柴油發電機成功啟動，核三廠因而可以避免事件進一步惡化，最終在國際核災分級中，僅屬於一級事故。由此可知 PRA 的功效與重要性，建議大潭電廠與其他電廠也進行 RPA，找出電廠系統的缺點並改善。
台灣核電廠對外聯接345KV 超高壓輸電線都是兩路兩回線，大潭電廠的裝置容量遠高於核電廠，但只有一路兩回線，而且未來還會增設新機組，所以對外聯接的輸電線路必須要再加強。也可以學習核電廠的機組是獨立運轉，不會相互影響，但保有相互支援的功能。
興建北部第3座天然氣接收站是必要的，不過最快 2024年才會蓋好，只有1條海底管線的隱憂在近期是無法解決。因為要建第2條海底管線的難度極高，近乎不可能。在大潭電廠內建天然氣儲存槽也不可行，因為天然氣體積非常龐大，必須先降溫冷凍至攝氏零下162度，液化後體積縮小至 1/600才方便大量儲存。中油在永安和台中的儲氣槽都是依此法儲存液化天然氣，並非儲存普通的天然氣。如果管路出問題，儲氣槽必須先花一段時間將液化天然氣升溫氣化才能使用，所以在天然氣電廠內設置天然氣儲存槽，也無法在管路出事時馬上銜接至機組。另外，目前法令規定只有中油可以設天然氣儲存槽，台電不能設置，所以所有的天然氣電廠都沒有設天然氣儲存槽。
在電源開發計畫中，大潭電廠是屬於中尖載機組，規劃的容量因數 36％。大潭電廠早期的容量因數也如規劃中的在 36％上下，但是近年因為備轉容量不足，容量因數逐年升高，到2016年，容量因數將近是規劃的兩倍，等於是變成基載機組，而且失去了大潭電廠擔任系統全黑起動電源、作為系統緊急情況備援的優勢，這樣出事的機率當然也隨之上升。
所以要將現在過低的備用容量率提高，如同815停電事故行政調查專案報告中的建議，使備用容量率達到法定的 15％，並多設置基載機組，讓大潭電廠回歸到中尖載機組的定位，才是治本之法。
如果當時核電機組全部運轉？
當時核一廠兩部機組和核二廠 2 號機因為不同的因素停機沒有運轉，這 3 部機組的裝置容量為225.7萬瓩。如果全部運轉，16:50時的系統供電能力會提升到約3,900萬瓩，備轉容量約419萬瓩，備轉容量率約12％。
根據台電101年度低頻卸載模擬結果，系統若突然減少約200萬瓩，就不可避免會啟動低頻卸載。所以就算815 當天核電機組全部運轉，大潭電廠雖不至於6部機組都近滿載發電，但預計發電量仍會超過 200萬瓩。換言之，仍然會啟動低頻卸載，導致發生無預警停電。
但是在 19:00 時，供電能力不足的225萬瓩，如果核電機組全部運轉是有辦法讓備轉容量高於零，理論上就不會實施緊急分區輪流停電，大概在大約18:00就可以恢復供電，影響的戶數可從600萬戶大幅降低至154萬戶。
（本文作者為清華大學工程與系統科學系研究助理）
參考資料：
1. 815 停電事故行政調查專案報告
http://www.ey.gov.tw/News_Content2.asp x?n=F8BAEBE9491FC830&s=A9A6F77E 3E777910
2. 中華民國電驛協會 - 淺談低頻卸載
3. 台電前調度處處長 Blog-- 從大潭、通霄電廠是不是「蚊子電廠」談燃氣發電甘苦經驗
本文出自核能簡訊 168 期 2017.10
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