台電系統負載特性與電力調度 吳進忠電力調度處計劃組長 u850899@taipower.com.tw 中華民國 104 年 5 月 1
內容 壹 台電系統概況貳 電力調度中心與階層參 電力系統負載特性肆 電力調度概論伍 需量競價陸 未來夏天的供電風險柒 結論 2
壹 台電系統概況 系統裝置容量 : 40782MW(104.01.01) 系統尖峰負載 : 34821.4MW(103.07.15 13:00-14:00) 系統尖峰日平均負載 : 30505.9MW(103.07.10) 發電廠共 94 廠, 包括核電廠 x3 廠 火電廠 x36 廠 水電廠 x43 廠 風電廠 x19 廠及太陽光電廠 x1 廠 發電機組 599 部, 包括核能機組 6 部 火力機組 237 部 水力機組 91 部及風力機組 265 部 超高壓變電所 x29 所 一次變電所 x270 所 二次變電所 x293 所 3
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103 年台電系統裝置容量佔比分析 (4078.7 萬瓩 )
103 年台電系統裝置容量佔比分析 (4078.7 萬瓩 )
100 年台電系統發購電量分析 ( 百萬度 ) 台電自發電量 76.4%(162589 GWh) 9 購電量 23.6%(50453 GWh
101 年底台電系統發購電量百萬度 (%) 101 年台電系統發購電量分析 ( 度 ) 核能 Nuclear 38,887 其他 Others 18% 7,209 3% 燃煤 Coal 85,986 41% 太陽能 Solar Energy 129 0% 風力 Wind Power 1,490 1% 水力 Hydro 8,572 4% 燃氣 LNG 64,092 30% 總計 Total : 211,698 GWH 燃油 Oil 5,333 3% 102/1/29 電力調度處製
102 年底台電系統發購電量百萬度 (%) 核能 Nuclear 40,079 其他 Others 19% 9,698 5% 燃煤 Coal 81,921 38% 太陽能 Solar Energy 301 0% 燃氣 LNG 66,296 31% 燃油 Oil 4,942 2% 風力 Wind Power 1,617 1% 水力 Hydro 8,575 4% 總計 Total : 213,429 GWH 103/1/29 電力調度處製
103 年底台電系統發購電量百萬度 (%) 核能 Nuclear 40,801 19% 其他 Others 9,498 4% 太陽能 Solar Energy 512 0% 風力 Wind Power 水力 Hydro 1,486 7,403 1% 3% 燃氣 LNG 70,917 32% 總計 Total : 219,224 GWH 燃煤 Coal 82,367 38% 燃油 Oil 6,239 3% 104/1/26 電力調度處製 12
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台電系統歷年備用容量率 (%) (10%) 1 0 0 0 8 2 4 1 2 3 3 1 0 0 3 0 0 3 0 0 0 0 0 4 6 0 0 0 0 0 限電次數
核一廠商轉核一 G1-67.12 核一 G2-68.07 核二 G1 商轉 70.12 核二 G2 商轉 72.03 95~97 年起大潭機組陸續商轉 25 25
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貳 電力調度中心與階層 27
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中央調度室設有系統 電源 電網調度控制台及電力系統模擬盤應付即時電力調度 29
電力調度中心架構 中央調度中心 :2 個 區域調度中心 :6 個 配電調度中心 :21 個 30
調度員模擬訓練中心 (DTS) 通霄 Tai-Chung 台中 全興彰濱 核一林口海湖 TCDC Hsin-Chu 龍潭新桃峨眉 核二 Taipei 協和 深澳 冬山 和平 台北中央調度中心 (TCDC) 麥寮 鳳林 嘉惠 嘉民 豐德 興達 南科 台北 高雄中央調度中心雙主控同步運轉, 每日輪流負責電源 電網調度 高雄中央調度中心 (KCDC) KCDC 大林 琉球 (2) Kao-Hsiung 大鵬 核三 電業法修訂草案通過後, 代表台電與 ISO 即時調度聯絡窗口 ( 電能代輸 雙邊合約排程輔助服務交易等 ) 31
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雙中心雙主控同步調度架構 新電能管理系統 (EMS) DS3(45Mbps) 2 T1(1.544Mbps) 1 高速網路 SCADA WAN 台北中央調度中心 高雄中央調度中心 操作控制 DNP3.0 各超高壓變電所 資料交換 TASE2 各區域調度中心 操作控制 DNP3.0 各發電廠 轄區配電調度中心
硬體及網路架構 Taipei TCDS TDTS IS&R C&DS RTU SOD SCADA Network ADCS WAN ISO WAN IPP WAN Kaohsiung KCDS KDTS
背投影式顯示系統 (VPS) 台北中央調度中心 高雄中央調度中心
參 電力系統負載特性 36
參 電力系統負載特性 37
參 電力系統負載特性 38
參 電力系統負載特性 日負載曲線 (MW-Hour) 夏季負載 夏季負載尖峰時段 冬季負載尖峰時段 冬季負載 39
參 電力系統負載特性 40
參 電力系統負載特性 MW 34000 32000 30000 28000 26000 24000 通霄 3-1 通霄 GT5-3 南部 CC#4 天輪核二 GT#1 #5 通霄 GT3-2 鉅工 #1 大三興達 CC#2 協一大觀二 #2 大潭 CC#5 中九 興三 大一 大三 核三 GT#2 和平 #2 興三 核三 GT#2 通協三霄 CC #4 卓蘭 #2 德基 #2 大潭 CC#4 中七 大六 和平 #1 核二 #2 麥寮 #2 通霄 GT2-3 通霄 CC#4 99 年尖峰負載 通霄 GT5-2 大一 大六南部 CC#2 核一 #1 大潭 CC#1 核一 GT#1 立霧 #2 立霧 #1 天埤 #4 六龜 #1 六龜 #2 明潭 #3 塑化龍澗 UPA #2 馬鞍 #2 大潭 CC#4 中四 興二 通霄 GT4-2 通霄 GT5-2 天埤 #4 明潭 #3 核一 #1 通霄 GT5-2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 塑化 UPA 興達 CC#3 南部 CC#1 中八 興一 中一 協四 林二 核二 #1 核三 #1 GT#2 南部 CC#1 大二 核三 GT#1 核二 GT#2 大潭 CC#2 通霄 GT3-3 圓山 #1 南部通霄后里 #2 ST3 GT3-3 62 天馬鞍 #2 GT2-1 天埤 #2 烏來 #1 興達興達 CC#3 CC#4 北山 2-2 清水 #2 卓蘭 #1 石門 #1 中六 龍澗 #2 南部 CC#1 義興 大潭 CC#6 清水 #1 #3 通霄 GT2-2 核二 通霄 GT2-2 核二 GT#2 溪口曾文 #1 月 41
受氣溫變化影響 參 電力系統負載特性 國慶日 東北季風影響氣溫較低 10-08 10-09 10-10 10-11 10-12 10-13 10-14 42
參 電力系統負載特性 33961.2MW 日期 最高小時平均尖峰負載 MW( 千瓩 ) 最高瞬間負載 MW( 千瓩 ) 8/16 33133.4 33327.4 8/17 33247.7 33386.0 8/18 33786.9 33961.2 43
台電系統負載曲線與負載變化趨勢模型 系統負載 (MW) 26000 25000 24000 23000 22000 21000 20000 19000 18000 17000 16000 15000 14000 13000 冬季夏季 春季秋季 0 4 8 12 16 20 時間 ( 時 ) 系統負載 (MW) 26000 25000 24000 23000 22000 21000 20000 19000 18000 17000 16000 15000 14000 13000 夏季 秋季 春季 冬季 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 時間 ( 時 ) 台電系統一年四季的日負載曲線 台電系統的負載變化趨勢模型
94 年四季日負載曲線圖 夏 夏季 57-94 夏季尖峰日負載曲線圖 冬
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特殊節日負載模型
特殊節日負載模型 春節期間備轉容量
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長期電力負載成長趨勢 12 經濟成長與尖峰負載 10 8 6 4 2 0-2 2.07 1.66 1.18 1.19 1.48 0.71 0.86 1.11 1.17 1.40 0.70 0.40 0.60 0.66 0.26 0.25 0.38 0.54 0.60 0.57 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101-1.02-1.66-4 -6-8 實質經濟成長率 (%) 尖峰負載成長率 (%) 彈性係數線性 ( 彈性係數 ) -6.15
長期電力負載成長趨勢 12 經濟成長與平均負載 10 8 6 4 2 0-2 2.43 1.74 1.03 1.12 1.01 1.08 1.01 1.17 1.28 1.28 1.00 1.01 0.59 0.73 0.75 0.68 0.43 0.48 0.70 0.69 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101-0.67-1.16-0.60-4 實質經濟成長率平均負載成長率彈性係數線性 ( 彈性係數 )
長期電力負載成長趨勢 15 個人所得與電燈用電 12 9 6 3 0-3 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101-6 -9 電燈用電成長率 (%) 所得成長率 (%) 彈性係數線性 ( 彈性係數 )
長期電力負載成長趨勢 3500 出口金額與電力用電 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 出口金額 ( 億美元 ) 電力用電 ( 億度 ) 線性 ( 出口金額 ( 億美元 )) 線性 ( 電力用電 ( 億度 ))
長期電力負載成長趨勢 35 出口成長與電力用電 25 15 5 3.59 0.55 0.57 1.15 0.68 0.28 1.23 1.52-0.66 0.46 0.40 0.00 0.83 0.49 0.32 0.44 0.39 0.37 0.09 0.28 0.30 0.24-0.31-5 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101-15 -25 出口成長率 (%) 電力用電成長率 (%) 彈性係數
長期電力負載成長趨勢 經濟成長與用電量 12 10 8 6 4 2 0-2 2.40 2.27 1.07 1.13 1.18 0.70 0.93 1.08 0.99 1.18 1.40 1.00 1.48 0.82 0.47 0.99 0.66 0.50 0.73 0.68 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101-0.52-0.10-0.10-4 實質經濟成長率 (%) 售電量成長率 (%) 彈性係數 線性 ( 實質經濟成長率 (%)) 線性 ( 售電量成長率 (%))
長期電力負載成長趨勢 20 用電量成長率 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 40 年代 50 年代 60 年代 70 年代 80 年代 90 年代 電燈用電成長率電力用電成長率售電量成長率
長期電力負載成長趨勢 經濟與電力負載成長 14 12 10 8 6 4 2 0-2 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101-4 -6 實質經濟成長率電力用電成長率電燈用電成長率
電力調度概念 肆 電力調度概論 電源無法做無限制之準備 必須留有若干餘裕 (Margin) 使發電與負載平衡, 維持正常頻率 過剩電源 (Surplus power) 應停或待機 發生機組跳脫時, 立刻由運轉中的機組增加發電 ( 自動或調度員指令 ), 並且迅速啟動待機機組併入系統
電力調度作業 收集與負載變動相關資料 氣溫 - 用電 氣象預報 季節用電 經濟景氣 節慶活動 增加一度 40-60 萬 負載預測 月負載週負載日負載小時負載 運轉計劃 調度運轉 設備檢修 經濟調度 頻率調整 燃料限制 考量 購電合約 網路操作指令 電壓調整控制 用水協調 系統安全 電力 品質 環境保護 電力供應安全可靠 60
電力調度之目的與概念 整體經濟運轉目標 安全運轉 系統與設備安全 經濟調度 最佳協調運用 最低綜合發電成本 優良電力品質 頻率 電壓 設備檢修之配合 計劃性 現場緊急要求 民生用水之協調 ( 有承諾者, 應儘先遵行 ) 與電力系統相關之契約 IPP 翡翠電廠
電源調度考慮因素 機組特性與運轉限制 水力電廠之發電規劃與運用 燃料限制 傳輸容量限制 電廠發電量限制 氣候資訊的掌握 地區線路潮流及主變壓器負載限制 頻率品質 IPP 合約執行 備轉容量規劃 62
機組特性與運轉限制 額定容量 / 最高出力 / 最低出力 升 / 降載速率 機組屬性 ( 基載 中載 尖載 ) 各機組之大修或檢修計劃 相關輔機啟停時間 ( 起停 預先補水 ) AGC 能力 ( 反應能力 上下限 ) 燃料成本排序 63
水力電廠之發電規劃與運用 依其水源運用的情況可分類如下 : 川流式發電廠 ( 裝置容量較小, 無法依系統需求調整出力 ) 調整池發電廠 ( 裝置容量居中, 可依系統預定需求調整出力 ) 水庫式發電廠 ( 裝置容量較大, 可依系統需求隨時調整出力 ) 抽蓄發電廠 ( 裝置容量最大, 發電運轉時可依系統需求隨時調整出力. 抽水運轉時則無法調整入力 ) 64
川流式發電廠僅有引水設施, 而無調節能力, 發電機每日作 24 小時運轉, 其出力大小端視河川流量而定 有二部機組以上者, 應經常注意流量變化, 決定運轉之機組數, 並以發電機 水輪機 變壓器綜合效率最高之機組優先運轉 目前計有 : 蘭陽 天埤 烏來 桂山 粗坑 軟橋 后里 社寮 北山 萬大 濁水 高屏 竹門 龍溪 水簾 清水 清流 銅門 榕樹 初英 溪口 東興等共 38 部機組, 合計 150.19MW 65
調整池發電廠設有一小型貯水池, 於系統負載較輕時停止發電並蓄水, 尖峰時發電, 以提高系統尖峰供電能力 運轉時由中央調度員指令發電機之出力及機組數, 並使各機組均能以最佳效率運轉為原則 但為降低全系統綜合發電成本 保留適當之備轉容量 調整系統頻率 配合灌溉需要 維持地區電壓或預測本溪流量將有突變, 中央調度員得指令各機組在效率較低之範圍運轉 目前計有 : 水里 立霧 龍澗 卓蘭等共 7 部機組, 合計 221.95MW 66
水庫式發電廠豐水期截取多餘流量蓄存, 另於枯水期發電放水, 通常兼顧長期性系統供電安全 經濟運轉 下游公共給水及灌溉用水等, 以水庫運用基準線作為運用之準繩 目前計有 : 大甲溪水系之德基 青山 谷關 天輪 馬鞍及濁水溪水系之霧社 大觀一廠 鉅工等共 27 部機組, 合計 1276.67MW 67
水庫水位運用基準線 2015/5/1 68
抽蓄發電廠 1. 於尖峰時發電放水貯存於下池 ; 離峰時利用抽水方式再抽回上池 2. 於尖峰發電時, 視尖峰時段有無充裕之備轉容量及經濟運轉效益, 以決定發電量之多寡 3. 於離峰抽水時, 視離峰時段有無過剩電力 翌日尖峰是否有充裕備轉容量及經濟運轉效益, 以決定抽水之多寡 目前計有 : 大觀二廠 明潭等共 10 部機組, 合計 2602MW 69
翡翠 石門 曾文 1. 政府機構所屬之翡翠 石門 曾文等均為多目標水庫, 以供應公共給水及灌溉用水為主要目標, 提供電能為次要目標 2. 水庫管理單位於旬末告知台電公司下一旬每日預定發電量, 故其運用與調整池式類似 ; 若預定發電量少, 則做尖峰運轉 ; 預定量發電多, 則部分做尖載, 部分作中載或基載運轉 3. 翡翠水庫因下游為人口密集地區, 故翡翠電廠以滿載運轉為原則, 不配合系統負載變化, 以免因發電尾水流量變化太大造成下游民眾走避不及 70
觀二及明潭尖峰供電能力之規劃與運用 觀二及明潭尖峰供電能力隨著其下池之水位上升而降低, 觀二水位為 430-448 公尺 明潭水位為 345-373 公尺, 不考慮放水時, 當下池達滿水位時觀二及明潭之淨尖峰供電能力降為零 抽蓄機組之運用策略以 少發少抽 為原則, 即白天抽蓄機組儘量少發電, 以平日尖峰時段併用四台 假日尖峰時段併用五台為原則 即抽蓄機組 ( 觀二 明潭 ) 之淨尖峰供電能力預估值以平日 600MW 假日 750MW 計算, 71
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最佳發電時機的選擇 川流式發電廠每日 24 小時運轉, 出力大小視河川流量而定 調整池發電廠 1. 輕載時停止發電並蓄水, 尖峰時發電, 以提高系統尖峰供電能力 2. 24 小時低載運轉, 以提供系統備轉容量 水庫式發電廠兼顧長期性系統供電安全 經濟運轉, 除須滿足下游用水需求外, 尚須提供系統快速備轉容量 抽蓄發電廠以 少發少抽 為原則, 即白天抽蓄機組儘量少發電, 以平日尖峰時段併用四台 假日尖峰時段併用五台為原則, 惟仍須確保最大機組發生跳機事故時不會導致低頻卸載 74
燃料限制 核能機組 : 爐心末期降載運轉 控制棒或模式調整 燃油機組 : 排煙透光率不良 燃煤機組 : 煤質不良 煤濕 粉煤機不良 飼煤機不良 排煙透光率不良 天然氣機組 : 考慮中油天然氣存量及天然氣船船期 75
( 一 ) 台灣地區天然氣供氣網 76
儲槽 : 永安一 二期儲槽 6 座 (29.9 萬公秉 ) 台中儲槽 3 座 (21.2 萬公秉 ) 現有國內輸氣管線系統, 由永安接收站接收天然氣再輸送到各個配氣站, 已建立完整的輸配氣網路, 幹線全長約 1,757 公里, 沿線並設有 36 座配氣站 自台中港經通霄至桃園大潭另一條直徑 36 吋海底管線完成後, 將與中北部陸上管形成另一環狀輸氣網, 整合成 8 字形輸氣網路 台中接收站 36 海管 通霄 台中 永安接收站 永安 大潭 鐵砧山儲氣窖 26 陸管 77
台灣地區輸氣管線地理位置概況圖 中油台中廠 1. 台中 3 座儲糟存量約 17.6 萬公噸 2. 滿槽可周轉量為 15 萬公噸 ( 扣除安全操作量及底氣量 ) 中油永安廠 1. 永安 6 座儲糟存量約 29 萬公噸 2. 滿槽可周轉量為 24 萬公噸 ( 扣除安全操作量及底氣量 ) IPP 星能電廠 IPP 星元電廠 IPP 嘉惠電廠 IPP 森霸電廠 海 管 1 興達電廠 吋 36 大林電廠 麻豆 大林埔 通霄電廠 1 1 高雄市 員林 斗南 大潭電廠 台南縣 台南 1 路竹 新營 彰化 彰化縣 雲林縣 民雄 通霄 台中 嘉義嘉義縣 高雄縣 楠梓鳳山屏東林園屏東縣 IPP 國光電廠 2 3 1 南勢 新竹 鐵砧山注產氣場台中縣 南投縣 台東縣 大潭 3 五股內湖竹圍台北南崁市 八德 花蓮縣 台北縣 龍潭桃園縣扒子岡新竹縣宜蘭縣苗栗縣 南火電廠 IPP 長生電廠 基隆市 1 2 1 * IPP 新桃電廠 永安廠 1 座 台中廠 1 座 加壓站 2 座 一期海管 二期海管 237.7KM 26 吋陸管 500 KM 16 吋輸氣線 16 吋環線配氣站隔離站 135 KM 41 座 28 座 注氣工廠 1 座天然氣電廠 12 座 78
( 二 ) 儲氣槽 ( 儲存容量不足 ) 儲槽數量 滿槽容量 ( 公噸 ) 底氣量 ( 公噸 ) 滿槽時可調度量 ( 公噸 ) 最大日用量 ( 公噸 ) 滿槽時可供應尖峰用量天數 ( 天 ) LNG 船卸收前最大可調度量 ( 公噸 ) LNG 船卸收前最大供應尖峰用量天數 ( 天 ) 永安一 二期儲槽 (6 座 ) 台中儲槽 (3 座 ) 299269 20800 278469 34000 8.19 218469 6.43 211720 19627 192093 34000 5.65 132093 3.89 永安一 二期儲槽及台中儲槽 (9 座 ) 510989 40427 470562 42500 11.07 350562 8.26 註 :1. 永安接收站資料來源摘自中油公司 93.12.21 報經濟部核准 因應儲氣槽不足之天然氣穩定供應方案 2. 台中接收站資料來源由 97 年 4 月中油公司提供 3. 最大日用量 :103/7/15 79
( 三 ) 天然氣無法定安全存量 現有能源法規中有關各種發電用燃料法規要求與台電的庫存狀況如下表所示 : 項目燃煤燃油天然氣核燃料 法定存量 30 天無無無 台電存量狀況 45 天 20~30 天 * 無 原料鈾 3 年存放於國外轉化廠 另製成燃料一機組一批次存放於核能電廠, 約可維持 12-18 個月之運轉 *: 天然氣體積龐大, 並不適宜在電廠儲存, 基於安全及效率的考量, 一般均儲存於 LNG 接收站內之 LNG 儲槽中 註 : 天然氣在液化後溫度降至 -162, 體積可縮小 600 倍 80
傳輸容量限制 區域內傳輸容量限制 受 161kV 輸電線路額定容量限制如 : 通霄 #4 #5 組出力受通霄 ~ 豐原線限制南火 #1 #3 組出力受鎮北 ~ 三民線限制 區域間最大傳輸容量限制 ( 中送北 南送中 ) 受系統穩定度 電力潮流 匯流排電壓限制 ( 定期檢討 機動檢討 ) 81
電廠發電量限制 燃料限制如 : 天然氣存量限制 排煙透光率不良 煤質不良 煤濕 控制棒或模式調整 電力潮流限制 ( 區域內 區域間 ) 短路故障電流限制 輸變電設備檢修 82
氣候資訊的掌握 中央氣象局資訊服務系統 1. 每日 每週氣象預報 2. 衛星雲圖 3. 豪大雨特報 4. 颱風預報單 ( 行進路徑 雨量 暴風半徑 ) 5. 濃霧特報 落雷警示系統 綜合研究所提供 83
線路潮流及主變壓器負載限制 考慮超高壓主變壓器負載及轄區 161kV 線路潮流限制, 決定轄區內電廠的發電量 以峨眉超高壓變電所轄區為例 : 即應考慮其主變壓器負載及通霄 ~ 豐原線潮流限制, 以決定通霄電廠 #4~#6 機組的發電量 84
IPP 合約執行 保證時段 ( 夏月與非夏月 ) 及起迄時間 夏月 : 每年 6 月 ~9 月 非夏月 : 每年 1 月 ~5 月及每年 10 月 ~12 月 麥寮 和平 :07:30~22:30( 夏月 ) 8:30~21:30( 非夏月 ) 1. 第一階段 : 長生 新桃 2. 第二階段 : 嘉惠 3. 第三階段 : 國光 星能 森霸 星元 LNG 機組之發電排程及滿載運轉時數 IPP 機組之容量費率及能量費率 85
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備轉容量運用原則 發生最大機組 N-1 跳機事故不能導致低頻卸載, 即頻率不得低於 59.50Hz 連續超過 50 秒 最大發電機組故障跳機後系統一分鐘恢復頻率必須大於 等於系統安全運轉之最低頻率, 即 f rec f min 台電系統為例, 最低頻率的設定值為 59.70Hz, 係考慮第一段低頻卸載電驛之始動頻率 (59.50Hz) 再加上 0.2Hz 的頻率偏移, 用以補償負載 - 頻率靈敏係數及負載預測的誤差並確保低頻卸載不會發生 87
頻率品質 正常頻率範圍 :60±0.1Hz ( 即 59.90~60.10Hz) 系統發生事故 : 60±0.2Hz ( 即 59.80~60.20Hz) 5 分鐘應恢復至正常頻率範圍 系統供電能力不足 : 得視情況採降電壓 降頻率運轉 ( 即 59.80~60.00Hz) 發生最大機組 N-1 跳機事故不能導致低頻卸載, 即頻率不得低於 59.50Hz 連續超過 50 秒 88
伍 需量競價 -1 開始 輸入資料 1. 電能及輔助服務需求量 [ 調 ] 2. 電能及輔助服務投標量 機組特性參數 [ 發 ] 3. 虛擬機組 : 機組能力無限制及報價無限大 [ 調 ] 4. 經濟型的需量機組 : 電能投標 [ 業 ] 最佳化程式競價火力機組 虛擬機組 等效需量機組 ( 經濟型 可靠型 ) 否 等效需量機組得標量 是 需量分配程式各用戶得標分配 輸出結果電能及輔助服務得標量 預結算成本 結束 89
伍 需量競價 -2 開始 輸入資料 1. 電能及輔助服務 ( 需求量 投標量 ) 機組特性參數 2. 虛擬機組 : 機組能力無限制及報價無限大 [ 調 ] 3. 經濟型的需量機組 : 電能投標 [ 業 ] 最佳化程式競價火力機組 虛擬機組 經濟型的需量機組 ( 等效 ) 否 經濟型的需量機組得標量 虛擬機組得標量 否 是 是 經濟型需量分配程式各用戶得標分配 可靠型需量分配程式各用戶得標分配 輸出結果電能及輔助服務得標量 預結算成本 結束 90
陸 未來夏天的供電風險 103 年預估備用容量率 16.3%, 備轉容量率低至 5.11% 之原因探討 : 1. 汽電共生系統尖峰售電量偏低 2. 機組無法滿載運轉 91
備用 備轉容量圖說 ( 以 103 年 7 月 14 日 ) 92
1. 汽電共生系統尖峰售電量 103 年歷次尖峰負載創新高日, 汽電共生售電量統計如下 : 淨尖峰規劃值 (103/7/7) 2163.5MW 差異量 103 年 07 月 07 日 1601.7MW 561.8MW 103 年 07 月 09 日 1685.4MW 478.1MW 103 年 07 月 14 日 1344.3MW 819.2MW 103 年 07 月 15 日 1431.1MW 732.4MW 資料來源 : 電力調度處 - 發電簡報 差異量約影響系統備用容量率約 1.67%~2.86% 93
2. 規劃值與尖峰發電量差距 (7 月 14 日 ) 本表以扣除大修 檢修因素, 即指令機組滿載與機組淨尖峰能力差 燃煤 電廠機組 裝置容量 (gross) 淨尖峰供電能力規劃值今日預估值 尖峰小時平均 林口台中 一號機四號機 300.0 550.0 225.0 537.9 225.0 537.9 193 530-32.00 非設計煤 -7.90 二號機九號機 300.0 550.0 257.0 525.0 257.0 525.0 245 472-12.00 非設計煤 -53.00 BFPT 檢修 燃煤火力小計 8,200.0 7,733.7-104.90 差距 備註 一號機 500.0 485.0 485.0 400-85.00 環保限制燃二號機 500.0 485.0 485.0 481-4.00 環保限制協和油三號機 500.0 485.0 485.0 482-3.00 火四號機 500.0 485.0 485.0 465-20.00 環保限制力三號機 375.0 355.6 355.6 350-5.60 風門全開大林四號機 375.0 355.6 355.6 340-15.60 AH 堵塞燃油火力小計 2,750.0 2,651.2-133.20 氣渦輪 台中 280.0 278.8 278.8 200.0-78.80 外溫高 核能全黑啟動 - 233.0 233.0 233.0 0.00 氣渦輪小計 280.0 511.8-78.80
2. 規劃值與尖峰發電量差距 (7 月 14 日 ) 本表以扣除大修 檢修因素, 即指令機組滿載與機組淨尖峰能力差異 電廠機組 燃氣 複 循 環 裝置容量 (gross) 淨尖峰供電能力規劃值今日預估值 尖峰小時平均 一二三組 763.8 748.5 748.5 650-98.50 G1-2 檢修, 外溫高 通霄 四五組 772.0 752.1 752.1 708-44.10 外溫高 第六組 321.2 314.8 150.0 150 0.00 G6-1 檢修, 第一組 445.2 437.1 291.0 269-22.00 G1-1 檢修, 外溫高 第二組 445.2 437.1 437.1 389-48.07 外溫高 興達 第三組 445.2 437.1-0 0.00 大修 第四組 445.2 437.1 437.1 389-48.07 外溫高 第五組 445.2 437.1 437.1 389-48.07 外溫高 第一組 288.8 273.0-0 0.00 大修 南火 第二組 288.8 273.0 273.0 254-19.00 外溫高第三組 288.8 273.0 273.0 244-29.00 外溫高 第四組 251.4 248.0 248.0 224-24.00 外溫高 第一組 742.7 720.0 480.0 450-30.00 G1-1 檢修, 外溫高 第二組 742.7 720.0 720.0 713-7.00 外溫高 大潭 第三組 724.7 708.1 708.0 680-28.00 外溫高第四組 724.7 708.1 708.1 680-28.05 外溫高 第五組 724.7 708.1 708.1 685-23.05 外溫高 第六組 724.7 708.1 708.1 685-23.05 外溫高 燃氣小計 10,635.0 10,359.3-519.97 差距 備註 總計 -877.17 95
柒 結論 物有本末, 事有終始, 知所先後, 則近道矣! 安全第一, 成本重要, 保養為先, 技藝通精! 96
報告完畢 敬請指教 97
MW 104 年度核能及火力機組大修計畫表 (1) 3900 3600 檢修 3300 3000 2700 2400 麥寮 #2 12/31-1/5 6 天 ( 工檢 ) 協二 興一 10/7-1/12 98 天 協二 1/5-2/7 34 天 協二核一 #1 核一和平 #1 #1 興四 2/8-3/22 43 天 容量 2100 1800 1500 1200 核一 #1 12/10-2/18 71 天 大四 1/3-2/3 32 天 核一 #1 大五 2/4-3/14 39 天 和平 #2 1/30-2/23 25 天 興四 和平 #1 2/18-3/24 35 天 核三 #1 3/24-4/22 30 天 核二 #1 4/24-5/28 35 天 興二 9/16-10/24 39 天 核三 #2 10/27-11/24 29 天 核一 #2 11/30-2/12 75 天 協一 12/30-2/1 34 天 900 600 塑化 UPA 12/1-3/1 91 天 興四 塑化 UPB 3/13-5/27 75 天 興二 麥寮 #3 10/1-12/4 65 天 麥寮 #2 12/7-2/4 60 天 300 中一 11/26-1/1 中六 1/4-2/10 38 天 中三 2/11-4/16 65 天 中九 4/17-6/7 52 天 中五 9/16-11/7 53 天 中二 11/8-12/15 38 天 中十 12/16-2/5 52 天 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月註 : 1.104/2/18 除夕 4/5 清明 6/20 端午 9/27 中秋 2.104 年麥寮 #2 春節檢修 2/18-2/23 共 6 天 資料來源 : 發電處 核發處
MW 104 年度氣渦輪及複循環機組大修計畫表 (2) 1800 檢 修 容 量 1500 1200 900 600 300 大潭 CC #5 GT51 12/18-1/5 GT52 12/11-1/8 大潭 CC #4 GT41 10/16-1/3 GT42 10/20-1/8 ST4 10/20-12/3 大潭 CC#2 大潭 CC#6 GT6-1 1/10-2/6 28 天 GT6-2 1/13-2/9 28 天 ( 檢修 ) 大潭 CC#2 GT2-1 1/19-3/4 45 天 GT2-2 1/22-3/7 45 天 GT2-3 1/26-3/11 45 天 ST2 1/26-3/1 35 天 興達 CC#4 GT4-1 4-3 12/14-4/3 111 天 GT4-2 12/29-4/19 112 天 ST4 12/29-2/13 47 天 南部 CC #4 通霄 CC#5 大潭 CC#3 GT3-1 3/11-6/11 93 天 GT3-2 3/14-6/14 93 天 ST3 3/14-4/27 45 天 南部 CC#4 4/1-6/15 76 天 通霄 CC#5 GT5-1 GT5-2 GT5-3 4/1-6/12 73 天 ST5 4/25-6/7 44 天 大潭 CC#3 大潭 CC#4 GT4-1 10/1-10/29 29 天大潭 GT4-2 CC#1 10/4-11/1 ( 檢修 ) 29 天 ( 檢修 ) 南部 CC#3 大潭 CC#1 GT1-1 9/16-10/10 25 天 GT1-2 9/22-10/16 25 天 GT1-3 9/19-10/13 25 天 ( 檢修 ) 南部 CC#3 GT31 9/16-1/14 121 天 GT32 10/1-1/14 106 天 興達 CC#5 GT51 GT52 12/1-3/25 116 天 GT5-3 12/22-4/13 114 天 ST5 12/22-3/20 90 天 大潭 CC#5 GT5-1 11/12-1/30 80 天 GT5-2 11/16-2/3 80 天 ST5 11/16-12/29 44 天 1 月 2 月 3 月 註 : 1.104/2/18 除夕 4/5 清明 6/20 端午 9/27 中秋 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 資料來源 : 發電處
MW 104 年度水力機組大修計畫表 (3) 900 檢修容量 800 700 600 500 400 300 200 100 明潭 #5 2/4-2/17 14 天 ( 內檢 ) 卓蘭 #1 12/18-4/3 107 天 觀二 #3 ( 內檢 ) 3/2-3/12 11 天 鉅工 #1 明潭 #1 卓蘭 #1 明潭 #1 明潭 #2 3/31-4/25 26 天 明潭 #1 3/9-4/10 33 天 明潭 #3 4/9-5/5 27 天 龍澗 #1 4/27-5/21 25 天 鉅工 #1 2/24-6/4 90 天 明潭 #5 明潭 #4 5/5-6/3 30 天 明潭 #6 明潭 #5 5/23-6/17 26 天 明潭 #6 6/9-7/3 25 天 觀二觀二 #2 #1 ( 內檢 ) ( 內檢 ) 11/2 10/19- - 10/30 11/12 12 天 11 天 明潭 #4 104/9/21-105/1/30 132 天 ( 大修 ) 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 註 :1.104/2/18 除夕 4/5 清明 6/20 端午 9/27 中秋 2. 圓山 #1 103/9/29-104/4/30 圓山#2 5/26-6/26 天埤#1 4/14-5/4 天埤#3 5/5-5/25 翡翠 3/2~4/29 立霧#1 11/16-12/10 立霧#2 3/2-4/25 后里 #2 9/28~10/13 銅門#1-3 9/14-3/24 水里 1/5~2/17 3. 明潭電廠 3 月 -7 月停機為 104 年配合 SCADA 更新 ( 灰色字體部分 ) 資料來源 : 發電處 明潭 #2 9/9-10/9 32 天 ( 內檢 ) 明潭 #2 明潭 #3 10/16-11/11 27 天 ( 內檢 ) 觀二 #4 ( 內檢 ) 11/16 觀 - 二 11/27 #4 12 天 卓蘭 #2 碧海 明潭 #1 11/12-12/2 21 天 ( 內檢 ) 明潭 #5 12/3-12/23 21 天 ( 內檢 ) 卓蘭 #2 11/23-1/30 69 天 碧海 11/18-1/ 26 70 天
104 年度 IPP 燃氣機組大修計畫表 (4) 1800 1600 檢 1400 修 1200 容 1000 量 800 600 新桃 1B 12/6-1/7 32 天 嘉惠 GT1-2 2/18-2/26 9 天 GT1-3 2/8-2/26 19 天 豐德 #2CC 3/22-3/31 10 天 星元 新桃 1C 海湖 #2 豐德 #1CC 11/1-11/10 10 天 400 200 國光 12/2-1/24 54 天 ST 2/18-2/26 9 天 新桃 1A 2/7-2/24 17 天 星元 GT1-1 3/1-4/5 36 天 ST1 3/1-3/30 30 天 海湖 #2 3/29-4/22 25 天 嘉惠 GT1-1 4/19-5/6 18 天 新桃 1C 4/5-5/4 30 天 星彰 10/26-11/17 23 天 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月註 : 1.104/2/18 除夕 4/5 清明 6/20 端午 9/27 中秋 資料來源 : 調度處