介紹2024年6月21日東南歐電網事故-ICS 調查專家小組期中（事實）報告
目錄
第一章 管理摘要 (MANAGEMENT SUMMARY ) 12
1.1 介紹 13
1.2 事故前之系統及市場情況(System and Market Conditions before the Incident) 13
1.3 事件期間系統情況之演變 14
1.4 事發前的區域協調中心(RCC)分析 15
1.5同步區域監視中心(SAM: Synchronous Area Monitor)及各TSO之間協調中心的溝通 15
1.6 復電過程 (Restoration Process ) 15
1.7 根據事件分類量表(ICS)方法之事件分類 16
1.8 下一步 16
第二章 事故前之系統及市場情況(SYSTEM AND MARKET CONDITIONS BEFORE THE INCIDENT) 17
2.1 拓撲資訊(Information on Topology) 17
2.1.1計劃性停電 (Planned Outages) 17
2.1.2 非計劃性停電事故 (Unplanned Outages) 19
2.1.3 在12：00 受影響區域拓撲 (Affected Area Topology at 12:00) 19
2.2 天氣情況 (Weather Conditions) 20
2.3 市場資訊 (Market Information) 22
2.3.1 日前市場(DAM)價格 (DAM Prices) 23
2.3.2跨境公司(CBC)日前(DA)價格 (DA CBC Prices) 23
2.4 事故前之電力潮流 (Power Flows before the Incident) 24
2.4.1 負載模式 (Load Patterns) 26
2.4.2 發電模式(Production Patterns) 27
2.4.3 跨境電力潮流(Cross-Border Flows) 29
2.4.4 排程商業交易 （Scheduled Commercial Exchanges） 30
2.4.5 跨境實際電力潮流 (Cross-Border Physical Flows) 32
2.5 每日安全分析 (Daily Security Analysis) 33
2.5.1 日前壅塞預測(DACF)結果 (DACF Results) 34
2.5.2 日內壅塞預測(IDCF)安全分析結果(IDCF Security Analysis Results) 37
2.5.3 安全分析準確性 (Security Analysis accuracy) 38
2.5.4 即時安全分析結果 (Real-Time Security Analysis Results) 38
2.5.5 DACF/IDCF/RT 的補救措施協調 (Remedial Actions Coordination for DACF/IDCF/RT) 39
第三章 事件期間系統情況之演變 (EVOLUTION OF SYSTEM CONDITIONS DURING THE EVENt) 39
3.1 事件之事實順序 (Factual Sequence of Events) 39
3.2 發電及負載(Generation and Load) 42
3.2.1 跳脫發電機組之清單(List of Generation Units Disconnected) 45
3.2.2 負載跳脫 (Loss of Load) 46
3.2.3 停電的其他後果(Other Consequences of the Blackout) 47
3.2.4 卸載 (Load Shedding ) 47
3.3 在事故期間變壓器之功能(Functioning of the Transformers during the Incident) 47
3.3.1 停電事故一： 12：09：16： Ribarevine- Podgorica 2 400 kV超高壓線跳脫 (Outage 1: 12:09:16: 400 kV Ribarevine – Podgorica 2) 48
3.3.2 停電事故二： 12：21：33 Zemblak-Kardia 400 kV超高壓線跳脫 (Outage 2: 12:21:33 400 kV Zemblak – Kardia) 49
3.3.3 停電事故三、四、五 及 六： 12：21：43 Fierze-Prizren 220 kV線、12：21：45 Podgorica 1-Mojkovac 220 kV線、12：21：51 MONITA 電纜線及 12：22：02 Sarajevo 20-Piva 220 kV線跳脫 50
3.3.4 停電事故七、八、九： 12：24：22 Brinje-Pa đene220 kV線， Ugljevik-Tuzla 4 400 kV超高壓線及 Prijedor 2-Jajce 2 220 kV線跳脫 51
3.3.5 停電事故後 (Post-Blackout) 51
3.4 電氣量之演變(Evolution of Electrical Quantities) 51
3.4.1 有效及無效電力潮流 (Active and Reactive Power Flows) 51
3.4.2 電壓 (Voltages) 57
3.4.3 電壓角(Voltage Angles) 61
3.4.4 頻率(Frequency) 62
3.5 保護系統之性能 (Performance of the Protection System) 64
3.5.1 事故識別碼 ID 1： Ribarevine （黑山/CGES）- Podgorica 2 （黑山/CGES） 400 kV超高壓架空線 66
3.5.2 事故識別碼 ID 2： Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）-Kardia（希臘/IPTO）400 kV超高壓架空線 66
3.5.3 事故識別碼 ID 3： Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Prizren 2 (科索沃/KOSTT）220 kV 架空線 67
3.5.4 事故識別碼 ID 4： Podgorica 1 （黑山/CGES）- Mojkovac（CGES） OHL 220 kV 67
3.5.5 500 kV直流電纜線(DCC) Lastva（黑山/CGES）-/ Kotor直流變流站 （義大利/Terna） /– Villanova（Terna） 67
3.5.6 事故識別碼 ID 6： Sarajevo 20（NOSBiH）-Piva （CGES） OHL-220 kV聯絡線 67
3.5.7 事故識別碼 ID 7： Brinje （克羅埃西亞/HOPS）-Pađene （克羅埃西亞/HOPS） 220 kV架空線 68
3.5.8 事故識別碼 ID 8： Prijedor 2 （波黑/NOSBiH）-Jajce 2 （NOSBiH） 220 kV架空線 68
3.5.9 事故識別碼 ID 9： Ugljevik （波黑/NOSBiH）-Tuzla 4 （波黑/NOSBiH）400 kV 超高壓架空線 68
3.5.10 事故識別碼ID 10、及11 69
3.5.11 事故識別碼 ID 12： Titan （OST）- Tirana 1（OST） 220kV架空線 69
3.5.12 事故識別碼 ID 13： MeĐurić （克羅埃西亞/HOPS）-Prijedor 2 （波黑/NOSBiH） 220kV 架空線 69
3.5.13 事故識別碼 ID 14： Fierze （阿爾巴尼亞/OST）-Peshqesh （OST） 220 kV架空線 69
3.5.14 事故識別碼 ID 15：OHL-220 kV聯絡線 Trebinje（波黑/NOSBiH）-Peručica （CGES） 70
3.5.15 事故識別碼 ID 16：OHL 220 kV Trebinje（波黑/NOSBiH）-Hodovo （波黑/NOSBiH）） 70
3.5.16 事故識別碼 ID 17： Trebinje波黑/NOSBiH）-Mostar 3（波黑/NOSBiH）220 kV架空線 70
3.5.17 事故識別碼 ID 18： Trebinje（波黑/NOSBiH）-Plat （克羅埃西亞/HOPS） 220 kV 架空互聯線 71
3.5.18 事故識別碼 ID 19： Prijedor 2 （波黑/NOSBiH）-Bihac 1 （波黑/NOSBiH）220 kV架空線 71
3.5.19 事故識別碼 ID 20： Fierze （阿爾巴尼亞/OST）-Koman （OST） 220 kV 架空線 71
3.5.20 事故識別碼 ID 21： Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Fang（OST） 220 kV 架空線 72
3.6 控制中心之重要警報 (Important Alarms in Control Centres) 72
3.6.1 克羅埃西亞TSO/HOPS 72
3.6.2 波黑TSO/NOSBiH 72
3.6.3 黑山TSO/CGES 73
3.6.4 阿爾巴尼亞TSO(OST) 73
3.6.5希臘TSO/ IPTO 74
3.6.6 塞爾維亞TSO/EMS 74
3.7 結論(Conclusion) 74
第四章 事件前之RCC 分析(RCC ANALYSIS BEFORE THE INCIDENT) 75
4.1區域協調中心( RCC )之任務(RCC Tasks) 75
4.1.1 有關 RCC 任務之高階說明 (High Level Description on RCC Tasks) 76
4.1.2 任務的時間範圍及針對之特定小時 (Time Horizon of the Tasks and the Focus on the Specific Hour) 76
4.2 與調查相關之RCC 任務 (RCC Tasks Relevant for the Investigation) 77
4.2.1 停電工作計劃協調 （OPC） 78
4.2.2 短期裕度（STA: Short Term Adequacy） 83
4.2.3 協調安全分析（CSA）及共同電網模型 （CGM） 90
4.2.4 協調容量計算（CCC）處置過程(Coordinated Capacity Calculation Processes) 95
4.2.5 防禦及復電計劃之一致性評估 (Consistency assessment of defence and restoration plans) 96
第五章 協調中心/同步區域監視之間以及 TSO 之間之溝通 (COMMUNICATION OF COORDINATION CENTRES / SAM AND BETWEEN TSOs) 97
5.1 各協調中心同步區域監視 SAM 之間以及各TSO 之間的溝通(Communication of Coordination Centres SAM and between TSO) 97
5.1.1 歐洲中部時間 6月21日11：26 97
5.1.2 歐洲中部時間 6月21日12：24 97
5.1.3 歐洲中部時間 6月21日12:27~12：34 98
5.1.4 歐洲中部時間 6月21日12：29 98
5.1.4 歐洲中部時間 6月21日12：34 98
5.1.5歐洲中部時間 6月21日12：36 98
5.1.6歐洲中部時間 6月21日12：48 98
5.1.7歐洲中部時間 6月21日12:50~12：55 98
5.1.8歐洲中部時間 6月21日12：56~13:08 98
5.1.9歐洲中部時間 6月21日13:06 99
5.1.10歐洲中部時間 6月21日13:16 99
5.1.11歐洲中部時間 6月21日13:24~13:28 99
5.1.12歐洲中部時間 6月21日13:36 99
5.1.13歐洲中部時間 6月21日13:46 99
5.1.14歐洲中部時間 6月21日13:54 99
5.1.15歐洲中部時間 6月21日13:56 100
5.1.16歐洲中部時間 6月21日13:56~14:19 100
5.1.17歐洲中部時間 6月21日14:13 100
5.1.18歐洲中部時間 6月21日14:28~14:35 100
5.1.19歐洲中部時間 6月21日14:37~15:03 100
5.1.20歐洲中部時間 6月21日14:44~14:50 100
5.1.21歐洲中部時間 6月21日14:49 100
5.1.22歐洲中部時間 6月21日14:56~15:01 100
5.1.23歐洲中部時間 6月21日14:59~15:05 101
5.1.24歐洲中部時間 6月21日15:03~15:05 101
5.1.25歐洲中部時間 6月21日15:07~15:16 101
5.1.26歐洲中部時間 6月21日15:29 101
5.1.27歐洲中部時間 6月21日15:31~15:34 101
5.1.28歐洲中部時間 6月21日15:36 101
5.1.29歐洲中部時間 6月21日15:41~15:59 101
5.1.30歐洲中部時間 6月21日15:41~15:59 101
5.1.31歐洲中部時間 6月21日15:56 102
5.1.32歐洲中部時間 6月21日16:00 102
5.2 各區域協調中心(RCC)之間的溝通(Communication between RCCs) 102
5.2.1歐洲中部時間 6月21日13:23 102
5.2.2歐洲中部時間 6月21日13:35 102
5.2.3歐洲中部時間 6月21日16:28 103
5.3 受影響TSO與同步區域監視中心（SAM）之間的溝通 (Communication between affected TSO and Synchronous Area Monitor (SAM)) 103
5.3.1歐洲中部時間 6月21日12:27 103
5.3.2歐洲中部時間 6月21日12:29 103
5.3.3歐洲中部時間 6月21日12:38 103
5.3.4歐洲中部時間 6月21日12:50 104
5.3.5歐洲中部時間 6月21日13:01 104
5.3.6歐洲中部時間 6月21日13:18 104
5.3.7歐洲中部時間 6月21日13:26 104
5.4 ENTSO-E意識系統（EAS）(ENTSO-E Awareness System) 104
5.4.1 克羅埃西亞TSO(HOPS)： 105
5.4.2 波黑TSO（NOSBiH）： 105
5.4.3阿爾巴尼亞TSO(OST) 105
5.4.4黑山TSO(CGES) 105
5.5 結論(Conclusion ) 105
第六章 復電過程 (RESTORATION PROCESSES) 106
6.1 復電過程的前提條件及準備措施(Preconditions and preparatory actions for restoration Processes) 106
6.2 復電順序(Restoration sequences) 108
6.2.1 克羅埃西亞TSO(HOPS) 108
6.2.2 波黑TSO(NOSBiH) 111
6.2.3 黑山TSO（CGES） 113
6.2.4阿爾巴尼亞TSO(OST) 114
6.3 恢復發電措施(Generation recovery actions) 116
6.3.1 克羅埃西亞TSO(HOPS) 116
6.3.2 波黑TSO(NOSBiH) 116
6.3.3 黑山TSO(CGES ) 118
6.4 用戶復電措施 (Load recovery actions) 119
6.4.1 克羅埃西亞TSO(HOPS) 119
6.4.2 波黑TSO(NOSBiH) 120
6.4.3 黑山TSO(CGES) 120
6.4.4 阿爾巴尼亞TSO(OST) 121
6.5 復電完畢及重返市場 (End of restoration and return to market) 122
6.5.1 克羅埃西亞TSO(HOPS) 122
6.5.2 波黑TSO(NOSBiH) 122
6.5.3 黑山TSO(CGES) 122
6.5.4 阿爾巴尼亞TSO(OST) 122
6.6 經驗教訓 (Lessons learned) 123
第七章 根據 ICS 方法之事件分類(CLASSIFICATION ON THE INCIDENT BASED ON THE ICS METHODOLOGY ) 123
7.1 事件大小規模 (Scale of the incident) 124
7.2 區域協調中心(RCC) 調查門檻 (RCC Investigation Threshold) 125
7.3事件相關之所有事件的大小規模 (Scale of all events linked to the incident) 125
第八章 後續步驟 (NEXT STEPS) 127
附錄：名詞縮寫清單(LIST OF ABBREVIATIONS) 128
參考資料： 130
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第一章 管理摘要 (MANAGEMENT SUMMARY )
1.1 介紹
2024年6月21日星期五，東南歐（SEE: South-East Europe）發生了一起重大事件，導致歐洲大陸（CE: Continental Europe）電力系統發生重大停電事故。此事件導致大量發電機組與負載跳脫，影響了多個國家，包括阿爾巴尼亞（OST TSO）、波士尼亞及黑塞哥維那(簡稱波黑)（NOSBiH TSO）、蒙特內哥羅（CGES TSO）及克羅埃西亞 （HOPS TSO）。此事件之特徵是輸電電網中的一系列偶發事件，最終導致這四個國家（部分）全停電。
事件發生後，受影響的東南歐輸電調度中心（TSO: transmission System Operators）立即啟動了協調反應，來管理情勢並復電正常運轉。此管理摘要詳細概述了事件發生前的系統狀況、事件期間的事件順序(SOE: sequence of events)、復電過程、以及協調中心與TSO 之間的聯繫溝通。此摘要還包括根據事件分類量表（ICS: Incident Classification Scale）方法之事件分析，並概述了進一步調查及改進系統性能之後續步驟。
以下章節介紹了收集到的事實真相，提供此事件之全面瞭解及其對巴爾幹地區電力系統的影響。在本報告中，所有時間均為中歐夏令時間（CEST: Central European Summer Time），與世界標準時間(UTC) +02：00 。
1.2 事故前之系統及市場情況(System and Market Conditions before the Incident)
維護停電計劃(outage planning)係透過各TSO與區域協調中心（RCC: Regional Coordination Centres）之年度與每週會議協調，來協調檢修維護計劃。根據計劃，2024年6月21日，有多條線路停電檢修，包括一些220kV及400kV線路。在 東南歐(SEE)之引發停電事故附近，受影響的各TSO[註1]無通報發生非計劃性停電(跳脫)(unplanned outages)。
2024年6月，全球及歐洲經歷了創紀錄的高溫，東南歐地區出現了嚴重的熱浪。 許多地方的溫度超過40°C，導致電力需求增加及其他運轉挑戰。
在四個受影響的價格區中，有三個提供有組織的日前市場資訊(Organized day-ahead market)，其中重要的跨境市場交易根據明確分配的跨區域容量（CZC:cross-Zonal Capacity），CZC係指在不影響電力供應安全的情況下，可以在兩個不同價格區域或地區之間融通的最大電量。最高的電價是阿爾巴尼亞，為 176.32 歐元/仟度(MWh)。
負載模式(Load patterns)反映了季節性變化，以及因整個地區的旅遊業與類似天氣情況而增加用電。6月21日的每日用電負載曲線比工作日平均水準高出約 10%，總用電量顯著增加。
由於在受影響的TSO之間的所有邊界上應用了高度網狀電網及雙邊凈輸電容量 （NTC: Net Transfer Capacity）方法，計劃商業交易排程與實際電力潮流記錄之間發生顯著差異。
相關TSO執行的日前及日內安全分析(Day-ahead and intra-day security analyses)並未顯示任何可能導致可能違反運轉安全的重大偶發事件(contingency)。分析顯示，在關鍵期間沒有發生重大的嚴重停電事故，並且針對已確定的過載採取了補救措施(remedial actions)。
【註1 ：「受影響的TSO」係指指受第2級或第3級事件影響的四個TSO（CGES、克羅埃西亞/HOPS、NOSBiH 及 OST）。更多詳細資訊可以在本報告的第 7.1 章中找到。】
1.3 事件期間系統情況之演變
2024年6月21日之擾動，涉及多個變電所及電壓層級的多次停電事故，主要影響400 kV及220 kV電網。第一次跳脫發生在400kV線路 Ribarevine-Podgorica 二路上，時間為12：09：16。第二次跳脫發生在12：21：30 的 Zemblak-Kardia 400 kV線路上。這兩起事件均被證實是由於植被清除不足造成的。
這導致波士尼亞及黑塞哥維那、蒙特內哥羅、阿爾巴尼亞及克羅埃西亞的其他幾條輸電線路跳脫及電壓崩潰。此事件造成了大量負載及發電機組跳脫，在幾分鐘內跳脫了橫跨各個TSO之總發電量2,214 MW及重大負載。變壓器分接頭(transformer tap changers)回應了系統電壓下降，主要在波士尼亞及黑塞哥維那 （NOSBiH TSO）、蒙特內哥羅（CGES TSO）及克羅埃西亞（克羅埃西亞/HOPS TSO）控制區觀察到自動電壓調節，而阿爾巴尼亞（OST TSO）沒有自動電壓調節。
1.4 事發前的區域協調中心(RCC)分析
RCC在2024年6月21日事件發生前執行的各種任務的結果顯示，電網被認為是安全的，並且在受影響區域沒有發現重大問題。由東南電力網協調中心(SEleNe CC: Southeast Electricity Network Coordination Center )、安全協調中心(SCC : Security Coordination Centre)、及TSCNET區域協調中心執行的停電維護計劃協調（OPC: Outage Planning Coordination）任務顯示，相關電網元件沒有安全警告。由 SCC 主導的短期裕度評估（STA: Short-Term Adequacy）分析證實，可用發電容量(available production capacity)可以滿足預期用電負載量。TSCNET、SCC 及 SEleNe CC 執行的安全分析顯示，沒有重大的運轉安全風險，以及電網被視為N-1安全。同樣，其他RCC任務，如建立共同電網模型（CGM: Common Grid Model）、協調容量計算 （CCC: Coordinated Capacity Calculation） 以及防禦及復電計劃的一致性評估，並未指出在執行這些工作的地方及範圍存在任何不安全的運轉[容量計算（CC: Capacity Calculation）及區域電網模型(Regional Grid Model）]。
1.5 同步區域監視中心(SAM: Synchronous Area Monitor)及各TSO之間協調中心的溝通
溝通開始時，義大利輸電調度中心(TERNA TSO)通知蒙特內哥羅輸電調度中心（CGES TSO）摩尼塔(Monita)高壓直流（HVDC）海底電纜跳脫，然後 CGES、NOSBiH、克羅埃西亞/HOPS 及 OST 各TSO之間就事件細節及支援服務執行了交流。瑞士輸電調度中心(Swissgrid)在停電後的聯繫溝通中扮演了重要角色，與德國安普亮 (Amprion)輸電調度中心、斯洛維尼亞輸電調度中心(ELES) 及阿爾巴尼亞輸電調度中心(OST)協調提供協助以及收集有關情勢之最新資訊。各區域協調中心(RCC)在事件期間執行了有效的溝通。使用了歐盟意識系統（EAS: European Awareness System），詳細瞭事件期間每個受影響TSO的系統狀態變化，包括正常、警報、緊急、停電及復電狀態。
1.6 復電過程 (Restoration Process )
各受事件影響的TSO透過歐洲意識系統（EAS）及受影響的各個TSO之間的聯繫收到了有關阿爾巴尼亞、蒙特內哥羅、波士尼亞與黑塞哥維那、以及克羅埃西亞電壓崩潰及停電的資訊，在擾動發生後不久，立即制定了復電計劃。
互連系統用自上而下的復電過程，確保根據各TSO之間的協定在聯絡線(tie-lines)上之有效電力管理。
由於400 kV線路的停電及檢修維護，希臘輸電調度中心(克羅埃西亞/HOPS)開始將分離區域(Split area)區域從220 kV電壓層級復電，隨後執行了一系列重新連接並聯及變壓器啟用，來加壓關鍵變電所。
波士尼亞及黑塞哥維那輸電調度中心（NOSBiH TSO）與鄰近的TSO協調，開始從Ugljevik變電所復電，逐步重新併聯線路及變電所，以及解決其系統南部的高電壓問題。
蒙特內哥羅輸電調度中心（CGES TSO）專注於該國北部的復電，從關鍵線路及變壓器的重新併聯開始，以及與阿爾巴尼亞輸電調度中心(OST)系統重新同步並聯。
阿爾巴尼亞輸電調度中心(OST)透過加壓變電所並與鄰近電網同步並聯來復電電力，從希臘輸電調度中心(IPTO)系統開始，然後是科索沃(KOSTT TSO)及蒙特內哥羅輸電調度中心（CGES TSO）系統。
復電過程從12：33的第一個動作開始，所有TSO的負載復電過程在16:00時左右完成。
1.7 根據事件分類量表(ICS)方法之事件分類
事件分類量表(ICS: INCIDENT CLAssIFICATION SCALE)方法係根據歐盟（EC）No 714/2009規則[Regulation (EC) No 714/2009]及歐洲委員會（EU）2017/1485規則[Commission Regulation (EU) 2017/1485]之要求，旨在提供事件期間系統狀態的真實視圖。事件分類之準則按優先順序排序，最高優先順序的準則決定事件規模(incident scale)。專家小組(Expert Panel)調查被歸類為第2級或第3級的事件。2024年6月21日，阿爾巴尼亞、波士尼亞及黑塞哥維那及蒙特內哥羅達到第3級(全黑；準則短碼OB3)，而克羅埃西亞達到第2級(負載跳脫；準則短碼L2)。由於大量負載跳脫，此事件被歸類為第3級。達到區域協調中心(RCC)調查門檻是因為多個TSO進入緊急狀態，以及此事件被確認為至少為第2級事件。達到門檻後，RCC調查小組將根據RCC運轉後(Post-Operation)及擾動後(Post-Disturbances)分析與通報方法之第7條啟動RCC調查
1.8 下一步
根據ICS方法，2024年6月21日的事件被歸類為第3級事件，需要專家小組提供詳細報告。這將根據調查期間確認之可用及其他潛在的資料，提供對事件的事實說明及評估。RCC根據RCC運轉後及擾動後分析及通報方法第7條執行的分析將成為本報告的一部分。該小組將分析電壓崩潰、技術細節、根本肇因及關鍵因素等主要方面，以及在必要時提供建議。
專家組由來自受影響及未受影響的TSO、RCC、ICS方法代表、國家管制機構 （NRA: National Regulatory Authorities）及歐盟能源管制機構合作署(ACER: Agency for the Cooperation of Energy Regulators)的代表組成，於2024年7月開始調查。最終報告預計將於2025年初在ENTSO-E網站上公布。
第二章 事故前之系統及市場情況(SYSTEM AND MARKET CONDITIONS BEFORE THE INCIDENT)
本章說明了2024年6月21日12：09事件發生前四個受影響的輸電電力調度中心(TSO)的系統情況。它包括計劃排程及即時拓撲(系統結構)、白天期間的天氣情況、各自的市場環境、負載及發電模式以及事件發生前的趨勢，以及在初始停電之前執行之安全分析(security analysis)的結果。
2.1 拓撲資訊(Information on Topology)
2.1.1計劃性停電 (Planned Outages)
東南歐(SEE)停電維護計劃(outage planning)協調係透過在東南歐維護群組(South-East Europe Maintenance Group)內之各TSO與區域協調中心（RCC: Regional Coordination Centres）協作執行的。參與此群組的TSO為：CGES(蒙特內哥羅)、EMS(塞爾維亞)、ESO EAD(保加利亞)、HOPS(克羅埃西亞)、IPTO(希臘)、KOSTT(科索沃)、MAVIR(匈牙利)、MEPSO(北馬其頓)、NOSBiH(波士尼亞及黑塞哥維那)、OST(阿爾巴尼亞)、TEİAS(土耳其) 及 transelectrica(羅馬尼亞)。此群組每年至少召開一次會議（SEE MG年度會議），以協調各個輸電網元件之維護計劃。
每週停電檢修協調係由各RCC組成之定期每週運轉電話會議（WOPT: weekly operational teleconferences）期間執行的（在2024年，這項工作由東南電網協調中心 SELENE CC 執行）。根據第25週（2024-06-15 ~ 2024-06-21）東南地區相關元件停電工作的報告，此區域的預定拓撲(系統結構)如表1及圖1所示。
表 1：第25週東南歐(SEE)地區相關電網元件之停電工作明細表，電壓層級為 220 kV 和 400 kV（揭櫫 6 月 21 日的停電工作計畫）
圖1：第25週東南歐(SEE)地區相關電網元件之停電工作計畫，
6月21日，根據上述停電工作計劃，在受影響地區，以下業者輸電線被停用：
TE Sisak (克羅埃西亞克羅埃西亞/HOPS)-Prijedor 2 (波黑NOSBiH) 220 kV聯絡線(TIE)
Tuzla 4 (波黑NOSBiH)-Ugljevik (波黑NOSBiH) 400 kV架空線(OHL)
Koman (阿爾巴尼亞OST)-Kosovo B (科索沃KOSTT) 400 kV聯絡線(TIE)
Tirana 2 (阿爾巴尼亞OST)-Koman (阿爾巴尼亞OST) 400 kV架空線(OHL)
Kolacem (阿爾巴尼亞OST)-Tirana 2 (阿爾巴尼亞OST) 220 kV架空線(OHL)
除了上述長期計劃性停電外，在受影響區域內，也有一計劃停電：
Melina（克羅埃西亞/HOPS）-Velebit（克羅埃西亞/HOPS）400 kV架空線(OHL)
由於Višegrad 400kV變電所（波黑NOSBiH）有高電壓問題[註3]，因此在日前壅塞預測（DACF: Day-Ahead-Congestion-Forecast）個別電網模型（IGM: individual grid models）準備過程中宣告了另一次線路停用。這符合ENTSO-E制定並經所有TSO同意的正式電壓管理程序，據此，這是管理電氣節點(變電所)中電壓過高的可接受措施，此措施係與所考慮的TSO協調過：
Tuzla 4 (波黑NOSBiH) – Višegrad (波黑NOSBiH) 400 kV架空線(OHL)
雖然在DAC過程中宣佈該線路已停用解聯，但在日內壅塞預測（IDCF）過程中透過相關的個別電網模型（IGM）宣佈該線路已並用。
所有提到的停電都在受影響的TSO之IGM中完全實施，以及是用於日前及日內協調安全分析的共同電網模型(CGM: Common Grid Model )的一部分。
2.1.2 非計劃性停電事故 (Unplanned Outages)
除了每週及日前的公告外，受影響的TSO在日前壅塞預測(DACF)、個別電網模型(IGM)交付時間之後，在相對接近事件初始停電事故的時間範圍內（12：09：16）沒有通報有非計劃性停電事故。
2.1.3 在12：00 受影響區域拓撲 (Affected Area Topology at 12:00)
第2.1.1小節中所述之計劃性停電都已全部執行，但Tuzla 4 (波黑NOSBiH)-Ugljevik (波黑NOSBiH) 400 kV架空線(OHL)仍在運轉。
[註3：東南歐(SEE)地區通常季節性面臨系統高電壓。除了計劃中的電網強化有望永久解決該問題外，各TSO 還在應用停用線路(拓撲)措施，來降低高電壓現象之影響。]
圖2：在2024/6/21 12:00時，受影響TSO之拓樸(系統結構)
2.2 天氣情況 (Weather Conditions)
根據哥白尼氣候變化服務（CS3: Copernicus climate change service）[註4]，2024年6月的歐洲平均氣溫比1991-2020年6月的平均氣溫高出1.57°C，使該月成為歐洲有記錄以來並列第二熱的6月。
2024年6月，義大利南部、東南歐及土耳其的氣溫遠高於1991年至2020年的平均水準，反映了賽普勒斯、希臘及土耳其發生之熱浪。 許多地方的氣溫都超過40°C，雅典的6月是1860年的資料記錄中最熱的6月，而希臘是自2010以來最熱的6月。
[註4：C3S 是歐盟哥白尼地球觀測計劃提供的六項專題資訊服務之一（關於我們 |哥白尼）]
圖3：2024年6月克羅埃西亞(HR)薩格勒布(Zagreb)、波黑(BA)塞拉耶佛(Sarajevo )、蒙特內格羅(ME)波德戈里察(Podgorica) 及阿爾巴尼亞(AL)夫羅勒(Vlore)之每日最高(Max)及最低(Min)氣溫曲線
整個受影響的區域與東南歐(SEE)區域之情況相同。根據歐洲氣候評估及資料集（ECA & D: European Climate Assessment & Dataset），截至2024年6月21日，蒙特內格羅(ME)波德戈里察(Podgorica)、波黑(BA)塞拉耶佛(Sarajevo )及阿爾巴尼亞(AL)夫羅勒(Vlore)的最高氣溫在 35°C至40°C之間，而波德戈里察及夫羅勒的日平均氣溫高於30°C，克羅埃西亞(HR)薩格勒布(Zagreb)之日平均氣溫高於27°C（圖 3）。
波德戈里察過去8年的平均日氣溫圖（圖 4）清楚地展示，今年的6月21日（以及之前的幾天）是八年觀測期間（2017-2024 年）最熱的6月21日。
圖4：蒙特內格羅(ME)之波德戈里察(Podgorica)過去8年的平均日氣溫圖(°C)
同時，考慮到整個地區的高水平輻射，再加上非常平靜的空氣（亦即波德戈里察及夫羅勒的日平均風速1到2米/秒之間），觀察到的天氣情況，同時也是電力系統運轉重要幾個面向的影響因素(contributing factor)：
由於氣候化需求增加，用電需求也增加（包括額外的無效電力需求），
太陽能發電機組的發電量增加，但橫跨此地區的分佈仍然不均，
增加電力潮流，包括跨境電力融通;以及
高壓架空線路正在環境溫度升高下運轉。
2.3 市場資訊 (Market Information)
四個受影響的價格區（系統）中有3個提供日前市場資訊。除波士尼亞及黑塞哥維那(波黑)外，所有其他國家/地區的電力交易所都在運作，提供如下所述的現貨市場價格信號。
受影響TSO（價格區）之間的跨境市場交易係根據區域協調容量分配平臺(regional coordinated capacity allocation platform)-東南歐協調拍賣辦公室(SEE CAO: Coordinated Auction Office in South – East Europe )明確分配的跨區容量(CZC:cross-Zonal Capacity )。
事件發生期間，受影響地區的市場並未暫停(suspended)運作。
2.3.1 日前市場(DAM)價格 (DAM Prices)
此地區6月21日第13小時的日前現貨電價(spot electricity prices)如圖5所示。阿爾巴尼亞價格區最高，達到176.32 歐元/仟度(MWh)，其次是蒙特內格羅124.82 歐元/千度。此地區的北部及西部地區結算價約為100歐元/千度，而希臘的價格最低，為75歐元/千度。
圖5：2024/6/21 第13小時日前市場電價[歐元/千度(MWh)]
2.3.2跨境公司(CBC)日前(DA)價格 (DA CBC Prices)
根據東南歐協調拍賣辦公室(SEE CAO)平臺提供的資料，每日分配的跨區域容量價格水準反映了上述市場情況及價格差異。容量價值從蒙特內哥羅-阿爾巴尼亞方向的 1.33歐元/MW 到希臘-阿爾巴尼亞方向的 35 歐元/MW 不等。
表2：東南歐協調拍賣辦公室(SEE CAO)日前拍賣結果支跨淨容量價格(歐元/千度)
2.4 事故前之電力潮流 (Power Flows before the Incident)
比較受影響TSO的幾個邊界的電力潮流，可以注意到歷史模式之變化。根據 ENTSO-E 透明度平臺(transparency Platform)關於2022年、2023年及2024年之6月、7月及8月到事件發生之日電力潮流量資料的比較，很明顯，在一些邊境上，總實際電能融通已經顯著增加，甚至改變了歷史紀錄佔主導地位的流量方向。
圖6：希臘至阿爾巴尼亞(6月-8月)累積電力潮流量(融通電能)
圖7：阿爾巴尼亞至蒙特內格羅(6月-8月)累積電力潮流量(融通電能)
圖8：蒙特內格羅至波黑 (6月-8月)累積電力潮流量(融通電能)
在阿爾巴尼亞及希臘邊境，截至6月17日，從阿爾巴尼亞到希臘的最大日電力潮流量遠高於2024年同期2022年及2023年的水準，之後電力潮流反方向，也超過了2022年及2023年的值。
圖9：希臘-阿爾巴尼亞邊境每日之最大(max)及最小(min)電力潮流量
2.4.1 負載模式 (Load Patterns)
根據 ENTSO-E 透明度平台(transparency Platform)的資料，受影響TSO的負載模式反映了阿爾巴尼亞、蒙特內格羅(黑山)、波士尼亞及黑塞哥維那(波黑)以及克羅埃西亞電力系統的季節性變化。考慮到旅遊業在受影響系統整體經濟活動中的占比，以及在觀察期內整個地區非常相似的天氣情況，可以解釋四個受影響系統的總用電量之每日成長，合計在4%到6%之間。截至事故發生前，6月21日之日負載曲線遠高於工作日的平均水準（圖10），而即使在停電事件的情況下，每日總用電量也比同週星期一高7.8%，比上週同日（6月14日週五）高10.3%。
圖 10；四個受影響的TSO（OST、CGES、NOSBiH及克羅埃西亞/HOPS）第25工作週（2024年6月17日至6月21日）及2024年6月14日之每日總(聚合)負載曲線
受影響TSO的個別負載模式與聚合負載模式沒有顯著差異，因此所有四個系統中的負載成長趨勢都非常相似。
2.4.2 發電模式(Production Patterns)
受影響系統的發電結構在過去幾年中沒有發生重大變化（圖 11），因此在受影響區域內的關鍵時期沒有觀察到異常之發電模式。根據年初更新的 ENTSO-E透明平台(transparency Platform)資料[註6]，與2023年的水準相比，2024年所有四個系統的總裝置容量增加了558 MW。其中一半的成長（275 MW）與新裝置的太陽能發電相關，其次是陸上風力發電（156 MW）。
[註6：某些國家/地區的裝置容量資料可能會有所不同，端視於透明平台(transparency Platform) 在這方面的更新頻度。]
圖 11；在過去幾年期間四個受影響系統之發電結構
新裝置發電容量的地理分佈主要集中在克羅埃西亞（陸上風力及太陽能）及阿爾巴尼亞（全太陽能）。
然而，聚合發電曲線仍然對躉售電力市場價格信號非常敏感，在晚間尖峰時段達到最大值（圖 12 及圖 13）。
圖 12:受影響系統之發電結構-2024年6月20日~21日克羅埃西亞發電別(MW)曲線
圖 13: 受影響系統之發電結構-2024年6月20日~21日蒙特內格羅發電別(MW)曲線
跟受影響的系統一樣，一些鄰近的系統在2024年的太陽能及風力發電量也有所增加。在某些情況下，成長是顯著的，亦即從2023年到2024年，希臘的裝置容量增加到2,125 MW，其中1,600 MW太陽能。在其他國家，它相當溫和，例如塞爾維亞，新裝置容量總量為139 MW，其中36MW是太陽能。
因此，希臘的發電曲線追隨6月21日以及前幾天的天氣情況，在當地時間第12小時及第13小時達到最大值。
總體而言，受影響地區的電力潮流模式係通常由季節性用電需求增加及通常季節性水力發電不足，以及與強勁的太陽能發電相關之可預測但新建立季節性發電量增加所驅動的，尤其是在東南地區的南部。
圖 14: 鄰近系統之發電結構-2024年6月20日~21日希臘發電別(MW)曲線
2.4.3 跨境電力潮流(Cross-Border Flows)
在事件發生當天，與受影響地區的大部分時間一樣，排程商業交易及實際電力潮流之間存在顯著差異（在某些邊界高達 500 MW，如下所述）。這可以透過高度網狀的東南歐(SEE)電網來解釋，特別是在受影響的區域，以及受影響的TSO之間的跨境公司(CBC:cross Border Cooperation)計算仍舊根據雙邊商定的淨融通容量(NTC: Net Transfer Capacity )計算結果，以及係主要在各月級別執行。假設此實務也會影響作為協調容量計算主題之最近邊界
根據透明(transparency)平台的資料，從2024年初到事件發生之日，幾個受影響的TSO邊界的排程電力潮流量及實際電力潮流量之間的差異在近30%的時間內超過300MW。
容量計算係按照既定程序執行，詳見2021年1月8日的系統分離報告：
對於未歸屬於任何運轉容量計算區(CCR: capacity calculation regions)的邊界，各TSO已制定建立共同電網模型(CGM: Common Grid Model)來計算每月容量的程序。
淨融通容量(NTC)由各個TSO在各自邊界的東南歐(SEE)區共同電網模型(CGM)上計算，以及每個邊界的協調係根據各合作夥伴提出的最小值。
雙邊淨融通容量(NTC)計算將在未來月份執行。
東南歐(SEE)之基本案例交換及模型合併的協調係由該區域相關TSO之一（TSO協調員）執行。 TSO協調員(TSO coordinator)的角色根據商定年度方式，以每月為基礎輪流。
除了每月計算NTC之外，此地區的一些TSO還執行每週之計算[註7]，其中考慮了對系統情況的更精確估計。這是一個臨時解決方案，用於提高容量計算過程的品質，以及係將一直使用到每天執行協調容量計算為止。
［註7： 在 EMS-CGES、CGES-KOSTT 及 OST-CGES 邊界上執行 NTC 之雙邊每週計算］
2.4.4 排程商業交易 （Scheduled Commercial Exchanges）
如第2.3小節所述，受影響TSO之間以及受影響地區與此地區其他地區之間的商業交易凈值與市場信號密切相關。據報導，亞得里亞海沿岸之東西輸電路徑上存在重要的商業交易，因為與阿爾巴尼亞及蒙特內格羅（黑山）價格區相比，最東端及最西端價格區的日前市場價格（Day-ahead market prices）較低。
圖 1５: 2024年6月2１日第12小時排程商業交易(Scheduled commercial exchanges)
2.4.5 跨境實際電力潮流 (Cross-Border Physical Flows)
雖然商業交易跟隨市場信號，但實際電力潮流量卻大不相同，並且與發電及負載模式保持一致。
從希臘到阿爾巴尼亞的實際電力潮流量比商業交易量高518MW（758MW對240MW）。從黑山(蒙特內格羅)到阿爾巴尼亞的排程輸出量導致從阿爾巴尼亞到黑山(蒙特內格羅)的實際流量為241 MW。同樣，在波黑(波士尼亞及黑塞哥維那)-黑山邊境（從黑山到波黑的100 MW，而不是從波黑到黑山之排程的410 MW），以及在波黑-克羅埃西亞邊境（從克羅埃西亞到波黑的100 MW，而不是排程之從波黑到克羅埃西亞的364 MW），方向是相反的。最後，克羅埃西亞從斯洛維尼亞輸入比排程低 617 MW（實際電力潮流量為406 MW，而排程商業交易量為 1,023 MW）。
從本質上講，亞得里亞海沿岸的排程電力潮流量及實際電力潮流量之間的差異（主要是環流，因為白天沒有記錄到明顯的系統不平衡）存在於所有邊界上，約為500 MW。
圖 16: 2024年6月2１日第12小時跨境實際電力潮流(粗黑體字)以及相對應非排程環路電力潮流(有畫底線)
2.5 每日安全分析 (Daily Security Analysis)
日前及日內分析係受影響地區區域安全協調之核心。雖然中程安全分析也以協調的方式執行，但季節性展望考慮季節性特定細節（例如高溫或其他季節性附加風險 ……）不予以執行。
任何電力系統之運轉安全都取決於遵守運轉安全限制及N-1運轉標準的應用，該標準規定任何單一的偶發事件都不應危及系統。
所有受影響的TSO及相對應的區域協調中心(RCC)都根據系統運轉指南(SOGL: System Operation Guideline)第34條（歐盟委員會第2017/1485號規則）對受影響區域執行偶發事故分析(Contingency analyses)，該條款特別規定：
各個TSO應在其可觀察區域內執行偶發事故分析，來指認危及或可能危及其控制區域運轉安全的偶發事件，以及指認應付偶發事件可能需要之補救措施，包括減輕特殊偶發事件的影響。
各個TSO應確保透過偶發事故分析指認的可能違反其控制區域內運轉安全限制的行為不會危及其輸電系統或互連輸電系統之運轉安全。
各個TSO應根據運轉資料的預測及來自其可觀測區域的即時運轉資料執行偶發事故分析。在 N-情況下執行偶發事故分析的起點應是輸電系統的相關拓撲(系統結構)，其中應包括運轉計劃階段的計劃停電。
根據SCC區域安全協調中心(RSC: Regional Security Coordinators)及其服務使用者（受影響地區的 CGES、OST 及 NOSBiH TSO）之間簽訂的運轉服務提供協定，SCC RSC準備共同電網模型(CGM: Common Grid Model) 及安全分析結果，並將其交付給各TSO的專用安全檔案傳輸通訊協定(SFTP)伺服器。
本章中介紹的安全分析結果摘自SCC RSC的定期報告，以及屬於另一個容量計算區(CCR: capacity calculation regions)及系統運轉區(SOR: System Operation Region)之克羅埃西亞 TSO(克羅埃西亞/HOPS)的結果。
根據正常程序，各個TSO的監視清單中所有在基本情況下或在偶發事故區域之任何偶發事故之後載流超過90%的元件(線路)如下。
此處介紹的係所執行安全分析的主要結果，可供受影響的TSO使用。報告稍後將詳細介紹區域安全協調活動以及分析結果（第 5 章）。
2.5.1 日前壅塞預測(DACF)結果 (DACF Results)
在關鍵期間（第13小時），在任何受影響的TSO的定期日常安全分析中均未發現重大的嚴重 N-1安全違規行為。
黑山(Montenegrin)系統之偶發事故分析未識別出第13小時的安全違規行為。最近一次偶發事故是在上午早些時候（9：30），內部Lastva-Podgorica 400 kV架空輸電線跳脫，導致與阿爾巴尼亞 Podgorica 1-Koplik 220 kV聯絡輸電線（107%）及阿爾巴尼亞內部 Vau Dejes-Koplik 220 kV 架空輸電線（112%）過載。然而，在此之後，直到當天19：30才識別出導致載流量達到 90%及以上的偶發事件。對於白天識別出的所有偶發事件，都已準備了補救措施。
表3: 2024年6月2１日SCC區域安全協調中心黑山(CGES)TSO(Montenegro)之日前壅塞預測(DACF)安全分析結果篩選N-1偶發事故的時間戳及載流
在波士尼亞及黑塞哥維那(波黑)系統中，在所指小時有些被指認出過載，但都是指110 kV層級的元件(線路)。在220 kV 及400 kV電網中，除了Obrenovac的400/220 kV變壓器輕微過載 （102 %）外，在 NOSBiH 可觀測區域內，但沒有內部 NOSBiH 元件，因此在停電後沒有發現高於90%的載流。已經為110kV電網中仍舊過載的準備了補救措施。
表4: 2024年6月2１日SCC區域安全協調中心波黑(NOSBiH)TSO(Bosnia and Herzegovina)之日前壅塞預測(DACF)安全分析結果篩選N-1偶發事故的時間戳及載流
在阿爾巴尼亞系統中，在所指小時有些被指認出過載，但同樣其中大多數都是指110 kV層級的元件。在 220 kV及400 kV電網中在停電後，唯一被指認的載流高於90% 係指 Tirana 2 變電所中的 220/110 kV 變壓器。這種過載，以及在Zemlak-Kardia 400 kV聯絡線停電的情況下被識別出的 Mourtos（希臘）-Bistrica（阿爾巴尼亞）150 kV互聯線的過載（133%）沒有連鎖傳播潛力，只影響當地用電負載。所有已指認的超載都已準備了補救措施。
值得注意的是，所有受影響的TSO之大部分內部 400 kV線路都是相鄰 TSO 偶發事故清單的一部分（例如，黑山內部 Ribarevine-Podgorica 2 400 kV架空線是 CGES、OST、EMS、NOSBiH 及 MEPSO TSO偶發事故清單的一部分）。
表5: 2024年6月2１日SCC區域安全協調中心阿爾巴尼亞(OST)TSO(Albania)之日前壅塞預測(DACF)安全分析結果篩選N-1偶發事故的時間戳及載流
在克羅埃西亞電力系統中，在 220 kV及400 kV電網中未發現高於 90% 的載流，同時已為 110 kV 電網中其餘的輕微過載準備了補救措施。
一般來說，可以得出結論，日前的安全分析過程並不意味著受影響區域的系統狀態比平時更嚴重。特別是，DACF 分析顯示，Ribarevine-Podgorica 2 400 kV架空線跳脫並沒有在黑山及阿爾巴尼亞造成任何關鍵的分支線載流過載。因此，在兩個相關系統中的任何一個中，跳脫事故均未被指認為嚴重事故。
2.5.2 日內壅塞預測(IDCF)安全分析結果(IDCF Security Analysis Results)
在日前壅塞預測( DACF)過程之後，每個被考慮的TSO都參與日內壅塞預測(IDCF)分析過程，接收根據日內電網模型(intra-day grid models)的安全分析。6月21日，在電力潮流及日內壅塞預測(IDCF) 安全分析結果沒有發生重大變化。透過比較 DACF 及 IDCF 分析的最終-CB-CO 清單來檢查結果的相似性(similarity)。
2.5.3 安全分析準確性 (Security Analysis accuracy)
所有執行之區域安全分析的準確性都得到了個別執行 TSO安全分析的結果，以及已實現的即時電力潮流與計算的基本案例(base-case)電力潮流之比較的支持。6月21日9：30的選定示例確實證實了 DACF 共用電網模型(Common Grid Mode)的品質（圖 17），因為差異相當在運轉可接受的範圍內。
圖17: 2024年6月21日9:30基本案例(base-case)日前壅塞預測計算值(DACF)（橘紅色）與實際電力潮流（綠色）之比較 [kW]
圖18: 2024年6月21日9:30基本案例(base-case)日前壅塞預測計算值(DACF)（橘紅色）與實際電力潮流（綠色）之差異 [%]
2.5.4 即時安全分析結果 (Real-Time Security Analysis Results)
僅在受影響TSO之110 kV電網中。只在12：20之後觀察到一些收斂問題。
這裡應該注意的是，受影響SO 的個別可觀測性區域並未涵蓋事件的所有關鍵元件。特別是，波黑TSO(NOSBiH)可觀測性區域在黑山(CGES)-阿爾巴尼亞(OST)TSO邊界端，而 CGES TSO可觀測性區域在 OST-希臘(IPTO)TSO之Zemblak-Kardia 400 kV互聯線端，僅建立電力潮流注入電網等效模型。因此，在這兩種情況下， Zemblak-Kardia 400 kV互聯線都不是偶發事故分析的一部分。黑山TSO(CGES) 內部的Ribarevine-Podgorica 2 400 kV架空線位於阿爾巴尼亞TSO(OST)的可觀測範圍內。但是，在OST的即時安全分析中，此停電事故並未指示為嚴重事件。
2.5.5 DACF/IDCF/RT 的補救措施協調 (Remedial Actions Coordination for DACF/IDCF/RT)
在初始停電事故之前，沒有實施任何特定的拓撲措施作為預防措施來應付本章中描述的特定情況。
SCC區域安全協調中心服務使用者轄區的TSO確實有一個既定程序，用於在假使發現嚴重停電事故時執行特殊每日運轉規劃電話會議（DOPT: daily operational planning teleconferences）。在6月21日直到事件發生期間， DOPT的組織之條件都還沒達到。
第三章 事件期間系統情況之演變 (EVOLUTION OF SYSTEM CONDITIONS DURING THE EVENT)
3.1 事件之事實順序 (Factual Sequence of Events)
本節介紹了2024年6月21日發生的擾動之事實演變。
表6：（重大）事件事實順序(Factual sequence of events;)； * 表示克羅埃西亞TSO(克羅埃西亞/HOPS)110 kV電網線路跳脫導致220 kV電壓下降；[縮寫]：OHL/架空線、OHL-TIE/架空聯絡線、DCC-TIE/直流聯絡線、UV/低電壓電驛、OC/過流電驛、DIFF/差動保護電驛、DIST/測距保護電驛電驛、MAN/手動斷斷
停電順序(Blackout sequence)影片之草稿版本(link1 +link2)代表在12：08至12：26期間在股份有限公司(JSC)電能管理系統(EMS)之SCADA/EMS 銀幕上記錄的事件順序。記錄時間可以在銀幕頂部看到。
圖19中此地區之地理地圖可視化了事件順序(sequence of events)。顏色表示跳脫啟斷之時間。此數字顯示了停電事故的確切順序，並連接到表6之停電事故ID。在系統擾動之前的計劃性停電啟斷以灰色楬櫫顯示，並用大寫字母M（維護）表示。Višegrad–Tuzla 4 架空線的啟斷標記為 O（其他），因為此架空線因日前晚上波黑TSO(NOSBiH)系統電壓過高而停用啟斷。
圖 19：在地圖上以不同顏色表示線路跳脫(停電事故)情況，各顏色與各自的跳脫時間有關；灰色表示線路在事件發生前因維護(M)或其他(O)原因已經啟斷停用。
圖20 顯示了trebinje變電所（波黑TSO-NOSBiH）與Tumbri變電所（克羅埃西亞TSO-克羅埃西亞/HOPS） 中之事件順序與電壓軌跡。
圖 20：根據波黑TSO(NOSBiH) trebinje變電所PMU電壓資料（紫色）及克羅埃西亞 TSO (克羅埃西亞/HOPS)Tumbri變電所電壓繪製的事件順序圖表；水平方條的長度代表停電事故之持續時間；雙色方條代表聯絡線（Fierze–Prizren 220 kV架空線，方條之斷開分離代表復電期間操作）
3.2 發電及負載(Generation and Load)
本節詳細說明了事件期間之發電與負載跳脫(喪失)量。停電前，受影響地區的有效電力調度估計為220萬瓩(2.2 GW)。圖21 按時間順序顯示了發電跳脫量。
圖 21：按時間順序之發電跳脫量
圖22 顯示了受影響TSO的發電跳脫量。
圖 22：不同受影響TSO之跳脫發電量；包括受影響區域內部及外部的樣例電壓(exemplary voltage)。
在短暫的時間間隔內發生三次事故之後，亦即於12：09：16 Ribarevine-Podgorica 2 400 kV架空線、 12：21：33 Zembla-Kardia 400 kV架空線、及12：21：43 Fierze-Prizren線分別跳脫後，系統電壓快速下降，導致受影響區域的發電量大幅跳脫下降。在12：21：52，阿爾巴尼亞TSO(OST)的發電跳脫量為109 MW，在12：21：54 波黑TSO(NOSBiH)記錄到的發電跳脫為 167 MW，而 克羅埃西亞TSO(HOPS)記錄到的發電跳脫量為97 MW，黑山TSO(CGES)通報的發電跳脫量為 113 MW。
12：24的電壓降導致受影響區域的負載大幅跳脫。隨後，在 12：24：21，嚴重的電壓降將系統電壓降到零，導致受影響區域的發電跳脫量高達2,214 MW。
圖 23：不同受影響TSO之負載跳脫量；包括受影響區域內部及外部的樣例電壓(exemplary voltage)。
3.2.1 跳脫發電機組之清單(List of Generation Units Disconnected)
表7顯示了在事件期間跳機之裝置容量>25 MW發電機組清單。
表7：裝置容量大於25MW跳脫之發電機組清單
3.2.2 負載跳脫 (Loss of Load)
波黑(波士尼亞與赫塞哥維納)TSO(NOSBiH)系統在12：24遭遇到大約136.5萬瓩(1,365MW)的負載跳脫。在12：24：21，克羅埃西亞TSO(HOPS)通報了大約70萬瓩(700 MW)之負載跳脫。在12：25，黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)觀察到大約33.8萬瓩(338 MW)的負載跳脫，而阿爾巴尼亞TSO(OST)在 12：24：24 記錄到大約110.2萬瓩(1,102 MW)的負載跳脫。資料顯示，所有受影響的TSO在不到一分鐘的時間內都遭遇到負載跳脫。總跳脫負載約為350萬瓩(3.5 GW)。
3.2.3 停電的其他後果(Other Consequences of the Blackout)
受停電影響的TSO沒有通報因此事件而造成的任何人身傷害或財產損壞。沒有一個TSO對停電的執行經濟損失之經濟估計。
3.2.4 卸載 (Load Shedding )
事件期間沒有低頻或低壓卸載（LFDD，LVDD）。此外，沒有使用人工手動卸載。
3.3 在事故期間變壓器之功能(Functioning of the Transformers during the Incident)
在本章中，分析了變壓器在事故期間之功能，為此，列出了與每個控制區域使用的電壓層級以及連接這些層級之變壓器相關的一些最重要的資訊。
黑山TSO(CGES)控制的輸電系統包括了400 kV、220 kV及110 kV電壓層級，而35 kV及以下電壓層級由配電系統調度中心(distribution system operator)負責。所有連接輸電電壓層級（400/220 kV、400/110 kV 及 220/110 kV）的變壓器都是手動調節電壓的，而連接輸配電電網（110/x kV）的變壓器大部分是自動調節的，因此較低的電壓層級電壓係自動調節的。
克羅埃西亞TSO(HOPS)控制下的輸電電網包括400 kV、220 kV及110 kV電壓層級，而35 kV及以下電壓層級由配電調度中心負責。超高壓變壓器400/220kV是手動調節電壓的，變壓器400/110 kV是自動電壓調節的，從而自動調節較低的電壓層級。220/110 kV變壓器在一些變電所係手動電壓調節，而在另一些變電所則自動電壓調節（較低的電壓層級被調節），係取決於電網中特定位置的需要。連接輸電及配電電網（110/x kV）的變壓器係自動調節電壓的，從而較低電壓層級側被調節。
波黑TSO(NOSBiH)控制的輸電電網包括400 kV、220 kV及110 kV電壓層級，而35 kV及以下電壓層級則由配電調度中心負責。400/220 kV及400/110 kV變壓器是手動調節電壓的。220/110 kV 變壓器在所有變電所中均採用手動調節電壓，但Mostar 4變電所除外，該變電所採用自動調節方式，從而較低的電壓層級被調節。連接輸電及配電電網（110/x kV）的變壓器係自動調節電壓的，從而較低的電壓層級電壓被調節。
阿爾巴尼亞TSO(OST)控制下的輸電電網包括400 kV、220 kV、150 kV及110 kV電壓層級，而35 kV及以下電壓層級由配電調度中心負責。所有連接輸電電壓層級（400/220 kV、400/110 kV、220/110 kV及150/110 kV）的變壓器及連接輸配電電網（220/x kV 及 110/x kV）的變壓器均採用手動調節電壓。
總之，自動電壓調節的反應只能在以下變壓器中被期望：
黑山TSO(CGES)控制區域：變壓器大部分110/x kV;
克羅埃西亞TSO(HOPS)控制區域：所有400/110 kV變壓器、部分220/110 kV變壓器以及連接輸配電電網之所有變壓器;
波黑TSO(NOSBiH)控制區域： Mostar 4變電所中的220/110 kV變壓器及所有110/x kV變壓器;及
阿爾巴尼亞TSO(OST)控制區域：沒有變壓器自動調節電壓。
在下文中，將說明變壓器的反應與事件順序(SOE)中的某些事件相關聯，如第3.1章所列。然而，考慮到一些對系統有影響之其他事件可能同時發生，這不屬於本文分析的資料範圍，因此並非所有相關性都能得到完全確定的確認。
在初始事件之前，系統是穩態狀態，變壓器分接頭(tap changers)的位置很少變化的，可以認為是正常的每日運轉。
3.3.1 停電事故一： 12：09：16： Ribarevine- Podgorica 2 400 kV超高壓線跳脫 (Outage 1: 12:09:16: 400 kV Ribarevine – Podgorica 2)
這次停電事故的後果是黑山TSO(CGES)控制區南部的電壓水準下降，在400 kV電網中下降了10 kV（Podgorica 2變電所：404 kV→394 kV），在220 kV電網中高達6 kV： 227 kV → 221 kV），在110 kV電網中高達 3 kV。這導致一些變壓器110/x kV分接頭的位置發生變化（此時此刻，總是切換到更高的位置，這意味著對於高壓側的降低電壓，會嘗試在低壓側保持相同的電壓），並且情況穩定在新的靜止狀態。
在克羅埃西亞TSO(HOPS)控制區，只有Dubrovnik市週圍電網的南端才能感受到這次停電的後果，該市與波黑TSO(NOSBiH)控制區南部之電力連接比與克羅埃西亞TSO(HOPS)控制區其他部分的連接更強。Plat變電所的 220/110 kV變壓器分接頭將其位置更改了2或3 段。在同一變電所中，110/35 kV變壓器分接頭的位置改變了1段，這些是與此次停電事故相關的唯一變化。
在波黑TSO(NOSBiH)控制區， Mostar 4變電所的220/110 kV變壓器分接頭移動1段可反應約2 kV的電壓變化。波黑TSO(NOSBiH)控制區南部110/x kV變電所之變壓器分接頭透過將其位置改變1段來反應及/或根本不反應。
在阿爾巴尼亞TSO(OST)控制區，電壓降相對較大，在400 kV電網中高達7 kV，在220 kV電網中高達5 kV，在110 kV電網中高達3 kV，但由於沒有變壓器可以自動電壓調節，而且運轉人員也沒有手動更換任何分接頭，任何變壓器分接頭的位置都沒有變動。
3.3.2 停電事故二： 12：21：33 Zemblak-Kardia 400 kV超高壓線跳脫 (Outage 2: 12:21:33 400 kV Zemblak – Kardia)
這次停電事故的後果是黑山TSO(CGES)控制區南部的電壓水準下降，在400 kV電網（Podgorica 2變電所：388 kV→373 kV）中高達15 kV，在220 kV電網中高達11kV（Podgorica 1變電所：221 kV→ 210 kV），在110 kV電網中高達6 kV。在應用自動電壓調節的110/x kV 變電所中，變壓器分接頭透過改變分接頭位置來做出反應，但不能超過一段(one step)。
在克羅埃西亞TSO(克羅埃西亞/HOPS)控制區，這次停電事故的後果是Dalmatia變電所的電壓水準下降到400 kV電網中下降了8 kV，220 kV電網中的電壓水準下降了5 kV，110 kV電網中的電壓水準下降了2 kV。克羅埃西亞大陸部分的電壓降非常小。在自動電壓調節中，沒有一個變壓器對這些電壓變化做出反應。
在波黑TSO(NOSBiH)控制區，黑山TSO(CGES)控制區附近的400 kV電網的電壓降高達12 kV (trebinje超高壓變電所：396 kV → 384 kV），在220 kV電網中高達4 kV（trebinje變電所：227 kV → 223 kV），在110 kV電網中高達3 kV。Mostar 4 變電所的變壓器分接頭沒有反應。在採用自動電壓調節的110/x kV變電所中，變壓器分接頭大多沒有反應。
在阿爾巴尼亞TSO(OST)控制區域，停電事故後幾秒鐘的電壓降在400 kV電網高達23 kV（Zemblak超高壓變電所：414 kV → 391 kV），在220 kV電網中高達12 kV，在110 kV電網中高達7 kV。因為其中一台變壓器處於自動電壓調節狀態，而且運轉人員沒有手動更換任何分接頭，所以任何變壓器分接頭的位置都沒有改變。
3.3.3 停電事故三、四、五 及 六： 12：21：43 Fierze-Prizren 220 kV線、12：21：45 Podgorica 1-Mojkovac 220 kV線、12：21：51 MONITA 電纜線及 12：22：02 Sarajevo 20-Piva 220 kV線跳脫
由於這四次停電事故發生在短時間內，並且考慮到變壓器分接頭位置的變化速度，因此將變壓器反應分析為對所有事件之同時反應。此外，根據來自PMU的高解析度資料，得知前兩次跳脫事故導致電壓下降，而 MONITA電纜線跳脫則短暫增加了本地電壓。
黑山TSO(CGES)控制區域，所有電壓層級的電壓進一步下降，在MONITA電纜線跳脫後電壓有局部短期復電，到下一次事故時，在400 kV電網的電壓略微下降到310 kV左右，在220 kV電網下降到180 kV左右，在110 kV電網下降到85-90 kV左右。在幾乎所有採用自動電壓調節的110/x kV 變電所，變壓器分接頭透過改變分接頭位置來做出反應。
在達爾馬提亞(Dalmatia)的克羅埃西亞TSO(HOPS) 控制區，系統電壓下降; 此外，在 MONITA 電纜跳脫後，本地電壓短期復電，到下一次跳脫事故時，400 kV電網（Velebit變電所：270 kV）的電壓下降， 220 kV電網的電壓降到150 kV左右、在110 kV電網下降到 80-90 kV 的水準。克羅埃西亞大陸部分也發生了電壓下降，因此 400/110 kV Ernestinovo 變電所的電壓降至 368 kV， 220/110 kV Međurić變電所 的電壓降至198 kV。在所有使用自動電壓調節的變電所，變壓器分接頭透過改變分接頭位置做出反應，經常到達最後一段。
在波黑TSO(NOSBiH)控制區，所有電壓層級也發生了進一步的電壓下降，其值略高於黑山TSO(CGES) 及 克羅埃西亞TSO(HOPS)控制區的南部地區。在採用自動電壓調節功能的 110/x kV 變電所中，變壓器分接頭透過改變幾段分接頭位置來做出反應。
在阿爾巴尼亞TSO(OST)控制區，發生了一個有趣的情況，亦即在停電事故三及四後之電壓下降後，聯絡義大利與黑山電力系統之MONITA高壓直流海底電纜跳脫（停電事故五）將本地電壓復電到比停電事故三前更高的水準。然而，到下一次跳脫事故時，400kV系統電壓下降到340 kV左右，220 kV系統的電壓下降到175-190 kV，110 kV系統的電壓下降到85-95 kV。因為變壓器都沒有自動電壓調節設備，而且運轉人員也沒有手動更換任何分接頭，所以任何變壓器分接頭的位置都沒有改變。
3.3.4 停電事故七、八、九： 12：24：22 Brinje-Pa đene220 kV線， Ugljevik-Tuzla 4 400 kV超高壓線及 Prijedor 2-Jajce 2 220 kV線跳脫
在所有控制區域沒有電壓之前的3~4秒內，系統電壓突然下降。。在使用自動電壓調節的變電所，事先變壓器分接頭沒有自動反應調到最後一段，係由於時間太短，所有變電所都沒發生這種情況。
3.3.5 停電事故後 (Post-Blackout)
在使用自動電壓調節的變電所，如果變電所仍處於低電壓下，以及位於發生停電事故的區域附近（黑山 CGES TSO) 控制區的北部及克羅埃西亞/HOPS TSO控制區的大部分），變壓器分接頭都會自動做出反應，因而使其再次處於新的靜止狀態，確保系統電壓在正常範圍內。
3.4 電氣量之演變(Evolution of Electrical Quantities)
本章顯示了事件發生前不久及事件期間相關電氣量之演變。此處的繪圖僅限於 220 kV及 400 kV系統。
3.4.1 有效及無效電力潮流 (Active and Reactive Power Flows)
本節介紹400 kV及220 kV系統相關聯絡線(tie lines)的有效及無效電力潮流。圖 24 顯示了事故識別碼ID1及ID2停電事故之線路的線路載流(line loadings)，這些線路觸發了後續線路及資產的連鎖跳脫。每條線之載流是相對於它們最大熱容量計算出的。從廣義上講，交流電力系統中的視在電力(apparent power)是電源提供的總功率(電力)，它結合了實際可用功率（稱為有效電力）及來回流動且不能直接使用的額外功率（無效電力）。
圖 24：停電事故識別碼ID1及ID2 400kV超高壓輸電線的線路載流（視在電力）變化，此兩線路跳脫觸發了系統連鎖跳脫事故
3.4.1.1 黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)
圖25及圖26顯示了黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)控制區域內線路相對於其熱容量限制之線路載流(line loadings)。
圖 25：黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)系統線路載流（有效電力）之變化
圖 26：黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)系統線路載流（無效電力）之變化
3.4.1.2 克羅埃西亞TSO (HOPS)
圖27及圖28顯示了克羅埃西亞TSO (HOPS)控制區域內線路相對於其熱容量限制之線路載流(line loadings)。
圖27：克羅埃西亞TSO (HOPS)系統線路載流（有效電力）之變化
圖28：克羅埃西亞TSO (HOPS)系統線路載流（無效電力）之變化
在克羅埃西亞TSO(HOPS) SCADA 概述的記錄影片中可以看到系統情況之詳細演變。該影片顯示了 克羅埃西亞TSO(HOPS)控制區域中之有效電力潮流及重要的電壓測量，以及相鄰系統部分的有效電力潮流。第二個影片顯示了擾動期間 克羅埃西亞/HOPS SCADA 概覽的無效電力潮流(reactive power flows)。
3.4.1.3 MONITA 高壓直流輸電(MONITA HVDC)
雖然MONITA HVDC聯絡線因Kotor端的低電壓保護系統動作而跳脫，但換流器設施內的電抗器「F4」保持與系統連接，直到連鎖跳脫事故結束。電抗器「F4」消耗了大約72 Mvar無效電力，隨著電壓的持續下降，此無效電力值也下降。
從圖25中可以看出，電抗器「F4」是外部無效電力補償裝置的一部分，其功能是根據HVDC需要調節無效電力，將與電網的無效交換限制在 ± 50 MVAr。
由於該聯絡線係LCC【註8】電網換相變流器HVDC技術，因此不可能透過調節無效電力來提供無效電力支援。
【註8 ：電網換向變流器(LCC: Line-Commutated Converter) 高壓直流(HVDC)系統由於整流器及變流器側的無效電力需求都很高，因此無法有效調整無效電力。這是由於閘流體(thyristors)延遲觸發造成的，導致電流與電壓波形之間存在滯後，從而導致無效電力消耗較高。 LCC HVDC 系統需要外部無效電力補償裝置（例如電容器及電抗器）來管理其無效電力需求。這種對外部設備的依賴，限制了它們獨立調節無效電力的能力。】
圖29：義大利TSO (Terna)與黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)之間邊界400kV高壓直流(HVDC)海底電纜互聯線系統簡化單線圖
3.4.1.4 波士尼亞及黑塞哥維那（波黑）TSO(NOSBiH)
圖30及圖31顯示了波士尼亞及黑塞哥維那（波黑）TSO(NOSBiH)控制區域內線路相對於其熱容量限制之線路載流(line loadings)。
圖30：波士尼亞及黑塞哥維那（波黑）TSO(NOSBiH)系統線路載流（有效電力）之變化;塞拉耶佛 (Sarajevo)係指塞拉耶佛 20(Sarajevo 20)
圖31：波士尼亞及黑塞哥維那（波黑）TSO(NOSBiH)系統線路載流（無效電力）之變化;塞拉耶佛 (Sarajevo)係指塞拉耶佛 20(Sarajevo 20)
3.4.1.5 阿爾巴尼亞TSO（OST）
圖32及圖33顯示了阿爾巴尼亞TSO（OST）控制區域內線路相對於其熱容量限制之線路載流(line loadings)。
圖32：阿爾巴尼亞TSO（OST）系統線路載流（有效電力）之變化。Fierze – Prizren線路之值（220 kV係估計，由於過流電驛的啟動時間，短於SCADA掃描間隔4 秒）
Zemblak-Kardia 400 kV超高壓線，因測距保護電驛動作跳脫，導致Fierze-Prizren 2 220 kV架空聯絡線過載，由於過流保護電驛動作而跳脫。這些跳脫事故引致系統電壓下降，又造成Tirana 2-Podgorica 2 400 kV架空聯絡線、及Koplik-Podgorica 1 220 kV架空聯絡線跳脫。阿爾巴尼亞TSO（OST）系統的一部分仍然透過Bistrice-Mourtos 150 kV聯絡線連接到鄰近系統。
圖33：阿爾巴尼亞TSO（OST）系統線路載流（無效電力）之變化。
3.4.2 電壓 (Voltages)
本節介紹了事故發生前不久及事故期間不同受影響區域之電壓變化。
3.4.2.1 黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)
圖34及圖35顯示了黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)控制區域內選定的400 kV及220 kV變電所之電壓測量值。Podgorica 2-Ribarevine（ID 1）架空線之初始跳脫並未導致 黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)控制區域的電壓急劇下降。儘管電壓下降了14 kV，但電壓保持在正常範圍內。在電壓崩潰後，部分黑山TSO(CGES)系統仍然與鄰近系統相連，即使在擾動之後，也可以透過Ribarevine變電所中存在的電壓來觀察。
圖34：黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)系統400kV及220kV電壓層級之變化。
圖35：黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)系統400kV及220kV電壓層級之變化。12:25:00 處的電壓突波顯示了TSO的復閉嘗試（放大）
3.4.2.2 克羅埃西亞TSO（克羅埃西亞/HOPS）
圖36及圖37顯示了克羅埃西亞TSO（HOPS）控制區域之電壓軌跡。
圖36：克羅埃西亞TSO（HOPS）系統400kV及220kV電壓層級之變化。
圖37：克羅埃西亞TSO（HOPS）系統400kV及220kV電壓層級之變化（放大）。
3.4.2.3 波黑（波士尼亞及黑塞哥維那）TSO(NOSBiH)
圖38及圖39顯示了波黑（波士尼亞及黑塞哥維那）TSO 控制區域中之電壓軌跡。
圖38：波黑（波士尼亞及黑塞哥維那）TSO(NOSBiH)系統400kV及220kV電壓層級之變化。(在12:22 左右下降到 0 kV（橙色虛線）是由於資料錯誤造成的，而不是真實的。)
圖39：波黑（波士尼亞及黑塞哥維那）TSO(NOSBiH)系統400kV及220kV電壓層級之變化(放大)。(在12:22 左右下降到0 kV（橙色虛線）是由於資料錯誤造成的，而不是真實的。)
3.4.2.4 阿爾巴尼亞TSO（OST）
圖40及圖41顯示了阿爾巴尼亞TSO（OST）控制區域中之電壓軌跡。
圖40：阿爾巴尼亞TSO（OST）系統400kV及220kV電壓層級之變化
圖41：阿爾巴尼亞TSO（OST）系統400kV及220kV電壓層級之變化(放大)
3.4.3 電壓角(Voltage Angles)
圖42及圖43顯示了一些具有不同時間縮放的選定節點之電壓角。出於繪圖目的，電壓角被展開（不在–180°及+180°之間切換），以及與瑞士（Soazza）相對的遠距離電壓角。因此，更容易識別某些節點彼此之間的相對移動。可以看出，在「塞拉耶佛 20(Sarajevo 20)」變電所，電壓角在 12：24 左右發生變化，最大約為50°。在整個中歐(CE)地區電壓角變化被觀察到，甚至在葡萄牙也是如此。
圖42：相對於瑞士Soazza 之展開電壓角
圖43：相對於瑞士Soazza 之展開電壓角(放大)
3.4.4 頻率(Frequency)
圖44到圖45顯示了一些具有不同時間縮放的選定節點之系統頻率軌跡。雖然可以看出頻率受到電網事件之影響（例如，12：24 左右），但此事件不是由頻率穩定度問題觸發的，也沒有導致任何事件。受影響區域內外的頻率始終保持在非臨界範圍內並且是同步的。
圖44：頻率曲線
圖45：頻率曲線(放大)
圖46：頻率曲線(跳升頻率放大)
3.5 保護系統之性能 (Performance of the Protection System)
在大型互連電力系統中，就像在任何電氣系統中一樣，保護系統之設計、設定及維護要實現的基本目標是：避免對人員造成危險，限制對電力系統的設備元件之損壞。當發生故障時，最大限度地減少任何電網情況下電力供應中斷的後果，並減輕輸電電網暫態不穩定之風險。
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在分析的情況下，重建保護設備動作以及檢查其與預期校準及設備設定的關係至關重要。應分析和調查諸如2024年6月21日停電等事件，來了解原因、及事件，並最終決定改善措施（如果有），以避免將來再次發生此類事件。
在本節中，將使用可用資料來分析保護系統之動作（跳脫）：主要是SCADA事件清單及擾動故障記錄(DFR)。
表8中列出了將要被分析之事件。在此表及以下章節中之停電事故識別碼(ID)與表6中的停電事故識別碼(ID)一致。
表8：在事故順序(SOE)中保護電驛系統之績效性能
3.5.1 事故識別碼 ID 1： Ribarevine （黑山/CGES）- Podgorica 2 （黑山/CGES） 400 kV超高壓架空線
歐洲中部夏令時間(CEST)12：09：16.213 Ribarevine（黑山/CGES TSO）- Podgorica 2（黑山/CGES）400 kV超高壓架空線跳脫。架空線差動保護功能動作跳脫;原因係由於架空線下的植被碰觸，在相L3發生了線對地接地故障。
架空線之保護電驛系統根據其設定動作，線路差動保護電驛的第一段(Stage1)（設定 480 A）動作沒有延時（0 ms）。由於這是永久性故障，因此在自動復閉失敗後，有一個明確的三相跳脫，以及超高壓架空線繼續啟斷停用。
3.5.2 事故識別碼 ID 2： Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）-Kardia（希臘/IPTO）400 kV超高壓架空線
在12：21：33：200，Zemblak（阿爾巴尼亞/OST TSO）-Kardia（希臘/IPTO）400 kV 超高壓架空聯絡線跳脫。測距保護電驛功能首先從Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）側 L2 相及 IN1 > Kardia（希臘/IPTO）側主保護1(Main 1)的接地故障過流保護功能所有三相動作跳脫架空線路，然後在 Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）變電所，L2 相自動復閉不成功，確定三相跳脫清除故障。保護電驛跳脫的原因是線下植被的距離過近(導線重載下垂)碰觸，這導致Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）變電所附近的在線路的19.2%處L2 相發生故障。事件發生時，在Kardia P940（Zemblak）拱位(bay)的斷路器第1-相(CB 1-pole)自動復閉停用中。因此，所有跳脫都是3相(極)的。參數設定為： Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）：Z1功能-R1 = 7.66 Ω X1 = 23.86 Ω 0 ms延時;Kardia（希臘/IPTO）：在 Main 1保護裝置中，時間EF段 IN1 >功能 IN1 > = 3I0 = 165 % ⨯（1,600 A/1 A） = 2,640 A，300 毫秒。在故障發生時，該線路的遠端保護方式也停用中。因此，在Kardia（希臘/IPTO）變電所，無法接收來自Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）的轉換(Transfer)跳脫;因此，啟動Z2功能之跳脫沒有加速。Kardia（希臘/IPTO）的IN1 >接地故障過流功能與Z2測距保護電驛功能的範圍大致相同，並且比Z2具有更短的延時，這就是它在Z2功能之前動作的原因。我們可以說架空的保護電驛系統係根據其設定動作。
3.5.3 事故識別碼 ID 3： Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Prizren 2 (科索沃/KOSTT）220 kV 架空線
在12：21：44：000，Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Prizren 2（科索沃/KOSTT）220 kV 架空聯絡線跳脫。過載保護功能（具有較低安培設定的過流保護）分三段跳脫架空線。Fierze（阿爾巴尼亞/OST）變電所的過載保護設定為 I = 720 A，延時為10秒。架空線之保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.4 事故識別碼 ID 4： Podgorica 1 （黑山/CGES）- Mojkovac（CGES） OHL 220 kV
12：21：45.774，Podgorica 1（黑山/CGES）- Mojkovac（黑山/CGES）220 kV 架空線路跳脫。過載保護功能（具有較低安培設定的過流保護）在 Podgorica 1（黑山/CGES）變電所中分三段跳脫架空線。Podgorica 1變電所（黑山/CGES）的過載保護設定為第1段 = 840 A，延時為 1,700 ms。過載保護功能僅安裝在線路的一端，這是此地區的常見情況。架空線保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.5 500 kV直流電纜線(DCC) Lastva（黑山/CGES）-/ Kotor直流變流站 （義大利/Terna） /– Villanova（Terna）
12：21：51：446，Lastva（黑山/CGES）-/ Kotor DC 變流站（義大利/Terna）/Villanova（Terna）500 kV直流海底電纜互聯線(DCC-TIE)在 Kotor 變流變電所被阻斷。在Lastva（黑山/CGES）端（交流側-AC），沒有保護電驛動作跳脫。直流變流器(DC converter)被直流(DC)電纜的低電壓（UV）保護阻斷。造成這種情況的原因是Lastva（黑山/CGES）交流側的電壓下降。低壓電驛(UV)設定為 V = 400 kV DC，延時為t = 2 秒。DC的保護電驛系統根據其設定動作。直流互聯線是一種 LCC(電網換相變流器)變流系統，不能支援調整電壓，如果交流側出現電壓下降，電力潮流就會被阻斷。
3.5.6 事故識別碼 ID 6： Sarajevo 20（NOSBiH）-Piva （CGES） OHL-220 kV聯絡線
12：22：06：012，Sarajevo 20（波黑/NOSBiH）- Piva（黑山/CGES）220 kV架空互聯線跳脫。過載保護功能（具有較低安培設定的過流保護）在Sarajevo 20（波黑/NOSBiH）變電所中分三段跳脫架空線。Sarajevo 20（波黑/NOSBiH）變電所的過載保護設定為第3段 = 808 A，延時為20 秒。過載保護功能僅安裝在線路的一側，這是此地區的常見情況。架空線之保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.7 事故識別碼 ID 7： Brinje （克羅埃西亞/HOPS）-Pađene （克羅埃西亞/HOPS） 220 kV架空線
12：24：21：587，Brinje（克羅埃西亞/HOPS）-Pađene（克羅埃西亞/HOPS）220 kV架空線三相跳脫。線路 Brinje（克羅埃西亞/HOPS）側第3區間的測距保護電驛功能因電壓降而動作跳脫。測距電驛的Z3設定為 X = 107.9 Ω。線路的Pa đene（克羅埃西亞/HOPS）側沒有保護電驛動作跳脫。架空線的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.8 事故識別碼 ID 8： Prijedor 2 （波黑/NOSBiH）-Jajce 2 （NOSBiH） 220 kV架空線
12：24：22：341，Prijedor 2（波黑/NOSBiH）-Jajce 2（波黑/NOSBiH）220 kV架空線跳脫。過載保護功能（具有較低安培設定的過流保護）在Prijedor 2（波黑/NOSBiH）變電所中分三段跳脫架空線。Prijedor 2（波黑/NOSBiH）變電所的過載保護設定為第3段 = 786 A，延時為 1,200秒。過載保護功能僅安裝在線路的一側;這是此地區的常見情況。架空線的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.9 事故識別碼 ID 9： Ugljevik （波黑/NOSBiH）-Tuzla 4 （波黑/NOSBiH）400 kV 超高壓架空線
12：24：22：350，Ugljevik（波黑/NOSBiH）-Tuzla 4（波黑/NOSBiH）400 kV 架空線跳脫。方向性接地故障保護電驛在Ugljevik（波黑/NOSBiH）變電所中分三段跳脫架空線。Ugljevik（波黑/NOSBiH）變電所之方向性接地故障保護電驛設定為I0 = 11 % ⨯ Inom = 176 A，U0 = 55 % ⨯ Unom = 220 kV;延時為3 秒。在Tuzla4（波黑/NOSBiH）變電所，斷路器是手動啟斷的。架空線的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.10 事故識別碼ID 10、及11
12：24：22：959，克羅埃西亞/HOPS 的110 kV電網發生停電，導致 Đakovo-Tuzla 220 kV 及 Đakovo-Gradačac 220 kV架空互聯線出現無電壓狀態。在Đakovo變電所識別出的零電壓情況，所有斷路器自動啟斷。
3.5.11 事故識別碼 ID 12： Titan （OST）- Tirana 1（OST） 220kV架空線
12：24：23：000 Titan（阿爾巴尼亞/OST）-Tirana 1（OST）220 kV 架空線路在Titan（阿爾巴尼亞/OST）變電所三相跳脫。測距保護電驛第1區間（Z1）跳脫 Titan（阿爾巴尼亞/OST）的線路，而 Tirana 1（阿爾巴尼亞/OST）變電所沒有保護電驛動作跳脫。測距保護電驛 Z1 的參數設定為 R1 = 13.567 Ω、 X1 = 7.97 Ω ，延時為 0 ms。跳脫的原因是線路上的電壓下降。架空線的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.12 事故識別碼 ID 13： MeĐurić （克羅埃西亞/HOPS）-Prijedor 2 （波黑/NOSBiH） 220kV 架空線
12：24：23：089，Međurić（克羅埃西亞/HOPS）-Prijedor 2（波黑/NOSBiH）220 kV 互聯架空線路三相跳脫。Međurić（克羅埃西亞/HOPS）變電所的第3區間測距保護電驛（Z3）線路跳脫三相。在 Međurić （克羅埃西亞/HOPS）變電所中，測距保護電驛Z3的參數設定為 X = 99.9 Ω;RFPP = 92.4 Ω，延時為 1,000 ms。Međurić（克羅埃西亞/HOPS）變電所的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.13 事故識別碼 ID 14： Fierze （阿爾巴尼亞/OST）-Peshqesh （OST） 220 kV架空線
在 12：24：24：000，Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Peshqesh（OST） 220 kV 架空線手動啟斷。未發生保護動作跳脫。
3.5.14 事故識別碼 ID 15：OHL-220 kV聯絡線 Trebinje（波黑/NOSBiH）-Peručica （CGES）
12：24：26：558 Trebinje（波黑/NOSBiH）-Perucica（黑山/CGES）220 kV 架空聯絡線路跳脫。線路的Perucica（CGES）側沒有保護電驛動作跳脫;線路係手動啟斷。
在 Trebinje（波黑/NOSBiH），220 kV電壓層級，如果電壓喪失，拱位的UV（低電壓）功能會跳脫所有三相線路。這是一次確定性跳脫（沒有自動重新復閉）。UV功能的設定為： U < 0.7 ⨯ Un 、10 秒延時， 擾動記錄顯示存在嚴重的電壓下降。Trebinje（波黑/NOSBiH）變電所的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.15 事故識別碼 ID 16：OHL 220 kV Trebinje（波黑/NOSBiH）-Hodovo （波黑/NOSBiH））
12：24：26：579，Trebinje（波黑/NOSBiH）-Hodovo（波黑/NOSBiH）220 kV 架空線路跳脫。線路的Hodovo（波黑/NOSBiH）側沒有保護電驛動作跳脫;線路用手動啟斷。
在 Trebinje（波黑/NOSBiH），220 kV電壓層級，如果電壓喪失，拱位的UV（低電壓）功能會跳脫所有三相線路。這是一次確定性跳脫（沒有自動重新復閉）。UV功能的設定為： U < 0.7 ⨯ Un 、10 秒延時， 擾動記錄顯示存在嚴重的電壓下降。Trebinje（波黑/NOSBiH）變電所的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.16 事故識別碼 ID 17： Trebinje波黑/NOSBiH）-Mostar 3（波黑/NOSBiH）220 kV架空線
12：24：26：583，Trebinje（波黑/NOSBiH）-Mostar 3（波黑/NOSBiH）220 kV架空線路跳脫。線路的Mostar 3（波黑/NOSBiH）側沒有保護電驛動作跳脫;線路用手動啟斷。
在 Trebinje（波黑/NOSBiH），220 kV電壓層級，如果電壓喪失，拱位的UV（低電壓）功能會跳脫所有三相線路。這是一次確定性跳脫（沒有自動重新復閉）。UV功能的設定為： U < 0.7 ⨯ Un 、10 秒延時， 擾動記錄顯示存在嚴重的電壓下降。Trebinje（波黑/NOSBiH）變電所的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.17 事故識別碼 ID 18： Trebinje（波黑/NOSBiH）-Plat （克羅埃西亞/HOPS） 220 kV 架空互聯線
12：24：26：593 Trebinje（波黑/NOSBiH）-Plat （克羅埃西亞/HOPS） 220 kV OHL-TIE 線路跳脫。線路的 Plat（克羅埃西亞/HOPS）側沒有保護電驛動作跳脫。
在 Trebinje（波黑/NOSBiH），220 kV電壓層級，如果電壓喪失，拱位的UV（低電壓）功能會跳脫所有三相線路。這是一次確定性跳脫（沒有自動重新復閉）。UV功能的設定為： U < 0.7 ⨯ Un 、10 秒延時， 擾動記錄顯示存在嚴重的電壓下降。Trebinje（波黑/NOSBiH）變電所的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.18 事故識別碼 ID 19： Prijedor 2 （波黑/NOSBiH）-Bihac 1 （波黑/NOSBiH）220 kV架空線
在 12：24：27：694，Prijedor 2（波黑/NOSBiH）-Bihac 1（波黑/NOSBiH） 220 kV架空線路跳脫。線路的 Bihac 1（波黑/NOSBiH）側沒有電驛動作跳脫;線路用手動啟斷。測距保護電驛功能第3區間（Z3）在 Prijedor 2（波黑/NOSBiH）變電所跳脫三相線路。測距保護電驛 Z3 跳脫的原因是線路電壓下降。架空線的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.5.19 事故識別碼 ID 20： Fierze （阿爾巴尼亞/OST）-Koman （OST） 220 kV 架空線
在 12：24：28：000，Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Koman（阿爾巴尼亞/OST）220 kV 架空線用手動啟斷。未發生保護電驛動作跳脫。
3.5.20 事故識別碼 ID 21： Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Fang（OST） 220 kV 架空線
12：24：28：000 Fierze（阿爾巴尼亞/OST）-Fang（阿爾巴尼亞/OST）220 kV架空跳脫。測距保護電驛功能第1區間（Z1）在 Fierze（阿爾巴尼亞/OST）變電所跳脫三相線路。Fang變電所沒有保護電驛動作跳脫。在 Fierze（阿爾巴尼亞/OST）變電所中，測距保護電驛Z1的參數設定為 R1 = 4.82 Ω、 X1 = 24.85 Ω ，延時為 0 ms。測距保護電驛因電壓下降而動作跳脫。架空線的保護電驛系統都根據其設定動作。
3.6 控制中心之重要警報 (Important Alarms in Control Centres)
引用的所有電壓違規均根據各個TSO定義的警報門檻值，而不是附件 II 中定義的門檻值。所有受影響的TSO都使用380 kV作為發出警報的低電壓限度，在達到系統運轉指南(SO GL)中定義的 360 kV低電壓限度之前發出警報。
3.6.1 克羅埃西亞TSO/HOPS
克羅埃西亞/HOPS警報清單顯示在連鎖停電事故開始之前無重大事故警報。
在220 kV電網部分，第一次低電壓警報發生在12：21：49：644 Plat變電所，測得的電壓為 192.6 kV。
即時安全分析 (Real Time Security Analysis)
12：00 至 12：23 期間的克羅埃西亞TSO/HOPS N-1結果顯示400 kV及220 kV電網元件沒有N-1違規。只有在停電後，220 kV電網元件之ID6潛在過載才出現在克羅埃西亞/HOPS SCADA/EMS 即時計算的清單中。在此停電之後，在克羅埃西亞/HOPS SCADA/EMS 內部也存在多個不收斂，但大多數是針對克羅埃西亞/HOPS可觀測性區域端點附近的停電事故，位於其他控制區域的節點中，對事件分析並不重要。
3.6.2 波黑TSO/NOSBiH
波黑/NOSBiH 警報清單顯示，12：09：16在 Višegrad水力發電廠發生了第一次低電壓警報，測量的電壓為 377.8 kV，但在電壓復電到 386.6 kV一秒後，警報被停止。僅在Zemblak-Kardia 及 Piva- Sarajevo架空線跳脫後，在 12：21：33至12：22：03期間發出了多個低電壓警報。
即時安全分析
在事故識別碼ID1及ID2之間的期間，波黑/NOSBiH 控制區域無可用即時N-1結果，因為無法在每次運算即時偶發事故分析後存檔N-1結果。波黑/NOSBiH可觀測性區域在黑山(CGES)-阿爾巴尼亞(OST)邊界終止，因此不包括事故識別碼ID2作為偶發事故分析的一部分。
3.6.3 黑山TSO/CGES
黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)警報清單顯示，第一次發出的400 kV低電壓警報發生在 12：12：02 Lastva變電所;測得的電壓為376.7 kV。不久之後，Lastva變電所的電壓復電到385 kV。接下來，在ID2停電事故後的12：21：33開始出現低電壓警報。
事故識別碼ID1產生了有關故障性質及架空線啟斷時間之適當警報。
即時安全分析
黑山(蒙特內哥羅)TSO(CGES)在400 kV及220 kV電網部分沒有N-1違規。此外，CGES可觀測性區域在阿爾巴尼亞(OST) -希臘(IPTO)TSO邊界終止，Zemblak-Kardia架空線被用等效電力潮流注入模型，這未包含在即時偶發事故分析中。
3.6.4 阿爾巴尼亞TSO(OST)
阿爾巴尼亞(OST) 警報清單顯示，關於 220 kV低電壓值的第一個警報是在Fierze 變電所的12：21：33。測得的電壓為 195.5 kV。從那時起，隨著電壓崩潰的開始，會發出許多低電壓警報。
即時安全分析
在事故識別碼ID1及ID2之間的期間，阿爾巴尼亞(OST)控制室內的EMS系統沒有顯示阿爾巴尼亞(OST)控制區域之任何即時N-1違規。阿爾巴尼亞(OST)可觀測性區域包括黑山(CGES)電網，但不包括波黑/NOSBiH及克羅埃西亞/HOPS 電網。
3.6.5希臘TSO/ IPTO
在12：00 至 12：30 之間，400 kV 及150kV網元件無明顯的警報。
即時安全分析
希臘TSO/IPTO 即時N-1計算顯示，事故識別碼ID1及ID2之間的受影響區域沒有顯著結果。
3.6.6 塞爾維亞TSO/EMS
在12：00至12：30 之間，400 kV及220 kV網元件沒有明顯的警報。
即時安全分析
國家控制中心(NCC)電能管理系統(EMS)應用程式中的即時N-1計算顯示，事故識別碼ID1及ID2之間的受影響區域沒有顯著結果，因為塞爾維亞TSO股份有限公司(JSC EMS)控制區域外元件的停電事故僅用於計算內部 JSC EMS元件及聯絡線之載流。連鎖事故開始後，在12：25 SCADA/EMS系統內部使用的電網模型的受影響部分有一發散狀態估計。在12：26後的狀態估計收斂沒有問題。
3.7 結論(Conclusion)
事件順序(SOE)始於Podgorica 2-Ribarevine架空線於12：09跳脫（事故識別碼 ID1），係由於 架空線下方植被的距離過短(導線重載下垂)而引起的短路跳脫事故。這次事故導致受影響區域的電壓最初下降，但電壓很快穩定下來。
.
第二次事故是在12：21 Zemblak-Kardia架空聯絡線跳脫。導致跳脫事故之短路是由於架空線下方植被的距離縮短而引起的，與第一次跳脫事故相同。
連鎖事件繼續，多條220 kV線路以及Monita高壓直流(HVDC)線也因Lastva(黑山)側的低電壓保護電驛動作而跳脫，然後受影響區域在12：24喪失電壓。
在事故期間，按照第3.3小節的規定使用了自動電壓調節，以及考慮到調節電壓設定點，所有變壓器都做出了正確的反應。無需手動調整變壓器分接頭，也無需手動啟斷負載。
各個受影響的高壓元件之保護電驛系統都根據其參數設定、根據收集到的信息動作。
根據從受影響地區之TSO收集的資訊。在ID1及ID2事故之間的期間，在400 kV及220 kV電網中沒有偵測到即時N-1違規。
此外，在前兩次跳脫事故之間的期間，在任何受影響的TSO中沒有指認出或應用補救措施。
第四章 事件前之RCC 分析(RCC ANALYSIS BEFORE THE INCIDENT)
4.1區域協調中心( RCC )之任務(RCC Tasks)
歐洲有5個區域協調中心(RCC: Regional Coordination Centre )及1個區域安全協調中心（RSC: Regional Security Coordinator ），覆蓋不同的地區，以及為不同的TSO群組提供服務。RCC分別為：Baltic RCC、TSCNET(transmi變電所ion System Operator Security Cooperation)、SEleNe CC(Southeast Electricity Network Coordination Center)、Coreso 及 Nordic RCC(Nordic Regional Coordination Centre)，RSC為SCC(Security Coordination Centre)。
區域安全協調中心(RSC)提供的服務係敘述在歐盟系統運轉指南(SO GL: System Operational Guidelines)（EU Reg 2017/1485）中。區域協調中心(RCC)之任務係敘述在歐盟電氣規則(Electrical Regulation)[歐盟規則2019/943第37章(EU Reg 2019/943 art 37)]。在本報告中，RSC及RCC都將稱為 RCC，以便於閱讀文件，「任務(task)」一詞將用於RSC服務(services)及RCC任務(tasks)。
SCC區域安全協調中心(RSC)提供本報告中所提到的以下任務[系統運轉指南(SOGL)之5項服務中的4項：停電工作計畫協調(OPC: Outage Planning Coordination )、短期裕度預測(STA: Shot-Term Adequacy)、共同電網模型(CGM: Common Grid Model)及 協調安全評估(CSA: Coordinated Security Assessment)，但不包括協調容量計算（CCC: Coordinated Capacity Calculations ）]及任務 關鍵電網情況(CGS: Critical Grid Situations )（由 SOC於2017年9月決定）以及防禦及復電計劃（歐盟規則2019/943第37.1（d）節）的一致性評估。
SCC區域安全協調中心(RSC)提供之安全分析不是根據歐盟規則2017/1485的協調安全分析，而是在協調安全分析上線之前使用的安全分析。
受巴爾幹大停電影響地區的區域協調中心(RCC)是SCC區域安全協調中心。因此，SCC加入了歐盟規則2019/943 第 37.1（i）節（運轉後及擾動後分析及報告）中說明的任務，該任務是本報告的第4章。參與此次事件的區域協調中心(RCC)有 SCC、TSCNET、CORESO 及 SEleNe CC共四個，因為它們涵蓋了事件起源及擴散的地區。
4.1.1 有關 RCC 任務之高階說明 (High Level Description on RCC Tasks)
區域協調中心(RCC)的任務具有不同的時間範圍(time horizons)，從提前幾年到接近即時運轉。出於調查目的，我們將重點關注與事件的特定時間相關之任務，本事件發生在2024年6月21日11：20 UTC左右。這些任務包括停電工作規劃協調(outage planning coordination)、短期及非常短期的運轉安全分析。
4.1.2 任務的時間範圍及針對之特定小時 (Time Horizon of the Tasks and the Focus on the Specific Hour)
圖47：RCC任務的時間範圍及針對之特定小時
各RCC提供的任務有一些區域差異，但總的來說，我們可以識別出如下：
停電工作計畫協調(OPC)：由於需要對電網執行維護工作，因此停電是電網運轉的一個條件。電網元件及發電機組的停電會影響鄰國，必須執行協調以確保電網的安全運轉。OPC任務協調停電工作，來最佳化區域及歐洲電網之可用度(availability)。時間範圍：一年(Y-1)到一週(W-1)。
短期裕度預測(STA)：各RCC調查可靠的可用預期發電容量是否能夠滿足任何給定時間的預期用電，同時還考慮了輸電網的限制。如果沒有足夠的可靠可用發電容量來滿足用電，TSO需要採取措施以避免裕度不足情況。時間範圍 七天(D-7) 到一天(D-1)。
協調安全評估(CSA)：提前楬櫫及可視化可能之運轉安全風險的可能性，為輸電調度中心在準備及規劃階段提供了更多時間來調查可能需要的補救措施，從而幫助輸電調度中心即時做出決策。這項服務為各TSO提供運轉支援，來識別運轉安全風險，以及向各個TSO建議預防性補救措施。時間範圍：一天(D-1) 到日內(ID)。
共同電網模型(CGM)：根據個別電網模型(IGMS)，建立一個代表電力系統的共同電網模型(CGM)，可用於透過區域協調中心(RCC)執行的任務，執行進一步分析。時間範圍：一年(Y-1) 到日內(ID)。
協調容量計算（CCC）：電力係在內部能源市場(internal energy market)中自由跨境交易。但是，必須遵守輸電容量之限制。本服務計算安全電力市場容量，來最大化提高提供給市場之輸電容量，同時保持電網安全。時間範圍：一年(Y-1)到一個月(M-1);及2天(D-2)到日內(ID)。
關鍵電網情況(CGS)：當電網遇到無法透過國家對策解決的特殊情況時，各TSO可以選擇觸發溝通協定(communication protocol)，來加強與鄰近TSO/RCC的合作，以降低對供電安全的風險。時間範圍：2個月(M-2)到2天(D-2)。
4.2 與調查相關之RCC 任務 (RCC Tasks Relevant for the Investigation)
表 9：RCC任務狀態概述 – 對於所有過程，預計各地區不會出現任何問題。
4.2.1 停電工作計劃協調 （OPC）
4.2.1.1 概述 (Overview)
本過程包括每年、每月及每週，其中 TSO係有義務報告根據相關資產停電工作協調(RAOC: Relevant Assets for Outage Coordination)方法計算所定義的相關元件之所有計劃停電工作。
區域停電工作計劃協調（OPC）過程由其區域的各個 RCC/RSC（亦即其 TSO）實施。W-1 OPC過程涵蓋為期7天的規劃期，從星期六開始，到下週五結束。各TSO有義務在中歐夏令時間(CEST)週三 12：00 之前報告初步計劃的停電工作。他們在第一次合併(Merge)計畫後（歐洲中部夏令時星期三 12：00）收到來自OPC工具的報告，其中偵測到可能與鄰居的聯絡線不一致。TSO有義務在16：00 CEST（啟動第2次合併）之前改正這些聯絡線之不一致。
各RCC將第二次合併的結果用作區域計算的輸入資料。
在各RCC執行安全分析及各TSO分析後，各TSO有權更改停電工作計劃並提交更新的停電工作計劃，直到歐洲中部夏令時星期四16：00 啟動第3次計畫合併。除了更改停電工作計劃外，如果 各TSO認為在第2次及第3次合併之間通報了一些對結果有主要影響的重大變化，則各TSO有權要求重複執行安全分析。
第3次合併的結果將在每週五 09：00 CEST為SEE地區舉行的每週例行運轉電話會議（WOPT） 上公佈。會議的主持人是SCC/Selene CC，每年輪換一次，因為兩個RCC都在東南歐(SE)E地區運作。更多詳細資訊在東南歐維護群(SEE MG) WOPT第4.2.1.3節中說明。在WOPT上，將對下週的停電工作計劃執行最終協調，各TSO有義務在13：00中歐夏令時間(CEST)之前將所有更改提交給OPC 工具，此時觸發了最後一次、最後的第4次合併，該合併用作下週的相關停電工作計劃。
因此，計劃的停電工作被視為僅在中歐夏令時間(CEST)星期五13：00之前向PE OPC工具通報的停電工作。在該時刻之後通報的停電工作被視為非計劃性。
各RCC使用未來一週（及未來一年）的共同電網模型(CGM)來評估即將到來的停電計劃及可能的 N-x 偶發事件之所有組合，來評估電網安全度。
如果發現問題，則建議採取補救措施及/或取消停電工作。
4.2.1.2 週前停電工作計畫不相容結果(W-1 OPI Results)
受影響TSO在收到「聯絡線不一致（TLI: Tie line Inconsistencies）錯誤識別/通知」後每週定期執行兩次「停電計劃不相容（OPI: Outage Planning Incompatibilities）評估」【註9】。
週前OPI評估過程使用來自PE OPC過程的合併(merged)初步不可用計劃（.xml）及合併OPC元件清單（.xml），對預先定義之情景（季節性共同電網模型- CGM）執行區域安全評估，以及允許在共同電網模型(CGM)上應用導入的補救措施。區域安全評估係由 SEleNe CC 與 SEleNe CC 的TSO密切合作執行。
SEleNe CC已經執行的週前OPI涵蓋從6月16日到6月21日期間。根據結果，在日曆年第25週(CW25)，SEleNe CC初始及最終的OPI評估未偵測到Zemblak-Kardia聯絡線之任何偶發事件。對於與事件相關的其他線路，沒有調查結果，因為覆蓋範圍不包括東南歐容量計算地區(SEE CCR)（希臘-GR，保加利亞-BG，羅馬尼亞- RO）之外的元件。更接近事件的時間戳(TS是在6月21日10：30，結果可在表10中找到。在此時間戳中未觀察到過載(overloading)。
【註9 一個或多個相關電網元件、相關發電模組和/或相關用電設施之可用度狀態，以及對預測電網情況之最佳估計組合導致違反運轉安全限制的狀態，考慮到任何TSO可自行採取補救措施，無需支付任何費用。】
表10：SeleneCC日曆年第25週之停電計劃不相容(OPI)結果
SCC區域協調中心(RCC)執行「停電計劃不相容(OPI)」是在6月18日時間戳(TS)07：30基準日執行的，因為這一天是東南歐(SEE)地區停電事故次數最多的日期。與6月21日相比，6月18日星期二有46次計劃停電工作，6月21日星期五有43次計劃停電工作。6月18日執行的OPI 未發現任何偶發情況。
結果顯示未偵測到任何偶發事故。在220kV及400kV電網中，偵測到以下元件過載大於 100 %：
表11：SCC區域協調中心日曆年第25週之停電計劃不相容(OPI)結果
TSCNET區域協調中心在即時前一週每日對三個時間戳(TS)執行OPI評估。對於任何可預見的壅塞，TSCNET會評估不同的可用補救措施，包括取消停電工作。此評估的結果是電網安全的早期指標，以及在更接近於即時，輔以日前及日內壅塞預測。
對於2024年6月21日12：30，考慮了在2024年6月13日16：00之前可用的停電工作計劃。根據這些資料，TSCNET預見到瑞士及德國可能會出現一些輕微的壅塞，但沒有預見到克羅埃西亞會出現任何壅塞。作為減少這些壅塞的措施，TSCNET考慮了在法國、義大利、比利時及瑞士採取拓撲(系統架構)措施，並取消了瑞士的一次停電工作計畫。
任何可預見的壅塞及建議措施都沒有對巴爾幹地區的事件產生直接影響，以及根據TSCNET未來一週的OPI評估，此情景中考慮的克羅埃西亞電網情況可以被認為是安全的。
4.2.1.3 東南歐維護群每週例行運轉電話會議(SEE MG WOPT)
來自東南歐(SEE)地區的所有TSO（阿爾巴尼亞-AL、波黑-BA、保加利亞-BG、希臘-GR、克羅埃西亞-HR、匈牙利-HU、科索沃-KS、黑山-ME、北馬其頓-NMK、羅馬尼亞-RO、塞爾維亞-RS、土耳其-TR）都定期參與泛歐停電工作計劃協調（OPC）過程。
在東南歐(SEE)地區，協調未來一週(週前)及未來一年(年前)的停電工作是東南歐維護群組（SEE MG）之的任務。
東南歐維護群組（SEE MG）係一個由歐盟及非歐盟TSO及RCC組成的專門區域群組，其職責是規劃及協調東南歐的停電工作計畫。
2024年，SEleNe CC已被任命為東南歐維護群組（SEE MG）的協調機構。維護群組(MG)角色涵蓋的主題是：
協調東南歐(SEE)地區年度維護計劃之年度程序;
每週確認計劃停電工作及訊息交換;
停電工作計劃的短期排程及資訊交流;及
即時停電工作及資訊交換。
曆年第25週(CW25)之計劃停電工作（2024-06-15至2024-06-21）如下表所示：
表12：6 月14日星期五下午1點（歐洲中部夏令時間）公布之曆年第25週(CW 25)（2024年6月15日至2024年6月21日）之停電工作計畫
下圖顯示了曆年第25週(CW 25)（2024年6月15日至2024年6月21日）之停電工作計畫
圖47-1：曆年第25週(CW 25)（2024年6月15日至2024年6月21日）之停電工作計畫圖
應該注意的是，由於此事件，有一些計劃的停電工作實際上發生了變更，如下所示：
表13：計畫停電與實際停電狀態之差異
4.2.2 短期裕度（STA: Short Term Adequacy）
所有東南歐（SEE）TSO及RCC（歐盟及非歐盟）都參與泛歐（也稱為跨區域）短期裕度(STA)處置過程(Processes)。
所有東南歐（SEE）TSO都有義務提交短期裕度(STA)處置的輸入資料。此處置過程每天在泛歐級啟動，係由主辦RCC或備援 RCC自動執行及監視。每天執行STA的決定性(Deterministic)及機率(probabilistic calculations of STA are performed daily.)計算。
如有必要，還會啟動區域性STA處置過程，這在東南歐(SEE)很少見。如果決定性(Deterministic)計算的結果顯示D+3或更短的時間範圍裕度不足，則會啟動區域性STA處置過程。
SCC區域協調中心是事件發生當週泛歐盟處置的主要裕度評估代理機構（AAA: Adequacy Assessment Agent）。
4.2.2.1 輸入資料(Input data)
2024年6月20日（事件發生日前一天）在STA工具上收到的所有受影響及鄰近TSO相關的所有輸入資料[淨融通容量（NTC）檔、週前發電及週前負載(Week Ahead Generation 及 Week Ahead Load)檔）]都成功通過了驗證，以及在 STA計算期間考慮過。
三個時間戳之受影響TSO及相鄰TSO的跨區容量(CZC:cross-Zonal Capacity )
有受影響及鄰近TSO的跨區容量(CZC)值顯示在下圖中，係與事件相關的時間戳中歐夏令時間(CET)11：30、12：30 及 13：30。圖中還顯示了受影響地區之投標區域的初始剩餘(備轉)容量 （RC: Remaining Capacities）。根據輸入資料，除克羅埃西亞/HOPS及義大利的一個投標區外，所有TSO最初裕度都是足夠的（當投標區在地圖上為綠色時，表示滿足裕度，反之亦然，紅色表示該區域裕度初始不足，需要輸入能源）。當投標區裕度最初足夠時，這意味著該區可以用該投標區的發電供應其所有負載，並且不需要輸入能源。北馬其頓(MEPSO)在輸入資料的交付方面存在長期問題，因此在計算中忽略了該區域。在這種情況下，跨區容量(CZC)值可用於計算中的能量交換，但該區域既沒有負載也沒有發電。根據輸入資料，結論是此地區的裕度狀況良好。地圖上顯示之能源輸入及輸出的CZC值顯示投標區之間能源交換的通常能力，基於此，分析的時間戳的情況是如平常及正常的。
圖48：11:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的跨區容量(CZC)值
圖49：12:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的跨區容量(CZC)值
圖50：13:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的跨區容量(CZC)值
初始剩餘容量(Initial Remaining Capacities)
在短期裕度(STA)計算之前，時間戳為11：30、12：30及13：30的每個競價區域的初始剩餘(備轉)容量(RC: Remaining Capacities)如下圖所示。如 1.3 所述，此地區的裕度狀況良好，在此步驟中，根據此地區的輸入資料，甚至在計算之前就可以得出結論，計算後此地區也將是足夠的。
圖51：11:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的初始剩餘(備轉)容量(RC)值
圖52：12:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的初始剩餘(備轉)容量(RC)值
圖53：13:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的初始剩餘(備轉)容量(RC)值
4.2.2.2 跨區域裕度結果(Cross-Regional Adequacy Results)
短期裕度(STA)計算（第1次運算）已及時完成大約30分鐘。這是每日STA 處置過程中通常之正常計算時間。
SCC區域協調中心係STA處置的主要區域安全協調中心(RSC)，因此SCC的值班運轉人員透過電子郵件獲取有關STA結果之資訊。整個 STA處置過程執行得很順利，沒有偵測到任何系統故障，也沒有在STA工具的事件通報系統(ticketing system)上通報有問題。
2024年6月21日至2024年6月27日期間之決定性(deterministic)及機率性(probabilistic)結果均未顯示受影響及鄰近TSO在STA計算後存在任何裕度問題。
最終融通及剩餘容量(Final Exchanges and Remaining Capacities)
在STA計算後，時間戳為11：30、12：30及13：30的每個競價區之最終融通及剩餘(備轉)容量(RC)如下圖所示。這些數字顯示了此地區的最終裕度情況。每個競價區的剩餘(備轉)容量(RC)帶方框內之值代表計算後的剩餘(備轉)容量。如果某個競價區在計算後RC為零，則該競價區的整個發電量都用盡了，這種情況並非無效。在這種情況下，黑山(ME)投標區負載是透過黑山(ME)投標區的全部發電以及從相鄰投標區輸入來達成的。這是由於STA演算法規則及優先順序。此地圖還表示了投標區之間的電力融通。
根據結果，所有對2024年6月21日分析之事件很重要的TSO及投標區裕度都是足夠的。結論是，根據這些結果，無法偵測到任何問題。即使一些TSO裕度在評估後不足夠，也無法從中得出關於潛在事件的有效結論。泛歐盟STA處置過程是處理有關發電、負載及電力融通之輸入資料的過程，不考慮電網模型。一個考慮電網模型的區域STA處置過程正在開發中。當前的區域STA處置未在計算日啟動，也無法預測與電力系統安全相關的問題，因為未考慮電網模型。
圖54：11:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的最終交易及剩餘(備轉)容量(RC)值
圖55：12:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的最終交易及剩餘(備轉)容量(RC)值
圖56：13:30從STA工具計算出的受影響及鄰近TSO的最終交易及剩餘(備轉)容量(RC)值
4.2.3 協調安全分析（CSA）及共同電網模型 （CGM）
4.2.3.1 總結
根據歐盟規則2019/943第37（1）（b）條(Article 37(1)(b) of EU Regulation 2019/943)，SCC、SEleNe CC、TSCNET 及 Coreso四家區域協調中心尚未完全實施協調安全評估(CSA: Coordinated Security Assessment)及其所有要求。相反，他們會對受影響區域的部分區域執行舊版安全評估(legacy Security Analysis)。這依賴於來自「輸電協調聯盟（UCTE: Union for the Co-ordination of transmission of Electricity）」各TSO的個別電網模型 (IGM: Individual Grid Model ) 資料交換格式。根據共同電網模型交換標準(CGMES: Common Grid Model Exchange Standard) 的處置程序尚未上線。安全分析包括日前壅塞預測(DACF: Day-Ahead-Congestion-Forecast )及某些地區的附加日內壅塞預測（IDCF: Intraday Congestion Forecasts）。每天，將考慮 24 個時間戳，產生共同電網模型(CGM)，並執行N-X安全分析。對於事件，時間戳12：30是12：00–13：00小時預期電網情況之最佳代表。
在N-X計算期間之DACF及IDCF過程中，使用下列清單：
偶發事故清單-包含TSO根據協調安全評估方法(CSAm: Methodology for coordinating operational security analysis)第7條選擇的偶發事故;及
監視清單-考慮到CSAm第15條第1款，包含某些TSO認為在DACF及IDCF處置過程之的安全評估期間需要監視的所有元件。
這些清單不限於TSO電網中的元件及情景，還可能包括相鄰元件。每個TSO都負責維護其偶發事故及監視清單，並在預計會出現一些重大變化時提前宣佈。然後合併清單。
事故區域的所有元件都作為偶發事故及監視元件，納入SCC區域協調中心之正常安全評估處置過程。對於TSCNET及SEleNe CC區域協調中心，它們部分超出了其可觀測性範圍。
N-X安全分析評估普通及特殊偶發事件，但不包括多個不相關的偶發事件（N-2、N-3 等）之組合。根據 CSAm第7條，這些被視為「超出範圍」。因此，三個區域協調中心(RCC)都沒有一起評估 Ribarevine-Podgorica 2 400kV架空線及Zemblak-Kardia 400 kV架空聯絡線的跳脫。對於 N情況及其中一條線路跳脫的情況，預計沒有預見到相關的壅塞。總體而言，此電網在DACF及IDCF處置中被認為是N-1安全的。
Zemblak-Kardia 400 kV架空聯絡線是阿爾巴尼亞與希臘之間的聯絡線，因此，兩個TSO都在其個別電網模型(IGM)中提供有關它的資訊。2024年6月21日，各TSO提供了不同的電流限制。希臘TSO(IPTO)提供的限值為 1599 A，阿爾巴尼亞TSO(OST)的限值為1900 A。在這種情況下，區域協調中心(RCC)會考慮整條線路的下限。因此，在這種情況下，所有RCC都使用1599 A。
雖然在不同區域協調中心(RCC)之電力潮流結果之間以及DACF及IDCF之間可以觀察到一些差異，但結果仍然可以被認為是一致的。由於使用了不同的電力潮流引擎，因此始終存在細微的差異。此外，RCC使用個別建立的UCTE共同電網模型(CGM)。更新的個別電網模型(IGM)、更新的市場排程及模型修正可能會產生進一步的差異。這些不會對相關電網元件的結果產生顯著影響，可以被忽略不計。
4.2.3.2 SCC區域協調中之日前及日內壅塞預測(SCC DACF & IDCF)
根據SCC區域協調中心與其服務使用者之間簽訂之提供運轉服務協議，SCC區域協調中心於2024年6月21日上午8點25分將日內壅塞預測(IDCF)處置的共同電網模型(CGM)及安全分析結果提交給波黑(NOSBiH)、黑山(CGES)及阿爾巴尼亞(OST)TSO。
SCC區域協調中心中的IDCF處置在接下來的8小時內每天執行3次。與此事件相關的最新N-X結果是在第二次IDCF處置（在上午8：30到下午3：30期間執行）期間計算的。 根據 SCC區域協調中心的正常程序，在基本個案(base case)下或偶發事故區域發生任何偶發事件後，列出監視區域中所有負載（超載）超過定義限制90%的元件。
在事件發生前， SCC區域協調中心之偶發事故清單中並沒有即時發生Ribarevine-Podgorica 2 400 kV架空線及Zemblak-Kardia 400 kV架空聯絡線同時停電。由於這兩條線路的實際距離，SCC區域協調中心之TSO並未將其納入N-2 偶發事件。
下列顯示的結果是從SCC區域協調中心的時間戳為12：30的正常報告中擷取的。可以看出，沒有任何跡象表明受影響區域可能存在危急情況。只有在Ribarevine-Podgorica 2 400 kV架空線及 Zemblak-Elbasan 2 400 kV架空線跳脫時，在希臘TSO(IPTO)及阿爾巴尼亞TSO (OST)之間Mourtos-Bistrica 150 kV聯絡線的過載才被注意到。阿爾巴尼亞TSO (OST)認為OST在運轉時間內可以控制400 kV故障時的這種過載，因為對阿爾巴尼亞此地區的供電安全沒有影響。根據 在希臘TSO(IPTO)輸入清單的SEleNe CC區域協調中心日前壅塞預測(DACF)分析在偶發事故分析中同時考慮了 Kardia-Zemlak 及 Bistrica-Mourtos 的跳脫，以及 Bistrica 150/110 kV變壓器因 TZemblak-Kardia 400 kV架空聯絡線跳脫而過載。在12：30的IDCF安全分析的黑山TSO(CGES)及波黑TSO(NOSBiH)結果中，在任何停電事故的情況下，220 kV及400 kV電網均未偵測到過載。
表14：12:30 SCC區域協調中心計算之阿爾巴尼亞TSO(OST)安全分析日內壅塞預測(IDCF) 結果[註10]
[註10]表14及15與第2章中的類似表格之間的差異係由於結果的過濾不同造成的。]
這些結果與日前壅塞預測(DACF)結果一致，此結果於2024年6月20日20：27提供給
TSO 。
表15：12:30 SCC區域協調中心計算之阿爾巴尼亞TSO(OST)安全分析日前壅塞預測(DACF)結果
表16：12:30 SCC區域協調中心計算之日前壅塞預測(DACF)共同電網模型結果
4.2.3.3 SEleNe CC區域協調中心之日前壅塞預測( DACF)
SEleNe CC區域協調中心為SEleNe CC轄區提供每日。從有問題事件之區域來看，只有希臘(GR)-阿爾巴尼亞(AL)聯絡線係相關的。
SEleNe CC區域協調中心之日前壅塞預測( DACF)處置計算已於2024年6月20日20：15執行。結果未指出希臘(GR)-阿爾巴尼亞(AL)聯絡線有與本次事件相關任何違規行為。輕微的過電壓只出現在希臘及羅馬尼亞系統的少數節點中，與此次事件無關。
表17：SEleNe CC區域協調中心計算之日前壅塞預測(DACF)共同電網模型的電力潮流結果
4.2.3.4 TSCNET區域協調中心之日前&日內壅塞預測( DACF & IDCF)
TSCNET區域協調中心為TSCNET轄區提供每日之日前壅塞預測( DACF)及每小時日內壅塞預測(IDCF)。從事件發生區域來看，這僅包括克羅埃西亞，及包括其聯絡線。
DACF處置過程於2024年6月20日23：22 完成。關於關鍵時間戳12：30，在可預見的電網情況（N 情況）中，預計幾乎所有受監視元件都低於定義的限值。只有法國的一些220 kV線路及烏克蘭的一些變壓器被計算出有過載，這被認為是不現實的。對於這起事件，這些都無關緊要。
對於偶發事故分析，TSCNET模擬了各TSO提供的偶發事故清單(contingency lists)中之所有偶發事故案例。此外，對於這些情景（N-1 情況），此地區沒有預見到壅塞。預計法國-義大利的一條聯絡線及奧地利的一條內部線路會出現非常輕微的N-1壅塞（< 106 %）。兩者都完全在預期的範圍內，TSCNET沒有採取後續行動。
在事件中跳脫的第一批元件既沒有受到監視，也不是考慮之偶發事故案例的一部分。提供的共同電網模型(CGM)指示如下潮流：
表18：TCGNET區域協調中心計算之日前壅塞預測(DACF)共同電網模型的電力潮流結果
表19：從11:25 TCGNET區域協調中心計算之日內壅塞預測(IDCF)共同電網模型的電力潮流結果
4.2.3.5 Coreso區域協調中心之日前&日內壅塞預測( DACF & IDCF)
Coreso 區域協調中心之日前&日內壅塞預測( DACF & IDCF)處置過程，沒有預見到義大利-黑山邊境的任何限制。據瞭解，位於斯洛維尼亞與義大利接壤的380 kV Divaca 調相變壓器(PST)處於停止運轉狀態。
在法國(FR)-義大利(IT)及義大利(IT)-瑞士(CH)邊界上偵測到運轉安全限制之約束，但對Monita電纜沒有影響。
4.2.4 協調容量計算（CCC）處置過程(Coordinated Capacity Calculation Processes)
目前，巴爾幹地區的非歐盟TSO都不屬於任何歐盟容量計算區(CCR: capacity calculation regions)，儘管它們內部及鄰近的歐盟TSO內部的電力潮流對核心及東南歐(SEE)區域協調中心容量計算區(CCR)中之協調容量計算(CCC)都有影響。容量計算係透過歐盟及非歐盟TSO之間的雙邊協調完成的。
當前方法的一個缺點係容量計算沒有得到充分的協調及提前執行。根據歐盟規則（UE）2015/1222之日前協調容量計算(CCC)於2022年6月在核心容量計算區(Core CCR)及2021年7月在東南歐(SEE)容量計算區(CCR)生效。不幸的是，東南歐(SEE)容量計算區(CCR)中的協調容量計算(CCC)將僅覆蓋中歐(CE)東南地區的兩個邊界，亦即羅馬尼亞(RO)-保加利亞(BG)及保加利亞(BG)-希臘(GR)。容量分配及壅塞管理（CACM: Capacity Allocation & Congestion Management）對於非歐盟TSOs來說並不是強制性的，而東南歐(SEE)中的基本容量計算（仍用於商業目的）是由相鄰的TSOs執行的雙邊境融通容量(NTC)係使用在東南歐(SEE)之間協調的M-2區域共同電網模型(CGM)來計算。
因此，應儘快在此地區發展區域協調中心（TSCNET、SCC 及 SELENE-CC）層級更強大、更詳細之協調。更強大、更詳細的 RCC 協調的先決條件係東南歐(SEE) 容量計算區(CCR)之協調方法及業務處置過程。協調容量計算(CCC)之概念係根據「容量計算區(CCR)區域模組」以及與鄰近容量計算區(CCR)（及 RCC）就這些問題的協調與合作。目前，非歐盟東南歐(SEE)TSO不屬於任何容量計算區(CCR)，必須解決這個問題（可能的選擇是建立所謂的「影子CCR 10 或WB6 CCR）」，以在整個歐洲大陸同步區實施「CCR 區域模組」概念。此外，中歐(CE)東南部協調容量計算(CCC)的最終解決方案是根據容量分配及壅塞管理(CACM:Capacity Allocation and Congestion Management)規則在整個區域內應用市場耦合後實施根據電力潮流之方法。
應評估為巴爾幹地區之非歐盟TSO以及這些TSO與鄰近的歐盟TSO之間，發展協調容量計算(CCC)及協調安全評估(CSA)更永續解決方案之可能性，來提高系統安全度以及確保各TSO的適當合作水準。
TSCNET及 Coreso區域協調中心為核心區域（包括從克羅埃西亞到斯洛維尼亞及匈牙利的邊界）提供根據電力潮流的協調容量計算(CCC)。事發當天，協調容量計算(CCC)過程已經成功完成。根據2024年6月21日的協調容量計算(CCC)結果，此地區的電力潮流由北向南。預計全天電力潮流將從奧地利流向斯洛維尼亞及匈牙利。同樣，預計電力潮流將從斯洛維尼亞流向克羅埃西亞。事件發生時，匈牙利正在向克羅埃西亞輸出能源。
從克羅埃西亞電網之核心日前容量計算(Core DACC: Day Ahead Capacity Calculation)的角度來看，最具限制性的元件是「Melina-Divaca N-1」偶發事故之Pehlin-Divaca 220 kV線。此元件應用了個別縮減(Individual reductions)，包括事件開始的小時。此外，必須指出該元件的最小剩餘可用餘裕（RAM: Remaining Available Margin）因數為 45.2 %，而不是70 %。
克羅埃西亞(HR)地區全天沒有影子價格(shadow prices)，但鄰國有影子價格（「Maribor-Kainachtal 1」線N-1偶發事故之Obersielach-Podlog線幾乎全天有）。
考慮到事件當天停止運轉的元件，管理電力潮流之選擇有限。所採取的措施，例如個別縮減(individual reductions)及較低的最小剩餘可用餘裕（RAM）因數值，可以作為為保護系統免受過載及壅塞而採取的步驟的示例。因此，沒有得出結論，在協調容量計算(CCC)過程中採取的措施導致了事件之發展。
4.2.5 防禦及復電計劃之一致性評估 (Consistency assessment of defence and restoration plans)
2019年對防禦及復電計劃的一致性評估完成了第一次檢查。期末報告於2020年2月12日獲得 系統運轉委員會(SOC: System Operations Committee) 的批准。2019 年未發現不一致之處。
一致性檢查應每5年執行一次，並在2024年啟動反覆運算(iteration)。
事件發生時，區域協調中心(RCC)的一致性評估正在執行中，2019年之評估與2024年6月21日的緊急應變與復電仍然相關。
第五章 協調中心/同步區域監視之間以及 TSO 之間之溝通 (COMMUNICATION OF COORDINATION CENTRES / SAM AND BETWEEN TSOs)
由於各協調中心(Coordination Centres)與各TSO之間的溝通對於可靠及穩定的系統運轉至關重要，因此本章介紹了事件發生時協調中心與受影響的各TSO之間不同聯繫方式。因此，本章的目的是介紹這方面的可用資料，而其他章節將進一步研究這些資料。
5.1 各協調中心同步區域監視 SAM 之間以及各TSO 之間的溝通(Communication of Coordination Centres SAM and between TSO)
5.1.1 歐洲中部時間 6月21日11：26
黑山TSO(CGES)聯繫了義大利TSO(TERNA)，要求降低 Monita 高壓直流(HVDC)海底電纜互聯線之
設定值(setpoint)，以便執行電壓/無效電力潮流之調整。由於北部邊境的內部壅塞，義大利TSO(TERNA)拒絕了該請求，並提議啟斷義大利TSO(TERNA) KS Kotor之70 MVAr電抗器作為對策。由於當時Lastva及Podgorica 2變電所的電壓高於400 kV，因此該措施被評估為不合適。關於此事沒有進一步溝通。
此事件引發了在受影響TSO之中的一系列溝通交流，以及旨在協調復電供電工作並確保電網的安全高效運轉。以下時間順序概述了關鍵聯繫溝通事件：
5.1.2 歐洲中部時間 6月21日12：24
義大利TSO(TERNA)通知黑山TSO(CGES)，Monita HVDC海底電纜已停止運轉。
5.1.3 歐洲中部時間 6月21日12:27~12：34
在此期間，黑山TSO(CGES)、及波黑TSO(NOSBiH)、克羅埃西亞TSO(HOPS)及阿爾巴尼亞TSO(OST)就各國/地區之事件及系統狀態進行了資訊交流。受影響的TSO將事件的相關細節傳達給鄰近的TSO，包括 義大利(TERNA)、克羅埃西亞(HOPS)、希臘(IPTO)、塞爾維亞(EMS)、匈牙利(MAVIR)及斯洛維尼亞(ELES)。此外，塞爾維亞(EMS)及克羅埃西亞(HOPS)透過使用220 kV及400 kV電力線提供支援。
5.1.4 歐洲中部時間 6月21日12：29
阿爾巴尼亞TSO(OST)通知克羅埃西亞(HOPS) Zemblak（阿爾巴尼亞-OST）-Kardia（希臘-IPTO）400 kV聯絡線已跳脫並要求重新併聯。
5.1.4 歐洲中部時間 6月21日12：34
阿爾巴尼亞TSO(OST)打電話給科索沃TSO(KOSTT)-要求有關 Fierze（阿爾巴尼亞OST）-Prizren（科索沃-KOSTT）220 kV聯絡線投入。
5.1.5歐洲中部時間 6月21日12：36
阿爾巴尼亞TSO(OST)聯繫了希臘TSO(IPTO)，傳達他們備妥投入Zemblak（阿爾巴尼亞-OST）-Kardia（希臘-IPTO）400kV聯絡線以及請求重新併聯。
5.1.6歐洲中部時間 6月21日12：48
黑山TSO(CGES)更新了波黑TSO(NOSBiH)關於 Piva（黑山-CGES）-Sarajevo 20（波黑-NOSBiH） 220 kV聯絡線的運轉狀態，通知他們不要超過100 MW的融通限制。
5.1.7歐洲中部時間 6月21日12:50~12：55
克羅埃西亞(HOPS)及波黑（NOSBiH）之間就Međurić（克羅埃西亞/HOPS）- Prijedor（波黑/NOSBiH）220 kV聯絡線的加壓通電舉行了一系列協調電話會議。這些討論對於實施旨在逐步重建受災地區電力供應之自上而下的復電策略至關重要。
5.1.8歐洲中部時間 6月21日12：56~13:08
黑山TSO(CGES)及阿爾巴尼亞TSO(OST)之間就Podgorica 2（黑山-CGES）-地拉那（阿爾巴尼亞TSO(OST)400 kV聯絡線之加壓通電舉行了幾次通話。這些電話會議的重點是輸電線路投入的關鍵步驟，這是自上而下的復電方式的一部分，來復電黑山(Montenegro)某些地區的電壓。在討論期間，阿爾巴尼亞TSO(OST)為該線路設定了100MW的融通限制，以確保安全運轉以及防止潛在的系統過載。
5.1.9歐洲中部時間 6月21日13:06
克羅埃西亞(HOPS) 通知波黑（NOSBiH）， Sisak（克羅埃西亞/HOPS）- Prijedor （波黑/NOSBiH）220 kV聯絡線之維護作業已經完成。波黑（NOSBiH）回應說，他們這邊的相關工作許可證繼續開啟。
5.1.10歐洲中部時間 6月21日13:16
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）聯繫溝通，他們準備投入Konjsko（克羅埃西亞/HOPS）-Mostar 4（波黑/NOSBiH）400 kV聯絡線。隨後討論了如果波黑（NOSBiH）啟斷Sarajevo 10 – Mostar 4 400kV架空線號是否會更有利地投入400 kV 環路。
5.1.11歐洲中部時間 6月21日13:24~13:28
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Konjsko（克羅埃西亞/HOPS）-Mostar 4（波黑/NOSBiH）400 kV聯絡線有關。
5.1.12歐洲中部時間 6月21日13:36
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的通話與投入Mostar 4 （波黑/NOSBiH）-Zakučac （克羅埃西亞/HOPS）220 kV聯絡線有關。
5.1.13歐洲中部時間 6月21日13:46
克羅埃西亞(HOPS)與匈牙利(MAVIR)之間就 Ernestinovo（克羅埃西亞/HOPS）-Pecs ckt2（匈牙利/MAVIR）400 kV聯絡線的加壓通電對話聯繫。
6月21日，歐洲中部時間13：54：
5.1.14歐洲中部時間 6月21日13:54
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的通話與投入Trebinje（波黑/NOSBiH）-Perućica （黑山/CGES）220 kV聯絡線有關。
5.1.15歐洲中部時間 6月21日13:56
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的通話與投入 trebinje（波黑/NOSBiH）-Plat（克羅埃西亞/HOPS）220 kV聯絡線有關。
5.1.16歐洲中部時間 6月21日13:56~14:19
塞爾維亞(EMS) 與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Janja-Lesnica110 KV聯絡線有關。
5.1.17歐洲中部時間 6月21日14:13
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的通話與投入Opuzen-Neum10 KV聯絡線有關。
5.1.18歐洲中部時間 6月21日14:28~14:35
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入 Županja-Orašje110 KV聯絡線有關。
5.1.19歐洲中部時間 6月21日14:37~15:03
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Neum-Ston 110 KV聯絡線有關。
5.1.20歐洲中部時間 6月21日14:44~14:50
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Grahovo-Knin 110 KV聯絡線有關。
5.1.21歐洲中部時間 6月21日14:49
黑山(CGES)與波黑（NOSBiH）之間就投入Podgorica 1（黑山/CGES）-Koplik（阿爾巴尼亞/OST）220 kV聯絡線通話。
5.1.22歐洲中部時間 6月21日14:56~15:01
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Đakovo （克羅埃西亞/HOPS）-Gradacac （波黑/NOSBiH）220 kV聯絡線 及 Đakovo （克羅埃西亞/HOPS）-Tuzla （波黑/NOSBiH）220 kV聯絡線 有關。
5.1.23歐洲中部時間 6月21日14:59~15:05
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入 Mazin（克羅埃西亞/HOPS）-K. Vakuf（波黑/NOSBiH）110 KV聯絡線及 Đakovo（克羅埃西亞/HOPS）150 MVA變壓器有關。
5.1.24歐洲中部時間 6月21日15:03~15:05
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Mazin（克羅埃西亞/HOPS）-K. Vakuf（波黑/NOSBiH）110 KV聯絡線及 Đakovo（克羅埃西亞/HOPS）150 MVA變壓器有關。
5.1.25歐洲中部時間 6月21日15:07~15:16
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Livno-B. Blato 110 KV聯絡線有關。
5.1.26歐洲中部時間 6月21日15:29
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的通話與投Imotski-Grude 110 KV聯絡線有關。
5.1.27歐洲中部時間 6月21日15:31~15:34
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Capljina-Opuzen110 KV聯絡線有關。
5.1.28歐洲中部時間 6月21日15:36
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Livno-B.Blato 110 KV聯絡線有關。
5.1.29歐洲中部時間 6月21日15:41~15:59
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Prijedor（波黑/NOSBiH）-Sisak （克羅埃西亞/HOPS）220 kV聯絡線 有關。
5.1.30歐洲中部時間 6月21日15:41~15:59
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與在Mostar 4變電所（波黑/NOSBiH）中啟斷Zakucac（克羅埃西亞/HOPS）220 kV聯絡線有關。
5.1.31歐洲中部時間 6月21日15:56
黑山(CGES)與波黑（NOSBiH）之間通話與投入Nikšić-Bileća110 KV聯絡線 有關.
5.1.32歐洲中部時間 6月21日16:00
克羅埃西亞(HOPS)與波黑（NOSBiH）之間的幾次通話與投入Komolac-trebinje110 KV聯絡線 有關。
5.2 各區域協調中心(RCC)之間的溝通(Communication between RCCs)
在事故發生期間，值班的安全協調中心(SCC : Security Coordination Centre)運轉人員總共接到了來自其他區域協調中心(RCC)的三通電話，但沒有收到來自安全協調中心(SCC)各TSO關於事件肇因及進一步情況的正式電話。
在這些電話中，來自Coreso及TSCNET區域協調中心(RCC)的運轉人員試圖弄清楚有關事件情況的更多細節。由於沒有來自各TSO的資訊，值班的安全協調中心(SCC)運轉人員收集的所有資訊都是非官方的（媒體、其他電話……）。根據為事件時間戳執行的操作程序，沒有跡象顯示可能導致受影響地區發生事件/停電之危急情況，在安全協調中心(SCC)運轉人員與其他區域協調中心(RCC)的電話中分享了這一情況。
5.2.1歐洲中部時間 6月21日13:23
安全協調中心(SCC)與Coreso區域協調中心(RCC)之間通話。
5.2.2歐洲中部時間 6月21日13:35
安全協調中心(SCC)與TSCNET區域協調中心(RCC)之間通話。
5.2.3歐洲中部時間 6月21日16:28
安全協調中心(SCC)與Coreso區域協調中心(RCC)之間通話。
5.3 受影響TSO與同步區域監視中心（SAM）之間的溝通 (Communication between affected TSO and Synchronous Area Monitor (SAM))
根據偶數月之定義，瑞士TSO(Swissgrid)應作為同步區域監視（SAM: Synchronous Area Monitor），因此在停電事故後接管了協調工作。本節介紹了瑞士TSO(Swissgrid)與各TSO之間關鍵交互的時間表。
5.3.1歐洲中部時間 6月21日12:27
瑞士TSO(Swissgrid)接到德國Amprion TSO的電話，並被告知頻率跳動(jump.)。瑞士TSO(Swissgrid)也證實，它已經注意到了這一跳動。德國Amprion及Swissgrid TSO進一步簡要討論了此事件及進一步的協調，因為此時克羅埃西亞TSO(HOPS)的頻率測量在歐盟意識系統（EAS: European Awareness System）上被標記為失效(invalid)。無論如何，SAM 無法明確確認克羅埃西亞TSO(HOPS)是肇因(cause)。
5.3.2歐洲中部時間 6月21日12:29
瑞士TSO(Swissgrid)聯繫了斯洛維尼亞、克羅埃西亞與波黑控制區塊(SHB: Control Block Slovenia, Croatia and Bosnia/Herzegovina)的領導者斯洛維尼亞TSO(ELES)，後者報告了克羅埃西亞TSO(HOPS)的大量負載跳脫，並表示：「[…]許多人沒有電可用。[…]」.南與北協調中心(CC South & North)向斯洛維尼亞TSO(ELES)提供了協助，但當時斯洛維尼亞TSO(ELES)拒絕了，表示他們將在新資訊變成可用時提供進一步的更新。
5.3.3歐洲中部時間 6月21日12:38
瑞士TSO(Swissgrid)向德國Amprion TSO通報南與北協調中心(CC South & North)提供了協助的援助提議，但斯洛維尼亞TSO(ELES)隨後拒絕。
5.3.4歐洲中部時間 6月21日12:50
頻率保持在50 mHz 的上限。瑞士TSO(Swissgrid)聯繫了斯洛維尼亞TSO(ELES)，再次詢問他們是否需要協助。斯洛維尼亞TSO(ELES)接受了。瑞士TSO(Swissgrid)表示，一旦他們需要負電力(negative power)，他們可以立即取得聯繫。斯洛維尼亞TSO(ELES)也提供了有關波黑(波士尼亞及黑塞哥維那)、阿爾巴尼亞、黑山及克羅埃西亞停電事故情況的資訊。但是，他們還沒有關於控制區組中所有受影響線路它們的區域控制誤差(ACE)概覽。
5.3.5歐洲中部時間 6月21日13:01
斯洛維尼亞TSO(ELES)聯繫了瑞士TSO(Swissgrid)並提供了有關停電事故情況的另一次更新。他們暫時不需要任何協助。但是，他們想知道協助會是什麼樣子。
5.3.6歐洲中部時間 6月21日13:18
瑞士TSO(Swissgrid)再次通知了德國Amprion TSO。他們討論了是否應該正常執行可能的低頻卸載(LLFD: Low Frequency Demand Disconnection ) 程序，或者是否應該執行調整(adjustments)。瑞士TSO(Swissgrid)建議，所有程序都應按計劃執行，前提是沒有收到受影響TSO的進一步意見-包括可能的低頻卸載(LLFD)。
5.3.7歐洲中部時間 6月21日13:26
瑞士TSO(Swissgrid)聯繫了阿爾巴尼亞TSO(OST)。OST拒絕了協助提議，聲稱這是不必要的。他們詳細闡述了他們所採取的措施，包括啟動發電廠機組及管理受影響的輸電線路。阿爾巴尼亞TSO(OST)表示他們打算復電黑山及阿爾巴尼亞之間的400 kV及220 kV線路，並澄清說這些線路已經加壓，但黑山尚未投入運轉。
5.4 ENTSO-E意識系統（EAS）(ENTSO-E Awareness System)
歐盟意識系統（EAS: ENTSO-E Awareness System）是為應付重大事件而啟動的，讓ENTSO-E 架構內的各個TSO能夠協調反應。以下是在一系列事件期間各個受影響TSO 之系統狀態的詳細變化。
5.4.1 克羅埃西亞TSO(HOPS)：
12:28:06-警報狀態(Alert State)-「07 嚴重事件(Critical Event)」
12:39:47-緊急狀態(Emergency State)
12:57:56-復電狀態(Restoration State)
14:50:03-警報狀態(Alert State)
15:03:10-正常狀態(Normal state)
5.4.2 波黑TSO（NOSBiH）：
12:36:15-全黑狀態(Black Out State)-「07 嚴重事件(Critical Event)」
12:53:07-復電狀態(Restoration State)
14:29:38-警報狀態(Alert State)- 「01 N-1 違規 (01 N–1 Violation)」
15:09:49-正常狀態(Normal state)
5.4.3阿爾巴尼亞TSO(OST)
12:38:07-警報狀態(Alert State)-「07 嚴重事件(Critical Event)」
12:48:05-復電狀態(Restoration State)
13:08:48-警報狀態(Alert State)- 頻率下降(Frequency Degradation)」
13:11:48-警報狀態(Alert State)- 「01 N-1 違規 (01 N–1 Violation)」
15:03:29-正常狀態(Normal state)
5.4.4黑山TSO(CGES)
13:08:51-復電狀態(Restoration State)
15:37:53-正常狀態(Normal state)
5.5 結論(Conclusion )
在關鍵事件期間及隨後的復電過程中有效溝通至關重要。TSO被告知了擾動，從而能夠對受影響地區的電壓崩潰及停電做出快速反應。這種及時的溝通促進了協調工作成效，並確保了復電過程的必要前提條件及準備措施得到有效實施。
第六章 復電過程 (RESTORATION PROCESSES)
6.1 復電過程的前提條件及準備措施(Preconditions and preparatory actions for restoration Processes)
由於歐盟意識系統（EAS: European Awareness System）中的紅綠燈號發生變化，各TSO在擾動後不久收到資訊，稱阿爾巴尼亞、黑山、波黑(波士尼亞及黑塞哥維那)以及克羅埃西亞的大部分輸電系統遭遇到電壓崩潰，隨後完全或部分全黑停電事故（如圖 57 所示）。
圖57：中歐(CE)東南部在6月21日發生大停電之國家(藍色區域)
在6月21日中歐(CE)東南部的停電事件期間，克羅埃西亞TSO(HOPS)在Osijek的一小部分地區及Dalmatia的幾乎整個地區都停電了。
波黑TSO（NOSBiH）及 阿爾巴尼亞TSO(OST)（除了希臘系統在阿爾巴尼亞南部輻射向供應的小負載外）所有系統都停電，電力系統的最快復電過程是使用相鄰之聯絡線來執行。
黑山TSO(CGES)分為北部供電及南部停電，復電計畫是將黑山TSO(CGES)系統的這兩個部分連接起來，注意內部電力潮流。
在受影響TSO之間交換了與事件相關的資訊後，各TSO的復電計劃立即開始。
聯絡線用於復電過程的自上而下的方法，根據各TSO之間輸電系統運轉操作協定，注意聯絡線上的有效電力潮流。
6.2 復電順序(Restoration sequences)
6.2.1 克羅埃西亞TSO(HOPS)
由於波黑(波士尼亞及黑塞哥維那)的全停電狀態以及因為Melina-Velebit 400 kV架空線之停電維護，克羅埃西亞TSO(HOPS)調度員開始了Dalmatia地區從220 kV電壓層級（自上而下的方法）的復電過程。在克羅埃西亞TSO(HOPS)電網中元件之復電並聯順序如圖58所示：
【註: ○1係代表圖58(及其他操作順序圖)中標示圓圈中數字1，也就是操作順序1，以此類推操作順序2、3…… 】
○1- 在12：52第一次重新併聯是Brinje-Pađene220 kV架空線，
○2- 12：53 投入Pađene-Konjsko 220 kV架空線，
○3 – 12：54 投入Konjsko-Zakučac220 kV架空線，然後在12：55在Zaku čac 變電所220/110 kV變壓器並聯運轉。
此操作之目的是為 Zaku čac 水力發電廠(水力發電廠)的220 kV母線加壓，以及加壓連接靜態無效電力補償器（SVC）之Konjsko變電所220 kV母線。
由於220 kV電網中的電壓過高，克羅埃西亞TSO(HOPS)調度員在13：02併聯了出力為63 MW的 Zaku čac水力發電廠，並在13：05 投入Konjsko變電所220 kV母線的SVC。這些操作有助於解決由長距離送電線路所引起之高電壓問題（Ferranti 效應），如圖 59 所示。
圖58：克羅埃西亞TSO(HOPS)系統復電過程期間的逐步操作
圖59：系統復電過程期間SVC在Konjsko及Zakučac變電所之電壓的影響
在中斷了Melina-Velebit400 kV架空線停電工作後，克羅埃西亞TSO(HOPS)調度員開始400 kV電壓層級系統復電：
○4- 13：09 投入Melina-Velebit400 kV架空線，
○5- 13：11 投入Velebit-Konjsko 400 kV架空線， Konjsko變電所於 13：14及13：15投入兩台400/220 kV變壓器，13：19 投入Konjsko變電所兩台220/110 kV變壓器。經過這些操作，此地區最重要的變電所幾乎完全加壓通電了。
○6- 13：24 投入了Konjsko-Bilice 1 220 kV架空線及Konjsko-Bilice 2 220 kV架空線、
○7- 以及Bilice-Zakučac 220 kV架空線，13：51投入了 Bilice變電所的220/110 kV變壓器。
在14：04投入 Velebit變電所 400/110 kV 變壓器。
克羅埃西亞TSO(HOPS)Dubrovnik周圍之部分系統開始由波黑TSO(NOSBiH)系統加壓：
○8-14：09 投入trebinje（波黑/BA）-Plat（克羅埃西亞/HR）220 kV聯絡線， 然後在 14：14 投入 Plat變電所的220/110 kV變壓器。
15：00 投入 Đakovo （克羅埃西亞/HR）-Gradačac（波黑/BA）220 kV聯絡線及隨後的；
○9- 投入Đakovo（克羅埃西亞/HR）- Tuzla火力發電廠（波黑/BA）220 kV聯絡線。在15：20 時， Đakovo變電所的第一台220/110 kV變壓器投入，15：26 第二台 220/110 kV 變壓器也投入。
6.2.2 波黑TSO(NOSBiH)
在與克羅埃西亞TSO（HOPS）、塞爾維亞TSO（EMS）及黑山TSO（CGES）的鄰國 TSO交換有關事件的資訊後，立即開始復電計劃。
與克羅埃西亞TSO（HOPS）、塞爾維亞TSO（EMS）及黑山TSO（CGES）之互聯聯絡線沒有啟斷，被用來自上而下的方法執行復電。
在開始復電過程之前，波黑TSO(NOSBiH)的調度員根據復電計劃啟斷在變電所的所有斷路器。
從Ugljevik變電所到Ernestinovo（克羅埃西亞/HR）及S. Mi Trovica 2（塞爾維亞/RS）的兩條400 kV連絡線都在運轉，波黑/NOSBiH 調度員決定從Ugljevik變電所開始進行復電過程（如圖 60 所示）。
圖60：波黑TSO(NOSBiH)系統復電過程期間的逐步操作
○1- 復電工作於12點33分開始，當投入Ugljevik-Tuzla 4400 kV架空線內部線路， Tuzla 4 變電所之400 kV母線加壓，這對波黑TSO(NOSBiH)來說是最重要的工作之一。
○2- 12點41分，投入Sarajevo 20-Piva的220 kV聯絡線，將系統與黑山TSO(CGES)的北部重新併聯，
○3- 然後立即投入 Sarajevo 20-Sarajevo 10 400 kV架空線，為Sarajevo 10變電所的400 kV母線加壓，並將在Sarajevo 10變電所的400/110 kV變壓器投入運轉。
○4- 12：46 投入Tuzla 4-Sarajevo 10 400 kV架空線，重新連接黑山TSO(CGES)北部系統，
○5- 並立即投入Tuzla 4-Stanari400 kV架空線，
○6- 13：05 投入Stanari-Banja Luka 6 400 kV架空線， 13：07 在Banja Luka 6變電所投入 400/110 kV變壓器。從這一刻起，四個最重要的400 kV變電所有三所加壓了。
○7- 12：55，從 Prijedor 2 變電所開始投入 Međurić-Prijedor 2220 kV聯絡線，
○8- 13：00開始為 Jajce 2 220 kV 變電所加壓，並繼續加壓到Jablanica 220 kV變電所，在那裡連接了 Rama水力發電廠（裝置容量 170 MW）及 Grabovica水力發電廠（裝置容量114 MW）。
○9- 在Tuzla 4變電所投入400/220 kV變壓器後，13：28 投入 Tuzla 4-Zenica 2 220 kV架空線，13：42 投入 Zenica 2-Kakanj V（Kakanj火力發電廠裝置容量215 MW）220 kV架空線，13：43 投入Kakanj-Kakanj V 220 kV架空線連接了220 kV電網環路。
由於電力系統中長距離低載流送電線路會產生高電壓(法蘭蒂效應)，因此等待從Konjsko（克羅埃西亞/HR）400 kV變電所或 Zakučac（克羅埃西亞/HR）220 kV變電所到Mostar 4變電所的加壓是最快的解決方案。
○10- Konjsko（克羅埃西亞/HR）-Mostar 4（波黑/BA）400 kV聯絡線在 13：47 投入，緊接著是 Mostar 4變電所的400/220 kV變壓器，
○11- 下一步是從Mostar 4變電所加壓Mostar 3 220 kV變電所，以及從Mostar 3加壓Trebinje 220 kV變電所。
○12- 14：06，從Mostar 4 400 kV電所加壓Gacko 400 kV變電所，
○13- 緊接著加壓Trebinje 400 kV變電所，14：07 投入Trebinje變電所的400/220 kV變壓器。
○14- 然後在14：09投入Trebinje（波黑/BA）-Plat（克羅埃西亞/HR）220 kV聯絡線。
○15- 15：05 投入Sarajevo 10 – Mostar 4 400 kV架空線，
○16- 15：06 立即投入Trebinje（波黑/BA）-Lastva（黑山/ME）400 kV聯絡線，
○17- 15：08 投入Trebinje（波黑/BA）-Perućica （黑山/ME）220 kV聯絡線。
6.2.3 黑山TSO（CGES）
黑山TSO（CGES）分為北部（送電中）及南部（停電中），復電計畫是將黑山TSO（CGES）系統的這兩個部分連接起來，注意內部的電力潮流。
在開始並聯之前，黑山TSO（CGES）的調度員根據復電計劃啟斷了電網南部變電所之所有斷路器。
黑山TSO（CGES）電網中元件之重新連接順序如圖 61 所示。復電黑山TSO（CGES）電力系統南部的最快方法是將兩個分離的部分同步。
黑山TSO（CGES）電網南部的復電過程：
○1- 從12：39 Mojkovac-Podgorica 1 220 kV架空線的重新連接開始，
○2- 緊接著在12：40 投入Podgorica 1- Perućica水力發電廠 220 kV架空線。12 點46分， 投入Podgorica 1變電所 1號220/110 kV變壓器，並開始為黑山首都的用戶加壓復電，而 Podgorica 1變電所的第二台 220/110 kV變壓器於13點3 分投入。
○3- 之後，13：01 投入 Tirana 2 （阿爾巴尼亞/AL）-Podgorica 2（黑山/ME）400 kV聯絡線 及 13：02 在Podgorica 2變電所投入#2 400/110 kV變壓器 。從這一刻起，黑山TSO（CGES） 與阿爾巴尼亞TSO(OST)系統重新同步並聯。
○4- 13：49 連接了Podgorica 2-Lastva 400 kV架空線及 Lastva變電所的兩台400/110 kV變壓器。
○7- 13：49 投入在Peru ćica水力發電廠的Trebinje 220 kV聯絡線，與波黑TSO(NOSBiH)電網的南部系統重新併聯同步，而在Trebinje變電所於15：08投入並聯 PeruĆica水力發電廠。
13：58 在 Podgorica 2變電所 投入 400/110 kV變壓器 1。
14：01 投入Ribarevine-Podgorica 2 400 kV架空線，並在 1 分鐘後啟斷。
○5- 14：51 投入 Podgorica 1（黑山/ME）-Koplik（阿爾巴尼亞/AL）220 kV聯絡線。
○6- 15：05 在 Lastva變電所投入 Lastva（黑山/ME）-Trebinje（波黑/BA）400 kV聯絡線。及
○8- 15：16 投入Lastva-HVDC (高壓直流) 1 及 Lastva-HVDC (高壓直流) 2
圖61：黑山(蒙特內哥羅)TSO(NOSBiH)系統復電過程期間的逐步操作
6.2.4阿爾巴尼亞TSO(OST)
阿爾巴尼亞TSO(OST)電網元件的重新併聯順序如圖 62 所示。由於在Zemblak、Elbasan 2及 Tirana 2變電所的斷路器已投入，
○1- 因此在12：38投入 Kardia （希臘/GR）-Zemblak （阿爾巴尼亞/AL）400 kV聯絡線後， Zemblak、Elbasan 2 及 Tirana 2 400 kV母線上立即出現電壓。
圖62：阿爾巴尼亞TSO(OST)系統復電過程期間的逐步操作
Elbasan 2及Tirana 2的 400/220 kV變壓器的斷路器已投入，因此， Elbasan 2 及 Tirana 2 變電所的220 kV母線立即加壓受電。
Elbasan 2變電所、Elbasan 1變電所、Burelli變電所、Peshquesh變電所、Fier變電所、Rashbull變電所、Karvast變電所、Moglice變電所 的 220 kV 斷路器立即投入並通電。
○2- 12：40 透過 Pristina 2-Fierza 220 kV聯絡線與 科索沃TSO(KOSTT)系統重新同步並聯， Koman變電所 及 Fangu變電所 的母線立即加壓通電。
○3- 12：59 透過 Tirana 2（阿爾巴尼亞/AL）-Podgorica 2（黑山/ME）400 kV聯絡線與黑山TSO(CGES)重新同步並聯、
○4- 13：06 透過Koplik（阿爾巴尼亞/AL）-Podgorica 1（黑山/ME）220 kV聯絡線與黑山TSO(CGES)重新同步並聯。
6.3 恢復發電措施(Generation recovery actions)
6.3.1 克羅埃西亞TSO(HOPS)
位於Brinje變電所的Senj風力發電場總出力為34 MW，於 12：24 啟斷，並於12：30 投入並聯。
位於Plat變電所的Dubrovnik G1水力發電廠 總出力為97 MW，於12：21啟斷，並於14：43 同步並聯。
圖63：克羅埃西亞TSO(HOPS)系統之發電曲線
6.3.2 波黑TSO(NOSBiH)
位於HE Dubrovnik變電所的Dubrovnik水力發電廠G2，總出力為107MW，於 12：21 啟斷，並於14：45並聯。
位於HE Trebinje1變電所的Trebinje 1水力發電廠，總出力為46 MW，於12：21啟斷，並於14：10並聯。
位於TE Tuzla變電所的Tuzla火力發電廠G4，總出力為169 MW，於12：23啟斷，並於20：30並聯。
位於 TE Tuzla變電所的Tuzla火力發電廠G5，總出力為173 MW，於12：24啟斷，並於次日並聯。
位於TE Stanari變電所的Stanari火力發電廠總出力為260 MW，於 12：25 啟斷，並於第二天並聯。
位於SE Hodovo變電所的Hodovo太陽能發電場(SPP)，總出力為34 MW，於 12：24 啟斷，並於 16：15 並聯。
位於SE Bileća變電所的Bileća太陽能發電場，總出力為45 MW，於12：24 啟斷，並於 15：30 並聯。
位於SE Petnjik變電所的Petnjik太陽能發電場總出力為 21 MW，於12：24啟斷，並於16：05並聯。
位於TE Kakanj變電所的Kakanj火力發電廠G5，總出力為81 MW，於12：24啟斷，並於21：00並聯。
位於TE Kakanj變電所的Kakanj火力發電廠 G6 總出力為 85 MW，於 12：24 啟斷，並於 21：05並聯。
位於HE Jablanica變電所的Jablanica水力發電廠，總出力為 85 MW，於 12：24 啟斷，並於 14：55並聯。
位於 SE Zvizdan變電所的Zvizdan太陽能發電場，總出力為 12 MW，於12：24 啟斷，並於14：57並聯。
位於HE Mostar變電所的Mostar水力發電廠，總出力為14 MW，於12：21啟斷，並於14：35 並聯。
圖64：波黑TSO(NOSBiH)系統之發電曲線
6.3.3 黑山TSO(CGES )
位於Perućica變電所的PeruĆica水力發電廠於12：22總出力約為 110 MW，於12：24 啟斷， 並於13：41並聯。
位於Piva變電所的Piva水力發電廠總出力為99 MW，於 12：33 啟斷，並於15：15 並聯。
圖65：黑山TSO(CGES )系統之發電曲線
6.3.4 阿爾巴尼亞TSO(OST)
位於Vau Dejes變電所的Vau Dejes水力發電廠總出力為40 MW，於12：24啟斷，並於 13：11 並聯。
位於Fierze變電所的Fierze水力發電廠總出力為109 MW，於12：24啟斷，並於12：43並聯。
位於Fang變電所的Fang水力發電廠總出力為61 MW，於12：24啟斷，並於12：48並聯。
位於 Koman變電所的Koman水力發電廠，總出力為211 MW，於12：24啟斷，並於13：30並聯。
圖66：阿爾巴尼亞TSO(OST)系統之發電曲線
6.4 用戶復電措施 (Load recovery actions)
6.4.1 克羅埃西亞TSO(HOPS)
克羅埃西亞TSO(HOPS)系統負載跳脫了大約700 MW。下圖顯示了復電過程中 克羅埃西亞TSO(HOPS)系統用電量之增加。用戶負載的復電速度取決於配電調度中心(DSO)及電網中心(network centres)。
圖67：克羅埃西亞TSO(HOPS)系統之負載曲線
6.4.2 波黑TSO(NOSBiH)
波黑(波士尼亞與赫塞哥維納)TSO(NOSBiH)系統發生全黑跳脫了所有負載。下圖顯示了復電過程中 波黑TSO(NOSBiH)系統之負載增加。負載的復電速度取決於配電調度中心(DSO)及電網中心(network centres)。
圖68：波黑TSO(NOSBiH)系統之負載曲線
6.4.3 黑山TSO(CGES)
黑山TSO(CGES)系統跳脫了大約70%的負載。下圖顯示了復電過程中 黑山TSO(CGES)系統負載之增加。系統負載的復電速度取決於配電調度中心(DSO)及電網中心(network centres)。
圖69：黑山TSO(CGES)系統之負載曲線
6.4.4 阿爾巴尼亞TSO(OST)
阿爾巴尼亞TSO(OST)幾乎跳脫了所有系統負載;只有一小部分電網輻射狀連接到希臘TSO(IPTO)電力系統。下圖是復電過程中阿爾巴尼亞TSO(OST)系統負載之增加。系統負載的復電速度取決於配電調度中心(DSO)及電網中心(network centres)。
圖70：阿爾巴尼亞TSO(OST)系統之負載曲線
6.5 復電完畢及重返市場 (End of restoration and return to market)
6.5.1 克羅埃西亞TSO(HOPS)
14：04在TS Velebit變電所重新併聯400/110 kV變壓器，可以認為是Dalmatia地區中部復電完畢，因為從這一刻起，此地區所有重要的變壓器都已投入。
14：14在 TS Plat變電所220/110 kV變壓器重新併聯，可以認為是Dubrovnik市週圍部分復電完畢。
15：20 在 TS Đakovo變電所220/110 kV變壓器重新併聯，可以認為是Osijek地區復電完畢，需要注意的是，所有停電的110/x 變電所在上述變壓器重新併聯之前都存在110 kV電壓加壓中。
克羅埃西亞TSO(HOPS)沒有中斷市場運作。
6.5.2 波黑TSO(NOSBiH)
隨著在TS Mostar 4變電所220/110變壓器於14：18重新併聯，波士尼亞及黑塞哥維那用電負載的所有重要變壓器都已投入。系統負載的復電速度取決於配電調度中心(DSO)及電網中心(network centres)。波士尼亞及黑塞哥維那的能源市場於16：00再次開放。
6.5.3 黑山TSO(CGES)
13：49 TS Lastva變電所兩台400/110 kV變壓器投入時間可以看作是黑山TSO(CGES)系統復電的完畢時刻。黑山TSO供應系統負載的所有重要變壓器都已投入。系統負載的復電速度取決於配電調度中心(DSO)及電網中心(network centres)。CGES 沒有中斷市場運作。
6.5.4 阿爾巴尼亞TSO(OST)
在12：59及13：06與黑山TSO的兩條連絡線的投入可以認為是復電完畢，因為大多數開關仍然投入，因此系統負載的復電也很快，如圖 70 所示。
6.6 經驗教訓 (Lessons learned)
無論是在系統正常狀態下還是在系統緊急狀態下，都必須確保根據各TSO之間的復電計劃及輸電系統運轉協定來執行啟斷/投入元件之操作。考慮到我們知道在這種情況下，錯誤發生是不可避免的，因此有必要將它們減少到最低限度。
根據管理輸電系統的規定程序及規則，需要將電壓優先分配給更重要的負載節點(變電所)以及發電機組，以便重新並聯以及提供必要的電力來滿足用電需求。
應該注意的是，與鄰近調度中心的溝通、團隊組織及工作協調尤為重要。這大大緩解了新建立的情況，並且更快地實現了共同目標 – 將系統復原到正常狀態。
這一事件對於那些「在防禦前線」的人來說是一次寶貴的經驗，而且在這種情況下，調度員重要的知識已經得到了進一步的擴展。
第七章 根據 ICS 方法之事件分類(CLASSIFICATION ON THE INCIDENT BASED ON THE ICS METHODOLOGY )
事件分類量表(ICS: Incident Classification Scale)方法係根據歐洲議會及理事會2009年7月13日（EC）第714/2009號規則制定，以及更新，以滿足2017年8月2日歐盟委員會規則（EU）2017/1485第15條規定的目標及安全指標要求，此規則建立了輸電系統運轉指南（SOGL: guideline on electricity transmission system operation）。這些定義進一步擴展，來提供事件期間SOGL第18條所指之系統狀態的真實檢視。
圖71：事件分類量表
圖 71 顯示了從ICS方法的準則及相對應之量表(scale)。此外，它們按優先順序排序。#1標記具有最高優先順序的準則，#27 標記最低優先順序之準則。一件事件可以由多重事件組成，並且可以滿足多重準則。在這種情況下，最高準則決定了事件的大小規模。如果出現等級2或等級3，則由專家小組執行調查。雖然只有最高優先順序準則係與決定量表相關，但也評估了其他準則。
7.1 事件大小規模 (Scale of the incident)
ICS 在此次事件中的最高準則是OB3(全黑大停電)準則。如果系統負載跳脫超過 50% 或至少三分鐘完全沒有電壓，則符合此準則。這是根據輸電調度中心(TSO)的控制區域評估的。2024年6月21日的系統負載跳脫為：
阿爾巴尼亞 1,102 MW（事件發生前系統負載的97%）
波黑(波士尼亞及黑塞哥維那) 1,500 MW（事件發生前系統負載的100%）
克羅埃西亞 709 MW（事件發生前系統負載的26%）
黑山(蒙特內哥羅)338 MW（事件發生前系統負載的72%）
這意味著阿爾巴尼亞、波黑(波士尼亞及黑塞哥維那)及黑山符合OB3 準則。對於克羅埃西亞，系統負載跳脫低於50 % 但高於10 %，因此符合L2 準則。因此，此事件總體上被歸類為等級3(scale 3)。
上述四個TSO（阿爾巴尼亞/OST、波黑/NOSBiH、黑山/CGES 及 克羅埃西亞/HOPS）被認為受到等級 2或等級 3事件之影響。在本報告中，無論何時使用「受影響的 TSO(affected TSOs)」一詞，應明確理解這些陳述僅指這些TSO。
7.2 區域協調中心(RCC) 調查門檻 (RCC Investigation Threshold)
區域協調中心(RCC)運轉後與擾動後分析以及通報方法已根據歐洲議會及理事會 2019年6月5日關於內部電力市場的規則（EU）2019/943第37（1）（i）條制定，來定義 區域協調中心(RCC)任務。如果同時符合以下兩個準則，則此方法預計，除了專家組的工作外，還會執行區域協調中心(RCC)調查：
a.如果一TSO採取的行動處於緊急、停電或復電系統狀態，另一個TSO已從正常或警報系統狀態轉變為緊急系統狀態;及
b. 此事件已被確認為至少ICS方法定義的等級2事件。
事後分析證實，阿爾巴尼亞、波黑及黑山在事件發生期間處於緊急狀態、全停電及復電狀態，克羅埃西亞處於緊急狀態。因此，此事件達到了區域協調中心(RCC)調查門檻，將啟動區域協調中心(RCC)調查。RCC調查的結論將添加作為期末報告的專門章節。
7.3事件相關之所有事件的大小規模 (Scale of all events linked to the incident)
除了決定事件大小規模的OB3及L2準則之外，其他幾件事件係與符合其他 ICS 準則之事件相關聯。表20中包括所有準則的摘要。
第3.1節列出了事件期間所有相關的跳脫事件。Ribarevina(黑山/CGES) – Podgorica 2(黑山/CGES)之第一次跳脫導致不符合N-1準則（T1）。進一步的跳脫導致違反了運轉安全限制（T2）。後果僅限於阿爾巴尼亞/OST、波黑/NOSBiH、克羅埃西亞/HOPS 及 黑山/CGES轄區。然而，跳脫的元件包括與 義大利/Terna、希臘/IPTO 及 科索沃/KOSTT 之聯絡線。
G準則評估事件期間發電機組之跳機。阿爾巴尼亞/OST、克羅埃西亞/HOPS 及 黑山/CGES的發電量跳脫≤ 600 MW，低於規模等級（BS）。波黑/NOSBiH在其控制區域跳脫了大約 1,365 MW，這違反了G0準則。總跳脫發電量約為 2.2 GW （G1）。
ON準則評估違反N及 N-1準則。在 Ribarevina（黑山/CGES）-Podgorica 2（黑山/CGES）跳脫後，Zemblak（阿爾巴尼亞/OST）-Kardia（希臘/IPTO）跳脫違反了運轉安全限制，電網不再是N-1安全。這是從12：09開始違反ON1準則。隨著4個元件在12：21跳脫，阿爾巴尼亞/OST、波黑/NOSBiH 及 克羅埃西亞/HOPS 與運轉安全限制存在大面積偏差，導致違反 ON2 準則。
OV準則評估違反電壓標準之情況。相關門檻值為 < 0,85 pu，持續 > 30 秒。12：21的第一次電壓降持續了< 30 秒，因此不違反ICS準則。第二次下降及崩潰始於黑山/CGES 的12：23：37及克羅埃西亞/HOPS的 12：23：34，由於它影響了鄰近的TSO，因此被視為OV2。對於阿爾巴尼亞/OST及波黑/NOSBiH，元件跳脫並在 < 30 秒內降至0kV。因此，對於阿爾巴尼亞/OST及波黑/NOSBiH，它們不被視為違反OV準則。
表20：TSO違反ICS準則表。每次違反ICS準則時之表格方塊中都有一個 X。 2024年6月21日發生的等級3事件期間，並未違反頻率降級(F)、系統分離 (RS)、備用容量減少(RRC) 以及工具與手段和設施喪失(LT)等準則。
第八章 後續步驟 (NEXT STEPS)
如第7章關於根據ICS方法的事件分類所述，2024年6月21日的事件在ICS方法下被歸類為等級3事件。
專家小組的期末報告不僅將提供對事件的分析，還會在必要時提出建議，來協助防止將來再發生類似事件。調查將側重於幾個關鍵面相，包括：
電壓崩潰之一般及具體分析，特別是在這種情況下;
對事件執行技術檢查;
調查導致事件之主要原因及其他關鍵因素;及
結論，以及根據調查結果建議採取之任何措施。
專家小組來自受影響及未受影響TSO的代表、區域協調中心(RCC) 及 ENTSO-E 工作小組的成員以及 能源管制機構合作署(ACER)及國家管制機構(NRA)的代表組成。該小組於2024年7月開始工作，預計將於2025年初在ENTSO-E網站上發佈總結其調查結果之期末報告。
為了加快調查，各TSO已經執行了初步分析，專注以下關鍵問題：
此事件的根本肇因是什麼，為什麼無法預防？
在擾動期間需要考慮那些其他重要因素？
那些防禦措施有效地防止了電力系統內進一步的問題？
為了回答這些問題，定態及動態模擬都是必需的。調查還將評估是否完全遵守了歐洲法規及合約[例如系統運轉指南(SO GL)、緊急及復電電網法規（ER NC: Emergency and Restoration Network Code）或同步區域架構協定（SAFA: Synchronous Area Framework Agreement） 中的責任]，或者是否有任何故障導致了此事件。
這項初步分析有望簡化專家小組的工作，從而能夠及時評估事件並提出建議，以避免將來再發生類似的停電事故。
附錄：名詞縮寫清單(LIST OF ABBREVIATIONS)
參考資料：
圖1:民國47年台北工專五電一~五電三教室平面圖[資料來源： 昭和16年臺北州立臺北工業學校現在平面圖(二樓)文教局附屬工業技術員養成所實習室敷地使用ノ件（州有地）（臺北州） 
圖2：在應化實驗室樓上，眺望二樓的礦冶、土木、電機科教室[資料來源： 
圖3：民國54年在舊總管理處新建調度大樓的三樓，「電力調度室」之「中央調度室」擔任調度員(資料來源：民國53年3月台電月刊第15期)
圖4：台電舊總管理處與電氣試驗所舊址(現為台電聯合診所)2015年空照圖(資料來源；
表1：民國54-65年張處長中央調度員生涯時台電系統發生限電事故統計表(資料來源：台電電力發展史-台灣電業百周年紀念特刊-1988/12；電力調度處-歷年限制用電紀錄表；台電民國58、59、63年統計年報)
圖5 民國38~109(1949~2020)年度台電系統發生限電日數與備用容量(%)曲線，紅框的民國54-65年是阿標處長當調度員值班的11年 (資料來源：台電電力發展史-台灣電業百周年紀念特刊-1988/12；電力調度處-歷年限制用電紀錄表；台電民國58、59、63年統計年報)
圖6： 民國65(1976)年1月6日全停電事故前電力潮流圖，12:51大林-高港161KV線路跳脫，佔全系統出力65%的大林電廠機組跳脫，引發全系統停電
圖7:民國65年7月8日阿標處長跟我第一次出國兩家人在松山機場送機合照，左側為鄭家四位、右側為張家五位，他的小兒子還抱在手上，現已結婚成家
表2：民國65年7月8日~11月7日張處長與我之出國行程表
圖8：民國65年7月8日第一次出國行程圖(利用Google Map 繪製)
圖9：阿標哥跟我第一次看到如此高的大樓，外掛電梯
圖10：阿標哥跟我搭喜來登旅館電梯到高樓欣賞威基基(Waikiki)海灘
圖11：我跟Carl(聽說現在當醫生)搭小火車環園一周，途經栩栩如生的西部大峽谷及恐龍時代、時光隧道及園區景色
圖12：米老鼠與咪尼親切與Carl抱抱
圖13：1976年是美國建國200周年紀念狄斯奈樂園美國大街遊行有獨立戰爭鼓隊
圖14：阿標哥跟我下榻的藍絲岱爾假日旅館(Holiday Inn of Lansdale)
圖15： 立諾L&N公司接待秘書親切跟我們三人合照
圖16： 阿標哥跟我與徐文達三人在華盛頓紀念碑前以林肯紀念堂與倒映池為背景合照留影
圖17： 白宮南面草皮留影
圖18： 國會大廈前回頭欣賞國家廣場
圖19：卡羅萊納電力&電燈公司(CP&L)2000年併購Progress Florida(原佛羅里達電力公司FPC)的Progress Energy 轄區圖(資料來源：Progress Energy 網站)
圖20： CP&L電力調度中心正門與控制室
圖21：CP&L電力調度中心控制室另一端的Telemeter
圖22： 阿標哥跟我與CP&L控制室白天班值班人員合影(左起張標盛、值班主任、電源、電網調度員、鄭金龍、實習員)
圖23 阿標哥跟我參觀CP&L公司500KV超高壓變電所
圖24： 徐文達親戚童先生(右二)及友人夫婦小孩熱情招待阿標哥與我
圖25： 1967年建立之芝加哥大學紀念1942年12月2日FERMI博士完成「人類首次達成自持連鎖反應控制」25週年記念碑
圖26：1976/8/13阿標哥抱著林於勝兒子David遊芝加哥動物園
圖27： 威斯康辛電力公司(WPS)轄區圖(資料來源：WPS 2010年報)
圖28： WPS調度中心EMS螢幕show出snoopy歡迎我們TPC貴賓
圖29：WPS公司內部雜誌「Contact News」封底全版報導TPC調度員實習EMS
圖30： 阿標哥跟我參觀WPS公司火力電廠與開關場
圖31：阿標哥跟我參觀WPS公司尖峰電廠
圖32：阿標哥跟我所租的Chestnut Hill公寓門口
圖33 綠灣街道古木參天綠蔭遮陽，路過住家住戶開窗打招呼
圖34 在綠灣第一次打高爾夫球
圖35 位於芝加哥郊外Lombard變電所旁的ComEd電力公司安全防護森嚴碉堡式的電力調度中心(資料來源：1973年1~2月Edison Service News)
圖36： ComEd電力公司轄區圖(資料來源；ComEd網站)
圖37： ComEd調度中心控制室(資料來源：1973年1~2月Edison Service News)
圖38： ComEd調度中心控制室操作台銀幕所顯示給「台電調度員」的歡迎詞畫面
圖39： ComEd倫巴德調度中心至四季汽車旅館步行上班路線圖(利用Google Map繪製)
圖40：保持1973~1998年世界最高大樓紀錄的西爾斯(Sears Tower)大樓(資料來源:1976年西爾斯大樓宣傳資料)
圖41： 1976在北威爾斯教堂路18J所租的Pennbrooke公寓前合照(左起賴昭新、鄭金龍、陳驥、Mark Sola Cruz、？、黃江滄、陳渴雄、蕭一龍、陳仲賢)
圖42： 1976年在L&N受訓同班同事，今安在？(右起第一排：賴昭新、鄭金龍；第二排徐文達、簡明亮、陳驥、張標盛、蕭一龍)
圖43： 1976年在L&N受訓同班同事，今安在？(黃江滄課長拿照相機做照相狀)
圖44：起草與簽暑美國獨立宣言與憲法的獨立宮(Independence Hall)
圖45：獨立宮斜對面「自由鐘」展示館
圖46美麗的費城街景
圖47： 花團錦簇的溫室花園與林正楠合影
圖48： 阿標哥跟我在長木花園溫室外合影
圖49：仙境般的小塘垂柳
圖50：1976年的紐約地下鐵地圖
圖51：在渡輪上看自由女神像
圖52：我們在自由島上以曼哈頓為背景合照(左起：張標盛、陳驥、鄭金龍、徐文達)
圖53：1931~1972年世界最高建築紐約帝國大廈
圖54：紐約哥大圖書館母神(Alma Mater)雕像前留影
圖55：蘇俄贈送給聯合國的禮物，好諷刺？
圖56： 金門大橋下
圖57：舊金山漁人碼頭附近內河碼頭中心的傾斜式凱悅飯店
圖58： 1976年11月7日到東京銀座採購
圖60： 陳博士1974年暑假來台電開短期課程在新開張希爾頓飯店接待紀念照，右起梁志堅(第4任調度處長)、鄭金龍(第8任)、廖如柏、張久煦(第1任)、蔡謀泉(第3任)、陳與(研究所所長)、陳謨星博士、倫卓材(第2任)、陳夫人、張汝湘(試驗所所長)、王吾公(第3任調度處副處長)、(最前面兩位為陳博士千金)。
圖61：1980年商轉之第一代EMS中央調度室系統模擬盤(Mapboard)、調度(操作)台，燈光柔和裝潢優雅
圖62：1980年商轉之第一代EMS所控制的發變電廠所
圖63： 沙烏地阿拉伯行政區域地圖-巴哈省地理位置圖
圖64：巴哈電廠鳥瞰圖(資料來源；Google earth)
圖65： Beni Sar 巴哈發電廠大門，巴哈電力處位於入口前左方
圖66：遠眺巴哈公園、巴哈市區及旁邊斷崖九彎十八拐公路下降起點
圖67：往Bijurshi變電所路上的烽火台
圖68：往Neemah變電所爬坡道上瞭望山坡上梯田與烽火台
圖69： 驅車往膩馬(Neemah)變電所方向，一座壯麗的石頭山豎立在右前方
圖70： 民國81年8月29日在台電訓練所舉辦的「台機社巴哈同仁聯歡會」，第二排右1阿標處長、左1是作者、左4張明生，第一排左1黃江滄
圖71： 民國108(2019)年6月15日張明生副座召集在台北市區處餐廳舉辦的「老沙聯誼會」，第二排右2阿標處長、最後排左3是作者
圖72： 民國108(2019)年6月15日「老沙聯誼會」，阿標處長還跟林口電廠的吳游合唱卡拉OK
圖73： 民國88(1999)年7月29日大停電前系統電力潮流模擬
圖75： 民國88(1999)年7月29日興達匯流排分斷開關3500、3600跳脫後大量電力長距離繞道核三系統發生不穩定，核三-龍崎線跳脫，系統分裂，北部電源不足，低頻卸載不足全停電
圖76： 民國88(1999)年9月21日集集大地震前電力潮流示意圖
圖77： 民國88(1999)年9月21日集集震災系統分裂成三個系統運轉，9月21~22日各系統負載曲線
圖78： 民國88(1999)年9月21日集集大地震北部大停電台電系統損害及臨時緊急引接方式系統圖
圖79： 民國88(1999)年9月21日集集震災中寮E/S超高壓線路臨時搶修引接順序圖
圖80： 民國95(2006)年6月15日在台電大樓副樓11樓餐廳舉辦的「阿標處長榮退餐會」阿標伉儷雙雙與會
圖81： 民國95(2006)年6月15日在台電大樓副樓11樓餐廳舉辦的「阿標處長榮退餐會」會後大合照，當時涂副總經理也有參加
圖82： 民國95(2006)年6月30日阿標處長最後一天上班在台電大樓25樓會議舉辦的「阿標處長榮退茶會」阿標伉儷雙雙與會
圖83： 民國95(2006)年6月30日阿標處長最後一天上班在台電大樓25樓會議舉辦的「阿標處長榮退茶會」後，到調度台最後巡禮客串調度員
圖85：民國99年12月1日(99-12-1)台電電力調度處第2任老處長倫副總經理退休後70歲生日，在兄弟飯店邀請他的門生故舊慶生
圖86：民國83年9月1日(83-9-1)張標盛升任台電電力調度處第6任處長時，倫副總經理(第2任調度處長)還來參加交接典禮
圖87：民國94年3月3日(94-3-3)我升任台電電力調度處處長時，阿標處長參加布達典禮並致祝賀詞
圖88：民國94年3月3日(94-3-3)我升任台電電力調度處處長時，阿標處長(第6任調度處長)、李森源專總(第5任調度處長)、蔡謀泉處長(第3任調度處長)也來參加布達典禮
圖89：96-02-12調度處春節聚餐
圖90：97-01-28廖如柏退休晚宴阿標也來參與
圖91：97年7月24日(97-7-24)調度處為我舉辦的退休餐會阿標處長跟許專總及供電處長官等來參與，大家聚精會神關上同仁準備給我的退休專輯影片
圖92：97-7-24-鄭處長退休餐會後大合照
圖93：97-7-24-鄭處長退休餐會阿標處長合照
圖94：100-11-26施長庚退休參會
圖95: 101-12-20蔡Ο郎及高顯輝退休餐會
圖96： 102-03-02老計畫課許Ο郎作東的聚餐也邀請阿標處長
圖97：104-03-22老計畫課許華郎再次作東聚餐-阿標處長再度與會
圖98： 104-12-13老計畫課年度聚會並歡送陳躬耕退休
圖99： 104-09-30供電處長(前調度處電驛副處長)李河樟退休餐會阿標也特地來參加
圖100：民國105年6月1日(105-06-1)吳士襄接任調度處第10任處長交接典禮-阿標處長也出席，前後五任(第5、6、8、9、10)處長合影-
圖101：民國108年9月26日(108-09-26)籃副總(第9任調度處長)退休茶會，阿標處長出席恭賀籃副總安全下樁
圖102：民國105年3月29日老長官作東在天成飯店宴請闊別40年相識五、六十年的老同事，大家齊聚一堂團聚合照，第一排左起鄭金龍、李森源、王吾公副座伉儷、張文雄；第二排左起郭振光、楊添福、張標盛、林昇宏、蕭一龍
圖103：民國109年12月14日高齡95歲老長官王副座在春申食府宴請請調度處老同事包括阿標處長(第一排左起楊添福、鄭金龍、王副座伉儷、周瑞霞，第二排左起嚴世華、曾文俊、阿標處長、李森源專總、蕭一龍、陳副座)
圖104：民國113年4月1日周處長宴請前五任處長餐敘，特邀阿標處長參加
圖105：民國113年4月1日周處長宴請前五任處長餐敘，留下難得的六代處長同台合照(右起第10任吳處長、第8任鄭處長、第6任阿標處長、站立者第12任周處長、第11任吳處長、第9任籃處長)
圖106： 民國113年6月30日劉運鴻退休前在客家文化中心甘家伙房客家菜做東宴請客家人阿標處長及調度處同仁，(前排左起嚴世華、阿標處長、92歲第5任調度處長的李專總、鄭處長夫婦；第二排左起施長庚、王副座、劉運鴻、廖如柏、簡副座，劉夫人連小姐)
圖107：民國99年8月17日(99-8-17)台電退休協會九族文化村旅遊，阿標處長(中)、林昇宏副座(右)跟我三對夫婦合影
圖108：99-8-17-台電退休協會旅遊澄清湖九曲橋，廖如柏伉儷、阿標處長(中)、我、周建益合影
圖109：99-8-17-台電退休協會墾丁旅遊，阿標處長在恆春入口留影
圖110： 102-11-16-旅沙協會旅遊阿標處長跟我參觀大潭電廠控制室
圖111： 104-10-5退協會旅遊阿標處長跟我、林副座參觀聯合報南園
圖112： 105-9-20台電退協會旅遊阿標與我參觀林口百合電廠與朱博士廠長合照
圖113：107-05-18-台電退休協會旅遊參觀通霄台鹽觀光園區
圖114：107-05-18-台電退休協會旅遊參觀通霄台鹽觀光園區
圖115： 107-9-21-台電退休協會旅遊阿標處長跟我及徐副總參觀蘭陽博物館
圖116： 108-09-25台電退協會旅遊阿標處長與我及林副座參觀東勢林場文化園區
圖117： 民國102年10月16日(102-10-16)阿標跟我探望第二任中央調度監黃江滄
圖118：民國104年10月28日(104-10-28)阿標處長跟我探望台電最老90歲的調度員吳登龍
圖119：民國105年4月14日阿標處長跟我及老調度李振中連袂第二度拜訪91歲老調度員吳登龍
圖120：108-04-29阿標處長與我第三度探訪吳登龍找尋總統府後方社廈被炸毀日期
圖121：民國105年1月22日(105-1-22)阿標處長跟我、楊添福、張文雄調度處電驛、計畫、調度課老三課三代同事共聚一堂探望91歲王老長官話當年
圖122：民國105年12月16日(105-12-16)高齡91歲的調度處第2任運轉副處長王吾公由阿標處長李專總等調度處同仁陪同參觀調度中心在簡報室合照
圖123：105-12-16王吾公副座由阿標處長李專總等調度同仁陪同參觀調度中心(右起阿標處長、小郭處長、李專總、王副座、鄭處長、曾文俊、吳專總)
圖124： 民國110年01月14日阿標處長偕同我跟簡副座探訪第5任電驛副處長林昇宏
圖125：民國112年7月29日調度處老同事探訪阿標處長(左起簡副座、鄭金龍、阿標處長、施長庚、劉運鴻伉儷)
圖126：工業技術研究院綠能所王人謙所長(右)與產業傑出貢獻獎得獎人張標盛前處長(左)合影
圖1：普查回應顯示偏好新的、多重指標之資源裕度準則
表 E.1：可執行的要點(Actionable Takeaways)
圖2.1：當不考慮能量時， LOLE 如何不足之ERCOT 範例說明
圖2.2：運轉調度人員指令可靠負載限電小時數
表 2.1：極端天氣事件導致電力供應中斷至不可接受的程度
圖2.3：CAISO 圖示太陽能與儲能之間複雜的相互作用
表 2.2：三州發電與輸電資源裕度方法(Tri-State G&T Resource Adequacy Method)
圖2.5：機率能源裕度工具(PEAT)之架構
圖3.1：MISO可靠度準則
圖5.1：ESIG 普查問題-如果您必須選擇一向資源裕度準則，您會選擇哪一項？(圖右側部分)
圖1：新卡霍夫卡大壩爆炸前（6月5日，左）及爆炸後（6月7日，右）之衛星相片(資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自Maxar Technologies/Reuters,
圖2：新卡霍夫卡大壩破壞之影響(資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖3：烏克蘭電力部門[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據Bintel及公開資料繪製]
圖4：2022/2/24~2023/2/20俄羅斯對烏克蘭能源基礎設施之攻擊[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)蒐集自
圖4-1 ：2023年5月底截止烏克蘭電力系統裝置容量暫時損失容量(GW)遠前兩年之比較[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖5：2023年6月止烏克蘭核能發電廠狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖6：被佔領的扎波羅熱核能發電廠 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自 
圖7 ：夜間砲擊後的皮夫登努克蘭斯卡(Pivdennoukrainska)核能電廠 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖8：2022年10月11日及2023年2月8日卡霍夫卡(Kakhovska)水庫的水位之比較[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖9 ：俄羅斯在扎波羅熱核能發電廠(ZNPP) 反應爐建築上用沙袋建造的防禦陣地[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖10：2023年6月止烏克蘭火力發電廠狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖11：頓內斯克(Donetsk)地區被砲擊的維格爾希爾斯卡火力發電廠(Vyglehirska TPP) [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖12：俄羅斯砲擊後的斯洛維安斯卡(Slovianska)火力發電廠 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖13 ：羅夫諾(Rivne)地區一處能源設施遭砲擊後起火 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖14：2023/1/14被摧毀的火力發電廠機組 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖15 ：烏克蘭西部一座電廠的發電機組被毀 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自Photo by Sasha Maslov in 
圖16 ：2023/2/9~10大規模飛彈及無人機襲擊後火力發電廠設施受損 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖17：2023年6月止烏克蘭汽電共生電廠狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖18 ：飛彈襲擊後的哈爾科夫(Kharkivska)汽電共生第5廠(CHP -5)[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖19：2023年6月止烏克蘭大型水力電廠及抽蓄電廠狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖20 ：烏克蘭再生能源資源之容量潛能[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據Atlas of RES potential in Ukraine, Renewable energy institute of Ukraine及公開資料繪製]
圖21：2023年6月止烏克蘭再生能源狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖22：2023年6月止烏克蘭太陽能狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖23：哈爾科夫地區被飛彈攻擊之太陽能發電場[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自 
圖24：被毀壞的產消者(prosumer)太陽能光電裝置[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖25 ：尼古拉耶夫(Mykolaiv)地區收復區太陽能發電場受損[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖26 ：2023/1/12特里福尼夫斯卡太陽能發電場(SPP)收復後修復準備恢復發電[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖27：2023/1/31特里福尼夫斯卡太陽能發電場( Tryfonivska SPP)收復後修復準備恢復發電[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自
圖28：2023年6月止烏克蘭風力發電狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖29 ：赫爾松(Kherson)地區受損的風機[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自Ukrainian wind energy association]
圖30：2023年6月止烏克蘭生質能發電狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖31：2023年6月止烏克蘭小型水力電廠狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據公開資料繪製]
圖32 ：2023年4月烏克蘭輸電公司公布之烏克蘭東部地區能源設施及電網狀況[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖33：盧甘斯克(Luhansk)地區沙斯蒂亞(Shchastya)市受損的變壓器[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- LB.ua]
圖34 ：飛彈攻擊後之輸電變電所[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- Vikna.tv]
圖35：烏克蘭西部被摧毀的電力變壓器[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖36 ：赫爾松(Kherson)地區被毀的變壓器[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖37 ：俄羅斯襲擊基輔(Kyiv)能源基礎設施之後果的清算[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖38 ：2023/1/11赫爾松(Kherson)市變電所受損[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自-
圖39 ：2023/2/28赫爾松(Kherson)地區能源設施受損[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自-
圖40 ：基輔市中心實施電力限制計劃[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖41 ：俄羅斯攻擊前後烏克蘭大停電之比較（2022年1月27日及2022年11月23日衛星影像）[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖42 ：基輔市中心輪流停電（2022年1月27日及2022年11月23日衛星影像）[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自-
圖43 ：關鍵能源基礎設施被俄羅斯無人機損壞後，敖德薩(Odesa)市區停電[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖44 ：基輔(Kyiv)市用電戰前/戰後之比較（2022年1月及2022年11月的衛星影像）[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自-
圖45：2022年2月19日至2023年2月20日基輔的夜間燈光之比較（根據
圖46：烏克蘭地下儲氣窖（UGS）[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據UA UGS operator及公開資料繪製]
圖47：遭受飛彈攻擊後之地下儲氣窖（UGS）設施[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- JSC Ukrtransgaz]
圖48 ：烏克蘭輸氣系統[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據UA transmission system operator 及公開資料繪製]
圖49：烏克蘭烏克蘭之煉油廠、輸油管路系統及輸氨管路[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據Ukraine EITI report 2020及公開資料繪製]
圖50 ：波爾塔瓦(Poltava)地區克列緬丘克(Kremenchuk)煉油廠遭到砲擊的後果[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- t.me/ Dmytro Lunin]
圖51：羅夫諾(Rivne)地區被毀的油庫[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- Volyn news]
圖 52：飛彈襲擊後之第聶伯羅彼得羅夫斯克(Dnipropetrovsk)地區克里沃羅格(Kryvyi Rih)油庫[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- TOP ENERGY]
圖53：切爾尼戈夫(Chernihiv)地區被摧毀的加油站[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- Suspilne.media]
圖 54：第聶伯羅(Dnipro)市被摧毀的加油站[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
圖55：頓內斯克(Donetsk)地區被水淹的煤礦[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- Depositphotos]
圖56：烏克蘭的天然氣、煤炭、鈾及鋰之礦藏[資料來源：能源憲章秘書處(ECS)根據EITI report 2020, PROSPECTS OF DEVELOPMENT OF LITHIUM RESOURCE BASE IN UKRAINE 及公開資料繪製]
圖57：頓內茨克 (Donetsk)地區巴赫穆特區，輸氨管線損壞後發生氨洩漏[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- Censor.net]
圖58：哈爾科夫地區砲擊後的供熱管路 [資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- Day.kyiv.ua]
圖 59：在頓內斯克(Donetsk)地區暫時被佔領的馬里烏波爾(Mariupol)，當地居民寫道：【我們很冷，請幫忙】[資料來源：能源憲章秘書處(ECS) 蒐集自- 
表 A.1 ：2019~2023年GADS及GADS-Wind 通報機組
圖 A.2： 2023/8/10 德州電力調度中心(ERCOT)轄區系統容量(Capacity)、負載(Demand)、及備轉容量(Reserves)【CDR】[附註：HSL -持續高限值、ECRS- ERCOT偶發事故備轉容量服務]
圖 A.3： 2023年夏季慣常發電機組排程及故障停機容量[附註：SARA -資源裕度季節性評估]
圖 A.4 ： 2023年冬季風險情境(Winterr 2023 Risk Scenarios)
圖 A.5： 2024/1/16 德州電力調度中心(ERCOT)轄區系統容量(Capacity)、負載(Demand)、及備轉容量(Reserves)【CDR】[附註：HSL -持續高限值、ECRS- ERCOT偶發事故備轉容量服務]
圖 A.6： 2023-2024年冬季慣常發電機組排程及故障停機容量[附註：MORA -月別資源裕度評估、WRA：冬季可靠度評估]
表 A.2 ：頻率事件要求及指標
圖 A.8： 頻率擾動點最低點 v/s 發電跳脫MW/慣量(Frequency Disturbance Nadir versus Gen Loss MW/Inertia)
圖 A.9： 頻率變化率 v/s 常態化慣量發電跳脫MW (Rate of Change of Frequency versus Normalized Generation Loss)
圖 A.10： 根據BAL-003(在B點)之ERCOT區域年度一次頻率反應 [Annual Primary (B-Point) Frequency Response Trend for ERCOT Region]
圖 A.11： ERCOT區域之年度慣量(C點)一次頻率反應趨勢[Annual Primary (C-Point) Frequency Response Trend for ERCOT Region]
圖 A.12： 2012-2023年事件恢復時間(Event Recovery Time 2012-2023)
表 A.3 ：2019-2023年ERCOT 發電機組性能指標(ERCOT Generation Performance Metrics 2019 through 2023)
表 A.4 ： 2023年ERCOT 發電機組燃料別性能指標(ERCOT Generation Performance Metrics by Fuel Type for 2023)
圖 A.13： 年度-燃料別MW-加權等效故障率(MW-Weighted EFOR Metric by Fuel Type and Year)
圖 A.14： MW-加權等效故障率之時間趨勢(Time Trend for MW-Weighted EFOR)
圖 A.15： 2023年機組年齡別(年)GADS指標[2023 GADS Metrics by Unit Age (Years)]
圖 A.16： 2023年機組年齡別(年)GADS等效故障率指標[2018-2023 GADS EFOR by Unit Age (Years)]
圖 A.17： 2023年機組容量大小別GADS指標(2023 GADS Metrics by Unit Size)
圖 A.18： 2023年機組容量大小別GADS 等效故障率(EFOR)(2019-2023 GADS EFOR by Unit Size)
表 A.5 ： 2023年1~12月發電機組立即降載及故障停機資料(Generator Immediate De-rate and Forced Outage Data (Jan. – Dec. 2023))
表 A.6 ： 2023年GADS之機組立即故障停機事件之主要類別肇因(2023 Major Category Cause of Immediate Forced Outage Events from GADS)
圖 A.19： 2012~2023年各類機組平均故障率(EFOR)( 2023 Average Forced Outages per Unit)
圖 A.20： 2023年月別發電事件之計數( 2023 Count of Generation Events by Month)
圖 A.21： 2019~2023年度別事件之計數( 2019-2023 Count of Events by Year)
表 A.7 ： 2020~2023年ERCOT風力發電機組性能指標(ERCOT Wind Generation Performance Metrics, 2020-2023)
圖 A.22： 2019~2023年度GADS-風力MW-加權等效故障率之時間趨勢( GADS-Wind Time Trend for MW-Weighted EFOR)
圖 A.23： 2023年度風區別GADS-風力指標( 2023 GADS-Wind Metrics by Wind Zone)
圖 A.24： 2023年度風機容量大小別GADS-風力指標( 2023 GADS-Wind Metrics by Unit Size)
圖 A.25： 2023年度GADS-風力風機月別故障停機小時( 2023 GADS-Wind Turbine Outage Hours by Month)
圖 A.26：年度別可通報平衡偶發事故事件( Reportable Balancing Contingency Events by Year)
圖 A.27：因天然氣燃料削減(燃料限制)無法運轉MW量之季別累積量( Cumulative Unavailable MW Due to Natural Gas Curtailments By Season)
圖 A.28：各年度天然氣燃料削減無法運轉之累計MW量 ( Cumulative Unavailable MW Due to Natural Gas Curtailments by Year)
表 B.1 ： 2020~2023年底回線資料(2010-2023 End of Year Circuit Data)
表 B.2 ： 2021~2023年345kV線路及變壓器停電事故資料(2010-2023 345 kV Circuit and Transformer Outage Data)
表 B.3 ： 2019~2023年事件分析之摘要(Summary of Event Analyses)
圖 B.1：2019-2023年各季事件通報件數 ( Events Reported by Quarter)
圖 B.2：2019-2023年事件肇因摘要 ( 2019-2023 Event Cause Summary)
表 B.4 ： ERCOT區域之TADS線路及自動跳脫停電事件歷史資料(TADS Circuit and Automatic Outage Historical Data for ERCOT Region)
圖 B.3： 2023年345 kV交流線路持續停電事故肇因v/s 持續停電事故時間 ( 2023 345 kV AC Circuit Sustained Outage Cause versus Duration)
圖 B.4： 2023年138kV交流線路持續停電事故肇因v/s 持續停電事故時間 ( 2023 138 kV AC Circuit Sustained Outage Cause versus Duration)
圖 B.5： 2019-2023年345kV線路個月自動跳脫停電事故次數 ( 345 kV Circuit Automatic Outages by Month)
圖 B.6： 2019-2023年月別TADS停電事故及持續時間((> 200 kV))之比較 [ Multi-Year Comparison of TADS Outages and Duration by Month (> 200 kV)]
圖 B.7： 2019-2023年345kV線路瞬時跳脫故障肇因別次數[ 345 kV Circuit Momentary Outage Count by Cause]
圖 B.8： 2019-2023年345V線路持續故障肇因別次數[ 345 kV Circuit Sustained Outage Count by Cause]
圖 B.9： 2019-2023年345kV線路持續故障肇因別持續時間(小時)[ 345 kV Circuit Sustained Outage Duration (Hours) by Cause]
圖 B.10： 2019-2023年138kV線路月別持續停電事故次數 [ 138 kV Circuit Sustained Outage Count by Month]
圖 B.11： 2019-2023年138kV線路月別持續停電事故持續時間(小時)統計 [ 138 kV Circuit Sustained Outage Duration (Hours) by Month]
圖 B.12： 2019-2023年138kV線路月別持續停電事故肇因別次數統計 [ 138 kV Circuit Sustained Outage Count by Cause]
表 B.5 ： 極端輸電事件日分析(Extreme Transmission Event Day Analyses)
表 B.6 ： 極端發電事件日分析(Extreme Generation Event Day Analyses)
圖 B.14： 2019-2023年345kV線路持續停電事故事件類別分析 [ 2019-2023 345 kV Sustained Outages by Event Type]
圖 B.15： 介面操作分鐘數大於一般輸電限制(GTL)之90% [Interface Operation Minutes Greater Than 90 Percent of GTL]
圖 B.16： 2023年前10大限制瓶頸（按持續時間） [2023 Top Constraints by Duration]
圖 B.17： 2023年之各月限制瓶頸[Constraints by Month for 2023]
圖 B.19： 肇因別及各月之每小時可靠度機組解併聯 [Hourly Reliability Unit Commitments by Month and Cause]
表 C.1-1 ： 2023年機組除役及封存狀態(2023 Unit Additions and Retirements)
表 C.1-2 ： 2023年機組新增狀態(2023 Unit Additions and Retirements)
表 C.1-3 ： 2023年機組新增商轉機組(2023 Unit Additions)
圖C.1： 2023年度燃料別發電量(GWh) [2023 Energy by Fuel Type]
圖C.2： 2008-2023年燃料別發電量佔比趨勢[Energy by Fuel Type Trend]
圖C.4： 2023年風力平均出力占裝置容量(MW)按季節/運轉時間計算之百分比[Average Wind Output as a Percentage of Installed Wind MW by Season/ Hour]
圖C.5： 2023年太陽能平均出力占裝置容量(MW)按季節/小時計算之百分比[Average Solar Output as a Percentage of Installed Solar MW by Season/ Hour]
圖C.6： 2019-2023年各月棄風電量占無棄風出力之百分比 [Wind Curtailments as a Percentage of Uncurtailed Output by Month]
圖C.7： 2019-2023年各月棄光電量占無棄光出力之百分比 [Solar Curtailments as a Percentage of Uncurtailed Output by Month]
圖C.8： 2019-2023年各年棄光/棄風電量(MWH)及百分比 [Wind/Solar Curtailments MWHrs and Percentage by Year]
表 C.2 ： 2015-2023年最小慣性統計表(Minimum Inertia for 2015-2023)
圖C.9： 2023年平均慣性與間歇性再生資源占系統負載百分比曲線 [2023 Average Inertia versus Renewable Percentage of Load]
圖C.10： 2023年各月及各日運轉時間之平均慣性[2023 Average Inertia by Month and Operating Hour]
表 C.3 ： 2023年最大及最小之負載、風力、太陽能發電及淨負載升降載(Maximum and Minimum Load, Wind, Solar, and Net-Load Ramps for 2023)
圖C.11： 2018-2023年各年最大一小時升降載量[Maximum One-Hour Ramps for 2018-2023]
圖C.12： 2023年各月及各日24小時運轉時間淨負載升降載之熱圖[2023 Heat Map of Net Load Ramp by Month and Operating Hour]
表 D.1 ： 2019-2023年人為疏失所導致停電故障率(Outages Rates Caused by Human Error)
圖D.1： 2017-2023年各年人員疏失所造成之停機故障率[Outage Rates Caused by Human Error]
圖D.2： 2017-2023年人員疏失所造成之停機故障 [Generator Forced Outage Human Errors]
圖D.3： 人員績效肇因代碼事件分析 [Event Analysis Human Performance Cause Coding]
圖E.1： 各年度發電量(百萬度)及年尖峰負載(MW) [Annual Energy and Peak Demand]
圖E.2： 各年度各負載區發電量(百萬度) [Energy by Load Zone]
圖E.3： 各年度各負載區尖峰負載(MW) [Peak Demand by Load Zone]
圖E.4： 各年度各天氣預測區總發電量(GWh) [Energy by Weather Zone]
圖E.5： 各年度各天氣預測區尖峰負載(MW) [Peak Demand by Weather Zone]
圖E.6： 2024-2028年度夏季尖峰備用容量 [Summer Peak Reserve Margins]
圖E.7： 2024-2029年度冬季尖峰備用容量 [Winter Peak Reserve Margins]
圖E.8： 2018-2023年ERCOT非模型化發電容量 [Non-Modeled Generation Capacity by Fuel Type]
圖F.1： 2013-2023年各年度電能管理系統(EMS)及SCADA系統當機事件 [Loss of EMS and SCADA Events by Year]
圖F.2：2011年以來電能管理系統(EMS)及SCADA系統當機事件持續時間別統計 [Loss of EMS and SCADA Events by Duration Since 2011]
圖F.3：2019-2023年狀態估計收斂率 [State Estimator Convergence Rate]
圖F.4：ERCOT遙測系統可用率(%) [ERCOT Telemetry System Availability]
圖F.5：狀態估計 v/s 輸電遙測精確度[State Estimator versus Transmission Telemetry Accuracy]
圖F.6：母線加總遙測精確度[Bus Summation Telemetry Accuracy]
圖F.7：母線電壓遙測精確度[Bus Voltage Telemetry Accuracy]
圖F.8：狀態估計 v/s 壅塞元件遙測精確度[State Estimator vs Congested Element Telemetry Accuracy]
表 G.1 ： 2019-2023年保護系統誤動作資料(Protection System Misoperation Data)
圖G.1：2019-2023年度保護系統誤動作統計[Protection System Misoperation Count 2019-2023]
圖G.2：公司機構別保護系統誤動作率比較[Protection System Misoperation Rate by Entity Type]
圖G.3：保護設備故障所導致之停電故障率[Outage Rates Caused by Failed Protection Equipment]
圖H.1：2018年1月-2023年12月平均控制績效標準 1(CPS 1)[CPS1 Average January 2018 to December 2023]
圖H.2：2012年1月以來ERCOT CPS 1年度趨勢[ ERCOT CPS1 Annual Trend since January 2012]
圖H.3：2018-2023年ERCOT頻率輪廓之比較[ ERCOT Frequency Profile Comparison]
圖H.4：2018-2023年各月CPS 1成績[CPS1 Score by Month for 2018 through 2023]
圖H.5：2018-2023年每日根據一分鐘頻率資料之頻率誤差的平均均方根 (RMS 1)[Daily RMS1 for 2018 through 2023]
表H.1 ： 2019-2023年超過平衡機構區域控制誤差(ACE)限制(BAAL: Balancing Authority Ace Limit)績效(BAAL Exceedance Performance)
圖1：台北市客家文化主題公園鳥瞰圖(資料來源：
圖2：台北市客家文化主題公園交通圖(資料來源：
圖3：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」是這次同學聚會場所，同學會橫幅暫時懸掛拍照後拆下
圖4：客家文化中心二樓客家伙房暫時懸掛同學會橫幅拍照
圖5：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到同學聊天
圖6：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到同學張樹德、徐兆宗、詹秋菊、萬金蓮坐在長板凳話家常
圖7：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到同學詹秋菊、萬金蓮、古玉枝、黃瑞英合影留念
圖8：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到同學邱榮賢伉儷留影
圖9：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到同學黃瑞英、張仁德留影
圖10：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到師生饒老師、鄭老師、萬金蓮、曾文珍敘舊
圖11：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到老師與同學曾文珍、黃接源、張仁德話家常
圖12：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到老師與同學黃文海、饒老師、邱游妹、鄭老師、黃瑞英、陳國永、張仁德合影
圖13：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，先到同學吳金龍、邱游妹、黃麗鸝、黃瑞英、萬金蓮、詹秋菊、張樹德、李椿興、徐兆宗合影
圖14：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，老師與同學前排坐長板凳左1起張仁德、邱游妹、饒老師、鄭老師；站立左1起戴會長、古玉枝、詹秋菊、張樹德、曾文珍、李福來、黃瑞英、陳國永、吳金龍、萬金蓮、徐兆宗、黃文海合影
圖15：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，戴會長跳皮方式召開同學會
圖16：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，戴會長當班長要同學們向老師說早安
圖17：客家文化中心二樓常設展區客家伙房前「禾埕」，戴會長當班長要同學們向老師說早安，大家會意哄堂大笑
圖19：客家文化中心二樓客家伙房前「禾埕」，召開同學會戴會長貼心地攙扶87歲的饒老師上台
圖20：饒老師訴說當年任教南庄初中一年的緣由
圖21：同學們在台下聆聽饒老師訴說當年的秘辛及離開庄中後在考試院擔任到次長的經歷
圖22：我也順著饒老師方式報告我當年任教南庄初中一年的機緣
圖23：同學們在台下聽我報告當年任教庄中的機緣及離開庄中後在台電的經歷
圖24：湯炳光老師訴說當年任教南庄初中一年的緣由
圖25：湯炳光老師報告當年任教南庄初中一年的機緣及離開庄中後在台電及CDC電腦公司的經歷
圖26：湯炳光老師報告時台下聽眾邱榮賢伉儷特寫
圖27：湯炳光老師報告時台下聽眾陳國榮、萬金蓮特寫
圖28：住在最遠花蓮的李福來報告來參加同學會的心聲
圖29：熱心服務的黃文海同學當選下屆同學會會長致詞
圖30：南庄初中第二屆同學會會議結束後，與會師生拍下畢業第60年大合照
圖31：南庄初中第二屆同學會會議結束後，與會師生再拍一張沒有橫幅的畢業第60年大合照
圖32：坐落在4公頃「客家文化主題公園」中的甘家伙房餐廳，寬大的落地窗可以嘴巴邊享受客家美食，眼睛邊欣賞花園美景
圖33：這次同學會在甘家伙房餐廳，席開三桌，五位老師坐在第一桌，湯老師最風趣，整桌笑不停！
圖34：跟五位老師坐同桌的左起黃麗鸝、萬金蓮、詹秋菊、李椿興
圖35：第二桌右起徐兆宗、劉堯滉、陳國永、曾文珍、吳金龍、陳國榮、黃接源、李福來、？
圖36：第三桌右起張仁德、邱游妹、古玉枝、邱榮賢伉儷、曾文珍、黃瑞英，老同學們以茶代酒互敬笑呵呵
圖37：第一桌享用七、八道客家佳餚後，陳國榮來致意
圖38：第二桌享用白斬雞(放山土雞)、清蒸石斑、仙草雞、豬腳、客家湯圓、櫻花蝦米糕、翠玉三鮮等客家佳餚
圖39：第三桌享用七、八道客家佳餚後，黃接源來致意
圖40：第一桌到第二桌敬茶致意
圖41：第一桌到第三桌敬茶致意
圖42：餐後舉杯互敬合影
圖43：餐後舉杯致意合影，左起徐兆宗、黃文海、范海港、李福來、黃接源
圖44：餐後第一桌大合照，第一排左起饒奇明、葉慶泉、鄭金龍、陳森雄老師；第二排左起陳國榮、萬金蓮、詹秋菊、黃麗鸝、劉堯滉、湯炳光老師
圖45：餐後遠從澳洲趕回台灣參加同學會的邱榮賢跟我合照留念
圖46：餐廳室內合照不過癮，文化中心後門階梯層次適合大合照，再拍一張
圖47：客家文化中心後門階梯層次排排照，遊客小朋友也來湊熱鬧
圖48：客家文化中心後門階梯層次排排照，歡呼下次見
圖49：客家文化主題公園炭窯前留影
圖50：客家文化主題公園水車前留影
圖51：客家文化主題公園生態溝渠前留影
圖52：民國54年春節葉慶泉老師偕同10幾位同學到三灣大銅鑼圈來拜年，順便在我家田地烤番薯
圖53：民國54年春假我邀請初三同學們到大埔水庫一遊，經過我姊姊家茶園黃麗英、古嫊琴、萬芳敏女同學們扮村姑有模有樣採茶
圖54：民國54年春假我邀請初三同學們到大埔水庫一遊，前排左起黃麗英、古嫊琴、萬芳敏；後排左起黃增乾、黃秀龍、鄭金龍、張仁德、邱榮賢
圖55：2020/1/9往生半世紀黃麗英的兄弟與姪女在台北布查花園法式料理跟她的初三鄭老師聚會
圖56：2012/1/7台北市民生東路三段黃增乾工作室樓下「紅豆食府」的多年重逢聚會
圖57：2016/3/8 黃增乾靈糧堂安息禮拜後排隊向家屬致意，看著黃增乾笑容遺照，讓人不捨
圖58：2016/3/8 參加黃增乾同學靈糧堂安息禮拜的師生們
圖59：2012/11/18在南庄召開的南庄初中第二屆同學會上，賴阿勝報告他的過往與信念
圖60：賴阿勝遷居三灣中山路坡崁下的「肚兜角」步道，右邊對岸沿著河岸小山往下走是「龍峎頂步道」(資料來源：GOOGLE MAP 街景)
圖61：賴阿勝送我遷居三灣後發展在地文學的著作「人與眾神的饗宴-南庄圓醮」
表6 澳洲大陸頻率設定
圖1： 2021年北蘇格蘭在大不列顛(GB)輸電系統所記錄之次同步電壓震盪(8Hz)曲線，上圖顯示事件之擴展視圖，下圖顯示放大視圖
圖2 民國78(1989)年9月25日12時47分台電系統發生低頻振盪時，核二、核三G1(紅色)G2(綠色)之有效電力(MW)擺動曲線，及協和與興達之有效電力(紅色)無效電力(綠色)擺動曲線(資料來源：台電中央調度室各機組遙測紀錄器)
圖3 民國80(1991)年4月28日11時59分台電系統發生低頻振盪時，核二、核三G1(紅色)G2(綠色)之有效電力(MW)擺動曲線，及協和與興達之有效電力(紅色)無效電力(綠色)擺動曲線(資料來源：台電中央調度室各機組遙測紀錄器)
圖5：次同步震盪之分類
圖6：英國電力調度中心(ESO)應付次同步震盪計畫摘要
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