漫談台灣電業的前世今生(十一) –台灣電力社廈上班過的調度員與台電之第一本「電力調度規則彙編」(下)

[接續(上)集]

III. 台電民國37年8月頒行的第一本(版)「電力調度規則彙編」

III.1 讀後感

看到這本四分之三世紀前的「電力調度規則彙編」後，我迫不及待拜讀一遍，並順便用WORD重謄一遍，加深了解這本古老的電力調度規則。因為頁數滿多的，所以後面幾篇只有前面標題，內容略去，待有空再補上。

在閱讀全部規則過後，我覺得這本在台電公司成立後兩年才出版的規則，應該是從日文版翻譯過來的，可惜找不到日文電力調度規則來比對？

我將這本1948年頒佈之最古老的調度規則與最新版(2022/7修訂)現改名為「電力系統運轉操作章則彙編」的目錄比較！發現第一版的「伍. 滅弧線圈操作規則、陸. 電氣設備防雷操作規則、柒. 雷雨觀測規則」三篇在最新版中消失了！這也代表台電電力系統的演進，只有老一輩的台電人才有此種經驗？

表1 1948年第一版「電力調度規則彙編」與2022年最新版「電力系統運轉操作章則彙編」目錄比較表

滅弧線圈英文為Peterson Coil ，係當輸電系統保護電驛偵測到發生單相接地事故時，投入電抗線圈跟線路電容產生共振，將故障電流降低變小，如電驛偵測為永久事故，則將接地電阻(N.R)投入，讓故障電流降低，然後再跳脫故障線路。

日本於1929(昭和4)年九州東邦電力公司首先引入P.C裝置後，成為日本電力公司154kV系統的寵兒，1934(昭和9)年台灣電力的日月潭南北輸電幹線完工後也引進使用滅弧線圈。在日月潭第一(大觀)發電所北部線裝設481.1歐姆的P.C. (16.46MVA)、南部線563.3歐姆的P.C. (14.062MVA)，共用接地電組(N.R)350歐姆(30秒)。另外在台北等一次變電所二次(33或66kV)系統也有使用滅(消)弧線圈。後來系統擴充快速，要匹配系統電抗比較麻煩，在154kV改壓161kV、33或66kV改壓為69 kV後，161 kV系統改為直接接地，二次系統為電抗接地。「伍. 滅弧線圈操作規則」這篇就無用武之地了！

至於「陸. 電氣設備防雷操作規則、柒. 雷雨觀測規則」兩篇，係在戰後搶修復建系統時，沒外匯可買避雷器保護，我在民國39年3月25日出版的第38期「台電勵進月刊」台電公司劉晉鈺總經理的「本公司招待省參議員」致詞中有提到「……第二我們要知道，國內(大陸內地)是分點(單獨機組)供電，本省是全面(電力系統)的供電，分點的供電，一旦跨了，是點的失敗，全面供電，牽一髮便動了全身，去年我們因為沒有適當的避雷器，在嘉義地方，打一個雷，在台北新龜山的發電機，竟然燒壞了一個……」。所以防雷是那個時期的重要工作。現代科技氣象觀測防雷設備齊全，調度員就可免去這類工作了！

當然，這本骨董調度規則還有許多典故及有趣的名詞可以發掘，特將全文(部分簡略)PO出如下，跟同好分享！

III.2 台灣電力有限公司電力調度規則彙編

壹. 台灣電力公司電力調度規則-附調度司令辦事細則

壹之一   電力調度規則

第一章 總則

第一條 本公司為使各發變電所作最經濟的運轉及供給用戶穩定之電力，特訂定電力調度規則(以下簡稱本規則)

第二條 為執行上述第一條之任務特設調度司令。

第三條 調度司令辦理之事項如下：

一.發變電所之有效無效電力之發生與負載作經濟的分配。

二.維持標準電壓與頻率。

三.當發變電所(變電所之3.3kV以下之配電系統不包括在內)開閉所之11kV以上之輸電線路及其保護電驛與控制電路之起動或停止運用時。發出必要之操作指令。

四.故障發生時，根據「一次輸電系統操作規則」及「二次系統故障時操作規則」儘速恢復供電，不得已時根據「負載限制規則」實施限制負載。

五.收發必要之紀錄及報告。

六.如遇有特殊變化，作臨機應變之處置。

第四條 調度司令分中央調度司令及各地方調度司令分別執行職務，其工作範圍與職權之劃分如下表所示：

表2 中央調度司令及各地方調度司令工作範圍與職權之劃分表

第五條 中央及地方調度司令辦事細則另訂之。

第六條 調度司令主任中央由調度課長、大觀地方由大觀電氣組長、其他各地方由住在之變電所主任為之。各調度司令主任可指定值班人員代行職務。

第七條 二次系統操作有跨越兩地方調度司令範圍者，以中央調度司令指令為原則，如電訊系統不靈，則由兩地方調度司令商洽後行之。

第八條 凡與調度系統有關之工作，事先必須依照「停電/工作許可要求手續規定」之手續辦理，經核准後方得實施。

第二章 中央調度司令

第九條 中央調度司令指令在調度課長指揮之下執行全系統之電力調度事宜，並指揮各地方調度司令執行工作。

第十條 中央調度司令指令由調度課長任主任，下分三值班，每班由正值班一人，副值班一人，組成之。

第十一條 中央調度司令每日11時以前調查各所發電力以最經濟及最穩定之原則計算發電預定表，於下午二時通知各一次發變電所實施之。

第十二條 有調整池之發電所，其調整池正常以滿水為原則，如有使用調整池之貯水量之必要時，其運用方法由中央調度司令指定之。

第十三條 日月潭水位如與運轉基準線相交時，即應呈報聽候指示。

第十四條 火力發電所之運轉必須呈准後方可只令開動，於指令運轉時，必須指明運轉某一號機。

第十五條 中央調度司令應就下列各種方法使電壓維持一定。

一.調整發生無效電力之機器之輸出。

二.調整發電機之電壓及增減運轉之機數。

三.停用110kV系統輸電幹線之一路線。

四.變更供電系統。

五.其他合理之方法。

第十六條 根據「停電/工作許可 要求手續規定」審核各方提出之停止要求書。

第十七條 一次系統之間所有操作，由中央調度司令指令之，如遇電訊系統不良，則請由大觀地方調度司令代行之。

第十八條 因檢修工作，一部份設備停止使用不能照正常系統供電時，中央調度司令應另定特殊供電系統，分別通知有關各地方調度司令實施。

第十九條 供電狀態變更時，隨之保護系統亦變更，保護電驛知應否使用與「調定」知如何變更，應由中央調度司令指令行之。但如因電驛停止使用而致設備無保護時，由調度課長核准後方得指令之。

第二十條 中央調度司令經常與各地方調度司令保持一致之時刻，每日正午收得標準之正午信號之後，即轉知各地方調度司令。

第二十一條 雷雨發生時依「電氣設備防雷操作規則」處置之。

第二十二條 如遇颱風侵襲即須發出「暴風警報」，由各地方調度司令轉告各有關處所俾知警戒。

第二十三條 如有事故發生之處，即與一次發變電所及各地方調度司令聯絡，必要時得採取下列各項措施：

一. 調查各處氣象狀況並促請有關各處警戒。

二. 與有關各所約定當通訊不通時或事故發生時處置辦法。

三.預先變更系統，以妨事故發生時故障範圍擴大。

四. 降低電壓。

五. 正在檢修中之設備，指令其中止，以應急需或正在使用中之設備，指令其停用，以妨不測。

六.指令火力發電所準備運轉。

第二十四條 如遇天災地震或感覺系統有異常時，即向一次發變電所及各地方調度司令調查各所所轄設備有無異狀。

第二十五條 一次系統發生事故時，根據「一次送電系統操作規則」處置之。

第二十六條 二次系統發生事故時，原則上由地方調度司令依「二次系統故障時操作規則」處置之，但如遇事故範圍較廣或地方調度司令處置有失機敏時，中央調度司令得參與指令操作。

第二十七條 如因事故而致某一線路無法由原來之地方調度司令轄區供給時，中央調度司令指令由其他地方調度司令轄區供給之。又如因事故以致電壓過低時，可指令接於該線路上之發電所調整輸出，或將負載切換於其他線路。不得已時，可根據「負載限制規則」實施限制負載。

第二十八條 凡有事故發生必須依「事故報告規則」提出書面報告通知各處，但如遇重大事故，應先行向有關各處負責人以口頭或電話通知之。

第二十九條 事故時電驛動作如有不明瞭之處，應即通知繼電股調查研究。

第三十條 中央調度司令經常收受下列報告，並以一定表格記錄之。

一.臨時收受之報告：

1.發生電氣事故時。

2.對發電輸電有影響之機械及土木設備發生障碍時。

3.雷雨觀測報告。

4.因檢修工作而進行之二次系統操作之內容及時間。

5.大用戶用電發生變動。

6.新訂契約之大用戶開始用電。

7.新建工程開始應用。

8.各發電所全部或一部發電機之停止及恢復運轉之原因及時刻。

9.既經核定之停止要求輸，經工作負責人請求中止之事。

二.每日十一時以前收受之報告：

1.各二次水力發電所當日上午十時之可能發電力，河川流量及取水量。

2.日月潭發電所日報

3.火力發電所之存煤與用煤量。

三.規定時刻收受之報告：

1.各一、二次發電所每小時之發電量。

2.各一次變電所每小時之受電電力及負載電力。

3.大用戶用電情況。

4.一次變電所之全日供電量及各輸線每日三代表時間之負載及電壓。

四.其他與電力調度有關之事項。

「註」一.各項運轉記錄如覺異常，應追問原因與時刻並記錄之。

二.關於統計之記錄當即轉交統計股。

第三十一條 下列各項事項，須以一定表式通知各有關部分。

一.發生電氣事故時(根據事故報告規則辦理之)

二.停用已久之設備重新運轉。

三.新訂契約之大用戶開始用電。

四.新裝工程試運轉及開始使用。

五.負載限制實施時。

六.運轉火力之開始及停止時。

七.暴風警報。

八.因防止雷害而停電或停用設備時。

九.對發輸電設備有影響之機械及土木設備發生障碍時。

十.其他認為有書面通知各方查照必要之事項。

第三章 地方調度司令

第三十二條 地方調度司令在中央調度司令指揮下執行所轄二系統電力調度事宜。

第三十三條 地方調度司令由主任統轄之下分三值班，每班以若干人組成之。(人數視各該地情形而不同

第三十四條 接受中央調度司令通知之發電預定及停止要求輸之審核結果，並轉知各有關負責人員實施之。

第三十五條 轄區內二次水力發電所，應以最大可能輸出運轉，如運轉當中輸出發生變動或運轉機數有增減時，應即向中央調度司令報告。

第三十六條 轄區內水力發電所如有調整池者，則經常以滿水為原則，其貯水量之使用方法須依中央調度司令指令行之。但如遇急要情事，地方調度司令得先行指令使用蓄水，事後向中央調度司令報告。

第三十七條 火力發電所運轉中，如以補充水位為目的者，擇期輸出依發電預定為之。如以應付頂高負載為目的者，其運轉方法須隨時聽命於中央調度司令。

第三十八條 轄區內大用戶之用電狀態變更及對負載有影響之事項，一經知悉即向中央調度司令報告，並說明其原因與時刻。

第三十九條 轄區內11kV以上之設備，施行檢查修理時必須根據「停電/工作許可 要求手續規定」辦理之。

各地方調度司令各有其轄區之檢修工作一覽圖，停止要求書經中央調度司令核准之後，即在該圖上登記，如有由中央調度司令通知應注意之事項及操作方法，亦一併記入。

第四十條 轄區內二次系統設備之操作，須根據「二次系統操作規則」操作之。

第四十一條 因送電系統變更須使用33kV電壓調整器者，其使用方法須依中央調度司令之指示行之。

第四十二條 因送電系統變更須變更電驛之調定，或停止使用時，須得中央調度司令之許可後行之。

第四十三條 地方調度司令經常與中央調度司令保持一致之時刻，每日正午接得中央調度司令所通知之標準時刻後，即轉知轄區各處。

第四十四條 雷雨發生時根據「雷雨觀測規則」收發報告並依「電氣設備防雷操作規則」處置之。

第四十五條 如有颱風侵襲接得「暴風警報」後即轉之有關各處，俾知警戒。

第四十六條 有事故發生之虞時，即須向中央調度司令報告，並接受其指示。如電訊不通，則由地方調度司令主任做最妥善之處置。

第四十七條 如遇天災地震或系統有異常時立即向所轄各處調查有無異狀並向中央調度司令報告。

第四十八條 一次系統發生事故時，須聽中央調度司令或大觀地方調度司令之指令而操作電訊不良不能聽取指令時，則根據「一次送電系統操作規則」盲目操作之。

第四十九條 二次系統發生事故時，根據「二次系統故障時操作規則」及「二次系統操作規則」處置之。

第五十條 因事故而致某一路線及接於該路線上之變電所不能由原來之地方調度司令轄區供電時可通知中央調度司令俾得指令由其他地方調度司令轄區供給之。如遇通訊系統不良，不能與中央調度司令聯絡時，可由兩地方調度司令連絡後行之，以後於通訊系統恢復良好時，即向中央調度司令報告。

第五十一條 因事故而致某一路線負載加重，電壓過份降低或有設備過載時，即向中央調度司令報告，聽候指令，如遇通訊系統不良無法聯絡時，則由則由地方調度司令主任做最妥善之處置。不得已時，根據「負載限制規則」實行限制負載。

第五十二條 事故發生時，即將故障之線路名稱或機器名稱向中央調度司令報告。事後依「事故報告規則」造具事故日報，用電話向中央調度司令報告，以便分別通知各有關部份。

第五十三條 如遇不得已之情形發生而有使停用檢修中之設備臨時中止檢修恢復使用之必要時，事先必須得中央調度司令許可，然後指令之。如遇通訊系統不良無法聯絡時，則由則由地方調度司令主任就其責任範圍內指令之，通訊一經恢復即行報告之。

第五十四條 地方調度司令應向中央調度司令報告下列事項：

一.隨時報告者：

1.發生電氣事故時。

2.對發電輸電有影響之機械及土木設備發生障碍時。

3.雷雨觀測報告。

4.因檢修工作而進行之二次系統操作之內容及時間。

5.大用戶用電發生變動時。

6.新訂契約大用戶開始用電時。

7.新安裝之設備開始應用時。

8.各發電所之發電機停用及併聯之時刻及原因。

9.既經中央調度司令核准停止要求書，經工作負責人請求中止之事。

10.其他由中央調度司令請代為調查之事項。

二.每日上午11時以前報告之事項：

1.當日上午10時轄區內二次發電所之可能發電力以及與各該發電所有關之河川流量及取水量。

2.日月潭貯水日報。

3.火力發電所之存煤量與用煤量。

三.每日於規定時間報告者：

1. 轄區每小時之負載及大用戶每小時之用電量。

2. 轄區內各二次發電所每小時之輸出。

3. 所屬一次變電所內每小時之電壓及無效電力發生裝置每小時之輸出。

4. 所屬一次變電所內之各輸電線之全日供電量及每日三代表時間之負載及電壓。

「註:」各項運轉記錄如覺異常，應調查其原因及變動之時刻一併報告之。

第四章 與電力調度有關工作人員應注意事項

第五十五條 一次二次系統之發變電所開閉所及線路之工作人員，凡有與調度系統有關之工作，須照本章所訂各項行之。本章未規定事項，可參照上列各章及調度司令辦事細則行之。

第五十六條 ………………………….對於職務有關之各類文件檔案，須精通如有疑問即請有關各方解釋，對所管機件設備與電力系統如有改善之意見，應迅即提出，以便改進。

第五十七條 與電力調度有關之工作人員對於所管機件設備，如無調度司令之指令，不得隨意啟閉。，

第五十八條 與調度有關事項或重要商洽之事項，必須登記於一定之表格上，如有必須使下任接班繼續辦理者，則除登記之外並於交代值班時，以口頭說明之。

第五十九條 發變電所之電壓長期與標準值相差甚鉅時，負責人應即商洽更改主變壓器之分接頭。

第六十條 停電作業實施時，工作負責人於開始工作時必須與所屬調度司令聯絡，作業完畢即通知所屬調度司令，即行恢復送電，不必固守預定時刻於第六十條 停電作業實施時，工作工作期中仍應與所屬調度司令保持聯絡。

第六十一條 工作雖在進行之中，但因不得已之原因由調度司令指令臨時中止之時，迅即恢復原狀以備使用。

第六十二條 工作負責人原擬進行之工作，因事中止時即須通知有關調度司令。

第六十三條 對負載有影響之事項，(如夜間線供電時刻及大用戶用電發生變更時)知悉之即向所屬調度司令報告。

第六十四條 每日與所屬地方調度司令核對標準時刻。

第六十五條 事故發生時應調查所轄設備並根據「一次系統操作規則」及「二次系統故障時操作規則」處理之。

第六十六條 如遇天災地震發生時應調查所轄之設備與供電有無異狀，隨即向所屬調度司令報告，如有異常並說明其狀況與處置辦法。

第六十七條 應時常與所屬調度司令保持聯絡如本公司專用電話不通，應利用公眾電話及他人之專用電話等務求溝通聯絡，尤其於發生事故時，即使派遣聯絡員，亦屬需要。

第六十八條 由調度司令通知前往調查認為有障礙之處即須照辦不得推諉。

第六十九條 用戶如有問及關於電氣事故之情事，原則上應由區管理處或服務所承轉，但必要時，可將事故之概況及恢復之預定時刻，婉言答覆之。

第七十條 實施停電作業時，各項開關之操作，應由調度司令指令為之，發受令者須說明各自之姓名，以及操作之目的與方法，受令者受令完畢之後，即將指令全部複述，以免有誤，受令者如對於指令之意義有不明瞭之處或發覺有錯誤之處立即聲明，俾得解釋或重加考慮。

第七十一條 操作完畢受令者必須將操作之開關名稱及其有關之線路與有無異狀等向發令者報告。

第七十二條 與一次二次系統有關設備之停電工作事前必須依「停電/工作許可要求手續規定」辦理之。

第七十三條 通訊設備應經常維持良好狀態，如有故障應自行檢查，以期迅復通話，如仍不通即通知有關部份施行修理。

第七十四條 如有影響調度通話之電話工作，事先必須依「停電/工作許可要求手續規定」辦理之。」

第七十五條 通訊設備應善予保養，切勿濫用，如有緊急調度事宜，雖在別人通話之中，仍可請其暫停，可優先使用之。

第七十六條 系統有關之工作人員應向所屬地方調度司令報告之事項如下：

一.臨時報告者：

1.發生事故時。

2.對發電輸電有關之機械及土木設備發生障碍時。

3.依雷雨觀測規則辦理之雷雨報告。

4.大用戶用電狀態發生變動時，其變動之時間及其原因。

二.每日十時半報告者：

1.二次發電所當日上午十時之可能發電力及河川流量及取水量。

2.火力發電所之存煤量及收入與使用量。

三.指定時間報告者：

1.二次水力發電所每小時之發電量。

2.每小時之受電量。

四.其他電力調度有關事項。

各項報告記錄中如有異常，應一併報告其原因及起訖時間。

第五章 附則

第七十七條 本規則自頒布日起施行。

壹之二  調度司令辦事細則

第一章 總則

第一條  本細則依據電力調度規則第五條之規定訂定之。

第二條  調度司令為電力系統運轉之中心機構，工作人員對所轄區域內之各項設備須有精湛之研究必要時可實地觀摩，對職務有關之各項操作規則與文件檔案必須精通。

第三條  調度司令對轄區內各項設施，如有改善之意見應隨時提出。

第四條  調度司令所在地應常備下列各項圖書：

一. 二次輸電線路連接圖，各發變電所單線連接圖，開關號碼圖，電話線路圖。

二. 電驛接線圖及電驛調定表。

三. 架空線及電纜常數表。

四. 一次系統輸電線之有載及無載電力損耗表。

五. 一次系統輸電線無效電力充電表。

六. 二次線路輸電能力表。

七. 輸電線路標準塔型及電桿圖。

八. 輸電線路保養分區表。

九. 主變壓器有載及無載損失表。

十. 主變壓器電壓調整率表。

十一. 主變壓器容量及分接頭表。

十二. 調相機損失表。

十三. 水力發電所歷年發電量表。

十四. 水系圖及水力發電所設備概要。

十五. 主要發變電所機器配置圖。

十六. 各項規則：

1.電力調度規則

2.一次送電系統操作規則

3.二次系統操作規則

4.二次系統故障時操作規則

5.負載限制規則

6.雷雨觀測規則

7.電氣設備防雷系統操作規則

8.停電工作許可要求手續規定

9.滅弧線圈操作規則

10.電氣事故報告規則

11.鐵塔線路保線規則

12.有線電話機使用及保養規則

13.機電處所屬發變電所直接供給之配電線操作規則

十七. 各項購電，售電及水量利用合約之抄件。

十八. 每月第三星期三之實際負載值及電力潮流圖(地方調度司令則設備該日轄區各二次變電所之日誌)。

十九. 本公司章則彙編與有關職員錄。

二十. 滅弧線圈分接頭之決定辦法。

二十一. 其他參考文件試驗記錄等。

第五條  調度司令依處理事項之性質使用下列各項表格分別登記之。

一.電力調度日記或配電盤日誌。

二. 十四萬系統線路操作備忘錄。

三. 操作命令卡片。

四. 事故日報事故速報。

五. 雷雨報告及雷雨觀測一覽圖。

六.防雷停電日報(中央調度司令使用)。

七. 暴風警報及低氣壓中心路徑圖。

八. 電話通報。

九. 停止要求書。

十.檢修工作一覽圖。

十一.電驛動作報告。

十二. 各項記錄用紙。

十三. 調度司令備忘錄(一切與電力調度有關事項不適用上列十二項表格者俱用本備忘錄登記之，或雖屬上述十二項表格之事項，然當未整理時登記者亦可用本備忘錄登記之。)

第六條  調度司令對轄區內發變電所開閉所等經常調查其運用狀態及其附近之氣候狀況。

第七條  調度司令值班交代時，前任正值班必須將各項登記表格交與後任審閱並以口頭作補充說明，後任全無疑問時並簽名或蓋章後前任方得離去。

第二章 關於平常時工作事宜

第八條  轄區內設備如有新裝或修改工程，應注意其修改後之結果，與原有設備是否可以成環路作無停電切換等，如有意見即須提出，俾工作負責人及早考慮。

第九條  為保持各主要用電地點之電壓達標準值，各級調度司令應常調查各處之電壓，以便明瞭全系統各處電壓之後，決定調相機器之運轉方法，調整發電機之電力因數或變更供電系統。

第十條  發電所或變電所之電壓如發見長時間與標準值不同時，則應與有關部分商洽更換主變壓器之分接頭。

第十一條 變更供電系統時，以先構成環路，作無停電切換為原則，不得已時方可作停電切換。

第十二條 發變電所及輸電線路之停電工作開始以前，必須與工作負責人會商，由工作負責人通知工作完畢後即行恢復通電，不必固守預定時刻。

第十三條 用戶用電如有不守契約情事，即行呈報俾便處理。

第十四條 因需要面須使用長期停用中之設備時，應與有關部分商洽後行之。

第三章 關於非常時之工作事項

第十五條 當非常事故發生之時，應以審慎堅毅之精神處置之。

第十六條 供電系統與平常狀態不同或於事故發生時應急處置系統變更後，應注意有關各處之機器設備有無過負載，電壓有無過低之處。

第十七條 事故發生後，其處置方法原則上以將停電之負載先行恢復供電，然後再及於發電所及輸電線之恢復，一二次系統因事故而停電時已先行操作一次系統為原則。

第十八條 事故發生時，處置完畢之後，即如下辦法與有關各處會商辦理：

一.通知發生障碍之處或區域之負責維持保養人，使其速往修理或調查。

二.因事故而停電，試送電結果無異狀，或雖不致停電，而中性點電壓計或減漏計有表示，滅弧線圈、避雷器發生動作或由電壓計電流計、頻率計之變動判定有異常時，則應通知有關各處請其調查或巡視。

三.如有停電，即須通知所屬區管理處，如非屬區管理處所管者即同之其負責保養人。

四.地方調度司令轄區內發生事故應即根據調度規則第五十二條之規定須向中央調度司令報告。

第十九條 電氣事故原因不明之時，應盡量蒐集有關事故之狀況與電驛及保護裝置等之動作情況等以資研究，必要時得請求召集各有關人員共同研究，或請有資格人士調查之。

第二十條 接得雷雨報告之後，即行記入雷雨觀測一覽圖，其後即注意雷雨演變之狀態，必要時根據「電氣設備防雷操作規則」停用設備或輸電線路。

第廿一條 電動時鐘如與標準時鐘有差異時，可慢慢調整頻率使二者一致。

第廿二條 用戶如有問及關於電氣事故之事宜時，原則上應由區管理處承轉，然必要時可將事故之概況及恢復供電之預定時刻婉言答覆之。

第四章 關於調度司令事項

第廿三條 發出調度指令者以調度司令主任或調度司令正值班為之。

第廿四條 調度指令以簡單明瞭為原則，語言婉轉，切勿粗暴，且以一操作一指令為原則，同時發出多項指令則受令者會有誤操作之虞。

第廿五條 操作實施時調度司令正值班命令開關操作人前往開關場內工作，須使用操作命令卡以妨止其誤操作，操作人於操作完畢後，即將所操作之設備，有關之線路名稱與有無異狀等向正值班報告並歸還其操作卡片。

第廿六條 有關線路之操作，於實施之前先商洽操作順序及調查有關設備之各種狀態，各種狀況明瞭之後方可發出操作指令以免有誤。

第廿七條 每次開關操作後成開啟狀態者，應以籤條繫置之以策安全。

第五章 關於調度司令板之使用事項

第廿八條 供電系統變更，即應在調度司令板上加以表示，該調度司令板經常須與現系統相符。

第六章 關於停電工作事項

第廿九條 11kV電壓及其以上之系統其設備之停止使用與開始運轉，其手續須經「停電/工作許可要求手續規定」辦理之。

第三十條 調度司令對轄區內進行中之工作，應常注意並與工作負責人保持聯絡。

第卅一條 如遇不得已之情事發生，對於進行中之工作亦得臨時令其中止。

第七章 關於電話之使用事項

第卅二條 通訊設備之靈敏與否與電力調度大有關係，有線電話如有通話不良情事即根據「有線電話使用及保養規則」自行檢查，如載波電話發生故障時則立即通知線路課以便派員檢查，不可擅自動手。

第卅三條 電話作業如有影響調度通訊者，事先必須依「停電/工作許可要求手續規定」提出停止要求書經核准後方得實施，並於實施之前與有關各處商洽後方可停止，必要時電話作業雖在進行當中，亦得臨時中止。

第卅四條 如遇停電事故發生或有其他重要調度事宜須使用電話時，雖在他人在通話當中，亦得請其中止，調度司令優先通話。

第卅五條 調度專用電話，如載波電話及司令一番電話，非萬不得已時，不得作調度以外之通話。

貳.  一次輸電系統操作規則

一次輸電系統(一次輸電系統之範圍為十四萬伏幹線以至各一次變電所之主變壓器之高壓側O.C.B.或E.C.B.)之操作，應依照本規則辦理，其有未包括之事項可參照「電力調度規則」處理，但遇特殊變化時亦需有臨機應變之措置。

第一章 總則

101  南北兩輸電系統在常態下應在大觀發電所以#1500 OCB 並聯運用該#1500 OCB 盡可能以無電流通過為原則。

102  鉅工發電所兩發電機在常態下應分別並聯於南北兩系統。

103  各變電所在常態下應由兩線路受送電。

104  凡遇故障以致輸電線路跳脫時，不論其起因是否在本所或輸電線路上，俱應迅速檢查本所設備，有無異常，所得結果，即行向調度課報告。

105  各所停電後，恢復受電時，應注意電壓及頻率，按線路之重要性(參照「負載限制規則」附表)依次送電，同時將二次發電所迅速併入系統，如設有調相機或固定電容器之變電所，應速將該項機器併入系統以調整電壓，遇通訊系統不良，而頻率降至58週波以下，則須待其昇至58週波以上，始可送電。

106  各一次變電所在正常送電當中，頻率突然降至58週波以下，即依負載限制規則啟斷二次輸電線路，以至頻率上昇至58週波以上為止。

第二章 輸電線路

201  兩路線並用之區域改用一路線時，應由送電端起(接近大觀方面之一端，以從沿用)斷路之。

202  由一路線並用為兩路線應照201項之順序相反操作之。

203  一路線選擇跳脫時，應先與有關之保線區主任取得聯絡，待該區派員巡視線路修理妥善後，即以全壓試送電。

[附註]

…線路發生事故…除了接地電驛(設有其他表示裝置，判斷為接地事故者)，則調度課可視當時之情況(如有雷擊可能，或認為一路線送電不安全之時)可指令全壓試送電，此時操作順序不受202項之限，因中性點接地分別在鉅工發電所及台北變電所，故全壓試送電時南部系者送電側施行，北部系者由接近台北之變電所施行，同時操作中接地電驛亦應接上使用。

因雷擊而全壓送電雖獲成功，而線路巡視仍應舉行。

204  兩路線同時跳脫時(包括單路供電區域，其使用中之線路跳脫情形)，可依下列個手續施行送電：

1.全壓試送電：

A.  如跳脫電驛俱為接地電驛則依海山線次序施行全壓送電。

B.  如僅一路線使用中者則使用中一線接地跳脫則就使用中之線全壓試送之。

C.  如兩路線同時跳脫，一路線為接地電驛動作，他路則否，則全壓試送電之順序以接地跳脫者全壓試送之，他路則根據本條(2)項辦理。

D.  全壓試送電之方法參照203項附註辦理之。

E.  海線試送成功，山線應否仍須試送，可參照203項附註辦理之。

2.遞加壓試送電：

兩路線同時跳脫，(或一路線跳脫後認為一路線運轉不安全時)而作用電亦並非接地電驛，則依下述各項方法施行遞加壓試送電：

A.  加入電壓(Impressing Voltage)由零逐漸遞昇直至發電機到達下表所示之規定值，繼續加壓四分鐘是時應特別注意電壓及各相之充電電流(發電機電流)有無平衡及劇變。

表3 線路跳脫試送電遞升加壓發電機規定值

B.  試送電源以大觀發電機一台負擔，必要時送電電源得以鉅工發電機為之。

C.  試送電之順序原則上應以海線先行，山線次之，其法由大觀起送至故障線路末端止，其時沿線各變電所之主變壓器應接於該試送線路上，如海線試送良好時，山線毋需試送，即派員巡視(惟事故發生時海線停用區域其供電中之山線跳脫試送次序不受此限)。

D.  如海線試送俱不良時，則將各區域之海山線分別組合，其組合方法如205項附表所示，但表中規定時間在電話暢通時不予限制。

205  兩路線同時跳脫而發生全停電時，因電話系統不良，無法按照204項操作則參照本項附表之「十四萬伏輸電線盲目試送電法」處理。

206  感覺電震零相電壓計有偏向指示或接地警報動作時，調度課及各一次變電所即接上司令第一號電話線(八堵接上北部第三號線)，由發生異狀之發變電所先行發言報告異狀及開關動作狀況，次由僅有接地表示之變電所報告接地狀況後，由調度課根據報告之情形指令操作。

207  十四萬伏系統發生弧接地，繼續5秒鐘尚未消滅時，則根據下列各項處理之：

1.  備有中性點接地電阻器之發變電所(指鉅工發電所及台北變電所)如該電阻器未能自動跳脫時，則應以手啟斷，俟障礙消滅從再行使用。

2.  大觀判明故障在南部或北部後，即將南北系統解聯。

3.  各發變電所將送受電兩側之山線啟斷(如送受電之雙方或單方時用一路線者，則使用單線路之一方或兩方不必操作)鉅工及台北則先行操作本項後再操作第1項。

4.  如上述3項各所將山線啟斷後障碍即行消滅此山線則由大觀施行全壓試送，以便發現故障區域指令巡視修理，同時將無障碍之線路重行併用然後將南北系統恢復併聯。

5.  若3項操作山線啟斷後，故障仍未能消滅，則於事故發生後1分鐘，重復併用送受電端之山線，並察視電流表判定本所送受兩端線路確已併聯，即於事故發生後2分鐘即將海線啟斷(單路供電之區域不予操作)。

6.  如5項操作將海線啟斷後，故障消滅，即參照4項辦法施行海線試送，決定障碍區域，以備指令巡視修理，而良好線段，恢復併行運用，然後將南北系統併聯。

7.  如5項操作將海線啟斷後，故障仍未能消滅，則於事故後3分鐘，大觀即將發生故障系統(南部或北部)山海線全部啟斷，按205項附表所示分別組合試送，(但單路線供電之區域，則將使用中之線路優先試送，並且送至該線止以確定該線是否良好，惟電話不通時此項操作不用施行，即由205附表3項啟實施)

第三章 大觀發電所

301  該所之正常狀態如次：

1.  一號二號兩匯流條以#1500 O.C.B.聯結之。

2.  二號發電機先昇至6萬6千伏送至鉅工再昇至14萬伏而接於南部系。

3.  其他各發電機則適當分配於兩匯流條上。

4.  送電幹線之聯接如下：

一. 北部系海山線   一號匯流條

二. 南部系海山線   二號匯流條

302  發電機或昇高變壓器，油斷路器跳脫而未停電時，即將該線發電機解聯，而檢視作用電驛及設備本身，若無異狀即予併聯。

303  一路線跳脫即與有關各所聯絡，若線路有加壓時，即併用為兩路線，若無加壓時(選擇跳脫)，應先與有關保線區主任取得聯絡，待該區派員巡視線路妥善後，即以全壓試送電但若電話系統不良，則等候通訊恢復後再行聯絡，如因跳脫電驛為接地電驛，則視當時狀況調度課指令全壓試送。

304  北部系(或南部系)兩路線同時跳脫或一路線停用而他線路跳脫時，可依下列各項處理之：

1.  啟斷#1500 油斷路器.，將南北系統分離。

2.  ………………………………於該匯流條上。

3.  按海山順序將送電端油斷路器交替接上試受電(以試驗是否有一路線在加壓中)注意二次電壓是否平衡。

4.  受電成功即將脫離系統之發電機再行併入系統。

5.  將南北系統併聯恢復正常。

6.  如兩路線俱無加壓即將發電機併上依海山線順序施引試送電其施行全壓試送電或遞加壓試送電可參照204條各項實施之。

7.  海山線試送俱不良可依205項附表3項起分別指令各線路組合試送時間則愈速愈妙不必拘泥于表中規定惟電話連絡不良，即嚴守205項附表所規定之程序及時間施行盲目試送。

8.  一線路恢復送電後，他線路併用之操作根據一路線跳脫時之規定(303項)處理之。

305  十四萬系統發生弧接地經5秒鐘尚未消滅時，依207項操作之。

306  二號發電機及零號變壓器發生故障時，根據本規則附表一辦理。

307  各項故障同時發生時分別處理之。

第四章 鉅工發電所

401  本所之正常運用狀態如下：

1.  一號發電機經20,000KVA變壓器昇高至11萬伏與霧社線併聯後再經25,000KVA變壓器昇高至十四萬伏接於一號匯流條送北部海山線。

2.  二號發電機經15,000KVA變壓器昇高至14萬伏接於第二號匯流條送南部山海線。

3.  大觀二號機經六萬六千伏系統送至本所再經30,000KVA變壓器昇高至十四萬伏接於第二號匯流條送南部山海線。

4.  本所二號機之一萬一千伏系統與大觀六萬六千伏系統間以11kV 8,750KVA移相器及1.1/66kV 10,000KVA變壓器之串聯組聯絡之。

5.  由15,000KVA變壓器之33KVA線圈引出輸二次電線送至南投。

402  25,000KVA變壓器高壓側斷路器跳脫時先檢視電驛，判明作用電驛並非差接電驛而同時二次側油斷路器又無跳脫後，根據下述各項操作之：

1.  …………………十四萬伏側油斷路器試行由十四萬受電。

2.  受電成功後即將霧社線啟斷而將一號發電機並聯。

3.  通知萬大停止加壓即由鉅工逆送電，萬大迅將發電機併入系統。

4.  若無加壓時即將山線啟斷等候海線試受電。

5.  受電失敗等候指令唯電話系統不良而卅分鐘後仍未見效果即按205項附表2項起施行操作。

403  15,000KVA或30,000KVA變壓器跳脫時先檢視電驛，若作用電驛並非差接且二次三次油斷路器亦非同時跳脫時，即依下法處理：

1.  檢視無跳脫之變壓器判明十四萬伏有無加壓。

2.  有加壓時迅將跳脫之主變壓器及其所接之系統或發電機並聯之。

3.  若無加壓即將山線，30,000KVA變壓器二號發電機解聯，接上15,000KVA變壓器(如跳脫者為該變壓器則仍將二號發電機解聯後接上之)等候受電。

4.  受電無效時即等候指令若電話系統障碍卅分鐘仍未見效果可按照205項附表2項起實施。

404  15,000KVA或30,000KVA變壓器同時跳脫其二、三次油斷路器並無跳脫作用電驛………………[以下略]

叁.  二次輸電系統操作規則

二次系統之發變電所(變電所之3.3kV系統除外)與11kV以上之輸電線路及上述設備之電驛及控制電路(以上所指以後俱稱為二次系統設備)有因新設、保養、檢修或更改而停止運用時，其手續依向所規定之「停電工作許可要求規則」辦理之。又如二次系統發生故障時，其處置辦法根據「二次系統故障時操作規則」行之，為依上述二種規定進行保養或修復工作而須觸及二次系統設備時，其工作順序與乎應注意之點及地方調度司令與工作負責人間之聯絡，為免除誤操作起見，須依如下各條行之。

第一章 總則

第一條  一次系統發變電所內之二次系統設備，乃指各該發變電所之11kV以上系統開關場內，為向場外輸電而設置之匯流條用A.B.S而言。

第二條  二次發變電所中，如具有複匯流條之設備者，通常以使用複匯流條為原則。

第三條  除特定之情形外無論何人非依地方調度司令之命令，不得接觸及開閉二次系統之設備。

第四條  A.B.S或D.S之操作，須確認其俱有關之O.C.B(或E.B.C以下均同)在啟斷狀態時方得行之。

但近路(By Pass)用之A.B.S或D.S之開關操作須依所屬之O.C.B在同電狀態中始可行之。

第五條  停電中之二次系統設備，如裝設接地線時，須依下列之規定行之：

一. 接地線須用絞銅線為之，其大小應超過30平方公釐。

二. 接地線安裝地點在接近於工作中之機件之電源端上。

三. 接地線之安裝務使完全，其接地電阻應求其可能達到之最低值。

四. 接地線操作時，應注意接地線之一端勿使與通電體接近或接觸為要。

第六條  在發變電所、開閉所之輸電線及開關場內之匯流條上，應有易於安裝接地線之設備。

第七條  接地線之安裝應在送受電端各有關之開關斷路後方可施行，而開關於接通前……………………。

第八條  如因調度上之需要而非由開關之操作以變更二次系統電壓調整器之聯接或變更自耦變壓器之分接頭時必須依照如下之規定：

一.地方調度司令向有關區管理處變電系長要求變更工作。

二.變電系長根據地方調度司令之請求，命令工作負責人開始工作，同時並將負責人姓名職別報告地方調度司令。

三. 工作負責人決定後，地方調度司令則發出操作指令而令其著手工作。

但 1. 如假日或夜間等非辦公時間時，仍須循同樣之手續方得操作。

 2. 地方調度司令如因辦理手續費時而恐延長停電時間，則可先將該項設備分離，先行送電，如電壓過低則根據「配電線負載限制順序表」實行限制負載。

第九條  二次系統電驛如有檢查或變更調定等之操作時，則應將該電驛之直流線路啟斷後方可行之。

第十條  控制電路之不良或電池之故障，及操作用空氣壓縮機之性能低下，於事故時能擴大停電範圍或之損壞機器招致無謂損失，故對此等設備須注意維持保養以策萬全。

第十一條~第卅六條[…………略……]

第卅七條 發變電所或開閉所工作人員如在因檢修工作或事故而致變更送電系統之狀態中換班時，工作人員應將對二次系統操作上之所有通知詳細記於值班日誌上，並於換班時口頭補足之。

第卅八條  關於停止要求實施程序之詳細辦法另文規定之。

第卅九條  本規則施行細則另定之。

第四十條  本規則自卅七年五月起實施。

叁之一.  二次輸電系統操作規則施行細則

  因保養及檢查等工作而致二次系統設備之停送電其操作順序及地方調度司令與工作負責人間之聯絡可依如次方法行之：

第一條  兩路線並用之輸電線路其停送電之順序如次：

一.兩路線併用中而停止其中一路時：

1. 將接近一次系統方面之O.C.B啟斷。

2. 將受電端方面之O.C.B啟斷。

3. 將接近一次系統方面之A.B.S或D.S啟斷。

4. 將受電端方面之A.B.S或D.S啟斷。

但下列各系統不依上述之1、2、3、4之順序而操作之，即：

A. 台北-小粗坑-新龜山間

1. 在小粗坑開啟。

2. 在新龜山開啟。

3. 在台北開啟。

B. 大觀-魚池分岐間

1. 在大觀將集集線改接於不停電之線路上。

2. 將水社變電所改接於不停電之線路上。

3. 在魚池分岐處將靠大觀方面之A.B.S啟斷。

4. 大觀將地方線O.C.B啟斷。

C. 嘉義-仁愛-水上間

1. 在仁愛啟斷。

2. 在嘉義啟斷。

………………[以下略]………………

肆. 二次系統故障時操作規則

第一章 總則

二次系統之平時操作根據「二次系統操作規則」行之，如遇發生故障時，除有人命關係可能引起重大變故之特殊情形外，均應遵照本規則辦理，本規則未規定事宜應參照，「電力調度規則」及「二次系統操作規則」處理，如遇特殊變化時，亦當有臨機應變之有效處置。

第一條 二次系統遇有故障時，工作人員如需向規定之試送電力方向送電時，可施行盲目操作，(參閱第二章細則附圖)，如需以逆方向試送電時，須先得地方調度司令之命令方可操作。

第二條 裝有滅弧線圈之系統，其操作應依滅弧線圈操作規則辦理之。

第三條 各項操作，事後應及向所屬之地方調度司令報告。

第四條 故障後，正謀恢復正常系統時，沿途線路或一次變電所如設有同步指示…………………[以下略…………]

附圖1 八堵轄區故障時操作圖

附圖2 台北轄區故障時操作圖

附圖3 新竹轄區故障時操作圖

附圖4 霧峰轄區故障時操作圖

附圖5 日月潭地方線故障時操作圖

附圖6 嘉義轄區故障時操作圖

附圖7 高雄轄區故障時操作圖

伍. 滅弧線圈操作規則

第一條 發變電所設有滅弧線圈(以下簡稱P.C.)之系統，其操作悉依本規則行之。

第二條 備有P.C.之系統在正常狀態時，中性點均須以P.C.接地 N.R.啟斷，雷擊時最易引起瞬間接地，在雷擊期間須以P.C.接地。

第三條 數變電所併聯運用時，各變壓器中性點以同接於P.C.為原則。

第四條 P.C.恆須對線路電容作10%之過補償，線路狀態變更或轄區氣候變化時即須更換其分接頭。

第五條 P.C.之操作及分接頭之選定由各所之正值班負責之。

第六條 P.C.之分接頭更換時必須先將P.C.開斷以N.R.接地，並須將N.R.之限時電驛閉鎖後施行之。

第七條 設有P.C.之系統上任何斷路器，(E.C.B、O.C.B、A.B.S、D.S)原則上必須先待P.C.開斷以N.R.接地後方可操作。

[………………以下略………………………]

陸. 電氣設備防雷操作規則

第一章 總則

第一條 對於電氣設備之雷擊防範方法依本規則行之，其有於本規則未訂者，依「二次系統操作規則」行之。

第二條 避雷設備之檢查、修理、及安裝等工作，應於雷雨較少之季節施行之，即於每年之十一月至翌年之三月末之期間行之。

此處所稱之避雷設備乃指避雷器、架空地線、招弧角、及安裝於發變電所之避雷針或架空避雷網以及該項裝置之接地線(包括鐵塔之埋設地網)等之全部設備。

第三條 電氣機器之檢查、修理、以每年之十一月至翌年四月之期間施行為原則對於電氣設備之雷擊防範方法依本規則行之。

第四條 為防止雷擊而引起瞬間接地事故起見，在滅弧線圈補償系統中，當發生雷擊時，務將滅弧線圈接上系統。在雷擊時如有變更滅弧線圈分接頭之必要時，應敏捷行之。

第五條 雷雨狀況對本規則之運用有甚大影響者，各觀測所應根據「雷雨觀測規則」作………………[以下略…………………]

表4 發電機及11kV以上系統防雷停電日報

柒. 雷雨觀測規則

一.雷雨觀測之目的：

A. 積極的減少工作務因雷擊所引起之禍害。

B. 為使調度司令之處置更屬有效且準確，而能在穩定狀態下繼續運用。

C. 作將來雷害預防對策之資料。

二.雷雨觀測報告之途徑及任務：

甲. 一次觀測所

1. 雷電發生時，應將轄區內之報告彙集，電告調度課及大觀發電所。但如雷電而不能通話時，應極力設法取得聯絡，否則亦應事後報告。(格式如第二表所示。)

2. 根據「電氣設備防雷操作規則」。依雷之方向及進行速度而需改換送電線路時。應向調度課報告並受其指揮(但轄區內的二次系統不受此限)

表5 (第一表)雷雨觀測電話報告途徑表

表6 (第二表)雷雨(觀測)電話報告表

捌. 負載限制規則

第一章 總則

第一條 因事故或防雷而致電源不足時，得按本規則之規定實施短時間之負載限制，其限制範圍，以受電源不足影響之區域為限。

第二條 負載限制分第一級負載限制法，第二級負載限制法，及第三級負載限制法三種，其實施順序及方法，依據下列各條之規定施行之。

第三條 為求負載限制合理，業務處、各區管理處、調度課、及各地方調度司令對其轄區內各用戶負載之特性，平時應詳加調查，以為參考，(如停電時間之容許限度，停電時間若超過此限度後在送電時之容許最小使用量，因停止供電用戶所受之損失等。)

第四條 負載限制實施時間，調度課常須監視電力之供求狀態，使電源盡最大之利用。

第五條 負載限制實施時間，所有調度司令之通信線，除電力調度以外一概不得使用。

第六條 指定之負載限制，如不迅速確實施行，可能因之失去電力供求之平衡，而致引起全停電，故各所接獲負載限制之指令後須迅速確實施行之。

第七條 故障之修復須延長至三小時以上時，調度課得指令事故影響範圍以內之各火力發電所啟動。

第二章 第一級負載限制法

第八條 事故倉卒發生，電源頓感不足為迅速限制負載計，乃由一次變電所執行之，其執行辦法根據本章以下各條實行之。但如事故發生後尚有充分指令時間，本章所述之第一級負載限制法不必實施而直接施行下章所述之第二級限制法。

第九條 本限制法在各一次變電所以各二次輸電線及直接供給之配電線為單位按「二次輸電線負載限制順序表」之順序施行之，但如通信系統不良，不及分別按表指令限制時，得先就通信可及之範圍按附表中之先後實施，然後再設法照表中順序轉移之。

第十條  本限制法之限制及解除之司令系統如下：

機電處長 → 調度課長 → 調度股 → 各地方調度司令

如通信系統不良時，得由下列各地方調度司令代行，事後再報告調度課。

一.  全系統電源不足時         大觀地方調度司令代行

二.  局部電源不足時           有關各地方調度司令代行

第十一條 各一次變電所接獲本指令後，須立即執行，不得延宕，但如限制線上接有發電所而在受電當中者則不予執行，即將其理由報告調度課。

第十二條 調度課依據下列各項設法增加發電力及減輕負載：

一.發電力之增加

1. 鉅工、新龜山、天送埤三發電所使用調整池之貯水。
2. 因負載限制而停用之二次輸電線如接有二次發電所者，則由地方調度司令通知該線上之各二次變電所雖送電但仍不得受電，通知完畢後，該限制線送電，令二次發電所並聯系統。

二.負載之減輕

1. 夜間線送電時將電壓降下，其法如次：

(1)日月潭系統及設有發生無效電力設備之一次變電所較正常值降低8%。

(2) 二次系統將配電線用電壓調整器較正常值降低10%。

2.頻率降至58週波。

第十三條 因第十二條之措施而致電力有剩餘時，調度課即須指令解除相當於此項剩餘電力之限制。

第十四條 本限制法全為緊急處置法，繼續時間不宜過久，如推測事故將逾半小時方能修復時，應立即指令施行下章所述之第二即負載限制法。

第三章 第二級負載限制法

第十五條 第九條之緊急負載限制時行後系統已趨穩定，或事故發生後有充分之操作時間時，調度課長即將事故現狀報告機電處長及業務處長後，乃按「配電系限制順序表」之順序實施本限制法。

第十六條 本限制法之開始及解除之司令系統如下：

   調度課長→ 調度股 → 地方調度司令→ 二次變電所，

如通信系統不良時，有關地方調度司令代為司令，事後再行報告調度課。

第十七條…………………………………………[略……]

如兩發電所單獨供電時，由容量大者司令之。

第十八條  第十五條配電線負載限制操作完畢後，及將第一級負載限制解除。

第十九條  第十八條之各項操作完畢後，即將限制之配電線及理由通知有關各所。

1.調度課長報告機電處長及業務處長，並通知各有關課長。

2.地方調度司令通知有關區管理處之電務組長，並由電務組長轉告區管理處經理及業務組長，對各大用戶由業務組長經服務所告知停止供電之理由。

但下班後，除發變電所、開閉所外，其他各處可於次日上班時補行報告。

第二十條  用戶因停電時間過長，而勢將因之引起嚴重之損失，或機器可能損壞時，得申請繼續供電，其申請之順序如下：

附圖8-1 用戶停電時間過長可能損壞機器，申請繼續供電程序

調度課長取得業務處長之許可後，按第十六條之系統接令送電，並按其供給之電力量照附表「配電線負載限制順序表」之次序順次將尚未限制之線路限制以替代之，一方並由電務組利用桿上開關就，該解除限制之配電線除申請供電之用戶外，儘量使該線供電範圍縮小。

第廿一條  如通信系統不良，第廿條之申請無法聯絡，而時機緊迫時。區管理處經理得參酌情形決定之，事後再經地方調度司令調度課報告業務處長。

第廿二條  配電線負載限制實施期間，各一次變電所須每小時將以實施限制之二次輸電線電力量報告以便核對。

第廿三條  如實施第二級負載限制之二次輸電線每小時之電力量與預計值不合時，調度課得請營業課調查原因。

第四章 第三級負載限制法

第廿四條  第三級負載限制法以各用戶或配電線分路為單位施行之，當電源之恢復須延長至十小時以後時實施本限制法。

第廿五條  本限制法之施行法及其他有關事項皆臨時由總管理處決定之。

第五章 負載限制順序表之使用法

第廿六條  「二次輸電線負載限制順序表」(第一級負載限制法使用)及「配電線負載限制順序表」(第二級負載限制法使用)之左列為限制之次序號碼，由右列之限制電力量累計欄得相當於電源不足之量，由限制次序一至該行止限制之即可。

如局部電源不足，則挨次取與電源不足之變電所有關之線路而限制之，其累計量應另行計算。

第廿七條  用戶之用電狀況與本表不符時，須隨時加以調整所限制之電力量。

第廿八條  某配電線全線限制時電源有餘，而全線送電又感不敷時得先就該線上之重要用戶次第供給之。

第廿九條  如用戶之使用狀態變更，或特殊之新用戶加入等而本表順序有變更之必要時，區管理處將其理由報告業務處長請求更改。

第六章 附則

第三十條  每次負載限制實施完畢，調度課須將限制區域限制電力量與時間報請各方查照。

第卅一條  本規則適用於本公司西部系統。

第卅二條  「二次輸電線負載限制順序表」及「配電線負載限制順序表」令文發給。

第卅三條  本規則自公布日起施行。 

玖. 電氣事故報告規則

第一章 總則

第一條  發變電所、開閉所、輸配電線路上各種設備，發生不意之障碍，不能照正常使用時俱謂之事故。

第二條  凡發生事故須依本規則之規定向有關各部份報告。

第三條  事故報告之種類分速報、日報、月報、停電工作月報四種，按事故之性質，根據下列各章之規定分別報告之。

第二章 事故速報

第四條  凡重大事故，須以事故速報報告之。

第五條  下列各項事故謂之重大事故。

一. 因電氣設備之損壞、漏電、人畜觸電等，以致人畜傷亡或召致火災，或發生重大災害時。

二. 一次發變電所之發電機、原動機、主變壓器、斷路器、一次線路鐵塔及其他對供電有重大影響之設備發生損壞時。

三. 二次發變電所之發電機、原動機、主變壓器等發生損壞，須經長期修理方能使用時，或曾停止供給用戶用電時。(不論時間長短及停電力多寡)。

四. 因事故停止供給用戶用電超過五千KW，而達十分鐘以上十。(包括限制負載)

五. 一次變電所因事故而全停電時。(不論時間長短及停電力多寡)。

六.因事故而致一配電區域(以發變電所為單位)全區停止供給用戶用電達六小時以上時。

第六條  上述第五條一至五項之重大事故一經發生，地方調度司令即行以電話通知中央調度司令，如事故發生在機電處所管設備上，即由中央調度司令造事故速報，向有關各部份通傳，如事故發生在業務處所管設備上，即由中央調度司令通知配電課造報之。

第七條   事故速報務求報告迅速，故以簡明扼要為原則，詳細操作則以事故日報補報之。如有須向主管處課作詳細報告之必要，發生事故之單位另行逕自書面報告之。

第八條   第五條第六項之事故，當地負責人於發生事故之初，預料修復供電時間將逾六小時以上時，即行以電話報告，若修復時間無法預料，而實際修復時間一經逾越六小時即行以電話報告之。

第九條   事故速報之格式如附件一。

第十條   事故速報之報告順序如下：

表7 事故速報報告表

附圖9-1 事故速報之報告順序

第三章 事故日報

第十一條   一二次發變電所、開閉所之11kV以上之設備及11kV以上之輸電線發生事故時，俱以事故日報報告之，事故中如有屬於重大事故者，除以事故速報報告外，其詳細操作仍以事故日報報告之。

第十二條   各地方調度司令所轄區域發生第十一條所述之事故時，當事故一經發生，即以電話將事故之大略情形向中央調度司令報告，於事故發生一日內，將事故日報書面通知事故狀況整理完畢造具事故日報，用電話向中央調度司令報告，再由中央調度司令以事故日報書面通知有關各部份。以事故日報書面通知有關各部份。

第十三條  事故日報之書面通知，由中央調度司令造報。

第十四條   事故日報之格式如附件二。

第十五條   事故日報之報告順序如下：

表8 事故日報報告表

附圖9-2 事故日報之報告順序

第四章 停電工作日報

第十六條   凡使用中之發變電所之11kV以上之設備及11kV以上之輸電線發覺其有異狀，或有損毀之處，為防止事故擴大，有立即停止使用加以修理之必要時，負責保養人以電話經由地方調度司令商准中央調度司令施行停電工作，事後即由地方調度司令造具停電工作日報，以電話向中央調度司令報告，由中央調度司令以所定之停電工作日報書面通知有關各部份。

第十七條  停電工作日報全由中央調度司令造報，其格式如附件三，其報告順序與第十五條之事故日報者相同。

表9 (附件三)停電工作日報報告表

第五章 事故月報

第十八條  3.3kV配電線事故由區管理處就所轄區域按月統計，造具配電線事故月報，送呈業務處轉有關各處傳閱。

[註]用電超過500kW之用戶專用線發生故障不能供電時，即應立即以電話報告所屬地方調度司令。

第十九條  上述第五條即第十一條之事故，除由調度課或配電課造具事故日報及事故速報外，並由各區管理處就所轄區域按月統計，造具配電事故日報及高壓輸電線事故月報，，送業務處轉有關部份，並與中央調度司令所造速報日報核對。

第六章 事故統計

第二十條  中央調度司令所造之事故速報、日報及停電工作日報，每次傳閱之後交由調度課保存以作統計之用。

第廿一條  業務處所造之事故速報及各區管理處所造之事故月報，傳閱之後，交由企劃處保存備查。

第廿二條  企劃處每月終將重大事故及情節較複雜者，綜合填具表格，總協理核閱後，呈報省政府建設廳。

第七章 附則

第廿三條   如事故原因不明，應根據當時狀及電驛動作情形以經驗加以判斷，推其原因報告之，待事故真相查明後，再行證實或更正之。

第廿四條   本公司電力系統上有重要事宜，非屬電氣事故範圍而根據調度規則第卅一條二、至六項之規定，或調度課認為有以書面通知有關各部份之重要事項，俱以「電話通報」通知之，其格式如附件四。

第廿五條   本規則對於通訊用設備故障時之報告系統未包括在內。

第廿六條   本規則只適用於西部幹線。

拾. 停電工作許可要求規則

第一章 總則

第一條   發電所、變電所、開閉所11kV以上之之輸電線路、調度司令用通訊設備…(以下統稱為工作物)舉行下列各項工作時，各部主管，如電務組長、……二次變電所主任、一次變電所主任、保線區主任、工事主任(以下統稱為工作主管人…)，應於事前照本規則向電力調度司令提出「停電/工作許可 要求書」，獲得許可方能實施。

一. 因新建、修理、檢驗、或改裝(以下統稱工作)等而需停止運用…工作物或活線工作時，(通訊設備則包括通訊困難在內。)

二. 平常停止中之工作物不能做應急運轉時。

三. 其他與電力調度有關之工作。

第二章 平時之處理

[…………………略…………]

附圖10-1 (第一表)停止要求書提出系統

表9 停止要求書

拾壹. 機電處所屬發變電所直接供給之配電線操作規則

一次系統變電所及二次系統發電所(以下本規則中簡稱為發變電所)直接供給之配電線其設備有因檢查修理而致該項配電線停止供電時既往因發變電所與區管理處間之聯繫不善而延長停電時間或對用戶未預通知而停電者致引起一部用戶之非難茲為消除此種缺憾起見自後凡此等配電線用之設備因檢修而致停止該項配電線之供電時須依本規則行之。

第一章 總則

第一條  本規則所用之配電線名詞其意義如下：

(一)區管配電線者即指區管理處所管之配電線也。

(二)配電線者即指區管理處所管以及發變電所所管之配電線。

第二條  發變電所與區管理處之間所管配電線之分界點為發變電所配電線設備之最後引出點之配電線電桿之首一桿之間中心點。

[………………………略…………………]

參考資料：

https://tpcjournal.taipower.com.tw/TPMM/2016/640/mobile/index.html#p=5

https://news.cts.com.tw/cts/general/202108/202108302054579.html

https://tpcjournal.taipower.com.tw/article/721

日本國立公文書館亞洲歷史資料中心典藏

漫談台灣電業的前世今生(十一) –台灣電力社廈上班過的調度員與台電之第一本「電力調度規則彙編」(上)

內容：

I.前言

II. 在總督府後台灣電力株式會社社廈上班過的調度員

2.1緒言

2.2台電慶祝成立70周年找調度處老照片

2.3  2015/10/28初訪90歲台電最老的中央調度員吳登龍得知曾在總督府後

方台灣電力社廈上班過

2.3.1  退休鑽研台灣電業前世今生，碰到瓶頸，「灣生回家」電影激起訪問老

調度

2.3.2  同梯阿標處長協助尋訪及其本身小故事

2.3.3 考證「吳桑」為唯一在台灣電力社廈上過班的調度員 

2.3.4  2015/10/28第一回親訪九秩「吳桑」錄音八年後竟成「紀念錄音」

2.3.5 退休26年見面有聊不完的話

2.3.6 借用部落格回憶文章圖片進入時光隧道回到當年

2.3.7 看到電氣部組織喚起「吳桑」昭和18(1943)年進入會社在「社廈」上班

及美軍轟炸後到大觀發電所支援值班的記憶

2.3.8 指認戰後留用日籍同事

2.3.9 神遊台電老電廠回憶走東西線有黑熊武界壩引水隧道開車

2.4  2016/4/13偕同學再訪91歲中央調度員「吳桑」老同事

2.4.1 再度聽吳桑口述在社廈上班及大觀被炸後支援工作情形

2.4.2 回憶機電處時代外省長官都會講日語及待人處事

2.4.3 吳桑爆料阿標處長菜鳥值班聽不懂日語閩南語急得流眼淚的糗事

2.5  2019/4/29第三度拜訪94歲「吳桑」求證「社廈」炸燬日期

2.5.1 第三度拜訪求證「社廈」炸燬日期仍未得到答案

2.5.2 第三度拜訪竟成最後一次見面

III. 台電民國37年8月頒行的第一本(版)「電力調度規則彙編」

壹. 台灣電力公司電力調度規則-附調度司令辦事細則

壹之一   電力調度規則

第一章 總則

第二章 中央調度司令

第三章 地方調度司令

第四章 與電力調度有關工作人員應注意事項

第五章 附則

壹之二  調度司令辦事細則

第一章 總則

第二章 關於平常時工作事宜

第三章 關於非常時之工作事項

第四章 關於調度司令事項

第五章 關於調度司令板之使用事項

第六章 關於停電工作事項

第七章 關於電話之使用事項

貳.  一次輸電系統操作規則

第一章 總則

第二章 輸電線路

第三章 大觀發電所

第四章 鉅工發電所

叁.  二次輸電系統操作規則

第一章 總則

叁之一.  二次輸電系統操作規則施行細則

肆. 二次系統故障時操作規則

第一章 總則

[…….略………………….]

伍. 滅弧線圈操作規則

[…….略………………….]

陸. 電氣設備防雷操作規則

[…….略………………….]

第一章 總則

柒. 雷雨觀測規則

[…….略………………….]

捌. 負載限制規則

第一章 總則

第二章 第一級負載限制法

第三章 第二級負載限制法

第四章 第三級負載限制法

第五章 負載限制順序表之使用法

第六章 附則

玖. 電氣事故報告規則

第一章 總則

第二章 事故速報

第三章 事故日報

第四章 停電工作日報

第五章 事故月報

第六章 事故統計

第七章 附則

拾. 停電工作許可要求規則

第一章 總則

第二章 平時之處理

[…….略………………….]

拾壹. 機電處所屬發變電所直接供給之配電線操作規則

第一章 總則

[…….略………………….]

參考資料：

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I.前言

去(2022)年5月有機會參與台電文物清查標案顧問工作，在公館庫房看到一本泛黃的「台灣電力有限公司 電力調度規則彙編」，封面書寫著「吳登龍先生」及右下角貼著「訓練所文物電力調度規則彙編」白色標籤(圖1)，及最後的第144頁留有「電力調度處 主管審修 吳登龍 日戳 77.7.27 」之紅色印泥職章及「提供」鋼筆字註記(圖2)；此外，最左邊註記著「本規則中華民國37年8月1日起施行」。

原來這本「電力調度規則彙編」是台電公司75年前(1948/8/1)頒行的骨董級第一本(版)電力調度規則，係於民國77年7月27日由時任電力調度處調度課「主管審修(審修股長)」吳登龍先生提供給「台電訓練所電業文物館」典藏的。民國104年8月8日中度颱風蘇迪勒襲台造成有史以來水淹台電龜山訓練所，這本國寶級「電力調度規則彙編」幸好躲過一劫，最後輾轉來到台電秘書處公館文物庫房典藏。

圖1 民國37年8月1日頒行的台電第一本「電力調度規則彙編」封面

圖2 台電電力調度處調度課審修股長吳登龍於民國77年7月27日提供民國37年8月1日頒行的第一版「電力調度規則彙編」給台電訓練所

小心翼翼的拜讀我畢生服務過43年台電電力調度處之最資深武林秘笈「電力調度規則彙編」後，讓我有如進入時光隧道回到75年前的台電系統，機電處調度課的「中央調度司令」；當時系統6所一次變電所(P/S)及1所發電所為駐在地之「台北、八堵、新竹、霧峰、嘉義、高雄、大觀地方調度司令」等名詞，及其轄區「故障時操作規則附圖」上的道地台灣地名的「松樹腳、崁子腳、新伯公、山仔頂、戲獅甲」等二次變電所(S/S)，變電所數目屈指可數，跟目前系統之多到難以計數無法可比！見證著台灣電力的重大成長！

這也就深深吸引著我來探討這本在它的娘家電力調度處都沒有保存到之第一本「電力調度規則彙編」秘笈，以及它的持有主人民國15年出生曾經在日治時期總督府(現總統府)後方以於民國34(1945)年5月6日被美軍炸燬之台灣電力株式會社社廈(圖3)上班過的最資深電力調度員吳登龍股長，希望能給我的電力調度後輩分享調度處的輝煌過往！

圖3  1919年成立之台灣電力株式會社社廈(總公司)，位於總督府右後方(戰後重建為國防部博愛大樓及城中一次變電所，2014年底國防部遷至大直、2016/12/9法務部廉政署遷入) (資料來源：台灣電力之展望-昭和14年-國立台灣圖書館)。

II. 在總督府後台灣電力株式會社社廈上班過的調度員

2.1緒言

我於民國54(1965)年新進任職台電電力調度處時，同事們大概有三分之二受過日本教育會講日語，尤其調度課中央調度司令(員)幾乎都是。我在民國48(1959)年12月版的「台灣電力公司職員錄」(圖4)中找到當時33歲(推算為民國15年次)年紀最大的「吳登龍」「林先河」兩位調度員，林先河未到屆齡先離職我接觸的比較少，吳登龍老前輩在民國72年轉任審修股長(當時在總管理處沒有股長職級改稱「主管審修」，但大家都稱呼股長不會稱主管XX)，我當時當計畫課長業務上比較有往來。那時我們見面都稱呼吳登龍老前輩日語「吳桑」，他用日語叫我「鄭(Te)桑」。民國78年1月「吳桑」63歲屆齡退休，我主管的計畫課負責調度處事務，還幫跟他同月退休當時的電驛副處長黃啟道一起在台電總管理處地下一樓餐廳舉行退休餐會(圖5)。

圖4 民國48年12月版台灣電力公司職員錄封面-機電處-調度課-總協理室擷取部分

圖5 民國78年1月台電電力調度處副處長黃啟道(左2)與調度課審修股長吳登龍(左3)在台電副樓地下一樓餐廳舉行榮退餐會

「吳桑」受日本教育，為人彬彬有禮，總是笑臉迎人，對小他將近20歲年輕的我還稱「鄭(Te)桑」。他退休後他兒子在新店台北小城僑信路有買棟獨棟透天別墅，剛好那時我也在他家對面巷子我計畫課退休的林小姐家斜對面買間連棟透天厝做鄰居，偶而他也來度假進駐，在他有棵大楊桃樹下的庭院跟他聊天過。我住了半年因為安坑路窄人多交通塞車，小孩讀書不方便，我又搬回木柵老家後，我們就幾乎沒有再見面了。

2.2台電慶祝成立70周年找調度處老照片

戰後國民政府接收「台灣電力株式會社」，先於民國34(1945)年11月9日成立「台灣電力監理委員會」，監理「台灣電力株式會社」運作，1946年3月20日「台灣電力監理委員會」改組為「台灣電力接管委員會」接管台灣電力株式會社並籌備將「台灣電力株式會社」改成立為「台灣電力股份有限公司」，民國35(1946)年5月1日「台灣電力公司」正式成立。

到了民國105(2016)年台電成立70周年，要擴大慶祝前夕，在2015年推動「他是誰？老照片說故事」活動，我也心動想找找電力調度處老相片。我先找到我保存已久一張民國54(1965)年剛考進台電電力調度室，參加在台電舊總處和平東路勵進餐廳(現在著名的台電酸菜白肉火鍋餐廳)歡送倫卓材副主任到越南當越南電力公司顧問的餞行宴之老照片。相片中前排有吳登龍老前輩39歲照，跟圖5他的63歲退休照相對比，容貌看不大出歲月的痕跡，穿著還是西裝畢挺，頭髮梳理光鮮亮麗日本公務員打扮。

圖6 1965年底電力調度室在台電勵進餐廳(白肉酸菜火鍋店)為倫副主任赴越南「中越電力技術團」餞行

接著，我跟民國89(2000)年12月1日退休的老調度規則股長楊天嘉(圖7)打聽有沒有老照片，他說他有一張民國57(1968)年7月4日在舊總管理處(和平東路一段39號)調度大樓三樓中央調度室的老照片(圖8)。我喜出望外，想跟他借來掃描，但他說「鄭(Te)桑」(他跟吳登龍老前輩都用日語稱呼我)這張相片送給你不用還，留在你那邊比較有用途。的確，他說的沒錯，我收到後將它掃描保存用在寫作文章可以分享給調度後輩們！

圖7 民國89(2000)年12月1日台電電力調度處規則股長楊天嘉(左3)在台電副樓11樓餐廳的榮退餐會紀念合照

圖8 民國89(2000)年12月1日退休的老調度規則股長楊天嘉送我這張民國57(1968)年7月4日台電中央調度室(台)的老照片

我在2015年收到這幀將近半世紀的電力調度室正副主管與調度課中央調度員在中央調度室系統模擬盤(Map Board)前合照之珍貴老照片，電詢楊股長這張照片時什麼場合拍的，他說他也忘記了，我猜是否是民國52年台電舊總處最高的四層樓調度大樓落成，中央調度室及系統模擬盤也裝潢落成五周年紀念照？端詳了相片中的八位，有電力調度室(1972/12/1才改名電力調度處)第一任主任(相當處長)張久煦(左4)、副主任程志秋(左2)、副主任倫卓材(右4)、中央調度監陳俊德(右3)，其他為老中央調度員詹宏祺(左1)、吳登龍(左3)、許炳道(右2)及調度課員周志新(右1)，當時除了吳登龍老前輩(2015年90歲)及周志新(在調度課沒多久就離職沒有進一步消息)外，其餘都往生了，但在我腦海中音容宛在，讓我感嘆這就是人生吧！。

2.3  2015/10/28初訪90歲台電最老的中央調度員吳登龍得知曾在總督府後方台灣電力社廈上班過

2.3.1  退休鑽研台灣電業前世今生，碰到瓶頸，「灣生回家」電影激起訪問老調度

在台電慶祝成立70周年前一(2015)年，我已經完成四篇「漫談台灣電業的前世今生」系列的部落格文章，包括【前世篇】兩篇、【今生篇】兩篇-(1)接收監理台灣電力株式會社及(2)台灣電力公司成立。剛好這幾篇文章正適合慶祝老東家台電七秩生日，獲得認識我的台電長官青睞，邀請我在「台電月刊」寫幾篇慶祝台電70周年的應景文章。於是，在當時台電月刊編製單位商訊文化事業股份有限公司編輯協助下，在民國105(2016)年4月出版的台電月刊第640期刊出我投稿的封面故事「撫今追昔‧致敬前人 台灣電業的百年滄桑」紀念文章。

在寫這些文章時，除了猛跑在中和的國立台灣圖書館外，也有到台大及中央研究院圖書館，瀏覽國立公共資訊圖書館、國史館、台灣文獻館，中原大學碩士論文及研究台灣電力前輩「北投埔林炳炎」網站。但是還是有許多問題沒有得到解答？尤其是台電成立前後那幾年的情形，心想若早個十年有這個念頭，我可從好多老東家調度處我的老前輩得到答案？真是讓人後悔又懊惱？

此外，2015年有部很熱門的「灣生回家」紀錄片電影，記錄日治時期在台灣出生日本人(灣生)日本戰敗被遣送回日本，思念台灣出生地的故事(雖然該片製片有誠信問題，但記錄片是真實的)。片中敘述到灣生一年一年的凋零，找尋與訪問他們要及時，否則就空留遺憾！這也激起我積極尋找我服務過台電電力調度處老前輩的念頭。

2.3.2  同梯阿標處長協助尋訪及其本身小故事

於是，我鎖定拜訪前述1959年台電職員錄登載之民國15年次年紀最大的「吳登龍」「林先河」兩位中央調度員老前輩(圖4)。我拜託跟我民國54年一起新進調度處的張標盛處長，他到調度處報到時被分發到調度課(民國52年台電改組前機電處調度課調度股)跟兩位中央調度員老前輩共事過許多年，比我熟悉多多。張處長大我兩歲是我台北工專電機科的學長也是學弟，因為他在學時父親過世身為長子(當時大概17歲多)我聽他說過他家那時就是電視「星星知我心」連續劇現世版，弟妹五人分送親友撫養，他毅然休學到台大化學實驗室打工養家，休學兩年結果畢業變成我的學弟，我因畢業去當老師一年，跟他同一年考進台電電力調度處共事(約41年)到退休。他記性特佳，台電系統及調度處老的故事(事故)他如數家珍，我有問題就請教他，可惜他不寫文章(好像不擅打字，我經常笑他讀資訊工程不會電腦打字？-他值班時有去淡江補修資工學位)，我只有跟他聊聊記下適時記錄在我的文章中。

2.3.3 考證「吳桑」為唯一在台灣電力社廈上過班的調度員 

因此我在張處長協助下，首先找林先河老前輩，他說前幾年還住在新店湯泉時，早上在新店溪旁步道經常碰到林老中央調度員在運動。張處長透過台電退休聯誼會查到他因身體欠佳搬到台中女兒那邊附近安養院療養。之後，我在民國39年7月出版的「省立台北工業專科學校概覽」中【第六章 畢業生及在學學生一覽表第113頁 一、歷屆畢業生姓名錄(自民國34學年度起) 一、工職第一屆畢業生(民國35年3月26日) 四年制電機科 】找到「林先河」的名字(同班的還有我認識的葉鵬飛、詹德銘、廖代榮、楊登洲)，證明林老中央調度員是戰後才進台電的。

因此，只有吳登龍老調度員才在總督府後的台灣電力「社廈」上過班。另外，我在吳桑的人事資料查到他於民國32(昭和18、1943)年3月在「總督府立台北第二工業養成所(現臺北市立大安高工)電氣科高等科畢業」，同年5月20日被「台灣電力株式會社-電氣部」雇用，擔任「工手」日給1.2圓。也得到印證他在「社廈」上過班。

2.3.4  2015/10/28第一回親訪九秩「吳桑」錄音八年後竟成「紀念錄音」

我拜託張處長在台電退休聯誼會會員錄找到吳登龍的聯絡電話與地址而且也連絡上，2015年10月28日09:00我跟張處長約在大安森林公園捷運站碰頭一起到建國南路假日花市福容大飯店旁巷子吳登龍老前輩家登門拜訪。為了訪問國寶級的中央調度員老前輩，我事先準備了一台手機當錄音機收錄我們的聊天對話，事後當今2023年1月為寫這篇文章，重聽至今大約8年之前的錄音檔，發現錄音從當天早上09:13開始錄音，總共長達2小時15分鐘。也就是我們當天聊到11:30才結束拜訪。我沒有想到這段錄音現在(2023年)竟是吳老前輩的生前紀念錄音了！因為在我的臉書(FB)輾轉有人留言得知他在2020年8月高壽96歲仙逝了。所以這篇文章也等於為紀念我等心中國寶級吳中央調度員老前輩的紀念文章。

2.3.5 退休26年見面有聊不完的話

我跟張處長爬上沒有電梯的三樓公寓氣喘如牛，心裡還在想當時90歲年紀的吳桑身體一定很康健每天要爬這三層樓，吳桑已經開門歡迎我們到訪。我們在他設有神像禮佛的客廳坐下來的第一句「好久不見！時間過得真快！」，阿標處長記憶很好說吳桑民國78年退休至今已經26年了！吳桑太太也加入我們的敘舊行列(圖9)，她說她民國18年次，比吳桑小3歲，她看我跟阿標處長還很年輕，張處長說他已經75歲，我也73歲都是「老少年」了！吳桑太太也奇怪我們都說國語？張處長解釋說我倆是客家人的關係。吳桑接著說他的親戚也有客家人，吳桑太太說她只會「吃飽了嗎」幾句客家話。大家都聊得滿起勁的！

圖9 民國104(2015)年10月28日拜訪當時90歲台電最老的中央調度員吳桑夫婦

2.3.6 借用部落格回憶文章圖片進入時光隧道話當年

接著，我們進入今天來訪的主題，我拿我的iPAD Show 出我的部落格有關電力調度處歷史的「台電公司電力調度處的老故事一則」文章照片，他看到民國57年那張中央調度台的老照片(圖8)，他第一眼就認出「張久煦」處長，然後一一認出其他老同事，指認到「許炳道(右2)」吳桑太太說她也認得，只有最右邊那位(周志新)他不記得，還以為是我？阿標處長解釋說周是台大畢業在調度課每天在畫每日負載預定(Daily Load Curve)。吳桑說那時你們(阿標跟我)學歷最高，他是「細漢」高等科畢業(相當初中)就進會社。接著看到台電舊總管理處，他還記得是和平東路一段39號那裏，調度課在調度大樓3樓。

2.3.7 看到電氣部組織喚起「吳桑」昭和18(1943)年進入會社在「社廈」上班及美軍轟炸後到大觀發電所支援值班的記憶

看完照片，換台電組織圖，看到昭和13(1938)年有電氣部組織，吳桑說那時他還沒進入會社，他在昭和18(1943-民國32)年才進會社，我說那年我才出生呢！吳桑真是老前輩啦！繼續昭和18年、20年會社組織，來到民國36年台電公司時代組織，當時機電處長孫運璿、第一任調度課長陳蘭皋(第二任程志秋)、發電課長錢艮。吳桑說陳蘭皋、錢艮、程志秋日語都很流利，好像孫運璿也會日語？阿標說他們三位都是日本華僑，孫處長是讀哈爾濱工大在滿州國可能會日語？

看過這些老照片及會社舊組織資料，吳桑很驚訝一直說你怎麼會有這些相片與資料！對他來說實在真「趣味」！接著我Show 出【今生篇(1)-接收監理台灣電力株式會社】那篇文章有關美軍機於1945(昭和20)年3月23日轟炸日月潭第一(大觀)發電所的照片。他立刻就反應說轟炸後他的課長馬上派他到第一發電所支援值班，他說開關場及變壓器都被炸燬，但發電所沒有被炸到。接著阿標處長問吳桑那時你在總督府後方的「社廈」上班，有沒有值班？吳桑說偶而有值班，因為日本人不怎信用台灣人？台灣人危險危險？主管全台的電力調度重責不放心給台灣人擔任。他說同樣的工作日本人月薪45圓，他台灣人月薪只有37圓左右。

2.3.8 指認戰後留用日籍同事

接著，我Show「民國36(1947)年2月台電公司留用80名日籍技術人員名冊」讓他指認，他認出古賀信勝、橋本治郎、畠山次男、緒方治夫、乃村好澄、安元敏雄，村上功，上林茂夫，他說好多他都認識。他知道其中的古賀信勝(Koga Nobukatsu)戰後繼續留在機電處很久，但不記得確切遣送回日本日期，我跟吳桑補充說我查到Koga留用到民國46年才辭職回日本，我聽電驛副處長林昇宏說Koga之後也曾多次來台找老友電驛課李燦華，林副座陪蔡處長出國考察路過日本，當時服務於三菱的Koga也招待過他們敘舊；吳桑記得另外一位畠山次男，他剛進會社菜鳥時，畠山帶他去天送埤發電所參觀，畠山說吳桑是新進薪水太少，費用通通都讓畠山請客。

2.3.9 神遊台電老電廠回憶走東西線有黑熊武界壩引水隧道開車

我們像利用時光隧道回到從前，尤其吳桑夫婦一直都驚奇連連說，不簡單你怎麼有這些老照片與老資料！我們繼續看「漫談台灣電業的前世今生(一)【前世篇(1)】」中的老電廠照片按完工年度由古到今，從公館圓環旁現綜研所的台北預備舊火力、八斗子之北部火力，到高雄的高火，他都說還記得，也有去過北火。接著換看老水力發電所，也從北部的小粗坑、南部的土壠灣、中部的北山坑，后里、社寮角、濁水，以至大觀、鉅工來到比較近代的新龜山(現桂山)，他還記得車子可以開到電廠門口停放。然後來到萬大發電所，他馬上說他曾從萬大走東西線到銅門電廠，走路很危險還看到黑熊？我好羨慕他有此難得經驗！

水力電廠舊照片之後，瀏覽「日月潭水力發電工程」施工照片，從武界壩開始及武界壩-日月潭引水隧道開始，也勾起他的許多回憶。他說引水隧道小車子可以行走，他在一次放水時有坐過！還有武界壩系統出差，從坐車到東埔開始走路越過武界山頭的艱苦經驗。阿標處長也回憶他菜鳥時跟老調員系統出差武界壩，也是從東埔開始走路爬山，但他們碰到下雨天黑後就迷路，走不出去，只好爬到山頂大樹下過夜，第二天再下山到武界壩。害得當時他聯絡的萬大謝秋冷值班主任以為失蹤的驚險回憶。

2.4  2016/4/13偕同學再訪91歲中央調度員「吳桑」老同事

2015年10月拜訪高齡90歲、國寶級的電力調度處「老調度員」吳登龍老前輩後，被我的工專同學李振中知道後，(他是52年前特考進入調度課跟吳老前輩同事過約3年就離職到行政院資訊中心搞電腦去了！)一直叫我安排見見闊別半世紀的調度老同事。透過張處長聯繫終於2016/4/13我三人約定一起去探望「吳桑(日文)」。

2.4.1 再度聽吳桑口述在社廈上班及大觀被炸後支援工作情形

當天李振中另外有國外回來朋友有約比較慢到，我跟阿標處長於09:34抵達「吳桑」家，跟上次拜訪相差半年，我們繼續聊上次沒有問到的議題。我還是帶了Ipad，用我的PO文相片輔助敘舊。我們繼續問「吳桑」有關在社廈上班時，調度部門有沒有其他台灣人？他說好像有一位姓吳(我查民國38年職員錄調度課有位吳永寧比吳桑大12歲，後來當到業務副總，可能是他？)，吳桑說姓吳的已經改為日本姓名。因為都是日本人大家都叫日本名字，只有你叫「吳桑」不好意思。他也正想改日本姓名，剛好日本戰敗沒有改成。

另外，也談起日月潭第一(大觀)發電所炸燬後去支援工作情形？他說心情怕怕的，一聽到空襲警報(台語燒酒雷)響起，大家都躲到防空洞躲炸彈。他說第二(鉅工)發電所他也有去，那時沒有車子可坐，只有步行走路去。

2.4.2 回憶機電處時代外省長官都會講日語及待人處事

至於戰後台電公司成立原來吳桑服務的電氣部改為機電處，當時的處長孫運璿、調度課長陳蘭皋、發電課長錢艮等為外省人。我們再問吳桑他們會說日語嗎？吳桑說他們都會說。他說他不會說國語，跟他們只有用日語溝通，他記得有跟孫運璿講日語。孫運璿為人很客氣，那時當處長有配一台三輪車給孫處長上下班，有一次孫處長看到吳桑走路上班，他停下來叫吳桑一起坐他的三輪車到台電舊總處上班過。

他說陳蘭皋調度課長脾氣很好，錢艮發電課長則為比較霸氣火爆？但阿標處長補充一段故事。有一次大颱風襲台，調度台正在忙著復電操作中，當時錢艮為主管調度的協理(副總)，快到中午他來到調度台，拿著兩個大碗公到洗手間清洗，錢協理說他不會調度操作工作，他只會煮麵洗碗。阿標說當時他跟吳桑當班另外兩位支援班共四人操作復電(中央調度室只有三班共六位值班員)。錢協理說調度台只有兩個碗公，先盛兩碗，兩班輪流食用。

 我們聽了好震驚，大家都叫錢協理「Pi錢啊」，居然有此暖男的一面？阿標說，後來調度員聊起此事，都感動得說今後拼命也要幫錢協理賣命！令人頗為感動！

2.4.3 吳桑爆料阿標處長菜鳥值班聽不懂日語閩南語急得流眼淚的糗事

我與阿標處長跟吳桑先聊了一個多鐘頭，快到11:00，李振中才到。我的同學千度近視，閱讀時眼睛幾乎碰到字面，個子又小，李振中記得吳老前輩那時都叫他這位22歲外省小夥子「小公雞」。我們見面後吳桑似乎沒有忘記，開口大笑，我們四位50多年的老同事老朋友促膝暢談往事，樂得不可開交。

李振中是廣東人，我跟張標盛是客家人，吳桑是閩南人。吳老前輩回憶50幾年前的趣事，他說張標盛剛到調度台，聽不懂閩南話及日文，他則日語流利不太會講國語，阿標不會用調度電話，他用台語教他，雞同鴨講，阿標「聽沒」，臉色很難看像生氣，最後還急得流眼淚。阿標直說我都忘記了！吳桑老前輩還記得那麼清楚！怪不得後來陳俊德調度課長下令調度要用國語。的確那個時期，我在電驛課也是一樣大家都講日語與台語，只有王吾公、林亨華兩位外省講國語。這是那個時代的過渡問題。

1年級生的老前輩跟三位3年級白髮蒼蒼的老同事，有講不完的往事，最後還看著圖6，細數從第一任張久煦處長到最近往生的楊祖欣許多位我們的調度老同事的名字，感嘆不已！我們三位後輩異口同聲說「吳桑」現在是最年長的調度前輩老大！祝福他長命百歲！眼看正午已到，我們趕緊告辭，約下次請台電最老的調度員到台電大樓中央調度中心回娘家！給調度後輩指導指導！ 

圖10 我的同學李振中與我跟大我17歲的吳登龍最老的台電中央調度員相見歡 (攝於民國105年4月13日)

2.5  2019/4/29第三度拜訪94歲「吳桑」求證「社廈」炸燬日期

2.5.1 第三度拜訪求證「社廈」炸燬日期仍未得到答案

2019/4/29早上第三度約張處長一同去探望台電最老的中央調度員，1926(民國15)年次今年高齡94歲的吳登龍老前輩。

老前輩看到我們來訪好高興！跟三年前(2015/4/14)那次見面相比，吳桑行動與聽力比較老化，眼力與精神都還很好。他是日治時期高等科畢業就進入台灣電力株式會社，上班地點就在總督府後方的台灣電力社廈。我因為寫「台灣電業前世今生」系列文章看過民國34年5月31日台北大轟炸照片，認真細看只有總督府再冒黑煙，後方的台灣電力社廈沒有？但台電朱江淮協理回憶錄及有些文章都說台電社廈1945/5/31被炸？所以為了尋求真相，特別來請問吳老前輩那棟漂亮的社廈何時被炸毀？是不是1945/5/31？他說那時他在新店當日本兵，只聽到空襲炸彈爆炸聲，以及台北市中心冒黑煙，等到8月15日日本投降回到台灣電力上班，上班地點已經搬到和平東路一段39號舊台電總處了！好可惜沒有找到正確答案！

【筆者附註：後來筆者找到在日本國立公文書館亞洲歷史資料中心典藏台灣總督府警務局防空課之「昭和20年五月中 台灣空襲集計 P.949 第八表 電力關係』記載：台灣電力會社本社於昭和20 (1945)年5月6日被害狀況「本社及附屬建物構內變電所全燒』，P.943第五表記載同日「府立圖書館全燒、遞信部辦壞半燒、總督府外事部通信室等小破…』。5月31日總督府全燒。據此證明，台灣電力株式會社社廈係於民國34(昭和20、1945)年5月6日被炸毀。】

老友見面話題不斷，不一會已經是中午12點，不方便打擾太久，就依依不捨結束這兩個鐘頭的敘舊，期待下回再見面！

 

圖11 民國108(2019)年4月29日拜訪當時94歲台電最老的中央調度員吳桑夫婦

2.5.2 第三度拜訪竟成最後一次見面

沒想到2019/4/29是我們最後一次見面！我在2020年我的臉書輾轉有人留言得知吳老前輩已經在今(2020)年8月高壽96歲仙逝了！我等調度處後輩未接獲通知沒有送老前輩最後一程，至感遺憾與歉疚！我的臉友調度處老同事簡副座留言道「哇！吳老前輩真的很高壽。他的脾氣真的很棒、待人很和氣，我從沒看過他生氣。」；另外現住在台中的老調度Mori也留言「感嘆人生無常.終有＂回去＂的時候，珍惜活著的每一天！」。

[待續]

介紹NERC輸電可用率資料系統(TADS)及資料通報說明書(下)

內容：(接續「上」集)

附錄A：定義(Definitions)

A1.輸電可用率資料系統(TADS)群體定義(Population Definitions)

A1-1 元件(Element )

A1-2保護系統(Protection System)

A1-3 交流(輸電)線路(AC Circuit)

A1-4 變壓器

A1-5 終端(Terminal)

A1-6 交流變電所

A1-7 交流/直流終端(AC/DC Terminal)

A1-8 交流/直流背對背變流器(AC/DC Back-to-Back Converter)

A1-9 直流(輸電)線路(DC Circuit)

A1-10 架空(輸電)線路(Overhead Circuit)

A1-11 地下(輸電)線路(電纜)( Underground Circuit)

A1-12 線路英里(Circuit Mile)

A1-13 多迴線桿塔 (結構)英里(Multi-Circuit Structure Mile)

A1-14 電壓等級(Voltage Class)

A1-15 發電機引線(Generator Lead Lines)

A2.輸電可用率資料系統(TADS)群體停電事故定義(Population Outage Definitions)

A2.1 自動停電事故(Automatic Outage)

A2.2 瞬時停電事故(Momentary Outage)

A2.3 持續停電事故(Sustained Outage)

A2.4 非自動停電事故(Non-Automatic Outage)

A2.5 計畫性停電事故(Planned Outage)

A2.6 運轉性停電事故(Operational Outage)

A2.7 送電中狀態(In-Service State)

A2.8 具有分岐引接變壓器及共用斷路器多端子交流線路之例外情況

A2.9 變電所、終端或變流器名稱(Substation, Terminal, or Converter Name)

A2.10 TO元件識別碼(TO Element Identifier)

A2.11 停電事故事故開始時間(Outage Start Time)

A2.12 停電事故持續時間(Outage Duration)

A2.13 停電事故事故持續標誌(Outage Continuation Flag)

A2.14 停電事故事故識別(ID)代碼

A2.15 正常清除(Normal Clearing)

A2.16 正常清除斷路器組(NCCBS: Normal Clearing Circuit Breaker Set)

A2.17 異常清除(Abnormal Clearing)

A2.18 延遲故障清除(Delayed Fault Clearing)

A2.19 特殊保護系統(SPS)或補救措施方式(RAS)

A2.20 事件(Event)

A2.21 事件識別(ID)代碼[Event Identification (ID) Code]

A2.22 事件類別編號(Event Type Number)

A2.23 故障類別(Fault Type)

A2.24 一種以上故障類別之停電事故(Outage which has more than one Fault Type)

A3. 停電事故事故引發代碼(Outage Initiation Codes)

A3.1元件引發的停電事故(Element-Initiated Outage)

A3.2 其他元件引發電停電事故(Other Element-Initiated Outage)

A3.3 交流變電所引發的停電事故(AC Substation-Initiated Outage)

A3.4 交流/直流終端引發的停電事故(AC/DC Terminal-Initiated Outage)

A3.5 保護系統引發的停電事故(Protection System-Initiated Outage)

A3.6 其他設施引發的停電事故(Other Facility-Initiated Outage)

A3.7 停電事故事故引發代碼樣例(Outage Initiation Code Examples)

A4. 停電事故事故模式代碼(Outage Mode Codes)

A4.1 單一模式停電事故(Single Mode Outage)

A4.2 相依模式引發的停電事故(Dependent Mode Initiating Outage)

A4.3 相依模式停電事故 (Dependent Mode Outage)

A4.4 共同模式停電事故(Common Mode Outage)

A4.5 共同模式引發的停電事故(Common Mode Initiating Outage)

A4.6 相依模式及共同模式停電事故樣例(Dependent Mode and Common Mode Outage

A5. 自動停電事故事故肇因代碼類別(Automatic Outage Cause Code Types )

A5.1 引發肇因代碼(Initiating Cause Code)

A5.2 持續肇因代碼(Sustained Cause Code)

A5.3 引發即持續肇因代碼樣例(Initiating and Sustained Cause Code Examples)

A5.4 如何解釋「造成最長持續時間」(How to interpret “contributed to the longest duration”)

A6. 自動停電事故肇因代碼(Automatic Outage Cause Codes)

A6.1 天氣，但不包括閃電(Weather, excluding lightning)

A6.2 閃電(Lightning )

A6.3 環境的(Environmental)

A6.4 汙染(Contamination)

A6.5 外界干擾(Foreign Interference)

A6.6 火災(Fire)

A6.7 故意破壞、恐怖攻擊或惡意行為(Vandalism, Terrorism or Malicious Acts)

A6.8 交流變電所設備發生故障(Failed AC Substation Equipment)

A6.9 交流/直流終端設備發生故障(Failed AC/DC Terminal Equipment)

A6.10 保護系統設備失靈(Failed Protection System Equipment)

A6.11 交流線路設備發生故障(Failed AC Circuit Equipment)

A6.12 直流線路設備發生故障(Failed DC Circuit Equipment)

A6.13 草木植物(Vegetation)

A6.14 電力系統情況(Power System Condition)

A6.15 人為疏失(Human Error)

A6.16 肇因不明(Unknown)

A6.17 其他(Other)

A7. 運轉上停電事故肇因代碼(Operational Outage Cause Codes)

A7.1 緊急運轉情況(Emergency)

A7.2 緩解系統電壓限制 (System Voltage Limit Mitigation)

A7.3 緩解系統運轉限制，不包括系統電壓限制緩解(System Operating Limit Mitigation,

A7.4 人為疏失(Human Error)

A7.5 其他運轉上停電事故

附錄 B：清單資料計算及輸入(Appendix B: Inventory Data Calculation and Entry)

B.1：等效線路里程(Equivalent Circuit Mileage)

B.2：等效元件數(Equivalent Number of Elements)

B.3：清單資料輸入樣例(Inventory Data Entry Examples)

B.4：增加及拆分線路(Adding and Splitting Circuits)

B.5：拆除一所變電所(Deleting a Substation)

B.6：交流多線路結構里程計算樣例-表格3.5(AC Multi-Circuit Structure Miles Calculation

B.7：具有非 BES 元件的共同結構上的TADS元件

附錄 C：詳細自動停電事故樣例

附錄D：常見問題

D.1清單相關問題(Inventory Related Questions)

D.1.1發電機引線是否可以通報給TADS？

D.1.1.1 情境A：發電機引線通報

D.1.1.2 情境B：發電機引線通報

D.1.2 只有兩條線路之直流線說明(DC line with only two circuits clarification)

D.1.3 FERC命令第785號(Order No. 785)：輸電介面之發電機規定(Generator

Requirements at the Transmission Interface)

D.2 停電事故事故相關問題(Outage Related Questions)

D.2.1 樹木在被洪水沖走，從山上滑落，及碰觸線路。 肇因是環境還是草木植

物？

D.2.2 瞬時，然後小於1分鐘之運轉上停電事故(Momentary, then Less than 1 Minute

Operational Outage)

D.2.3調度員在一分鐘多後投入線路的第二端斷路器

D.2.4 當線路全天停電進行定期維護但發生意外送電及啟閉/跳脫時，如何編寫

停電事故代碼。

D.3 事件相關問題(Event Related Questions)

D.3.1「正常清除」之澄清(Clarification of “Normal Clearing”)

D.3.2 正常與異常清除取決於正常清除斷路器設置。

D.3.3母線電壓變成器(PT)之災難性故障(Catastrophic Failure of a Bus Potential

Transformer)

D.4 具有通報樣例的清單架構(Inventory Configurations with Reporting Examples)

D.4.1下列問題見圖D.4：

D.4.2下列問題見圖D.5：

D.4.3下列問題見圖D.6：

D.4.4下列問題見圖D.7：

D.4.5下列問題見圖D.8：

D.4.6下列問題見圖D.9：

D.4.7下列問題見圖D.10：

D.4.8 臨時跨接交流線路(Temporarily Jumpered AC Circuit)

D.4.9 環狀母線故障定位(Ring Bus Fault Locations)

附錄E：指標(Appendix E: Metrics)

E1. 低於200kV系統之指標：

E2. 高於200kV系統之指標：

參考資料：

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.附錄A：定義(Definitions)

A1.輸電可用率資料系統(TADS)群體定義(Population Definitions)

A1-1 元件(Element )

以下是要為其收集 TADS 資料的 BES 中的元件：

下列是幹線電力系統(BES)中的各種元件，用來收集其TADS資料：

1.交流線路（架空及地下）

2.變壓器

3. 交流/直流(AC/DC)背對背變流器(Converters)

4.直流線路（架空及地下）

TADS可通報元件在資料通報說明書(DRI: Data Reporting Instructions )中也可稱為「TADS 元件」。它們具有相同的含義。

非TADS元件是上述列出的四種元件之一，不符合幹線電力系統(BES)定義者。

A1-2保護系統(Protection System)

NERC 可靠性標準中使用的「NERC 名詞解釋(Glossary of Terms)」將保護系統定義如下：

• 反應電氣量之保護電驛
• 保護功能的正確動作所必需之通信系統
• 提供保護電驛輸入之電壓及電流偵測設備，
• 與保護功能相關之廠(場)所直流電源（包括電池、電池充電器及非電池直流電源），以及
• 透過斷路器或其他遮斷設備的跳脫線圈與保護功能相關之控制線路。

對於作為保護系統設備故障的編碼，請參見保護系統設備失靈(failed)肇因代碼之定義。

A1-3 交流(輸電)線路(AC Circuit)

以交流變電所為界線之一組(set)交流架空或地下三相導線。具有幹線電力系統元件之放射狀(Radial)線路也包括在交流(輸電)線路內。

交流(輸電)線路之界線延伸到交流變電所的輸電側。 斷路器、變壓器及其相關的隔離開關(disconnect switches)不被視為交流線路的一部分，但它們被定義為交流變電所的一部分。

交流(輸電)線路包括導體、輸電結構(桿塔)、接頭及終端、絕緣礙子、地線、及其他硬體。 此外，交流線路包括用來做AC線路部分分段的串聯(in-line)開關，以及位於AC線路界線內的串聯補償設備（電容器及電抗器），即使這些「串聯(in-line)」設備位於交流變電所內。 如果這些設備不在交流線路界線內，則它們不是交流線路的一部分，而是交流變電所的一部分。

接下來幾頁的圖表來解釋這個概念。 紅色括弧線定義了交流線路界線。在圖A.1中，串聯電容器、旁通斷路器、及許多隔離開關位於交流線路本身界線內的交流變電所圍牆中。當串聯電容器連接且旁通斷路器打開時，電容器及其隔離開關是交流線路的一部分。 當旁通斷路器閉合時，旁通斷路器及其隔離開關（未顯示）是交流線路的一部分。

圖A.1 交流(輸電)線路定義釋義圖(串聯電容器)

在圖A.2中，串聯電抗器及串聯開關是交流線路的一部分，因為它們在交流線路界線內，即使它們在交流變電所界線內。 在圖A.3中，它們不是交流線路的一部分，因為它們不在交流線路界線內。

圖A.2 交流(輸電)線路定義釋義圖(串聯電抗器)

圖A.3 交流(輸電)線路定義釋義圖(串聯電抗器不是線路一部份，而是變電所的一部份)

A1-4 變壓器

由三台單相變壓器或一台三相變壓器所組成的變壓器組(bank)。 變壓器係以其相關的開關或遮斷設備(interrupting devices)為界線。

A1-5 終端(Terminal)

終端係元件上的那些母線(bus)，後面存在著電源。 通常，這些終端將包含需要開啟以清除在元件上故障位置之集合(set)。 連接到元件母線僅用作負載供電，其後沒有電源，則不被視為終端。

A1-6 交流變電所

交流變電所包括定義為交流線路界線的斷路器及隔離開關，以及其他諸如突波避雷器、母線、變壓器、陷波器、電動設備、接地開關以及並聯電容器及電抗器等設備。 如果串聯補償（電容器及電抗器）不是交流線路的一部分，則它是交流變電所的一部分。 請參閱「交流線路」定義中的解釋。 保護系統設備不是交流變電所的一部分。

A1-7 交流/直流終端(AC/DC Terminal)

一個終端，包括直流操作所需的所有交流及直流設備，諸如電力線載波:（PLC: power-line carrier）濾波器、交流濾波器、電抗器及電容器、變壓器、直流閥(DC valves)、平滑電抗器及直流濾波器。 在交流側，交流/直流終端通常以交流變電所母線上所連接之交流斷路器為界線。 在直流側，它以直流變流器及濾波器為界線。 保護系統設備不是直流終端的一部分。

A1-8 交流/直流背對背變流器(AC/DC Back-to-Back Converter)

兩個AC/DC終端位於同一場所，在它們之間有一直流(DC)母線。 界線係每側的交流斷路器。

A1-9 直流(輸電)線路(DC Circuit)

架空或地下直流(DC)線路之一極(pole)，係以在兩端之AC/DC終端為界線。

A1-10 架空(輸電)線路(Overhead Circuit)

非地下線路的交流或直流線路。 不低於地表面的導管內的電纜導體交流或直流線路是架空線路。 部分架空及部分下地的線路將根據主要特徵（架空線路或地下線路）所使用線路英里數予以分類。

A1-11 地下(輸電)線路(電纜)( Underground Circuit)

低於地表以下，無論是地下或水下之交流或直流線路。 部分架空線路及部分地下線路的線路將根據大多數特徵（架空線路或地下線路）所使用線路英里數來分類。

A1-12 線路英里(Circuit Mile)

一英里無論是一組交流三相導體架空或地下交流線路，或是單極的直流線路。 承載兩條三相線路之1英里長的交流線路塔線（即雙回線路塔線）等於2線路英里(two Circuit Miles)。 承載兩條直流極的1英里長的直流塔線相當於2個線路英里。 此外，承載兩條三相線路的一英里長、共用管溝、雙交流線路地下管道組相當於2線路英里。

多線路結構里程

A1-13 多迴線桿塔 (結構)英里(Multi-Circuit Structure Mile)

承載多條架空交流或直流線路順序桿塔(結構)的1英里直線距離。 （注意：此定義與電業名詞「結構英里(structure mile)」不同。TO的多線路結構英里數通常小於其結構英里數，因為並非所有結構都包含多條線路。）

如果線路線段包含兩條或更多條多迴線結構形成一條或多條多迴路跨距(multi-circuit spans)，總跨距長度可被量測及相關里程應通報在「多迴線結構里程」總清單中，若多迴線係僅連接到一座共同結構，該結構應被忽略作為停電事故及清單里程(inventory mileage)之目的。

A1-14 電壓等級(Voltage Class)

僅對於幹線電力系統(BES)元件，下列電壓等級將用於通報之目的：

1. 0 – 99 千伏(kV)(為BES元件才適用)

2. 100 – 199 千伏(kV)

3. 200 – 299 千伏(kV)

4. 300 – 399 千伏(kV)

5. 400 – 599 千伏(kV)

6. 400 – 499 千伏(kV)(直流線路)

7. 500 – 599 千伏(kV) (直流線路)

8. 600 – 799 千伏(kV)

對於變壓器，通報的電壓等級將是高側電壓，即使定義中使用的截止電壓是指變壓器的低壓側電壓。 電壓是工作電壓。

A1-15 發電機引線(Generator Lead Lines)

發電機引線定義為從發電機組(GSU)之一次側到第一個故障遮斷設備的三相連接線。 無論長度如何，這些元件都被視為發電設備的一部分，並且不會通報給TADS在停電事故或清單中。

A2.輸電可用率資料系統(TADS)群體停電事故定義(Population Outage Definitions)

A2.1 自動停電事故(Automatic Outage)

開關設備之自動動作所引起的停電事故，導致元件從送電中狀態變為非送電中狀態。 單相(Single-pole)跳脫後成功的交流單極（相）復閉不是自動停電事故。

瞬間停電

A2.2 瞬時停電事故(Momentary Outage)

停電事故持續時間少於1分鐘之自動停電事故。 如果線路在初次跳脫後之1分鐘內復閉又再次跳脫，則僅視為一次停電事故。 線路需要在斷路器動作之間維持運轉超過1分鐘才能被視為兩次停電事故。 只有200kV以上的元件有可通報的瞬時停電事故。

A2.3 持續停電事故(Sustained Outage)

停電持續時間為1分鐘或更長時間之自動停電事故。

A2.4 非自動停電事故(Non-Automatic Outage)

開關設備的手動操作[包括監視控制(supervisory control)]所引起的停電事故，導致元件從送電中狀態變為非送電中狀態。 包括人員在現場維護、測試、檢查、施工或加入系統工作期間所造成的停電事故。

A2.5 計畫性停電事故(Planned Outage)

為維護、施工、檢查、測試、或第三方計劃性停電工作可能延遲而提前通知的非自動停電事故。 為準備恢復另一個TADS元件停電而執行之切換操作步驟或順序導致TADS元件停電30分鐘或更短的持續時間則不予通報。 計劃性停電不可通報給TADS。

A2.6 運轉性停電事故(Operational Outage)

為避免緊急情況（即人身安全風險、設備損壞、財產損失）或將系統維持在運轉限制範圍內且不能延遲之非自動停電。 包括由手動操作錯誤所導致的非自動停電事故。

A2.7 送電中狀態(In-Service State)

元件係加壓中且其所有終端連接到系統至少一分鐘。 可通報的交流線路及變壓器自動停電事故樣例如下所示：

在圖A.4中，交流線路A由兩台斷路器之隔離開關（未顯示）連接，變壓器A由一台斷路器及一個隔離開關連接。 交流線路B由斷路器及隔離開關連接，變壓器B由斷路器及隔離開關連接。 230kV母線故障斷路器(綠色)開啟。 每台TADS 變壓器都通報停電事故。 交流線路A通報停電事故，但交流線路B沒有。它由左側的斷路器及右側的隔離開關來定義。因為在交流線路B相關的斷路器沒有遭遇自動動作開啟，它沒有停電因為在交流線路B上變壓器B側仍舊保持連接。它透過斷路器及隔離開關保持與其所有終端連接。

圖A.4 送電中狀態釋義圖

在圖A.5中，存在類似的情形，只是由於變壓器的二次側電壓低於 100 kV，因此無需通報。 交流線路停電事故的通報與圖A.4完全相同； 但是，變壓器停電事故是不用通報的，因為變壓器B不是幹線電力系統(BES)元件。

圖A.5 送電中狀態釋義圖

在圖A.6中，連接交流變電所A及B的唯一電源交流線路22發生故障。 結果，AC 線路84及88也停電但在所有終端處保持連接。 通報了三處停電事故：線路22、84及88。它們都不滿足在所有終端處通電及連接的送電中狀態要求。

圖A.6 送電中狀態釋義圖

A2.8 具有分岐引接變壓器及共用斷路器多端子交流線路之例外情況

一個例外情況是，一個元件「連接在其所有端子」將被視為處於「送電中狀態(In-Service State)」，係為多端子交流線路提供的，其中一個端子上有一台變壓器，與線路共用一台斷路器。

圖A.7及A.8 多端交流線路分接變壓器及共用斷路器送電狀態釋義圖

在圖A.7及A.8中，交流線路以交流變電所「A」、「B」及「C」為界線，如紅色括弧線所示。 每台Transformer的界線是「紅色」斷路開關及斷路器前的「紅色」括弧。 請注意，任一圖中的變壓器「可能是也可能不是」要通報元件（即一端二次電壓 ≥ 100 kV的元件）。

假設每台變壓器因為其相關斷路器（以綠色表示）的動作而停止送電。 在圖A.7中，交流線路通常被認為停止運轉(out of service)，係因交流變電所C與交流線路及變壓器共用的斷路器是啟斷的(open)。然而，如果交流線路的所有其他部分都在運轉，即使變壓器停止運轉，則整條交流線路仍被認為處於運轉狀態。 由於TADS無法識別部分停止運轉狀態，因此發展出上述多終端之例外情況，以避免誇大此類多端子線路架構的停電影響。 在圖A.8中，交流線路不共用啟斷(open)斷路器，交流線路保持連接。 因此，例外情況不適用於這種情況，因為即使變壓器停止運轉，交流線路的所有端子都仍連接在一起。

A2.9 變電所、終端或變流器名稱(Substation, Terminal, or Converter Name)

交流線路及直流線路的自動停電事故或非自動停電事故，將通報線路每一端的終端名稱，以幫助識別線路所在的位置。 對於交流線路，這些是交流變電所名稱； 對於直流(DC)線路，這些是交流/直流(AC/DC)終端之名稱。 對於AC/DC背對背變流器(AC/DC Back-to-Back Converters)，這是變流站名稱。

A2.10 TO元件識別碼(TO Element Identifier)

TO 必須輸入一個字母數字名稱，以識別停電事故的元素（例如，線路名稱）。 此識別碼必須是唯一的，並且每年都保持一致。

A2.11 停電事故開始時間(Outage Start Time)

元素的自動停電事故或非自動停電事故開始的日期 (mm/dd/yyyy)及時間 (hhhh:mm)，四捨五入到分鐘。 停電事故開始時間可以用協調世界時間(UTC) 或當地時間表示。

A2.12 停電持續時間(Outage Duration)

從停電事故開始時間到元素恢復到上述定義的停電事故前架構送電中狀態的時間數量。 停電事故持續時間以小時及分鐘表示，四捨五入到最接近的分鐘。 瞬時停電事故的時間為零停電事故持續時間。

A2.13 停電事故持續標誌(Outage Continuation Flag)

並非所有停電事故都在同一通報年開始及結束。 該標誌說明了一件停電事故的特徵。

A2.14 停電事故識別(ID)代碼

TO[輸電公司(輸電擁有者)]指定的唯一字母數字識別碼，用於識別通報的元素停電事故。

A2.15 正常清除(Normal Clearing)

NERC名詞解釋(Glossary of Terms)對正常清除的定義是：

「保護系統按照設計動作，並且故障係所裝置保護系統預期功能正常及時清除。[由NCCBS定義如下述]」 [括號內添加之說明]。

用於TADS之目的，正常清除也包括一個保護系統按照設計用於非故障條件，在這種情況下，發生自動停電事故，所裝置保護系統如預期正常功能動作。 正常清除定義適用於斷路器之啟斷。 隨後保護系統自動復閉不包括在正常清除期間。

復閉不能正常動作之正常清除事故的一個例子係如果交流線路被閃電擊中（沒有損壞設備），保護系統按設計清除故障（正常清除）。但是，保護系統自動復閉設備無法重新加壓交流線路送電。原來預計斷路器會復閉並將線路恢復到送電中狀態。 即使保護系統未能正確復閉，上述事故順序仍然是上述定義之「正常清除」樣例。 引發肇因代碼(Initiating Cause Code)為「閃電(Lightning)」，持續肇因代碼(Sustained Cause Code)為「交流變電所」。

A2.16 正常清除斷路器組(NCCBS: Normal Clearing Circuit Breaker Set)

在正常清除下斷路器組予以啟斷來隔離給定元件上的故障。

對於設計的每個元件，一組給定的斷路器跳脫來遮斷故障電流（如果元件發生故障）。 通常，可以透過檢查包括TADS定義元件的線路的基本單線圖來決定這組斷路器。 請注意，當這組給定的斷路器啟斷時，兩個或多個元件可能會變為非送電中狀態，因此會變成可通報的自動停電事故。 在這種情況下，這些停電事故可作為一個事故通報，並且每個停電事故都應使用相同的事件ID。

例如，參見上述的圖A.8，作為本樣例之用，230kV交流線路係有一台230kV/69kV變壓器分接(tapped)在線路上，該變壓器具有低壓側69kV斷路器。 但是，如圖A.8所示，變壓器沒有高壓側230kV斷路器。 在這種情況下，如果TADS元件發生故障，此TADS 230kV交流線路的NCCBS包括69kV斷路器作為預期正常清除的一部分。 圖A.8所示的三台斷路器係包括69kV斷路器在內之「正常清除斷路器組(NCCBS)」。

A2.17 異常清除(Abnormal Clearing)

所有方面都不符合正常清除之TADS元件的停電事故。

對於給定之事件ID及其相關的自動停電事故， NCCBS之外的一台或多台意外幹線電力系統(BES)元件斷路器動作導致的自動停電事故應歸類為「異常清除」。

樣例事件ID 17A：參見上圖A.6。 「交流線路22」的NCCBS是斷路器A及斷路器B。在發生「交流線路22」自動停電事件期間，如果230 kV斷路器D也跳脫，則「交流線路84」自動停電是「異常清除」的結果。 因為自動停電事故之一是異常清除的結果，因此事件ID 17A係一異常清除事件。

樣例事件ID 17B：相反地，在發生「交流線路22」自動停電事故的事件期間（圖A.6），如果圖A.8中的69kV斷路器C也跳脫，則 230kV/69kV 變壓器停電事故則不是可通報的自動停電事故。 因為唯一的自動停電事故是「交流線路22」並且它是正常清除的結果，因此事件ID 17B是正常清除事件。

保護系統自動復閉動作不當係不被視為異常清除。 復閉是一個單獨的功能，發生在斷路器清除之後。

延遲故障清除被認為是異常清除。詳見下述之定義：

A2.18 延遲故障清除(Delayed Fault Clearing)

故障清除與斷路器失靈保護系統及其相關斷路器、或具有特意時間延遲之後衛保護系統的正確動作一致。

樣例事件ID 18A：參見圖A.6。 作為本示例之用，「交流線路22」保護系統的正確操作通常會在少於4週波(cycles)內清除(跳脫)斷路器A及B。 但是，如果主保護系統(primary Protection System)失靈（主電驛沒掉牌）而由後衛保護系統動作（特意延時電驛掉牌），則此自動停電事故包括延遲故障清除。因為自動停電事故包括延遲故障清除，事件ID 18A係一異常清除事件。

A2.19 特殊保護系統(SPS)或補救措施方式(RAS)

「一項自動保護系統設計用來偵測異常或預設的系統條件，並採取除隔離故障元件之外及/或其他的改正措施以維持系統可靠度。 此類措施可能包括改變用電需求、發電出力（MW及Mvar）或系統架構以維持系統穩定度、可接受的電壓或電力潮流。 特殊保護系統(SPS: Special Protection System)不包括 (a) 低頻或低電壓卸載(load shedding)或 (b) 必須隔離之故障情況或 (c) 失步(out-of-step)電驛（未設計為SPS的組成部分）。SPS也稱為補救措施方式(RAS:Remedial Action Scheme)。」

上述定義來自NERC名詞解釋(Glossary of Terms)。 按照設計SPS或RAS通常可以讓正常清除斷路器組(NCCBS)之外的其他斷路器跳脫。 對於給定的事件ID及其相關的自動停電事故，由一個或多個預設的SPS或RAS正常動作所引起的事件應歸類為事件類別編號49（其他正常清除）。 異常SPS或RAS動作應歸類為事件類別編號90（其他異常清除）。

A2.20 事件(Event)

事件係導致一個或多個元件發生自動停電事故（持續或瞬時）的輸電事故。 這些停電事故通常都在一分鐘內發生。

A2.21 事件識別(ID)代碼[Event Identification (ID) Code]

輸電公司(TO: Transmission Owner)指定給事件的唯一字母數字識別碼。 因為從一個通報年度開始到下一個通報年度結束的停電事故必須具有相同的事件ID代碼，所以該代碼在所有通報年度之間必須是唯一的。 例如，事件ID代碼可能是 W324-2008。 這個獨特的事件ID代碼建立了一種簡單的方法來識別那些自動停電事故是相互關聯的，正如它們之停電事故模式代碼(Outage Mode Codes)所定義的那樣（參見第D節）：

• 與單一模式停電事故關聯的事件將只有一個事件ID代碼。
• 相關的兩件或多件停電事故集合中的每件停電事故[例如，相依模式(Dependent Mode)、相依模式引發(Dependent Mode Initiating)、共同模式(Common Mode)或共同模式引發）應被給予相同的事件ID代碼。

A2.22 事件類別編號(Event Type Number)

說明發生自動停電事故類別的代碼。

提供歸類於兩個不同類別的事件類別編號之兩個表格。

• 正常清除(Normal Clearing)：此表適用於下列兩種情況：
• 當發生故障並且元件在正常清除下被隔離時。
• 當沒有發生故障，但元件被保護系統的正常動作隔離時。

例如，斷路器可能因偵測到斷路器低氣壓而啟斷，導致保護系統動作。 或者，由於高油溫而導致保護系統可能會隔離變壓器。 這兩個事件都被歸類為正常清除。

• 異常清除(Abnormal Clearing:)：此表適用於兩種情況
• 當發生故障並且元件在異常清除下被隔離時。
• 當沒有發生故障，但元件因保護系統失靈或意外動作而被隔離時。

異常清除的一個例子是當保護系統的一部分之低氣體壓偵測器，提供不正確的偵測器讀數並導致保護系統動作時，否則它也不會動作。 由於偵測器及其控制元件是保護系統的一部分，因此其動作認定為異常（不正確）。元件被隔離是由於保護系統之保護偵測器的不當操作。 由於自動停電事故是由於異常清除造成的，因此該事件被歸類為異常清除。

異常清除的另一個例子是電驛標置(setting)不當（在設計期間或誤用）導致一件或多件元件意外停電。

附註(表A2及A3)：

1. 事件類別編號05到49是正常清除的事件。 這些事件類別編號僅適用於自動停電事故是保護系統及控制啟斷元件的結果時，且為預期自動啟斷單一事件。 NERC可靠度標準名詞解釋(Glossary of Terms)中定義了「正常清除」：

2. 「保護系統按照設計動作，且故障係在正常預期的時間內被裝置保護系統之正常動作清除。」

內部斷路器故障係指斷路器內部發生故障。 這會產生系統故障，必須透過斷路器兩側的保護來清除。

3. 如TADS多線路結構里程的定義所述：

「……如果線路線段包含兩個或多個組成一個或多個多迴路跨距之多迴路結構(桿塔)，則可以測量總跨距長度，並應通報相關里程在【多迴路結構里程】總清單中。 如果多條線路僅連接到一個共同結構，則為停電事故及清單里程之用途，應忽略該結構。」

4. 事件類別編號49也包括特殊保護系統(SPS)或補救措施方式 (RAS)的正常動作所引發的自動停電事故。 SPS（又名 RAS）在NERC名詞解釋中有定義。 為方便起見，此SPS定義也已增列到附錄A中。

5. 事件類別編號60到90 係異常清除的事件。 這些事件類別編號適用當與事件相關之任何一次或多次自動停電事故沒有發生正常清除（見註 1）時。

6. 事件類別編號90 也包括特殊保護系統(SPS)或補救措施方式(RAS)的異常動作所引發的自動停電。

事件類別編號11及13樣例：

1. 例如，假設一條500kV交流線路停電事故並導致線路上分接(Taped)的500/230kV變壓器係由於正常清除而停電。 這是事件類別編號13的樣例。

2. 如果前述樣例中的變壓器是500/69kV變壓器，則該變壓器將不是元件，因此，TADS中只會通報交流線路停電事故。 這是事件類別編號11的樣例。

事件類別編號31樣例：

要獲得31號事件類別編號的資格，停電事故必須是線路佔用共同結構(桿塔)的直接結果。 這些特性通常適用：

1. 停電事故引發代碼(Outage Initiation Codes)是元件引發的或其他元件引發的。

2. 停電事故模式代碼(Outage Mode Codes)是下列之一： (a) 相依模式引發（第一次停電事故）及相依模式（第二次停電事故）； (b) 共同模式引發及共同模式（兩次停電事故）； 或 (c) 兩個都是共同模式（兩次停電事故）。

以下是事件類別編號為31的事件樣例：

1. 龍捲風導致共同結構上的兩條230kV交流線路停電事故。 在此樣例中，停電事故是元件引發(Element-Initiated)的及共同模式的。 這是31號事件類別，因為兩條線路的跳脫與它們在同一結構上直接相關。

2. 在一條230kV交流線路上，一根導體斷開（使線路發生停電事故），並且導體擺動碰到共同結構上的第二條230kV交流線路。 第一條線路停電事故是元件引發及相依模式引發(Dependent Mode Initiating)； 第二條線路停電事故是其他元件引發及相依模式。 這是31號事件類別，因為第二條線路的停電事故是由於它與第一條線路位於共同結構上。

這些事件不是第31號事件類別：

1. 共同結構上的兩條230kV交流線路由於線路終端處的交流變電所之母線故障而停電。 兩次停電事故都是交流變電所引發的共同模式停電。 因為停電事故不是兩條線路在共同結構上所導致的結果，所以它不是事件類別31。它是事件類別 05。

2. 兩條230kV交流線路在共同結構上並終止於同一母線。 雷電擊中其中一條230kV線路，但由於電驛動作不正常，斷路器未能跳脫。 由於第一條線路的斷路器無法啟斷，連接到同一母線的第二條線路停電。 第一條停電事故是 元件引發及 相依模式引發； 第二條停電事故是保護系統引發及相依模式。

（注意：電驛被排除在外作為交流變電所的一部分，致使停電事故引發代碼為「保護系統引發」而不是「交流變電所引發」。）因為停電事故不是兩條線路位於共同結構上的結果 , 它不是31號事件類別。而是61號事件類別。

A2.23 故障類別(Fault Type)

與每條元件的自動停電事故相關之故障的說明，如果有的話， 每次元件停電事故都有幾個可能的選擇：

1. 無故障

2、相間故障（P-P）

3、單相接地故障（P-G）

4. 相對相接地 (P-P-G)、三相(3P)或三相接地(3P-G)故障

5、不明故障類別

名詞「關聯(associated with)」可以廣義地解釋為任何故障，無論多遠，都會導致元件自動停電事故。 這不是特意的。 因此，以下指南用來通報故障類別。 本指南使用下列第C節中說明的停電事故引發代碼。

如果一條元件發生自動停電事故以及它的停電事故引發代碼是：

• 「元件引發(Element-Initiated)」，通報上述五項之一的故障類別。
• 「其他元件引發(Other Element-Initiated)」，將「無故障(No fault)」通報為停電事故的故障類別，因為將通報引發停電事故之其他元件的故障類別。
• 「交流變電所引發」或「AC/DC終端引發」，僅在幹線電力系統(BES)內的交流設備發生故障時，通報上述2-5編號中的故障類別。 否則，如果未發生故障或發生故障但發生在BES之外的交流設備（通常電壓小於100 kV），則通報「無故障」。
• 「其他設備引發」或「保護系統引發」，將通報「無故障」為故障類別。

每次元件停電事故的故障類別可以根據記錄的電驛掉牌(targets)或透過其他分析來決定。 TO應使用最佳可用資料來確定 (1) 故障是否與停電事故的元件相關，如果是，(2) 發生了什麼類別的故障。

電驛掉牌(targets)不是決定故障類別的萬無一失的方法； 但是，它們可能是決定故障類別的最佳可用資料。 故障發生後應盡快記錄電驛掉牌，並重置(re-set)掉牌以準備下一次故障掉牌。 如果單一故障導致多條元件停電事故，則與每條元件關聯的保護電驛掉牌指明該停電事故之故障類別。 元件其電驛未掉牌指示故障的應通報為「無故障」。

樣例 1(Example 1)

500kV交流線路在元件上發生單相接地故障，致使元件發生停電事故。 交流線路停電事故還導致分接到500 kV線路的500kV/230kV變壓器停電。 變壓器沒有出現故障。 交流線路的停電事故引發代碼(Outage Initiation Code)為「元件引發(Element-Initiated)」，其故障類別為「單相接地(P-G)故障」。 變壓器的停電引發代碼為「其他元件引發(Other Element-Initiated)」，其故障類別為「無故障(No fault.)」。 參見上述項目符號「a」及「b」。

樣例 2(Example 2)

由於500kV/69kV非幹線電力系統(BES)變壓器上發生單相接地故障的保護系統誤動作，當其電驛動作時，500 kV交流線路跳脫。 AC 線路的「停電事故引發代碼」應輸入為「保護系統引發(Protection System-Initiated)」，因為它是在誤操作的保護系統上引發的。 交流線路停電事故故障類別應通報為「無故障」。 在此樣例中，故障是在變壓器的500kV側還是69kV側並不重要。 參見上述項目符號「d」。 請注意，變壓器停電事故不會被通報，因為它不是TADS元件。

A2.24 一種以上故障類別之停電事故(Outage which has more than one Fault Type)

由於元件再復閉電驛鎖定（停電事故持續中）之前的多次復閉及跳脫，可能發生之元件停電事故。 在這種情況下，在每次復閉期間，可能引發不同的電驛掉牌(targets)。 每次復閉期間之故障類別可能不會維持不變。 許多電驛掉牌沒有記錄的時間標記(time stamp)。 因此，可能不知道每次復閉期間的故障類別。 辨識電驛掉牌(targets)之結果清單不是決定故障類別萬全的方法。 然而，輸電公司(TO)應該從動態穩定度的角度來對遇到的故障類別做出最佳判斷。

樣例4a – 假設現場發生了下列實際情況：

一條230kV 交流線路由於一根長的水平天線引接線與線路碰觸而在兩端跳脫。 從線路的一相沿著天線引接線到接地天線桿會發生明亮的電弧。 明亮的電弧消失。幾秒鐘之內，天線引接線熔化並打到兩相導線。 15秒後，從一相到第二相發生明亮的電弧。電弧不會傳播到天線桿。然後明亮的電弧消失。 交流導體沒有嚴重損壞，導體又恢復到通電狀態。 沒有人向當地電力公司通報上述焰火。

上述事件之電業認知識：

X-Y 230kV交流線路發生瞬時停電事故：

終端X及Y兩端最初都跳脫了。在15秒後，終端X自動復閉又再跳脫。 再過15秒後，終端X自動重新復閉並維持投入。再過5秒後，終端Y自動復閉並維持投入狀態。 因此，線路在35秒內恢復到運轉狀態。

該電力公司在變電所X或變電所Y沒有事故順序(SOE: sequence of events)紀錄或故障記錄器。從電力公司辦公室，一名電驛技術人員撥打每一變電所，以讀取發電變電所X及系統變電所Y的電驛掉牌訊息。記錄的保護電驛掉牌是： X及Y終端的瞬時「接地」過流電驛掉牌（電驛掉牌上沒有時間標記）。 X終端還有一個瞬時「第一區間相間」電驛掉牌（沒有時間標記）。 沒有其他可用訊息。

可認知到，電力公司並不總是有可用完整的訊息。 在這種情況下，TADS中通報的故障類別應為類別4：「兩相短路接地 (P-P-G)、三相短路(3P)或三相接地故障(3P-G)」，這通常表示係對系統穩定度最嚴重的故障類別。

樣例4b – 10 年後，上述事件再次發生。 然而，在這10年期間內，已經安裝了帶有時間標記電驛掉牌的數位電驛。

通報的保護電驛掉牌是：發電變電所X及系統變電所Y的瞬時「接地(Ground)」過流電驛掉牌（時間為零）。[時間為零時，無相電驛掉牌]。變電所X也有一個瞬時「第一區間相間」電驛掉牌（時間等於15秒）。[在時間等於15秒時，沒有額外的「接地電驛」掉牌]。 有新的時間標記訊息，現在可以正確通報故障對動態穩定度的影響。 根據時間標記(timestamp)訊息，TADS中通報的故障類別應為類別2:相間短路故障(P-P)。 例如，分析顯示最初的單相接地故障影響較小。 實際故障類別不是類別4 相間接地故障(P-P-G)。

電驛掉牌不是決定故障類別的萬全方法； 但是，它們可能是決定故障類別的最佳可用資料。 在所有情況下，TADS停電事故都應使用決定的適用故障類別。

A3. 停電事故引發代碼(Outage Initiation Codes)

停電事故引發代碼說明了在電力系統上那裏引發自動停電事故。

A3.1元件引發的停電事故(Element-Initiated Outage)

TADS元件的停電事故係在或在發生自動停電事故TADS元件內部所引發的。（注意：僅用在TADS元件。）

A3.2 其他元件引發電停電事故(Other Element-Initiated Outage)

TADS元件的自動停電事故係由另一個TADS元件而不是被發生停電事故的TADS元件所引發的。 （注意：僅用於TADS 元件。）

A3.3 交流變電所引發的停電事故(AC Substation-Initiated Outage)

TADS元件自動停電事故係在交流變電所設施上或內部所引發的。（注意：根據 第A節中「交流變電所」的定義，保護系統設備不是交流變電所的一部分；因此它包含在「保護系統引發的停電」中。僅用於 TADS 元件。）

A3.4 交流/直流終端引發的停電事故(AC/DC Terminal-Initiated Outage)

TADS元件自動停電事故係在AC/DC終端設施上或內部引發的。 （注意：根據第A 節中「AC/DC 終端」的定義，保護系統設備不是直流終端的一部分；因此它包含在「保護系統引發的停電事故」中。僅用於TADS元件。）

A3.5 保護系統引發的停電事故(Protection System-Initiated Outage)

TADS元件自動停電事故係在保護系統上或保護系統內引發的。[注意：這包括自動停電事故係由於保護設備（包括但不限於：不正確的保護標置、接線錯誤、協調不良、保護系統相關的人為疏失等）引發保護系統元件失靈而導致保護系統誤操作。僅用於TADS元件。]

A3.6 其他設施引發的停電事故(Other Facility-Initiated Outage)

自動停電事故係在其他設施上或內部所引發的。 「其他設施」包括任何設施但不包括在任何其他停電事故引發代碼中的。（注意：僅用於非TADS元件。）模式代碼始終為「相依模式停電事故」。

A3.7 停電事故引發代碼樣例(Outage Initiation Code Examples)

• ：作為一元件的一台變壓器，發生停電事故。它的停電事故係元件引發的停電事故或交流變電所引發的停電事故？這取決於。如果停電事故是在元件上或元件內引發的（例如，內部故障或絕緣體破裂導致之故障），則停電事故是元件引發的，即使變壓器在變電所內也是如此。 但是，如果變壓器停電事故不是由於變壓器本身引起的，而是由於，例如斷路器失靈引起的，則它是交流變電所引發的。
• ： 作為一元件的一條交流線路，被非TADS元件交流線路所引發的停電事故。 則元件停電事故係其他設施發起的。
• ： 交流線路停電事故是由元件變壓器停電事故引發的。 則交流線路停電事故是由其他元件引發的。

A4. 停電事故模式代碼(Outage Mode Codes)

停電事故模式代碼說明了自動停電事故是否與其他自動停電事故相關。

A4.1 單一模式停電事故(Single Mode Outage)

單一元件的自動停電事故係獨立於任何其他自動停電事故外（如果有）發生的。

A4.2 相依模式引發的停電事故(Dependent Mode Initiating Outage)

單一元件的自動停電事故引發一件或多件連續元件發生自動停電事故。

A4.3 相依模式停電事故 (Dependent Mode Outage)

元件自動停電事故係因為一引發停電事故而發生的，無論引發停電事故是元件停電事故還是非TADS元件停電事故。 （注意：再次強調，相依模式停電事故一定是另一次停電事故的結果。）

A4.4 共同模式停電事故(Common Mode Outage)

具有相同引發肇因代碼(Initiating Cause Code)的兩次或多次自動停電事故之一，以及停電事故不是相互的結果且幾乎同時發生[亦即，相互之間幾週波(cycles)或秒內發生]。

A4.5 共同模式引發的停電事故(Common Mode Initiating Outage)

共同模式引發的停電事故係引發一次或多次後續連續的自動停電事故。

相依模式及共模停電事故樣例

A4.6 相依模式及共同模式停電事故樣例(Dependent Mode and Common Mode Outage Examples)

• 樣例1：相依模式停電事故涉及兩次或更多次停電事故，但其中一次停電事故可能是非TADS元件停電事故。 因此，並非所有相依模式停電事故都會有關連到相依模式引發的停電事故。 如果引發停電事故是四個已定義元件之一，則該停電事故將是相依模式引發的停電事故，而由此產生的第二個元件停電事故將是相依模式停電事故。

例如，假設500 kV交流線路係因為500/230 kV變壓器停電事故而發生的停電事故。 交流線路停電事故是相依模式停電事故(Dependent Mode Outage)，變壓器停電事故則是相依模式引發停電事故。 但是，如果停電事故不是由元件引發的，則它不會有關聯的相依模式引發停電事故。 如果前述樣例中的變壓器是 345/68 kV變壓器，交流線路是345 kV線路，則變壓器將不是元件，因此交流線路停電事故不會有關聯的相依模式引發停電事故。 交流線路停電事故將歸類為相依模式停電事故，因為它是非TADS元件停電事故的結果。

• 樣例2 ：共同模式停電事故涉及兩次或更多次停電事故，但與相依模式停電事故不同，所有停電事故都必須是元件。 此外，一次停電事故不得導致其他停電事故發生； 亦即，停電事故不是相互影響的後果。 此外，它們必須幾乎同時發生。
• 例如，假設閃電擊中在共同路權中的兩條交流線路（但不一定在共架上）並且兩個線路幾乎同時發生停電事故。 假設沒有進一步的停電事故發生。 兩者都是共同模式停電事故。
• 現在假設相同的場景，但略有不同：一條交流線路正常清除，第二條交流線路不是，並且有一台斷路器故障，導致另外兩條交流線路發生停電事故。 第一次交流線路停電事故是共同模式停電事故。 第二次交流線路停電事故則是共同模式引發停電事故，另外兩次交流線路停電事故都是相依模式停電事故（如果它只是一次額外的停電事故，它也應該是相依模式）。

A5. 自動停電事故肇因代碼類別(Automatic Outage Cause Code Types )

A5.1 引發肇因代碼(Initiating Cause Code)

自動停電事故原因代碼係說明停電事故之引發肇因。

A5.2 持續肇因代碼(Sustained Cause Code)

自動停電事故原因代碼係說明停電事故造成最長持續時間的原因。 瞬時停電事故沒有持續原因代碼。

A5.3 引發即持續肇因代碼樣例(Initiating and Sustained Cause Code Examples)

• 樣例1：假設閃電擊中交流線路但因斷路器失靈無法正常清除事故變成持續停電事故。「閃電(Lightning)」是引發肇因代碼，「交流變電所設備故障」是持續肇因代碼。
• 樣例2：大風導致導體舞動(galloping)，導致線路跳脫(lockout)。 幾個小時過去了，才能巡視線路確定是否有任何損壞。 經巡視未發現損壞，線路成功重新加壓送電。 「天氣(Weather)，不包括閃電」是引發肇因代碼(Initiating Cause Code)以及持續肇因代碼(Sustained Cause Code)。

• 樣例3 ：龍捲風吹越木桿結構並將其吹倒在地上。 該線路停電事故57小時後才恢復到正常運轉狀態。 天氣（不包括閃電）是引發肇因代碼，而交流線路設備故障是持續肇因代碼。

A5.4 如何解釋「造成最長持續時間」(How to interpret “contributed to the longest duration)

為了說明上述定義中「造成最長持續時間」這一片語的含義，假設閃電導致導體斷裂（「交流線路設備故障(Failed AC Circuit Equipment)」）並且線路斷路器發生故障（「交流變電所設備故障」).

此樣例有兩個可能的持續肇因代碼，要選擇的是持續時間最長的一個。 如果導體比斷路器更快被修復，則「交流變電所設備故障」是持續肇因代碼，因為斷路器停電事故導致持續時間變成最長。 但是，如果斷路器在導體之前被修復，則「交流線路設備故障」是持續肇因代碼。

A6. 自動停電肇因代碼(Automatic Outage Cause Codes)

自動停電肇因代碼說明了與它發生位於電力系統上停電事故相關的原因。

（有關電力系統上的位置，請參閱停電引發代碼）

A6.1 天氣，但不包括閃電(Weather, excluding lightning)

自動停電事故由天氣諸如下雪、極端溫度、大雨、冰雹、霧、霰/冰、大風（包括導體舞動）、龍捲風、微爆流(microburst)、沙塵暴及大風引起的飛屑等所引起的停電事故。

A6.2 閃電(Lightning )

自動停電事故係雷電引起的。

A6.3 環境的(Environmental)

自動停電事故係由諸如地球運動（包括地震、地陷、地表滑動）、洪水、地磁風暴或雪崩等環境條件所引起的。

A6.4 汙染(Contamination)

自動停電事故係由諸如鳥糞、灰塵、腐蝕、鹽霧、工業污染、煙霧或灰燼等污染物引起的。

A6.5 外界干擾(Foreign Interference)

自動停電事故係由諸如飛機、機械、車輛、火車、船、氣球、風箏、鳥類（包括飄帶）、動物、非風引起的飛行碎片以及另一條線路墜落時造成故障等外部干擾所引起的停電事故。

外部干擾不是由於電力公司員工或承包商的疏失造成的。這些被歸類為「人為疏失」。

A6.6 火災(Fire)

自動停電事故係由火災或煙霧引起的。

A6.7 故意破壞、恐怖攻擊或惡意行為(Vandalism, Terrorism or Malicious Acts)

自動停電事故係由諸如射擊導線或絕緣礙子、移除結構上螺栓及炸彈炸毀等故意行動所引起的。

上述定義包括蓄意的惡意行為，諸如資通網絡攻擊。 但是，由為輸電公司運轉、維護、及/或提供協助之可追溯員工及/或包商的任何不正確作為，引發的意外行為肇因編碼應為「人為疏失(Human Error)」。

A6.8 交流變電所設備發生故障(Failed AC Substation Equipment)

自動停電事故係由交流變電所故障所引起的； 亦即，「變電所圍牆內」的設備包括變壓器及斷路器，但不包括保護系統設備，因為它不是交流變電所的一部分。 請參閱「交流變電所」的定義。

對於TADS通報，當儀用變成器(instrument transformer)故障導致在一次系統上的 幹線電力系統(BES)故障時，應將其通報為「交流變電所設備故障(Failed AC Substation Equipment)」。

A6.9 交流/直流終端設備發生故障(Failed AC/DC Terminal Equipment)

自動停電事故係由交流/直流終端設備故障引起的；亦即，「終端設備圍牆內」的設備包括電力線載波（PLC: power-line carrier）濾波器、交流濾波器、電抗器及電容器、變壓器、直流閥、平滑電抗器及直流濾波器，但不包括保護系統設備，因為它不是直流終端的一部分。 請參閱「AC/DC 終端」的定義。

A6.10 保護系統設備失靈(Failed Protection System Equipment)

自動停電事故係由NERC名詞釋義(Glossary of Terms)中定義屬於保護系統的一部分之設備故障所導致。 包括任何電驛及/或控制誤動作，但那些因與其他保護裝置不協調之不正確電驛或控制標置(settings)而引起的誤動作除外。那些歸類為「人為疏失(Human Error)」。

自動停電事故係由不屬於NERC定義的保護系統之保護設備故障引起的，應編碼為「交流變電站設備故障」而不是「保護系統設備失靈」。

對於 TADS通報，當儀用變成器(instrument transformer)在二次系統(繞組)上發生故障時，應將其報告為「保護系統設備失靈」。

A6.11 交流線路設備發生故障(Failed AC Circuit Equipment)

與交流線路設備故障相關的自動停電事故，亦即「變電所圍牆外」的設備的架空或地下設備。 請參閱「交流線路」的定義。

A6.12 直流線路設備發生故障(Failed DC Circuit Equipment)

與故障直流線路設備相關的自動停電事故，即「終端圍欄外」的架空或地下設備。 請參閱「直流線路」的定義。 但是，將交流/直流(AC/DC)背對背換流器中的連接DC母線之故障包括在此類別中。

A6.13 草木植物(Vegetation)

自動停電事故係由草木植物引起的（包括瞬時及持續事故兩者），但 FAC-003-X中包含的下列情況排除在外：

1. 因天然災害導致的草木植物從路權(right of way)範圍外掉落到線路上而導致的草木植物相關停電事故不應被視為可根據草木植物肇因代碼予以通報。 可能造成不用通報的草木植物肇因代碼停電事故的災害樣例包括但不限於地震、火災、龍捲風、颶風、崩山、風切、強風、輸電公司(TO)或適用管制機構兩者定義的大風暴(major storms)、冰風暴及洪水。
2. 根據草木植物肇因代碼，不應將因人類或動物活動引起的草木植物相關停電事故視為可通報。 可能導致不用通報的草木植物肇因代碼停電事故的人類或動物活動樣例包括但不限於伐木、動物弄斷樹木、車輛與樹木的碰撞，或者草木植物之移除或挖斷。

排除在外的停電事故應根據另一個肇因代碼而不是草木植物肇因代碼予以通報。 在引發肇因代碼不是草木植物的情況下，持續肇因代碼也不會是草木植物。

根據FAC-003-X通報的草木植物停電事故預計將與TADS中的草木植物肇因代碼一起通報。

A6.14 電力系統情況(Power System Condition)

自動停電事故係由諸如系統不穩定、過載跳脫、失步、異常電壓、異常頻率或獨特的系統架構（例如，由於既有情況其中一台斷路器已停止運轉導致之終端配置異常，）等電力系統情況引起的。

A6.15 人為疏失(Human Error)

可追溯至為公司運轉、維護、及/或提供輸電公司協助之員工及/或包商任何不正確行為所導致，將被認定及通報在此類別。

此外，任何導致停電事故的人為疏失或標準業界慣例及指南之解釋都將在此類別中通報。

A6.16 肇因不明(Unknown)

自動停電事故係由不明原因引起的，應在此類別中通報。

A6.17 其他(Other)

已知肇因的自動停電事故； 但是，肇因不包括在上述的明細中。

A7. 運轉上停電事故肇因代碼(Operational Outage Cause Codes)

A7.1 緊急運轉情況(Emergency)

用於為避免人員生命危險、設備損壞、財產損壞或類似的威脅性後果而採取的運轉操作停電事故。

A7.2 緩解系統電壓限制 (System Voltage Limit Mitigation)

用於為將輸電系統上的電壓維持在所需水準（即電壓控制）內而採取的運轉操作停電事故。

A7.3 緩解系統運轉限制，不包括系統電壓限制緩解(System Operating Limit Mitigation, excluding System Voltage Limit Mitigation)

用於為使輸電系統維持在系統運轉限制範圍內而採取的運轉操作停電事故，但緩解系統電壓限制除外。 NERC 可靠度標準名詞釋義中定義了「系統運轉限制」名詞，摘錄如下：

A7.4 人為疏失(Human Error)

用於現場維護、測試、檢查、施工或加入系統活動期間由人員造成之手動開關錯誤及任何操作。

• 樣例1： 一名員工打算啟開斷路器「1」來讓線路A斷電。但是，他操作了錯誤的控制手拔柄並啟開了斷路器「3」並造成線路B斷電。
• 樣例2：一名員工正在測試電驛，結果無意中操作了斷路器，造成線路進入停電狀態。 這也包括當電工在配電室工作時，意外讓線路短路並造成斷路器跳脫之停電事故。

A7.5 其他運轉上停電事故

用於上述明細表中未包含在內的肇因之運轉上停電事故。

附錄 B：清單資料計算及輸入(Appendix B: Inventory Data Calculation and Entry)

下列樣例展示了一種計算方法，可用來完成TADS清單試算表(excel)資料做為詳細清單通報及彙總多線路結構(桿塔)里程通報之用。 此外，這些方法適用於計算等效量(Equivalent)：直流線路里程、直流線路數量、變壓器數量及交流/直流背對背換流器數量。 從概念上講，等效量測(equivalent measurements)定義為量測值乘以元件年運轉狀態(送電中)( In-Service State)時間百分比。

能夠處於服務狀態的年份的百分比。

TADS工作小組承認其他計算方法可以使用來完成清單試算表(excel)。 每個通報機構都必須決定最適合其組織的方法。

B.1：等效線路里程(Equivalent Circuit Mileage)

概念上，等效量測(equivalent measurements)定義為量測值乘以元件年運轉中狀態(送電中)( In-Service State)時間百分比。 對於線路里程，這被定義為：

例如，一條5英里的線路在3月1日午夜加入系統使用，之後並且沒有停電，全年將有5.0線路里程 × (306.00 + 0.00)/365.00 ≈ 4.19 等效交流線路英里(數)。 直流線路元件的計算方法類似。 為了提高準確性，可以使用小數天(fractional days)來考慮線路加入系統時間(commissioning time)。 如果考慮從通報年度開始算起的小數天數，則從世界標準時間1月1日 00:00:01 開始算作年初。 對於年底，計算到12月31日 23:59:59 UTC。

B.2：等效元件數(Equivalent Number of Elements)

概念上，等效量測定義為量測值乘以元件年運轉中狀態(送電中)( In-Service State)時間百分比。對於元件數(Number of Elements)，這被定義為：

例如，一條線路在3月1日午夜加入系統使用，之後並且沒有停電，全年將有1.0線路 × (306.00 + 0.00)/365.00 ≈ 0.84 等效交流線路。 直流線路元件的計算方法類似。

為了提高準確性，可以使用小數天(fractional days)來考慮線路加入系統時間(commissioning time)。 如果考慮從通報年度開始算起的小數天數，則從世界標準時間1月1日 00:00:01 開始算作年初。 對於年底，計算到12月31日 23:59:59 UTC。

B.3：清單資料輸入樣例(Inventory Data Entry Examples)

在下列的圖B.1中，系統A需要被通報在webTADS 中。 整個系統為345kV，它由全年增加及移除的多條交流線路組成。 假設所有原始線路都在2013年1月1日加入系統使用。此外，為了在這一年期間要進行線路DF1維護，增加了一所臨時變電所，然後又將其拆除。 這將需要在詳細清單中說明，因為它會更改元件識別碼及里程。

圖B.1 345kV系統單線圖

由於系統A僅包含交流電路，因此將使用下列的表格3.1 表B.1 將清單輸入TADS，顯示了將樣例系統輸入TO清單資料所必須提供的要求的資料輸入欄。

B.4：增加及拆分線路(Adding and Splitting Circuits)

2015年5月3日，臨時變電所G加入系統，將DF1線拆成 DG1線及FG1線。 隨後是 CD2線於2015年6月10日加入系統。

表格3.1增加了一個新輸入細目欄來說明CD2線。 然後DF1線的輸入細目欄被修改來指示為臨時變電所G加入於2015/5/3之除役日期。最後，建立兩個額外輸入細目欄來包括新線路DG1及FG1。 先前元件(Precursor Element)輸入欄填入兩條新線路，以指出它們是由先前線路分拆成兩條線路的結果。 這些變化顯示在下列表B.2中：

B.5：拆除一所變電所(Deleting a Substation)

2015年7月19日，臨時變電所G被拆除。 這導致線路DG1及FG1重新組回一條連續線路。 為了維護這更改歷史，必須為該線路提供新的元件識別碼，並且不能與臨時變電所G加入系統前使用的ID相同。 在下列表B.3中，表格3.1被修改，為增加了DG1及FG1線路 2015年7月19日的除役日期(Retirement Date)。 增加了重組線路DF1_2，並且先前元件輸入欄填入了現在構成新線路的先前線段。

B.6：交流多線路結構里程計算樣例-表格3.5(AC Multi-Circuit Structure Miles Calculation Example – Form 3.5)

下列表B.4所示，85將被輸入到系統A的標題為「多線路結構里程（年底）」的列(column)中。

對於系統A，25將輸入標題為「增加線路之多線路結構英里數」的列(column)中。”。

對於系統A，14.04將輸入標題為「等效年度增加線路之多線路結構英里數」的列中。

• 25 結構里程（一年送電205天/一年365天）= 14.04

將執行通報年度期間移除線路之多線路結構英里類似的計算。

B.7：具有非 BES 元件的共同結構上的TADS元件

在這種情況下，交流線路CF與現有的非BES 69kV線路裝置在一個共同結構上。 對於 TADS，這種共同結構情況不應包括在多線路結構里程計算中。 對於TADS，

您只需通報那些兩個或多個TADS元件共用一座共同結構之多線路結構里程。 非 幹線電力系統(BES)元件不被視為TADS元件。

圖B.1 樣例B單線圖

附錄 C：詳細自動停電事故樣例

下列樣例說明了隨著（在大多數情況下）變壓器自動停電事故情境的幾種交流線路自動停電事故情境。 提供了表格4.1、表格4.2及表格5.0的資料輸入細目以及可通報停電事故的適當資料輸入細目。 雖然無法涵蓋所有可能的情況，但這些樣例足夠完整，可以幫助解釋停電事故。

在圖 C.1 中，顯示了一條交流線路，有一線段連接了一個非TADS元件。 因為變壓器不被視為TADS元件，因此不會通報變壓器停電事故。

圖C.1 樣例1交流線路有分接非TADS變壓器

重要的是要注意此樣例中 TADS送電狀態定義的應用。 只有一個例外，即多端連接變壓器例外，即「在其所有終端連接」的元件被視為處於送電中狀態。 此例外僅適用於多端交流線路，其中一個終端上的變壓器與線路共用一台斷路器。

圖C.2及C.3交流線路有分接變壓器變電所

在圖C.2及圖C.3中，交流線路以交流變電所A、B及C為界線，如紅色圓弧(red arcs)所示。 每台變壓器的邊界是紅色隔離開關及斷路器前的紅色圓弧。 請注意，任一圖中的變壓器可能是也可能不是可通報元件。

假設每台變壓器因為其相關斷路器（以綠色表示）的操作而停止送電運轉。 在圖C.2中，交流線路通常被認為停止運轉，因為交流變電所C的斷路器（交流線路與變壓器共用）是啟斷的。 然而，如果交流線路的所有其他部分都在送電運轉，則整個交流線路被認為處於運轉狀態，即使變壓器停止運轉也是如此。

因為TADS不識別部分停電事故狀態，因此發展出上述多終端異常樣例。 這避免誇大這種多終端架構類型的停電事故之貢獻。 在圖C.3中，交流線路不共用啟斷斷路器，交流線路保持連接。 因此，在這種情況下，例外情況不適用，因為即使變壓器停止運轉，交流線路的所有終端都連接在一起。 此次停電事故需要填寫表格5.0及4.1。 這些表格的資料輸入細目如下表C.1-表C.2所示。

圖C.4：樣例2 三端子交流線路有分接TADS變壓器

這是一條三端交流線路，其中一線段連接有TADS變壓器。 因為變壓器sformer 是一個TADS元件，因此它的停電事故是可通報的。 此次停電事故需要填寫表格5.0、4.1及4.3。 這些表格的資料輸入細目如下表C.3-表C.5所示。

圖C.5：樣例3 母線故障跳脫TADS變壓器

這是由污染引起的345kV母線停電事故。 沒有造成損壞，連接到母線的所有交流線路都是可通報的。 此次停電事故需要完成填寫表格5.0及4.1。 這些表格的輸入資料細目如下表C.6-表C.7所示：

圖C.6：樣例4 交流線路直接連接TADS變壓器

交流線路結構(鐵塔)被龍捲風破壞需要更換。此停電事故要求完成表格5.0、4.1，及4.3。這些表格的資料輸入細目，詳如下列表C.8-表C.10。

圖C.7：樣例5 三端子交流線路

此停電事故需要填寫表格5.0及4.1。 這些表格的資料輸入細目如下表C.11-表C.12所示：

圖C.8：樣例6 兩條共同肇因交流線路之停電事故

此停電事故需要填寫表格5.0及4.1。 這些表格的資料輸入細目如下表C.13-C.14所示：

注意：即使交流線路不在共架結構(鐵塔)上，停電事故也會被歸類為共同模式停電事故

圖C.9：樣例7 變壓器因保護系統誤動作之停電事故

只有變壓器因電驛誤動作而停電。 此次停電事故需要填寫表格5.0及4.3。 這些表格的資料輸入細目如下表C.15-表C.16 所示：

圖C.10：樣例8 交流線路斷路器失靈之停電事故

此停電事故需要填寫表格5.0及4.1。 這些表格的資料輸入細目如下表C.17-C.18所示：

圖C.11：樣例9 有非TADS元件多交流線路共架結構(鐵塔)之停電事故

在圖C.11，樣例9所顯示之停電事故需要填寫表格5.0及4.1。 這些表格的資料輸入細目如下表C.19-C.20所示：

圖C.12：樣例10 有TADS元件多交流線路共架結構(鐵塔)之停電事故

在圖C.12，樣例10所顯示之停電事故需要填寫表格5.0及4.1。 這些表格的資料輸入細目如下表C.21-C.22所示：

樣例11：變電所內的動物破壞(Animal Damage within Substation)

一隻老鼠進入變電所控制室並咀嚼控制或電驛電纜。 電驛立即動作或在未來某個時間動作（或者在需要時不動作）。 動作可能是故障期間的不必要跳脫（在另一個元件上）或在系統沒有故障的情況下不必要的跳脫。 它還可能導致主元件無法因故障條件而跳脫，進而導致其他元件需要跳脫以清除故障。

保護系統失靈(Failed Protection System)的定義係：「保護系統設備故障引起的自動停電事故。 包括任何電驛及/或控制誤動作，但因不正確的電驛或控制標置(settings)與其他保護裝置不協調而引起的誤動作除外。而將這些歸類為【人為疏失(Human Error)】。」

此停電事故的自動停電事故肇因代碼將是「保護系統故障」。

附錄D：常見問題

D.1清單相關問題(Inventory Related Questions)

D.1.1發電機引線是否可以通報給TADS？

【問題】：發電機引線是幹線電力系統(BES)的一部分嗎？ 它們可以在TADS中通報嗎？

【答案】：如果交流線路引接到包含超過75MW發電機容量的電網電源，則交流線路被視為BES的一部分。 從高壓側到發電機組升壓變壓器(GSU: generator step-up)到第一台遮斷設備或一組遮斷設備則被認為是GSU引線，不管長度多長都不用通報給TADS。

有關可通報及不用通報的停電事故樣例(examples)，請參閱情境A及B。

D.1.1.1 情境A：發電機引線通報

在情境A中的所有變電所及輸電線路均為345kV。 有一條10英里長的線路/連接到風力發電場。 這條線被認為是電力公司X的發電機引線。對於可通報的停電事故，變電所B及風力發電場之間的線路/連接是否應該在TADS中通報？

（注意：由於變電所A及變電所B之間發生故障，特殊保護系統（SPS）動作而跳脫風力發電場機組。）如果風力發電場的總綜合容量超過75MW，則發電機引線被視為BES並應在TADS 通報。 從B變電所到風力發電場的10英里線路是可通報的； 然而，從發電機升壓變壓器(GSU)斷路器到GSU的引線是不用通報的。 以紅色突顯的元件是 TADS可通報的； 綠色元件不是TADS可通報的。

圖D.1：情境A

D.1.1.2 情境B：發電機引線通報

燃氣機組電廠毗鄰345kV變電所。 燃氣機組有時會跳機。 此外，在春季及秋季期間，它們會停機進行大修及減載發電。 是否應在TADS中通報這些線路的自動及計劃停機事故？

圖D.2：情境B

根據顯示的架構配置，如果任何一台燃氣機組透過正常故障清除跳脫斷路器組，則不會通報任何元件停電事故。 但是，如果兩台燃氣機組都跳脫離線，這將導致兩條345kV線路發生可通報的停電事故。 這是根據需要所有終端都連接及送電中狀態之定義。 以紅色突顯的元件是TADS可通報的； 綠色元件則不是TADS可通報的。

D.1.2 只有兩條線路之直流線說明(DC line with only two circuits clarification)

【問題】：在我們的電網中，我們有一條直流線路，每極有兩段線段：X到Y（1000 公里）及Y到Z（500 公里），具有多種多端及雙端架構配置。

在以下情境下，我通報TADS多少條直流線路？

【答案】：如果你可以控制終端讓電力潮流從0到最大值，則應將其視為等效直流線路斷路器。 然後，將電網視為類似交流線路電網，每個直流線路都有兩極(two poles)。 在這種特定情況下，此電網將被解釋為2條獨立的直流線路（X-Y 及 Y-Z）。

D.1.3 FERC命令第785號(Order No. 785)：輸電介面之發電機規定(Generator Requirements at the Transmission Interface)

【問題】：NERC 不能強制發電公司(GO: Generator Owner)註冊為輸電公司(TO: Transmission Owner) 來通報到電網之輸電互聯線。 這些輸電元件應該如何處理？

【答案】：TADS 僅適用於輸電公司(TO)。 如果一個元件部分或全部由具有輸電公司(TO)功能的機構擁有，則應在TADS中通報該元件。 只有發電機升壓變壓器(GSU)高壓側斷路器以上之BES元件是可通報的。 GSU引接線無論長度如何都不用通報。

D.2 停電事故相關問題(Outage Related Questions)

D.2.1 樹木在被洪水沖走，從山上滑落，及碰觸線路。 肇因是環境還是草木植物？

【問題】：樹木在洪水期間被沖毀，從山上滑落及碰觸到線路。 引發肇因代碼是環境還是草木植物？

【答案】：由於洪水，引發肇因代碼將是環境(Environmenta)。

D.2.2 瞬時，然後小於1分鐘之運轉上停電事故(Momentary, then Less than 1 Minute Operational Outage)

【問題】：我們的輸電線路（當天第 5 次）因為禿鷹(buzzard)「污染(Pollution)」，發生了短暫停電事故。 50秒後，調度員手動啟斷線路（緊急強制），線路維持停電一周。 應該如何通報這些停電事故？ 一件（自動）還是兩件（自動及手動）？

【答案】：此停電事故應通報為由於禿鷹「污染」之單次停電。 在這種情況下，這將是一次自動停電事故。 交流線路必須送電並在所有終端連接至少「1分鐘」，才能被視為恢復到送電中狀態。 該條款避免了許多自動復閉自動停電事故的輸入細目。

D.2.3調度員在一分鐘多後投入線路的第二端斷路器

【問題】：一條線路正確跳脫，並從一端正確復閉。 線路的另一端設計為不復閉。 如果調度員在超過一分鐘後啟閉線路的第二端，「持續代碼」是什麼？ 線路沒有損壞，調度員也沒有失誤。 過去，我被告知這與停電事故引發代碼相同。 這樣對嗎？

【答案】：如果一個或多個終端未設計為復閉或復閉因任何情況而被禁用，則持續肇因代碼將是「其他原因」。

D.2.4 當線路全天停電進行定期維護但發生意外送電及啟閉/跳脫時，如何編寫停電事故代碼。

【問題】：我們有一條線路停電以進行一整天的定期維護，它無意中送電並且斷路器啟閉，然後自動跳脫。 應在TADS中作為「瞬時停電事故」輸入。

【答案】：對於TADS交流線路必須維持在送電中狀態至少1分鐘，停電事故才算作單獨的停電事故。 在這種情況下，不會有第二次停電，因為啟閉/跳脫發生在已經發生的計劃性停電期間。

D.2.5如何在手動復閉線路上對由於在路權內草木植物引起的停電事故進行編碼。

【問題】：通行路權範圍內的一棵樹倒下從一條線路穿過而沒有損壞它，然後按照設計在十分鐘後進行手動復閉。 我將如何編碼？

【答案】：引發肇因代碼將被通報為「草木植物」，持續原因代碼將是「其他」，因為復閉是按照程序進行的，沒有任何問題。

D.3 事件相關問題(Event Related Questions)

D.3.1「正常清除」之澄清(Clarification of “Normal Clearing”)

【問題】：「正常清除」之澄清：如果斷路器未能從主保護電驛動作跳脫，但透過第二區間/後衛電驛在規定時間內成功跳脫，這算正常還是異常？

【答案】：根據定義，這屬於異常清除。 停電事故應使用事件類別61進行編碼（基於可靠度）。

【問題】：如果斷路器因閃電而跳脫，並且因為復閉問題而沒有復閉，這算是正常清除還是異常清除？

【答案】：對於TADS，一旦斷路器正確跳脫，即為正常清除(Normal Clearing)。正常清除及異常清除僅與保護跳脫、元件之有意（正確）或無意（錯誤）清除有關。 它與復閉功能無關。

D.3.2 正常與異常清除取決於正常清除斷路器設置。

【問題】：如果系統設置為在故障期間清除多條線路（這是預期的結果），即使它通常不是這樣設置的（斷路器問題，因此兩條線路由單一斷路器保護）， 這也算是正常清除？

【答案】：透過手動更改斷路器是否旁通，TO 已有指示其已經更改其正常清除斷路器組。 但是，如果由於主保護電驛失靈或後衛保護電驛越界(保護超出原標置區間)而導致第二條交流線路被清除，則事件為「異常清除」。

D.3.3母線電壓變成器(PT)之災難性故障(Catastrophic Failure of a Bus Potential Transformer)

圖D.3：母線電壓變成器(PT)之災難性故障

D.4 具有通報樣例的清單架構(Inventory Configurations with Reporting Examples)

D.4.1下列問題見圖D.4：

圖D.4：在變電所B，345kV線路A-B通過PCB 123連接到345kV線路B-C

【問題a.】：變電所B交流線路A-B的終端是什麼？

【答案】：隔離開關(SW)122及電力斷路器(PCB)123被認為是交流線路的終端。 SW122及PCB123必須閉合(closed)，交流線路才能被視為投入使用。

【問題b.】：變電所B交流線路B-C的終端是什麼？

【答案】：SW125、SW124 及 PCB123 被視為交流線路的端子。 SW125、SW124及PCB123必須閉合，交流線路才能被視為投入使用。

【問題c.】：如果PCB123因氣體過低而跳脫，但兩條線路仍從其遠端加壓(energized)且SW122、124及125維持閉合，交流線路A-B及交流線路B-C是否仍在使用？

【答案】：否。如果PCB123啟斷，交流線路A-B及交流線路B-C都不是「運轉中」（參見「運轉中狀態」的定義）。 兩條線路都沒有連接到變電所B的終端。這是兩條交流線路共用一個公共終端的情況。 這兩次停電事故都是共同模式停電事故並且有一引發肇因代碼。

【問題d.】：假設閃電擊中線A-B並導致PCB123啟斷。 交流線路B-C仍然從變電所C的遠端加壓(energized)。PCB123啟斷時 交流線路B-C是否仍在使用？

【答案】：否。因為PCB123被啟斷，終端連接被切斷。 交流線路B-C不再處於送電中狀態（參見「送電中」的定義），並且係一可向TADS通報的停電事故。

【問題e.】： 如果在問題#d中認為交流線路B-C係一停電事故，那麼停電模式是什麼？

【答案】：相依模式。 交流線路B-C的停電事故是A-B線路上發生「雷擊(lightning strike)」停電事故的結果，因此交流線路B-C具有相依模式之停電事故模式代碼，交流線路A-C具有相依模式引發停電事故的停電事故模式代碼。 交流線路A-B 及交流線路B-C都有「雷擊」之引發肇因代碼。

D.4.2下列問題見圖D.5：

【問題a.】：變電所E交流線路D-E的終端是什麼？

【答案】：變電所E交流線路D-E的終端由SW3502及3500CS所組成。兩者都必須閉合(closed)，以便D-E線在變電所E處完全連接（參見「送電中狀態」的定義）。 提供元件終端之實體位置的說明資料。 終端是在元件上的那些母線(buses)，在其後面存在著電源。 通常，這些終端將包含一組需要用來啟斷以清除元件故障的設置(location)。至於連接到元件的母線僅供給負載電力，其後面沒有可用的電源則不被視為終端。

圖D.5：交流線路D-E是一條345kV輻射型輸電線路，為在變電所E的345kV/138kV變壓器供電。

【問題a.】：變電所E交流線路D-E的終端是什麼？

【答案】：變電所E交流線路D-E的終端由SW3502及3500CS所組成。兩者都必須閉合(closed)，以便D-E線在變電所E處完全連接（參見「送電中狀態」的定義）。 提供元件終端之實體位置的說明資料。 終端是在元件上的那些母線(buses)，在其後面存在著電源。 通常，這些終端將包含一組需要用來啟斷以清除元件故障的設置(location)。至於連接到元件的母線僅供給負載電力，其後面沒有可用的電源則不被視為終端。

【問題b.】： 如果交流線路D-E仍然從變電所D加壓，3500CS的自動啟段是否會導致TADS 可通報停電事故？

【答案】：是的。 3500CS的自動跳脫將啟斷交流線路D-E的變電所D終端。 這將導致交流線路D-E發生自動停電事故，因為交流線路D-E不再處於「送電中狀態」。

【問題c.】： 如果交流線路D-E仍然從變電所D加壓，自動啟段SW3502是否會導致TADS 可通報停電事故？

【答案】：是的。 啟斷SW3502 將切斷交流線路D-E變電所D的終端。 交流線路將不再處於「送電中狀態」。，因此是可通報的停電事故。

【問題d.】：如果變壓器故障導致PCB1510及3500CS啟斷，交流線路D-E是否仍在送電中？

【答案】：不是。交流線路D-E不處於送電中狀態(In-Service State)。 啟斷3500CS將切斷由SW3502及3500CS所組成的終端。 這將導致交流線路D-E發生自動停電事故，因而導致線路D-E發生可通報的停電事故。

D.4.3下列問題見圖D.6：

圖D.6：電廠P透過電源線路P-Q在變電所Q連接到電網

【問題a.】：（發電）饋線線路P-Q是否被視為用於TADS目的之線路？

【答案】：如果饋線交流線路P-Q全部或部分由具有輸電公司(TO)功能的機構所有，則交流線路應通報用於TADS目的。 TADS僅適用於輸電公司(TO)功能。

【問題b.】：如果是這樣，終端是什麼？

【答案】：在發電廠P的終端是斷路器52-4。 變電所Q的終端是隔離開關3511及3516（及其相關的隔離開關3516W及3516E）或3517（及其相關的隔離開關3517N及3517S）。 為要電力流動，必須閉合斷路器52-4及隔離開關3511。 此外，必須閉合隔離開關3516（及其相關的隔離開關3516W及3516E）或 3517（及其相關的隔離開關3517N及3517S）。

【問題c.】：如果變電所Q的線路保持加壓及連接，那麼在發電廠P啟斷電力斷路器PCB 52-4是否會導致發生停電事故？

【答案】：是的，在52-4的終端啟斷連接。 這會將交流線路P-Q置於非送電中狀態。

【問題d.】：僅啟斷斷路器3516是否會導致線路P-Q發生停電事故？

【答案】：不，斷路器3516本身的啟斷不會導致線路P-Q發生停電事故（如果所有其他斷路器及開關都保持閉合）。 啟斷斷路器3516及斷路器3517或其中一個開關（3517S或3517N）會導致變電所Q的線路P-Q發生停電事故。

D.4.4下列問題見圖D.7：

圖D.7：線[線斷]F-G係由公司#1擁有及運轉；線[線斷]G-H係由公司#2擁有及運轉

【問題a.】： 為TADS之目的，線路[線段]F-G是否被視為與線路[線段]G-H不同的線路？

【答案】：不，因為變電所G在線段F-G及線段G-H之間沒有故障遮斷裝置(fault interrupting device)，所以是單一交流線路F-H。 公司1及公司2必須同意兩家公司中那一家將交流線路 F-H 包括在其詳細清單（表3.1）中，並且該公司還將提送交流線路F-H上的所有TADS停電事故。 兩家公司將在表格2.1中提送交流線路F-H的訊息，其中包含同意的「通報TO元件ID(Reporting TO Element ID)」及同意的「通報TO 名稱(Reporting Transmission Owner Name)」。

【問題b.】：如果是這樣，在變電所G的[線段] F-G線的終端是什麼？SW3424？

【答案】：F-G只是一段線路，不是整條交流線路，SW3424也不是終端。 但是，如果交流線路F-H是真正的3端子線路，它可能在變電所G有一個終端。 如果斷路器3420CS 之外的設備不僅僅是一個負載，並且斷路器3420CS是交流線路F-H的正常清除斷路器組 (NCCBS)的一部分，那麼交流線路F-H是一條3端子線路，在斷路器3420CS處有一個終端（及隔離開關3420L）。

【問題c.】：如果是這樣，在變電所G的[線段] G-H線的終端是什麼？SW3423？

【答案】：G-H只是一段線路，不是整條交流線路，SW3423也不是終端。 但是，如果交流線路F-H是真正的3端子線路，它可能在變電所G有一個終端。 如果斷路器3420CS之外的設備不僅僅是一個負載，並且斷路器3420CS是交流線路F-H的正常清除斷路器組 (NCCBS)的一部分，那麼交流線路F-H是一條3端子線路，在斷路器3420CS處有一個終端（及隔離開關3420L）。

D.4.5下列問題見圖D.8：

圖D.8：交流線路Q-R是變電所Q及變電所R之間的345kV線路。交流線路連接到變電所Q環狀母線。

【問題a.】： Q變電所交流線路Q-R的終端是什麼？

【答案】：變電所Q的交流線路Q-R終端包括開關/斷路器：3512、3518E、3518N、3518、3517S、3517N 及 3517。要決定交流線路Q-R是否滿足送電中狀態的定義，您必須決定是否 電力可以從變電所Q流向變電所R（反之亦然）。 在變電所Q：首先，隔離開關3512必須閉合。 其次，斷路器3518或其相關的隔離開關（3518N及3518E）或斷路器3518及其相關的隔離開關（3517N及3517S）必須閉合。 在變電所R：3454、3454B、3454L及3457必須全部閉合。

【問題b.】： 如果在變電所Q的斷路器3517及斷路器3518都啟斷，但交流線路Q-R仍然從變電所R加壓並且SW 3512保持閉合，那麼交流線路Q-R是否處於送電中狀態？

【答案】：否。交流線路Q-R不被視為處於送電中狀態，因為它未在其所有終端（變電所Q）都有連接（即使交流線路已加壓）。 電力不再可能從變電所Q流向變電所R。

【問題c.】：變電所R的交流線路Q-R的終端端子是什麼？

【答案】：Q-R線路的變電所R的終端係由隔離開關/斷路器組成：隔離開關3457及斷路器3454及其相關的隔離開關（3454B及3554L）。 所有這些都需要閉合，以便交流線路Q-R連接到變電所R的終端。

【問題d.】：假設變電所Q的所有斷路器及開關都閉合，交流線路Q-R從變電所Q加壓。如果變電所R的斷路器3454啟斷，但隔離開關SW 3457及SW 3454L 保持閉合，則交流線路 Q-R是否仍處於送電中狀態 ？

【答案】：否。交流線路Q-R不被視為處於送電中狀態，因為它所有端子（變電所 R）沒有連接（即使交流線路已加壓）。 電力不再可能從變電所Q流向變電所R（反之亦然）。

【問題e.】： 假設在變電所Q的所有斷路器及隔離開關都閉合，交流線路Q-R從變電所Q 加壓。如果隔離開關SW 3454L啟斷，變電所R的SW 3457閉合，交流線路Q-R 是否仍處於送電中狀態？

【答案】：否。交流線路Q-R不被視為處於送電中狀態，因為它所有端子（變電所 R）沒有連接（即使交流線路已加壓）。 電力不再可能從變電所Q流向變電所R（反之亦然）。

D.4.6下列問題見圖D.9：

圖D.9：交流線路S-T係變電所S及變電所T之間的345kV線路

【問題a.】：交流線路S-T在暴風雨期間發生單相接地(P-G)故障跳脫並復閉（斷路器V17、V41及V15）。 因為通訊線路故障，交流線路S-U的遠端跳脫及在變電所U（斷路器V13）復閉。通報這些停電事故的正確方法是什麼？

【答案】：

D.4.7下列問題見圖D.10：

圖D.10：假設交流線路A-B-C係多條輻射型饋接低於100kV變壓器之345kV線路

【問題a.】：假設線路啟斷如圖中綠色圓圈所示，但交流線路已完全加壓送電且所有斷路器都已閉合。 該交流線路是否處於環路打開(loops opened)的送電中狀態？ [在此樣例中，變電所A、B及C（3終端線路）被認為是網狀輸電站 (networked transmission stations)，變電所D、E、F、G、H及J被認為是在交流線路A-B-C上的分接負載連接點(tapped load connection points)。]

【答案】：否。隨著線路在交流線路A-B-C之中間解環，交流線路不再處於送電中狀態。 送電中(In-Service)狀態定義中「其所有終端都連接到系統(connected at all of its terminals to the system)」之意圖是電力可以在所有元件終端（在本例中為：變電所A、變電所B及變電所C）之間自由流動。 如果任何線路（或隔離開關IL33、1384、1385或1381等）在交流線路中間啟斷，電力將不再在所有終端之間流動，交流線路不再處於送電中狀態。

【問題b.】：如果在變電所F的隔離開關8101啟斷，所有其他斷路器/隔離開關都閉合且線路加壓中，則交流線路 A-B-C 是否送電中運轉？

【答案】：是的，交流線路A-B-C仍處於送電中狀態。 變電所F是交流線路A-B-C的分接負載連接點，對於變電所A、變電所B及變電所C之間的電力潮流輸電線而言不是必要的。變電所F及其相關分接線路不是交流線路A-B-C的終端 .

【問題c.】：如果變電所E附近的串聯開關(inline switch)1380啟開，所有其他斷路器/開關都閉合且線路加壓中，則交流線路 A-B-C 是否在送電中運轉？

【答案】：是的，交流線路 A-B-C 仍處於送電中狀態。 變電所E及變電所D是交流線路A-B-C的分接(tapped)負載連接點，對於變電所A、變電所B及變電所C之間的電力潮流輸電線來說不是必要的。（變電所D，雖然未顯示，但被認為是另一個分接負載連接點。）

D.4.8 臨時跨接交流線路(Temporarily Jumpered AC Circuit)

在有許多輸電線的站點(At a station that has numerous transmission lines:)：

從2010年5月17日開始，一條交流線路（線路 1）發生自動停電事故。 在交流線路復電之前，線路1於2010年7月1日臨時跳線（在受影響的站點周圍）到另一條交流線路（線路2）。.然後，單一「新」（臨時）交流線路（線路3 = 線路 1 + 線路 2）加壓送電並透過相反的兩端（雖然沒有處於「正常」架構）連接到系統（在 受影響的站點）。 受影響站點的斷路器已被跨接並停用中（但根據定義，它們不是交流線路的一部分）。 它可能會保持這種狀態幾個月，例如直到2011年1月17日。

【問題a.】：因為交流線路已加壓送電並連接到系統，因此從技術上講它們處於「送電中狀態」。 正確？ 然而，停電事故持續時間定義指出它是「元件完全恢復到其原始或正常架構的時間數量」。

【答案】：如果在這種情況下臨時架構附有計畫恢復日期之交流線路，則首選（推薦）方法是繼續通報為2條單獨的線路。 然後，電力公司將需要為在此時間範圍內發生的每次停電事故通報2次停電事故。

【問題b.】：應該將此停電事故通報作為大約1.5個月還是8個月？

【答案】：1.5 個月。 對於上述所列的停電事故，電力公司應通報一次從2010年5月 17日開始到2010年7月1日結束的自動停電事故。 兩條線路連接在一起時發生的任何自動（或操作）停電事故都應在兩條線路上同時通報。

D.4.9 環狀母線故障定位(Ring Bus Fault Locations)

【問題】：對於下圖中的各個故障，應通報那些停電事故引發代碼？

圖D.11：環狀母線(Ring Bus)故障定位

【答案】：

• 母線2A上的故障 #1：引發代碼 =「交流變電所引發」
• 故障 #2：引發代碼 =「元件引發」
• 故障 #3：引發代碼 =「交流變電所引發」
• 故障 #4：引發代碼 =「交流變電所引發」
• 故障 #5：引發代碼 =「元件引發」

附錄E：指標(Appendix E: Metrics)

E1. 低於200kV系統之指標：

E2. 高於200kV系統之指標：

參考資料：

2022 State of Reliability Report, NERC

https://www.nerc.com/pa/RAPA/tads/Pages/default.aspx

NERC – Transmission Availability Data System Data Reporting Instructions  January 2022

介紹NERC輸電可用率資料系統(TADS)及資料通報說明書(上)

內容：

I.前言

II. NERC輸電可用率資料系統(TADS）概述

III. TADS 資料通報說明書

第0章：介紹

0.1 背景

0.2 誰必須通報

0.3 將通報的內容

第 1 章：資料傳送與格式

1.1 OATI 及 webTADS

1.2 透過電子郵件安全地傳送TADS資料

1.3 資料保密

第2章：資料收集表格

2.1 多擁有者元件表格

2.1.1表格 2.1：多擁有者交流及直流電路

2.1.2 表格 2.2：多擁有者AC/DC背對背換流器

第 3 章：元件清單資料表格

3.1 表格3.1：交流及直流清單資料

3.2 表格3.2：變壓器詳細清單資料

3.3 表格3.3：交/直流 背對背(AC/DC BTB)換流器清單資料

3.4 表格3.5：交流多迴線結構里程 (AC Multi-Circuit Structure Miles)

3.5 表格3.6：共同廊道(路權)

第4章：詳細的自動表格(Forms)

4.1 表格4.1~4.4：詳細的自動停電事故

第5章：TADS事件表格 (Event Forms)

5.1 表格5.0：事件ID代碼

5.2 NERC 多家電業事件ID之建立

5.3連鎖容忍 (Cascading Tolerance)

5.4 事件類型編號

5.5 非TADS元件停電事故(Non-TADS Element Outages)

5.6 事件類別編號13與事件類別編號 11

5.7 事件說明(Event Description)

5.8 事件分析指南(Event Analysis Guidelines )

5.9 決定事件類別編號(Event Type Number Determination)

5.9.1 步驟N1 – 決定正常清除

5.10 正常清除的事件樣例(Example of an Event with Normal Clearing)

5.11 NCCBS以外的正常清除事件樣例

5.11.1 步驟N2 – 篩選事件類別編號05及06

5.11.2 步驟N3 – 篩選事件類別編號11及13

5.11.3步驟N4 – 篩選事件類別編號 31

5.11.4步驟N5 – 篩選事件類別編號49 – 其他正常清除

5.12 事件類別編號49的樣例(Examples of an Event Type Number 49:)

5.12.1 步驟A1 – 異常清除(Abnormal Clearing)

5.12.2 步驟A2 – 篩選事故類別編號60-斷路器失靈

5.12.3 步驟A3 – 篩選事故類別編號61及62-依賴度或安全度失靈(Dependability

5.12.4 步驟A4 – 篩選事故類別編號90；其他異常清除

5.13 事件類別編號90的樣例

第6章：詳細非自動停電事故資料(Detailed Non-Automatic Outage Data)

6.1 表格6.1-6.4

6.2 停電事故事故持續時間超過年度末(Outages That Continue Beyond the End of the Year)

6.2.1將以兩個分開停電事故事故持續時間輸入：

6.3長持續時間停電事故

[以下為下集內容]

附錄A：定義(Definitions)

A1.輸電可用率資料系統(TADS)群體定義(Population Definitions)

A1-1 元件(Element )

A1-2保護系統(Protection System)

A1-3 交流(輸電)線路(AC Circuit)

A1-4 變壓器

A1-5 終端(Terminal)

A1-6 交流變電所

A1-7 交流/直流終端(AC/DC Terminal)

A1-8 交流/直流背對背變流器(AC/DC Back-to-Back Converter)

A1-9 直流(輸電)線路(DC Circuit)

A1-10 架空(輸電)線路(Overhead Circuit)

A1-11 地下(輸電)線路(電纜)( Underground Circuit)

A1-12 線路英里(Circuit Mile)

A1-13 多迴線桿塔 (結構)英里(Multi-Circuit Structure Mile)

A1-14 電壓等級(Voltage Class)

A1-15 發電機引線(Generator Lead Lines)

A2.輸電可用率資料系統(TADS)群體停電事故定義(Population Outage

A2.1 自動停電事故(Automatic Outage)

A2.2 瞬時停電事故(Momentary Outage)

A2.3 持續停電事故(Sustained Outage)

A2.4 非自動停電事故(Non-Automatic Outage)

A2.5 計畫性停電事故(Planned Outage)

A2.6 運轉性停電事故(Operational Outage)

A2.7 送電中狀態(In-Service State)

A2.8 具有分岐引接變壓器及共用斷路器多端子交流線路之例外情況

A2.9 變電所、終端或變流器名稱(Substation, Terminal, or Converter Name)

A2.10 TO元件識別碼(TO Element Identifier)

A2.11 停電事故開始時間(Outage Start Time)

A2.12 停電事故持續時間(Outage Duration)

A2.13 停電事故事故持續標誌(Outage Continuation Flag)

A2.14 停電事故事故識別(ID)代碼

A2.14 正常清除(Normal Clearing)

A2.15 正常清除斷路器組(NCCBS: Normal Clearing Circuit Breaker Set)

A2.16 異常清除(Abnormal Clearing)

A2.17 延遲故障清除(Delayed Fault Clearing)

A2.18 特殊保護系統(SPS)或補救措施方式(RAS)

A2.19 事件(Event)

A2.20 事件識別(ID)代碼[Event Identification (ID) Code]

A2.21 事件類別編號(Event Type Number)

A2.21 故障類別(Fault Type)

A2.22 一種以上故障類別之停電事故(Outage which has more than one Fault Type)

A3. 停電事故事故引發代碼(Outage Initiation Codes)

A3.1元件引發的停電事故(Element-Initiated Outage)

A3.2 其他元件引發電停電事故(Other Element-Initiated Outage)

A3.3 交流變電所引發的停電事故(AC Substation-Initiated Outage)

A3.4 交流/直流終端引發的停電事故(AC/DC Terminal-Initiated Outage)

A3.5 保護系統引發的停電事故(Protection System-Initiated Outage)

A3.6 其他設施引發的停電事故(Other Facility-Initiated Outage)

A3.7 停電事故事故引發代碼樣例(Outage Initiation Code Examples)

A4. 停電事故事故模式代碼(Outage Mode Codes)

A4.1 單一模式停電事故(Single Mode Outage)

A4.2 相依模式引發的停電事故事故(Dependent Mode Initiating Outage)

A4.3 相依模式停電事故 (Dependent Mode Outage)

A4.4 共同模式停電事故(Common Mode Outage)

A4.5 共同模式引發的停電事故(Common Mode Initiating Outage)

A4.6 相依模式及共同模式停電事故樣例(Dependent Mode and Common Mode Outage

A5. 自動停電事故肇因代碼類別(Automatic Outage Cause Code Types )

A5.1 引發肇因代碼(Initiating Cause Code)

A5.2 持續肇因代碼(Sustained Cause Code)

A5.3 引發即持續肇因代碼樣例(Initiating and Sustained Cause Code Examples)

A5.4 如何解釋「造成最長持續時間」(How to interpret “contributed to the longest duration”)

A6. 自動停電事故肇因代碼(Automatic Outage Cause Codes)

A6.1 天氣，但不包括閃電(Weather, excluding lightning)

A6.2 閃電(Lightning )

A6.3 環境的(Environmental)

A6.4 汙染(Contamination)

A6.5 外界干擾(Foreign Interference)

A6.6 火災(Fire)

A6.7 故意破壞、恐怖攻擊或惡意行為(Vandalism, Terrorism or Malicious Acts)

A6.8 交流變電所設備發生故障(Failed AC Substation Equipment)

A6.9 交流/直流終端設備發生故障(Failed AC/DC Terminal Equipment)

A6.10 保護系統設備失靈(Failed Protection System Equipment)

A6.11 交流線路設備發生故障(Failed AC Circuit Equipment)

A6.12 直流線路設備發生故障(Failed DC Circuit Equipment)

A6.13 草木植物(Vegetation)

A6.14 電力系統情況(Power System Condition)

A6.15 人為疏失(Human Error)

A6.16 肇因不明(Unknown)

A6.17 其他(Other)

A7. 運轉上停電事故肇因代碼(Operational Outage Cause Codes)

A7.1 緊急運轉情況(Emergency)

A7.2 緩解系統電壓限制 (System Voltage Limit Mitigation)

A7.3 緩解系統運轉限制，不包括系統電壓限制緩解(System Operating Limit Mitigation,

A7.4 人為疏失(Human Error)

A7.5 其他運轉上停電事故

附錄 B：清單資料計算及輸入(Appendix B: Inventory Data Calculation and Entry)

B.1：等效線路里程(Equivalent Circuit Mileage)

B.2：等效元件數(Equivalent Number of Elements)

B.3：清單資料輸入樣例(Inventory Data Entry Examples)

B.4：增加及拆分線路(Adding and Splitting Circuits)

B.5：拆除一所變電所(Deleting a Substation)

B.6：交流多線路結構里程計算樣例-表格3.5(AC Multi-Circuit Structure Miles Calculation

B.7：具有非 BES 元件的共同結構上的TADS元件

附錄 C：詳細自動停電事故樣例

附錄D：常見問題

D.1清單相關問題(Inventory Related Questions)

D.1.1發電機引線是否可以通報給TADS？

D.1.1.1 情境A：發電機引線通報

D.1.1.2 情境B：發電機引線通報

D.1.2 只有兩條線路之直流線說明(DC line with only two circuits clarification)

D.1.3 FERC命令第785號(Order No. 785)：輸電介面之發電機規定(Generator

Requirements at the Transmission Interface)

D.2 停電事故相關問題(Outage Related Questions)

D.2.1 樹木在被洪水沖走，從山上滑落，及碰觸線路。 肇因是環境還是草木植

物？

D.2.2 瞬時，然後小於1分鐘之運轉上停電事故(Momentary, then Less than 1 Minute

Operational Outage)

D.2.3調度員在一分鐘多後投入線路的第二端斷路器

D.2.4 當線路全天停電進行定期維護但發生意外送電及啟閉/跳脫時，如何編寫

停電事故代碼。

D.3 事件相關問題(Event Related Questions)

D.3.1「正常清除」之澄清(Clarification of “Normal Clearing”)

D.3.2 正常與異常清除取決於正常清除斷路器設置。

D.3.3母線電壓變成器(PT)之災難性故障(Catastrophic Failure of a Bus Potential

Transformer)

D.4 具有通報樣例的清單架構(Inventory Configurations with Reporting Examples)

D.4.1下列問題見圖D.4：

D.4.2下列問題見圖D.5：

D.4.3下列問題見圖D.6：

D.4.4下列問題見圖D.7：

D.4.5下列問題見圖D.8：

D.4.6下列問題見圖D.9：

D.4.7下列問題見圖D.10：

D.4.8 臨時跨接交流線路(Temporarily Jumpered AC Circuit)

D.4.9 環狀母線故障定位(Ring Bus Fault Locations)

附錄E：指標(Appendix E: Metrics)

E1. 低於200kV系統之指標：

E2. 高於200kV系統之指標：

參考資料：

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I.前言

近年來因為全球氣候變遷天氣異常，越來越多地方發生酷寒、高溫、枯旱、洪水或颱(颶)風侵襲，造成許多大停電事故的發生，影響電力系統之可靠度(Reliability )與韌性(Resilience)。為研究改善電力系統之可靠度與韌性，所依賴的重要基本資料來源就是電力系統的輸配電系統(電網)及發電系統(電源)所發生之停電事故資料，從中可以了解到停電事故之肇因、設備損害類別與程度、停電範圍及停電戶數(受影響人口)、停電時間及頻度、復電時間與速度、發輸變電設備及保護系統之動作情形、運轉人員操作情形、電力公司應變情形等等資訊。

為此，根據美國「聯邦電力法（FPA）」，聯邦能源管制委員會（FERC）認證作為美國境內的電力可靠度組織(ERO)之北美電力可靠度公司(NERC)，建立了下列TADS、GADS、MIDAS、TEAMS四大資訊系統，作為研究檢討所需主要資料來源之一。

圖0.1 NERC(ERO)維護及管理之資訊系統(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

本文僅就有關輸變電系統停電事故部分的NERC「輸電可用率資料系統(TADS: Transmission Availability Data System)」，相關的「TADS 資料通報說明書(Data Reporting Instructions)」翻譯中文，分享大家！或許也可跟國內最大電業的台電事故統計精進的參考！

II. NERC輸電可用率資料系統(TADS）概述

2007年10月23日，NERC董事會批准從2008日曆年開始收集第一階段輸電可用率資料系統(TADS: Transmission Availability Data System)資料。2008年10月29日，NERC董事會批准從2010年開始收集第二階段TADS非自動停電事故資料。TADS以通用格式收集輸電事故資料，用於：

1. 幹線電力系統交流輸電線路（架空及地下）
2. 輸電變壓器（無發電機升壓裝置）
3. 幹線電力系統AC/DC背對背換流器
4. 幹線電力系統直流輸電線路

TADS的努力始於2006年，在NERC規劃委員會下成立了TADS專案小組(Task Force)。該專案小組設計了TADS及收集TADS資料的相關過程。2009年6月30日，專案小組發佈了2008年收集的資料的第一批報告。2009年7月1日，該專案小組退役，取而代之的是TADS工作小組(TADSWG: TADS Working Group)。這一變化承認了TADS的持續設計及監督，指定給工作小組比分配給專案小組更合適。NERC使用這些資訊來開發輸電指標，以分析事故頻率、持續時間、原因以及與輸電事故相關的許多其他因素。

2020年，TADS工作小組成為TADS使用者群組（TADSUG: TADS User Group）。 TADSUG執行與TADS工作小組(TADSWG)相同的功能。 但是，它不再向NERC委員會架構通報。取而代之，它向NERC績效分析部門(Performance Analysis Department)通報。

雖然TADS並不旨在提供確定性的性能度量(performance measures)，但它用於量化某些性能方面。除了收集簡單的輸電設備可用率外，TADS還將收集有關單一停電事故的詳細資訊，當在區域及NERC等級進行分析時，將提供可用於提高可靠度的資料。

所有與TADS相關的資料都可以從TADS用戶群組下載。

III. TADS資料通報說明書

第0章：介紹

0.1 背景

輸電可用率資料系統（TADS）資料通報說明書(DRI: Data Reporting Instructions）的撰寫係為了協助輸電公司(TO: Transmission Owners)人員在通報資訊給NERC的TADS通報應用程式之使用說明。這些說明詳細說明了通報資料時要遵循的程序、計劃及格式。

0.2 誰必須通報

所有NERC註冊的TO都必須通報輸電性能(transmission performance)及清單資料(inventory data)。TADS事故資料通報日期在每季結束後45天到期。

不同TO情況的通報要求詳如下述說明：

• 不擁有任何TADS元件的輸電公司(TO)無需提交曆年的任何其他TADS資料，即使他們隨後在該曆年內成為TADS元件的擁有者。但是，TO可以自願通報所增加TADS元件的年份資料。
• 在一個曆年度內變為未註冊的TO，不再受任何TADS通報要求的約束。但是，如果通報TO在通報曆年度內變為未註冊，則它已（i）停用其所有TADS元件或（ii）出售其所有TADS元件。在（ii）的情況下，新的TO應承擔整個曆年度未註冊TO的通報義務。這將確保所有TADS元件繼續通報其資料。

0.3 將通報的內容

所有幹線電力系統（BES）元件的清單及性能資料將按以下四大分類之一收集：

• 交流輸電線路（架空及地下）
• ≥100 kV二次電壓的變壓器
• 交流/直流背對背換流器(Back-to-Back Converters)
• 直流輸電線路（架空及地下）

表1.1列出了按電壓等級之事故資料收集。

下述圖 I.1中的事故通報參考指南可用來決定元件事故是否可通報TADS。

圖 I.1 事故通報參考指南

第 1 章：資料傳送與格式

1.1 OATI 及 webTADS

NERC與開放存取技術國際公司(OATI: Open Access Technology International, Inc.) 簽約開發名為【webTADS】的軟體資料系統，來支持多種過程，包括：

• 資料輸入
• 資料錯誤檢查
• 資料管理
• 資料分析及報告

webTADS 系統允許輸電公司(TO)直接輸入他們的資料或從 XML檔案大量上傳資料，這些檔案文件是根據輸入到TADS網站上公布之TADS通報試算表(TADS Reporting Workbook)上的資料創建的。試算表的每個版本都指定了一個編號，輸電公司(TOs)應該使用最新版本的試算表，以確保他們的資料將被webTADS接受。

各區域可靠度機構(RE)係TADS資料陳送的聯絡點，他們規定並監督其區域內TO的資料輸入過程：

• 所有區域都要求TO將資料直接輸入webTADS。 透過webTADS，各區域可靠度機構(RE)將可以使用其區域內各TO的資料，以便他們可以查看該資料。
• 西部電力協調理事會(WECC)正在收集超出 TADS 要求的額外資料。為方便起見，這些資料可以輸入到webTADS中，並且被認為是自願性質的。

1.2 透過電子郵件安全地傳送TADS資料

當webTADS資料輸入對TO關閉時，TO主要使用電子郵件傳送必須由區域機構可靠度協調員或NERC工作人員輸入之更正資料。 如果某個機構(TO、RE 或 NERC)有自己的關鍵基礎設施保護(CIP)程序用來透過電子郵件傳送機密訊息，則應遵循此程序。 如果尚未制定這些程序，則應遵循以下過程：

• 對要傳送的文件進行密碼保護，並透過電子郵件發送給收件人。不要在此電子郵件中包含密碼。
• 在第二封單獨的電子郵件中，將密碼發送給文件的收件人。

1.3 資料保密

根據NERC的保密政策（NERC程序規則第1500節），聲稱訊息是機密的機構必須說明此類訊息屬於機密的類別。

出於實用性考慮，某些資料已被判定為機密，因為它包含關鍵能源基礎設施訊息(CEII)，而其他訊息則不是機密。 可以在標記為「表格1.2 TO訊息」的標籤下之TADS報告試算表中，找到被視為機密的資料清單。 TO可以利用發送電子郵件給NERC計畫經理來更改NERC的預設機密分類-請參閱 TADS 網站上的 TADS計劃聯繫人訊息。

如果TO希望將非機密資料設為機密，則TO必須指明資料屬於第1501節中定義的一個或多個類別。 參見程序規則第1502節。

關鍵能源基礎設施訊息(CEII)由聯邦能源管制委員會(FERC)規則所定義如下：

• 關鍵能源基礎設施訊息係指有關擬議或既有關鍵基礎設施的特定工程、弱點或詳細設計訊息，這些訊息：
• 涉及能源之生產、發電、運輸、輸電或配電的詳細訊息；
• 可能對計劃關鍵基礎設施攻擊的人員有用；
• 根據訊息自由法(Freedom of Information Act) U.S.C.552節所免除強制披露；及
• 不輕易給出關鍵基礎設施的大致位置。
• 關鍵基礎設施係指既有及擬議的系統及資產，無論是實體的還是虛擬的，其喪失能力或遭到破壞會對安全(security)、經濟安全(economic security)、公共健康或安全(public health or safety)、或這些事項的任何組合產生負面影響。

區域及NERC年度公開績效報告將顯示許多TO的聚合機密訊息。 這樣做時，不會識別出任何特定TO的資料。 但是，這些報告不會因顯示區域或NERC訊息而無意中洩露機密訊息，從中可以確定TO的機密訊息。 例如，如果某個地區的TO是特定電壓下資產的唯一擁有者，那麼如果可以識別TO的名稱及其機密訊息，則不會發布該資料的指標，除非TO同意公布。如果可以在報告中識別特定的TO指標，則將要求TO自願允許通報其指標，同時對其資料的其他方面保密。「其資料的其他方面」係指其他TADS資料，例如事故停電日期或識別線路跳脫的變電所。 這些輸入允許RE或NERC確定不同TO的停電事故是否是單一事故。 這些請求將根據具體情況進行處理。

第2章：資料收集表格

在webTADS中收集的資訊係由資料表格組成，一個用於輸入每種類型資料的資料表格。 TADS通報試算表中的每個選項標籤都對應於其中一種資料表格之一格。 下表表2.1列出了18種表格，本章包含填寫每種表格的書面說明。

當發生可通報的TADS停電事故時：

• 停電事故元件應首先使用表格3.1~3.6輸入到TO的清單資料中
• 接下來使用表格5.0建立停電事故記錄
• 最後，使用表格4.1~4.4或6.1~6.1輸入停電事故資訊。

每個資料表格都有一個共同版面設計：

• 不擁有任何TADS元件的TO被稱為「非通報TO」。 這些TO必須陳送表格1.1給RE。 擁有TADS元件的TO稱為「通報TO」。在所需通報給TO的表格1.2 上，其中一部分要求填寫TO的名稱、其NERC ID號碼、其RE的名稱、其國家及通報曆年。 此資訊在表格1.2中輸入一次並鏈接到後續表格。 如果TO在不同地區及/或不同國家擁有TADS元件，則它必須為每個地區及國家完成單獨的 TADS陳送。
• 每個表格的列(column)字母及有時行(row)數在說明中用作參考。 TO可以根據需要增加額外的行(row)。 許多列(column)都有對應於已定義選項的下拉選單(menus)。 例如，所有肇因代碼都在下拉選單中，並僅提供TO已定義原因代碼中的選擇項目。
• 為了保持表格格式及列(column)字母指定在表格類型中相同，未使用的列(column)從視圖中隱藏。 因此，當列(column)被隱藏時，列(column)字母指定將不會按順序排列。

附錄C包含幫助TO完成表格3.1~3.5的範例，其中包含詳細的元件清單資料。 表格3.6對所有TO都是自願的，並且僅適用於 WECC TO。 附錄D包含協助TO完成表格4.1~4.4的樣例，其中包含詳細的元件自動停電事故資料。

2.1 多擁有者元件表格

這些表格用來確保多家TO所擁有之元件(multiple-owner Elements)的所有自動及非自動停電事故，只有一家TO承擔TADS通報責任。 但是，如果TO在此類元件中的所有權權益少於100%，則每個TO必須在表格2.1或2.2中輸入此元件。 這些多個輸入應由所涉及的TO進行協調。 此類元件之清單還應包括任何多擁有者元件至少在通報期的一部分期間處於服務狀態。

每個此類元件及其關聯的多家輸電公司(TO)共有元件標識符號（下面的第 I 列）應列在表格2.x中。 協調輸入條目應指明那個TO將承擔通報表格3、4、5 及 6之責任。指定為通報TO的單一TO（下面的G~H列）必須在適當的表格3.x上的詳細清單中包括該元件。 同一通報TO必須在其表格4及6中輸入元件的停電事故。計算的指標係基於通報之清單及停電事故。

選擇單一TO成為這些清單及停電事故表格的通報TO，將避免停電事故及清單通報的重複。 作為多個擁有者的其他TO必須意識到他們不應就該元件向TADS通報。 除了所有多個擁有者的姓名外，還需要在表格2.x中輸入指定通報代表的註冊NERC ID（或NERC指定的虛擬ID）。

如果TO擁有一個元件的100%，則該元件的通報責任屬於該TO。 不要在表格2.1或2.2中輸入此元件。

對於100%擁有交流輸電線，在各TO之間的聯繫，擁有連接輸電線交流變電所的TO係期望必須提供識別停電故肇因相關資料。

表格2.x在每個通報年度陳送兩次：

1.通報日曆年度前一年的12 月。

2.第四季度資料通報及詳細清單更新。

12月陳送的第一個表格2.x確認了誰是通報TO。 通報TO應從次年1月1日開始在內部收集多擁有者停電事故資訊。 WebTADS官方資料輸入可能會在今年晚些時候出現。 但是，指定的通報TO應從1月1日開始收集多個擁有者停電事故資訊。第二次陳送反映了這些表格涵蓋的元件之任何增加或除役。

在特定元件的所有擁有者中，他們必須就要在列(Column)I中輸入的元件ID達成一致。只有在表格2.x上聲明為通報TO的TO才能使用該元件ID。 如果其中一位非通報TO擁有者也輸入了停電事故的元件ID，則當他們完成表格4.x或表格6.x時，該停電事故將作為錯誤被拒絕。 因此，在最終完成表格4.x及 表格6.x之前，必須將表格2.x標記為完成。 當表格4.x及表格6.x標記為完成時，將在每次停電事故時執行軟件錯誤檢查，以確認表格2.x上聲明的元件ID未被表格2.x上聲明之錯誤多個擁有者之一使用。

2.1.1表格 2.1：多擁有者交流及直流電路

每個多擁有者輸電線的特性都在此表格中輸入[每行(row)一條線路]。各TO必須就誰應該通報TADS的多擁有者輸電線資訊之停電事故及清單資訊（在表格3、4、5及6上）以及其他擁有者不應通報那些資訊達成一致協議。 不要輸入您沒有部分擁有的線路。 對於多擁有者交流及直流線路表格之欄位。詳見表2.2所示：

2.1.2 表格 2.2：多擁有者AC/DC背對背換流器

每個多擁有者AC/DC背對背換流器的特性都在此表格中輸入[每行(row)一條元件]。 此表格不適用於由單一TO 100% 擁有的AC/DC背對背換流器。

【略】

第 3 章：元件清單資料表格

每個機構的清單資料係逐年保存(carried over)，作為該領域機構系統的即時快照。 此資料每季更新一次，以說明系統重組、除役及新元件加入系統使用。 將停電事故輸入webTADS時，第一步是將停電事故元件輸入TADS清單資料。 如果該元件已存在於TADS中，則用戶可以繼續完成事件及停電事故資料表格。

3.1 表格3.1：交流及直流清單資料

表 3.1 記錄了交流及直流線路元件的詳細清單。

3.2 表格3.2：變壓器詳細清單資料

表 3.2 記錄了變壓器元件的詳細清單。 清單細目應隨第四季通報更新。 如果在不在清單細目中的線路輸入停電事故，則應輸入識別碼以允許元件之驗證。

3.3 表格3.3：交/直流 背對背(AC/DC BTB)換流器清單資料

表3.3記錄了 AC/DC 背對背換流器元件的詳細清單細目。 清單細目應隨第四季通報更新。 如果在不在清單細目中的線路上輸入停電事故，則應輸入識別碼以允許對元件之驗證。

【略】

3.4 表格3.5：交流多迴線結構里程 (AC Multi-Circuit Structure Miles)

位於WECC轄區之外的TO：與表格3.1、3.2 及 3.3中的詳細清單相比，AC多迴線結構里程係按匯總的基礎上收集的。

位於WECC轄區內部的TO：表格3.5係使用表格3.6共同廊道(Common Corridors)自動產生(populate)資料的摘要表格。 請填寫表格3.6，此表格將自動產生。 對於WECC外的TO：應填寫表格3.5，而不應填寫表格3.6 共同廊道表格。

下半部分僅包含交流線路的多線路結構里程數據。 如果線路部分包含兩個或多個共同結構，形成一個或多個多迴路跨距，則可以測量總跨距長度。 然後，應在多線路結構里程數據中通報相關里程。 如果多條線路僅連接到一座公共結構，則為停電事故及清單里程之目的，應忽略該結構。 假定所有直流線路的每座結構都有兩條線路； 因此，對於每條直流線路電壓等級，多線路結構英里數則為總線路英里數的二分之一。

3.5 表格3.6：共同廊道(路權)

共同廊道(Common Corridors)表格，表格3.6是自願的，僅適用於WECC機構(entities)。 WECC 各TO應使用已建立的共同廊道定義來產生表格。

第4章：詳細的自動表格(Forms)

4.1 表格4.1~4.4：詳細的自動停電

這些表格包含元件的每次自動停電事故的資料，包括持續的及瞬時的，並且沒有行(row)編號。 由於每一行代表一次停電事故，並且每次停電事故都有一個唯一停電事故ID代碼，因此該代碼用於識別每個停電事故輸入細目。

由於列columns之間有很多相似之處，所有描述詞(descriptors)將提供一次，使用通用術語「元件」而不是交流線路、變壓器等。

附錄D提供了許多樣例來說明各種 表格4.x系列之完成填寫。

第5章：TADS事件表格 (Event Forms)

5.1 表格5.0：事件ID代碼

單一TADS停電事故及每組相關的TADS停電事故都指定為一件TADS事件。一件事件是導致一個或多個元件發生持續或瞬間停電事故的輸電事件。 如果多個停電事故與同一個事件ID關聯，則它們應該相互在一分鐘內發生。 TADS事件的目的係識別相關的停電事故，如果適用。 為此，TO在TADS表格5.0中建立其特定的TADS事件，並將這些事件指定給各個相關的TADS停電事故。 特別是TO指定他們自己的事件ID代碼及關聯的事件類別編號。 表5.1 說明了為各個 TADS事件收集的資料：

5.2 NERC 多家電業事件ID之建立

NERC多家電業(NMU: NERC Multiple Utility)事件ID代碼係特殊的事件ID代碼，它將跨越TO或區域機構(RE)界線之相關停電事故，綁定到相同的事件ID代碼中。 作為TADS計畫的一部分，TO應透過使用單一NMU事件ID代碼合併包括其他TO相關的多TO停電事故。 反之，僅在單個TO區域內發生的相關停電事故應使用TO建立的相同事件ID代碼進行編碼。

當TADS事件涉及跨TO的相關停電事故時，應為每件停電事故提供相同的NMU事件ID代碼。 這些代碼由NERC在全方位內定義，通常是透過其中一個受影響的TO的NMU註冊。 一旦建立，所有相關的TO都可以使用該事件ID來表示他們在事件中的停電事故。

要在webTADS中建立NMU事件ID代碼，TO以透過在表格5.0中將過濾從他們的公司更改為NERC來選擇NERC。 然後，TO使用相關界面按鈕建立NMU TADS 事件。 WebTADS將自動為所有相關的TO指定一個新的NMU事件ID，在該事件的停電事故中使用。

5.3連鎖容忍 (Cascading Tolerance)

如果多次停電事故與同一個事件ID關聯，它們應該相互在一分鐘內發生。 如果輸入的停電事故間隔超過一分鐘，公司用戶將收到重要警告訊息。 必須請求否決(override)才能使停電事故被視為有效。 當公司用戶收到容忍(tolerance)警告訊息時，表格頁面底部會顯示一個標有「請求否決(Request Override)」的按鈕。 當按下「請求否決」按鈕時，將向公司用戶、NERC及區域聯繫人發送一封電子郵件。 然後區域聯繫人將登錄並批准否決。 這會將表格5.0上的只讀字欄「擴展連鎖容忍」從預設值「否」更改為「是」。

5.4 事件類別編號

每個TADS事件都定義了一個事件類別編號來說明停電事故的一般情況。 將事件分類為「正常(Normal)」及「異常(Abnormal)」清除最初劃分事件類別編號。 然後，正常清除的事件按涉及的元件數量、涉及的母線段、或涉及的共架予以細分。 異常清除事件按斷路器失靈(breaker failure)、基於可靠度的保護系統誤操作、或基於安全度的保護系統誤操作的分類予以細分。

以上所有事件類別編號，05到49，都是正常清除(Normal Clearing)的事件。 有關確定正確事件類別編號的進一步說明及樣例，請參閱附錄A對正常清除、NCCBS、異常清除、延遲故障清除、特殊保護系統(SPS: Special Protection System ) 或補救措施方式(RAS: Remedial Action Scheme)及事件類別編號之定義。這些事件類別編號僅適用於自動停電事故係保護系統與控制啟斷元件，且預期為自動啟斷的單一事件之結果。 相反，術語「異常清除(Abnormal Clearing)」係指未發生正常清除的事件。

以上所有事件類別編號，60到90，都是異常清除的事件。 有關確定正確事件類別編號的進一步說明及樣例，請參閱附錄A對正常清除、NCCBS、異常清除、延遲故障清除、SPS 或 RAS 及事件類別編號之定義。

5.5 非TADS元件停電事故(Non-TADS Element Outages)

請注意：事件類別編號11(單一元件之自動停電事故）係由一件或多件非TADS元件停電事故所導致的單一自動停電事故。 此類事件不應當作事件類別編號 49「其他正常清除」輸入。 如果元件停電事故是由一件或多件非TADS元件停電事故引起的，則停電事故引發(Initiation)代碼（表格4）應輸入為「相依模式(Dependent Mode)」。

5.6 事件類別編號13與事件類別編號 11

事件類別編號13類似於事件類別編號11，只是在一件NCCBS中總共發生了兩件以上元件停電事故。 透過將類別13與類別11分開，可以在年度報告中維持統計細微度(statistical granularity)。

如果因一次或多次非TADS元件停電事故而發生兩次或多次自動停電事故（在一件NCCBS內），則應輸入事件類別編號13，以及在每次自動停電事故輸入停電事故引發代碼（表格4）為「相依模式(Dependent Mode)」。 如果在正常清除斷路器組之外發生兩次或更多次自動停電事故，則不要輸入事件類別編號13。請參閱下面的事件分析指南。

5.7 事件說明(Event Description)

可以在表格5.0的說明欄中輸入可選的事件說明。 一般來說，事件類別編號 05到31(正常清除）及事件類別60到62（異常清除）不需要說明，但可以輸入。 但是，對於事件類別編號49（其他正常清除）或90（其他異常清除），輸入事件說明會有所幫助。 這樣的說明雖然不是強制性的，但可以提供這些事件之進一步澄清。

5.8 事件分析指南(Event Analysis Guidelines )

使用修訂後的事件類別編號時，為了減少決定事件類別代碼編號所需的分析工作量，下列系統過程包含邏輯問題及答案樣例，來決定要在表格5.0中輸入的適當事件類別編號。 本說明手冊中包含幾個樣例，其中包含既定的自動停電事故（表格4.x）屬性，以及在使用以下步驟後決定適當事件類別(表格5.0）。 每個情節的資料輸入細目與每個情節一起顯示在表格中。 雖然無法包括所有可能的情況，但樣例已足夠完整，足以說明事件類別的決定。

下面的過程假設已經收集了完成表格4.x所需的所有自動停電事故訊息並可供用戶使用。 用戶應熟悉附錄A中的TADS定義：正常清除、NCCBS、異常清除、延遲故障清除、SPS或RAS、事件、事件ID代碼及事件類別編號。 表格4.x資料及相關事件分析對於決定要在表格5.0中輸入的事件類別編號是必要的。 事件類別分析不應開始，直到一組完整的自動停電事故相關每件事件都準備好在表格4.x 上輸入，包括它們相關的事件識別代碼（事件ID）。

下面的分析步驟旨在減少完成表格5.0輸入細目的事件類別之決定的人力資源。 以下步驟不會減少為每次自動停電決定要輸入的表格4資料所需的人工。 這是一套指南，可以根據需要決定例外情況來決定適當的事件類別。 預計絕大多數自動停電事故（每3次停電事故中有2次）將是單一元件自動停電事故的簡單正常清除，這不是由於母線停電事故或內部斷路器故障所引起的。 對於這種情況，不需要額外的資源來決定事件類別。 只需執行下列的步驟N1及N3.1 即可決定事件類別編號。

5.9 決定事件類別編號(Event Type Number Determination)

從步驟 N1 開始，在具有唯一事件ID代碼的表格4.x中輸入一組一次或多次自動停電事故。 遵照過程，直到決定每次事件的事件類別編號。

5.9.1 步驟N1 – 決定正常清除

發生異常清除了嗎？（請參閱以下樣例。）

• Yes)」-繼續執行下列的步驟A1-異常清除。
  • No)」-繼續進行步驟N1-正常清除。

5.10 正常清除的事件樣例(Example of an Event with Normal Clearing)

對於既定的事件ID及其相關的自動停電事故，由一次或多次斷路器意外動作或意外延遲清除引起的事件應編碼為「異常清除(Abnormal Clearing)」。 根據B章節的定義，異常清除係指不符合正常清除的TADS元素停電事故。 例如，發生在 NCCBS之外並導致總共兩次或更多次自動停電事故的任何斷路器意外動作都應歸類為異常清除。

5.11 NCCBS以外的正常清除事件樣例

特殊保護系統(SPS或RAS)通常可以使正常清除斷路器組(NCCBS)之外的額外100 kV或以上斷路器跳脫。 對於既定的事件ID及其關聯的自動停電事故，由一次或多次預期的SPS或RAS正常動作所引起之事件應編碼為正常清除。

5.11.1 步驟N2 – 篩選事件類別編號05及06

• 如果一次或多次自動停電是母線線段故障或失靈的結果，請輸入事件類別編號 05。
• 如果一次或多次自動停電事故是單一內部斷路器故障的結果，請輸入事件類別編號06。
• 如果不是事件類別編號05或06，則繼續下列的步驟 N3

5.11.2 步驟N3 – 篩選事件類別編號11及13

• N3.1) 如果停電事故模式代碼是「單一模式停電事故(Single Mode Outage)」，請輸入事件類別編號11。
• N3.2) 對於在一個NCCBS中發生總共兩次或更多次自動停電事故之事件ID，輸入事件類別編號13。表格4.x上的停電事故模式代碼應為「相依模式引發停電事故」或「相依模式(Dependent)模式停電事故」。

如果不是事件類別編號11或 13，則繼續執行下列的步驟 N4：

注意：對於既定的事件ID代碼，表格4.x上的每次自動停電事故都具有以下停電事故模式代碼之一。

• 單一模停電事故
• 相依模式引發停電事故
• 相依模式停電事故
• 共同模式停電事故
• 共同模式引發停電事故

5.11.3步驟N4 – 篩選事件類別編號 31

如果TADS相鄰交流線路或直流線路的兩次或多次自動停電事故是元件佔用共架之直接結果，請輸入事件類別編號 31。

如果不是事件類別編號31，則繼續執行下列的步驟N5：

5.11.4步驟N5 – 篩選事件類別編號49 – 其他正常清除

• 如果事件包括事件類別編號05至31未包括的其他正常清除，則輸入事件類別編號49。

5.12 事件類別編號49的樣例(Examples of an Event Type Number 49:)

• 事件類別編號49包括但不限於兩次或多次NCCBS的正常清除。 例如，一次飛機失事導致發生共同路權上的兩條交流線路自動停電事故。 兩條線路都按正常清除的預期跳脫。 事件類別編號49應使用於此類事件。
• 事件類別編號49還包括由SPS、RAS、低電壓卸載(UVLS: Under Voltage Load Shedding)、低頻卸載 (UFLS: Under Frequency Load Shedding)等所引發的正常清除之額外自動停電事故。

5.12.1 步驟A1 – 異常清除(Abnormal Clearing)

是否發生異常清除？（參考步驟N1中的樣例。）

• 「是(Yes)」-繼續執行下列的步驟A2。
  • 「否(No)」- 返回到步驟N1。

5.12.2 步驟A2 – 篩選事故類別編號60-斷路器失靈

• 在與此事件關聯的電驛目標之中，是否有一次或多次斷路器發生斷路器失靈(BF:breaker failure)電驛動作？ 此延時電驛是否按預期動作？ 如果這兩個問題的答案都是肯定(yes)的，請輸入事件類別編號60。如果一次或多次自動停電事故係由於一次或多次斷路器失靈(BF)而造成延遲清除，請輸入事件類別編號60。如果BF電驛方式沒有按預期動作，請到下列的步驟 A3：

此類延遲清除的例子包括但不限於斷路器被卡住、或開啟緩慢、或無法遮斷電流。 此類故障通常會導致線路BF延時電驛動作。 因此，也會出現BF電驛標註。

• 如果不是事件類別編號60，則繼續執行下面的步驟 A3：

5.12.3 步驟A3 – 篩選事故類別編號61及62-依賴度或安全度失靈(Dependability or Security Failures)

• 依賴度（無法動作）； 如果一次或多次自動停電事故係由於動作依賴度失靈而遭遇延遲清除故障，請輸入事件類別編號61。

依賴度失靈包括但不限於複合(Composite)保護系統發生下列之失靈：

• 引發故障電力系統元件之隔離，或
• 未能在其設計的動作時間內動作，或
• 未能在其設計的動作時間內按非故障條件下的預期動作。

• 安全度（錯誤或不良動作）：如果一次或多次自動停電事故是由安全度失靈所引起的，請輸入事件類別編號62。

安全度失靈包括保護系統（或其控制）的不當動作：

• 在電力系統TADS元件上沒有發生故障，或
• 在發生故障期間它不是設計來保護
• 如果不是事件類別編號60、61或62，則繼續執行下列的步驟 A4。

5.12.4 步驟A4 – 篩選事故類別編號90；其他異常清除

如果事件包括其他異常清除但不包括在事件類別編號60、61、或62，輸入事件類別編號90。

5.13 事件類別編號90的樣例

事件類別編號90包括但不限於由SPS、RAS、UVLS、UFLS等所引發的異常清除之額外自動停電事故。它還包括事件類別編號60到62未包括的多次故障或失靈的異常清除。

有關決定正常清除及異常清除事件的事件類別編號的其他樣例，請參閱附錄D– 詳細自動停電事故資料樣例。

第6章：詳細非自動停電事故資料(Detailed Non-Automatic Outage Data)

6.1 表格6.1-6.4

這些表格包含元件的每次非自動動作停電事故的資料，並且沒有行編號(row numbers)。 由於每一行代表一次停電事故，並且每次停電事故都有一個唯一的停電事故ID代碼，因此該代碼用於識別停電事故輸入細目。

6.2 停電事故持續時間超過年度末(Outages That Continue Beyond the End of the Year)

儘管資料可能以當地時間輸入，但每個TADS曆度年都相當於一個UTC日曆年。因此，在東部時區，TADS日曆年從前一年的12月31日東部時間晚上7點開始。在太平洋時區，TADS日曆年從前一年的12月31日太平洋時間下午4:00開始。如果停電事故在通報日曆年開始並持續到年末（12月31日）之後，則無法計算總停電事故持續時間。 在這種情況下，將觀察到以下過程：

6.2.1將以兩個分開停電事故持續時間輸入：

(a)對於停電事故開始的通報年，TO輸入停電事故開始時間並計算從停電事故開始時間到通報日曆年結束之停電事故持續時間。 停電事故繼續標誌輸入為「1」。 有關此標誌的完整說明，請參閱附錄A。

(b)對於下一個通報年度，停電事故持續標誌輸入為「2」，並且將輸入相同的事件ID代碼（在上一年表格5.0中定義）。 停電事故開始時間等於該通報年的世界標準時間(UTC)1月1日00:00。 每年的停電事故ID代碼可以複製前一年的事件ID關聯的停電事故ID ，也可以是唯一的。 但是，應使用相同的前一年事件ID代碼。 如果停電事故在該通報年度結束，則根據停電事故開始時間計算停電事故持續時間。 如果停電事故持續到下一個通報年，則停電事故持續時間輸入為「8760:00」，閏年為「8784:00」。 停電事故繼續標誌輸入為「2」。

(c)大多數在通報年度末未結束的停電事故將在下一個通報年度結束。 但是，停電事故可能會跨越三年或更多通報年度。 這個過程在(b)中說明。 以上一直持續到停電事故結束。 相同的事件ID代碼（在第一年的表格5.0中定義）係用於所有後續年份。

6.2.2為計算指標之目的，第一個通報年的指標將反映當年的停電事故頻率計算。 但是，如上所述，停電事故持續時間將在通報年度之間拆開分別計算，並且具有上一年的任何事件ID代碼的停電事故將不計入後續年份的頻度計算。 在頻度計算中略去連續標誌等於「2」的停電事故。 但是，此類停電事故包含在日曆年度的持續時間計算中。

6.3長持續時間停電事故

處理長持續時期停電事故如下方式：

6.3.1 如果設備在未來的某個日期恢復使用，則每個通報年度通報的停電事故及繼續標誌將如上節所述標註。

6.3.2 如果設備要除役，則停止運轉事故將在決定之日標記完成，元件清單將在決定之日標記為除役。

6.3.3 如果設備恢復運轉一分鐘或更長時間，然後被拆除進行長期維修，則完成停機並停機轉換為計劃停機事故。 計劃停電事故不會通報給TADS。

[待續    (下)]

參考資料：

2022 State of Reliability Report, NERC

https://www.nerc.com/pa/RAPA/tads/Pages/default.aspx

NERC – Transmission Availability Data System Data Reporting Instructions  January 2022

2023年度北美電力可靠度公司(NERC)職掌業務計畫預算組織簡介

目錄：

一.前言

二. NERC簡介

2.1 概述(Overview)

2.2 電力可靠度組織(Electric Reliability Organization)

2.3 會員資格及治理(Membership and Governance)

2.4 監督範圍(Scope of Oversight)

2.5 授權機構(Delegated Authorities)

2.6 NERC各類功能轄區圖

2.6.1 NERC 電力可靠度組織企業六大區域可靠度機構轄區圖

2.6.2 NERC 電力可靠度組織企業六大區域可靠度機構轄區圖

2.6.3 NERC 電力可靠度協調(員)中心(RC)轄區圖

2.6.4 NERC 區域平衡機構(BA)轄區圖

2.6.5 NERC 系統評估用分區圖

2.7 法定及管制背景(Statutory and Regulatory Background)

2.8 資(基)金(Funding)

2.9 ERO企業模式與轉型(ERO Enterprise Model and Transformation)

2.10 ERO 企業策略及營運規劃

三. 2023–2025 年業務計劃及預算假設

3.1 2023–2025 年業務規劃概覽

3.1.1 NERC提出的2023-2025年度業務計劃「做」下列工作：

3.1.2 業務計劃「不做」下列工作：

3.1.3 業務計劃的價值主張：

3.1.4 業務計劃以四個優先重點領域為中心：

3.2 歷年預算及會費收入概覽(Historical Budget and Assessment Overview)

3.2.1 整個ERO企業的最佳化

3.2.2 利用業界夥伴關係 (Leveraging industry partnerships)

3.2.3 重新構想工作(Reimagining work)

3.2.4 利用技術改進工作過程(Improving processes with technology)

3.2.5減輕工作/重新部署資源(Eliminating work / redeploying resources)

3.2.6設施合約(Facilities contracts)

3.3 2023–2025年度主要預算假設(2023–2025 Key Budget Assumptions)

3.3.1 技術策略(Technology Strategy)

四. 2023 年業務計劃和預算摘要

五. 2023年業務計劃及預算計畫領域與部門別細項

六.  NERC2023年會計年度員工組織

參考資料：

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一.前言

電業法修正通過已經過了五年，最近各界想先成立類似電業管制功能的先導單位-「電力可靠度及韌性推動管理辦公室」-的構想，進行摸索試驗與學習的工作，作為將來成立正式機關時之參考。

為此，特別到國際上對電力系統可靠度管制工作著名的北美電力可靠度公司(NERC: North American Electric Reliability Corporation)找尋資料，意外發現NERC 2022/8/10公布的「NERC 2023年度業務計劃與預算(2023 Business Plan and Budget-Final)」定稿報告。該報告內容包括了NERC成立法源依據、會員資格及治理、資(機)金來源(會費收入)、NERC企業模式與轉型、未來三年的業務計畫及預算、企業策略與營運計畫、企業最佳化與利用夥伴關係、業務計畫的「做」與「不做」工作與價值主張及四個優先重點領域、歷年預算與會費收入概況及2023年度預算、NERC與各部門組織圖與配置人力等。這些資料或許可給國內要成立的「電力可靠辦」做為借鏡。

二. NERC簡介

2.1 概述(Overview)

北美電力可靠度公司(NERC: North American Electric Reliability Corporation）係根據美國「新澤西州非營利公司法(New Jersey Nonprofit Corporation Act)」成立的非營利機構。 NERC 的責任範圍橫跨美國大陸以及加拿大與墨西哥的部分地區。NERC管轄之各機構係服務將近4億人口供電需求幹線電力系統（BPS: bulk power system）的使用者、擁有者及營運者。

2.2 電力可靠度組織(Electric Reliability Organization)

根據美國「聯邦電力法（FPA: Federal Power Act）」第215節，聯邦能源管制委員會（FERC: Federal Energy Regulatory Commission）認證並監督NERC作為美國境內的電力可靠度組織(ERO: Electric Reliability Organization），為BPS的美國部分建立及執行NERC可靠度標準。自2007年6月18日起，FERC授予NERC對美國BPS的所有使用者、擁有者及營運者執行可靠度標準的法律權力，並讓遵守這些標準具有強制性及可執行性。第215節也要求被FERC認證為ERO的NERC尋求加拿大及墨西哥相關當局之認可。2005年，美國能源部（DOE）及加拿大聯邦及省政府達成雙邊原則，在國際基礎上，以非政府機構（ERO）一致性、泛北美大陸可靠度管制架構，指定NERC擔任此職掌。迄今為止，NERC已與加拿大八個省及加拿大能源管制局(CEA:  Canada Energy Regulator)簽署了諒解備忘錄（MOU），以推進此一可靠度管制架構。NERC與墨西哥管制機構(CRE: Comísion Reguladora de Energía）以及墨西哥系統及市場營運者(CENACE)合作，根據在2017年簽署的諒解備忘錄，確保與加拿大及美國的可靠度管制架構保持一致。

2.3 會員資格及治理(Membership and Governance)

12名成員的董事會（Board of Trustees），由11名獨立董事(受託人)(independent trustee)及NERC總經理兼執行長組成，擔任管理受託人管理NERC。董事會成立了多個委員會，以促進NERC組織在財務及審計、公司治理及人力資源、合規、技術及安全、提名及企業風險等領域之監督。

NERC的會員資格係向任何對北美BPS的可靠度感興趣的個人或機構開放。會員資格是自願的，參與者有機會參與組織的治理，包括透過選舉會員代表委員會 （MRC: Member Representatives Committee）。NERC、其會員、以及每個適用的 BPS 擁有者、營運者及用戶必須遵守 NERC 議事規則 （ROP: Rules of Procedure）。

2.4 監督範圍(Scope of Oversight)

作為北美國際、多管轄區ERO，NERC：

• 建議、支持發展、監視合規、以及執行北美BES強制性的可靠度標準，但須接受來自美國FERC及加拿大適用當局的監管監督及批准
• 執行北美BPS近期及長期可靠度評估
• 證明 BPS 營運者具有履行可靠度責任的知識及技能
• 維持對可能威脅 BPS 可靠度的事件及情況之狀態意識(situational awareness)
• 協調努力改善北美BPS之實體及資訊網路安全(cyber security)
• 執行電力系統擾動及事故之詳細分析及調查、以及衡量持續的趨勢，以確定肇因、發現經驗教訓，並發布調查結果作為建議、指南及改善措施，以減輕及控制可靠度風險
• 可靠度風險之識別及確定其優先順序，並使用廣泛的工具包來減輕及控制可靠度風險，包括可能需要新的或修改的可靠度標準、改進合規監視及執行方法或其他倡議

2.5 授權機構(Delegated Authorities)

NERC在履行其職責時，將某些權力委託給區域機構，來履行透過授權協定所闡述的ERO各個方面功能。FERC已經批准了NERC與六個區域機構之間的授權協定。這些協定闡述了授予美國區域機構的權力及責任，除其他事項外：

(1）制定區域可靠度標準;（2）監視可靠度標準的遵守及執行（全北美及區域兩者）;（3） BES所有者、營運者、及使用者之註冊，可靠度機構[可靠度協調員(RC: Reliability Coordinators)]，平衡機構(BA: Balancing Authorities)及輸電營運者(TOP: Transmission Operators）之認證;（4）評估可靠度並分析性能;（5）培訓及教育;（6）事故分析及可靠度改進;（7）狀態意識及基礎設施安全。NERC希望區域可靠度機構之轄區領域及地理足跡延伸到加拿大各省及墨西哥，在這些轄區執行同等功能。

2.6 NERC各類功能轄區圖

NERC為執行監督管制北美電力系統可靠度工作，提供下列所需功能的轄區圖：

2.6.1 NERC 電力可靠度組織企業六大區域可靠度機構轄區圖

NERC係於1968/6/1成立最初全名為「National Electric Reliability Council」共由12區域與區域電力公司組成。1981年加拿大其他省分加入NERC，改名為「North American Electric Reliability Council」英文簡稱仍為「NERC」，區域組織共有10區；2006/7/20 FERC認證NERC為可靠度組織(ERO)共有8個區域可靠度機構(ERCOT、FRCC、MRO、NPCC、RFC、SERC、SPP、WECC)；2007/1/1 NERC由北美電力可靠度理事會(North American Electric Reliability Council)成為北美電力可靠度公司(North American Electric Reliability Corporation)擴大會員參與；2018/5/4 SPP分別併入MRO及SERC；2019/4/30 FRCC併入SERC，至今NERC只剩6個區域可靠度機構，其轄區如下圖：

圖1 北美電力可靠度公司(NERC)之6大區域可靠度機構轄區範圍(有斜線部分係售電公司與輸電公司各自加入不同區域可靠度機構者)(資料來源： NERC Regions Map*  NERC網站)

2.6.2 NERC 電力可靠度組織企業六大區域可靠度機構轄區圖

北美大陸NERC轄區電力系統分成東部、西部、德州、及魁北克四大獨立互聯電力系統，系統間只靠高壓直流(HVDC)輸電線或背對背高壓直流設備連接，隔絕了交流故障電流與頻率變動，各自成為電氣分離獨立系統。四大互聯電力系統轄區圖如下：

圖2 北美電力可靠度公司(NERC)轄區以HVDC高壓直流線連接之四大電氣獨立互聯系統 (資料來源：NERC Interconnections  NERC網站)

2.6.3 NERC 電力可靠度協調(員)中心(RC)轄區圖

NERC為了轄區電力系統運轉安全與可靠，在所有ISO、平衡機構(BA: Balancing authorities)、及區域輸電組織(RTO:Regional Transmission Organizations)都有指定一個可靠度協調(員)中心(RC: Reliability Coordinator)，負責監督區域內的系統運轉操作及可靠度，並直接 向NERC負責。RC擁有監督電網運轉操作及可靠度的最高權限。RC被授權採取措施來預防或減輕日前或即時運轉中的系統緊急情況，並在重大事件發生後領導系統復電。

近年來NERC都指定各電力調度中心(ISO)兼任RC工作，以節省經費支出。2022年7月止NERC共有18個RC，其轄區圖如下：

圖3 NERC可靠度協調(員)中心(RC:Reliability Coordinators)轄區圖(資料來源： NERC Reliability Coordinators NERC網站)

2.6.4 NERC 區域平衡機構(BA)轄區圖

北美電力系統最初也是各地成立各電力公司獨立電力系統，各自負責電力供需平衡及頻率調整，形成一「控制區(control area)」。後來進展到各電力公司電力系統互聯，1934年新英格蘭電力公司(New England Power Company)首先裝置互聯線頻率偏差控制(tie-line bias control)與接鄰電力公司電力系統互聯，1936年「控制區)」演變為各電力公司控制區各自都有責任調節區內發電適應用電負載變化。到了90年代電業自由化後「控制區」變成「平衡機構(BA)」區擔任從前「控制區」的工作。

NERC轄區目前有成立電力調度中心(ISO)的轄區，整個ISO為一個BA，負責電力供需平衡及頻率調整，其他既有傳統電力公司轄區則各公司為一獨立BA。2019年10月止，NERC各BA轄區與互聯線示意圖如下：

圖4 2019年10月之NERC轄區平衡機構(BA)轄區範圍圖[資料來源：NERC Balancing Authority Areas (As of October 2019)  NERC網站]

2.6.5 NERC 系統評估用分區圖

NERC為評估系統各種可靠度，將各區域可靠度機構大型電力系統再細分為評估用分區圖，2019年10月止共有20個分區，其轄區圖如下：

圖5 2019年10月之NERC電力系統分區評估用轄區圖[資料來源：NERC Assessment Areas (as of July 2019) NERC網站]

2.7 法定及管制背景(Statutory and Regulatory Background)

NERC授權作為美國ERO，係根據FPA第215節，以及「2005年能源政策法(Energy Policy Act of 2005)」與FERC根據第215節制定的法規及命令所增加的授權。在加拿大，NERC的機構是根據前面提到的諒解備忘錄及法規建立的。在本業務計劃及預算（BP&B: Business Plan and Budget）報告中，附件A – NERC第215節準則之應用摘要了NERC建議在2023年開展的主要活動以及適用於已批准的FPA第215節準則之此類活動的。

2.8 資(基)金(Funding)

FPA第215節及FERC的規則規定了NERC在美國提供資金的程序。NERC的年度業務計劃及預算(BP&B)需要FERC的批准，一旦獲得批准，NERC的年度資金(annual funding)則透過評估主要由負載服務商[售電公司(LSE: load-serving entities)]提供。這些評估係以凈負載能量(NEL: net-energy-for-load）(售電電度)為基礎進行分配。加拿大根據各省的具體法律及條例，提供同等基金機制。區域機構的資金要求在其各自的BP&B中單獨解決，必須由NERC及FERC審查及批准。

2.9 ERO企業模式與轉型(ERO Enterprise Model and Transformation)

由NERC及六個區域機構組成的ERO企業(ERO Enterprise)之願景是高度可靠及安全的北美幹線電力系統(BPS)。其使命是確保有效及高效率降低電網可靠度及安全度的風險。ERO企業是一個在NERC與區域機構之間具有不同的角色之合作組織集團。ERO企業在必要時力求一致性，但認識到每個區域機構都根據自己的挑戰及利益相關者的需求，以獨特的方式解決可靠度問題。此模型有效地將整個北美大陸範圍的彈性及響應能力結合起來，並提供資源來解決新出現的問題，同時為可靠度風險及挑戰提供創新及獨特的方法。

在ERO企業模型中，NERC具有獨特的職責來監督ERO計劃領域，為授權活動的績效設定資格及期望，並評估、培訓及向相應的區域機構計劃提供回饋。區域機構有一套鏡像的職責，為每個計劃領域的整體發展提供意見，提供培訓及發展以達成資格，並確保完成授權的職能。NERC及區域機構都有義務達到獨立性及客觀性的專業標準。

隨著ERO企業的不斷成熟，該組織正在制定一項轉型倡議，以進一步利用資源、加強溝通與合作，並確保電網可靠度。ERO企業已經制定一套聲明，承諾：

• 作為一個團隊共同工作，並尊重其每個角色
• 積極支援ERO企業活動，同時消除不必要的重複工作
• 合作制定整個ERO企業清晰一致的指南
• 在整個ERO企業中分享資訊、知識及資源
• 在ERO企業溝通中開發及分享統一的訊息
• 支援整個ERO企業之創新、倡議及分享最佳實務

建立在這些承諾的基礎上，ERO企業以下圖所示的價值驅動因素為導向，並透過各種活動參與合作過程，以加速其轉型，包括ERO全企業全員大會(town halls)、聯合領導人才培訓課程以及ERO企業合作小組之間的工作。

圖6 NERC電力可靠度組織(ERO)企業標章[資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

2.10 ERO 企業策略及營運規劃

NERC及區域機構不斷精進其個別及集體運作與治理實務，以支援旨在確保ERO履行其法定義務之策略及運作目標與目的。這種合作，是在認知各區域之間的獨特差異，以及每個機構不同的企業及治理責任，同時進行的。

2019年，ERO 企業領階導層齊心協力修訂了「 ERO企業長期策略」，作為簡化其策略及營運文件並確保與NERC可靠度議題指導委員會(RISC: Reliability Issues Steering Committee）目前確定的BPS風險保持一致之努力的一部分。該策略於2019年12月12日獲得董事會批准，包括以下策略重點領域：

• 在所有標準、合規監控及執行計劃中擴大基於風險的關注
• 利用RISC的兩年一度的「ERO可靠度風險優先事項報告」，評估及催化減輕可靠度及安全度的已知及新出現風險之步驟
• 建立強大的電力資訊分享與分析中心（E-ISAC）基底安全能力
• 加強橫跨北美可靠度及安全度生態系統的參與
• 獲取有效性、效率及持續改進機會

作為業務規劃及預算編製過程的一部分，NERC及區域機構確認並討論部門目標及活動，以確保與長期戰略保持一致，並在適當的情況下協調整個ERO企業。每個BP&B中的計劃領域敘述可以參考活動如何支援每個策略重點領域。

由於可靠度及安全度的風險是流動的，並且可能受到最近事件的影響，NERC及每個區域機構還可以制定年度工作計劃優先事項，總結當年最關鍵的目標及目的。在許多情況下，這些工作計劃的優先順序也用於個別、部門及公司的績效衡量。

三. 2023–2025 年業務計劃及預算假設

3.1 2023–2025 年業務規劃概覽

從受損的供應鏈到數次資通網絡漏洞，再到寒冷及創紀錄的高溫天氣相關事故，幹線電力系統(BPS)可靠度、韌性(resilience)、及安全度之風險都出現了驚人的增長。 在支持電力可靠度組織(ERO)企業的使命，確保有效及高效率降低電網可靠度及安全度的風險，考慮到如果沒有針對這些風險採取因應及預防措施，將給近4億北美公民帶來非比尋常的成本，於是NERC製定了一項三年期業務計劃，該計劃在我們的驅動方式中是積極主動的，重點關注在ERO最能影響變化的投資。

在2021年最後一個季別，NERC 領導階層及董事會 (Board) 齊聚一堂，研究業界動態，執行優勢(strengths)、劣勢(weaknesses)、機會(opportunities)及威脅(threats)【SWOT】分析，並就策略優先次序及重點領域進行調整。 到 2022 年上半年，NERC領導階層及董事會與行業利益相關者進行了廣泛的宣傳，來分享2023-2025 年重點領域與獲得回饋。 與此同時，NERC領導階層制定了預算假設以支持三年計劃，這些假設已與董事會詳細分享並跟主要利益相關者討論，包括會員代表委員會 (MRC: Member Representatives Committee) 業務計劃及預算 (BP&B: Business Plan and Budget) 意見輸入群組、電力資訊分享及分析中心(E-ISAC: Electricity Information Sharing and Analysis Center)會員執行委員會 (MEC: Member Executive Committee)，以及業界交易與論壇代表。

3.1.1 NERC提出的2023-2025年度業務計劃「做」下列工作：

3.1.1.1 確保NERC擁有資源來應付BPS可靠度、韌性及安全度的兩個新出現的關鍵性風險，同時利用主要合作夥伴的工作：

• 考量資源組合占比(resource mix)的變化及氣候情況變得更加極端，能源可用率(availability)不斷演變。
• 供應鏈弱點所驅使發生的資通安全風險，以前所未有的速度增加。

3.1.1.2 重組NERC的方法，透過更靈活的標準制定過程來降低風險，尊重利益相關者在可靠度標準制定中的重要角色。

3.1.1.3 投資於NERC自己的基礎設施，以降低與業務活動及系統相關的企業及資通風險，並創建一個更具永續性的組織。

3.1.2 業務計劃「不做」下列工作：

• 重複其他合作夥伴的工作，而是利用他們的專業。
• 預期有關天然氣可靠度及安全度的管制架構會發生任何變化。
• 解決NERC過去未涉足的技術領域(例如6GHz通信)中不斷演變的新風險。
• 配置專有推廣計劃人員，而是指導、利用、及依賴區域機構來領導與主要各州及省當局的關係。
• 承擔「內部(in house)」的所有技術及管制活動； 相反，NERC將繼續利用整個可靠度生態系統，包括透過技術委員會及標準制定過程的利益相關者主題專家(SME: subject matter expert)資源。

3.1.3 業務計劃的價值主張：

• 為NERC及業界提供架構及計劃，以及透過定義主要績效成果來超越主要的電網轉型風險。
• 響應業界透過會員執行委員會(MEC)及政府合作夥伴，包括能源部(DOE)及DOE資通安全、能源安全及緊急應變辦公室 (CESER: Office of Cybersecurity, Energy Security, and Emergency Response )所表達設想電力資訊分享及分析中心(E-ISAC)安全角色的需求 。
• 利用技術及專業推動圍繞可靠度評估（即更完整的能源可用率評估）及關鍵機構風險(例如改善NERC自身系統及應用軟體的資通安全狀況)進行更全面性的分析。
• 創造更好的分析能力，專注於管理及提高NERC後台辦公室系統的生產力，同時降低目前手動過程所導致的人為錯誤風險。
• 繼續高度關注提高效率，同時確保ERO計劃的有效性，同時將風險知情思維嵌入計劃及過程中。

3.1.4 業務計劃以四個優先重點領域為中心：

• 能源(Energy)：克服電網轉型及氣候變遷驅動、極端天氣之挑戰。
• 安全度(Security)：透過關注供應鏈、資訊技術 (IT: Information Technology) 及運轉技術(OT: Operational Technology)系統監視、資通網絡設計、以及關鍵基礎設施保護(CIP: Critical Infrastructure Protection)標準的演變來推動發展。
• 靈活性(Agility)：幫助公司在主要領域更加靈活，尤其是標準制定及內部營運過程，重新審視2013年聯邦能源管制委員會(FERC)結算協議(settlement agreement)，並探索替代資金機制(funding mechanisms)。
• 永續性(Sustainability)：投資於ERO系統性控制，消除單點失靈，加強繼任計劃，並確保為所有系統提供強大的資通安全保護。

3.2 歷年預算及會費收入概覽(Historical Budget and Assessment Overview)

如下表所反映，NERC以財政合理的方式管理了額外之計畫、能力及責任的增長。 在2013年至2022年的10年期間，NERC 的平均年度預算及會費收入(budget and assessment)增長為 5.7%。在此期間，NERC 添加了資通安全風險訊息分享計劃 (CRISP: Cybersecurity Risk Information Sharing Program)，顯著擴展了電力資訊分享及分析中心 (E-ISAC)計劃，改進了例行可靠度評估背後的分析，並為ERO企業合規性監視及 執行計劃 (CMEP: Compliance Monitoring and Enforcement Program) 實施協力(Align) 及 ERO安全證據櫃 (SEL: Secure Evidence Locker)軟體。 隨著計劃的成熟，預算的增長掩蓋了多種潛在的生產力提高，例如減少專門用於執法處理的人力以及取消NERC的專有調查團隊。

表1  2013-2022年度NERC總預算與會費收入表[資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

該表揭示了預算增加對照會費收入增加的一些歷史高度波動性，特別是在2015 年NERC增添資通安全風險訊息分享計劃(CRISP)時。 然而，CRISP成本的很大一部分是由CRISP參與者資助的，因此對會費收入沒有重大影響。 2019年的預算及會費收入增加反映了超過歷史準則的飆升，這主要是由於與實施E-ISAC長期策略計劃相關人員及技術資源的增加。 2021年的預算及會費收入沒有增加，係由於COVID-19大流行相關的財務不確定性，暫時延遲了提供業界紓解之成本及計畫。

此外，在過去10年中，NERC的全職等效人數(FTEs: full-time equivalents)年平均增長率略高於2.0%。 增長完全在E-ISAC及CRISP、IT、可靠度評估、分析及分析程式領域。 NERC的其他人員，實際上看到了FTE的減少，這主要是由於努力提高效率。 這些努力的例子包括：

3.2.1 整個ERO企業的最佳化

• 使用協力(Align)/安全證據櫃(SEL)軟體，將所有ERO企業合規性監視及執行計劃  (CMEP)活動整合到一個通用的、高度安全的平台上，並顯著提高處理註冊機構證據的安全度。
• 利用ERO企業內部的專業，在區域機構及NERC之間創立功能合作群組。
• 利用ERO企業技術創新及資通安全合作，包括創立一個由NERC及區域機構 IT專業人員組成的合作群組，負責在整個ERO企業中創立人工合成規模，分享稀缺的資通專業，盡可能開發通用工具，並及時有效地推動緩解資通安全風險。

3.2.2利用業界夥伴關係 (Leveraging industry partnerships)

• 依賴電力研究所 (EPRI: Electric Power Research Institute )、電力與電子工程師協會 (IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers) 及電力系統工程研究中心 (PSERC: Power Systems Engineering Research Center)的合作夥伴關係來解決BPS風險，例如資源可用率(resource availability)、太陽能發電模擬(photovoltaic modeling)、分散式能源資源 (DER: distributed energy resources) 及變流器為基礎之資源(IBR:inverter-based resource)的互聯標準。
• 與北美輸電論壇(NATF: North American Transmission Forum)及北美發電公司論壇 (NAGF: North American Generator Forum) 就設備額定(facility ratings)、流行病指南及供應鍊等主題進行合作，並與美國國家公用事業管制委員會協會(NARUC: National Association of Regulatory Utility Commissioners)在變流器為基礎之資源(IBR)的電力系統互連進行合作。
• 繼續與我們的政府合作夥伴密切合作，包括美國能源部(DOE)及國土安全部(DHS: Department of Homeland Security)在資通與實體安全、能源分析及關鍵基礎設施相互依賴性方面的合作，以及與相關目前俄羅斯入侵烏克蘭正在進行的工作。

3.2.3 重新構想工作(Reimagining work)

• 建立電力資訊分享及分析中心(E-ISAC) 全天候觀察運轉。
• 我們員工的轉型，改變工作地點及方式。

3.2.4利用技術改進工作過程(Improving processes with technology)

• 推出新的分析平台，包括E-ISAC門戶(Portal)及工具、風險登記(Risk Registry)、以及SAFNR[狀態意識(Situation Awareness)為FERC、NERC及區域機構(Regional Entities)]工具。
• 執行改進NERC後台辦公室(back-office)人員薪資、預算、績效管理及費用自動化系統，並增加了基於雲端的計算(cloud-based computing)。

3.2.5減輕工作/重新部署資源(Eliminating work / redeploying resources)

• 除了利用合作夥伴關係外，還取消一些付出及重新分配資源（例如，人力績效會議、標準及合規研討會）。
• 成立了可靠度及安全技術委員會 (RSTC: Reliability and Security Technical Committee)，該委員會合併了三個委員會及其小組委員會，減少了面對面會議的次數，並讓NERC工作人員能夠專注於優先的風險。
• 取消NERC的調查部門，取而代之的是依靠區域機構中的專業專家。

3.2.6設施合約(Facilities contracts)

• 達成節省華盛頓特區及亞特蘭大設施租賃費用。

3.3 2023–2025年度主要預算假設(2023–2025 Key Budget Assumptions)

NERC編訂擬議的2023-2025年業務計劃，用來達成四個重點領域相關的目標，NERC在此期間提出高於過去平均預算及會費收入增加的預算，用來應付一系列新出現及根本性變化的風險，將需要電網如何規劃及運轉(極端但不一定罕見的天氣及電網轉型的交叉點)以及資通(及實體)安全格局之嚴重性的階梯式變化。 但是，財務計劃假設融資一部分資本技術投資，並使用儲備金來平緩預算增加的會費收入之衝擊。

3.3.1 技術策略(Technology Strategy)

技術策略係一項多年計劃，旨在展示有價值的NERC資源(時間、人才及資金），將如何支持ERO企業的使命。 此計畫係屬彈性的，如果需要將計畫延遲到隨後幾年，或者如果發生其他技術資源衝擊事件(例如，供應鏈讓步妥協），導致需要迅速將注意力轉移到其他領域。 此計劃解決不斷出現的資通安全風險，實現敏捷的業務過程，減輕ERO企業及公司的風險，並在整個計劃領域帶來長期利益。 此計劃與四個優先重點領域保持一致，並堅持以下投資理由：

• 彈性(Flexible)：透過轉移投資及優先事項來應付新出現的問題（例如資通安全）。
• 可量度(Measureable)：透過IT投資檢討政策及程序審查大型投資的正當理由及預期收益 。
• 業務單位驅動(Business-unit driven)：投資係匹配到NERC計劃領域並支持主要任務目標。
• 保持與主要業務驅動因素一致(Aligned to key business drivers)：每項投資都關聯到一組與ERO企業價值驅動因素一致的主要業務驅動因素。

表2  NERC四大優先領域之主要技術投資表[資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

上述提到的增量技術投資跨越NERC法定計劃及行政計劃部門(包括IT本身），旨在支持及推進四個重點領域所需的活動。 相關費用反映在NERC預算的幾個成本類別中，主要是資本化軟體（固定資產）、軟體許可及支援(預算在辦公成本中）以及承包商及顧問。 由此產生的NERC業務技術總支出（不包括FTE）預計將從2022年的約1,400萬美元增加到2025年的2,500萬美元。這一預計支出水準係「自下而上(bottom up)」制定的，但也與從具有類似活動的NERC規模的嘉特納團隊(Gartner Group)公司所獲得的支出基準保持一致。

四. 2022及2023年度預算摘要比較

NERC 2022及2023年度之資(基)金(Funding)收入、支出費用、資產變化、金融活動、全職等效職工人數(FTEs: Full-Time Equivants)、法定會費收入(Statutory Funding Assessments)、計算法定會費用之用電度數[淨能源負載(NEL: Net Energy for Load)]等之預算細目如下表所示：

表3  2022-2023年度預算比較表 [資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

五. 2022及2023年度預算計畫領域與部門別細項

NERC 2022及2023年度各領域與部門別，包括可靠度標準與電力風險議題策略管理、合規保證及組織註冊與認證、合規執法、可靠度評估與性能分析、可靠度評估與性能分析、狀態意識、事故分析、電力資訊分享與分析中心、人員認證與證書維護、培訓與教育、行政計畫等領域，分別按人事費用、直接費用、間接費用、固定資產增加、金融活動(融資)等細目編列，詳如下表：

表4  2022-2023年度業務計畫及預算領域與部門別預算比較表 [資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

六.  NERC2023年會計年度員工組織

NERC 2023年度公司組織分為：公司高階領導團隊(11人)，IT、財務與會計、人力資源與行政部門(55人)，可靠度、風險管理、可靠度評估及技術、狀態意識、認證發證部門(68人)、電力資訊分享與分析中心(47人)、合規保證與執法、法律與管制、內部稽核、企業風險管理、組織認證註冊部門(53人)、外部事務部門(14人)，職工總數248人。詳細組織圖如下：

圖7 NERC 2023年度組織圖-領導團隊 [資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

圖8 NERC 2023年度組織圖-IT、財務與會計、人力資源與行政部門 [資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

圖9 NERC 2023年度組織圖-可靠度、風險管理、可靠度評估及技術、狀態意識、認證發證部門 [資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

圖10 NERC 2023年度組織圖-電力資訊分享與分析中心 [資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

圖11 NERC 2023年度組織圖-合規保證與執法、法律與管制、內部稽核、企業風險管理、組織認證註冊部門 [資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

圖12 NERC 2023年度組織圖-外部事務部門[資料來源：NERC 2023 Business Plan and Budget – Final NERC網站]

參考資料：

NERC 2023 Business Plan and Budget – Final

NERC 2023 Business Plan and Budget Overview – Final

NERC 2022 Business Plan and Budget – Final

NERC 2022 Business Plan and Budget Overview – Final

The History of the North American Electric Reliability Corporation

NERC Timeline

Reliability Coordinators – NERC

https://www.thecanadianencyclopedia.ca/en/article/electric-utilities

https://www.hydroquebec.com/transenergie/en/

http://www.caiso.com/informed/Pages/RCWest/Default.aspx

簡介美國FERC 2022-2023年冬季能源及可靠度評估報告

目錄：

I.前言

II.報告重要摘要

2.1 天氣

2.2 天然氣

2.3 電力市場及可靠度

2.3.1或然率評估/風險期間情景：

2.3.1.1新英格蘭電力調度中心(ISO-NE)風險期間情景

2.3.1.2德州電力調度中心(ERCOT)風險期間情景

2.3.1.3中陸電力調度中心(MISO)風險期間情景

2.4燃煤問題及區域輸電組織(RTO)之回應

2.4.1區域輸電組織(RTO)之回應 

2.5結論：

參考資料：

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I.前言

今(2022)年10月20日美國能源管制委員會(FERC: Federal Energy Regulatory Commission)公布了2022-2023年冬季(2022/12 -2023/2)能源市場及可靠度評估(2022-2023 Winter Energy Market and Reliability Assessment)的幕僚報告( Staff Report)，係FERC能源政策與創新辨公室(Office of Energy Policy and Innovation)能源市場評估課(Division of Energy Market Assessments)及電力可靠度辦公室(Office of Electric Reliability)工程與物流課(Division of Engineering and Logistics)之聯合報告。該報告使用北美電力可靠度公司(NERC: North American Electric Reliability Corporation) 2022-2023年冬季可靠度評估及 NERC 長期可靠度評估的初步資料作成。 NERC 的長期可靠度評估及冬季可靠度評估的最終版本計劃於 2022 年底發布。

此報告分為三個主要部分：第一部分摘要了即將來臨的冬季的天氣預報、第二部分總結了冬季的天然氣及電力市場以及電力可靠度期望基本面、最後一部分討論了即將到來的冬季的值得注意的考慮因素，包括煤炭供應問題、新英格蘭的天然氣依賴、西部天然氣管路故障以及冬季準備工作的進展。茲將本報告重要有趣的發現摘要如後：

II.報告重要摘要

2.1 天氣

預計美國許多地區即將到來的冬季氣溫將高於平均水準，這將轉化為天然氣及電力需求的減少。美國國家海洋及大氣管理總署（NOAA: National Oceanic and Atmospheric Administration） 對2022年12月至2023 年 2月的預測顯示，南加州、沙漠西南部、德克薩斯州及東海岸氣溫高於平均水準的可能性為 50% 至 80%，預計西北及中西部地區的氣溫將低於平均水準。

2022-2023年冬季溫度預測如下所示：

圖1 美國2022-2023年冬季氣溫預測(資料來源：National Oceanic and Atmospheric Administration)

2.2 天然氣

預計即將到來的冬季，天然氣價格預期仍將高於近年來美國主要交易中心(Henry Hub)2022-2023年冬季天然氣期貨合約價格平均每百萬英熱單位 (MMBtu) 6.82 美元，比去年冬季的結算價格上漲30%。

儘管2022-2023年冬季天然氣產量成長可能會超過國內天然氣需求的成長，但預測預計，包括液化天然氣（LNG）出口設施在內的凈出口的持續成長將給今年冬天的天然氣價格帶來額外壓力。

圖2 美國2017-2023年冬季天然氣之出口(輸出)及輸入曲線(資料來源：Energy Information Administration  Winter Fuels Outlook October 2022)

冬季乾燥天然氣產量預測將比 2021-2022 年冬季水準增加 3.2%，達到每日 991億立方英尺（99.1 Bcfd: billion cubic feet per day），原因包括天然氣(NG)及原油價格高漲。

2022-2023年冬季對天然氣的需求預計將比2021-2022年冬季成長2.4%，達到1,212億立方英尺/日(121.2 Bcfd)，這主要是由於天然氣出口需求的成長（去年液化天然氣液化能力增加，以及對墨西哥的天然氣管路輸出量增加）。

圖3 美國2017-2023年天然氣之產量與用量曲線(資料來源：Energy Information Administration)

預計2022-2023年天然氣提取季節(withdrawal season)將於11月至3月進行，預計總量將達到2.0萬億立方英尺（Tcf: trillion cubic feet），比2021-2022年提取季節減少11.1%或2,500億立方英尺(250 Bcf) – 部分抵消了預期的產量成長，並造成持續的供需緊澀。

圖4 美國2022/7-2023/6天然氣儲存量曲線(資料來源：Energy Information Administration)

自 2021-2022 年冬季以來，預計 美國加州(CAISO)、德州(ERCOT)、西南電力池(SPP)、中部(MISO)等電力調度中心轄區及東南部的燃氣發電百分比將遭遇下降。而PJM電力調度中心轄區系統燃氣發電量的占比預計將增加到40%。

圖5 美國各區域燃氣發電量佔比(%)曲線(資料來源：Energy Information Administration)

2.3 電力市場及可靠度

根據EIA的預測，從2022年3月至2023年2月，美國預計將增加4,300萬瓩 (43 GW)的冬季凈發電容量，在此期間將有1,500萬瓩(15 GW)的冬季凈發電容量除役。

圖6 NERC各區域尖峰負載及電(資)源曲線(資料來源：NERC Reliability Assessments)

根據NERC的初步資料，13個NERC評估區域的規劃備用容量(planning reserve margins)超過了參考備用容量水準(reference reserve level margins)。總體而言，在正常的冬季情況下，似乎有足夠的電源來滿足預期的美國電力需求。備用容量(Reserve margins)不一定考慮到極端冬季情況，這些情況可能導致燃氣機組的燃料無法取得、間歇性能源出力降載、發電電源意外停機、輸電線路故障、鄰近區域的電力轉供減少、以及電源加入系統延後，這可能會影響一個地區服務用戶及維持充足備轉容量(operating reserves)的能力。因此，儘管預計所有地區都將在整個冬季維持足夠的備用容量，但備用容量(reserve margins)並不能保證可靠的運轉，尤其是在冬季期間。

新的輸電線路及輸電升級將支援今年冬天的運轉。2022年3月至2023年3 月期間，大約 826 個與線路相關的輸電專案計畫（代表近 6,700 英里）計劃在美國東部及西部互連系統的美國部分加入系統使用。PJM及MISO佔這些線路相關輸電專案計畫的一半以上。

2.3.1或然率評估/風險期間情景：

在前幾年，此冬季評估廣泛依賴備用容量分析來決定電源充足水準。然而，各地區儘管規劃備用容量(planning reserve margins)超過參考備用容量水準，但仍可能面臨能源短缺。不同用電需求水準下的電源不足，可能包括發電機組定期維修、由於一系列因素導致的故障停機、以及包括燃料供應受限影響電源性能或機組可用度的情況。因此，NERC及區域機構還使用或然率風險分析(probabilistic risk analysis)來評估電源的可用度及充分性，以滿足正常運轉情況下的用電需求、以及具有一系列情況的多種風險情景。或然率風險分析評估在不斷變化的情況或情景下，可能發生的電源及負載的潛在變化，以及運轉措施在緩解運轉備轉容量短缺方面可能產生的潛在影響。

下面顯示的圖表非正式地稱為「瀑布圖(waterfall charts)」以階梯式逐步將電(資)源與預測電力供需水準進行比較，包括所需的備轉容量水準、在所選極端情景，例如正常的淨內部尖峰負載（50/50情景）及極端冬季尖峰負載需求（90/10情景）。

2.3.1.1新英格蘭電力調度中心(ISO-NE)風險期間情景

圖7 NERC新英格蘭電力調度中心(ISO-NE)冬季風險期間情景(Risk Period Scenario)(資料來源：NERC Reliability Assessments)

2.3.1.2德州電力調度中心(ERCOT)風險期間情景

圖8 德州電力調度中心(ERCOT)冬季風險期間情景(Risk Period Scenario)(資料來源：NERC Reliability Assessments)

2.3.1.3中陸電力調度中心(MISO)風險期間情景

圖9 中陸電力調度中心(MISO: Midcontinent Independent System Operator)冬季風險期間情景(Risk Period Scenario)(資料來源：NERC Reliability Assessments)

2.4燃煤問題及區域輸電組織(RTO)之回應

今年冬天美國燃煤電廠煤炭供應能力，可能會受到持續的煤炭生產及運輸問題之影響。截至2022年9月17日，美國年初至今的煤炭產量比去年高出 3.9%。然而，煤炭交付受到勞動力挑戰、礦山關閉及運輸限制的阻礙。發電用煤炭長期短缺可能會影響繼續依賴燃煤發電的地區，如西部電力協調理事會(WECC)轄區（不包括加州電力調度中心CAISO），西南電力池(SPP)，中陸(MISO)、PJM、德州(ERCOT)等電力調度中心轄區及東南部地區（SERC-E，SERC-SE，SERC-C及SERC-FL）。這些地區中的大多數預測用煤量將超過其冬季凈產能的20%，非CAISO的WECC、佛羅里達州、及德州(ERCOT)的燃煤產能水準較低。

2.4.1區域輸電組織(RTO)之回應 

• MISO預計到2022年10月將有冬季煤炭凈產能的27.9%，市場參與者可能會繼續調整參考價格，讓燃料受限的發電機組減少運轉頻度以維持其現有庫存。MISO還將繼續實施每週燃料調查要求 – 這是去年冬天推出的一項措施，旨在更深入瞭解燃料狀況，以便發佈有關煤炭供應問題及冷鋒期間故障停機的警告。
• 鑒於電廠報告煤炭輸送及低庫存問題，SPP修訂了其市場協定，允許燃煤發電機組在其能源投標中包括機會成本，來協助管理煤炭庫存。 西南電力池(SPP)預計有冬季煤炭凈產能之23.2%。
• PJM電力調度中心預計有冬季煤炭凈產能的21%，並可能繼續放寬其門檻，將發電機的最大緊急類別燃料供應時間從32小時增至240小時。除非需要滿足可靠度要求，否則可能限制進入此類別的發電機運轉。這始於去年的臨時措施，並正在成為PJM緊急運轉手冊(emergency operations manual)的永久性更改，該手冊不需要委員會批准。

各地區煤炭平均燃燒天數（電力部門）:

2.5結論：

今年冬天，電力及天然氣系統的運轉將可能受到極端天氣及天然氣市場基本面變化的影響。預測天然氣輸出將繼續成長，這將給今年冬天的天然氣需求帶來上行壓力。然而，預計今年冬天天然氣需求的成長不會超過產量之成長。

預測顯示，在正常的冬季情況下，電力市場營運商將有足夠的能力在今年冬季維持可靠的營運。所有地區都預計備用容量充足，儘管極端冬季事件可能會給運轉帶來壓力。 煤炭供應限制可能會影響今年冬天在最近的壓力期間依賴增加調度燃煤發電，包括SPP、MISO、ERCOT、SERC及PJM那些地區之煤炭交貨及煤炭庫存。最後，儘管面臨與天然氣進口能力受限相關的挑戰，新英格蘭電力調度中心(ISO-NE)預計今年冬天將在溫和的冬季情況下維持其可靠度，並得出結論，與過去幾年不同，ISO-NE不需要專門的冬季可靠度計劃。

圖10 2021年2月德州及美國中南部的寒冷天氣停電事故總區域肇因類別及「燃料問題」子類別事故件數及占比圖(資料來源：FERC-NERC-Regional Entity Staff Report: The February 2021 Cold Weather Outages in Texas and the South Central United States)

參考資料：

Report | 2022-2023 Winter Assessment | Federal Energy Regulatory Commission (ferc.gov)

FERC’s 2022-2023 Winter Assessment | Energy Central

https://www.noaa.gov/media-advisory/noaa-to-issue-2022-2023-us-winter-outlook

Winter Fuels Outlook 2021-2022 (eia.gov)

oct22.pdf (eia.gov)

https://www.nerc.com/pa/RAPA/ra/Pages/default.aspx

https://www.noaa.gov/news-release/us-winter-outlook-warmer-drier-south-with-ongoing-la-nina

M-1 Reserve Margin (nerc.com)

遽增的停電事故與氣候變遷簡介

目錄：

I.前言

II.報告本文

一.摘要(Summary)

二.電網是美國基本基礎建設的一部分但很脆弱

三.氣候變遷加劇了整個電力系統的風險

四.當停電時，誰（及什麼）處於危險之中？

五.重大停電越來越普遍。極端天氣通常是肇因

六.極端天氣事件的類型(Types of extreme weather events)

七.美國各地的天氣事件

八.近期趨勢(RECENT TRENDs)

九.建立更具韌性的電力系統(Building a more resilient power system)

十.方法(Methodology)

參考資料：

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I.前言

美國能源部(DOE)在其相關部門的領導下，制定了美國電力緊急事故及擾動的強制性通報要求。 美國能源部透過表格OE-417(Form OE-417) 從電業收集這些資訊，以達成其整體國家之安全及國土安全部(Department of Homeland Security)的國家應變架構職責。 DOE 將使用此表格中的資料來獲得有關美國電力供應系統緊急情況的當前資訊。 DOE 的能源資訊管理局 (EIA) 將使用這些資料在月別 EIA 報告中報告電力緊急事故及擾動。 這些資料還可用於製定立法建議、送交國會之報告，並作為能源部在發生嚴重、長期、或重復出現電力可靠度問題後，進行調查的基礎。

表1 美國能源部「電力緊急事故及擾動報告[表格OE-417(Form OE-417)]附表1-1 』(資料來源：美國能源部 )

表2 美國能源部「電力緊急事故及擾動報告[表格OE-417(Form OE-417)]附表1-2 』(資料來源：美國能源部 )

表3 美國能源部「電力緊急事故及擾動報告[表格OE-417(Form OE-417)]附表1-3 』(資料來源：美國能源部 )

表4 美國能源部「電力緊急事故及擾動報告[表格OE-417(Form OE-417)]附表2 』(資料來源：美國能源部 )

美國氣候中心(Climate Central)係政策中立的非營利組織。由科學家及傳播家所成立的一獨立群組機構，研究及報告不斷變化的氣候及其如何影響人們生活的事實。2022/9/14根據美國能源部(DOE)「電力緊急事件及擾動報告(ELECTRIC EMERGENCY INCIDENT AND DISTURBANCE REPORT)[表格OE-417(Form OE-417)]」所收集的資料研究分析結果發現近年來與天氣相關的停電事故遽增而提出了「遽增的停電事故與氣候變遷(Surging Power Outages and Climate Change)」報告。此報告之研究動機，以及美國能源部的強制性電業通報Form OE-417的做法，對日益嚴重的氣候變遷台灣電業，值得參考。特別摘譯分享大家！

II.報告本文

一.摘要(Summary)

大規模停電在美國越來越普遍。破壞性的暴風雨、極端天氣、及電力需求不斷增長正在讓美國老化的電力基礎建設不堪重負。

電網停電事故每年影響數百萬人，讓公共健康及安全面臨風險。電源故障停電對其他基礎建設產生連鎖效應，每年造成數十億美元的損失。

2000年至2021年期間，美國通報的重大停電中約有83%歸因於天氣相關事件。氣候變遷正在增加極端天氣的頻率及強度，這些天氣對我們的電網造成嚴重破壞 – 從野火到熱浪及颶風。

氣候中心分析了2000年至2021年美國重大停電數據。本補充報告：

• 摘要了有關停電事故及天氣事件的主要發現

• 說明極端天氣如何影響我們的電力基礎建設

• 概述在面對氣候變遷時對電網的期望

二.電網是美國基本基礎建設的一部分但很脆弱

人們依賴複雜電力系統，為美國各地的家庭及企業提供電力之服務。此系統 – 「包括發電、高壓輸電系統、本地配電系統、及最終用電用戶」 – 透過遍布全美的複雜網路來連接。

但美國老化的電力基礎建設需要關鍵更新，以提高其可靠度及對潛在停電事故的復原能力。即使能源界採取措施來滿足美國不斷成長的電力需求，電力系統的容量及可靠度仍然滯後。電網仍然容易受到連鎖電力事故、資通網路攻擊、以及可能最重要的極端天氣，造成的大規模停電事故。

三.氣候變遷加劇了整個電力系統的風險

颶風、野火、冰風暴、洪水及熱浪等極端天氣事件發生的頻度、持續時間、或強度隨著氣候變遷而增加。這些是重大停電的一些主要原因，它們的增加給已經脆弱的電網帶來了壓力。

氣候變遷使得極端天氣變得更加普遍，這既增加了我們對電力的需求，也削弱了我們提供電力的能力。熱浪提高了冷氣用電的需求。

同時，溫度升高及乾旱會減少冷卻發電廠機組所需的可用地表水 ，進而降低它們可發的電力。

美國的大部分電力基礎建設都是幾十年前所興建的，並不是為了在當今的氣候下運轉而建造的。隨著情況的不斷變化，電力系統在其整個使用壽命期間將面臨更多極端天氣，這可能會影響其性能、韌度(復原力)及滿足電力需求的能力。

美國的大部分輸配及配電電網都是架空的線路。變壓器、輸電線路及電桿都容易受到惡劣天氣的影響，尤其是強風、大雨、冰雪及閃電。即使在電線地下化的地區，洪水也可能導致停電事故，就像哈威颶風肆虐期間在德州休斯頓發生的那樣。數十萬英里的高壓輸電線路或數百萬英里的本地配電線路的損壞可能會阻礙用戶的電力供應。

四.當停電時，誰（及什麼）處於危險之中？

個別住家的停電時，可能不僅僅是一種不方便。缺乏冰箱、暖氣及冷氣空調可能是危險的，甚至是致命的，尤其是在長時間停電期間。

存在著一系列潛在的健康後果，特別是對於那些依賴電力關鍵醫療設備的人來說。

在天氣有關的停電期間，老年人及殘障人士或某些健康有情況的人可能特別容易受到傷害。停電的後果因洪水、野火或極端溫度等突發事件而加劇。

說明框1：電力公司控制之斷電舒緩西部森林野火風險

大規模停電可能會對基礎建設的其他元件產生連鎖效應 。它們會影響通信及運輸網路，以及限制獲得清潔水、食物、及關鍵醫療保健。

停電的全部成本（包括個人及企業的間接成本）很難計算，但對美國經濟的年度成本估計從數百億美元到每年超過一千億美元不等。大範圍的停電是美國每年數十億美元的天氣及氣候災難的主要促成因素。

五.重大停電越來越普遍。極端天氣通常是肇因

Climate Central分析了美國2000年至2021年間的停電資料， 這些數據由電力公司通報給聯邦政府及北美電力可靠度公司(NERC)，北美電力可靠度公司是一家非營利性管制機構，其使命是確保降低電網可靠度及安全度的風險。

本報告中描述的主要停電是大型電力停電事故，在停電期間至少有5萬戶用戶斷電。

• 資料顯示，2011-2021年十年間的主要停電次數比2000-2010年的十年間多64%。
• 在分析的22年期間，所有通報的停電事故中有83%可歸因於天氣有關的事件。
• 在2011年至2021年期間，與2000-2010年相比，天氣有關的年平均停電次數增加了約78%。

圖1 2000-2021年美國主要停電事故次數統計曲線(資料來源：美國Climate Central網站)

六.極端天氣事件的類型(Types of extreme weather events)

在通報與天氣相關的停電時，電力公司被要求說明原因，但對於此類說明沒有固定的準則。在許多情況下，事故被簡單地列為暴風雨或惡劣天氣，這可能是指廣泛的情況。

例如，電力公司歸因於「惡劣天氣」的停電不一定是由符合惡劣天氣氣象準則的條件引起的。不一致的細節水準使得很難完全評估特定類型的極端天氣如何影響電網。

圖2 2000-2021年美國肇因別(冬季天氣、惡劣天氣、颶風)主要停電事故次數統計曲線(資料來源：美國Climate Central網站)

為了填補這一知識空白，氣候中心分析師梳理了通報細節及相關媒體報導，以適當地將記錄的天氣事件指定給各個停電事故。此更新的分析奪取了在以前的氣候中心分析中，未編碼為天氣相關的停電事故。

從2000年到2021年，有1,542次天氣有關的停電事故。這些事件分為五大類：惡劣天氣、冬季天氣、颶風、極端高溫及野火。

• 2000年至2021年間，惡劣天氣（如強風、暴雨及雷雨）導致發生58%的天氣相關停電事故。
• 冬季天氣 (包括大雪，結冰及凍雨) 佔22%。
• 至少有15%是由颶風/熱帶暴風雨引起的。
• 在22年期間，極端高溫導致29次停電（佔天氣相關停電的1.9%）。在某些情況下，電力公司無法在熱浪期間滿足用電需求。
• 自2000年以來，野火造成的37次重大停電只佔天氣有關的總停電的一小部分（2.4%）。這些停電事故中的大多數（65%）集中在最近的五年期間（2017-2021年）。大約三分之一是由於野火或火災天氣而先發制人的電力公司公共安全斷電(PSPS)。

圖3 2000-2021年美國各州天氣相關肇因主要停電事故次數總計(資料來源：美國Climate Central網站)

說明框2：颶風桑迪：這場暴風雨給美國近半個地區帶來了洪水、強風及大雪。

2012年10月29日，桑迪超級暴風雨(Superstorm Sandy)在新澤西州大西洋城附近登陸。雖然紐約及新澤西遭受了最嚴重的破壞，但暴風雨圈涵蓋廣大的地理範圍。桑迪給美國近一半的州帶來了大雨，強風及洪水。有些人甚至在高海拔地區看到下雪。不出所料，暴風雨對電力基礎建設造成了重大破壞。東海岸及中西部有21個州遭受到停電，16州通報超過5萬多戶用戶停電。

七.美國各地的天氣事件

由於電網的互連特性，大型多州區域可能會受到單個州停電事故的影響。此外，某些類型的極端天氣，包括冬季暴風雨及颶風，會影響大片地區，並可能導致跨區域的停電事故。影響多個州及地區的停電事故計入每個州及地區的事故總件數，但僅在全國事件數量中計算一次。

此分析顯示了天氣相關的停電事故次數的區域差異 ，此部分反映了相對的人口密度及基礎建設的年齡。通報的停電次數最多的是東南部。中西部地區在總停電中排名第二，但在惡劣天氣導致停電方面排名第一。東北部在總停電及天氣有關的停電事故中均排名第三。總的來說，在所有區域，惡劣天氣是最常見的停電原因。嚴重暴風雨是局部的、短暫的停電事故由於歷史記錄有限，這使得很難將其發生與全球氣候變遷聯繫起來。

通報天氣相關的停電事故最多的五個州是德州，密西根州，加州，北卡羅萊納州及賓州。

表5 2000-2021年美國各區域天氣相關-惡劣天氣肇因主要停電事故次數(%)統計(資料來源：美國Climate Central網站)

圖4 美國氣候地理分區圖(美國能源部-MAP: How Climate Change Threatens America’s Energy Infrastructure in Every Region)

說明框3：2021年2月冬季暴風雨及寒潮

在氣候中心的分析中，冬季天氣佔停電事故的近22%。與冬季天氣有關的停電事故最常見的原因是強風及積雪壓倒樹木碰觸電線，以及輸電設備冰凍。有記錄以來最昂貴的冬季暴風雨是2021年2月的冬季暴風雨及寒潮，當時從內布拉斯加州到德州的氣溫遠低於正常水平，導致多天氣溫低於冰點。

2021年2月的事故導致整個南部大部分區域停電，特別是在德州。根據NOAA的資料，在停電高峰期間，近1,000萬人無電可用。由於缺水、寒冷、結冰事故及一氧化碳中毒，持續的極端寒冷情況也導致或促成了德州約210人死亡。

2021年2月德州的停電事故既是極端天氣的結果，也是人類毫無準備的結果。該州的大部分能源基礎建設（包括所有類型的發電技術）都無法度過冬季化，這使得元件容易冰凍。

此外，德州獨立於兩個美國主要電網而獨自運轉自己的電網，因此在需電時很難從其他地方獲取電力支援。

八.近期趨勢(RECENT TRENDs)

在此分析中，有幾個州在過去幾年中出現了大量重大停電事故。隨著極端天氣事件變得越來越普遍，電力基礎建設繼續老化，停電次數只會增加。

• 2021年重大停電次數比2000年至2021年的年平均值高出112%。2021年天氣有關的停電事故比長期平均水準高出約88%。
• 德州電力公司在2019年通報了20次天氣有關的停電，2020年通報了19次，2021年通報了41次。自2000年以來，這三年期間佔德州天氣相關的總停電事故次數的44%。惡劣或冬季天氣導致大多數這些停電事故(76%），其次是颶風（21%）。
• 本分析中包括的密西根州排名最高年份是2021年，有14次重大停電事故(全部歸因於惡劣天氣)。
• 在加州，電力公司通報了2019年至2021年間的44次停電事故。自2000年以來，這三年期間占該州天氣有關的停電總次數的三分之一以上。這些停電事故中至少有14次是為了應付不斷增長的野火風險。

九.建立更具韌性的電力系統(Building a more resilient power system)

最終，減少排放係可以採取減緩變暖的速度及加在電網上的壓力等最有意義的措施，並讓更多的時間來計劃及適應我們不斷變化的氣候。升級全國的電力基礎建設變成更具韌度及可靠度，將是昂貴且具有挑戰性的。

但是，目前有許多有希望及創新的解決方案來建立電力安全度納入我們的電力系統，特別是與再生能源容量之預估近期成長一起。以下一些是：

• 微電網係一涵蓋較小獨特的地理範圍，例如大學校園、醫院院區或社區之自給自足的能源系統。它們相對較小的規模也讓微電網更容易由再生能源來供電，這具有減少發電排放的額外好處。
• 智慧電網技術包括感知器，讓電力調度中心能夠評估電網之穩定度，並提供用電用戶更佳的停電資訊。
• 強化電網是指強化電力系統免受損害的措施。例如包括沿著電力線修剪樹木，用鋼筋或混凝土代替木製電線桿，以及架空輸電線路地下化。
• 雙向充電還不是大多數電動汽車的標準功能，但製造商正在探討在停電期間讓充飽電的車輛提供家庭用電的能力，並作為電網的儲能電源。
• 獎勵措施可以進一步鼓勵客戶在尖峰用電時段減少用電。

說明框4: 可攜式發電機安全(Generator safety)

發電機的嗡嗡聲是停電及暴風雨之後（也許是令人不快的）熟悉的聲音。雖然它們可持續點亮電燈或冰箱保持冷卻，但如果操作不當，可攜式發電機(portable generators)是會致命的。最近的一份報告估計，每年有85人死於與使用燃氣發電機有關的一氧化碳中毒。 重要的是要採取預防措施：切勿在室內使用發電機、遵循安全程序、並在操作運轉時佩戴適當的個人防護設備，諸如耳塞。隨著技術的進步，在停電期間，使用電動汽車電池進行雙向充電，可能是燃氣發電機更安全、又低碳的替代品。

十.方法(Methodology)

2000年至2021年的停電資料是從美國能源部的OE-417表格通報中收集的。主要停電事故係至少影響5萬戶用電戶的事故。

出於分析之目的，我們只考慮歸因天氣相關或野火所導致發生的停電事故(包括停電及電壓降）、燃料供應緊急情況、以及緊急呼籲減少用電所通報受影響或停電用戶之數目。我們不包括有關故意破壞或資通網路攻擊的通報。

區域定義與第四次國家氣候評估(Fourth National Climate Assessment)中概述的定義大致一致，但夏威夷及波多黎各除外。影響多個州及區域的停電事故計入每個州及區域的事故總數，但在全國事故數量中僅計算一次。

參考資料：

Surging Weather-related Power Outages | Climate Central

REPORT: Surging Power Outages and Climate Change

Electric Emergency Incident and Disturbance Report (Form DOE-417)

https://www.climatecentral.org/what-we-do

MAP: How Climate Change Threatens America’s Energy Infrastructure in Every Region | Department of Energy

Fourth National Climate Assessment (globalchange.gov)

簡介北海風力發電中心(NSWPH)之去風險模擬要求概念

內容：

I.前言

1.1 文章讀後感

1.2 期待

II.本文

一、簡介

二.控制及保護研究 (Control and Protection Studies)

2.1 交流連接中心(AC Connected Hub)

2.1.1 電力潮流控制(Power flow control)

2.1.1.1定態電力潮流研究(Steady state power flow study)

2.1.1.2 離岸頻率/角度穩定度之研究

2.1.1.3 小信號穩定度研究 (Small signal stability study)

2.1.2 無效電力控制 (Reactive power Control)

2.1.3 交流共振 (AC Resonances)

2.1.3.1離岸電網共振研究 (Offshore network resonance study)

2.1.3.2 阻尼控制設計與展示(Damping Control Design and Demonstration)

2.1.4 控制器之交互作用 (Controller interactions)

2.1.4.1相互作用研究

2.1.5 暫態穩定度 (Transient stability)

2.1.5.1 暫態穩定度研究

2.1.6 動態性能(Dynamic performance)

2.1.6.1動態性能研究

2.1.7 離岸系統諧波 (Offshore system harmonics)

2.1.7.1離岸系統諧波研究

2.1.8 互操作性 (Inter-operability)

2.1.8.1互操作性性能研究 (Inter-operability performance study)

2.1.9 離岸交流電網故障偵測 (Offshore AC grid Fault detection)

2.1.10 交流斷路器性能 (AC breaker performance)

2.1.10.1交流斷路器研究 (AC breaker study)

2.1.11 交流保護之協調運轉 (Coordinated operation of AC protection)

2.1.11.1 保護協調研究 (Protection coordination study)

2.1.12離岸電網之保護性能 (Offshore network protection performance)

2.1.12.1 電驛測試(Relay testing)

2.2 直流連接中心(DC Connected Hub )

2.2.1 有效電力控制 (Active power control)

2.2.1.1直流電網電力潮流控制研究

2.2.2 直流共振 (DC resonances)

2.2.2.1 直流共振研究

2.2.3 直流故障偵測與清除 (DC fault detection and clearing)

2.2.3.1 直流故障研究

2.2.4 直流保護協調運轉 (Coordinated operation of DC protection)

2.2.4.1直流保護協調 (DC protection coordination)

三. 運轉研究 (Operational Studies)

3.1新HVDC 互聯線之加入 (Addition of New HVDC Links)

3.1.1 控制及保護研究

3.1.2 過電壓與過電流之應力研究 (Over-voltage and over-current stresses study)

3.2 陸上或離岸電網的變化

3.3 軟體更新 (Software Updates)

3.3.1 控制及保護軟體 (Control and protection software)

3.3.2 其他軟體(Other software)

四. 不同階段的建立模型要求-有及沒有 HIL

4.1.1 可行性及規範階段 (Feasibility and Specification Phase)

4.1.2 實施階段 (Implementation Phase)

4.1.3 運轉階段 (Operational Phase)

4.1.4 驗證軟體模型的要求 (Requirements for validated software models)

五. 硬體在環模擬要求 (Hardware In the Loop Simulation Requirements)

5.1 HIL 研究的優缺點 (Advantages and disadvantages of HIL studies)

5.2 HIL 實驗室要求 (HIL lab requirements)

5.3 建議(Recommendation)

六.結論 (Conclusions)

參考資料：

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I.前言

最近看到由荷蘭、德國、丹麥三國輸電公司(TSO)及輸氣公司為開發北海風力發電，在2017年聯合成立之北海風力發電中心 (NSWPH: North Sea Wind Power Hub)財團(consortium)一篇為減少風力發電風險的研究概念文章，文中點出了風力發電控制與保護相關的風險，並提出將風險降至最低的研究，各項研究應由誰來執行？在那個階段執行？以及是否應該離線或硬體在環模擬(HIL)執行？

1.1 文章讀後感

這對我這電力退休老兵增進了許多新知？我也猛然發現將近4、50年前我還當調度處電網股長時期所使用的電磁暫態程式(EMTP)，以及後來的小信號穩定度、暫態穩定度等程式也還可用上場？另外，台電303大停電事故才浮現出來的即時數位模擬器(RTDS: Real-time digital simulator)也是HIL模擬再生能源系統試驗的要角？

台電早在2007年就由當時任職綜研所的吳副主任(現任供電單位副座)引進了RTDS。我記得當年他告訴我想來驗證數位電驛的性能，我還到過樹林試驗室參觀過模擬試驗。後來他調換單位後，我就沒有聽他說RTDS相關的事宜了！直到這次303大停電事故肇因研究檢討，他才獲得高層支持，重新使用RTDS來模擬研究檢討這次導致大停電複雜的電驛動作。

1.2 期待

讀完這篇文章後，深深了解到歐洲對再生能源風險把關的單位，輸電調度中心(TSO)也就是台電的電力調度處擔任很重要的監督與試驗角色，以及RTDS是即時模擬的必要工具，我也期待我的調度後輩好好利用RTDS來檢討未來再生能源占比大增系統的各種問題，以減少運轉風險？

另外，可能對正在發展離岸風力台灣電業其他同好，也值得參考借鏡？好好組個離岸風力(可包括太陽能)系統風險把關隊，讓再生能源在台灣永續經營下去？特別將此文摘譯如後分享大家。

II.本文

一、簡介

北海風力發電中心 (NSWPH: )係德國(包括荷蘭)天內特TSO (TenneT)、丹麥TSO(Energinet)及荷蘭天然氣輸送公司(Gasunie)聯合成立的財團(consortium)，旨在開發北海大規模海上風力發電整合到北歐電力系統中所需的基礎設施。NSWPH 方式係基於「中心輻射型(hub-and-spoke)」概念，其中多個風場所發的電力在一個電力中心(power hub)收集，然後利用 HVDC輸送到多個接收電力系統。與傳統方法相比，中心輻射型方式降低了整合成本，並為參與電網之間的電力交易提供了額外的彈性(flexibility)。

NSWPH計畫預計將分四個階段來實現：可行性、規範、實施及運轉。在計畫可行性階段之需求為研究環境衝擊、可用的替代方案等。然後在規範階段進行初步設計研究並確定系統的技術要求。一旦選擇了供應商並簽署了合約，製造廠商設計、測試及安裝系統的實施階段就開始了。 最後，運轉階段則從加入系統及移交給 TSO 開始。在運轉階段期間，系統可能會要擴充或修改。圖 1 顯示了 NSWPH 計畫所設想的各個階段。

圖1 北海風力發電中心 (NSWPH)之發展階段(資料來源：North Sea Wind Power Hub 網站)

離岸電力中心(offshore power hub)已經提出兩種配置：交流連接中心(connected hub)、及直流連接中心。在交流連接中心中，許多風場連接並供電到被定義為交流中心(AC hub)的小型交流電網(或母線)。兩條或多條高壓直流(HVDC)互聯線從此交流中心輸送電力到各陸上電網。隨著離岸風力發電的擴充，可能興建多個離岸交流中心。兩(或更多)個此類交流中心可以透過HVDC互聯線相互連接。圖2顯示了透過HVDC互聯線連接的兩個交流中心的主要概念。  圖2 交流(AC)連接電力中心之概念圖(資料來源：North Sea Wind Power Hub 網站)

在直流(DC)連接的中心(hub)中，各風場的群集點(cluster)係類似傳統離岸風力整合方式利用HVDC互聯線連接到陸上電網。然而，兩條或多條HVDC互聯線在整流器端(rectifier end)透過海底直流電纜相互連接，形成一個電力中心(a power hub)。原則上，這是一條多端(MT :multi-terminal)HVDC系統，變流器站(inverter stations)設在 陸上的各接收電網上。隨著系統的擴充，可以興建其他中心並透過直流電纜相互連接。圖 3 顯示了這種直流連接中心的主要概念。  圖3 直流(DC)連接電力中心之概念圖(資料來源：North Sea Wind Power Hub 網站)

電力中心(power hub)係一個新穎的概念，在實施前需要仔細分析。此分析的一個重要項目就是識別及解決與系統控制及保護相關的潛在問題(風險)。本報告之目的是識別及討論風險，並提出解決這些風險所需的研究。對於每項研究，都確認了責任方（TSO、製造商……）。此外，還確認了進行研究所需的工具。這意味著對於每項研究，都可以確認是離線執行或是利用硬體在環(HIL: Hardware in the Loop)模擬的安排。 本報告還討論了執行HIL模擬的優缺點。

二.控制及保護研究 (Control and Protection Studies)

「中心輻射型(hub-and-spoke)」之北海風力發電中心(NSWPH)概念係同類產品中的首創。為確保系統安全穩定運轉，必須在計畫中的各個階段執行多項研究。本節提供了與系統控制及保護相關主要潛在問題之摘要概述，以及將相關風險降至最低的必要研究。

2.1 交流連接中心(AC Connected Hub)

在交流連接中心(圖2)中，多個風場及高壓直流(HVDC)系統係連接到同一離岸交流母線上。也有可能從同一離岸交流母線(AC bus)饋供大型離岸負載（氫氣廠）。此系統之電力潮流及動態控制、以及保護方面存在著挑戰，詳如下列章節所述：

2.1.1 電力潮流控制(Power flow control)

在定態(Steady State)下，離岸高壓直流(HVDC)控制器必須維持電力潮流在其設定點(set points)附近，同時允許HVDC互聯線之間共同分擔風力發電之波動。在風場、換流器(converter)、或直流電纜故障的情況下，控制器必須能夠將系統帶到一個新的穩定運轉點，而流入陸上終端的電力潮流盡可能接近其事故前水準。

控制器還必須始終將離岸系統頻率保持在可接受的限制範圍內。HVDC換流器、風場、負載及電力中心(hub)內的任何其他元件之間不應存在相互作用振盪。為了達成這些目標，連接到陸上電網的HVDC互聯線，必須在電網組成控制模式(grid forming mode)下運轉。在所有運轉情況下(亦即系統正常、故障期間及故障後）達成穩定及強健的電力潮流控制方案，係一已識別的風險。此風險係透過下列研究來解決：

2.1.1.1定態電力潮流研究(Steady state power flow study)

這項研究首先在可行性階段執行來發展此概念。在每個風場及HVDC整合之設計階段執行更詳細的研究。此外，在運轉階段，當新風場、HVDC、或主要負載加入電力中心時，必須執行電力潮流研究，以確保有額外加入元件之新系統中的電力潮流仍然令人滿意。此研究確定：

• 在系統正常及偶發事故情況下， HVDC及風場運轉範圍及調定率(droop)之設定
• 諸如在HVDC發生故障時(交叉跳脫)風場自動跳機，所需之特殊保護方式(SPS)。
• 短期電力潮流穩定裝置諸如交流截波器(AC choppers)等之需求。

在可行性及運轉階段的研究，通常由 TSO 來執行。在設計階段，研究則由製造廠家來負責執行。

定態分析通常係採離線執行。

2.1.1.2 離岸頻率/角度穩定度之研究

維持離岸電力系統之頻率穩定度非常重要。HVDC終端可在電網組成控制模式(grid forming mode)下運轉，並且有些風場也有可能在電網組成控制模式下運轉。因此，在系統正常及偶發事故期間中，維持多個並聯電網組成控制換流器(grid forming converters)之間的電力平衡也非常重要。這種多個並聯電網組成控制換流器之情況，在既有離岸電網或陸上電網並不常見。因此，存在著與電力頻率/角度穩定度相關的重大風險。

電力頻率穩定度可以作為暫態穩定度分析及/或動態性能研究(EMT：Electromagnetic Transient)的一部份來評估。研究通常涉及HVDC控制(外環及電網組成控制)以及風場的發電廠及風力渦輪機控制。如果有一個主控制器調整離岸頻率，則在這些研究期間也需要對其建立模型。在規範階段，研究將決定主控制器與每個 HVDC、或風場、以及主控制器提供功能之間交換的信號。

如果有相關控制器的準確模型可用，則可以離線執行研究。否則，將需要利用實際控制硬體進行即時硬體在環(HIL)模擬。顯然，這意味著可以使用實際的控制硬體。理想情況下，HIL模擬需要來自HVDC及風場的控制硬體。

與定態分析類似，這項研究需要在TSO及製造廠家的三個發展階段重複進行。

2.1.1.3 小信號穩定度研究 (Small signal stability study)

當多個並聯換流器在電網組成控制模式下運轉時，可能會出現類似於傳統發電機組之機電振動(electromechanical oscillations)的電力搖擺(power swings)現象。除此之外，不同的控制器可能會展現出振盪行為。因此，評估任何離岸電網振盪及與之相關的阻尼是非常重要的。有兩種可能的研究方法：

• 可以使用控制器的詳細電磁暫態(EMT)模型，並應用諸如步階變化(step changes)之類的小擾動來評估振盪。此方法是以嘗試錯誤法(trial-and-error)為基礎的方法。但是，在某些運轉情況（系統情況）下，存在著無法識別出可能出現一些振蕩的風險。因此，重要的是要考慮大量的工作點及小信號干擾。此研究通常由製造廠家在設計階段時執行。本研究可以離線(使用詳細的控制器模型）或即時（HIL）來完成。
• 可以使用特徵分析(Eigen analysis)來評估系統振盪。這是首選方法。透過查看系統線性化模型的特徵值，可以在特定運轉點評估與整個系統相關的振盪與阻尼。可以透過評估分配因數(participation factors)、模式形狀(mode shape)、及殘數(residues)等特徵屬性來識別設備及控制器。此方法還可用來發展例如阻尼控制器之緩解措施。然而，這裡的主要挑戰是從製造廠家那裡獲得HVDC系統及風場的詳細線性化模型。這種離線研究通常由製造廠家在設計階段時完成。因此，很明顯，高壓直流輸電與風力渦輪機供應商之間必須交換資訊。

2.1.2 無效電力控制 (Reactive power Control)

離岸電網的無效電力協調非常重要。離岸電網電壓通常由高壓直流(HVDC)控制，而風場可以在無效電力恆定控制模式下運轉。然而，透過在無效電力零出力控制模式下之電網組成(grid forming)HVDC換流器，有可能獲得更大的有效電力控制彈性(control flexibility)。在這種情況下，風場需要使用電壓控制。此外，離岸電網無效電力出力與損失取決於離岸交流電纜的載流。因此，確認離岸電網無效電力要求及控制之可能性係非常重要。

無效電力控制要求係使用上述章節所提的定態電力潮流分析、與小信號穩定度分析、以及下述章節的暫態穩定度與動態性能研究來評估。在可行性階段，HVDC與風場的無效電力要求（定態及動態）將需由TSO來定義。定態及暫態穩定度研究足以滿足此目的（離線模擬）。風場與HVDC之間的無效電力協調應由 TSO 確定，相關資訊應包含在規範中。在設計階段，製造廠家需要重新審視這些要求。在這個階段，研究可以採離線或 HIL來進行。

2.1.3 交流共振 (AC Resonances)

在連接單一HVDC對稱單極之既有離岸電力系統已經通報過發生電力共振(Electrical resonances)。HVDC控制器可能對電氣共振的阻尼產生不利的影響。現在，大多數歐洲電網法規(grid codes)都要求在離岸HVDC換流器中配有主動阻尼控制(active damping controls)，來控制電氣共振。

當 HVDC 換流器(converters)在交流中心(AC hubs)處緊密耦合時，電力共振問題變為更加複雜。那裏可能存在多重諧振可能性，並且多個HVDC換流器的電氣元件（亦即變壓器及相電抗器）可能會導致共振。對於具有多個 HVDC互聯線的交流中心(AC hub)（與直流中心相比），共振之識別及阻尼控制器的設計都要複雜得多。當更多HVDC互聯線連接到交流中心時，僅考慮調整一個 HVDC互聯線的主動式阻尼控制器，可能無效。因此，電氣共振被認為是交流中心(AC hub)的主要風險。

2.1.3.1離岸電網共振研究 (Offshore network resonance study)

識別離岸電網相關的電力共振與阻尼，需要一套完善的研究程序。

以阻抗為基礎的方法，可用於識別離岸電網中的共振。需要使用電流注入法（EMT 模擬）為所需的頻率範圍（最高約 3,000 Hz）獲得 HVDC 換流器及風場的頻率相關阻抗[即轉移函數(transfer functions)]。為了獲得正確的阻抗分布(impedance profile)，包含詳細的控制器及最終的常數值係屬非常重要。設備阻抗與電氣網絡阻抗相結合，來獲得系統阻抗分佈，以評估電氣共振。有必要考慮所有可能的運轉情況（風場、電纜、HVDC 換流器之故障），以確定出現共振條件的可能性。以阻抗為基礎的共振研究是離線進行的。

線性化模型的特徵分析(類似上述小信號穩定性分析）也可用於識別共振與阻尼。然而，需要使用具有頻率相關特性的動態相量，對電網進行建立模型。 這項研究是離線執行的。

製造廠家需要在設計階段使用離線模擬來評估電氣共振。TSO 需要提供正確的輸入資料，例如交流電纜常數、風場及其他 HVDC 系統阻抗（從其他製造廠家處獲得）。每次交流中心變動時（增加 HVDC換流器、風場、電纜等），都需要重複此研究。

2.1.3.2 阻尼控制設計與展示(Damping Control Design and Demonstration)

需要調整與 HVDC 互聯線相關的主動式阻尼控制，以便為所有識別出的共振提供足夠的阻尼。製造廠家有必要展示使用與不使用調整主動式阻尼控制的系統性能。這通常由製造廠家使用即時模擬 (HIL) 來完成。 也有必要使用離線 電磁暫態(EMT) 模擬評估相同的條件（以評估離線 EMT 模型在電氣共振方面的準確性）。

2.1.4 控制器之交互作用 (Controller interactions)

當多個電力電子設備連接在一起時，控制器交互作用是主要關切問題。有幾種可能：

• 不同 HVDC 換流器的交流電壓/無效電力控制器之間的相互作用
• 不同 HVDC 換流器的頻率/有效電力控制器之間的相互作用
• 不同風場控制器（風力渦輪機及電廠控制器）之間的交互作用
• 暫態電流控制器之間的相互作用
• 控制器不穩定性（調節不良的控制器會產生振盪）

2.1.4.1相互作用研究

需要進行全面交互作用的研究，以確認離岸電網中控制器交互作用的程度。定態（小信號）與暫態相互作用都需要評估。

可以使用第 2.1.1 節中所述的小信號穩定度評估技術來評估定態相互作用。

在分別在第 2.1.5 及 2.1.6 節中說明的暫態穩定度評估及動態性能研究期間評估暫態相互作用。

2.1.5 暫態穩定度 (Transient stability)

離岸交流中心(AC hub)的暫態穩定度評估將比單一HVDC對稱單極連接到風場的複雜得多，後者用於既有的 HVDC 互聯線整合風場。

2.1.5.1 暫態穩定度研究

暫態穩定度評估通常使用RMS模擬工具來完成。考慮到離岸電網的複雜性，很難在RMS工具中建立精確的模型。此系統相對較小（與RMS模擬中使用的大型系統模型相比），可以使用EMT模擬執行暫態穩定度研究。這些研究由 TSO 在可行性階段（使用正在設計的系統部分的通用代表）及製造廠家在設計階段（使用詳細模型）來完成。當離岸電網增加新元件時，需要重複這些研究（運用性研究）。 這些研究可以使用離線工具來完成。

2.1.6 動態性能(Dynamic performance)

HVDC系統及風場的動態性能研究對於設備正確設計及避免設備之間的任何交互作用非常重要。當有多個電力電子設備相互連接時，動態性能評估變得更加複雜。

2.1.6.1動態性能研究

動態性能研究通常由製造廠家在設計階段使用詳細模型來完成。這些研究通常使用離線 EMT 及即時模擬來完成。使用系統中其他設備(風場及HVDC）的詳細模型進行研究非常重要。考慮到模擬平台的實際限制，風場通常被聚合成幾個渦輪機模型（例如一個模型預串）。

考慮到模擬模型的準確性，HIL模擬將是最佳選擇。如果有(真實硬體的）經過驗證的 EMT 模型可用，則可以使用離線模擬執行模擬。

2.1.7 離岸系統諧波 (Offshore system harmonics)

當有多個電力電子設備產生諧波時，諧波失真會高於連接到風場的單一HVDC系統。與具有2或3層級脈寬調變(PWM: Pulse Width Modulation)開關的換流器的風場相比，模塊化多層級換流器(MMC)電壓源換流器(VSC)系統產生的諧波量非常少。在交流中心(AC hub)中，連接到任何交流母線之風場的數量大於連接到同一母線的 HVDC 的數量，因此諧波失真的風險更高。

2.1.7.1離岸系統諧波研究

離岸電網的諧波性能需要透過研究及測量來評估。設備對諧波失真的影響由製造廠家在設計階段進行評估。為此，需要對系統中現有的諧波源進行適當建立模型。 TSO 必須從各個製造廠家那裡收集詳細的諧波模型，並向正在設計的設備製造廠家提供這些模型。諧波評估通常使用離線 EMT 模擬來完成。

一旦設備安裝後，有必要測量連接點的諧波含量，這可以與安裝此類設備之前執行的早期量測量進行比較（用於運轉中案例）。

2.1.8 互操作性 (Inter-operability)

北海風力發電中心(NSWPB:North Sea wind power hub)係計劃分期開發。因此，連接到任何中心(hub)的多條 HVDC 互聯線很可能由不同的廠家提供。高壓直流輸電技術也在不斷發展，不同時期建造的高壓直流輸電系統有可能使用不同的技術甚至拓撲架構。因此，不同製造廠家在不同時間提供的 HVDC 互聯線，存在著不能兼容且無法以最佳方式一起運轉的風險。互操作性問題很難解決，因為製造廠家之間的合作及資訊交換通常受到商業及法律障礙的阻礙。因此，在設計階段，研究系統的互操作性，來解決這種風險非常重要。

2.1.8.1互操作性性能研究 (Inter-operability performance study)

互操作性研究的目的是確保連接到中心(hub)的所有 HVDC 互聯線能夠在所有運轉條件及突發事件下按照規範平穩運轉。此研究可以分兩個階段進行：在第一階段，供應商所開發的詳細EMT模型用作離線研究，而在第二階段，實際控制室(control cubicles)及/或複製品將用於 HIL研究安排。使用兩階段方法的目的是盡可能在早期階段識別及解決與互操作性相關的問題。然後可以在第二階段使用實際的 C&P 控制室對這些修復進行測試。

重要的是，TSO 能夠使用連接到中心(hub)的所有設備（HVDC、風場、電解槽等）的準確模型，以確保互操作性研究的準確性。因此，在設備加入系統後，應制定流程以便從每個連接者取得這些模型。模型應根據複製品及/或現場測試進行驗證。在為每個項目制定規範時，應特別注意供應商要提交之離線模型的詳細要求，以及這些模型的驗證過程。

這是為了確保模型適用於互操作性研究。所有 HVDC計畫的規範還應定義一組標準介面信號，以便與主控制器及/或其他 HVDC 系統交換。例如，電力出力、頻率及交流電壓命令可以從主控制器發送到所有HVDC換流器，換流器的狀態（阻塞、待機等）及工作點（V、P、Q…）可以從換流器送到主控制器。所有供應商的離線模型及複製品(如果需要複製）應符合此要求。

為解決保密問題，研究應由TSO執行。應執行包括不同操作模式下的啟動、停機、升降載、直流及交流故障等廣泛之測試。測試還應包括故障模式分析，諸如 HVDC互聯線及/或主控制器之間的通信故障。

2.1.9 離岸交流電網故障偵測 (Offshore AC grid Fault detection)

離岸電網幾乎完全由電力電子設備所組成。與傳統的同步發電機等設備不同，電力電子設備的性能受其控制器的影響很大。在故障期間，可以激發故障穿越功能(fault-ride-through)、動態無效電力電流注入功能、及負序控制器(negative sequence controllers)等特殊控制功能。其中一些要求是TSO為滿足AC系統的需要而提出的，一些則是針對風場設備提出的規定。例如，需要負序控制器係用在不對稱故障期間，避免過大的電流，來確保風力渦輪機換流器的安全運轉。儘管可以放寬離岸系統對需要特殊控制功能的要求，但可能無法完全取消掉這些功能。因此，傳統以電流或阻抗為基礎的保護方式之性能，可能會受到大量電力電子設備的影響。由於這些功能的激發，保護可能無法偵測到故障或可能誤動作。例如，過流電驛可能由於故障期間，透過激發故障穿越功能而降低故障電流大小而無法檢測到故障，或者可能由於動態無效電力電流注入而誤操作。這些問題也適用於既有的離岸計劃。然而，由於廣泛之電力電子設備主導的交流網絡，尤其是在交流連接中心(hub)的情況下，離岸交流電網故障偵測可能更具挑戰性。在交流連接中心(hub)的情況下，可能必須採用以進行波技術等新方法的保護電驛，來達成可靠的交流故障偵測。

應執行交流故障研究，來評估連接在離岸系統中的保護裝置的性能。該研究由製造廠家在設計階段時進行。對於這項研究，準確地模型離岸系統及保護電驛非常重要。通常，在EMT程式中的保護電驛之EMT模型可能已被簡化。因此，這種簡單的模型不足以執行研究。如果有精確的電驛模型可用，保護協調研究可以透過離線EMT模擬來進行。 HIL模擬在本研究中具有優勢，因為它具有更高的精確性，並且實際電驛可以在實體上連接與測試，前提是要有離岸交流電網的精確模型可以使用。此研究應證明交流故障對系統不同位置的影響、以及所選保護策略之能力，能夠可靠地隔離故障元件，同時對系統的影響最小。

2.1.10 交流斷路器性能 (AC breaker performance)

交流連接中心(hub)的離岸交流系統係由廣泛的電纜電網所組成，可產生大量無效電力。可能需要使用並聯電抗器來補償電纜產生的額外無效電力，來將電壓保持在運轉限制範圍內。當使用並聯電抗器補償長程輸電線路時，交流斷路器在開關操作期間的延遲動作是一種已知現象。考慮到並聯補償長程輸電線路跟交流連接中心(hub)之間的相似性（在存有並聯電抗器中之高電網充電電容），存在由於延遲跨零(delayed zero crossings)而導致交流斷路器延遲動作的風險。 在交流連接中心(hub)的情況下，需要仔細評估交流斷路器額定值，特別是要考慮到中心(hub)會隨著時間「增長」的事實。

2.1.10.1交流斷路器研究 (AC breaker study)

執行交流斷路器研究係用來評估交流中心(AC hub)中交流斷路器的額定值及性能。每個連接設備製造廠家都可以在設計階段執行這些研究。此研究可以透過離線EMT模擬來進行。這項研究應確認要安裝的斷路器之要求，以及減緩已識別問題的任何措施。必須記住，隨著中心(hub)的擴充，斷路器的責任要求(duty requirements)將會改變/增加。應該考慮到這一點。儘管升級交流變電所中的斷路器是一種常見做法，但需要考慮更換離岸設施中的斷路器之後勤工作。

2.1.11 交流保護之協調運轉 (Coordinated operation of AC protection)

與任何系統一樣，交流連接中心(hub)中的所有保護系統都需要相互協調工作。 隨著中心的擴充，每個設備中的保護系統都需要維持其速度、靈敏度、選擇性及可靠度。

2.1.11.1 保護協調研究 (Protection coordination study)

每當中心(hub)增加新設備時，都應執行全面性的保護協調研究。 由於製造廠家需要考慮以前安裝的設備之保護策略，因此進行這項研究將具有挑戰性。 此外，本研究應考慮未來連接到中心設備可能採用的保護策略。 製造廠家可以在設計階段使用離線EMT模擬執行保護協調研究。此研究應展示在交流離岸電網各個部分發生故障時整體系統的性能。

2.1.12離岸電網之保護性能 (Offshore network protection performance)

如第 2.1.9 節所述。交流連接中心存在挑戰，因為電網幾乎完全是電力電子設備的系統。為了克服這些挑戰，可能需要基於新故障偵測技術的電驛。因此，為了確保所選電驛如預期運轉，以及 NSWPH 財團對新電驛充滿信心，需要在現場安裝新電驛之前，先進行測試。

2.1.12.1 電驛測試(Relay testing)

測試電驛的最合適方法是使用即時模擬器執行HIL測試。如果要執行HIL測試，對交流電網及連接到電網的設備進行精確地建立模型係屬非常重要。應注意考慮包括到比流器(CT)及比壓器(VT)的動態性能、飽和度、截波(clipping)等之適當的模型。HIL模擬提供了一個閉環模擬，其中包含電驛動作及交流系統對保護動作的反應。

或者，可以從離線EMT模擬中記錄電壓及電流波形，並將其回放到測試中的保護電驛。這種方法是一種開環模擬，只能測試電驛的動作。當需要評估保護措施的結果時，需要進行閉環測試。

電驛的測試可以在計畫設計階段由 TSO 及製造廠家合作執行。

2.2 直流連接中心(DC Connected Hub )

交流連接中心(hub)中識別的所有風險也適用於直流連接中心(hub)。 但是，對於下列問題，風險之級別將類似單一 HVDC單極連接到離岸風場的系統：

• 無效電力控制
• 交流共振
• 暫態穩定度
• 離岸系統諧波

有效電力控制及一些動態性能研究以不同的方式執行，如下所述。

2.2.1 有效電力控制 (Active power control)

直流電力中心(DC hub)中最重要的任務之一是維持多端直流電網的有效電力平衡及直流系統電壓。有效電力可能必須根據市場需求（經濟調度）在多個陸上換流器之間予以分配，並將換流器直流電壓維持在可接受的範圍內。這是一個新的風險，定態運轉下的風險需要使用一項新研究來評估：「多端直流電力潮流控制研究」。

2.2.1.1直流電網電力潮流控制研究

多端電力潮流在正常情況及偶發事故情況（換流器故障、風場停電、直流電纜故障等）下，針對不同負載條件進行評估。至少，需要考慮極端負載條件（即最小/最大負載）。需要考慮換流器的有效電力及直流電壓控制機制（例如陸上固定直流電壓、直流電壓下垂調定率或有效電力控制、離岸高壓直流頻率控制及風場電力出力控制）。需要評估直流電壓運轉範圍以及直流電纜及換流器負載。可能有必要引入特殊保護方式(SPS: special protection schemes)，例如風場交叉跳脫，以避免在某些情況下出現過載。此外，必須遵守可加壓在電纜上的最大直流電壓。 這項研究是在可行性、設計及運轉階段使用離線模擬（EMT 或 RMS）完成的。

2.2.2 直流共振 (DC resonances)

當從直流側連接多個 HVDC 換流器時，直流電網中可能會出現多個共振頻率（直流共振）。與交流中心(hub)共振類似，HVDC 控制器可能會影響（正面或負面）這些共振的阻尼。因此，有必要進行特殊研究來評估直流側共振。

2.2.2.1 直流共振研究

可以使用下列方法之一來識別直流側共振：

• 詳細的 EMT 模型可用來識別直流共振。對於兩端子系統，使用電流/電壓注入技術來識別共振。在此技術中，電流或電壓在一個端子處注入，並且根據電流/電壓放大來識別共振。此技術是為雙端子架構開發的，因此很難將其用於多端系統。因此，可能必須使用諸如設定點變化之類的小干擾來評估共振。然而，很難捕捉到所有的共振與阻尼。
• 一種系統的方法是執行DC中心(hub)的特徵分析(Eigen analysis)。類似於第 2.1.1 節中所說明的小信號穩定度分析，取得系統的線性化模型，並使用特徵值評估振盪模式與阻尼。此研究顯示了系統中的所有振盪，包括控制器模式、直流共振及交流共振。可以使用諸如參與因數(participation factors)等特徵屬性來識別直流共振。直流電網電氣變數，例如直流電流與電壓，對直流共振的貢獻最大。直流共振的位置（亦即直流電纜、換流器及控制器的最重要貢獻）可以從參與因數中識別。

如果存在低阻尼共振，則有必要引入緩解措施，例如改變直流回路（例如 MMC 換流器、直流電抗器更換）或可能必須考慮阻尼控制器。

直流共振研究需要在可行性階段（高階）及設計階段（詳細）使用離線模擬工具來執行。 HIL 等即時模擬工具可用於驗證目的，但它是可選的項目。

2.2.3 直流故障偵測與清除 (DC fault detection and clearing)

與交流中心(hub)相比，直流中心(hub)最具挑戰性的任務是處理直流故障。故障偵測取決於多端直流系統的複雜性，故障清除取決於快速直流斷路器等設備的可用性。此外，在故障期間限制通過換流器的故障電流將是一個挑戰。因此，除了動態性能研究外，還需要進行特殊的直流故障研究。

2.2.3.1 直流故障研究

為了研究需要包括高壓直流換流器及控制器、直流斷路器及直流電纜之直流中心(hub)的詳細說明。執行不同位置的直流故障之模擬，以及評估故障清除性能。當系統設計良好時，直流故障清除邏輯應該能夠隔離故障部分（電纜或換流器）並將系統的其餘部分恢復正常。

考慮到這項研究的複雜性，使用實際控制硬體進行 HIL 模擬將是最佳選擇。否則，經過驗證的模型（針對實際硬體）可用於離線EMT模擬。模型中需要包含通信之遲延。這項研究將在 TSO 的可行性階段及製造廠家的設計階段進行。

2.2.4 直流保護協調運轉 (Coordinated operation of DC protection)

直流保護的協調運轉對於直流連接中心(hub)的可靠運轉至關重要。這可能具有挑戰性，因為DC中心(hub)將隨著時間的推移而擴充，並且將出現來自不同供應商的保護方式。此外，不同保護元件之間可能存在通信要求。例如，為了使後衛保護電驛動作，可能需要斷路器失靈信號。為了驗證直流保護的協調動作，應執行直流保護協調。

2.2.4.1直流保護協調 (DC protection coordination)

每當電力中心(hub)增加新設備時，都需要進行全面的保護協調研究。由於製造廠家需要考慮以前安裝的設備的保護策略，因此進行這項研究將具有挑戰性。此外，本研究應考慮未來設備中可能採用的保護策略。製造廠家通常會在設計階段使用離線EMT模擬來進行保護協調研究。然而，由於系統的複雜性以及保護所需的偵測與動作之速度，HIL 測試將是最合適的。此研究將展示在直流離岸多終端系統之各個部分發生故障時整個系統的性能。

三. 運轉研究 (Operational Studies)

一旦 HVDC 互聯線商轉後，在其生命週期內需要進行大量研究。 在這種情況下，這些研究被稱為運用計畫研究。 其中包括電力中心(hub)新增加HVDC互聯線相關的研究，以及與陸上或離岸電網（新的 HVDC 互聯線除外）變更相關的研究。 此外，由於電網或市場需求的變更，HVDC 互聯線提供的服務可能需要在其生命週期內發生變更。 例如，最初為風電整合而建立的互聯線，後來可以用作兩國之間的互連、或輔助服務的供應商。 為了能夠做出這樣的改變，需要進行大量的研究。 以下部分討論了每種情況下所需的研究，以及離線或 HIL 研究是否首選。

3.1新HVDC 互聯線之加入 (Addition of New HVDC Links)

風力發電中心(wind power hubs)將逐步發展，HVDC 互聯線路將在可能數十年的期間內興建。每次計劃將新 HVDC 互聯線增加到中心(hub)時，都需要進行研究以確保所有先前興建的 HVDC 互聯線的性能仍然令人滿意，並且不受新增加HVDC 互聯線的影響。

3.1.1 控制及保護研究

本報告前一章討論了與控制及保護相關的研究。有可能使用離線 電磁暫態(EMT) 模擬來進行所有這些研究。但是，實際硬體及實際控制與保護功能之詳細模型驗證的是必要的。為此，需要實施適當的驗證程序，並且每次當系統發生變更時，例如控制器參數變更時，都需要重複此程序。大多數控制及保護研究也可以使用 HIL 來完成。研究應由 TSO 及/或新互聯線的製造廠家來執行，然而，擁有既有HVDC互聯線的TSO應充分參與研究。

3.1.2 過電壓與過電流之應力研究 (Over-voltage and over-current stresses study)

現有 HVDC 互聯線電壓及電流之應力會受到新互聯線的興建影響。設備過電壓或過電流或避雷器能量水準存在超過設計限制的風險。因此，需要檢查或重複對既有互聯線的一些設計研究，以確保設備應力維持在設計限制範圍內。對於 AC連接及DC連接的中心(hub)，既有HVDC互聯線的絕緣協調及短路電流應力都會受到新互聯線的影響。因此，這些設計研究需要重新評估。 這些通常是離線研究，應由TSO在新增互聯線的規劃階段時完成，並由製造廠家在設計階段重複研究。此外，與新增HVDC系統的AC電網類似，規範必須明確，不得超過既有避雷器能量或既有設備的設計應力。

3.2 陸上或離岸電網的變化

預計陸上及離岸電網都將在 HVDC互聯線的生命週期內發生變化。由於這些變化，系統短路水準可能會低於或高於設計水準。當主要設備的安裝或報廢導致高壓直流終端系統強度發生重大變化時，應進行短路研究，以確保系統強度仍在設計限制範圍內。此研究通常由 TSO 離線完成。

與新安裝的動態設備，例如風場或電轉氣轉換器(power-to-gas converters），之間有存在著控制交互作用的風險。每次在既有HVD 終端附近安裝新的動態設備時，都需要進行交互作用研究。此研究在上述第 2.1.4 節中有詳述。

在交流及直流連接中心(hub)中，控制可能包括一個主控制器，負責監控風場及 HVDC互聯線。當興建新的 HVDC互聯線或風場時，需要更新主控制器。主控制器的變更，存在著導致中心(hub)任何部分的誤操作的風險。因此，對主控制器的修改需要在模擬中進行測試，無論是離線還是在HIL設置中測試，以便最大限度地降低這種風險。這項研究應由TSO離線（如果有可用的驗證模型）或使用 HIL 安排進行。

交流電網的變化也可能影響設備應力。如果其他研究指出任何設備有存在超過壓力的風險，則需要進行第 3.1.2 節中所提到的研究以降低風險。這些研究由TSO執行。

電力系統的持續發展及用再生能源替代傳統發電廠，甚至可能需要在其生命週期內改變HVDC的控制理念。在這種情況下，需要進行一套完整的控制及保護研究（如本報告第 2 章所述）。研究應由TSO在規劃階段進行，然後由製造廠家在設計階段重複，然後再實施。

3.3 軟體更新 (Software Updates)

在 HVDC 互聯線的生命週期中，將有許多場合需要更新控制及保護或其他軟體。

3.3.1 控制及保護軟體 (Control and protection software)

由於運轉經驗、市場驅動因素的變化、電網法規(grid code)的變更等，需要在互聯線的生命週期內更新控制及保護軟體。特別是對互聯線生命週期內發生的故障及其他事故的調查，HVDC 互聯線可能顯示需要更改其控制及保護軟體。更新後的軟體，存在著無法在所有運轉情況下都令人滿意之運轉的風險。因此，對控制及保護軟體的任何更改都應在上傳到實際控制系統之前，先進行測試。在兩端子HVDC系統中，系統本身並不複雜，研究的規模通常也不複雜。然而，在系統是複雜的情況下，研究的複雜度將取決於變更的幅度，以及研究應該走多遠(多深入)。

大多數變更可以在離線電磁暫態(EMT )環境中模擬（如果有經過驗證的供應商模型可用），而HIL模擬更為有效。如果 HIL模擬設置（即複製控制及保護連接到即時電網模擬器）可用，則可以輕鬆地複製對軟體進行完全相同的更改，並測試對運轉的影響。一旦對軟體更改進行測試，控制及保護誤操作的風險將大大降低。控制及保護軟體的變更及所需的研究可能由TSO或製造廠家來完成。但是，這取決於系統運轉了多長時間。意思是，更改是製造廠家的升級還是由於TSO的新要求。

3.3.2 其他軟體(Other software)

高壓直流(HVDC)輸電系統使用了許多設備，例如人機介面(HMI)計算機、閘道器(gateway)及路由器(routers)、防火牆、暫態故障記錄器(transient fault recorders)、計算機、通信設備、記錄設備等，每個設備都包含多個軟體。 這些軟體的開發者不斷地向他們的軟體發布修補及更新。 安裝任何這些軟體更新都有可能導致 HVDC 系統運轉不正確或跳脫。 為了最大限度地降低這種風險，必須在安裝到實際系統之前對軟體更新進行測試。 如果有相關設備之軟體品，則可以最輕鬆地在 HIL 設置中的控制及保護軟體品進行測試。 如果沒有相關設備之軟體品可用或相關設備不是軟體品的一部分，則應將更新安裝在真實系統上，一次一個控制及保護通道，並且在 HVDC 負載較輕時執行，這樣就不會發生跳脫對交流系統造成很大的干擾。

四. 不同階段的建立模型要求-有及沒有 HIL

如本報告所述，從初步可行性階段到商業運轉，需要進行一系列研究/評估。 這些研究需要最精確地表示既有設備以及正在研究的設備。 圖 4-1 顯示了建立模型要求的高階說明。 每個研究階段的建立模型要求如下。

4.1.1 可行性及規範階段 (Feasibility and Specification Phase)

在此階段，尚未選擇所規劃計畫的製造廠家，因此無法獲得規劃中設備的詳細型號。因此，需要使用通用模型來進行研究，但要有詳細的代表模型。可以使用與製造廠家模型相似的預期電氣迴路、及通用控制、與保護功能之細節。對於既有設備，需要使用經過驗證的軟體模型或硬體複製品。

• 如果選擇HIL 路徑，則規劃設備之通用模型（基於軟體）需要與既有系統的HIL 模型相耦合。請注意，現階段有許多研究需要使用離線模擬進行，因此，仍然需要既有計畫驗證過的軟體模型（離線）。
• 如果決定不採用HIL方法，則所有研究都需要使用規劃計畫的通用模型及既有系統驗證過的模型來完成。

4.1.2 實施階段 (Implementation Phase)

得標後，製造廠家必須使用軟體模型開始研究。這個階段被確認為設計階段。因此，既有系統經過驗證的軟體模型就足夠了。如果選擇 HIL 路徑，OEM 模型的軟體版本可以與既有的 HIL 系統相結合。此階段包含大量製造廠家研究，來決定規劃計畫(planned project)的最佳參數集。因此，從製造廠家的角度來看，離線模擬將是首選。根據這些研究的結果，開發了 控制與保護(C&P) 硬體及軟體以及複製品（如果需要）。

在稱為工廠性能測試 (FPT) 的第二階段，使用開發的 C&P 硬體及軟體進行進一步的研究。既有系統可以使用既有系統經過驗證的軟體模型（無 HIL 路徑）來代表，或者既有系統的C&P複製品可以在HIL安排中使用。對於正在考慮中的計畫，將使用實際C&P 控制室。

擁有複製品的一個優勢是，一旦實際控制與保護(C&P)硬體被運送到現場，就可以使用複製品繼續進行工廠測試。這將有助於達成更短的計畫規劃時間表。本階段測試的目的是展示性能及最佳化參數。在此階段執行的測試很重要係在加入系統期間將要執行的測試。HIL 圖徑的一個主要優點是複製品可以在加入系統期間用於性能驗證及故障之排除。這對於錯誤修復以及模型驗證（自動現場驗證）非常重要。

一旦這個階段完成，無論硬體複製品的可用性如何，都必須開發經過驗證的軟體模型。 此模型需要根據 FAT 測試結果以及一些加入系統測試進行驗證。 建議由TSO定義一組最小的驗證測試。

4.1.3 運轉階段 (Operational Phase)

在運轉階段，根據研究的特性及HIL的可用性，可以使用經過驗證的軟體模型或硬體複製品進行研究。

4.1.4 驗證軟體模型的要求 (Requirements for validated software models)

無論使用具有C&P複製品的 HIL模擬，都需要如上述在即時（例如 RTDS）及離線（例如 PSCAD）中的驗證軟體模式。這些模型應該有足夠的彈性供 TSO及其他製造廠家使用，同時確保製造廠家的知識財產權。為了評估AC及DC中心(hub)之電力、電壓及頻率處理能力，至少以下控制概念應該對所有各方都是可見的（亦即不是黑箱作業的）：

• 主控概念以及在主控制器及設備之間傳送的信號
• 與離岸電網電壓及無效電力相關的高階控制（例如 HVDC 換流器電壓/無效電力控制器及風場控制器）
• 與離岸電網有效電力及頻率相關的更高階控制（例如 HVDC 換流器並網控制概念及風場控制器）
• 直流中心(hub)換流器的多端直流電壓/有效電力控制概念
• 直流中心(hub)換流器的直流故障清除邏輯（對所用概念的清晰描述）
• 換流器及風場之保護協調（清晰的描述）
• 任何與換流器及風場相關的特殊保護方式

通常，大多數專有資訊與低階控制相關聯，因此這些智慧財產權(IP)仍然可以透過對這些組件進行黑箱處理來保護。

基於電力中心(hub)的複雜性及互操作性，計畫之高階控制概念的可見性將是一項新要求。因此，TSO 有必要明確識別這些要求並在其規範中進行定義。

圖4-1 具有及無硬體複製品模型之模型要求(資料來源：North Sea Wind Power Hub 網站)

五. 硬體在環模擬要求 (Hardware In the Loop Simulation Requirements)

硬體在環模擬對於控制及保護的工廠驗收測試是必要的。這些測試的目的有兩個：(a)確保控制及保護硬體的正確組裝、連接與功能，(b)並測試軟體的功能。

傳統上，在 FST/FAT 中，新 HVDC 系統的控制及保護控制室連接到即時電力系統模擬器。中心(hub)之風力渦輪機及其他 HVDC 互聯線在即時電力系統模擬器中的軟體中建立模型。為了達到良好的精度，這些設備的軟體模型必須盡可能地代表實際系統。這需要設備製造廠家開發詳細的即時模型。此模型必須與即時模擬器保持兼容性。每次對實際設備進行修改時，還應更新每個模型。詳細的模型需要來自即時模擬器的大量資源。

或者，可以為每個 HVDC計畫購買控制及保護複製品。所有複製品都連接到同一個電力系統模擬器，其中交流及直流電網的其餘部分在軟體中建立模型。此設置還可用於執行前幾章節中所討論的許多研究。

5.1 HIL 研究的優缺點 (Advantages and disadvantages of HIL studies)

如前所述，幾乎所有降低風險所需的研究都可以用離線完成。然而，為了達成降低風險的目標，離線模擬中使用的模型必須針對實際硬體進行驗證。每次實際系統硬體或軟體發生變化時，都必須更新模型。還應更新它們，以確保它們與最新版本的模擬平台（例如 PSCAD）的兼容。應該有明確的指導指南，以確保不同製造廠家所開發的模型兼容並且可以一起使用。

在 HIL 設置中進行研究的主要缺點是成本。必須為每條HVDC互聯線採購與維護控制及保護系統的複製品。必須購買大型即時模擬器及其他設施，並且必須僱用訓練有素的工作人員。下一節將提供有關要求的更多詳細訊息，現在需要注意的是，即時模擬實驗室的資本支出及運轉成本非常重要。還應該注意的是，控制及保護硬體通常需要每15到20年更換一次。每次更換 C&P 控制室時，複製品也需要更新。這是在成本評估中應考慮的額外成本。

在 HIL 設置中執行研究的主要優點是由於控制與保護(C&P)的詳細代表而提高了精確性。複製品中的控制保護軟硬體與真實系統完全相同，模擬結果最接近實際。確實，一些製造廠家使用與實際控制系統中使用的相同軟體(例如 C法規）創建離線模型。然而，即使在這些情況下，也存在控制及保護系統的某些部分，例如通訊延遲、類比與數位之轉換、所安裝之比流器的飽和與限制、抗混疊濾波器及其他通常不包含在離線模型的細節中。

HIL設置在測試軟體更新及修補方面具有明顯的優勢，如第 3.3.2 節所述。但需要注意的是，複製品並不包括真實控制及保護系統中的所有設備。因此，為此目的使用HIL設置，僅限於複製品中包含的設備。在沒有複製品的情況下，必須在真實系統上測試軟體更新及修補。考慮到中心(hub)中HVDC聯絡線的緊密互連，在進行此類測試時存在著多次故障的風險。為各種設備發布更新及修補的數量很多，需要經常安裝。因此，在安裝過程中，出現問題的風險是相當大的。

即使HIL測試設施可用，有時也需要將軟體模型用於連接到中心(hub)的其他 HVDC 聯絡線。當連接到中心(hub)的兩個 HVDC計劃之間的相距時間很短時，可能會發生這種情況。在研究或測試一個 HVDC時，另一個 HVDC 的控制室可能仍無法用於HIL。

5.2 HIL 實驗室要求 (HIL lab requirements)

即時模擬實驗室的骨幹是即時模擬器。硬體成本相當高，製作電力系統模型需要付出巨大的努力。因此，在實驗室建立後從一種類型的即時模擬器切換到另一種類型的即時模擬器之成本很高。業主必須在選擇即時模擬器供應商時做出略略性決策。

不斷需要為各種設備開發新模型或改進現有模型。實驗室應該有足夠的專業知識及/或與其他知識中心的密切關係來允許這種發展。

隨著複製品及模擬設施數量的增加，場地應該要可以擴充。當來自不同製造廠家的複製品都連接到同一個模擬器時，應該有規定，它們會彼此安全地分開。設備的實體與資通網路安全至關重要，但是應該有設備供複製品所有者遠距連接及運轉模擬。

儘管事實上許多 TSO 及電力公司已經成功整合及運轉點對點HVDC聯絡線，而無需複製及即時數位模擬設施，但我們這裡面臨的情況是不同的，無論是AC中心(hub)還是DC中心。兩者都需要仔細考慮它們的複雜性。例如，如果我們考慮運轉中的既有多端HVDC系統，它們之中沒有一個具有相同大小且沒有使用直流斷路器。因此，在這種情況下考慮HIL係很重要。

5.3 建議(Recommendation)

北海風力發電中心由多個HVDC系統、許多風場及可能的氫氣生產設施所組成。 HVDC互聯線採用雙極配置及具有非常高直流電壓的海底電纜。直流連接及交流連接中心(hub)概念都需要複雜先進的控制及保護方法，其中許多是首次使用。高壓直流輸電線路、風場及其他設備相互緊密聯繫，因此它們的性能相互影響。中心(hub)的每個元素的故障都可能影響其他元素，在最壞的情況下，可能會導致電網大量能源供應的跳脫。 考慮到複雜程度、大型換流器的緊密交互以及中心(hub)損失的影響，以盡可能準確的方式研究該系統是合理的。特別是，在研究每個高壓直流系統時，應盡可能詳細地代表其他高壓直流互聯線。出於這個原因，我們認為必須建立一個如上所述用於即時模擬的 HIL實驗室。

六.結論 (Conclusions)

本報告確定了與NSWPH之控制與保護相關的一些風險，並提出了將風險降至最低的研究。 對於每項研究，都確定了應由那一方執行研究、在計畫那個階段的執行研究、以及是否應離線執行、或在HIL設置中執行。表1及表2呈現了這些發現的摘要如下：

表1 控制之風險與研究(資料來源：North Sea Wind Power Hub 網站)

表2 保護之風險與研究(資料來源：North Sea Wind Power Hub 網站)

參考資料：

North Sea Wind Power Hub concept-Simulation requirements for derisking of the NSWPH concept

https://northseawindpowerhub.eu/knowledge/simulation-requirements-derisking-of-the-nswph-concept

簡介NERC2022 可靠度狀況報告-2021年系統可靠度性能評估

內容：

I.前言

II.SOR報告本文

i. 序言(Preface)

ii. 關於本報告(About This Report)

ii.1 發展過程

ii.2 主要資料來源

ii.3 考量：

iii. 執行摘要(Executive Summary)

iii.1 主要發現與正在進行的措施(Key Findings and Actions in Progress)

iii.1.1A 主要發現1(Key Finding 1)

iii.1.1B 正在進行的措施(Actions in Progress)

iii.1.2A 主要發現2(Key Finding 2)

iii.1.2B 正在進行的措施(Actions in Progress)

iii.1.3A 主要發現3(Key Finding 3)

iii.1.3B 正在進行的措施(Actions in Progress)

iii.1.4A 主要發現4(Key Finding 4)

iii.1.4B 正在進行的措施(Actions in Progress)

iii.1.5A 主要發現5(Key Finding 5)

iii.1.5B 正在進行的措施(Actions in Progress)

iii.1.6A 主要發現6(Key Finding )

iii.1.6B 正在進行的措施(Actions in Progress)

第一章：北美幹線系統-關鍵數字(Chapter 1: The North American BPS—By the Numbers)

1.1 2021 年重要事件(2021 Key Occurrences)

1.1.1  2021 年極端天氣事件(2021 Extreme Weather Events)

1.1.1.1 二月寒冷天氣事件(February Cold Weather Event)

1.1.1.2 西北熱罩現象(Northwest Heat Dome)

1.1.1.3 德州及加州太陽能發電跳脫事件(Texas and California Loss of Solar Events)

1.1.1.4 美國西部及加拿大的野火(Wester n U.S. and Canadian Wildfires)

1.1.1.5 艾達颶風 (Hurricane Ida)

1.1.1.6雷雨及龍捲風(Thunderstorms and Tornadoes)

第二章：嚴重風險、衝擊、及韌度(Chapter 2: Severe Risks, Impact, and Resilience)

2.1 嚴重度風險指數(Severity Risk Index)

2.1.1 嚴重度風險指數績效趨勢(SRI Performance Trends)

2.2 極端事件日之幹線電力系統影響(Bulk Electric System Impact of Extreme Event Days)

2.2.1 極端事件日(Extreme Event Days)

2.2.1.1 輸電衝擊：北美(Transmission Impacted: North America)

2.2.1.2 傳統發電影響：北美(Conventional Generation Impacted: North America)

2.2.1.3 極端天氣日停電(故障)的首要原因(Top Causes of Outages on Extreme Days)

2.3幹線電力系統防範極端天氣之韌度(Bulk Electric System Resilience against Extreme Weather)

2.3.1天氣相關之輸電停電事故(Weather-Related Transmission Outage Events)

2.3.1.1輸電可用率資料系統(TADS)停電事故分組及2021年大型天氣事故

2.3.1.2停電、復電及性能曲線(Outage, Restore, and Performance Curves)

2.3.2颶風艾達大型輸電及發電事故的韌度分析

2.3.2.1颶風艾達的輸電曲線及統計資料

2.3.2.2颶風艾達的發電系統曲線及統計數據

2.3.2.3輸電與發電之間的差異

第三章 電網兌變(Chapter 3: Grid Transformation)

3.1資源裕度(Resource Adequacy)

3.1.1 規劃備用容量（Planning Reserve Margin）

3.1.2  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

3.1.3 過去10年尖峰資源配比之變化(Changes in the Peak Resource Mix over the Past 10 Years)

3.1.4 資源配比演變之風險管理(Managing Risks as the Resource Mix Evolves)

3.1.5 確保充足之彈性資源(Ensuring Sufficient Flexible Resources)

3.1.6 每小時發電資料查驗之資源配比(Resource Mix Examined in Hourly Generation Data)

3.1.7 電力可靠度組織(ERO)企業內進行之措施(Actions in Progress within the ERO Enterprise)

3.2 電能緊急警報(Energy Emergency Alerts)

3.2.1  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

第四章 電網性能(績效)(Grid Performance)

4.1系統保護及擾動性能(System Protection and Disturbance Performance)

4.1.1 2021 年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

4.2擾動控制標準指標(Disturbance Control Standard Metric)

4.2.1  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

4.3 互聯可靠度運轉限制超限(Interconnection Reliability Operating Limit Exceedances)

4.3.1  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

4.4 發電績效及可用率(Generation Performance and Availability)

4.4.1 傳統發電機加權等效故障率(Conventional Generation WEFOR)

4.4.1.1 2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

4.4.2風力發電加權資源等效故障率(Wind Generation Weighted Resource Equivalent Forced Outage Rate)

4.5 輸電性能(績效)及不可用率(Transmission Performance and Unavailability)

4.5.1導致負載跳脫之輸電相關事件(Transmission-Related Events Resulting in Loss of Load)

4.5.1.1 2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

4.5.2 TADS可靠度指標(TADS Reliability Indicators)

4.5.2.1輸電故障嚴重度(Transmission Outage Severity)

4.5.2.2交流輸電自動跳脫事故(Automatic AC Transmission Outages)

4.5.2.3交流變壓器自動跳脫事故(Automatic AC Transformer Outages)

4.5.2.4輸電元件不可用率(Transmission Element Unavailability)

4.6 關鍵基礎設施相互依賴(Critical Infrastructure Interdependencies)

4.7 情境意識之喪失(Loss of Situational Awareness)

4.7.1 喪失EMS之影響(Impacts from the Loss of EMS)

4.7.1.1 EMS喪失之最大貢獻者(Largest Contributor to Loss of EMS)

4.7.1.2 評估(Assessment)

4.8 保護及控制系統日益複雜(Increasing Complexity of Protection and Control Systems)

4.8.1 保護及控制系統(Protection and Control Systems)

4.8.2誤動作的主要肇因(Leading Causes of Misoperations)

4.9保護系統失靈導致輸電跳脫事故(Protection System Failures Leading to Transmission Outages)

4.9.1與誤動作相關的事件 (Event-Related Misoperations)

4.9.1.1進行中的措施(Actions in Progress)

4.10人員績效(Human Performance)

4.10.1與人員績效有關的輸電停電事故(Transmission Outages Related to Human Performance)

4.10.2.1 涉及人員/組織績效肇因事件之趨勢(Trends of Events Involving Human/Organization

Performance as a Root Cause)

4.10.3人為疏失及保護系統誤動作(Human Error and Protection System Misoperations)

4.10.3.1進行中之緩解措施(Actions and Mitigations in Progress)

4.11 資通網絡及實體安全(Cyber and Physical Security)

4.11.1 網絡安全威脅(Cyber Security Threats)

4.11.1.1 供應鏈(Supply Chain)

4.11.1.2 地緣政治威脅(Geopolitical Threats)

4.11.1.3 勒索病毒軟體(Ransomware)

4.11.2 實體安全威脅(Physical Security Threats)

4.11.2.1國內極端分子(domestic extremist)

4.11.2.2 無人機(Drones)

4.11.2.3 新冠病毒(COVID-19)

第五章可靠度性能(績效)目標之裕度水準(Chapter 5: Adequate Level of Reliability

Performance Objectives.)

附錄 A：互聯系統級別之補充分析(Supplemental Analysis at Interconnection Level)

A.1互聯系統別之嚴重度風險指數(Severity Risk Index by Interconnection)

A.1.1東部-魁北克互聯系統(EI-QI)

A.1.2西部互聯系統(Western Interconnection)

A.2互聯系統別之極端日分析(Extreme Day Analysis by Interconnection)

附錄B: 輸電系統韌度與統計(Appendix B: Transmission System Resilience and Statistics)

B.1 從停電、復電、及績效曲線計算韌度統計

B.1.1  吸收或承受及適應或防範(Absorb or Withstand and Adapt or Protect Against)

B.1.2復電或減少持續時間

B.2 2016-2021 年極端天氣類型的輸電系統韌度統計

B.2.1極端天氣類型

B.2.2韌度統計資料之變化：2017-2021年事故與2016-2020年事故

B2.3結論：

附錄C:貢獻者(Appendix C: Contributions)

.參考資料：

.

.

I.前言

北美電力可靠度公司(NERC: North American Electric Reliability Corporation)根據美國2005能源政策法(Energy Policy Act of 2005)第215節法定要求，每年除了公布十年長程可靠度評估報告、每年夏季及冬季評估報告及特殊評估報告外，每年年中出版「可靠度狀況報告(SOR: State of Reliability Report)」，評估檢討過去一年的系統可靠度。今(2022)年7月20日也公布了「2022 可靠度狀況報告(2022 State of Reliability Report)-2021年度可靠度性能之評估」。

本SOR章節內容，有涉及到NERC在去(2021)年才開始新增之因應近年來越來越多異常氣候所造成大型發輸電系統事故的系統「韌度(Resilience)、或翻譯為韌性、復原力」分析計算統計及指標議題。

台電系統近年來也遭受氣候變遷所造成的枯旱與高溫，或者颱風、地震等侵襲，以及人為疏失的大停電。這些都屬於NERC原來的系統可靠度(Reliability )、安全度( Security)之外，新增加系統「韌度(Resilience)」的範疇。國內已有學者在倡導制定台電「韌度(Resilience)」指標。作者特別翻譯與韌度相關及其他的章節，與電業同好分享參考。

II. SOR報告本文

i.序言

電力是現代社會結構的一個關鍵組成部分，電力可靠度組織 (ERO: Electric Reliability Organization)企業致力於加強此結構。 由北美電力可靠度公司 (NERC: North American Electric Reliability Corporation) 及六個區域可靠度機構(RE:Regional Entity)所組成的電力可靠度組織企業 (ERO Enterprise)之願景，係一個高度可靠與安全的北美幹線電力系統 (BPS: Bulk Power System)。 我們(NERC)的使命是確保有效及有效率降低電網可靠度與安全度之風險。

【可靠度(Reliability )、韌度(Resilience)、安全度( Security)】

【因為北美有將近4億公民指望著我們(NERC)】

北美幹線電力系統(BPS)由下圖與表格所顯示的六個區域可靠度機構(RE)範圍所組成。多重彩色區域表示RE重疊，因為一些負載服務商(LSE: load-serving entities)參與一個區域可靠度機構，而相關的輸電業主/輸電調度中心(TSO)參與另一個區域可靠度機構。

圖AR.0 北美電力可靠度公司(NERC)之6大區域可靠度機構轄區範圍(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

ii. 關於本報告

 本(2022)年度報告的目的係提供政策制定者、電業領導者及管制機關，有關影響北美幹線電力系統(BPS: Bulk Power System)可靠度(Reliability)及韌度(Resilience)議題之客觀及簡潔的資訊。具體而言，本報告執行以下工作：

• 識別電力系統各方面性能趨勢及新出現之可靠度風險
• 互聯電力系統之相關健康情況通報
• 量測所部署的緩解措施是否成功

北美電力可靠度公司(NERC)作為北美的電力可靠度組織(ERO)，致力於確保有效及有效率降低北美BPS之可靠度風險(reliability risks)及安全度風險(security risks)。年度與季節性風險評估(Annual and seasonal risk assessments)著眼於未來系統，而緊急風險特別報告(special reports on emergent risks)則著重於識別及減緩潛在風險。此外，對過去BPS性能之分析則作為記錄BPS裕度(adequacy)及識別系統正面或負面性能的趨勢;年度可靠度狀況報告(annual State of Reliability report)是對過去系統性能的一項分析，用來告知電業管制機關、政策制定者及電業領導者，同時為那些對基礎資料及詳細分析感興趣者提供強力的技術支援。

ii.1 發展過程

ERO工作人員在性能分析小組委員會(PAS:Performance Analysis Subcommittee)支援下制定了此一獨立評估報告。這份2022年可靠度狀況(2022 State of Reliability)報告側重於上一個完整年度期間的幹線電力系統（BES: Bulk Electrical System）性能而透過一組事先訂定的可靠度指標，及由ERO人員與技術委員會(technical committee)參與者所進行更詳細分析來量測而得結果。本報告已得到可靠度與安全技術委員會（RSTC: Reliability and Security Technical Committee）的認可，並得到NERC董事會的接納。

ii.2 主要資料來源

資料來源除了各種資訊分享機制-包括（但不限於）NERC RSTC及電力資訊分享與分析中心（E-ISAC: Electricity Information Sharing and Analysis Center）-之外，還有ERO (NERC)管理與維護的資訊系統，詳如下圖所示：

圖AR.1 NERC(ERO)維護及管理之資訊系統(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

ii.3 考量：

• 除非另有說明，否則本報告中的資料代表 2021年1月至12月運轉年度的性能績效。
• 本報告中的分析，係根據本報告發佈時可用的2017-2021年資料，提供依據來評估2021年相對於過去五年的績效。發佈報告後所發生的任何資料更新都將反映在後續報告中。
• 本報告 是對全電業趨勢的研究，而不是對個別實體績效的檢討。因此，本報告中提供的資訊總是在互連層級或區域實體層級之匯總，以保持個別通報組織的匿名性。
• 關於各種途徑、方法、統計試驗及程序的背景資料，可根據要求提供。
• 當呈現以互連系統分析時，魁北克互連系統（QI: Québec Interconnection）與東部互連系統（EI: Eastern Interconnection）係綜合在一起，以確保機密性，除非顯示QI的特定分析。

iii. 執行摘要(Executive Summary)

這份 2022年可靠度狀態(State of Reliability)報告是NERC對2021年期間北美幹線電力系統(BES)可靠度的檢討。它準備告知管制主管機關、政策制定者及電業領導者相關主要可靠度風險及績效趨勢、以及為解決這些問題而採取的措施、與過去行動之有效性。

2021年，北美幹線電力系統(BES)可靠度面臨著前所未有的挑戰。儘管面臨這些挑戰，電力調度中心仍能夠維持電力系統可靠度，但有一個明顯的例外：2021年2月的極端及持續的寒冷天氣，特別是在德州及美國中南部地區，導致受影響地區的電力調度中心下令實施美國歷史上最大的限電措施。 此限電量排名也是僅次於2003年8月美加東北部及1996年8月美國西部互連系統(WI)大停電事故之負載MW停電量第三的大停電事故。 雖然這些緊急應變措施對於防止系統崩潰造成更長時間的停電是必要的，但嚴重的負載限制及與天氣有關的非計畫性停電給數百萬用電戶帶來了巨大的困難。德州的停電與寒冷天氣導致至少210人死亡。 2021年11月，聯邦能源管制委員會（FERC）、NERC及受影響區域可靠度機構公佈了一份大停電事故徹底分析報告。該報告分析證實，業界沒有充分落實2011年首次發現的類似事件的自願建議。 基於這些相關調查結果，這份「2022年可靠度狀況報告」考慮了FERC、NERC及區域可靠度機構報告的28項建議，其中包括幾項強制性寒冷天氣準備的可靠度標準。

2021年3月，NERC董事會採取行動，加速完成2019-06年寒冷天氣專案計畫下之EOP-011-2，IRO-010-2及TOP-003-5可靠度標準的修訂。NERC董事會於6月通過了這三項標準修訂;FERC隨後於8月批准了所有這三項標準，並於2023年4月1日生效。EOP-011-2 標準包括發電機業主與發電運轉公司的新寒冷天氣準備規劃要求。IRO-010-2及 TOP-003-5標準為可靠度協調中心(RC)、平衡機構（BA）、發電機業主、發電運轉公司、輸電運轉公司、輸電業主及配電公司建立了新的寒冷天氣發電機組運轉限制資料規範以及收集與通報要求。

除了上述制定寒冷天氣冬季化標準外，NERC(ERO)還加大了緩解措施，包括在長期可靠度評估中針對極端氣候情境燃料保證指南之實施，以及制定能源資源裕度的其他標準。除其他事項外，2021年2月的寒冷天氣事件及其他過去相關的惡劣天氣事件，證實電力與天然氣行業之間的相互依賴性是主要新可靠度風險，必須明確加以管理的。

在2021整個年度，北美電業繼續遭受不同程度的複雜度及嚴重度之資通網路與實體攻擊。儘管BES的可靠度得以維持，但國家的敵人及有組織的資通網路犯罪分子已經證明他們有能力及意願來破壞關鍵基礎設施。值得注意的是，資通網路攻擊通常針對數位供應鏈。此外，可疑資通網路攻擊事件的報告（包括漏洞暴露、網路釣魚、惡意軟體、服務停止及其他與資通網路相關的報告）也大幅增加。雖然2021年實體安全事件總數略有增加，但最嚴重的事件類型有所下降。

展望未來，電業必須繼續將資通網路與實體安全考慮及傳統的電力系統規劃、運轉、設計及復電實務相整合。E-ISAC正在以雙管齊下的辦法為這些努力作出貢獻：對特定事件作出積極反應與進行專門的趨勢分析，來適應成員與夥伴組織的運轉及資訊技術環境。

與往年一樣，2021年發生了幾起廣泛的太陽能（PV）出力喪失事件：兩起在德州及加州四起。 雖然可靠度得以維持，但這些事件繼續發生的事實，突顯擴大及加速NERC(ERO)與電業為解決這些問題而做出的努力的重要性與緊迫性。電業必須可靠地整合快速增長的以換流器為基礎電源（IBR: inverter-based resources），包括太陽能及儲能。

為了解決IBR的系統性問題，NERC繼續敦促業界採用NERC指南中規定的建議做法，即使NERC開始根據這些指南制定強制性可靠度標準（參見 主要調查結果及正在進行的措施章節）。建議的做法包括重新關注互聯系統規定之建立與改進、改進互連系統與可靠度研究以減緩系統模型錯誤，以及開發全面的變流器穿越標準(inverter ride-through standard)。

廣域與長期極端天氣事件的影響，如2021年2月的美國中南部寒冷天氣事件及2020年8月的美國西部廣域高溫事件，凸顯了在電源裕度 (resource adequacy)及能源充足規劃中考慮極端情境的必要性。隨著電源配比(resource mix)的演變，許多地區的彈性發電的水準（亦即燃料保證、天候化及可調度電源）正在下降，增加了能源短缺的風險。尖峰負載期間不再是唯一明確風險期間;相反，當依賴天氣的發電受到異常大氣條件影響時或極端條件中斷燃料供應時，都可能會出現風險。因此，ERO分析及追蹤這些事件影響的方法正在不斷演變。儘管2021年的備用容量(margins)都被評估為足以滿足傳統可靠度標準，但用於2021年季節性可靠度評估的NERC分析考慮了更極端的條件，並警告20個評估區域中有8個地區存在潛在的季節性電力不足，佔構成北美BPS地理面積的將近一半。

此外，過去一年的事件導致NERC開始重新評估如何最佳量測電業整體可靠度績效目標，反映在「可靠度之足夠水準（ALR: Adequate Level of Reliability）」定義中。早在2015年，NERC績效分析小組委員會(Performance Analysis Subcommittee)就強調需要有指標來評估BPS對不斷變化的發電組合的韌度(resilience)，而電業的努力已經推進了這一工作。本報告介紹了評估復電的方法，作為開發正式韌度指標(formal resilience metrics)的第一步。

2021年，由於變電所設備故障及人員績效所引起之輸電及變壓器自動停電量與年對年(year-over-year)及過去五年平均值都有所改善。輸電故障嚴重度（TOS: Transmission outage severity）、導致停電的輸電事故以及 NERC轄區的規劃備用容量(planning reserve margin)也獲得改善。所有互連系統的頻率反應維持穩定或改善，以及在魁北克互聯系統(QI)及西部互聯系統(WI)中第3級能源緊急警報（EEA）的數量也有所改善。

由於2021年2月的寒冷天氣事故，德州互連系統（TI）及東部互聯系統(EI)的第3級能源緊急警報(EEA)指標現在正在受到監視。其他被監測的可靠度指標是由於交流電路故障及保護系統失靈而導致的自動輸電及變壓器之停電、發電加權等效故障率（WEFOR: weighted-equivalent forced outage rate）、及擾動控制標準。

iii.1主要發現與正在進行的措施

NERC根據在為本次2021年北美幹線系統(BES)可靠度性能之評估所收集的資料與資訊，確認了六項主要發現，並正在採取措施解決這些問題。極端氣候對幹線電力系統(BES)的衝擊，係一潛在四項主要發現的一致主題。

iii.1.1A 主要發現1(Key Finding 1)

2月份的寒冷天氣事件顯示，受影響地區很大一部分發電機組群無法在極端寒冷的天氣期間供應電力。

在2月份，幹線電力系統(BES)電力調度中心面臨非計劃性及失控的發電機停機，需要依靠大量必要的緊急措施來避免系統不穩定、不受控制的系統分離、系統連鎖事故、或系統電壓崩潰。

由於2月份的寒冷天氣事件之故，造成電力調度中心啟動負載限制，透過電能緊急警報(EEA)應變流程通報的限電量是自NERC開始通報這一指標以來的最高量，幾乎是高於上一年度的一百倍（2021年為10.15 億度 vs. 2020年的0.13億度）。有關此主題的更多資訊，請參閱第 3 章的能源緊急警報(EEA: Energy Emergency Alerts)章節。

iii.1.1B 正在進行的措施(Actions in Progress)

NERC正在迅速實施「FERC、NERC及區域可靠度機構人員報告：2021年2月德州及美國中南部寒冷天氣事故」之建議。 一旦實施，這些校正措施將提供BES規劃部門及電力調度部門提供額外的工具，以避免極端寒冷天氣事件所引起的BES可靠度威脅之再次發生，並解決長期規劃及運用計畫/運轉期程之能源可用率標準(energy availability standards)制定問題。

iii.1.2A 主要發現2(Key Finding 2)

電力及天然氣的相互依存關係不再是新出現的風險，而是需要立即加以關注，包括實施緩解措施。

在過去幾年中，電力及天然氣行業的相互依賴性已被確定為幹線電力系統(BES)可靠度之新風險。現在很明顯，這些風險不再是新出現的風險;它們正在成為現實並有望增加。燃氣機組現在是不斷增長的變動性再生能源電源之可靠整合的必要平衡電源，並可預期在新儲能技術得到充分發展及大規模部署以提供平衡電源之前，繼續維持其地位不變。

同時，通常需要可靠的電力供應來確保提供這些平衡電源天然氣燃料不中斷，特別是在再生能源發電資源佔比(滲透率)最高的地區。有關詳細資訊，請參閱「第3章的規劃備用容量(Planning Reserve Margin)」及「第 4 章的關鍵基礎設施相互依賴關係(Critical Infrastructure Interdependencies)」。

iii.1.2B 正在進行的措施(Actions in Progress)

NERC的前瞻性可靠度評估計劃繼續強調對燃氣發電日益依賴的風險。NERC積極鼓勵註冊個體成員依據NERC的「2020年3月可靠度指南(reliability guideline)-幹線電力系統燃料保證與燃料相關之風險分析 (Fuel Assurance and Fuel-Related Reliability Risks Analysis for the Bulk Power System)」中規定，以類似合理及極端天然氣中斷的模型進行研究，

此外，NERC及業界正在優先處理目前正在起草的兩項標準授權請求，要求註冊個體成員進行規劃及運轉方面研究，以確保能源電源充足。

iii.1.3A 主要發現3(Key Finding 3)

隨著氣候變遷增加極端天氣事件的強度與頻度， 惡劣天氣再次挑戰幹線電力系統(BES)將電網韌度【Grid Resilience）(承受極端事件並從中恢復的能力）】列為重點。

NERC開始分析2020年惡劣天氣引起的最大輸電事故，並引入了新的量化方法(quantitative measures)來評估這些事故的嚴重度，以及隨後的復電過程。在第2章中的韌度(Resilience)及復電(restoration)分析，提供了在極端天氣事故期間及之後幹線電力系統(BES)性能績效的更多見解。NERC繼續檢驗與天氣相關的大型輸電事故的停電與復電過程，來發展韌度統計資料，以量測及追蹤幹線電力系統(BES)從極端天氣事故的衝擊中之承受、適應、防範、及恢復之能力。

iii.1.3B 正在進行的措施(Actions in Progress)

NERC正在利用檢驗發電及負載之跳脫，以及改善設備故障與天氣之間的關聯，來擴展並進一步細化韌度與復電分析。由此分析結果可以協助定位某些風險區域、及對受各種天氣事件影響的系統性能之基準測試，並作為電業投資及緩解的關鍵資料。

iii.1.4A 主要發現4(Key Finding 4)

地緣政治事件、新的弱點、新的且不斷變化的技術、以及日益大膽的資通網路犯罪與駭客活動分子，對幹線電力系統(BES)的可靠度提出了嚴峻的挑戰。

北美電業經在數位供應鏈遭受一系列攻擊。此外，可疑資通網路事件（包括弱點、網路釣魚、惡意軟體、停止服務及其他與資通網路相關的通報）的通報也大幅增加。在一個網際網路啟用中的環境中，可靠度之弱點與風險是嚴重且不可避免的。第4章的 「資通及實體安全(Cyber and Physical Security) 」章節提供了有關此主題的更多資訊。

iii.1.4B 正在進行的措施(Actions in Progress)

業界正在發展以安全通知機構實務，利用安全架構與活動來保護運轉及組織上環境，以減輕並做好準備威脅可靠度的安全風險。NERC與技術委員會正在起草供應鏈要求與指南，以減少弱點並更完善保護電業系統及基礎設施。

iii.1.5A 主要發現5(Key Finding 5)

大型評估區域已經變得依賴再生資源來滿足系統尖峰負載，但2021年德州及加州的多次太陽能停電事件，證實未解決的變流器問題(inverter issues)增加了可靠度風險。

德州及加州電力調度中心(CAISO)轄區的多次太陽能停電事故，就如敖德薩擾動報告(Odessa Disturbance Report)及2021年CAISO太陽能擾動報告(2021 CAISO Solar PV Disturbance Report)中詳述的那樣，凸顯與互連系統容量不足的以換流器為基礎電源(IBR)相關的BES可靠度風險持續存在。在此同時，來自幾個地區的評估資料顯示，沒有再生能源發電就無法滿足尖峰負載需求。未能解決太陽能留下的換流器問題，增加了可靠度風險。有關此主題的更多資訊，請參見第 3 章的「電源裕度(Resource Adequacy)」章節。

iii.1.5B 正在進行的措施(Actions in Progress)

NERC與業界正在實施敖德薩擾動報告(Odessa Disturbance Report)及2021年CAISO太陽能擾動報告(2021 CAISO Solar PV Disturbance Report)中所提出具有高度優先順序及重點策略的建議。高優先順序項目包括將電磁暫態模型納入NERC可靠度標準，並制定專門針對發電機保護及控制的全面穿越要求(comprehensive ride-through)。

iii.1.6A 主要發現6(Key Finding 65)

急需額外資料類型，讓可靠度性能目標的裕度級別之更完整分析，。

五項可靠度之裕度級別 (ALR: Adequate Level of Reliability )性能目標中的兩項沒有適當的性能量測，因為沒有收集支持它們的資料。需要以換流器為基礎電源(IBR)之性能、電壓績效、能源裕度、及停電與復電之量測資料，來改進幹線電力系統(BES)可靠度性能之趨勢與分析。雖然BES的復電與韌度分析已經開始，但在這些事故期間電源與負載復電之量化及趨勢化效率，需要依賴額外資料的新分析。第5章提供了有關此主題的詳細資訊。

iii.1.6B 正在進行的措施(Actions in Progress)

NERC正在確定適當的方法來量測已識別差距的ALR績效目標。

第一章：北美幹線電力系統-重要數字(The North American BPS—By the Numbers)

圖1.1楬櫫了有關北美幹線電力系統(BPS)之一些主要數字及事實。 在接續下一頁概述了NERC如何定義BPS可靠度(reliability)。

圖 1.1：2021年幹線電力系統(BPS)明細、績效統計及主要功能組織

1.1 2021 年重要事件(2021 Key Occurrences)

極端天氣、太陽能IBR反復出現的系統性問題，以及資通網絡安全威脅導致了一系列事件，這些事件對BES可靠度產生了不利影響，以及造成在2021年限電量逐年急劇增加。例如，2021年2月，由於寒冷天氣準備工作不足及天然氣供應中斷導致的資源無法使用，造成德州及美國中南部發生歷史性的可靠負載限制。 2021年的極端天氣事件還包括6月的西北部「熱罩現象(heat dome)」、艾達颶風，以及在12月初龍捲風致命性的路徑橫掃八個中南部及中西部州，造成毀滅性後果。

2021年，太陽能IBR無法穿越輸電系統的瞬時故障事件之系統性問題再次出現，導致來自較小的個別太陽能發電設施數百MW的電力供應同時跳脫。 透過所有這些，BES規劃者及營運者繼續管理著來自Covid-19疫情、資通網絡安全威脅及供應鏈問題的風險。

1.1.1  2021 年極端天氣事件(2021 Extreme Weather Events)

正如NERC對氣候變遷、極端天氣、及第15次電力系統可靠度技術會議的評論，以及「 FERC、NERC 及區域可靠度機構參謀報告：2021年2月德州及美國中南部的寒冷天氣停電(FERC, NERC and Regional Entity Staff Report: The February 2021 Cold Weather Outages in Texas and the South Central United States)」所強調的，16起極端事件已經有更大的衝擊在幹線電力系統(BPS)可靠度上，而這些衝擊主要歸因於極端天氣對快速轉型電網之影響。 NERC最近的規劃評估警告說，冬季及夏季的惡劣天氣可能會導致大量電源跳脫，並且電網調度中心(grid operators)可能需要採取調度運轉緩解或電能緊急警報(EEA) 措施來滿足電能需求。在那只能被說成為非比尋常， 2021年見證了這些風險中之一一的體現。 本小節涵蓋二月寒冷天氣事件、西北熱罩現象、德州及加州的太陽能跳脫事件、美國西部及加拿大的野火、颶風艾達以及暴風雨及龍捲風等事件。

1.1.1.1 二月寒冷天氣事件(February Cold Weather Event)

如圖1.2所示，2021年2月冬季天氣事件是過去10年中第四次危及幹線電力系統(BES)可靠度之寒冷天氣相關事件。

圖1-2  2021年2月橫跨北美之平均氣溫

在2月8日至20日期間，極端低溫及凍雨(freezing precipitation)導致德州及美國中南部的1,045部幹線電力系統(BES)發電機組銘牌容量總計19,281.8萬瓩發生了4,124次停電、降載、或啟動失敗事件。 非計畫性機組停電在2021年2月冬季天氣事件期間不斷升級，累計達到上一次最大寒冷天氣事件期間之2011年的四倍多（6,562.2萬瓩對1,470.2萬瓩）。

在2月15日中部時間上午7:00至2月17日中部時間下午1:00之間，僅德州電力調度中心(ERCOT)轄區平均無法運轉發電容量就高達 3,400 萬瓩，幾乎是 ERCOT史上冬季尖峰負載 6,987.1萬瓩的一半。 由於最寒冷的天氣在2月14日那一星期出現，電力需求增加，ERCOT、西南電力池 (SPP) 及中陸電力調度中心(MISO)等轄區同時面臨緊急情況。為了因應這些緊急情況並避免更具破壞性的連鎖大停電及系統全黑，德州電力調度中心(ERCOT)發佈可靠負載限電命令，在系統最惡劣情況時限電量總計高達2,000萬瓩。 在 東部互聯系統(EI)、SPP 及 MISO轄區系統中電力調度中心在2月15日及16日可靠負載總共限電量也達341.8 萬瓩。總計手動2,341.8萬瓩限電量是美國史上最大的受控固定負載限電事件。

在德州，氣溫連續六天低於冰點。 在此期間，德州有超過450萬人沒電可用，有些地方停電長達四天。 正如202年11月的「FERC、NERC 及區域可靠度機構參謀報告」中分析該事件所記錄的那樣，至少有210人的死亡與2021年2月的寒冷天氣停電直接或間接相關，估計僅德州的經濟損失就在800億到1,300億美元之間。

FERC、NERC 及區域可靠度機構參謀報告確認了兩個肇因的混合作用，這是過去十年觀察到的反復出現之模式的一部分，導致發電不可用率(unavailability)急劇增加並最終導致可靠負載限電：

• 大量未準備好因應寒冷天氣的發電機組跳機。
• 由於寒冷天氣導致天然氣產量大幅下降，天然氣處理量下降到很小程度，因此天然氣燃料供應難以滿足住宅電暖負載及發電機組之天然氣需求。

此外，發電機組艦隊(generation fleet)對天然氣的依賴程度越來越高，加劇了天然氣燃料供應減少時之衝擊。

此報告確認了28項建議，包括對強制性可靠度標準的修訂。 這些建議涉及發電寒冷天氣可靠度、天然氣基礎設施寒冷天氣可靠度以及與 BES冬季尖峰負載運轉的聯合準備、電網緊急運轉準備及電網季節性寒冷天氣準備。可靠度組織(ERO)公司目前正在執行其中的許多建議。

1.1.1.2 西北熱罩現象(Northwest Heat Dome)

從2021年6月下旬到7月上旬，籠罩太平洋西北部的熱浪給通常涼爽的地區帶來了前所未有的溫度-西雅圖達108°F(42°C)，波特蘭為116°F(47°C)-並奪去了 1,000多人的生命，如圖1.3所示，太平洋西北部一些人口最稠密的地區記錄到有記錄以來的最高平均氣溫。 這些前所未有的溫度導致整個地區的電力公司創造了新的歷史夏季尖峰負載記錄。 在熱罩期間，幾個變電所配電變壓器達到內部熱點水準，導致某些地區停電。 再加上布特雷格大野火(Bootleg Fire)，該事件導致可靠度協調中心(Reliability Coordinators) 因為輸電線衝擊產生了電能量受限負載口袋而發布了三次第三級電能緊急警報(EEA Level 3s)。

圖1-3  2021 年 6 月全美 6 月平均氣溫

1.1.1.3 德州及加州太陽能發電跳脫事件(Texas and California Loss of Solar Events)

在幹線電力系統(BPS)上的電網擾動繼續導致BPS連接的太陽能電源之不可靠運轉，尤其是無法「穿越(ride through)」這些擾動。 2021年5月9日及6月26日，德州互聯系統(TI)發生了太陽能電源出力的大範圍減少，這是加州以外發生的第一起此類事件。 5月9日的「敖德薩擾動(Odessa Disturbance)」是2021年9月 「NERC與德州可靠度機構(TRE)聯合參謀報告」的主題，涉及距引發事件地點最遠200英里的太陽能發電設施，以及德州敖德薩附近的發電機組升壓變壓器發生單相接地故障。 與之前的加州事件一樣，德克薩斯州5月及6月的事件主要歸因於變流器(inverter)控制、電廠控制及設施內保護的異常性能。2021年6月至8月期間，加州又發生了四起廣泛的太陽能發電跳脫事件，這主要是由以最低性能要求來互連的老舊設施造成的。 2022年4月之「NERC及西部電力協調理事會(WECC) 聯合參謀報告-2021年6月至8月間加州電力調度中心多起太陽能發電擾動(Joint NERC and WECC Staff Report – Multiple Solar PV Disturbances in CAISO Disturbances between June and August 2021)事件」提供了這四件加州擾動的詳細分析。 在這些事件中，太陽能電源的廣泛跳脫也伴隨著同步發電機的跳脫、與改善措施方式(RAS: remedial action schemes)之意外互動，以及分散式能源(DER)的一些跳脫。

德州及加州的事件繼續楬櫫確保可靠之資源配比(resource mix)的重要性，這種資源配比能夠透過提供基本可靠度服務來支持BPS，包括在偶發事件期間。 前面提到的擾動報告楬櫫了往前改進的三個顯著領域：

• 電業採用NERC指南，重點是建立及改進併聯規定來確保 IBR 的可靠運轉，並透過性能驗證確認資源正在提供滿足這些規定的基本可靠度服務，以及改進模擬(建立模型)及研究實務以減少系統模擬錯誤及電業所面臨的挑戰。
• 對NERC可靠度標準進行重大更新以解決系統性能問題，特別是在「基於變流器特定性能資源(inverter-specific performance-based resources)」之領域，建立性能驗證標準，制定全面性穿越標準，並顯著增強模擬(建立模型)及研究標準 以確保在做出可靠度決策時使用準確且經過驗證/驗證的模型。
• 發電機互聯過程及FERC發電機互聯程序及協議之現代化，以確保採取適當的步驟，以便當在快速互聯更多IBR時，考慮新互聯IBR的可靠度及 BPS 的整體可靠度。

為了解IBR的運轉績效，2022年正在進行第1600節資料要求，以收集太陽能發電設施的GADS資料並擴大到風力發電通報。

1.1.1.4 美國西部及加拿大的野火(Wester n U.S. and Canadian Wildfires)

雖然大多數野火對電力系統的影響都在配電層面，但野火也會對幹線電力系統(BPS)的可靠運轉構成風險。 這些風險是透過輸電基礎設施的損壞及透過事先預防性公共安全停電而產生的。

021年第三季度至少有一場野火對BES有重大影響：布特雷格大野火(Bootleg Fire)導致了7月6日開始的幹線電力系統(BPS)事件，當時三條500kV超高壓輸電線路在七分鐘內跳脫。 當三條線路中的第二條恢復送電時，對BPS的影響已經持續過了五個多小時。 雖然沒有可靠負載被卸載，但有一家電力公司在升級到第三級電能緊急警報(EEA-3)之前，確實使用它們的需量反應計劃將負載降低了174.8萬瓩(1,748 MW)。 另外兩次第三級電能緊急警報(EEA-3)係該電力公司系統備轉容量低於規定值時宣布的。

2021年，西部互聯系統(WI)野火的數量及規模略低於2020年的總數，但野火仍然是一個威脅。 2021年近26,000起火災燒毀了810萬英畝土地，一年比一年分別減少3%及14%。 大多數州因野火焚毀的土地面積比前一年少，但愛達荷州、蒙大拿州及新墨西哥州是例外。 加拿大艾伯塔(Alberta)省及卑詩(British Columbia)省的燒毀面積分別是前一年的15倍及57倍； 這凸顯了州級及省級統計資料從一年到下一年的極端變化，而不是趨勢。

野火與乾旱有關，並在美國西部持續存在，特別是在俄勒岡州、加州、內華達州、猶他州、新墨西哥州及蒙大拿州。 2022年3月，整個地區面臨嚴重異常乾旱條件的比例略高於2021年3 月。為了更好地了解野火與輸電停電之間的關係，WECC啟動了一項利用有關火災及輸電停電的詳細資訊基於地理資訊系統(Geographic Information System-based)的研究計畫。 雖然這次調查的結果在一段時間內不會公開，但初步結果並未顯示出任何明顯的趨勢。

1.1.1.5 艾達颶風 (Hurricane Ida)

根據美國國家海洋及大氣管理局(NOAA: National Oceanographic and Atmospheric Administration )的資料，2021年是有記錄以來命名暴風雨最活耀的第三名的一年，連續第六年高於常年大西洋颶風季及連續兩個颶風季間有記錄以來首次用盡了21個暴風雨命名的名單。

艾達颶風是2021年最具破壞性的暴風雨之一，它於2021年8月29日登陸路易斯安那州，恰逢卡崔娜颶風(Hurricane Katrina)16週年。 艾達颶風是一場致命且具有破壞性的4級颶風，成為有記錄以來襲擊路易斯安那州的第二大破壞性颶風（僅次於卡崔娜颶風）。 當艾達颶風橫掃路易斯安那州東南部時，它維持颶風強度，主要影響路易斯安那州及密西西比州的機構。 艾達颶風強風主要影響到路易斯安那州，導致210條輸電線路跳脫，在SERC轄區約有120萬用戶停電，其中包括大新奧爾良地區。 來自41個州的30,000多名工人致力於恢復整個受災地區的電力供應。 圖1.4顯示了艾達颶風的路徑，表1.1及表1.2摘要了其對BES影響。

圖1.4艾達颶風之路徑

1.1.1.6雷雨及龍捲風(Thunderstorms and Tornadoes)

2021年12月10日下午形成了一個大暴風雨系統，伴隨著持續長時間的雷雨（見圖 1.5），這些雷雨整合成一條線，從阿肯色州延伸到密蘇里州、田納西州、肯塔基州及伊利諾伊州。 八個州在此期間通報了龍捲風，包括兩長距離 EF-4 龍捲風。 與此次事件相關的最長龍捲風路徑將近166英里，橫跨肯塔基州及田納西州的一小部分。 與該雷雨系統相關的龍捲風路徑總長度超過800 英里，最高強度時的風速為190英里/小時。 在最嚴重的時候，雷雨的破壞造成停電，影響了SERC轄區超過270,000戶用戶。

2021年12月的龍捲風事件造成了廣大輸電系統的損壞，包括67條輸電線路或線段的停電。 一龍捲風沿著500kV輸電路權廊道行進，導致大量輸電結構受到廣泛破壞，包括基礎損壞。 500 kV線路長達數英里的損壞使修復工作變得複雜。

圖1.5  2021年12月龍捲風遍佈圖

第二章：嚴重風險、衝擊、及韌度(Severe Risks, Impact, and Resilience)

本章涵蓋三個領域：嚴重度風險指數、極端事件日對幹線電力系統(BES: Bulk Electric System)的影響以及幹線電力系統對極端天氣的韌度(恢復能力)。

2.1 嚴重度風險指數(Severity Risk Index)

嚴重度風險指數(SRI)係根據幹線電力系統(BPS)之負載跳脫、發電跳脫及輸電跳脫的綜合衝擊來衡量每日系統狀況的嚴重度(Severity)。 SRI提供了一種定量(quantitative)衡量標準來評估每天這些事件之相對嚴重度，以及提供了幹線電力系統(BPS)性能績效之全貌，讓NERC評估其可靠度的年份比較趨勢。 對於電氣及電子工程師協會(IEEE)配電可靠度工作小組(Distribution Reliability Working Group)所提供的2021年限電量(load loss)資料，德州互聯系統(TI)係代表性不充分。 過去，NERC已經認識到TI中限電量代表性的覆蓋範圍不完整； 但是，由於在2021年2月遭遇的極端條件下需要幹線電力系統(BPS )限電的激烈態度及其對配電用戶可靠度之影響，因此使用代理輸入(proxy inputs)來估計這些措施的影響。 代理輸入係利用從「停電(PowerOutage)」網站獲得之資料、以及用戶向能源部(DOE)能源資訊管理局(EIA)通報所使用的資訊。

圖2.1繪製了2021年的每日SRI分數與使用2017-2020季節性每日績效表現(performance)計算之控制限制值的對比圖。 按每日基礎上，存在一般正常性能的範圍，透過灰色帶可見或在每日季節性90%控制限度內。系統緊迫天數係利用那些超出季節性每日控制限度的天數確定。 2021年的前10天標有嚴重程度等級。 圖2.2 提供了圖 2.1的完整版本，來顯示2 月寒冷天氣事件期間每日SRI分數的大小與其他每日SRI分數相比，（見表 2.1）。

圖2.1  2021年每日嚴重度風險指數與SRI前十名標籤(90%信用區間)

圖2.2  圖2.1之全尺寸圖

表2.1提供了2021年前10名嚴重度風險指數天(SRI Days)評分的詳細資訊。該表包括特定事件是否是一個促成因素、發生的事件類別以及區域機構的大致位置。 2021年SRI排名前10名的所有天數都主要歸因於某種類別的天氣事件：6天是由於2月的寒冷天氣事件導致的，2天與雷雨有關，1天是由於強風及龍捲風，1天是由於颶風及特殊保護系統誤動作導致發電跳脫。

2.1.1 嚴重度風險指數績效趨勢(SRI Performance Trends)

透過去年之最高嚴重度風險指數(SRI)日數與前幾年進行比較，可以識別出績效趨勢。 圖2.3顯示了過去五年中每一年的最高10個SRI日，按降冪排序。 2021年最高五個SRI日大大超過了前五年的所有最高10日，而其餘五天與歷史趨勢更相似。

圖2.3  最高年度每日嚴重度風險指數降冪排序曲線

為了將2021年的嚴重度日數與幹線電力系統(BPS)歷史績效相結合，五年期間排名最高10日數每年更新一次。 表2.2指認了2017年至2021年間發生的最高10個SRI日，其中包括發電、輸電及限電三大部分每日SRI的造成因素，以及造成事件資訊及受事件影響的區域可靠度機構。 2021年最高5個SRI日（以紅色顯示）已經取代了之前所有最高SRI日，指出這些日子的嚴重度不僅2021年最高，而且在過去五年中也是如此嚴重。 所有這五天都是由於2月的寒冷天氣事件造成的。

幹線電力系統(BPS)的累積績效係利用一年中每一天的SRI加總來計算的。 表 2.3 顯示了2017-2021五年期間的年度累計SRI。 在此期間，2021年的年度累計SRI最高，在統計上顯著高於2019年及2020年。2021年輸電系統的績效與往年相似，年度累計SRI之增加係因發電及限電的增加所導致的。

2.2 極端事件日之幹線電力系統影響(Bulk Electric System Impact of Extreme Event Days)

2.2.1 極端事件日(Extreme Event Days)

極端事件天數係被指認為在北美或指定互聯系統任何季節之高於第95個百分位上限的事件有關歷史嚴重度(historical severity)測量值。此分析擴展到輸電及發電元件對SRI造成因素，在先前報告的「嚴重度風險指數(SRI)績效趨勢(SRI Performance Trends)」章節來探索極端日之肇因。

因應極端天氣日在幹線電力系統(BES)資源之影響，特點是在給定日期通報立即故障或降載輸電或發電之數量。 利用分析極端事件日的影響及原因，可以指認那些條件對BES構成最高風險。 雖然此分析並未解決所有潛在情境，但從極端事件期間的性能中學習有助於提供深入了解系統如何因應一系列條件及事件。

在附錄A「互聯系統補充分析(Supplemental Analysis by Interconnection)」中介紹了北美互聯系統輸電及發電極端日停電情況。分析在下列小節中列出，分別按輸電及發電提出報告。 輸電可用度資料系統(TADS: Transmission Availability Data System)中通報的總估計百萬伏安(MVA)容量，或 2021年北美或互聯系統通報給 發電可靠度資料系統(GADS)的淨最大容量(net maximum capacity)顯示在本章每張圖的右上角。

2.2.1.1 輸電衝擊：北美(Transmission Impacted: North America)

2021年，與2020年的14 天相比，有17天符合幹線電力系統(BPS)極端輸電日。在這些天裡，聚合潛在MVA容量由於受到自動輸電停電(輸電故障)影響高於平均日的2.2-7.6倍，亦即佔北美MVA總容量0.061%。 天氣(不包括雷擊)及保護系統設備故障係這些極端天氣日所通報事件主要引發肇因代碼(initiating cause codes)。 在2021年，輸電影響最嚴重的一天是在8月30日，主要是由於艾達颶風（見圖 2.4）。 對輸電停電略高於季節性界限（紅線）且未列出具體肇因的日子進行了調查； 它們是由於同一時間發生的停電或較小未命名天氣事件造成的。

圖2.4  2021年極端日期間輸電停電(故障跳脫)-北美

2.2.1.2 傳統發電影響：北美(Conventional Generation Impacted: North America)

根據GADS資料的分析，2021年共有17天符合北美的幹線電力系統(BES)極端條件（見圖 2.5），其中8天同一時間指認為輸電極端日（2月12日及18 日，以及 8月30日）。 在這些天，BES的發電部分遭遇了比平均日嚴重1.4-5.4倍的停電，佔總發電容量的1.035%。 其中五天可歸因於2月主要影響美國中南部的寒冷天氣事件。其他值得注意的事項包括6月28日破壞變電所及輸電機組的大雷雨以及從11月4日開始的大量無關聯的故障。發電停電日略高於季節性界限(紅線)沒有列出具體肇因但已經調查過； 它們是由於大型機組的同一時間故障造成的。

圖2.5  2021年極端日期間發電停電(故障跳脫)-北美

2.2.1.3 極端天氣日停電(故障)的首要原因(Top Causes of Outages on Extreme Days)

在極端天氣日發生的停電(故障)所通報的主要原因，按北美整體及各互聯系統的名次順序排序如下表所示。 天氣(不包括雷擊）、火災及保護系統設備故障是輸電系統的三大肇因（表 2.4）。

在極端天氣通報的發電停電(故障)之主要肇因係燃料/點火/燃燒系統相關設備以及經濟原因，這兩者都歸因於寒冷天氣事件（表 2.5）。

2.3幹線電力系統防範極端天氣之韌度

在 2021年可靠度狀況報告(SOR: State of Reliability)， NERC引入了2020年極端天氣引起的大型輸電事故的新分析，量化了復電與復原活動的某些方面項目。復電與復原措施(Restoration and recovery actions)可以減緩那些被確認為在極端事故日對幹線電力系統(BES)構成最高風險的情況。此分析基於輸電元件的停電及復電過程，而不是用戶負載的停電及復電。輸電系統復電以供應用戶用電始終是優先事項，用戶復電通常要費很長時間等待所有輸電元件復電完畢之後。

今(2022)年的可靠度狀況報告(SOR)側重於2021年與大型輸電天氣相關的事故及擴展韌度分析(resilience analysis)來評估颶風艾達所造成之主要輸電及發電的事故。此外，附錄 B 包括對由於諸如如颶風與龍捲風之極端天氣所引起之大型輸電事故的詳細分析及統計。這些統計資料可以量測與追踪輸電系統在極端天氣事故期間及之後的承受、適應、防範及恢復的能力。分析確認了從2016-2020年到2017-2021年輸電系統每種極端天氣類型之韌度統計資料的變化。

2.3.1天氣相關之輸電停電事故(Weather-Related Transmission Outage Events)

2.3.1.1輸電可用率資料系統(TADS)停電事故分組及2021年大型天氣事故

在TADS中所通報之演算群組的自動停電事故，係基於互連電力系統別以及相關的開始與結束時間。如果事故中至少一次停電由以下TADS肇因代碼(cause codes)：「天氣(不包括點燈）、閃電、火災或環境」之一所啟動或持續，則確定由此所造成的輸電停電事故與天氣相關。此程序生成停電之分組，係要進一步研究並與來自外部來源的天氣資訊進行比較，以確認或細分此事故。這種自動及手動程序的組合產生了一組輸電事故，此組事故可以跨越不同電力公司及區域可靠度機構的邊界，以及可以找出由極端天氣引起的重大事故，例如颶風。

停電分組程序產生了2021年發生的8個大型輸電事故（事故為事故大小等於20次或更多停電者）。表2.6按時間順序列出了這些事故，並顯示了每件事故的惡劣天氣類型及事故對系統影響的量化統計資料。所有被指定為復電分析一部分的大型輸電事故在輸電停電嚴重度(TOS: Transmission Outage Severity )極端天氣分析中也被指認為極端事故，顯示出各方法之間的一致性。

2021年8月29日開始的伊達颶風伊達，在東部互聯電力系統( EI )中發生單次事故之停電次數最多（通報了225次輸電停電）；這在表2.6中以紅字顯示。請注意，作為發電系統最大事故的2月寒冷天氣事故也導致在德州互聯電力系統(TI)發生大型輸電事故。附錄 B 中提供了元件停電-天數及 MVA停電-天數之定義。

表2.6 2021年度大型天氣相關輸電事故統計表(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

2.3.1.2停電、復電及性能曲線(Outage, Restore, and Performance Curves)

表 2.6 展示了事故規模及事故持續時間的可變性。然而，這些統計資料沒有完全解釋在事故期間所發生的事情；事故的停電、復電及性能曲線提供了有關事故如何展開的更多詳細訊息。如圖 2.6 所示，用於描述事故期間的輸電停電，這些曲線追踪元件跳脫的數量或 MVA在直軸上的衝擊，與水平軸上的發生時間。類似地，為了說明事故期間的發電停電，這些曲線追蹤在垂直軸上的發電機跳機量(停電)及在橫軸上的發生時間。

停電曲線係在橫軸的時間點顯示了累計停電元件數量、累計等效影響MVA或累計跳脫發電量。

復電曲線是在橫軸上的時間點顯示復電元件的累計數、累計復電等效MVA或復電的累計發電量。

最後，性能曲線是橫軸上顯示的停電元件數量、等效影響停電MVA或發電停電量。此值等於元件、MVA 或復電MW減去元件、MVA或MW停電量（亦即，性能曲線是復電曲線減去停機曲線）。性能曲線說明了事故的降級及復電階段。所有曲線都可以計算附錄B中定義的幾個重要事故統計資料，其中一些也包含在圖 2.6中。

圖2.6大型輸電或發電事故之停電、復電、及性能(Performance)曲線(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖2.7 艾達(Ida)颶風輸電元件之停電、復電、及性能(Performance)曲線(截斷在95%復電水準) (資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖2.8 艾達(Ida)颶風輸電以MVA為基礎之停電、復電、及性能(Performance)曲線(截斷在95%復電水準) (資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

2.3.2颶風艾達大型輸電及發電事故的韌度分析

2.3.2.1颶風艾達的輸電曲線及統計資料

颶風造成輸電系統最大、最長及最有影響的事故（以跳脫元件-天數、及 MVA- 天數來衡量）。颶風艾達是2021年規模最大、持續時間最長的事故，也是 2016-2021年影響最大的事故。 12 家電力公司在本次事故中通報了225次自動輸電停電分組。這些停電包括4次變壓器停電及221次交流輸電線路停電； 221次交流輸電線路停電中有24次是瞬間性的，其餘的則為持續停電故障。它也是2021年持續時間最長的事故，持續時間為124天，其中包括事故結束前的幾次非常長時間未復電的停電，因此圖2.7及圖 2.8 中颶風愛達(Ida) 的元件及基於MVA的曲線被截斷在95%復電水準，以便更佳顯示停電、復電及性能曲線的顯著變化。

復電過程從事故開始47分鐘開始，並穩步推進，在19天后復電了受颶風影響的214個元件(95%）及 MVA 的96,012(95%）（或僅佔事故總持續時間的 15%）。根據完整（未截斷）性能曲線計算的總事故停電為1,300個元件-天及 641,506 MVA-天。

2.3.2.2颶風艾達的發電系統曲線及統計數據

今(2022)年，NERC 正在擴展復電分析，到展示從裝置容量2萬瓩(20MW)以上的傳統發電機組，向NERC通報的事故及性能資料(performance data)，如何用於提供與大型輸電事故所用方法相當的大型發電事故分析。

由美國國家海洋與大氣管理局(NOAA: National Oceanic and Atmospheric Administration)確定之暴風雨的路徑，被用來確認隨著風暴之進展可能受到颶風影響的機組。颶風艾達對發電機組的影響是根據颶風直接影響之時間與地點進行評估的：在路易斯安那州及德州機組開始故障(forced outages)與降載(derates)發電是從2021年8月28日中午12:00 (美國中部時間)與2021年9月1日晚上11:59中部時間之間開始的。

儘管美國東北部及東南部的其他州受到颶風殘餘的影響，但主要影響發生在這兩個地區。雖然只有56件發電資料可靠度資料系統(GADS: Generation Availability Data System)事故明確通報告風是主要肇因，但其中約75%是在艾達(Ida)颶風期間通報的；在暴風雨期間，在受影響的足跡中也觀察到了其他與水有關的原因代碼（例如，濕煤、洪水）。

2.3.2.3輸電與發電之間的差異

由於功能、特性、及性質的根本差異，在同一大事故期間輸電復電性能與發電覆電性能的比較沒有意義。這樣做可能會引入沒有堅實基礎的預設與假設。

輸電系統係在功能上始終處於主要在 N+X 狀態下可用與運轉，其中 N 是提供足夠電力所需的最少元件，X 是將電力輸送到同一點的可用替代元件的數量，通常是個位數。發電則以備轉容量為基礎的模型上運轉，只要輸電路徑存在於某些不太嚴格的常數內，它就可以有效地互換。

以備轉容量為基礎的模型意味著在發生事故時有一定量的額外發電可使用，並且可以迅速上線以替代幾乎任何其他同等大小的發電跳脫量。因此，在備轉容量耗盡的臨界點之前，發電量跳脫的影響通常不太嚴重。所執行的發電分析不包括有關輸電停電是否相關於發電機停電、可用備轉容量或負載跳脫有關之資訊；備轉容量耗盡的臨界點也沒有指出。

此外，由於輸電系統主要位於室外及地上，它通常更容易受到天氣及快速連續停電的影響。相比之下，傳統發電受到更強固的結構的保護，減少了機組停電，但更容易受到洪水等更持久的影響。這導致同一事故的輸電通常比發電具有相對陡峭的停電曲線。

圖 2.9 顯示了颶風 Ida 採用與輸電相同的方法之發電停電、復電及性能曲線，。

  圖2.9 艾達(Ida)颶風發電以MW為基礎之停電、復電、及性能(Performance)曲線(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

表 2.7 提供了韌度分析的量測標準，其中的觀察結果突出顯示颶風艾達對輸電及發電之間的影響差異。

表 2.7 2021 年颶風艾達輸電與發電的韌度分析統計資料之比較表(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

本介紹性分析提供了一個樣例，說明為極端天氣之輸電韌度而開發的方法，如何作為開發復電分析方法的基礎，此方法識別適用於大型發電機停電事故的差異。 定義標準、措施、及歷史趨勢的分析將繼續進行，並將在未來的報告中提供更新。

第三章：電網兌變(Grid Transformation)

3.1資源裕度(Resource Adequacy)

本章選擇了兩項指標來指示幹線電力系統(BES)之資源充足狀況：規劃備用容量(PRM: Planning Reserve Margin)及能源緊急警報(EEA: Energy Emergency Alerts)。 規劃備用容量提供了一個前瞻性的展望，亦即預期是否有足夠的資源來滿足用電需求。 EEA 提供在互聯系統內潛在及實際能源緊急情況的即時（real-time）指示。

3.1.1 規劃備用容量（Planning Reserve Margin）

規劃備用容量係長期資源裕度(long-term resource adequacy)指標，定義為資源[預期(anticipated)或展望(prospective)]與淨內部系統負載兩者之差除以淨內部系統負載，並以百分比(%)表示。

預期資(電)源(Anticipated resources)係扣除已確認的除役資源，包括現有資源、正在建設中或已批准規劃要求、以及可靠容量融通(firm capacity transfers) 之容量。 展望資源(Prospective resources)係扣除了未確認的除役並包括所有預期資源加上下列：已請求但尚未獲得批准規劃要求、及預期非可靠容量融通(nonfirm capacity transfers) 之容量。

將規劃備用容量[預期備用容量(ARM: Anticipated Reserve Margin)或展望備用容量(Prospective Reserve Margin)]與參考裕度水準(RML: Reference Margin Level)來比較，以衡量規劃期間之資源裕度。 圖3.1顯示了可靠度評估區域別2021年夏季尖峰的規劃備用容量，圖3.2顯示了評估區域別2021-2022年冬季尖峰的規劃備用容量。

圖3.1  2021年北美各可靠度評估區域夏季尖峰期間規畫備用容量(預期及展望備用容量)[ 2021 Summer Peak Planning Reserve Margins (Anticipated and Prospective Reserve Margins)]

圖3.2  2021-2022年北美各可靠度評估區域冬季尖峰期間規畫備用容量(預期及展望備用容量)

3.1.2  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

在2021年夏季及2021-2022年冬季期間兩者前面所有可靠度評估地區規劃備用容量(Planning Reserve Margins)都超過參考裕度水準(RML)。這比去年的報告有所改進，去年的報告顯示德州可靠度機構(Texas RE)的德州電力調度中心(ERCOT) 的預期備用容量(ARM)未達到2020年夏季的參考裕度水準(RML)。

儘管ARM在所有可靠度評估領域都超過了RML，如圖3.1及圖3.2所示，但一些可靠度評估領域有關分析典型停電(故障)及極端運轉條件的影響提出了擔憂。 極端溫度導致負載增加，及高於預期的發電機故障及降載可能會創造條件讓電力調度中心(system operators)採取緊急運轉措施。表3.1突顯了典型停電及極端運轉情況可能對ARM除了2021年夏季及 2021-2022年冬季的ARM以外產生影響。 「綠色」方框表示備用容量高於評估地區的季節性RML，「橙色」方框表示可用資源滿足負載需求但不滿足RML，「紅色」方框表示資源低於研究條件的用電需求。在圖3.3及圖3.4中的地圖楬櫫了根據表3.1資訊在2021年夏季及2021-2022年冬季前面被指認為存在著資源短缺風險的可靠度評估地區。

圖3.3  2021年夏季可靠度評估風險地區地圖

圖3.4  2021-2022年冬季可靠度評估風險地區地圖

3.1.3 過去10年尖峰資源配比之變化(Changes in the Peak Resource Mix over the Past 10 Years)

在過去的10年裡，幹線電力系統(BPS)已將減少其燃煤發電尖峰容量9,870萬瓩(98.7GW)。 在此期間，BPS 增加了 7,700萬瓩(77GW)的燃氣、1170萬瓩的風力及 2520萬瓩的太陽能發電尖峰容量。再生風力及太陽能資源的變動性發電有助於資源裕度，但因為它們的輸出取決於在環境及本地天氣條件下，它們通常不會在尖峰負載時間（即尖峰期間）提供與傳統發電資源相同的容量貢獻。表 3.2 顯示了過去10年北美發電資源的尖峰容量構成的變化。 儘管風力及太陽能資源的銘牌裝機容量在過去十年中有了顯著增長[風力裝置容量從4,470萬瓩(44.7GW)增長到 13,770萬瓩，太陽能裝置容量在10年期間內從不到10萬瓩(1 GW)增長到超過 4,050萬瓩]，它們對尖峰容量的貢獻是2021年總發電量的5%。

北美BPS不同地區的發電資源配比及其變化速度差異可觀。 圖3.5提供了自 2011年以來發電資源配比之互聯系統層級視圖。NERC的長期可靠度評估報告了目前發電資源配比及未來10年的預測，涵蓋北美BPS四個互聯系統中的20個評估區域。

圖3.5  北美互聯系統別之2011與2021年容量資源配比比較圖

3.1.4 資源配比演變之風險管理(Managing Risks as the Resource Mix Evolves)

變動性能源資源(VER: variable energy resources)之增加，主要是風力及太陽能，以及傳統發電的除役，正在從根本上改變BPS的規劃及運轉方式。 規劃及運轉電網必須越來越多地考慮整個資源艦隊的能源限制及變動性。 在此同時，隨著可變負載側作為資源(variable demand-side resources)之成長，許多地區的電力負載預測方面波動性越來越大。 考慮評估期間之所有時間在資源及負載變化的能源評估對於維持BPS的資源裕度越來越重要。 確保足夠的彈性資源、維持燃料保證以及規劃及運轉使用IBR之BPS都是關鍵的可靠度要素來管理不斷變化的資源配比。

3.1.5 確保充足之彈性資源(Ensuring Sufficient Flexible Resources)

如圖3.6所示，彈性資源在解決淨內部負載(net internal demand)方面扮演著越來越大的角色。 例如，德州可靠度機構(TRE)的德州電力調度中心(ERCOT)依賴太陽能及風力資源來供應其4.6%的淨內部負載。需要足夠彈性的資源來確保電網兌變時的資源裕度(resource adequacy)及能源充足度(energy sufficiency)，並減少在極端天氣下暴露出能源短缺風險。 在儲能技術得到全面發展及大規模部署之前，燃氣發電仍將是滿足日益增長的彈性之必要平衡資源。 資源規劃及政策決策必須確保開發及維護足夠的平衡資源以確保可靠度。 隨著IBR及DER繼續改變電網，鑑於IBR及DER之可變能源性質，需要足夠的彈性資源來確保可靠的電網兌變。 IBR及DER 增加了負載的變動性及不確定性，因此在規劃資源裕度及能源可用率(availability)時需要小心注意。 可靠地整合IBR需要所有者及營運商注意建立模型及協調所需，以便規劃研究及運轉模型能夠準確地考慮新的資源類別。 此外，需要改進NERC可靠度標準以解決IBR性能問題。

極端天氣是在資源規劃中維持彈性資源的另一個考慮因素。 一個全面性資源規劃結構必須將注意力集中在可用的能源上，並且要了解除非在極端天氣下保證其背後的燃料，否則容量本身並不能提供可靠度。 圖3.6顯示了尖峰期間資源對滿足內部淨負載的貢獻。 維持彈性的資源，例如燃氣，有助於確保在沒有 VER能源發電的情況下能夠滿足用電負載。

圖3.6 滿足淨內部系統負載之資源分擔

3.1.6 每小時發電資料查驗之資源配比(Resource Mix Examined in Hourly Generation Data)

雖然風力及太陽能發電的貢獻在10年尖峰容量中顯而易見，但在查驗全年的每小時發電機資料時可以看到更大的貢獻。 美國的平衡機構(BA)提供每小時的歷史負載及發電資料，可以對其進行分析，提供清楚地了解VER對總發電量的貢獻。圖 3.7 顯示了2021年向美國能源資訊署 (EIA) 報告的資料中一些 BA 的電網連接風力及太陽能發電的每月最大、最小及平均貢獻。這些說明提供了有關發電配比如何在BA區域用來供應2021年的電力負載。

圖3.7 2021年電網連接風力及太陽能月別發電量之最大、最小、及平均佔比(%)[2021 Monthly Maximum, Minimum, and Average Contributions of Grid-Connected Wind]

變動性能源資源(VER)的成長增加了運轉規劃及即時運轉的複雜性，如圖3.7 所示，最大百分比與平均百分比之間的滲透水準存在巨大差異。 季節性、日前及即時預測用來確保電力調度中心有資源來即時平衡電力供需。

電力調度中心可以彈性及時地調度足夠的可調度資源來平衡變動性發電出力的變化並掩蓋預測的不確定性。 此外，變動性發電之出力每天可能會有很大差異。 圖3.8及表3.3顯示了幾個平衡機構(BA)地區2021年每個月的風力及太陽能加總出力(MW)的每日最小及最大變化範圍。

圖3.8 2021年風力及太陽能綜合出力(MW)每日最小及最大變化範圍

在 MISO，風力及太陽能出力的最小每日變化為107萬瓩（1月），而這兩種資源的每日最大變化為1,830萬瓩（12月）。 這種高度的日變化可以與 CAISO 形成對比，CAISO的風力及太陽能出力的最小日變化為463.6萬瓩（12月），最大日變化為 1,360.8萬瓩（4月）。太陽能及風力綜合發電量的每日範圍較大，與一小時或三小時升降載的更精細測量不同，表明該地區需要維持彈性資源以平衡系統作為其他發電資源的加載及卸載之程度。 太陽能及風力綜合發電量的全年日最小範圍及日最大範圍之間的較大差異表明平衡所需的彈性資源量有較大差異。

3.1.7 電力可靠度組織(ERO)企業內進行之措施(Actions in Progress within the ERO Enterprise)

• 透過NERC的長期、季節性及或然率 (probabilistic) 可靠度評估來評估資源裕度、運轉可靠度及新出現的可靠度問題
• 在季節性評估中執行季節性風險情境以評估低可能性的極端情境
• 按照變流器基礎資源性能小組委員會(Inverter-Based Resource Performance Subcommittee)之工作計畫、分佈式能源工作小組(Distributed Energy Resources Working Group) 及資源小組委員會(Resources Subcommittee)的系統規劃影響所規定執行技術分析及發展指南與建議。
• 發展收集太陽能、風力及儲能裝置的GADS資料之要求規定。

3.2 電能緊急警報(Energy Emergency Alerts)

3.2.1  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

2021年，總共宣布了10次第3級電能緊急警報(EEA Level 3)，其中4次導致可靠負載卸載。 與上一年相比，第3級電能緊急警報及有卸載的EEA 3減少了7 次（圖3.9）。 雖然EEA 3的數量有所減少，但這些 EEA 3期間的卸載量幾乎比上一年大兩位數（100 倍）- 2021年為1,015 GWh，而 2020年為 13.8 GWh（圖 3.10). 所有卸載都發生在主要影響德州及美國中南部的2月寒冷天氣事件期間。EEA 3負載卸載都發生在2021年2月15日至2月19日之間。

圖3.9 年分及互聯系統別之第3級電能緊急警報發生次數

圖 3.10：非調度員指令可靠負載卸載之小時數（%/年）

進入2020-2021年冬季，德州電力調度中心(ERCOT)、西南電力池(SPP) 及 中陸電力調度中心(MISO)在「2020-2021年NERC冬季可靠度評估」中預期冬季備用容量分別為49.8%、59.1%及48.8%。ERCOT的最極端情境，根據極端尖峰用電需求及極端故障停電（但不包括低風條件）進行調整，指出如果這些條件成為現實，ERCOT將只有135.2萬瓩的備轉容量。 與 ERCOT一樣，MISO預計可能有足夠的資源來滿足預期冬季負載預測，但認識到冬季高發電故障停機及高負載的情景可能會帶來運轉挑戰。SPP在其「2020-2021年冬季的季節評估」中表示，「預計2020-21年冬季的運轉容量在正常運轉條件下將充足； 然而，在嚴峻的條件下，可能會出現局部或短暫的容量限制……」。

隨著變動性能源資源(VER)與及時燃氣發電在發電艦隊中所佔比例越來越大，2021年冬季對這些地區的規劃備用容量評估指出，備用容量本身提供的想像容量是多麼不完整。

第四章 電網性能(績效)(Grid Performance)

本章檢討了在發電、輸電、保護及控制指標方面之績效(性能)趨勢(Performance trends)。 涵蓋下列章節：系統保護及擾動性能(System Protection and Disturbance Performance)、擾動控制標準指標(Disturbance Control Standard Metric)、互聯可靠度運轉限制超限(Interconnection Reliability Operating Limit Exceedances)、發電性能及可用率(Generation Performance and Availability)、輸電性能及不可用率(Transmission Performance and Unavailability)、關鍵基礎設施相互依賴度(Critical Infrastructure Interdependencies)、情境意識喪失(Loss of Situational Awareness)、保護及控制系統之複雜性增加(Increasing Complexity of Protection and Control Systems)， 保護系統失靈導致輸電設備跳脫(Protection System Failures Leading to Transmission Outages)、人員績效(Human Performance)以及資通網絡及實體安全(Cyber and Physical Security)。

透過計算2021年可靠度指標的結果與前幾年的結果以及五年平均值進行比較，在本章可靠度指標的討論可以分類為改進、穩定、監視或可行的(Actionable)。 用這種方式量測與趨勢分析幹線電力系統(BES)之相對狀態來支持包含NERC確保BES之可靠規劃及運轉的責任、以及NERC評估BES能力的義務之目標。

4.1系統保護及擾動性能(System Protection and Disturbance Performance)

4.1.1 2021 年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

頻率反應分析(Frequency response analysis)顯示了所有互聯系統在遏制及穩定兩期間之性能穩定或改善：

• 遏制期間：東部互聯系統(EI)、魁北克互聯系統(QI) 及西部互聯系統 (WI)從2017年到2021年沒有顯著的統計變化。德州互聯系統(TI) 在 2017年到202 年的遏制期間有顯著的改善。德州電力調度中心(ERCOT)遏制期間頻率反應的改善與ERCOT的行動一致， 在低系統慣性期間有選擇地增加一次頻率控制(primary frequency control)能力之備轉容量。
• 穩定期間：從2017年到2021年，顯示出魁北克互聯系統(QI)、西部互聯系統及 德州互聯系統(TI) 在統計上有顯著改善，而東部互聯系統(EI)在統計上沒有顯著變化。

值得注意的是，在2021年，東部互聯系統(EI)在遏制期間及穩定期間之頻率反應平均 (mean) 值及中位 (median) 值是過去五年中最低的。 同樣在2021年，魁北克互聯系統(QI)有一件分析事件，在穩定期間測得的頻率反應低於互聯系統之互聯頻率反應義務。

在遏制期(arresting)之期間，目標係在低頻卸載(UFLS)動作之前遏制可信偶發事故(credible contingencies)的頻率下降。 依據NERC BAL-003可靠度標準頻率反應及頻率偏差設定(frequency bias settings)下的互聯系統頻率反應義務之計算，係根據達到或高於互聯系統資源跳脫保護準則(RLPC: resource loss protection criteria )之資源偶發事故UFLS第一段動作之前，遏制系統頻率降至最低點C。量測及追蹤低頻卸載(UFLS)第一段標置(設定)點(set point)與頻率最低點C之間的裕度(margin)係各互聯系統之重要風險的指標。圖4.1代表利用查看在值A(Value A)與點C之間的頻率反應、以及在點C與UFLS第一段動作設定點之間頻率反應裕度的事故遏制期間之分析。每一互聯系統分析顯示出一可靠度裕度水準(ALR: Adequate Level of Reliability)。 在過去五年期間，西部互聯系統 (WI)發生了三件達到或大於資源跳脫保護準則(RLPC)100%並維持了足夠的UFLS裕度之事故。 利用RLPC百分比量測東部互聯系統(EI)及德州互聯系統(TI)的最大事故分別為 45%及50%。

圖4.1：頻率反應方法(Frequency Response Methodology)

如表4.1所示，所有互聯系統的頻率反應都顯示出穩定期間之性能(績效)穩定與改善。 如表4.2所示，所有互聯系統的頻率反應顯示出遏制期間之性能穩定與改善。

4.2擾動控制標準指標(Disturbance Control Standard Metric)

4.2.1  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

2021年，可通報平衡偶發事件 (RBCE: reportable balancing contingency events)的總數略低於2020年並明顯低於2017年及2018年。在過去五年中，平均百分比恢復率為99.5%。 2021年發生了一次事件，平衡機構(BA)沒有在偶發事件恢復期內將其系統恢復到擾動前的水準。 參見圖4.2及圖4.3。

圖4.2：2017-2021年可通報平衡偶發事件(RBCE)之總計

圖4.3：2017-2021年恢復率100%之可通報平衡偶發事件之百分比(Percent of RBCEs with 100% Recovery)

4.3 互聯可靠度運轉限制超限(Interconnection Reliability Operating Limit Exceedances)

4.3.1  2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

各可靠度協調中心(RC)根據它們轄區之組成以及什麼構成了不理想的運轉條件，都有不同的方法來決定互聯可靠度運轉限制 (IROL: Interconnection reliability operating limits)。 下列以一互聯系統為基礎的績效(Performance)討論是為了清楚起見，而不是為了比較：

• 東部-魁北克互聯系統(Eastern–Québec Interconnections)：在2021年，如圖 4.4所示IROL指標之所有四個範圍均出現超限。 超過10分鐘的次數最多（範圍未顯示）。 10分鐘至20分鐘的範圍從2019年的歷史最高峰繼續下降，並在2021年維持在15分鐘的歷史水準附近。有3次超過20分鐘。 2021 年持續超過10分鐘的18次超限總數略低於五年平均值之21次超限。
• 西部互聯系統(Western Interconnection)：在2014年之前，僅通報了系統運轉限制。 自2014年以來，趨勢一直穩定，沒有IROL超限通報。
• 德州互聯系統(Texas Interconnection)：從2016年第一季(Q1)到2020年第三季(Q3)，德州電力調度中心(ERCOT)的IROL超限為零次。 2020年10月，ERCOT更改其系統運轉限制方法，增加了互聯系統IROL的數量從1次增加到5次。 在2021年超限6次； 全部都小於10分鐘。

圖4.4：2017-2021 IROL指標超限次數

4.4 發電績效及可用率(Generation Performance and Availability)

NERC的發電可用率資料系統(GADS)包含了可用來計算可靠度度量的資訊，例如仟瓩(MW)-加權等效故障率(WEFOR: Weighted Equivalent Forced Outage Rate)。 GADS 收集及儲存機組運轉資訊； 透過匯集個別機組資訊，可以計算出整體發電機組可用率、性能(績效)及指標。 這些資訊支持設備可靠度、可用率分析及電業風險告知決策。 電業使用從透過GADS所收集的資料之報告及資訊，來標竿管理(benchmarking)與分析發電廠。

4.4.1 傳統發電機加權等效故障率(Conventional Generation WEFOR)

4.4.1.1 2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

圖4.5中的水平線條顯示出每年年度WEFOR與月別WEFOR柱條的比較； 實心橫條顯示分析期內所有年度的WEFOR為7.25%，明顯低於2021年的8.27%。 WEFOR一直相當一致而其統計分佈幾乎完全符合標準分佈。 2021年度WEFOR 是過去五年中最高的。 與往年相比之增加主要歸因於2月的寒冷天氣事件及大型機組之多次單獨長時間故障停機。

圖4.5：2017-2021 年之月別、年度、及5年加權等效故障率(WEFOR)

選定燃料類別之每月加權等效故障率(WEFOR)如圖4.6中所顯示之分層面積圖。 虛線顯示每個月通報給NERC所有燃料類別的WEFOR，黃線顯示通報給NERC分析期間五年內所有燃料類別的平均停電率(mean outage rate)。 燃煤發電在五年期間繼續呈現出略微增加的趨勢，是所有傳統燃料中故障率(FOR:forced outage rate)最高的，除了在極端冬季天氣期間，燃氣發電故障率通常高於燃煤。 此外，水力發電機組在春季及2021年11月發生了異常高的故障率。

圖4.6：2021年燃料別每月等效故障率(WEFOR)容量堆疊圖

4.4.2風力發電加權資源等效故障率(Wind Generation Weighted Resource Equivalent Forced Outage Rate)

NERC開始根據風力發電場規模分階段收集風力性能(績效)資料，從2018年總裝置容量為20萬瓩(200MW)或以上的風力發電場開始，然後是2019年總裝置容量為10-19.9萬瓩(100-199MW)的風場，以及2020年總裝置容量為7.5-9.9萬瓩(75-99MW)。到2021年底，向NERC通報了12,010萬瓩(120,100MW)的裝置容量資料，代表北美的640座風力發電場。 通報階段群組的資料將繼續單獨通報，直到有足夠的歷史記錄來分析所有風力發電場五年滾動期間的趨勢，與傳統發電的分析相互比較。

風力發電的加權資源等效故障率(WREFOR)與傳統發電的WEFOR相同，如圖4.7 所示。 水平線條顯示了年度之WREFOR與根據按風場規模大小、分階段通報期間提供資料所繪製成每月WREFOR的直方條相互比較。

 季節性趨勢很明顯，諸如夏月期間故障率增加及春季故障率降低。 隨著風力發電場規模的增大，2021 年的聚合年故障率顯示出更好成績； 2021年2月通報了月別25%之WREFOR，為自通報開始以來所有風力發電場規模最高者。

圖4.7:每月容量加權資源等效故障率(WREFOR)及風場通報群組年度平均WREFOR

4.5 輸電性能(績效)及不可用率(Transmission Performance and Unavailability)

在評估輸電可靠度時，一個重要的概念是輸電線跳脫對幹線電力系統(BPS)可靠度有不同的影響。 有些衝擊可能非常嚴重，例如影響其他輸電線路及負載跳脫。 此外，一些故障時間比其他長，讓輸電系統在延長期間處於危險之中。 輸電系統之可靠度指標是透過使用與向TADS通報的天氣及停電無關之合格事件分析通報來衡量的。

以下小節提供了合格事件的次數，其中包括導致與天氣無關的可靠負載跳脫的輸電事故。

4.5.1導致負載跳脫之輸電相關事件(Transmission-Related Events Resulting in Loss of Load)

• 2021年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

在2021年，四件不同導致發生符合事件分析過程(EAP: Event Analysis Process)通報準則之可靠負載可靠負載跳脫（見圖 4.8）的非天氣相關輸電事件。 分析顯示出年度事件的數量沒有明顯趨勢。 過去五年的可靠負載跳脫中位數為13.1萬瓩(131MW)，與2016-2020年的18.3萬瓩(183MW)相比顯著下降。 在2021年，中位值為 7.47萬瓩(74.7MW)，這代表2021年的事件數量及中位值(median)負載跳脫均有所下降，2021年的中位值負載跳脫仍低於五年中位值。

圖4.8: 導致可靠負載跳脫之輸電相關事件及不包括與天氣相關事件之可靠負載停電的中位值

4.5.2 TADS可靠度指標(TADS Reliability Indicators)

TADS事件是一非計劃輸電事件，會導致一件或多件元素自動跳脫（持續或瞬時）。 本節針對下列指標分析了TADS事件資訊：

• 輸電故障嚴重度(Transmission Outage Severity)
• 交流輸電線自動跳脫(Automatic AC Transmission Outages)
• 交流變壓器自動跳脫(Automatic AC Transformer Outages)
• 輸電元件不可用率(Transmission Element Unavailability)

4.5.2.1輸電故障嚴重度(Transmission Outage Severity)

• 2021 年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

TADS事件對幹線電力系統(BPS)可靠度的影響稱為事件之輸電故障嚴重度(TOS: Transmission Outage Severity)，係由事件中的故障次數以及事件中涉及的輸電元件的類別及電壓等級來定義。 TADS事件係按引發原因代碼(ICC: initiating cause codes)分類。 這些ICC有助於研究各事件的ICC與事件嚴重度之間的因果關係。

利用檢查具有不同ICC的事件之平均TOS、持續時間及發生頻度（參見圖 4.9），可能決定那些ICC在所考慮的時段內對可靠度性能貢獻最大。 ICC事件的平均TOS顯示在Y軸上。 ICC的TOS越高表示停電次數越多或在事件中涉及電壓更高的元件。 給定ICC事件之平均持續時間顯示在X軸上； 持續時間較長的事件通常會給BPS帶來更大的風險。 ICC發生的次數用氣泡大小表示； 較大的氣泡表示ICC發生的頻度更高。 具有相同編號（識別ICC）的氣泡之大小或位置發生變化可能表示性能改善或下降。 最後，氣泡顏色表示該組平均 TOS與其他組事件之間的統計顯著性差異。

從2016-2020年到2017-2021年（過去五年到目前五年期間），平均事件TOS 及持續時間在統計上有顯著減少，這表示TOS及持續時間子指標有所改善。

圖4.9: 輸電故障嚴重度(TOS)與TADS事件持續時間

按年度別總輸電故障嚴重度(TOS)之分析顯示過去五年統計上有顯著改善趨勢（見圖 4.10）； 這是一個正面的跡象，表示輸電故障正在減少對可靠度的嚴重影響。

圖4.10: 2017-2021年100kV以上交流輸電線與變壓器之TADS持續事件之TOS

4.5.2.2交流輸電自動跳脫事故(Automatic AC Transmission Outages)

在過去四年中，由於交流變電所設備故障導致的每回線平均停電次數持續改善，與 2017-2020年相比顯示，2021年在統計上顯著下降（見圖 4.11）。 每 100英里因交流輸電線路設備故障而持續停電的次數略有增加，高於五年平均水準； 然而，它總體上保持穩定（見圖 4.12）。

圖4.11:由於交流變電所設備故障導致每回線停電之次數

圖4.12:由於交流輸電線設備故障導致每100英里回線停電之次數

4.5.2.3交流變壓器自動跳脫事故(Automatic AC Transformer Outages)

• 2021 年績效及趨勢(2021 Performance and Trends)

 從2017年到2021年，交流變電所設備故障導致交流變壓器自動跳脫停電事故的趨勢，顯示出每一元件的跳脫停電次數在統計上顯著減少。

有關由於各種引發肇因導致的每台變壓器的跳脫停電次數，請參見圖 4.13。

圖4.13:由於交流變電所設備故障導致每台變壓器跳脫停電之次數

4.5.2.4輸電元件不可用率(Transmission Element Unavailability)

• 2021年績效及趨勢

2021年，北美200kV以上電壓的交流輸電線的不可用率(unavailability rate)為0.275%，這意味著輸電線路在任何給定時間由於持續自動及運轉停電而無法使用的機會為 0.275%。 變壓器在2021年的不可用率為0.20%。圖 4.14 顯示 2021年是五年分析期間交流輸電線路不可用率第二高的年份，僅次於 2020 年。圖4.15顯示2021年是變壓器不可用率第二低的年份，僅次於2020年。

圖4.14:交流輸電線路之不可用率(%)

4.6 關鍵基礎設施相互依賴(Critical Infrastructure Interdependencies)

隨著燃煤及核能發電機組的不斷除役以及對燃氣發電之依賴日益增加，電力及天然氣行業的相互依存關係變得更加明顯。 如圖4.16所示，在過去十年中，燃氣尖峰發電從2011年的3.85億瓩(385 GW) 增加到今天的4.6億瓩(460 GW)，增幅超過20%。 預計未來十年將新增4,700萬瓩(47 GW) 的燃氣發電。自 2011 年以來，尖峰風力發電容量增加了一倍，而尖峰太陽能發電容量增加了 25 倍。此外做為基載與中載電廠之燃氣發電成為可靠整合變動能源資源(VER)進入調度之必須平衡資源。 在儲存技術得到全面開發及大規模部署之前，燃氣發電對提供電網快速增長的彈性需求仍然至關重要。電力及天然氣相互依存關係的相互理解之改進，讓這兩個行業的營運商能夠強化整個能源輸送系統之可靠度，並減少終端用戶在極端天氣事件中面臨能源短缺的風險。

圖4.15:變壓器之不可用率(%)

圖4.16: 2011年及2021年北美資源容量(GW)配比(%)

越來越依賴天然氣作為發電燃料來源，增加了對可靠度產生廣泛影響之共同模式故障(common-mode failures)的潛力。 天然氣通常可被視為一「及時化(just-in-time)」燃料資源，因為天然氣通常透過天然氣管路系統輸送到發電廠，而不是現場儲存(on-site)。例如， 在2021年2月的寒冷天氣事件期間，由於長時間之冰凍氣溫及停電，發生高用電需求、天然氣產量降低以及加工處理量下降，導致受影響地區的許多天然氣管路發出操作流量指令。這些連同重要通知，指示出天然氣管路系統存在著潛在輸送及可靠度問題，轉化為互聯系統燃氣發電之潛在燃料供應中斷問題。 對於許多未簽訂可靠天然氣輸送合約的燃氣發電公司來說，這種燃料輸送削減的風險會增加。

圖4.17及圖4.18由阿岡(Argonne)國家實驗室透過美國能源部電力辦公室北美能源韌性模型計畫提供。 它們顯示了與去年同期相比，2021年2月冬季天氣事件期間的關鍵通知數量及操作流量命令。

正如在NERC「2022年可靠度狀況報告(2022 State of Reliability Report)」中的說明，以及 2021年11月之「FERC、NERC 及區域可靠度機構參謀報告(FERC, NERC and Regional Entity Staff Report)」中更全面性的說明，天然氣燃料供應問題導致 2021年2月寒冷天氣事件期間所有發電機的27.3%發生停機、降載及啟動失敗  。表4.3顯示出在2021年2月事件期間德州、俄克拉荷馬州、堪薩斯州、路易斯安那州及阿肯色州經歷停電之燃氣發電量。

在2021年2月的寒冷天氣事件期間，天然氣基礎設施之電力供應中斷(限電)導致天然氣產量下降23.5%。 然而，天然氣基礎設施的停電是由天氣及手動可靠負載限電 (firm load shed)共同造成的。 由於許多天然氣基礎設施負載並未被指認為可避免被手動可靠負載限電(manual firm load shedding)的關鍵負載(critical loads)，並且天氣及可靠負載限電所導致之停電是同時發生的，因此可靠負載限電導致關鍵天然氣基礎設施負載停電的確切範圍為未知(unknown)。 雖然停電導致的天然氣產量下降百分比在整個事件中變化不大，而可靠負載限電直到2月15日清晨才開始。在此之前發生的停電導致的天然氣產量下降必然是由天氣引發的。

NERC繼續建議註冊機構進行研究來模擬可能的及極端的天然氣供應中斷。 這些建議在NERC 2020年3月公布的指南【幹線電力系統燃料保證及燃料相關可靠度風險分析(Fuel Assurance and Fuel-Related Reliability Risk Analysis for the Bulk Power System)】中提出。此外，還引入了兩項標準授權請求，要求註冊機構對規劃及運轉進行必要的研究，以 確保能源資源供應充足。 有一電業團隊目前正在起草這些提議的標準。

雖然天然氣輸送及依賴天然氣之燃氣發電係關鍵基礎設施相互依存關係 (CII: critical infrastructure interdependencies)的大部分影響風險所在，但重要的是要注意 NERC可靠度議題指導委員會（RISC: Reliability Issues Steering Committee）相關風險緩解活動委員會已經指認其他CII；這些CII在「2021年ERO可靠度風險優先次序報告(2021 ERO Reliability Risk Priorities Report)」中有更詳細的討論，該報告係由NERC的RISC委員會制定。通信系統、水及汙水以及石油也具有依賴架構在於BPS可靠度及有效運轉； RISC委員會已經指認了針對這些風險緩解活動，也在「2021年ERO可靠度風險優先次序報告」中進行詳細定義及說明。

4.7 情境意識之喪失(Loss of Situational Awareness)

幹線電力系統(BES)在實體性質不斷變化的動態環境中運轉。 情境意識係維持可靠度、預測事件以及在事件發生時或事件發生之前做出適當響應必要的。 為了維持BES的可靠度，各機構使用各種情境意識工具，包括但不限於電能管理系統 (EMS)、輸電檢修計劃、負載預測、地磁擾動/天氣預報、來自鄰近機構運轉的資料、 以及他們自己公司內部以及與相鄰系統的人際交流。

如果沒有適當的工具及最新資料，電力調度中心調度員可能會降低情境意識能力，這會影響他們為確保BES之給定狀態可靠度做出明智決策的能力。系統之意外事故需要通信、及設備之監視與控制，或計劃停電檢修若沒有適當協調或監督可能會使電力調度中心調度員的視野受損。 對於電力調度中心調度員而言，電能管理系統(EMS)是情境意識的重要組成部分。

同時，安全風險對電業具有影響，需要從傳統工程實務，諸如規劃、設計及運轉之傳統解決問題中拓寬視角。 2019年及2021年的可靠度組織(ERO)「 可靠度風險優先次序報告(Reliability Risk Priorities Reports)」都強調安全風險是電業的四大風險之一，資通網絡安全風險(cyber security risks)被認為是最有可能影響電業的風險。

ERO專注於與電業利益相關者合作，制定將安全與技術實務(engineering practices)相整合之建議實務，特別有關開發更全面地整合這些實務的資通網絡技術能力。

4.7.1 喪失EMS之影響(Impacts from the Loss of EMS)

電能管理系統(EMS)係一種計算機輔助環境，被電力調度中心調度員用來監測、控制及最佳化發電及/或輸電系統性能(績效)的主要工具。 EMS 允許調度員監視及控制頻率、開關設備的狀態(啟開或關閉）加上控制區域內幹線電力系統(BES)聯絡線及輸電設施上的有效電力及無效電力電力潮流，以及適用的EMS應用程式的狀態[例如，狀態估計(SE: state estimator)、即時偶發事故分析 (RTCA: real-time contingency analysis)、自動發電控制 (AGC: automatic generation control)、警報管理(alarm management)]。

2021年通報了50次EMS相關事件。2017年至2021年期間共提送了371次EMS相關事件報告； 沒有通報導致發電、輸電線路或用戶負載跳脫的EMS相關事件。 圖 4.19 顯示了2017-2021年期間按EMS功能喪失所通報的EMS事件的趨勢。 自2018 年以來，SE/RTCA喪失及控制中心間協議(ICCP: Inter-Control Center Protocol)事件均呈下降趨勢。完全喪失監控或控制能力事件在2017-2019年維持穩定，但在 2020年有所增加，並在2021年保持穩定。SE/RTCA及ICCP喪失下降趨勢有兩個的原因如下：

• 部分喪失事件（例如，SE/RTCA喪失、ICCP喪失、RTU喪失及AGC喪失）不再作為NERC可靠度標準EOP-004-4 強制通報的一部分。 NERC可靠度標準 EOP-004-4已經修改為要求BES控制中心的監控或控制能力完全喪失連續30 分鐘或更長時間才須通報。 修改後的NERC可靠度標準於2019年4月1日在美國及加拿大的一些省份開始生效。 然而，ERO鼓勵透過事件分析程序(EAP: Event Analysis Process)報告EMS的部分喪失，以了解潛在的可靠度風險/對BES 的影響趨勢，因為一些機構繼續這樣做。
• 業界為加強EMS的可靠度及韌性做出了重大努力。 例如，許多機構成立了一個全天候(24×7)現場小組，與電力調度中心調度員一起工作，並為SE及RTCA提供專門支援。 此措施顯著縮短了中斷持續時間，導致許多SE/RTCA 問題無法通報。

圖4.19: 2017-2021年電能管理系統(EMS)相關事件

在這五年期間，EMS部分或全部功能的平均中斷時間（見圖4.20）為70分鐘，計算通報的EMS可用率為 99.99%。

圖4.20: 2017-2021年電能管理系統(EMS)平均中斷(故障)時間

4.7.1.1 EMS喪失之最大貢獻者(Largest Contributor to Loss of EMS)

通報告的EMS事件可以按下列屬性分組：

• 軟體：軟體缺陷、建立模型問題、資料庫損壞、記憶體問題等。
• 通信：設備問題、系統交互裕度不足等。
• 設施：控制中心或資料中心斷電、火警、交流線路故障等。
• 維護：系統升級、工作範圍界定、管理變更、軟體配置或設定失靈等。

圖 4.21 顯示，在2017年至2021年的評估期間，與軟體及通信挑戰相關的中斷是導致 EMS中斷的主要原因。

ERO EAP資料的檢討顯示，在2017年至2021年期間，持續時間超過30分鐘的 361次事件中只有24次或6.5%與外部通信供應商問題有關。 目前，外部通信供應商問題還不是與EMS中斷相關的主要問題。

圖4.21: 2017-2021年電能管理系統(EMS)功能喪失之原因占比

4.7.1.2 評估(Assessment)

軟體及通信故障是導致EMS喪失的主要肇因。 完全喪失監測或控制能力是自 2020年以來最普遍的故障事件，但SE/RTCA的喪失是2017年至2021年評估期間最普遍的事件。 自2018年以來，SE/RTCA喪失事件及 ICCP 喪失事件都在下降，原因是 EOP-004-4 對EMS功能部分喪失通報的影響以及電業為增強 EMS 可靠度及韌性所做的努力。

雖然決策支援工具的故障不會直接導致發電、輸電線路或用戶負載的跳脫，但 EMS故障可能會在正常運轉期間或更重要的是在發生事故擾動期間妨礙調度員的決策能力。 ERO分析了資料並指認出工具及監控系統的短期中斷並不少見，並且電業致力於減少此類事件的頻度及持續時間。

4.8 保護及控制系統日益複雜(Increasing Complexity of Protection and Control Systems)

4.8.1 保護及控制系統(Protection and Control Systems)

隨著互聯發電、輸電及配電資產系統之演進，使用數位資訊及微處理器驅動設備來管理電網自動化工具與系統的數量及類別也在不斷演進。 這種技術多樣化的環境讓調度員幾乎可以在任何地方管理指定的控制，並且成本遠低於其他方式的成本。 如果設計及處理得當，自動化工具可以增強新技術及概念的可靠及安全之使用，變成可能。 另一方面，維護、謹慎更換及升級幹線電力系統(BPS)控制系統資產時，可能導致保護及控制系統誤動作。 誤動作可能引發更頻繁及/或更廣泛的停電事故。 涉及以換流器為基礎發電資源增加之資源配比(Resource mix)變化也會影響廣域保護及增加與配電系統協調保護的需求。

透過評估過去五年北美及各區域可靠度機構的年度誤動作率，並將前四年的平均值與最近一年進行比較（見圖 4.22），可以觀察到可靠度第一(RF)及德州(Texas-RE)區域可靠度機構的誤動作率統計上顯著有下降趨勢。 對於中部可靠度組織(MRO)、SERC、西部電力協調理事會(WECC)或通報NERC的整體誤動作資訊資料分析系統 (MIDAS: Misoperation Information Data Analysis System )資料，並未觀察到具有統計上的趨勢。

2021年 東北電力協調理事會(NPCC)轄區的誤動作率在統計上有顯著增加。從表4.4中誤動作率的組成可以看出，這種增加主要是由於保護系統動作次數急劇減少及誤動作次數的小幅增加所致。 從歷史上看，當保護系統動作次數發生較大變化時，誤動作率就會跟著發生顯著變化。 NPCC誤動作次數的增加是由於在非故障條件下發生的誤動作增加。 此類誤動作佔NPCC在2021年通報的誤動作次數的65%，而在過去四年中，該誤動作佔NPCC誤動作的57%。 這一發現顯示，需要更多資訊來進一步分析誤動作的影響。

圖4.22: 2017-2021年區域可靠度機構轄區年度誤動作率之變化與趨勢

4.8.2誤動作的主要肇因(Leading Causes of Misoperations)

在過去五年中，誤動作的主要肇因一直是電驛不正確設定(標置)及電驛失靈/故障（見圖4.23），這兩項肇因的相對頻度一直在緩慢下降。 2021年還見證了過去五年來事件編碼為「不明(Unknown)/無法解釋(Unexplainable)」的誤動作數量首次增加，從2020年的88次增加到129 次。

圖4.23: 2017-2021年肇因代碼(Cause Code)別之誤動作

4.9保護系統失靈導致輸電跳脫事故(Protection System Failures Leading to Transmission Outages)

2021 年，交流輸電線路及變壓器兩者之每件元件的跳脫次數均略有增加，但均無統計上顯著性（見圖 4.24）。

圖4.24: 2017-2021年系統設備保護失靈跳脫事故

4.9.1與誤動作相關的事件 (Event-Related Misoperations)

對透過RO EAP 通報之合格事件的分析發現，2017年有75次與輸電相關的系統擾動。在這75次事件中，共有47次(63%)事件與誤動作相關。 自2017年以來，ERO及電業利益相關者繼續努力透過各種包括成立及參與各種專案小組、研討會、以及進行更精細的根本肇因分析之倡議來減少保護系統的誤動作。2021年，輸電相關合格事件有69次。 在這69次事件中，31次(45%)涉及誤動作（見圖 4.25）。 在ERO及電業的努力下，過去五年中誤動作事件的數量呈下降趨勢。

圖4.25: 2017-2021年誤動作事件

4.9.1.1進行中的措施(Actions in Progress)

• NERC、區域可靠度機構及利益相關者繼續舉辦有關保護系統的業界網絡研討會，並記錄有關發電機所有者及輸電所有者如何達成高水準保護系統性能的成功案例。
• 誤動作資訊資料分析系統（MIDAS）使用者群組（MIDASUG）繼續透過MIDAS 收集及分析保護系統誤動作資料及資訊，並提供訓練以確保動作及誤動作通報的一致性。

4.10人員績效(Human Performance)

4.10.1與人員績效有關的輸電停電事故(Transmission Outages Related to Human Performance)

• NERC TADS收集各種肇因（包括人為疏失）造成的輸電跳脫事故資料。 人為疏失作為輸電跳脫事故肇因的定義係定義在「TADS資料通報說明書(TADS Data Reporting Instructions)」中。有效利用人員績效(human performance)將有助於減輕對可靠度產生負面影響的主動及潛在疏失。 人員績效的弱點阻礙了組織識別及解決降低有效緩解與行為管理的先決條件之能力。
• 統計顯著性 (Statistical significance) 檢驗已經完成，係將2021年與前四年的平均故障率進行了比較。 對於交流輸電線路，所有由於人為疏失導致之事故頻度都出現了統計上顯著下降（見圖 4.26）。 對於變壓器來說，人為疏失造成的運轉停電事故也看到在統計上顯著減少； 然而，由人為疏失所造成的自動及所有故障事故的頻度在統計上沒有顯著變化（見圖 4.27）。

圖4.26: 2017-2021年交流輸電線路人為疏失引發之事故

圖4.27: 2017-2021年變壓器人為疏失引發之事故

4.10.2.1 涉及人員/組織績效肇因事件之趨勢(Trends of Events Involving Human/Organization Performance as a Root Cause)

在ERO EAP中，個別人員績效及管理/組織之肇因集(cause sets)識別出可直接追溯到導致或促成通報事件之個人或管理行為或組織方法(或缺乏）的事件或條件。 2021年，人員/組織績效被確定為已處理事件肇因的46%（見圖4.28）。 這是高於前幾年，但可能無法完全預測最終之百分比，因為超過一半的2021年事件尚未找到最終的根本肇因。 同一時期，按優先順序列出的前五個詳細根本肇因，下列是管理或組織績效類別之成因：

• 對已知或重複問題的校正措施反應沒有及時處理
• 設計出力範圍不足
• 管理政策指南或期望沒有明確定義、理解及/或執行
• 工作範圍界定沒有確認特殊情況及/或條件
• 未考慮或未識別系統的交互作用

圖4.28: 2017-2021年人員/組織績效肇因事件

在 2021年處理的事件中，有3個與2020年指認的前五個肇因相同。兩個肇因-「工作包裹準備不足(Inadequate work package preparation)」及「與變更相關風險/後果未充分審查/評估(risks/consequences associated with change not adequately reviewed/assessed)」-被替換為「對已知或重複問題校正措施沒及時處裡」，及「設計出力範圍不足」。

前五個詳細的肇因加上明顯的潛在增加表明，電業存在透過增加對管理及組織績效以及工程設計領域之關注來提高BPS可靠度的機會。 在管理及組織績效領域之可能促成因素及肇因，包括方法、措施及/或實務不足的子類別，諸如管理方法、資源管理、工作組織及規劃、監督方法及變革管理。 工程及設計領域可能的促成因素及肇因包括確保工程小組具有強大的同業評審過程，以指認出程序疏失及設計需要負責包含的所有考慮因素。

4.10.3人為疏失及保護系統誤動作(Human Error and Protection System Misoperations)

保護系統誤動作仍然是BPS可靠度的重要指標； 人為疏失是導致誤動作發生的潛在肇因之一。 圖4.29顯示了過去五年區域可靠度機構因人為疏失造成的誤動作次數。 誤動作資訊資料分析系統(MIDAS)中通報的人為疏失誤動作有兩種不同的肇因：校準後人員疏失(As-left Personnel Errors) 及不正確設定/邏輯/設計疏失(Incorrect Settings/Logic/Design Errors)。 這些總計約佔過去五年誤動作的40%，詳細描述如下：

• 校準後人為疏失(As-left Personnel Errors)：這些誤動作係由於複合式保護系統(composite protection system)在維護或施工程序後之校準情況發生的。 其中包括測試開關保持打開狀態、與不正確繪圖無關的接線錯誤、載波接地未到位、標置(設定)用在不對電驛中，或者電驛中的標置與工程預定及批准的標置不匹配。 這包括不正確的標置群組之人員啟用。
• 不正確標置/邏輯/設計錯誤：這些是由於以下錯誤導致的誤動作：
• 不正確的標置：這些是與機電式或靜態電驛(electromechanical or solid-state relays)相關頒布的錯誤標置、以微處理器為基礎的電驛之保護元件標置以及由不精確模擬模型引發的標置錯誤。 它不包括邏輯錯誤肇因代碼中討論的邏輯錯誤。
• 邏輯：這包括頒布的邏輯標置中的錯誤以及與程式化微處理器電驛輸入、輸出、用戶自定義邏輯或映射到通信或物理輸出點之保護功能相關的錯誤。
• 設計：這涉及不正確的物理設計。 樣例包括交流或直流單線圖或接線圖上的錯誤配置或錯誤應用之保護設備。

圖 4.29 顯示了區域可靠度機構之間不同的誤動作數量之變化。 五年趨勢整體上顯示出由人為錯誤引發的誤動作呈穩定或下降趨勢。

圖4.29: 2017-2021年各可靠度機構轄區由於人員疏失之保護系統誤動作次數

4.10.3.1進行中之緩解措施(Actions and Mitigations in Progress)

• 電力可靠度組織(ERO: Electric Reliability Organization)已經指認出工作人力能力及人員疏失對幹線電力系統(BPS)可靠度之可能威脅。 ERO根據管理、組織及個人貢獻對這些廣泛的主題進行分類以供分析。 資料表明需要關注與保護系統相關的個人行動及組織性流程/程序。
• ERO企業每年提供教育機會，來幫助電業了解並專注於透過人員表現的概念、方法、技術及程序來減少人員疏失。
• 區域可靠度機構一直在與本地電業工作小組合作，檢討審查並幫助解決通報的誤動作及其他人員表現(績效)問題。
• ERO 事件分析計劃繼續進行。
• 與人員績效相關的區域可靠度機構特定活動繼續進行。

4.11 資通網絡及實體安全(Cyber and Physical Security)

2021年，NERC的電力資訊共享與分析中心 (E-ISAC: Electricity Information Sharing and Analysis Center ) 及電業面臨著前所未有且無情雙重的安全威脅情勢（見下圖）。

上述主題只是威脅北美電網的一些重大挑戰。 E-ISAC為其會員及合作夥伴提供資源、洞察力及領導力，來確保其資通網絡及實體基礎設施的安全。

4.11.1 網絡安全威脅(Cyber Security Threats)

2021年，資通網絡安全威脅情勢給電業帶來了嚴峻挑戰：地緣政治事件、新漏洞(vulnerabilities)、技術變革以及越來越大膽的資通網絡犯罪分子及駭客活動分子。 E-ISAC採用雙管齊下的方法應對這些威脅：對特定事件的積極反應及專門的趨勢分析，來適應會員及合作夥伴組織的運轉及資訊技術環境。

4.11.1.1 供應鏈(Supply Chain)

2021年整年，北美電業經受了一系列針對數位供應鏈的攻擊，其中涉及現在熟悉的名稱：SolarWinds、Microsoft Exchange、Pulse Secure 及 Kaseya。 雖然幹線電力系統(BPS)的可靠度維持完好，但這些攻擊的複雜性及大膽性顯示，民族國家(nation-state)對手及有組織的資通網絡犯罪分子有能力破壞關鍵基礎設施，並且越來越願意這樣做。

E-ISAC採取領先業界的腳色，在應付從2020年延續到2021年的 SolarWinds 供應鏈妥協讓會員及合作夥伴了解不斷變化的情勢。 E-ISAC分析師在1月及 2月發布了與SolarWinds相關的佈告。 E-ISAC在其安全門戶網站（該組織的安全在線資訊中心）上建立了一個專用網頁，供會員及合作夥伴在「一站式商店」中輕鬆上網更新。E-ISAC利用其網站為公眾共享電業資源。 E-ISAC 還共同領導了電力分部門協調委員會(Electricity Subsector Coordinating Council) 由政府及電業合作夥伴組成的老虎小組(Tiger Team)，協調統一應付危機。

除了對供應鏈的攻擊之外，可疑資通網絡事件（包括漏洞）、資通網絡釣魚、惡意軟體、拒絕服務及其他資通網絡相關報告之通報也顯著增加。

認知到主動趨勢分析及預警係對集體防禦至關重要，E-ISAC也全年開發資源以幫助會員及合作夥伴識別資通網絡趨勢與威脅，並開始透過可用資料集進行威脅掃描搜尋，包括了資通網絡安全風險資訊共享計畫(Cybersecurity Risk Information Sharing Program)。

2021年12月，在Log4j Java 遠端代碼執行漏洞（也稱為「Log4Shell」）出現期間，E-ISAC再次展示了其能力。 E-ISAC透過推出包含緩解資訊的全點公告並定期更新，楬櫫了在數十億台設備中發現的這一漏洞之嚴重度。

4.11.1.2 地緣政治威脅(Geopolitical Threats)

在2021年整年，E-ISAC 觀察到來自中國、伊朗、朝鮮及俄羅斯等老練對手對北美關鍵基礎設施的潛在威脅。

2021年，拜登政府啟動了一項為期100天的計劃，以保護美國關鍵基礎設施並提高對運轉技術環境的持續性及戰略性威脅的可見度。 認知到這項工作的重要性，E-ISAC 利用其先進分析工具-包括資通網絡安全風險資訊共享計劃及其使用 Neighborhood Keeper-透過提高電業界關鍵工業控制系統之可見度來支持100天計劃。 E-ISAC也向其會員及合作夥伴傳達了保護這些系統的必要性，鼓勵他們分享他們在自己的資通網絡上檢測到的內容

E-ISAC門戶網站係讓會員及合作夥伴了解最新地緣政治事件的重要樞紐。 在今年下半年俄羅斯及北約之間因烏克蘭受到威脅而關係日益緊張的時期就說明了這一點。 電業的主要擔憂之一是，在發生衝突時，與俄羅斯有關聯的對手可能會對北美關鍵基礎設施發動升級的資通網絡攻擊。 整個12月，E-ISAC分析師在其門戶網站上積極分享了衝突的可能影響，以及以前與俄羅斯相關活動的交易技巧及緩解措施。 12月中旬還與美國能源部及下游天然氣以及石油及天然氣 ISAC舉行了一次網絡研討會，以提高警惕並進一步加強業界準備。

E-ISAC也在其門戶網站上建立了一個新的資訊網頁，其中包含 E-ISAC分析、新聞及其他有關來自民族國家對手的威脅資訊。

4.11.1.3 勒索病毒軟體(Ransomware)

2021年，「勒索軟體即服務(ransomware-as-a-service)」幫派實施的資通網絡攻擊升級，對關鍵基礎設施構成重大威脅。電力公司發現，針對公用事業公司系統的勒索軟體攻擊有所增加。 然而，這並沒有導致停電，即使全年的攻擊都變得越來越複雜及大膽。

2021年5月針對 Colonial Pipeline的高調勒索軟體攻擊引發了全國對關鍵基礎設施資通網絡攻擊破壞日常生活可能性的關注，因為它迫使一條 5,500 英里長的東海岸主要汽油管道關閉了六天。 儘管此事件並未直接影響電業，但 E-ISAC 透過在給會員及合作夥伴的特別通報中強調對手的交易手段，提供了更多資訊及背景。

E-ISAC 利用其資通網絡工具及合作夥伴關係來監控勒索軟體攻擊，並向會員及合作夥伴通報對公用事業的特定威脅。 例如，E-ISAC 在12月發布了一份所有要點佈告(all-points bulletin)，概述了受 Conti 勒索軟體活動影響的公用事業。 E-ISAC 與受影響的公用事業合作，開發了有關勒索軟體攻擊特徵的寶貴資料，諸如攻擊主要發生在周五晚上或週六早上。

使用數位資訊及微處理器驅動設備來管理電網的自動化工具與系統正在激增，係以可靠、及時及安全的方式實施新技術至關重要。 NERC的BPS 安全及電網轉型部門積極與業界合作夥伴合作，以解決利用雲端技術、分散型電源(DER)、DER 聚合商(Aggregators)、零信任(zero-trust)網絡架構等工具之新技術及實務的實施。

4.11.2 實體安全威脅(Physical Security Threats)

雖然2021年電業的實體安全事件總數略有增加，但最嚴重的事件類別整體上有所下降。 然而，國內極端組織對電業的持續威脅繼續存在，使用未經授權的飛行器或無人機。

4.11.2.1國內極端分子(domestic extremist)

E-ISAC在2021年整年密切注意國內極端組織的各種活動，並為會員及合作夥伴增加知識基礎，幫助他們保護基礎設施免受破壞。 E-ISAC的實體安全分析師彙編並共享了有關電網威脅的資訊。 會員及合作夥伴組織也透過及時在 E-ISAC門戶網站上發布PO文來提高整體意識。 這加強了雙向資訊共享對E-ISAC 及業界兩者之價值。

4.11.2.2 無人機(Drones)

使用未經授權的無人駕駛飛機或無人機為關鍵基礎設施，諸如輸電電力線及發電設施，帶來了另一個潛在的安全問題。 E-ISAC讓會員及合作夥伴了解關鍵基礎設施周圍未經授權的無人機活動，並提供緩解指南。

4.11.2.3 新冠病毒(COVID-19)

最後，COVID-19大流行持續到2021年，因為擴展的遠距操作環境帶來了額外的資通網絡安全問題。 E-ISAC與其他業界一起創新，創造了一個「新常態(new normal)」操作環境，提供額外的虛擬產品及遠距工作環境的彈性。

第五章可靠度性能(績效)目標之裕度水準(Chapter 5: Adequate Level of Reliability Performance Objectives.)

可靠度裕度水準(ALR: Adequate Level of Reliability)係幹線電力系統(BES )之設計、規劃及運轉在滿足ALR定義中規定之可靠度性能目標 (RPO: reliability performance objectives)時所達到的BES可靠度狀態。  ALR的RPO闡明了系統規劃人員及調度運轉人員每天在做應達到的目標，以確保BES是可靠的。 這些代表了NERC 性能分析小組委員會及 NERC可靠度評估幕僚在本「可靠度報告」中尋求通報的性能底線目標。

 本章重新組織了前幾章中提出的個別發現，以提供幹線電力系統(BES)可靠度的最終整合總結，該總結與五項可靠度裕度水準(ALR)可靠度性能目標(RPO)（見表 5.1）中之每一項直接一致，以便可以隨著時間的推移一致地跟踪它們。 可靠度指標 M4、6、8、9、11-15 及 M-17 每年計算一次，並為此目的採用在表 5.1中。 在適當的情況下，東部、魁北克、德州及西部互聯系統（EI、QI、TI 及 WI）以及相關輸電元件(交流輸電線路及變壓器）個別之每項指標的年對年同比及滾動五年趨勢，予以顏色編碼。除了確認未來SOR中必須解決的資料差距外，本章不尋求增加到前面介紹的敘述中，而是簡單地總結了與ALR RPO相關的整體發現。

在審視表5.1時，請務必牢記可靠度性能目標(RPO)1-3係定義有關更可能之預先定義擾動，這些擾動是BES被計劃、設計及運轉時要承受之擾動。 相反，RPO 4及5係不能被定義之有關更可能擾動。

對於這些不太可能但通常極其嚴重的事件，BES所有者及調度運轉者可能無法採取任何經濟上合理或實際的措施來防止或減輕其對BES的不利可靠度影響 (ARI: adverse reliability impacts)，儘管這些事件可能導致系統連鎖、不受控制的分離、或電壓崩潰。 因此，這些事件通常落在BES所有者及調度運轉者的設計與運轉準則之外。 不太可能發生的嚴重事件包括，例如，由於龍捲風而跳脫了路權全部線路，或者由於颶風或其他嚴重的自然現象而同時或幾乎同時發生的多重輸電設施跳脫事故。

在正常運轉條件下及預先定義擾動（亦即電力系統規劃、設計及運轉之更可能的擾動）發生期間，2021年BES沒有發生系統不穩定、失控分離、連鎖事故或電壓崩潰。 此外，在 2021年的這些運轉狀態期間，BES頻率及電壓維持在定義的參數範圍內。遏制期間(arresting period)及穩定期間(stabilizing period)的頻率反應分析顯示所有互聯系統的性能穩定或改善，如指標M-4、互聯系統頻率反應A至B，及 M-4.1，互聯系統頻率反應A到 C，在表 5.1中得到證明。 評估 BES 電壓性能的具體指標尚未制定； 然而，對ERO事件分析資料的審查顯示，2021年沒有欠壓或過壓合格事件。

在去年的可靠度狀況報告(State of Reliability report)中，NERC對前一年由於極端天氣引起的大型輸電事件引入了新的分析，量化了復電及恢復活動之某些方面項目，但沒有量化用戶負載的復電。 這項新分析為BES在遭遇極端天氣事件後恢復到穩定互聯狀態的效率提供了重要見解。 然而，量化在這些事件期間恢復資源及負載之效率需要額外的新分析及措施。

2021年，BES遭受了一些不太可能及嚴重的事件，如第2章中討論並在附錄 A 中進一步擴展的極端日SRI所證明的那樣。在每種情況下，都避免了惡化可靠度衝擊 (ARI: Adverse Reliability Impacts)，以及透過調度員根據第三級能源緊急警報(EEA 3)規定採取的行動維持了可靠度裕度水準(ALR)。此外，BES的復電係以受控及協調的方式進行的，例如，在為艾達颶風發展的第2章 BES元件復電曲線中可以看出。 雖然ALR在2021年得到維持，但表5.1中顯示係屬於監視類別的可靠度指標，突顯出持續關注的領域，這些領域是本通報中提供的許多建議的基礎。 這些指標及措施的改進將可能會反映出低機率擾動的嚴重程度降低，以及在主要系統擾動後在及加速BES復電期間強化BES韌性。

除了改進及開發包括負載復電在內的復電及韌性指標外，透過增加能源裕度及電壓指標，對過去一年BES在提供ALR方面的績效年度評估將得到顯著強化。 填補表5.1中的目前空隙將需要NERC的性能分析小組委員會、ERO企業可靠度評估幕僚與業界進行負載復電定義及分析，以及能源與度及電壓指標之開發。

附錄 A：互聯系統級別之補充分析(Supplemental Analysis at Interconnection Level)

A.1互聯系統別之嚴重度風險指數(Severity Risk Index by Interconnection)

雖然整個北美、東部-魁北克互聯系統(EI-QI) 及 西部互聯系統(WI)的每日嚴重度風險指數(SRI: Severity Risk Index)平均值有些相似（2017-2021年平均每日 SRI分別為 1.43、1.31 及 1.63），但北美與兩個互聯系統中的每一個之間每日SRI的變動性差異相當大。與2017-2020年的EI-QI及WI相比，北美 SRI 的標準差在統計上顯著較低，而 2021年在統計上顯著更高。NERC 2021年標準差比平均四天之2017-2020年每日SRI增加了六倍，係由於SRI計算時計入德州2021年2月寒冷天氣影響負載跳脫停電之資料所致。

下列章節呈現過去五年、當年前10天、以及EI-QI及WI之前5年前 10 天趨勢的回顧。

A.1.1東部-魁北克互聯系統(EI-QI)

表A.1所顯示EI-QI的累積SRI與2017-2020四年期間的平均值相比下降了 3%。 在 EI-QI中，2021年累計SRI係五年(2017-2021)的中位數； 它在統計上顯著低於 2018 年，但在統計上不低於或高於其他年份。

EI-QI排名前10名的SRI日之全年分佈如圖A.1（編號圓圈）所示。 在 EI-QI 中發生的前10日中，共有6日對北美通報的前10日SRI做出了貢獻。 2月的寒冷日氣事件是EI-QI中最大的單一因素，造成前10日中的3日，其次是艾達颶風以及雷雨及龍捲風。

圖A.1: 東部-魁北克互聯系統前十日標籤之每日嚴重度風險指數(SRI)，90%信心區間

2021年的前10日與圖A.2所示的前四年各年進行比較時，2021年最差日之最高每日SRI值，係略好於其餘8日的每日SRI值平均值。

圖A.2: 東部-魁北克互聯系統年度最高每日嚴重度風險指數(SRI)日，按降冪排列

表 A.2 提供了各成分對EI-QI前10個SRI日的貢獻的細節。前 10日中有8日發電跳脫是主要原因。

表A.3中以紅色顯示的2021年前十個SRI日中有兩個都與寒冷天氣事件有關，並被包括為 EI-QI的史上最高SRI日。

A.1.2西部互聯系統(Western Interconnection)

2021年西部互聯系統(WI)累計SRI(見表A.4）顯示出比2017-2020年的前四年增加了9%。 2020年累計SRI是所分析的五年中最高的，在統計上顯著高於 2018年及2020年。除了2017年的發電及輸電外，所有三個SRI累計成分（表 A.4）均比往年有所增加。

如圖A.3所示，2021年WI的前十個SRI日主要集中在冬季月份，整個夏季都有一些超出控制限值的日數。 SRI排名前三的日(帶編號的圓圈）與冬季日氣有關，另外三個與強風條件部分相關。 所有三個SRI成分的較高值貢獻給202年的前十日。

圖A.3: 西部互聯系統前十日標籤之每日嚴重度風險指數(SRI)，90%信心區間

如圖A.4所示，將2021年的前十日與前四年的每年進行比較時，2021年最嚴重日大約是平均水準，但比較不嚴重的日數高於歷史年份。

圖A.4: 西部互聯系統年度最高每日嚴重度風險指數(SRI)日，按降冪排列

表A.5提供了各成分對WI前十個 SRI日的貢獻的細節； WECC是WI中唯一的區域可靠度機構。

表 A.6中以紅色顯示的2021年SRI前十日中有兩日被列為WI的歷史最高 SRI 日。

A.3 互聯系統別之極端日分析(Extreme Day Analysis by Interconnection)

2021年輸電及發電之極端日分析係按互聯系統別來呈現。 TADS通報的最大 MVA或GADS通報的 2021年淨最大容量係顯示在圖A.5-圖A.10的右上角。影響較小之輸電日沒有明確列出已經過調查過的肇因，以及係由於同一時間跳脫或較小的未命名天氣事件。 影響較小的發電日沒有明確列出已經過調查的肇因，以及被提高到超過大型機組同一時間跳脫門檻值。

圖A.5: 2021年東部-魁北克互聯系統(EI-QI)極端日期間之輸電衝擊

圖A.6: 2021年東部-魁北克互聯系統(EI-QI)極端日期間之發電衝擊

圖A.7: 2021年德州互聯系統(TI)極端日期間之輸電衝擊

圖A.8: 2021年德州互聯系統(TI)極端日期間之發電衝擊

圖A.9: 2021年西部互聯系統(WI)極端日期間之輸電衝擊

圖A.10: 2021年西部互聯系統(WI)極端日期間之輸電衝擊

附錄B: 輸電系統韌度與統計(Appendix B: Transmission System Resilience and Statistics)

B.1 從停電、復電、及績效曲線計算韌度統計 (Resilience Statistics Calculated from Outage, Restore, and Performance Curves)

2018年NERC 可靠度議題指導委員會(RISC)韌度報告(2018 NERC RISC Report on Resilience)、2020年IEEE技術報告「PES-TR83 電業之韌度架構、方法、及指標(PES-TR83 Resilience Framework, Methods, and Metrics for Electricity Sector)」包括由NERC、FERC、DOE、北美輸電論壇及IEEE制定的韌度定義(definitions of resilience)。這些定義列出了強韌電力系統的幾個主要屬性/能力，可摘要如下：預測或計劃、吸收或承受、適應或防範、恢復或減少系統極端事件持續之期間。 IEEE 技術報告還將惡劣天氣確定為最常見引發停電事故來測試現代電力系統的韌度。

NERC可靠度狀況報告(SOR)的這一章節說明了量化電力系統不同能力/屬性韌度之幾個指標，並以選定之2021年大型系統事故進行計算與討論（參見本附錄B中，以極端天氣類型劃分的 2016-2021年輸電系統韌度統計之章節）。

這些韌度指標也可能取決於導致這些輸電事故極端天氣的特徵（例如，天氣類型、幅度、持續時間、風速），因此只有當TADS資料與詳細天氣資料及其他相關資訊（例如地理及人口統計資料）。其他資料可能有助於評估系統預測及計劃極端事件的能力，例如有關寒冷天氣準備、颶風準備等等業界的實務訊息；目前，無法使用可用資料追踪這些屬性。本節將詳細討論其他屬性。

B.1.1  吸收或承受及適應或防範(Absorb or Withstand and Adapt or Protect Against)

事故大小(Event size)係指在事故中的停電次數或總 MVA 跳脫，及量化天氣對輸電系統的總體影響。

停電過程持續時間(Outage process duration)是事故中最早停電開始時間及最後的停電開始時間之間的時間。與事故持續時間(event duration)相比，停電過程持續時間相對較小，主要由引發事件的極端天氣之持續時間來決定。

停電率(outage rate)是在停電過程持續時間內發生停電的頻度。它近似線性，係取決於系統吸收極端天氣的能力。對於 2021 年的事故，停電率從 東部互聯系統四月龍捲風(EI April tornado)之每小時 4 個元件到艾達颶風的每小時17個元件不等。

首次復電時間(Time to first restore)是最早停電開始時間與最早復電時間之間的時間。它也測量系統吸收、承受及防範極端天氣的能力。首次恢復的時間非常短，通常不超過一小時。 2021年，德州互聯系統(TI) 2 月寒冷天氣事故的首次復電時間最短（只有5 分鐘），東部互聯系統四月龍捲風(EI April tornado )最長（3.5 小時）。

性能曲線的最低點(nadir of a performance curve)指示最大同時跳脫元件數或最大同時跳脫 MVA 量之負數值。最大同時跳脫的元件數始終小於或等於事故中的停電數。

總停電元件-天數與總停電MVA-天數(The total element-days lost and the total MVA-days lost)是大型事故的重要統計資料，它們是從事故性能曲線中時間軸與曲線之間所涵蓋之面積計算出來的。這些指標分別量化了事故期間的最大降級水平及總停電量（以元件、及MVA為基礎），還說明了系統承受及防範極端天氣的能力。圖 B.1 及圖 B.2 顯示了西部互聯系統( WI )1月冬季風暴事故的圖表，該事故是2021年的第二大事故，共有144次停電。西部互聯系統( WI)的冬季風暴也有第二低的最低點 -79（在颶風艾達之後），以及 東部互聯系統(EI) 12 月的龍捲風事故，其停電量114,393 MVA-天為第二大。圖案面積（陰影顏色）展示了計算中所使用的面積。後一個事故也是2021年第二長的事故。兩次長時間的500 kV交流輸電線路停電佔12月龍捲風事故所造成的總 停電MVA-日的一半以上。

圖B.1 2021年1月冬季風暴事故性能(Performance)曲線(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖B.2 2021年12月龍捲風事故以MVA為基礎之性能(Performance)曲線(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

儘管由不同類型的極端天氣引起，這兩個事故仍然具有非常相似的以元件為基礎的停電率（1月的冬季風暴事故與12月的龍捲風事故分別為每小時 7.95與7.34元件），以及基於 MVA的停電率（每小時 2,296及2,446 MVA）。這些事件的首次復電時間比通常看到的並類似的時間長（分別為142 與153分鐘）。

B.1.2復電或減少持續時間

下一組重要韌度指標(resilience metrics)，說明並追踪極端天氣期間及之後的電網復電。

事故持續時間(Event duration)是系統復電能力的指標。圖 B.3 中基於輸電元件的曲線顯示了2021年12月15日，東部互聯電力系統(EI )中的雷電暴風雨事故，持續時間為 16.4 天。圖 B.4 顯示了2021年2月德州的寒冷天氣事故，持續時間為34小時，這是 2021 年最短的大型輸電系統事故。這兩條曲線顯示相同的20天時間尺度，兩者復電過程幾乎立即開始（TI 事故在5分鐘內、EI事故則在事故開始的31分鐘內）。雖然2月德州的寒冷天氣事故，所有停電都以幾乎線性每小時0.8次速率快速復電，但東部互聯電力系統( EI )事故的復電過程係典型的大型事故：它進展迅速，然後放慢直到幾乎所有元件都復電，除了少數繼續停電有很多天。

圖B.3 2021年12月強風雷風暴(Thunderstorm)事故停電、復電、及性能曲線(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖B.4 2021年2月寒冷天氣事故停電、復電、及性能曲線(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

大型事故的分析證實，停電元件的完全復電，尤其是在大型事故之後，可能需要很多天–在所有用戶負載都恢復供電之後。為了量測及追踪部分主要的復電，定義了兩個額外的指標： 停電95%的復電時間、及受事故影響95% MVA的復電時間。

圖B.3及圖B.4顯示了事故95%復電水準：在東部互聯電力系統(EI)事故中，83次停電在事故開始後的5.9天內恢復（或總事故持續時間的 36%）；在德州(TI) 事故中，26 次停電在 32.6 小時內恢復（或總事故持續時間的 97%）。平均而言，對於2021年的大型事故，恢復95%的停電時間佔事故持續時間的 58%，復電95% MVA的時間佔事故持續時間的 59%。

B.2 2016-2021 年極端天氣類型的輸電系統韌度統計

B.2.1極端天氣類型

停電分組程序確定了2016-2021年的70件大型輸電事故，只有一件與天氣無關[後者是由於不正確的現場修改及系統特殊保護系統(RAS)動作導致部分系統崩潰]。 69件大型天氣-相關的事故是由圖B.5中所列之極端天氣類型引起的。如果一起觀察幾個天氣因素（例如，颶風大風、龍捲風大風），則確定輸電停電的主要原因是極端天氣類型。多個來源用來確定與每件大型輸電事故相關的極端天氣事故[例如，NERC的每日幹線電力系統(BPS)意識報告(awareness reports)、NERC的事故分析管理系統 (TEAMS: The Event Analysis Management System)、國家海洋及大氣管理局資料、公共媒體報導]。

  圖B.5 2016-2021年極端氣候相關類型事故統計圖(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖B.6 顯示了按極端天氣類型劃分的2016-2021年事故選定之韌度(復原力)統計資料。颶風造成了平均停電130次最大的輸電事故，而其他組的平均大小相似，從32到45次停電。元件同時跳脫之最大數量（事故最退化的狀態係性能曲線中所指示的最低點）由停電率及復電率兩者決定，平均等於事故大小的 62%。冬季事故的平均百分比最小（52%），龍捲風事故的平均百分比最高（71%）。由於冬季天氣事故及龍捲風事故的停電率相似，因此這種差異表明龍捲風期間及之後的復電速度比極端冬季天氣期間及之後要慢。

圖 B.7 比較了平均事故持續時間與平均臨界復電持續時間（恢復95%停電及95% MVA 之時間）。 兩次火災事故之一[2020年西部電力協調理事會(WECC) 野火]持續時間為 87天，嚴重影響了該組的平均持續時間。 對於其他組別，事故持續時間與事故大小正比相關。 對於所有天氣類型，恢復95%停電的時間遠短於總事故持續時間（平均而言，從颶風事故持續時間的40%到冬季天氣事故持續時間的67%）。 對於恢復95% MVA的時間，這些百分比範圍從火災事故持續時間的33% 到龍捲風事故持續時間的 73%）。

圖B.6 2016-2021年極端天氣類別之大型天氣相關事件韌度統計曲線(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖B.7 平均事故持續時間與平均臨界復電持續時間之比較(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖B.8 2016-2020 年各天氣類型的大型輸電事故統計(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

圖B.9 2017-2021 年各天氣類型的大型輸電事故統計(資料來源：2022 State of Reliability Report, NERC)

總體而言，事故持續時間具有非常高的可變性。對於2016-2021年的大型天氣事故，90%的信賴區間(confidence interval)（所有事故持續時間第5個及第95個百分位數之間的區間）範圍為17小時到2,073小時，而恢復95%停電的時間的信賴區間範圍為13至549小時，恢復 95% MVA的時間的信賴區間為8至485小時。這使得臨界復電持續時間成為量測及追跟踪輸電系統復電及減少因極端天氣所引起的停電事故持續時間之能力的首選指標。

B.2.2韌度統計資料之變化：2017-2021年事故與2016-2020年事故

韌度統計資料已針對2017-2021年及2016-2020年的大型天氣相關事故予以計算，並分析了極端天氣類型的指標變化。由於某些組別(例如火災)中每年發生的事故數量很少，因此選擇了5 年時間區段。

圖 B.8 和圖 B.9 中的氣泡圖顯示了根據極端天氣類型劃分的大型天氣相關輸電事故組別；圖 B.8 中的五個氣泡對應於2016-2020年合併資料的組別，圖 B.9 中的五個氣泡顯示了2017-2021年合併資料的相同組別。氣泡的大小代表組的大小。氣泡中心的 X 軸顯示恢復該組事故95%停電的平均時間； Y 軸顯示事故的平均停電次數。氣泡顏色表示每組的平均MVA-天停電量：低於 30,000 MVA天數顯示為藍色，介於 30,000 及 100,000 MVA 天數之間顯示為黃色，高於 100,000 MVA 天數顯示為橙色。

從圖 B.8 到圖 B.9 相同極端天氣類型的氣泡大小或位置的變化可能指出性能有所改善或下降。雖然組的規模沒有顯著變化，但由於平均事故大小及恢復95%停電平均時間的增加，颶風組的位置發生了明顯變化。這些變化以及顏色從黃色到橙色的變化是由於將颶風艾達(Ida)添加到該組中所造成的，這是 2021 年最大、最長及最有影響的輸電事故。艾達在該組中取代了2016年颶風馬修(Matthew)及赫敏妮(Hermione)，那是更小及更短的事故。同樣，龍捲風組受到 2021 年12月龍捲風的影響，讓龍捲風的MVA-天數停電量僅次於颶風艾達。

B2.3結論：

NERC人員使用與天氣相關的大型輸電事故的停電及復電流程來定義幾個韌度統計資料，這些統計資料量測及追踪電力系統吸收或承受、適應或防範、恢復及減少極端天氣事故的範圍及持續時間之能力。本分析的幾個結論與觀察結果如下：

• 颶風對輸電系統造成最大、最長及最有影響的事故（以元件及MVA-天數衡量停電）。颶風艾達是2021年規模最大、持續時間最長的事故，也是 2016-2021 年影響最大的事故。
• 通常，在大型輸電事故期間系統最降級的狀態（最大同時的元件及MVA出力停電數）係在事故開始後相對較快地發生，並且系統在此狀態下僅保持幾分鐘。最降級狀態的平均值約為事故大小之62%。
• 恢復過程在事故開始後迅速開始（通常在第一個小時內），進行得很快速，然後變慢下來。通常單一（或幾個）元件在很多天甚至幾週內都沒有復電。
• 達到95%的恢復水準要比事故持續時間相對得快得多。平均而言，恢復95%的停電需要大約55%的事故持續時間，恢復95%的MVA需要大約53%的事故持續時間。
• 颶風艾達Ida)在6年的資料中產生了MVA最大出力量及最大的MVA-天數停電量，導致颶風組的韌度指標發生了負面變化。東部互聯電力系統( EI) 12月龍捲風是六年來影響最大的龍捲風事故，同樣影響了龍捲風組。其餘按天氣類型（冬季天氣、火災、雷電暴風雨、強風）的事故組從2016-2020年到 2017-2021年，都沒有顯著變化。

附錄 C：貢獻者(Contributions)

NERC 向提供技術支持及指認需要改進領域的許多人以及整個電業中每天不懈努力讓電燈持續點亮的所有團體與個人表示感謝。茲摘錄NERC致謝之業界團體及員工(團體負責人與員工姓名略去)如下表：

參考資料：

2022 State of Reliability Report- An Assessment of 2021 Bulk Power System Performance NERC

https://www.nerc.com/pa/RAPA/PA/Pages/default.aspx