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：
.
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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
NERC如何定義互聯幹線電力系統( BPS)可靠度*( How NERC Defines BPS Reliability)
NERC 藉下列三基本及功能方面定義互聯幹線電力系統(BPS)之可靠度：
- 裕度(Adequacy:)：電力系統在所有時間內，同時考慮系統元件之計劃性及合理非計劃性故障下，供應用戶之總體電力及電能需求的能力。
- 運轉可靠度(Operating Reliability:)：電氣系統承受突然擾動之能力，例如電氣短路或系統元件意外跳脫。
關於裕度，電力調度中心可以而且應該採取控制措施或介入程序在電力平衡區(balancing area)（以前稱為控制區- control area）內維持供需之間的持續平衡。 在容量不足情況下之緊急措施(Emergency actions)包括公開呼籲及下列：
- 執行與電力供應商(load-serving entity)簽訂合約或協議削減用電的終端用戶之可停電力(Interruptible demand)停電。
- 降電壓運轉（通常稱為「燈光黯淡(brownouts)」，因為白熾燈會隨著電壓降低而變暗，有時降壓多達 5%）
- 分區輪流停電/停電，係將預先計畫好的多組配電饋線中一組停電限定時間(例如一小時)後復電，然後換輪另一組饋線停電，因此稱之為「輪流停電」。
在運轉可靠度的標題下，係不管任何肇因的所有其他系統擾動，導致用戶用電之意外及/或不受控制停電。 當這些停電包含在局部區域內時，它們被視為非計劃性停電或擾動。 當這些停電蔓延到電網的大範圍時，它們被稱之為「連鎖停電(“cascading blackouts)」（保護系統觸發的系統元件不受控制的連續跳脫）。
NERC可靠度標準集(set of NERC Reliability Standards)之目的係提供可靠度裕度水準(ALR)。
- 可靠度之裕度水準(Adequate Level of Reliability)：當遵循可靠度性能目標並滿足下列考慮時，幹線電力系統(BES)之設計、規劃及運轉的狀態將可達成：
- BES當受到預先定義之擾動時，在正常運轉條件下不會發生系統不穩定、不受控制系統分離、連鎖及/或電壓崩潰。
- BES頻率在正常運轉條件下及受到預先定義之擾動時維持在定義的參數範圍內。
- BES電壓在正常運轉條件下及受到預定義之擾動時維持在定義的參數範圍內。
在低或然率擾動（例如，多重偶發事故、非計劃性及不受控制的設備停電、資通網絡安全事件或惡意行為）後對BES的不利可靠度衝擊可以管控。
在導致停電及BES元件大面積停電的主要係統擾動之後，BES的復電係在協調及受控方式下執行。
對於不太可能發生的嚴重事件（亦即由於龍捲風而跳脫全部路權線路、由於颶風而同時或幾乎同時發生的多件輸電設施停電、天然氣基礎設施的大規模斷氣影響多個電源，或其他嚴重現象），BES業主及營運商可能無法採取經濟上合理或務實之措施來防止或減輕對BES的不利可靠度影響，即使這些事件可能導致連鎖、不受控制的系統分離或電壓崩潰。
*BES之定義參見：https://www.nerc.com/pa/RAPA/BES%20DL/BES%20Definition%20Approved%20by%20FERC%203-20-14.pdf
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
圖175 民國35(1946)年4月6日台灣長官公署派令杜德三等兼任省立台北第一工業技術練習生養成所所長等[資料來源：
圖176 民國35(1946)年4月6日台灣長官公署任免人員通知書[資料來源：
圖177 「民報」分別於民國35(1946)年2月2日省立台北工職招考初級工業職業班新生公告及4月25日省立台北工職召開學生父兄會公告 [資料來源：
圖178 民國35(1946)年9月25日台灣長官公署教育處任免人員請示單-省立臺北工業職業學校校長杜德三另有任用應於免職另派台南工專校長王石安兼任(資料來源: 
圖179 民國35(1946)年11月20日台灣長官公署教育處簽呈-省立臺北工業職業學校兼任校長王石安免兼任，另派簡卓堅擔任台北工職校長並兼任省立台北工業專科學校籌備處主任(資料來源: 
圖180 民國35(1946)年10月簡卓堅校長之學歷證明保結(資料來源: 
圖181 民國35(1946)年5月27日民報的「大安工業俱樂部舉行大會」報導[資料來源：舊報紙 
圖182 民國35(1946)年9月25日台灣長官公署教育處處長范壽康簽呈-省立臺北工業職業學校自民國36學年度第一學期起昇格為工業專科學校 (資料來源: 
圖183 民報於民國35(1946)年10月13日、10月25日、及10月28日分別報導「台北工職學校改名」、「台北工業學校昨舉昇格祝賀會」及刊登「慶祝台北工業學校昇格啟事」廣告[資料來源：舊報紙
圖184民國36(1947)年9月16日林提灶、林蓮亭向台灣省參議會請願為將台北工業職業學校遞升專科之請願書 [資料來源：
圖185民國36(1947)年9月20日台灣省參議會代電，電送南京教育部將台北工業職業學校遞升專科之請願書 [資料來源：
圖186 民國36(1947)年10月11日南京教育部答覆台灣省參議會轉呈之將台北工業職業學校遞升專科請願書代電覆文 [資料來源：
圖187民國36(1947)年10月28日台灣省參議會通知林提灶有關南京教育部將台北工業職業學校遞升專科請願書之答覆文 [資料來源：
圖188公論報民國36(1947)年12月14日第三版刊登有關省參議會審查省府明年度歲入歲出預算的報導，其中有「審查預算補充意見」(紅框) [資料來源：
圖189公論報民國37(1948)年2月3、4日第三版刊登有關省參議會第一屆第四次大會駐會委員第三次會議的報導，其中有財政廳長嚴家淦報告省參議會大會所提建議，省府參照辦理情形之「嚴廳長在省參會的說明」(2/4紅框) [資料來源：
圖190民國37(1948)年1月15日南京教育部朱家驊部長首次來台視察的公論報報導 [資料來源：
圖191民國37(1948)年1月21日「朱部長視察中南部 各界名流請准將臺北工職，昇爲專科學校。」的公論報報導 [資料來源：
圖192民國37(1948)年7月27日「省立台北工專 當局決定開辦」的公論報報導 [資料來源：
圖193民國37(1948)年8月6日「省立台北工專 即將開始招生」的公論報報導 [資料來源：
圖194公論報民國37(1948)年9月13日「設立臺北工業職(專)校 各方咸盼早日實現」及9月14日「台北工專學校開辦已無問題」的報導剪報 [資料來源：
圖195 公論報民國37(1948)年9月21日「省立台北工專 下月初招生」及10月30日「台北工專招生考試完畢」的報導剪報 [資料來源：
圖196 民國38(1949)年7月20日簡卓堅擬調聘教育廳專門委員請示單 [資料來源：
圖197 民國39(1950)年1月23日簡卓堅教育廳專門委員解聘請示單 [資料來源：
圖198 民國38(1949)年10月5日校長顧柏岩改調省立台北工業專科學校校長省政府叁捌酉文府績乙字第57818號之通知，兼台北工業職業學校校長[資料來源：
圖199 民國38(1949)年10月5日校長顧柏岩改調省立台北工業專科學校校長1949/9/20省政府教育廳人事任免及核薪請示單，兼台北工業職業學校校長[資料來源：
圖200 民國41(1952)年12月22日省政府教育廳簽呈[資料來源：
圖201 民國44(1955)年正中書局出版台大工學院余耀南教授編著之「交流電機」封面
圖202民國44(1955)年正中書局出版台大工學院余耀南教授編著之「交流電機」序(P.1~P.2)
圖203 民國44(1955)年正中書局出版台大工學院余耀南教授編著之「交流電機」序(P.3)
圖204 民國48(1959)年7月母校班次增加，就校址不敷使用，擬徵購母校西側學校用地之地圖[資料來源： 
圖205 民國48(1959)年7月22日母校為徵購母校西側學校用地行文省政府民政廳地政局協助完成征購手續函[資料來源： 
圖206 1972/7/17第289次台灣省政府首長會議教育廳之「請示事項」 [資料來源： 
圖1 烏克蘭地理位置圖(資料來源：
圖2 烏克蘭整體電力系統圖(資料來源：
圖3 烏克蘭布舒汀火力電廠島(Burshtyn TPP Island)連接鄰國獨立電力系統圖(資料來源：烏克蘭國營電力外貿公司-SFTC Ukrinterenergo-
圖4 2002年歐盟歐洲大陸(UCTE)與北歐(Nordel)電力系統與綜合電力系統/俄羅斯統一電力系統(IPS/UPS)電力系統互聯倡議之模擬電力系統地理位置圖(資料來源：
圖5 2022/3/16烏克蘭整體電力系統併入ENTSO-E電力系統同步運轉(資料來源：
圖6 烏克蘭能源相關的烏克蘭DTEK能源集團、烏克蘭天然氣公司及烏克蘭國家電力公司TSO 共同發起【
表1 烏克蘭2010-2020年各類電廠裝置容量統計表(資料來源：
表2 2021年底烏克蘭輸電調度中心(NPC Ukrenergo TSO)轄區系統各類發電機組明細表[資料來源：
圖7 烏克蘭電力系統2021-2020年各類發電量佔比(%)統計圖[資料來源：
圖8 烏克蘭電力系統2021-2020年各類發電量佔比(%)比較圖[資料來源：
圖9 烏克蘭電力系統2021年各類發電量-用電量(負載)平衡圖[資料來源：
圖10 俄羅斯入侵烏克蘭前一日(2022/2/23)烏克蘭輸電調度中心(NPC Ukrenergo TSO)轄區系統各類日發電曲線[資料來源：
圖11 俄羅斯入侵烏克蘭日(2022/2/24)烏克蘭輸電調度中心(NPC Ukrenergo TSO)轄區系統各類日發電曲線[資料來源：
圖12 俄羅斯入侵烏克蘭次日(2022/2/25)烏克蘭輸電調度中心(NPC Ukrenergo TSO)轄區系統各類日發電曲線[資料來源：
圖13 烏克蘭電力市場及管制機構之關係圖[資料來源：
圖14 烏克蘭電力市場交易架構圖[資料來源：烏克蘭DTEK能源公司年報-
圖15 烏克蘭電力市場各部門及細分市場參與者可以參與之市場示意圖[資料來源：
圖1 電網選項評估(NOA)探路者(Pathfinders)採購計畫應用區域位置圖(資料來源：
圖2 2030年NGESO轄區系統各種情境預計非同步發電穿透量成長圖(資料來源：
圖3 2030年NGESO轄區系統各種情境預計慣性短缺量(30GVA.s)與時數(%)(資料來源：
表1 NGESO「穩定度探路者(
圖1 1934年(民國23年、日本昭和9年)台灣電力系統圖(資料來源：臺灣電氣協會會報第六號 1934-11-26 國立台灣圖書館)
圖2-1 民國41-114(1952-2025)年台電系統年平均負載(含抽蓄負載)成長率曲線
圖4-1民國46-114(1957-2025)年台電系統年尖峰負載成長率曲線
圖6 日治時期1937-1951(昭和12-20、民國26-40)年至民國40年台電月平均負載曲線
圖8 民國61-114(1972-2025)年台電系統月平均負載曲線(扣除抽蓄負載)
圖11 民國61-114(1972-2025)年台電系統月尖峰負載曲線
圖12-1 2020年1、7月的週負載曲線(第2-3週之每小時平均 值)
圖12-2 2021年1、7月的週負載曲線(第2-3週之每小時平均 值)
圖14 民國40-114(1951-2025)年尖峰日負載曲線(小時平均之負載值)
圖15-8民國104(2015)年台電系統四季負載曲線(代表日-每小時平均負載取樣)
圖15-9民國105(2016)年台電系統四季負載曲線(1/13、4/13、7/28、10/19代表日-每小時平均負載取樣)
圖15-10 民國106(2017)年台電系統四季負載曲線(1/18、4/19、8/17、10/18代表日-每小時平均負載取樣)
圖15-11 民國107(2018)年台電系統四季負載曲線(1/18、4/19、8/17、10/18代表日-每小時平均負載取樣)
圖15-12 民國108(2019)年台電系統四季負載曲線(1/16、4/17、7/17、10/16代表日-每小時平均負載取樣)
圖15-13 民國109(2020)年台電系統四季負載曲線(1/15、4/15、7/23、10/14代表日-每小時平均負載取樣)
圖15-14 民國110(2021)年台電系統四季負載曲線(1/13、4/14、7/27、10/13代表日-每小時平均負載取樣)
圖15-15 民國110(2021)年台電系統四季代表日淨(扣除太陽能發電)負載曲線(每10分鐘取樣)
圖15-16 民國112(2023)年台電系統四季代表日負載曲線(每10分鐘取樣)
圖15-17 民國112(2023)年台電系統四季代表日淨(扣除太陽能發電)負載(Net Load)曲線(每10分鐘取樣)
圖15-18 民國112(2023)年台電系統四季代表日負載曲線(每10分鐘取樣)
圖15-19 民國113(2024)年台電系統四季代表日淨(扣除太陽能發電)負載(Net Load)曲線(每10分鐘取樣)
圖15-20 民國114(2025)年台電系統四季代表日負載曲線(每10分鐘取樣)
圖15-21民國114(2025)年台電系統四季代表日淨(扣除太陽能發電)負載(Net Load)曲線(每10分鐘取樣)
圖16-1 民國104(2015)年台電系統尖峰日(7月2日)負載曲線(燃料別發電量佔比)，顯示當日13:01~14:00全系統最高負載時刻之燃氣(LNG)發電總佔比39.9%最高，其次為然煤26.9%，核能12.6%居第三。
圖16-2 民國108(2019)年台電系統尖峰日(7月17日)負載曲線(小時平均之負載值)
圖16-3 民國109(2020)年台電系統尖峰日(7月23日)負載曲線(10分鐘取樣)
圖16-4 民國109(2020)年台電系統尖峰日(7月23日)淨負載(Net Load)曲線(10分鐘取樣)
圖16-5 民國110(2021)年台電系統尖峰日(7月27日)負載曲線(10分鐘取樣)
圖16-7 民國112(2023)年台電系統尖峰日(7月11日)淨負載(扣除太陽能發電)曲線(10分鐘取樣)
圖16-9 民國114(2025)年台電系統尖峰日(7月2日)淨負載(扣除太陽能發電)曲線(10分鐘取樣)
圖17-3 2013與2012年台電系統每日尖峰負載比較曲線(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-4 2014與2013年台電系統每日尖峰負載比較曲線(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-6 2016與2015年台電系統每日尖峰負載比較曲線–2016年氣候變遷影響秋老虎發威從9月遲延到10月中下旬(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-7 2017與2016年台電系統每日尖峰負載比較曲線(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-8 2018與2017年台電系統每日尖峰負載比較曲線–(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-9 2019與2018年台電系統每日尖峰負載比較曲線(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-10 2020與2019年台電系統每日尖峰負載比較曲線(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-11 2021與2020年台電系統每日尖峰負載比較曲線(負載資料取自調度處發電簡報)
圖17-12 2022與2023年台電系統每日尖峰負載比較曲線(負載資料取自調度處發電簡報)
圖18-1 2020年春節假期負載(能源別)曲線
圖18-2 2021年春節假期負載(能源別)曲線
圖18-3 2022年(1/30-2/5)春節假期負載(能源別)曲線
圖18-4 2019-2022年春節假期(除夕-初五)負載(供電端)曲線
圖20-1 民國97~106(2008~2017)年負載(MW歷時曲線
圖20-1-1 民國105-109-110(2016-2020-2021)年負載(MW)歷時曲線
圖20-1-2 民國105-109-110(2016-2020-2021)年最高120小時負載(MW)歷時曲線
圖20-1-3 民國109-112(2020-2023)年負載(MW)歷時曲線
圖20-1-5 民國109-114(2020-2025)年負載(MW)歷時曲線
圖20-3 民國97~106(2008~2017)年負載(%)歷時曲線
圖20-4 民國103~107(2014~2018年負載(MW)歷時(%)曲線 
圖21-1 民國97~106(2008~2017)年負載(%)歷時(%)曲線
圖21-2 民國103~108(2014~2019)年負載(%)歷時(%)曲線
圖26 
KC Liu說道：
Gordon Cheng說道：
vesplion說道：
重勝說道：
Jack說道：
vesplion說道：
dydydog說道：
洪銘成說道：
anery說道：
傅添保說道：
莊小姐說道：
謝先生說道：
黃說道：
蔣同學說道：
江先生說道：
J說道：
Rex說道：
涂嘉勝說道：
Allen說道：
Ling說道：
Nick說道：
王同學說道：
ken說道：
yinghao說道：
盧顯卿說道：
Claire說道：
Peng說道：
表2 NGESO容忍系統頻率偏差之三大因素組合表(資料來源：
圖1系統負載預測值與實績值之比較(資料來源：
圖3系統負載與慣性之關係圖(資料來源：
圖4系統慣性之年度分布圖(資料來源：
圖5使用系統(輔助)服務控制與復原頻率之過程圖(資料來源：
圖6頻率調整、調節、遏制服務之互動圖(資料來源：
表5影響反應與備轉容量服務要求量多寡之因素(資料來源：
圖7冬季住宅電熱用電尖峰與熱技術彈性之關係(資料來源：
圖8在平均寒冷(ACS: Average Cold Spell)冬季用電尖峰期間的電動汽車充電行為(資料來源：
圖9住宅、商業用電之電熱需量反應(資料來源：
圖10可調度供電資源與用戶轉型(資料來源：
圖1 民國40~100年六十年的台電系統年尖峰日負載曲線(小時值)
圖2 2011台電系統夏季日尖峰負載曲線附尖中基載示意圖(每小時值)
圖2-1 2020台電系統夏季年尖峰日負載曲線(每十分鐘值，附能源配比及尖、中、基載示意圖)
圖3 2011-2020年美國化石燃料發電機組裝置容量及容量因數曲線[資料來源：電力月報(Electric Power Monthly)
圖4 2020年1-10月美國化石燃料發電機組裝置容量及容量因數曲線[資料來源：電力月報(Electric Power Monthly)
圖5 2011-2020年美國非化石燃料發電機組裝置容量及容量因數曲線[資料來源：
圖6 2020年1-10月美國非化石燃料發電機組裝置容量及容量因數曲線[資料來源：
圖7 2013-2021年美國電池儲能及抽蓄機組裝置容量及容量(使用)因數曲線[資料來源：
圖8 2021年1-10月美國電池儲能及抽蓄機組裝置容量及容量(使用)因數曲線[資料來源：
圖9 2009-2020年台電核能電廠各機組容量因數曲線[資料來源：民國109年統計年報 台電公司)]
圖10 2009-2020年台電燃油、燃煤、燃氣汽力電廠容量因數曲線[資料來源：民國109年統計年報 台電公司)]
圖11 2009-2020年台電燃氣複循環電廠容量因數曲線[資料來源：民國109年統計年報 台電公司)]
圖12 2009-2020年台電氣渦輪、離島柴油機、傳統水力、承攬水力(翡翠、石門-義興、曾文)、抽蓄發電、風力、購電風力等機組容量因數曲線[資料來源：民國109年統計年報 台電公司)]
圖13美國2021年年度能源展望(Annual Energy Outlook)基本案例(Reference Case)預測至2050年容量因數曲線[資料來源：
表1 美國2021年年度能源展望(Annual Energy Outlook)基本案例(Reference Case)估計全美25區中之四個代表區2026年上線商轉機組均化成本(LCOE) 與避免成本(LACE)表 [資料來源：
圖1澳洲南澳州電力系統2020/2021年度各類裝置容量及總發電量(資料來源：
圖2澳洲南澳州電力系統2017-2021年度夏季(2020/11/1-2021/3/31)工作日典型運轉負載(發電段負載-扣除屋頂太陽能)曲線(資料來源：
圖3 2021/9/26澳洲南澳州電力系統日最低運轉負載(record minimum operational (as-generated) demand day)曲線 (資料來源：
圖4 2020/10/11澳洲南澳州電力系統日最低運轉負載(record minimum operational (as-generated) demand day)曲線 (資料來源：
圖5 電力系統供需平衡對頻率之影響(資料來源：
圖6 使用自動發電控制之頻率調整控制(資料來源：
圖7 使用頻率應急服務(大負載跳脫)之頻率應急控制(資料來源：
圖8 FCAS投標決標關係圖(左半圖)、FCAS邊際結清價格決定圖(右半圖) (資料來源：
圖9 通用FCAS梯形圖(資料來源：
圖10 FCAS梯形之不同服務(調升、調降) (資料來源：
圖11 FCAS之成本回收(資料來源：
表1 VCAS及SRAS之付款類別(資料來源：
圖2 2014-2020年愛爾蘭再生能源發電量佔系統用電量之百分比(%)曲線(資料來源：
圖5 塑造愛爾蘭電力未來之程序圖 (資料來源：
圖8 開發者導向方法所需新增線路(資料來源：
表5 技術導向強化項目摘要表(資料來源：
圖10 需求導向方法所需新增線路(資料來源：
