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图1事故负荷变化曲线示意图
事故限电:15时台电调度执行紧急分区轮流停电,以确保系统稳定。按照年初确定的限制用电(有序用电)办法,启动全台紧急分区轮流停电,安排电费单据上的C组与D组用户轮流限制用电,每轮停电50分钟。
第一轮限电时间15:00至15:50,限电300万千瓦,限电户数约200万户。
第二轮限电时间15:50至16:40,限电300万千瓦,限电户数约193万户。
第三轮限电时间16:40至17:30,限电350万千瓦,限电户数约224万户。
第四轮限电时间17:30至18:20,限电350万千瓦,限电户数约229万户。
第五轮则由18:20起,限电户数约164万户。
事故影响:事故殃及台北、新北、台中、苗栗、桃园、基隆、新竹、宜兰和高雄等重要城市,其中市政供水受影响最大,全台4县市多个加压站受影响停止运作,包括新北市淡水区、三芝区、树林区、新庄区,桃园市大溪区数里、新竹县峨眉乡、宝山乡、新竹市、苗栗县头份市,皆分时段停水。经济损失还在进一步评估。
本次大停电事故最大造成350万千瓦负荷损失,总受影响用户逾1319万户次,为台湾历史第二大规模停电事故。台湾史上最大规模停电事故发生在2017年8月15日,当时损失约420万千瓦负荷。
二、5·13台湾省大停电事故原因初步分析
1.误操作引起机组脱网导致系统频率骤降
根据台电说明,兴达电厂正在扩建3台天然气机组共计390万千瓦,计划于近期并网。高雄路北变电站为配套兴达电厂新建机组接入已完成设备安装,5月13日进行竣工检查与测试。当测试进行时,台电原应需开启编号3542断路器,因误操作编号3541断路器,造成路北变电站母线产生接地故障,系统电压骤降,导致附近的兴达电厂出现4台机组保护动作跳机(分厂运行),无法正常送出电力,有效电力供应瞬间减少约220万千瓦,系统频率瞬间降低,低频减载动作切除约100万千瓦负荷。
图2台电高雄路北超高压变电所母线控制盘面图
2.事故发生后系统备用调用不足导致后续轮流限电
事故发生时刻台湾用电最高负荷3656万千瓦,最大供电能力约4000万千瓦,系统备用容量约366万千瓦,备用率10%,电厂4台机组脱网损失220万千瓦有效电力供应,系统备用大于电力损失,正常来说不应进一步扩大为事故限电。但根据台电说明,事故发生时正值下午,光伏出力因日落逐渐减少,且近期水情不佳影响水力发电,为避免影响民生用水,导致抽蓄水力也无法全力即时救援供电。台电评估短时间内无法立即复电,为保障系统安全,自下午3时起执行紧急分区轮流停电,最大限电达到350万千瓦。
注:台电正在进行详细的事故调查,后续计划向社会公布,仍将持续跟踪。
三、5·13台湾省大停电事故的相关启示
1.重视系统一次调频问题
本次事故反映出台电一次调频备用容量不足问题,在系统发生单一电源故障时,无法满足频率稳定要求,导致低频减载装置动作应急切除部分负荷。如“8·15”台湾大停电以及“8.9”英国大停电时,单个或多个电厂机组全停事故,均反映出同样问题。为适应高比例新能源接入系统,我们应遵循《电力系统安全稳定导则》(GB 38755-2019)规定,要求35千伏及以上电压等级的风力发电、光伏发电均具备一次调频能力,规范新能源机组参与一次调频技术标准和并网管理办法,新并网新能源场站应开展一次调频试验。针对大规模海上风电并网,应研究配置合理比例的储能装置,增强一次调频能力,发挥应有的频率调节作用。
2.保障电力安全可靠供应
近年来台湾新能源发展加快,近五年新增装机约500万千瓦,占新增电源比重约65%。截至2020年底,光伏装机576.8万千瓦,风电装机93.7万千瓦,预计2025年光伏将达到2000万千瓦,风电将达到670万千瓦。风电、光伏“靠天吃饭”特征明显,在目前技术条件下主要提供电量替代效益,电力支撑能力不足,影响供电可靠性,加大电网供需失衡风险。本次事故发生时正值下午,光伏出力因日落逐渐减少,当系统损失220万千瓦有效电力供应时,光伏出力不升反降,无法提供紧急电力支援,加剧了事故状态下系统供需矛盾。因此,为促进新能源科学协调发展,系统中应保留一定规模煤电机组,作为兜底保障电源,增强应急备用能力,保障系统安全可靠供电。
3.关注系统备用管理
本次事故凸显了系统备用管理的重要性,事故发生后,台电为避免影响民生用水,导致抽蓄电站无法全力即时救援供电,系统备用调用不足导致后续轮流限电。因此,有必要考虑重新审视现行备用运行要求,严格执行备用管理规定,严守应急备用底线,督促发电企业认真落实机组备用容量,确保系统需要时可靠调用,保证电网安全稳定运行。在特殊情况如节假日、台风、强降雨等恶劣天气影响下,关注新能源发电波动性、间歇性和随机性对系统备用的影响,进一步加强备用管理及运行控制。
4.优化海岛型电力系统的电源发展路线
台湾省电源及负荷中心主要集中分布于西部沿海地区,其中兴达电厂装机容量432.595万千瓦,占全省装机比重达8.7%。海南与台湾同属海岛型电力系统,系统规模较小,基础相对较差。海南昌江核电二期3、4号机组单机容量120万千瓦,计划分别于2025年和2026年建成投产,投产初期最大单机容量占全网负荷比重大,低谷时段占比超过30%,最大负荷时段占比超10%, “大机小网”问题突出,增大了系统安全风险及调峰压力。因此,有必要优化海岛型电力系统的电源发展路线:安全稳妥发展核电,优先考虑小堆、微堆技术试点应用;分散发展新能源及调峰气电,促进分区电力平衡;着力提升防风抗灾水平,提高电源调峰调频、备用及黑启动能力。
附录:台湾省电力系统基本情况
台湾电力系统为海岛型电力系统,未与大陆主网联网。近年来受台湾省经济发展放缓影响,负荷增长不大,电源投资建设较少。台湾电力公司作为台湾四大公营事业之一,按照垂直一体化机制,负责全省的发、输、配、售等环节电力运营与管理。
2020年台电统调最大负荷为3802万千瓦,用电量约2400亿千瓦时;台电电源总装机规模4977万千瓦,其中,煤电占29.5%、气电35.8%、燃油3.2%、核电7.8%、抽蓄5.2%、可再生能源18.5%。台湾发电资源及负荷中心均分布在台湾西部沿海区域,主网网架由南至北,呈带状分布,最高电压等级为345千伏。
本次事故的兴达发电厂位于台湾省高雄市,隶属于台电,厂区面积135公顷,装机容量仅次于台中发电厂及大潭发电厂,居台湾第三位。2020年装机容量432.595万千瓦(其中,煤电机组容量2*50+2*55万千瓦,气电机组容量5*44.519万千瓦),占总装机比重8.7%;年发电量约246亿千瓦时,占全岛总发电量10.6%。
台湾电力系统示意图及事故电厂位置如下图所示。
图3台湾电力系统示意图(图片来源:台电网站)
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