【行业】5·13台湾省大停电事故分析及启示

来源：南方电网能源发展研究院 时间：2021-05-24 16:32

5·13台湾省大停电事故分析及启示

南方电网能源发展研究院

曹毅 黄豫 梁宇 覃芸 刘平 袁康龙

　　电力安全事关国计民生。在电力发展史上，全世界范围发生过多起大停电事故，均造成了巨大损失和严重影响。本次5·13台湾省大停电事故，暴露出一些问题值得我们关注，对于全国电力安全和能源安全具有警示意义。本文初步分析了台湾省大停电事故的原因，基于目前所掌握事故信息，提出对全国电力发展的相关启示。

　　一、 5·13台湾省大停电事故概况

　　事故概况：5月13日，台电用电最高负荷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%（含事故备用、负荷备用）。14时37分，台电兴达电厂（装机容量432.595万千瓦）因所接入345千伏路北变电站误操作，造成母线短路故障接地，导致所接入的两台燃煤及两台燃气机组脱网，系统损失有效电力供应约220万千瓦，为维持电网频率稳定，低频减载动作切除约100万千瓦负荷。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，晚6时逐步开始恢复，晚9时恢复正常供电。事故过程系统负荷变化曲线如下图所示。

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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