摘要
中型燃氣引擎發電機設置供應廠區方案及架構探討
Keywords / Gas engine generator,Gas turbine generator,Main transformer2,Step up transformer,De-load mode,Electricity blackout generator supply power mode
面對台灣電力近年供電吃緊狀況，台電頻繁要求園區用戶配合降載，廠區需配合開啟發電機供電，以協助台灣電力度過吃緊時段，時間約莫在下午 4 點至晚上 8 點太陽下山的時段。廠內發電機使用柴油作為燃料，當大量發電機啟用時，排放的空氣污染物質，會造成無塵室 AMC 警報的可能。
選擇中型燃氣引擎發電機，可提升發電效率。於臨廠區外的空地設置發電機，及空間規畫時一併考量設置脫硝設備，排放的空氣污染物質可顯著減少，避免對無塵室造成 AMC 影響。
Due to electric power critical condition, Taipower frequently request vendor in science park to de-load. Emergency generators in FAB are started up, at around 4 to 8 afternoon at the sun set duration, to supply power to FAB to overcome the critical condition. Generators in FAB are diesel source generators exhaust air pollution materials, at which will may affect the clean room AMC.
Medium capacity gas engine generator would have higher electrical efficiency. Generator installed at the area nearby FAB and SCR(Selective Catalytic Reduction) equipment is considered in the space planning would significantly reduce exhaust air pollution materials that avoid the affect to clean room AMC.
1.前言
依據能源局規畫，傳統火力機組如燃煤發電廠及核能發電廠將如期除役，但台灣天然氣接收站設置困難，燃氣機組無法提供更多的電力，大量建置太陽能電廠及風力電廠作為電能供應來源，已導致近年來台灣電力的不穩定，因為太陽能及風能受天氣及季節變化影響。從 2021 年開始，台電執行園區廠商的用電調度；台積公司為配合台電降載開啟發電機 2021 年共 12 次及 2022 年共 9 次。
政府希望台積公司能設置更多的發電機組協助發電。因為台積公司設置發電機僅會作為緊急備用，平常不會發電，所以本文將探討中型燃氣引擎發電機設置供應廠區方案及架構，以符合台積公司的實務需求。
經檢討，於臨廠區外的空地，設置每個發電機群組約 75 MW 容量，並選用能於 120 秒內完成併網供電的引擎發電機較合適。使用 22.8 kV 輸電線路直接引供電力至廠區高壓盤，不使用 161 kV 輸電線路引供至廠區 GIS，以避免直接與台電電網連結，違反台電營業規則。
本文將針對中型發電機機種選用、中型發電機架構及供電方式，作進一步的說明。
2.文獻探討
2.1 台灣電力供需狀況
台灣尖峰用電於 2021 年達 38.7 GW，能源局預估 2022 年至 2028 年尖峰負載年均成長率約 2.5%。至 2028 年將達 45.9 GW (圖1)[1]。比對台灣火力機組的新增，除役時程 (圖2)[1]，我們預估至 2030 年的電力供需趨勢圖，如圖3。
圖1：能源局預估 2022 ~ 2028 年台灣尖峰負載(註: 110年為實績值)
圖2：能源局規畫各機組新增及除役時程
圖3：依能源局規畫各機組時程預估台灣電力供需趨勢圖
核二 #1 機組於 2021/6 除役後，可以發現台電的供電變動率變大 (備轉容量率變化變大) (圖4)[2]，因為基載變低，再來是再生能源的大量建置，其發電量會隨氣候及日夜變化而變動，故增加了供電不穩定的風險。
依能源局110年度全國電力資源供需報告繪圖分析，2023 ~ 2025 年台灣電力依然存在極大隱憂，主要有三個原因：➀第三天然氣接收站時程延誤至 2025/6 完成，導致大潭燃氣電廠氣量不足降低供電能力；➁核電及燃煤電廠如期除役，政府並無啟動延役機制；➂2025 年以後 IPP 尚未決標。
分析 2021 年台積電共配合台電進行廠區降載開啟發電機共 12 次的資訊，大部分發生在台電供電變動率高且備轉容量率低於 10% 的時間，且絕大多數發生在核二 #1 除役後，如圖5 [2]，確實證明台灣電力正面臨供電不穩定的狀況。
圖4：2021 年台電用電尖峰與備轉容量率
圖5：台積公司配合開啟發電機時間比對備轉容量率偏低疊圖
2.2 燃氣發電機組之選用
當遇到台電機組異常及台電電力供電緊澀時，若於廠區周遭設置中型燃氣發電機組，將可長時間開啟運轉供電廠區以協助台電進行廠區降載的需求。
中型燃氣發電機組主要分為燃氣引擎發電機組及燃氣渦輪發電機組 2 種 (圖6) [3][4]。1 台燃氣引擎發電機組約 20 MW 容量，比 1 台燃氣渦輪發電機組約 35 MW 容量小。中型燃氣引擎發電機組具快速併網的特性，約需 90 ~ 120 秒，然而中型燃氣渦輪發電機組併網時間約需 5 ~ 10 分鐘 (表1)。因應廠區的急電系統架構，需選用快速併網的燃氣引擎發電機組進行搭配，方能滿足銜接廠內既有燃油發電機 90 秒併網的供電需求。縱使 1 台燃氣引擎發電機組容量較小，在應用上則是用多台併聯的方式，設置足夠大容量的燃氣發電機組群。
圖6：中型燃氣發電機組 (左圖：引擎機組、右圖：渦輪機組)
| 發電機 | 廠內燃油機組 | 中型燃氣引擎機組 | 中型燃氣渦輪機組 |
|---|---|---|---|
| 容量(MW) | 2 | 約 20 | 約 35 |
| 發電機輸出電壓 | 480 V | 13.8 kV | 13.8 kV |
| 併網供電時間 | 90 秒 | 90~120 秒 | 5~10 分鐘 |
| 連續運轉時數 | 250 小時 (約10天) | 4,000 小時 (約0.5年) | 25,000 小時 (約2.5年) |
| 燃料 | 柴油 | 天然氣 | 天然氣 |
| 燃料耗量 | 0.25 公升小時/kW | 0.23 CMH / kW | 0.28 CMH / kW |
| 發電效率 | 35% | 47% | 36% |
| 占地(m2/MW) | 48 | 40 | 35 |
| 設置費用 ( NT$ / kW ) (不含土建) | 12,000 | 33,000 | 47,000 |
| 發電及運轉成本 ( NT$ / 度 ) | 11 | ~ 3.4 | ~ 5 |
3.實驗方法
3.1 燃氣發電機組供電架構
我們將探討 3 種發電機組供電電力系統架構，說明其架構差異後，再選出適合於廠區運轉的電力系統架構。
供電架構一：燃氣機分紅、藍群組，各群組 75 MW (1 台燃氣引擎機組 18.75 MW，4 台機組併聯供電共 75 MW)。每台燃氣機組獨立配置 1 台昇壓變壓器。每個廠設置 1 個四路開關，引接紅線或藍線 75 MW 至廠內市電匯流排，如圖7所示。
圖7：供電架構一：1 台燃氣機組配置 1 台昇壓變壓器，每個廠引接紅線或藍線 75 MW 至廠內
供電架構二：燃氣機分紅、藍群組，各群組 75 MW。2 台燃氣機組配置 1 台昇壓變壓器。每個廠設置 1 個四路開關，引接紅線或藍線 75 MW 至廠內市電匯流排，如圖8所示。
8：供電架構二：２ 台燃氣機組配置 1 台昇壓變壓器，每個廠引接紅線或藍線 75 MW 至廠內
供電架構三：燃氣機分紅、藍群組，各群組 75 MW。每台燃氣機組獨立配置 1 台昇壓變壓器。每個廠設置 2 個三路開關，引接紅線 75 MW 及藍線 75 MW 至廠內市電匯流排，如圖9所示。
圖9：供電架構三：1 台燃氣機組配置 1 台昇壓變壓器，每個廠引接紅線 75 MW 及藍線 75 MW 至廠內
供電架構一中，1 台燃氣機組配置 1 台昇壓變壓器架構與廠區現行 1 台燃油機組配置 1 台昇壓昇壓器一樣；燃氣機組電源僅有紅線或藍線 75 MW 引接至廠內市電匯流排，因此廠內電力系統可以併聯，不會改變廠區現況的運轉操作方式。
供電架構二雖跟供電架構一的差別在於原本從 1 台燃氣機組配置 1 台昇壓變壓器，變為 2 台燃氣機組配置 1 台昇壓變壓器；其風險較集中，因為 1 台變壓器故障將導致 2 台燃氣機組共 37.5 MW 脫離系統。
供電架構三中，每個廠引接紅線 75 MW 及藍線 75 MW 供電至廠內。燃氣機組紅線及藍線的廠內斷路器 100B、600B 及市電匯流排的銅排，其容量約 94 MW (22.8 kV、2,500 A、0.95 功率因素計算)，因此燃氣機組紅線及藍線不能併聯，否則導致廠內斷路器 100B 及 600B 過載跳過。因為燃氣機組紅線及藍線不併聯，所以紅線燃氣機組與藍線然氣機組不同步；分成紅、藍線 2 路供電至廠內時，廠內的電力系統也不能作併聯操作，這種供電方式限制了廠內併聯轉的操作，不符合廠區操作需求。
考量廠區運轉操作需求，供電架構一仍最適合的方案，接下來將以供電架構一進行故障電流對系統影響的探討。
3.2 故障電流計算
因為燃氣機組新電源加入廠區電力系統，所以故障電流對系統的影響是本文探討的重點之一。
廠區GIS斷路器的故障耐流能力為3秒50kA，高壓CGIS斷路器故障耐流能力為3秒25kA。因此，我們需要先確認電源端，如台電、廠內柴油發電機及中型燃氣發電機能提供的故障電流，與經過變壓器時，限制的故障電流。最後計算各種情境的故障電流，以評估可使用於廠區的運轉模式。
台電變電所能提供的三相故障電流最大約為40kA@ 161kV側，換算約為281kA@22.8kV側，如表2所示。其數據參考台電供電處計算的南科E/S提供的南科廠區的故障電流資料[5][6][7]。
| 故障電流(kA) | 廠區1 | 廠區2 | 廠區3 |
|---|---|---|---|
| 台電提供的三相短路最大故障電流@161kV側 | 39.45 | 39.45 | 39.76 |
| 台電提供的三相短路最小故障電流@161kV側 | 34.15 | 34.35 | 34.45 |
| 最大故障電流換算成22.8kV側 | 278.57 | 278.57 | 280.76 |
| 最小故障電流換算成22.8kV側 | 241.15 | 242.56 | 243.27 |
每一台中型燃氣機組所能提供的三相故障電流最大約為2.81kV@22.8kV側，換算約為0.4kA@161 kV 側。其數據依據燃氣機組手冊資料，每一台容量23.5 MVA，發電機阻抗21.2%，以快速MVA法計算得到 2.81kA@22.8kV側(公式為23.5MVA容量/21.2%阻抗/22.8kV電壓/1.732)。
每一台廠內柴油機組所能提供的三相故障電流最大約為0.452kA@22.8kV側，換算約為0.06kA@161kV側。其數據依據廠區燃油機組手冊資料，每一台容量 2.5MVA，發電機阻抗14%，以快速MVA法計算得到 0.452kA@22.8kV側(公式為2.5MVA容量/14%阻抗/22.8kV電壓/1.732)。
每一台主變壓器限制的三相故障電流最大約為14.47 kA@22.8kV側，換算約為2.05kA@161kV側。其數據依據廠區主變壓器手冊資料，每一台容量60MVA，主變壓器阻抗10.5%，以快速MVA法計算得到14.47 kA@22.8kV側(公式為 60 MVA 容量/10.5%阻抗/ 22.8kV電壓/1.732)。
每一台廠區燃油發電機配置的昇壓變壓器限制的三相故障電流最大約為1.06kA@22.8kV側，換算約為0.15kA@161kV側。其數據依據廠區昇壓變壓器手冊資料，每一台容量2.5MVA，主變壓器阻抗6%，以快速MVA法計算得到1.06kA@22.8kV側(公式為2.5MVA容量/6%阻抗/22.8kV電壓/1.732)。
3.3 降載模式及台電停電發電機供電模式
平常時，台電供電，燃氣機組及各廠區發電機組均未啟動，如圖10所示。為讓控制單純化，在設計上燃氣機組的啟動及加減載受各廠區發電機機組的控制，燃氣機組的控制訊號來自各廠區發電機機組。
圖10：電力系統的平常狀態，台電供電，各發電機組均不啟動
接下來有4種情境需要探討及分析，分別是2種配合台電進行降載時開啟燃氣機組模式，及2種發生台電停電時燃氣機組併聯廠區發電機供電。
情境1：降載模式-100B投入。此時燃氣機組定功輸出，由 100B併聯台電，負載經由161 kV匯流排供電，如圖11所示。
若 22.8 kV 斷路器 101 側匯流排發生故障，其故障電流由 4 台燃氣機組及 1 台主變壓器提供，故障電流為 25.71kA(2.81kAx4台燃氣機組+主變壓器14.47kA) @22.8kV匯流排。若161kV匯流排發生故障，其故障電流由台電及 4 台燃氣機組提供，故障電流為41.6kA (台電40kA+0.4kAx4台燃氣機組)@161kV匯流排。
圖11：情境 1：降載模式-100B投入；燃氣機組啟動供電，由100B斷路器供應廠區部分電力
情境2：降載模式-100B及600B投入。此時燃氣機組定功輸出，由100B及600B併聯台電。負載經由 161kV匯流排供電，且主變壓器1及主變壓器6由四路開關連接併聯供電，如圖12所示。
若22.8kV斷路器101側匯流排(601側匯流排相同之)發生故障，其故障電流由4台燃氣機組及2台主變壓器提供，故障電流為40.18kA(2.81kAx4台燃氣機組+14.47kAx2台主變壓器)@22.8kV匯流排。若161kV匯流排發生故障，其故障電流由台電及4台燃氣機組提供，故障電流為41.6kA(台電40kA+0.4kAx4台燃氣機組)@161kV匯流排。
圖12：情境 2：降載模式-100B及600B投入；燃氣機組啟動供電，由100B及600B斷路器共2個迴路供應廠區部分電力
情境 3：台電停電-燃氣機組與1座廠發電機併聯。此時燃氣機組定功輸出，廠內發電機定頻定壓輸出，兩者併聯供電，如圖13所示。
若22.8kV斷路器101側匯流排(601側匯流排相同之)發生故障，其故障電流由4台燃氣機組及40台燃油機組提供，故障電流為29.32kA(2.81kAx4台燃氣機組+0.452kAx40台燃油機組)@22.8kV匯流排。因為161kV匯流排沒有受電，所以沒有電力故障的狀況。
圖13：情境 3：台電停電 - 燃氣機組與 1 座廠發電機併聯；燃氣機組與廠內燃油機組併聯供應廠區電力
情境 4：台電停電-燃氣機組與2座廠發電機併聯。此時燃氣機組定功輸出，廠內發電機定頻定壓輸出，兩者併聯供電，如圖14所示。
若22.8kV斷路器101側匯流排(601側匯流排相同之) 發生故障，其故障電流由4台燃氣機組及80台燃油機組提供，故障電流為47.4kA(2.81kAx4台燃氣機組+0.452kAx80台燃油機組)@22.8kV匯流排。因為161kV匯流排沒有受電，所以沒有電力故障的狀況。
圖14：台電停電發電機供電模式 - 與 2 座廠發電機併聯
我們將情境一 ~ 情境四的故障電流計算整理於表3。
| 併聯情境 | 情境一 | 情境二 | 情境三 | 情境四 | |
|---|---|---|---|---|---|
| 降載模式（燃氣機組與台電併聯） | 台電停電（燃氣機組與廠區發電機併聯） | ||||
| 100B 投入 | 100B及600B 投入 | 與 1 座廠發電機併聯 | 與 2 座廠發電機併聯 | ||
| 燃氣機組輸出控制 | 定功 | 定功 | 定功 | 定功 | |
| 廠區發電機輸出控制 | 不啟動 | 不啟動 | 定頻定歴 | 定頻定壓 | |
| 輸出能力 (MW) | 75 | 75 | 143 | 211 | |
| 228 kV 側匯流排最大故障電流(kA) @228kV | 4 台燃氣機組 (註1) | 11.2 | 11.2 | 11.2 | 11.2 |
| 1 台主變壓器 (註2) | 14.5 | - | |||
| 2 台主變壓器併聯 | - | 28.9 | - | - | |
| 40 台廠區發電機 (註3) | - | - | 18.1 | 18.1 | |
| 40 台跨廠發電機 | - | - | - | 18.1 | |
| 總故障電流 (HVSWGR 規格 25 kA) | 25.7 | 40.2 | 29.3 | 47.4 | |
| 161 kV 側匯流排最大故障電流(kA) @161 kV | 4台燃氣機組 (註1) | 1.6 | 1.6 | - | |
| 台電 | 40.0 | 40.0 | |||
| 總故障電流 (GIS規格 50 kA) | 41.6 | 41.6 | |||
註 1：在22.8 kV時，1台 23.5 MVA 燃氣機組最大故障電流 2.81 kA · 4台為 11.2 kA(2.18 kA x 4台）。
註 2：在22.8 kV時，1台 60 MVA 主變壓最大故障 14.47 kA · 2台為 28.9 kA (14.47 kA x 2台）。
註 3：在22.8 kV時，1台 2.5 MVA 發電機最大故障電流 0.452 kA · 40台為 18.1 kA (0.452 kA x 40台）。
4.結果與分析
供電情境對應控制模式及短路電流計算
當台電要求降載時，將優先開啟燃氣機組併聯台電供電廠區負載。若只投入1個斷路器100B時(情境一)，當22.8kV側匯流排故障時，故障電流25.7kA，稍大於廠區高壓CGIS斷路器故障耐流能力25kA；當161kV側匯流排故障時，故障電流41.6kA，小於廠區GIS斷路器故障耐流能力50kA。
若同時投入2個斷路器100B及600B時(情境二)，當22.8kV側匯流排故障時，故障電流40.2kA，遠大於廠區高壓CGIS斷路器故障耐流能力25kA；當161kV側匯流排故障時，故障電流41.6kA，小於廠區GIS斷路器故障耐流能力50kA。
此時我們需思考的是，降載運轉過程，廠區電力系統仍屬正常供電的狀態，因此系統安全為第一優先。綜觀比較情境一與情境二，情境一會更適合於廠區的運轉需求，若情境一從原本開啟4台燃氣機組變為開啟 3台燃起機組，故障電流會從25.71kA下降至22.9kA(2.81kAx3台燃氣機組+主變壓器14.47kA)，此時其故障電流小於廠區高壓CGIS斷路器故障耐流能力25kA，這將會是一個安全的運轉狀態。
當台電停電時，廠區100M、200M、300M、400M、500M及600M斷路器皆會跳脫，台電161kV及主變壓器皆會脫離廠區的電力系統。此時161kV匯流排脫離系統不受電，不需考慮故障狀況。因為此時161kV 匯流排沒有受電，所以161kV匯流排沒有電力故障的狀況。
若燃氣機組與廠區40台發電機併聯供電時(情境三)，當22.8kV側匯流排故障時，故障電流29.3kA，大於廠區高壓CGIS斷路器故障耐流能力25kA。
若燃氣機組與80台(廠區40台及跨廠40台發電機) 併聯供電時(情境四)，當22.8kV側匯流排故障時，故障電流47.4kA，遠大於廠區高壓CGIS斷路器故障耐流能力25kA。
此時我們需思考的是，台電停電時，廠區電力系統屬非正常供電的狀態，因此滿足廠區電力供應需求為第一優先；縱使故障電流大於CGIS斷路器故障耐流能力，燃氣機組仍需與廠區發電機併聯供電，以滿足廠區用電需求。
檢核情境三，以4台燃氣機組併聯廠區40發電機，其發電量可達143MW，可100%滿足1個先進製程廠區的140MW最高需量。若廠區最高需量大於4台燃氣機組併聯廠區40發電機的143MW 供電容量時，則可視需求開啟跨廠的發電機台數，以滿足廠區最高需量。
5.結論
因近年台電供電吃緊，台電頻繁要求園區廠商配合降載，發電機開啟次數因此增加，配合政府請求民間企業增設更多發電機的需求，因此我們正找尋效率更高，空氣污染更低的方案。中型燃氣發電機組正符合相關需求，選用120秒併網能力的中型發電機也可在台電停電時與廠區發電機併聯供電，滿足廠區100% 的用電需求。
在燃氣機組的架構配置選擇上，我們以架構最單純為首要考量，燃氣機組電源引接紅線或藍線1迴路至廠區，此配置不改變廠區現況的運轉操作方式，為最合適的配置方式。
在併聯電力系統的供電的情境考量，降載運轉過程，廠區電力系統仍屬正常供電的狀態，因此系統安全為第一優先；而台電停電時，廠區電力系統屬非正常供電的狀態，因此滿足廠區電力供應需求為第一優先。
參考文獻
- 經濟部能源局，110年度全國電力資源供需報告，111-07-22。
- 台電網站資訊。https://www.taipower.com.tw/tc/index.aspx
- Equipment supply and services proposal for TSMC Tainan project in Taiwan, Wartsila, June-2022.
- 台灣積體電路製造股份有限公司緊急天然氣發電機組增設服務計劃書，森崴能源股分有限公司，111年6月。
- 106-12-01配字第1068115080號，台電公司配電處，台灣積體電路製造股份有限公司南部科學工業園區十八廠一期新設自備161kV變電站大用戶短路計算結果。
- 107-10-09配字第1078105937號，台電公司配電處，台灣積體電路製造股份有限公司南部科學工業園區十八廠二期新設自備161kV變電站大用戶短路計算結果。
- 108-06-14配字第1083882866號，台電公司配電處，台灣積體電路製造股份有限公司南部科學工業園區十八廠三期新設自備161kV變電站大用戶短路計算結果。
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