用戶電驛保護設備基本維護與判讀 嘉南供電區營運處許文興 壹 前言 用電戶是台電公司基本客戶, 無論客戶用電多寡, 台電公司均以最優質產品賣給每家用電戶, 使每家用電戶享受充裕的用電 電力輸送由遙遠電廠昇壓經輸電線傳遞至負載端, 中間過程由 345kV 超高壓輸電線經 161kV 一次輸電線 69kV 二次輸電線 11/22kV 配電線經降壓 110V/220V 至各用戶負載端 這樣長遠傳輸之設備有發電機 昇壓變壓器 降壓變壓器 輸電線 斷路器等用電設備均暴露在外, 因此電網供電能力相對脆弱, 為避免用電設備損害, 除加強防範外須做定期維護與檢測, 確保運轉安全供電不會中斷, 如圖 1 所示 圖 1 輸電線系統圖 貳 保護電驛基本認識 保護電驛 (Protective Relay) 是經由比流器 (CT) 比壓器 (PT) 及其相關設備 檢出故障的電氣設備, 當有設備發生事故時, 可以快速檢出故障訊息, 適時清除 故障, 隔離事故範圍, 避免危害保護設備, 縮小故障範圍再度擴大及減少人員傷 亡, 所以保護電驛是確保電力系統安全運轉穩定系統之最重要設備, 也是事故發 生後的一種重要保護裝置 保護電驛是在事故時才會發揮功能, 故保護電驛的裝設並不能減少事故的發 生次數 保護電驛是一個團隊的組合, 它包括保護電驛 比流器 比壓器 斷路 器 通訊設備及變電所內 DC 直流電源設備等, 如圖 2 所示 在此一組合中, 每 一設備的性能都將會影響到整體的動作功能 在現有的科技條件下, 無論任何品 牌的保護電驛或保護電驛系統, 均或多或少隱藏有不同程度的缺陷, 其性能並非 1
完美 因此, 保護電驛系統應經測試及標置協調工作完成後, 才能上線使用, 以 確保電力系統保護運轉安全 ~ 電源 CB 匯流排 CT 比流器 CB 打開斷路器主接點 斷路器 故障點 If 動作斷路器跳脫線圈 電驛跳脫回路 直流電源 + 電驛輸出接點 52TC PT 52a 比壓器 數位式電驛 圖 2 保護電驛系統動作是一個團隊的組合 一 何謂比流器 (Current Transformer,CT) 比流器是用以將電力系統中的大電流 ( 比流器一次值 ) 轉換成較適合電驛使用之低電流 ( 比流器二次值 ) 依美國比流器二次值採用 5A 為標準, 另有歐洲廠牌比流器二次值採用 1A 為標準 選擇比流器之變比值時, 應考慮其所連接的電驛 補助比流器及表計等電氣設備之安全電流容量 二 何謂比壓器 (Voltage Transformer,VT) 比壓器以前簡稱 PT, 查美國電機工程師學會將其正名為簡稱 VT 比壓器是指一般的雙繞組電壓變換設備, 它的結構和普通的電力變壓器類似, 差異僅在比壓器不具備強電流負載的容量 比壓器一次側電壓額定值的選用隨電力系統電壓而定, 二次側電壓標準之額定值在美國採用 115V, 在歐陸國家則採用 100V 為標準 三 何謂匯流排 (BUS) 匯流排又稱為母線, 匯流排保護範圍含蓋有斷路器 比流器 比壓器 避雷 器 隔離開關及匯流排相關附屬配件等電力設備, 是匯集電源 負載及輸電線路 2
等之匯集點, 同時對電力系統之匯集 分配 轉送有多功能之用途, 如圖 3 所示 Iin 匯流排差動保護區域 Iout Id 克希荷夫定律 圖 3 匯流排差動保護簡易基本原理圖 四 何謂相量是一種與頻率及時間有關的旋轉相量, 但為求分析方便, 多將各電氣相量凝結於某一特定的瞬間來處理, 利用一不旋轉之向量來分析及運算 相量之值可以是均方根值 ( 有效值 ), 亦可以是瞬間值, 端視當時利用之情況而訂 相量既為一旋轉之向量, 國際間訂定了逆時針方向為其旋轉的正方向 五 何謂相序 (Phase Rotation) 相序 (phase rotation 亦可稱為 phase sequence) 它是指三相電壓掃過一參考定點的方向先後次序 相序的標示, 國際間並無一定的標準, 多採用 ABC 或 123, 而歐洲國家則採用 RST 目前電驛廠家對於三相設計的數位式電驛均需接正相序的電力系統 目前台電的輸電系統為逆相序, 表示的方式為 RST 當人站在一處固定不動, 面對一組三相的旋轉相量, 此人看到的順序若為 R S T 為正相序;若為 R T S 則為負相序, 如圖 4 所示 S T R R 正相序 T 負相序 S 圖 4 正相序與負相序判定圖 六 何謂極性 (Polarity) 一次瞬間電流是由一次繞組的極性端子流入, 則二次瞬間電流將由二次繞組 的極性端子流出, 且兩電流幾為同相 (in-phase), 如圖 5 所示 3
IP IS IP IS (a) (c) IP IS IP IS (b) (d) 圖 5 比流器極性圖 參 保護設備在電力系統中重要性 一 何謂保護電驛 (Relay) 保護電驛又稱為繼電器, 當電力系統發生事故後的一種保護裝置, 也是一種用於指定的電力系統範圍內檢測出不正常工作狀況之設備 它可以提供高度的供電連續性 保障人身安全及防止其他電力設備過度損壞的一種安全裝置 二 電力系統保護電驛功能保護電驛可用來隔離故障設備, 保護人員 設備安全並防止因事故產生而引起相關設備損壞, 同時可檢測出電力系統中設備異常狀況, 來維持較高供電的連續性, 如有使用 79 復閉電驛 三 常用保護電驛或設備功能代號 代號 保護電驛或設備功能 代號 保護電驛或設備功能 2 延時電驛 50N/51N 瞬時接地 / 瞬時接地延時過電流電驛 21/21N 測距電驛 / 接地測距電驛 52 斷路器 25 同步檢定電驛 59/59V0 相間 / 接地過電壓電驛 27 低壓電驛 / 欠壓電驛 67/67N 方向性延時相間 / 接地過電流電驛 32 方向性電力電驛 68 失步電驛 40 發電機失磁電驛 79 復閉電驛 41 發電機磁場開關 81H/81L 高 / 低頻率電驛 43 閉鎖開關 86 閉鎖電驛 46 電流逆向序電驛 87T/87B/87L 電流差動電驛 50/51 瞬時相間 / 瞬時相間延時過電流電驛 89 隔離開關 94 跳脫補助電驛 101 斷路器控制開關 4
四 保護電驛系統規劃 ( 一 ) 保護電驛設計準則 1. 信賴度 (Reliability): 即可靠度與安全性 2. 快速性 (Speed): 保護區域內發生故障, 在最短時間內快速清除 3. 選擇性 (Selectivity): 有重疊保護功能, 同一事故有多套保護電驛偵測到故障, 不會立即動作, 是距故障點最近電驛隔離, 由標置協調得到動作時間順序, 獲得良好的選擇性 4. 靈敏度 (Sensitivity): 對系統穩定度可得到可靠度, 但對安全性會有影響, 所以應適當取捨 5. 簡單性 (Simplicity): 對整體保護而言盡量力求簡單 6. 經濟性 (Economics): 以少量投資即可達到最大的效果, 同時考慮堅固耐用 ( 二 ) 保護電驛規劃方式 1. 保護電驛設備可分為主保護及後衛保護, 電力設備至少須有一套保護設備 依需求 重要性得設多套保護設備, 以提升供電穩定度 2. 輸電線路保護原則 : (1)87L1- 全線段快速跳脫保護方式 : 須配合光纜或數位通信頻道, 採用線路差電流方式 (87L) (2)87L2- 非全線段快速跳脫保護方式 : 免通信頻道, 採用多區間測距方式或方向性過流電驛 (21/21N,67/67N) 3. 變壓器保護原則 : (1)87T1- 主保護採用快速跳脫且具諧波抑制功能之多功能變壓器差電流電驛 (87T) (2)87T2- 後衛保護採用瞬時過電流方式 (50/50N) 及延時過電流方式 (51/51N) (3) 中性點保護採用延時過電流方式 (51Z) (4) 自耦變壓器之 33kV 側保護採用零序過電壓方式 (59V0-1 59V0-2) 五 保護電驛加入系統原則電力系統變更 ( 運轉中之設備停電工作或新設備加入系統送電 ) 應由專責部門審核, 如新設備加入需經圖審完成, 檢討電驛標置設定, 檢討結果由專責部門配合進行電驛標置變更 試驗後, 始得加入系統 保護電驛加入系統應試驗之項目有特性試驗 跳脫試驗 接線試驗 直流電源校驗及相關控制回路測試等 5
肆 保護電驛標置協調應用 一 保護電驛之協調 1. 主保護電驛 (Main protection relay) 最接近故障點之保護電驛為主保護電驛, 事故發生時, 該主保護電驛應最先且迅速的動作 2. 後衛保護電驛 (Back-up protection relay) 當主保護不動作 ( 如電驛故障 ) 或慢動作, 達到某一設定時間 ( 協調時間 ), 由後衛電驛來動作 3. 主保護電驛應優先於後衛保護電驛動作 4. 協調時間相差太短, 則可能因人為誤差 儀器誤差或 CT PT 誤差不同而造成後衛電驛會比主保護電驛提前動作 協調時間相差太長, 則又可能使設備 人員受到的損害機率增加 二 協調時間 (Coordination Time Interval;CTI) 間距考慮 1. 比流器的誤差 2. 斷路器跳脫時間 3. 安全餘裕 4. 若是電磁轉盤式電驛, 尚須考慮轉盤之慣性衝程 5. 過電流電驛大約在 0.3~0.5 秒之間 6.ANSI 建議 CTI 為 0.2 ~0.5 秒, 一般均採 0.3 秒, 如圖 6 所示 電驛動作時間 ( 秒 ) T2 T1 安全餘裕電驛轉盤慣性斷路器啟斷時間比流器誤差 CTI Ry2 Ry1 ~ Ry2 Ry1 Fault 故障電流 圖 6 保障電驛協調時間間隔動作曲線 三 保護電驛之協調應用若一主變壓器容量為 15/20/25MVA, 電壓為 69 kv/11.4 kv, 變壓器採 Δ Y 接線, 變壓器百分比阻抗值為 9%, 相關保護電驛其一次及二次側的保護設備及饋線的保護協調, 如圖 7 所示 6
69kV BUS 400/5 C400 400/5 C400 400/5 C400 CB1 50/51 A 50N/ 51N 42~ 10~ 1200/5 C400 MTR 15/20/25MVA 69/11.4kV Zt=9% 1000/5 BUS Relay 87T 11.4kV BUS 600/5 2000/5 C200 2000/5 C200 CB2 51Z 51/ 51N 1000/5 CB3 CB4 CB5 CB6 50/51 50N/51N 600/5 50/51 50N/51N 600/5 55~ 35~ 50/51 50N/51N 600/5 L1 L2 L3 L4 50/51 50N/51N 15~ 25~ 51/ 51N Tie 圖 7 69 kv/11.4 kv 電力系統保護圖 ( 一 ) 計算一次及二次側比流器比值 1. IH=25MVA/( 3 69kV)= 209.19A 209.19 1.5 = 313.8A 一次側匯流排的故障電流為 900MVA/( 3 69kV)=7530.9A 7530.9A 20=376.5A, 一次側比流器比值選定為 400/5 2. IL=25MVA/( 3 11.4kV)=1266.2A 1266.2A 1.5=1899.2A, 二次側比流器比值選定為 2000/5 ( 二 ) 二次側三相短路之故障電流為 1. IB=100MVA/( 3 69KV)=836.7A ZIS=836.7A 7530.9=0.1111Pu Ztr=(100MVA 15000kVA) 9%=0.6 Pu I3φfH=[1 (0.111+0.6)] 836.7=1176.8A( 一次側 ) 2. I3φfL=1176.8A 69kV 11.4kV=7122.7A( 二次側 ) ( 三 ) 變壓器一次側電驛標置設定 1. 51 電驛 Tap 設定 7
209.19A 400/5=2.62A 2.62A 1.5=3.92A Tap 選定 4 2. 51 電驛 Level 設定 1176.8A 400/5 4=3.7 倍動作時間為 42 週波 SEL311C(SEL) Level=0.13(NI) 51 電驛, SEL311C(SEL):T/L=4/0.13=0.8In/0.13(In=5A) 3. 50 電驛瞬時元件 (IIT) 設定 209.19A 400/5=2.61A 2.61A (12~15 倍 )=30A 50 電驛設定 30A 50 電驛, 瞬時元件設定 30A =6In(In=5A) 4. 50N/51N 電驛 : 主變一次側是 接, 故 51N 電驛 Level 設置最小 10 週波動作, 則 51N 電驛設定 T/L = 0.5/0.05, 50N 電驛設定 10A 51N, SEL311C(SEL):T/L=0.5/0.05=0.1In/0.05(In=5A) 50N, 瞬時元件設定 5A =2In(In=5A) ( 四 ) 變壓器二次側電驛標置設定 1. 51 電驛 Tap 設定 1266.2A 2000/5=3.16A 3.16A 1.5=4.75A Tap 選定 5 2. 51 電驛 Level 設定 7122.7A 2000/5 5.0=3.6 倍動作時間為 35 週波 SEL311C(SEL) Level=1.3(VI) 51 電驛, SEL311C(SEL):T/L=5/1.3=1.0In/1.3(In=5A) 3. 51N Level 設定 7122.7A 2000/5 1.5=11.8 倍動作時間為 35 週波 SEL311C(SEL) Level=4.7(VI) 51N, SEL311C(SEL):T/L=1.5/4.7=0.3In/4.7(In=5A) 4. 50/50N 電驛瞬時元件不做跳脫使用 ( 五 ) 變壓器中性線 51Z 電驛標置設定 1. 中性線比流器比值選用 1200/5 2. 51Z 電驛 Level 設定 7122.7A 1200/5 1.5=19.8 倍動作時間為 55 週波 SEL311C(SEL) Level=0.36(NI) 8
51Z 電驛,SPAJ140C(ABB):T/L=1.5/0.36=0.3In/0.36(In=5A) 3. 50 電驛瞬時元件不接跳脫, 僅接示波器啟動 ( 六 ) 11.4kV 200Tie 51/51N 電驛標置設定 1. 51 電驛 Tap 設定為額定 5A 2. 51 電驛 Level 設定 7122.7A 2000/5 5=3.56 倍動作時間為 25 週波 SEL311C(SEL) Level=0.8(VI.) 51, SEL311C(SEL):T/L=5/0.8=1.0In/0.8(In=5A) 50 電驛瞬時元件不做跳脫使用 3. 51N 電驛 Level 設定 7122.7A 2000/5 1.5=11.8 倍動作時間為 25 週波 SEL311C(SEL) Level=2.8(VI.) 51N, SEL311C(SEL):T/L=1.5/2.8=0.3In/2.8(In=5A) 4.50N 電驛瞬時元件不做跳脫使用 ( 七 ) Fd1(Fd2) 饋線電驛標置設定 1. 51 電驛 Tap 設定為額定 5A 2. 51 電驛 Level 設定 7122.7A 600/5 5=11.9 倍動作時間為 15 週波 SEL311C(SEL) Level=3.0(EI.) 51 電驛, SEL311C(SEL):T/L=5/3.0=1.0In/3.0(In=5A) 50 電驛瞬時元件設定 30A =6In(In=5A) 3. 51N 電驛 Level 設定 7117.9A 600/5 2.0=29.6 倍動作時間為 15 週波 SEL311C(SEL) Level=6.0(EI.) 51N, SEL311C(SEL):T/L=2.0/6.0=0.4In/6.0(In=5A) 4.50N 電驛瞬時元件設定 10A =2In(In=5A) 9
( 八 ) 保護電驛標置協調設定 1.PF1(Power Fuse 1)- 相間短路故障 (3LG Fault) 2. 200Tie 投入,Fd1 51- 相間短路故障 (3LG Fault) 10
3.#1S/S #750 51- 相間短路故障 (3LG Fault) 1.1. PF1(Power Fuse 1)- 接地故障 (1LG Fault) 11
1.2. 200Tie 投入,Fd1 51N- 接地故障 (1LG Fault) 1.3. #1S/S #750 51N- 接地故障 (1LG Fault) 12
伍 保護電驛維護及檢測 一 保護電驛定期維護校驗為確保保護電驛能發揮正常保護之功能, 強化供電系統運轉安全, 對保護電驛要做定期維護試驗, 確保電驛正常使用狀態沒有故障 ( 一 ) 保護電驛維護週期 1. 數位式電驛 : (1) 一級維護 :345kV-2 年,161kV 以下 -3 年 (2) 二級維護 : 不分電壓等級 -6 年 2. 傳統 E/M 電驛 : (1) 345kV-3 年 (2)161kV-4 年 3.69kV-6 年 3. 新加入後電驛 : 隔年一級維護 ( 二 ) 保護電驛一級維護項目 1. 電驛使用狀態檢驗 2. 電驛錶計功能檢驗 3. 通訊功能檢驗 ( 三 ) 保護電驛二級維護項目 1. 電驛警報及指示燈檢視 2. 電驛接線圖核對 3. 電驛系統跳脫試驗 4. 電驛單體特性試驗 5. 電驛取載及標置設定下載確認 二 保護電驛定期維護校驗工作注意事項 ( 一 ) 工作前確實填寫工作程序書 (SOP) 1. 工作前與調度中心 (AD/DD) 報告工作內容及相關應注意事項 2. 工作時依程序書試驗查檢表逐項試驗 ( 二 ) 出發前及現場工作前確實做好 KY 及 TBM 工安自主管理活動 1. 工具箱邊集會 T.B.M- 出發前集會及現場工作前確認 2. 預知危險 K.Y- 重要危害因素及危險關鍵要加以掌握 3. 災害防止對策 - 工作人員行動目標及實施指認呼喚 ( 三 ) 確認參與的成員皆清楚工作內容, 工作區域盤面前及盤面後用紅 藍帶標示明顯工作範圍, 最好僅單一出入口管制 13
( 四 ) 各項工作需確實說明易發生之工安點, 並加強督導及走動管理, 力求每位成員及承包商對工作安全有完整的共識 ( 五 ) 落實工安三護措施, 加強確認自護 互護 監護, 以避免人為疏失造成事故發生 ( 六 ) 加強宣導確實做到 3H 管理, 避免人為疏失 *.1H(Hazimete): 工程剛開始之起始點 工安教育訓練 開工前協調 查驗管理資料 施工機具查驗 *.2H(Hennka): 工程項目變化之轉移點 含工作場所環境變更 現場施工機具改變 作業項目及工法變更 *.3H(Hisashiburi): 工程停頓很久後之變化轉折點 評估工作場所環境及危害因素 原報備人員有無變動 如有變動應重新辦理工安訓練 再檢查施工環境及安全狀況, 確認安全無虞後才得復工, 如圖 8 所示 a. KY TBM 活動 b. 工作區域紅藍帶標示 c. 上下盤面汰換工作 d. 控制回路接線 圖 8 工作前 KY TBM 工安管理活動工作區域紅藍帶標示圖 三 保護電驛定期維護校驗工作保護設備加入系統前應做保護電驛標置設定及試驗, 確保設備功能正常, 在設定作業上要依電驛標置原則, 確保主保護與後衛保護之協調性, 使故障時保護的區段儘速跳脫清除故障 使用中保護電驛為確保功能正常, 經一段時間內做相關定期維護校驗工作, 其試驗項目有特性試驗 接線試驗 跳脫試驗及直流電源校驗等, 如圖 9 10 11 所示 14
( 一 ) 相間過流 (50/51) 及接地過流 (50N/51N) 電驛試驗報告 圖 9 50-51/50N-51N 保護電驛試驗報告圖 圖 10 保護電驛特性曲線 (IFC51B) 圖 15
( 二 ) 差動電驛 (87T) 試驗報告 圖 11 保護電驛試驗報告 (IJD53C) 圖 陸 保護電驛是電力系統的守門員 一 電力系統故障保護電驛地位電力系統發生故障是無法避免的事實 若真正發生故障, 如何將電力系統設備的損害減至最低程度, 並維持系統的穩定度及供電品質, 使電力系統其餘正常供電系統能繼續正常運轉, 如圖 12 所示 16
系統正常 電力系統故障發生 重故障 RC 不成功 輕故障 RC 成功 系統恢復正常 保護電驛動作正確跳脫 NO 事故存在或擴大 Yes 斷路器打開 故障清除 穩定度變化 系統頻率變化 NO SPS 動作卸載 / 跳機 NO 系統崩潰損害擴大 81 Ry 動作低 / 高頻卸載 Yes 系統穩定故障清除 Yes 圖 12 電力系統故障保護電驛動作流程圖二 保護電驛是電力系統的守門員發生 921 729 大地震及鐵塔倒塌故障跳脫, 連鎖反應跳脫引發南北解聯, 進而系統分裂致系統全停電 這是我們面臨可預期及不可預期的風險及危機的系統, 如何建構有效的安全供電系統, 是我們的責任 唯有發電廠的設立能符合供電需要外, 最主要低頻卸載電驛要能發揮功效, 保護電驛能快速正確動作 這樣的規劃 安全建構, 達到 縱向到底, 橫向到邊 的安全保護無死角的要求就是保護電驛 三 事故按例分析 1. 龍崎 E/S~ 嘉峰線雷擊事故主保護電驛 (87L) 未動作致 #1600 多跳原因分析 17
102 年 8 月 29 日下午 4 點 12 分 49 秒, 龍崎 E/S~ 嘉峰線距龍崎端 16.8KM 處 T 相遭受雷擊通訊機組故障, 嘉峰 P/S #1560-21N1 動作跳脫 龍崎 #1640-21N2 延遲至 24 週波動作跳脫, 導致龍崎 #1600 連絡斷路器 50+2 於 15 週波先行動作跳脫, 致使龍崎 E/S #3BUS #4BUS 解聯, 如圖 13 14 所示 為使通訊機組故障不再發生, 經通信處於通訊機組加裝突波吸收器及將多工器電源改為 DC 125V / DC 48V 雙電源, 以防止再雷擊時, 再引發通訊機組異常故障 加強通訊設備維護與點檢, 提供更優質供電品質 161kV #3BUS 龍崎 E/S 161kV #4BUS 1680 1670 1600 15 週波 #4Atr. 嘉峰 P/S 1640 16.8km 10.4km 1560 Toshiba Toshiba GRZ-21N2 24 週波 故障點 GRZ-21N1 #3Atr. 1780 #6Atr. 圖 13 電力系統故障保護電驛動作流程圖 圖 14 電力系統故障保護電驛動作流程圖 2. 輸電線路遭受雷擊跳脫低頻電驛卸載成功未造成全停電 102 年 6 月 25 日下午 13 點 14 分, 新營 ~ 官田二路因雷擊, 礙子閃爍跳脫事故 事故前新營 ~ 白河線分歧水上線停電工作中 事故延遲 94 週波 (1.56 秒 ) 清除故障, 導致新營 ~ 新東線 新營 ~ 隆田線因曾文提供故障電流動作跳脫, 阻斷電源供應, 形成孤島運轉低頻電驛發揮卸載功能, 確保該大環路未全停電 保護電驛正確跳脫快速隔離故障區域, 低頻電驛卸載規劃策略及相關之保護電驛標置正確, 事故後電力系統安全運轉 若低頻電驛卸載規劃及保護電驛 18
標置不適, 將會造成全停電, 對供電品質會有很大影響 同時對於保護電驛維 護週期之定檢工作更應確實妥善執行, 如圖 15 16 17 18 所示 圖 15 新營轄區孤島運轉系統狀況圖 圖 16 新營 P/S~ 官田二路事故電流流向 (a) 新營 P/S~ 官田二路事故電驛動作模擬 (b) 電驛動作模擬特性曲線圖 17 新營 P/S~ 官田二路事故模擬電驛動作特性圖 19
(a) 新東 #620 隆田 #650 動作模擬電驛動作時間 圖 18 新東 #620 隆田 #650 模擬電驛動作特性圖 (b) 電驛動作模擬特性曲線 3. 大用戶奇晶六廠全停電事故探討 99 年 1 月 19 日下午 13 點 2 分當道爺 ~ 奇晶六線已完成商頻耐壓試驗, 準備由奇晶六 C/S 加壓至道爺 D/S 做對相試驗, 道爺 D/S 因商頻耐壓試驗 1573E 還投入中, 同時無人告知奇晶六 C/S #1630 及 #1610 電驛閉鎖, 即從奇晶六 C/S #1630 加壓至道爺 D/S #1570, 因道爺 D/S 1573E 投入中產生三相短路, 致豐華 D/S #1610CB 動作跳脫, 引發奇晶六大用戶全停電事故 道爺 ~ 奇晶六線加壓前應先啟斷接地設備, 又奇晶六廠之保護電驛 #1630 沒有正確使用, 用戶自行閉鎖, 致豐華 D/S #1610 動作跳脫, 大用戶奇晶六廠全停電事故 對進行中之工作應依 SOP 逐項檢視確認, 未經報備核准閉鎖設備, 不可隨意閉鎖, 確保事故能快速隔離清除, 如圖 19 20 所示 南科西 E/S 三路 1570 1550 四路 1580 1540 道爺 D/S GRL-100*2 GRZ-100 1570 GRL-100*2 GRZ-100 1550 1.1573E 於商頻試驗完後投入中 1573E 紅線 3.13:19 時,CB 投入且未將 1573E 啟斷 紅線 GRL-100*2 MDAR 1630 GRL-100*2 MDAR 1610 奇晶六 C/S 2. 大用戶將電驛全部閉鎖 GRL-100*2 MDAR 1610 GRL-100*2 MDAR 1620 5.13:19 時, 電驛動作啟斷 #1610, 奇晶六 C/S 全停 4.13:19 時, 電驛閉鎖未啟斷 #1630 GRL-100*2 GRZ-100 1610 GRL-100*2 GRZ-100 1620 1540 改 50/50N 加壓保護中 奇晶七 C/S 圖 19 大用戶奇晶六廠全停電系統狀況圖 豐華 D/S 20
圖 20 大用戶奇晶六廠全停電 OSC 資料圖 柒 結語 保護電驛的應用, 是電力系統運用技術上重要的一環 為使輸電線路及保護設備能正常運轉, 要做定期檢查 如系統中的保護設備斷路器 比流器 比壓器 保護電驛 通訊設備及輸電線路與鐵塔, 均要維護與測試 保護電驛自從數位化以後, 電驛不再是過去那位默默無聲終年守護電器設備的哨兵 透過各項電驛設備所發出的訊息, 便可判定目前保護電驛的狀態, 一旦動作後可立即辨別動作的原因及故障類別 因此, 唯有正確的檢測電驛的各項迴路, 做定期維護與測試, 才能確保這個保護電驛系統團隊發揮其功效, 降低事故範圍, 提高供電品質 21