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1、NRD-NPP-94-12 核能一廠電力系統專案視察報告核能一廠電力系統專案視察報告 行政院原子能委員會行政院原子能委員會 核能管制處核能管制處 中華民國九十四年九月二十九日中華民國九十四年九月二十九日 目 錄目 錄 壹、前言.1 貳、視察說明.2 參、視察結果.3 一、開關場及相關設備.3 二、廠內緊要電源、匯流排及斷路器8 三、電力系統之保護架構.10 四、通信系統.13 五、電力系統運轉管理機制.16 六、地下電纜.23 七、電力系統相關改善案.26 八、人員訓練與經驗回饋.31 肆、結論35 伍、附件38 陸、附錄：視察活動相關照片80 1 核能一廠電力系統專案視察報告核能一廠電力系統
2、專案視察報告 壹、前言壹、前言 近幾年來國內、外發生多起因電力系統線路故障，造成核能電廠設備跳脫或機組急停事件，例如 92 年 8 月 14 日在美國東北部、中西部和加拿大南部，因高壓輸電線故障及一連串錯誤的處置，造成發電機組及輸電線路的連鎖跳脫，繼而導致大規模停電事件，其中近 20 座核能電廠（美國及加拿大）自動停機或自動解聯，對核能電廠運轉安全產生不小的衝擊。我國核能三廠亦曾於 90 年 3 月 18 日因鹽霧害造成外電 345kV 輸電線路跳脫，導致一號機喪失所有交流電源之電廠全黑事件，為我國核能安全管制史上，極受重視之事故。另核能一廠於 93 年初因鹽霧害而造成 345kV輸電線故障，
3、以及 10 只供電斷路器跳脫之事件；這些事件對於供電之影響程度不一，但均顯示電力系統的穩定可靠對於核能電廠的運轉與安全有相當的重要性。雖然自核能三廠 318 事件發生後，本會即針對各廠安全相關之電力系統可用性進行查證工作，惟鑑於近年來國內、外皆陸續發生電力系統相關事件，考量電力系統之穩定性與可靠性對爐心運轉安全之重要性，本會乃決定針對核能一廠電力系統進行視察。本次專案視察除由本會核管處組成專案視察小組，就地下電纜、電力系統相關改善案、人員訓練與經驗回饋項目執行視察外，並聘請國內電力系統的專家、學者參與視察，包括：陳士麟教授、顏世雄先生、林昇宏先生、張詩錦先生、曾捷修先生等 5 位，2 依專長分
4、成：開關場及相關設備、廠內緊要電源、電力系統與保護架構、通信系統、電力系統運轉管理機制等五個小組協助執行電力系統設備安全查驗及現場視察工作，並請這些學者、專家就電廠內電力設備的使用方面，提出增進安全與保護系統穩定性之改善建言，交由電廠研參或執行。貳、視察說明貳、視察說明 本次核能一廠電力系統專案視察重點包含電廠內所有電力設備安全現況、電力系統運轉管理機制、地下電纜查證及人員訓練與經驗回饋等，藉以瞭解電廠目前之電力設備安全狀況及相關單位之間的相互協調作業，是否具有良好的應變能力與維護電廠安全及自動保護之功能，視察計畫及分工表如附件一。視察方式係以廠內電力設備技術資料之書面審查、現場查證、人員訪談
5、及模擬事故處理之演練等方式進行。視察日期原訂於 94 年 7 月 18 日至 22 日為期 5 天，由於 7 月 18 日海棠颱風來襲，視察時間改為 4 天，7 月 19 日召開視察前會議，由電廠依視察項目針對整體電力系統簡報（附件二），內容涵蓋電力系統架構簡介、主要設備概況及維修策略、歷年事故檢討及處理對策、運轉策略等，簡報後由視察委員對於簡報內容提出澄清事項要求核一廠提供補充資料後，再執行電力設備的現場查證。視察結束後，於 7 月 22 日下午召開視察後檢討會議，會議中各視察小組提出視察發現及建議事項。視察報告之綜合建議並函送台電核能一廠，以供其參考檢討改進。視察期間所進行之各項作業活動照
6、片，請參閱附錄。3 參、視察結果參、視察結果 一、開關場及相關設備一、開關場及相關設備 核能一廠電力系統係由主發電機組經主變壓器升壓至345kV後，由345kV開關場併入系統供電。核能一廠345kV開關場係為雙匯流排之設計，分別是1與2匯流排，經常併用供電。目前輸電線共有四回路，即頂湖紅線（斷路器3580、3590）、頂湖白線（斷路器3620、3630）、核二二路（斷路器3520、3530）、及汐止白線（斷路器3550、3560）等，電力經此四回線輸出至廠外345kV電網。一號機組由主變壓器經斷路器3510、3520併入1、2匯流排，二號機組則由主變壓器經斷路器3540、3550併入1、2匯流
7、排。至於廠內其他重要變壓器，輔助變壓器引接自主發電機與主變壓器之隔相匯流排（Isolated Phase Bus），起動變壓器的一次側併接至345kV開關場1及2匯流排，緊急起動變壓器一次側併接至69kV開關場，經少油量斷路器750及760併至開關場內69kV匯流排。此部分之視察重點即在開關場內的345kV及69kV及其相關線路、主變壓器、輔助變壓器及廠用變壓器等。(一)視察發現 1.345kV ABS裝用已近28年，機構高齡與接點老舊，平時通過電流上千安培，事故時通過之故障電流更高達數萬安培，因此如何加強檢修作業以維持ABS原有電氣特性與功能甚為重要。2.主變壓器、輔助變壓器、廠用變壓器及電
8、力電纜等避雷器引線為配合突波計數器之集中管理方便抄表（69kV#1匯流排除外），避雷器的引 4 線拉配過長，抵消避雷效果，不利於過電壓絕緣保護。3.於69kV開關場現場巡視時，發現#773及#773E斷路器等的操作鑰匙仍插在現場鑰鎖孔上，未收回集中管理。4.開關場內、變壓器周圍的鐵欄杆及金屬管線等屬於後來增設的鐵件均沒有接地，有可能引致感電。5.主變壓器油中氣體分析結果C2H2值偏高，表示有異常現象，尚待檢查以排除原因。6.氣渦輪發電機（G/T）採用鉛酸蓄電池（24V/400AH）全黑起動，其與控制用鉛酸蓄電池（48V/130AH）串聯運用，雖可降低設置成本，但對於兩組電池個別的使用壽命是否造
9、成影響，宜加以注意。7.目前程序書訂定4.16kV斷路器開、閉時間的三相差異規定應小於10ms，與台電公司一般規定應小於1/4週期（4.2ms）有所差異，請查明。8.93年1月5日核一頂湖紅線#2鐵塔B相礙子鹽霧害閃絡接地並造成核一廠345kV#1、2Bus跳脫事件，按報告分析原因係因比流器飽和影響，造成二次電流相角偏移，致高阻抗電驛誤動作。此事顯示定期檢討比流器匝比、修改保護電驛設定及礙子污染管理與定期維護等，實有其必要性。9.開關場有一些注意安全的看板，經海棠颱風吹倒了，萬一飛起觸及開關場主要設備，可能因此而引發開關場的設備事故，造成無法預 5 期之負面影響。10.不同廠牌避雷器所容許的洩
10、漏電流限值都不同，電廠目前似無此資料。建議必須瞭解裝置的限值及絕緣協調特性等始有裝置的意義，否則淪為形式。11.台電電力綜合研究所試驗避雷器的檢查報告裡有一項是以2.5kV（DC）高阻計來測試345kV（AC）避雷器的絕緣電阻，在未測之前就估計：絕緣電阻很高。建議在查看試驗報告時，應留意試驗結果方有實質意義。12.避雷器送電力綜合研究所試驗項目除絕緣電阻(如分析洩漏電流的諧波含量、有效值成分)之外，就是交流放電的開始電壓與10 kA的雷擊電流試驗(不一定試驗)。因此，建議勿以不完整的試驗誤信為已作了試驗。至於避雷器的洩漏電流的諧波含量、有效值成分等之分析可有不同的分析方式，建議應加以瞭解並予檢
11、討。13.開關場內設備的接地電阻量測值，其實是量測到接地線電阻。建議報表項目應更正以免誤會；鐵塔腳接地線的電阻測試值並不正確，建議勿因接地電阻值符合規定而誤判為沒有問題。14.開關場以紅外線方式量測線路線夾溫昇時，線夾的背景溫度對於測試結果有相當之影響，請予注意。15.345kV開關場的線路保護電驛使用微波傳輸信號，在天候不佳傳輸通訊不良下，常造成警報盤發生警報信號，雖然依其設計可將該保護設 6 備旁路，惟該方式可能降低可靠度並易造成值班人員判斷上的困擾。16.核能一廠目前使用中之避雷器均加裝計數器，依程序書要求每月定期巡視乙次以登錄動作次數作為管制，經查核電腦資料結果均確實登錄。17.依據程
12、序書752.4避雷器接地線及架空接地線於每次大修檢查乙次，而接地網對地之接地電阻每五年檢查乙次。查證結果，一號機已於93年12月13日執行檢測，二號機則於94年3月8日執行檢測；另，廠區接地網於91年6月20日委由電力綜合研究所執行量測，345kV開關場為0.031（接受值應小於0.05），69kV開關場為0.116（接受值應小於0.2），符合限值。(二)檢討與建議 1.ABS點檢維修作業除實施絕緣電阻及接觸電阻測定及點檢外，須特別注意固定接觸子支持礙子、可動接觸子支持礙子與操作機構間之水平、垂直及三相同步之調整。2.核能一廠為保護主變壓器、輔助變壓器、廠用變壓器及電力電纜等裝置避雷器，建議全
13、面加以檢視並考慮縮短接地線長度以降低突波阻抗；另，為確保核能一廠廠外電源之可靠，建議69kV開關場#2匯流排比照#1匯流排增設避雷器。3.建議加強開關場鑰匙之管制作業，務必依301.19程序書規定鑰匙操作完畢後，必需歸位集中管理，以防止誤操作。7 4.核能一廠將避雷器送至電力綜合研究所測試，對於測試項目及試驗報告結果，建議在查看試驗報告時，應留意試驗結果方有實質意義，勿以不完整的試驗解讀成已作了試驗。另對於不同廠牌之避雷器所容許的洩漏電流限值都不同一事，核能一廠目前似無此限值資料，建議電廠必須先行瞭解裝置之限值及絕緣協調之意義。5.開關場內、變壓器周圍的鐵欄杆及金屬管線等屬於後來增設的鐵件，建
14、議依規定予以接地，以防感電事故；開關場內設備的接地電阻量測值其實是量測到接地線電阻，建議報表項目應更正以免誤會。6.氣渦輪機全黑起動鉛酸蓄電池及控制用鉛酸蓄電池，建議除須注意是否仍能維持均衡外，並宜藉均壓充電補償，以延長壽命。7.有關程序書訂定4.16kV斷路器開、閉時間三相差異之接受標準（小於10ms），請查其依據來源並加以澄清。8.核一頂湖紅線#2鐵塔B相礙子鹽霧害閃絡接地並造成核一廠345kV#1、2Bus跳脫事件，由於整體電力系統整體不斷在擴增當中，故障電流亦隨之變動，為防止事故重演，建議定期全面檢討更新調整比流器匝比、保護電驛設定及礙子污染管理等之定期維護，俾防範事故於未然。另外，調
15、整後之比流器匝比，其圖面亦應及時修正。9.開關場豎立宣導看板，建議電廠檢討開關場豎立看板之必要性，如確有必要設置，則應有萬全牢固之措施並定期加以檢查。10.以紅外線的線夾溫昇測試時，建議檢討 背景溫度 對測試值的影響。8 11.核一廠採用控制系統與供電等其他系統分開接地，此不符合 等電位接地方式的新概念，建議核一廠參考檢討。12.345kV開關場線路保護電驛使用微波傳輸信號，在天候不佳傳輸通訊不良下，常造成警報盤發生警報信號，建議應儘速改善該通訊信號的品質。二、廠內緊要電源、匯流排及斷路器二、廠內緊要電源、匯流排及斷路器 核能一廠電力是由的主發電機組經由主變壓器升壓至345kV後，經3510、
16、3520、3540及3550斷路器併入至345kV匯流排。又為因應全黑起動，缺電時裝置有二部氣渦輪發電機（G/T），額定出力均為50 MW，經G/T主變壓器升壓至69kV後，分別經710、720斷路器併入69KV匯流排。廠內用電係由兩台輔助變壓器、一台345kV系統之起動變壓器及兩台69kV系統之緊急起動變壓器等，將345 kV或69kV電力經變壓器降壓後作為4.16kV電源（附件三），4.16kV系統包括7路分電匯流排：BUS 1、BUS 2、BUS 3（ESS-1）、BUS 4（ESS-2）、BUS 5、5S及BUS DG5，各匯流排之間均為獨立且分離的裝置，正常運轉時BUS 1連接至BU
17、S 3，BUS 2連接至BUS 4，且BUS 1、BUS 2、BUS 3、BUS 4之間均有連絡用斷路器，以便各匯流排間之靈活併聯運用。其中BUS1、BUS2主要負載有廠用海水泵、凝結水泵、飼水泵、循環海水泵等；BUS 3（ESS-1）、BUS 4（ESS-2）為緊要匯流排，提供核安設備緊急所需電力，並各配屬緊急柴油發電機一部，且有第五台柴油發電機可供給任一部機組之任一緊要匯流排備用。本次廠內緊要電源、匯流排及斷路器 9 之視察，係以緊急柴油發電機、氣渦輪發電機、廠內匯流排（4.16 kV）及斷路器等作為視察重點。(一)視察發現 1.4.16 kV#1#5匯流排為非接地系統，遇4.16 kV馬
18、達分路甚至4.16 kV匯流排單相接地，均無電驛可以跳脫隔離故障。直至演變為相間故障，馬達分路始由電驛5051跳脫隔離故障，但若發生匯流排（包括斷路器）故障，僅由電驛51隔離之，時間過長（連絡斷路的跳脫時間為1.292.84秒，輔變或起變線路的4.16 kV斷路器電驛跳脫時間為5.647.43秒）。雖然非接地系統發生單相接地故障時，故障電流極小，但非故障相的接地電位卻會上升至線電壓，且故障初期的暫態電壓與開關突波的電磁暫態電壓均較一般接地電位嚴重。換言之，核一廠的廠內電力系統保護協調之絕緣管理機制應與核二、三廠不同（後二者為電阻接地系統），否則萬一單相接地引發成為相間故障，則事故恐會相當嚴重。
19、2.4.16 kV非緊要匯流排和主發電機之間僅有4.16 kV電源線的斷路器，若發生4.16 kV匯流排相間故障，且前述斷路器皆未能有效跳脫，則事故影響恐會相當嚴重。3.4.16 kV接地保護方式，馬達饋線設有50G，而4.16 kV匯流排發生接地故障時則以59V電驛動作之，警報值班人員儘速處理。雖然匯流排上設有27低電壓電驛，但其設定點為69，接地故障時不一定會動作，如事故擴大為兩相短路時，始由電源側之斷路器以過電流電驛動作跳脫 10該斷路器。4.查閱480V斷路器內檢程序書751.1，有關測量電流偵檢器、控制電驛、輔助電驛等之電阻均未明示接受標準。5.電力線與控制線除接地是分開之外，兩者間
20、亦需有一定的間隔。但在現場發現某些電纜架上電力線與控制線係屬並列，未符前述規定。(二)討論與建議 1.請針對非接地系統再檢討匯流排保護設計之適切性，並檢討現行的絕緣管理機制。2.請檢討在客觀條件許可下，增設輔變斷路器之可行性。3.在程序書751.1內，建議加入測量電流偵檢器、控制電驛、輔助電驛等之接受標準。4.對於電力線與控制線除兩者的接地點以及兩者之佈置應保有一定的間隔，請予以清查核對，而對於任何改變導致電纜之增加或移位，應依相關法規任何改變均應經合格電機技師的確認。三、電力系統之保護架構三、電力系統之保護架構 核能一廠電力系統345kV輸電線基本採用兩套主保護電驛設備亦即雙跳脫迴路設計，第
21、一套主保護電驛為345kV線路的SEL 311L差流電驛，第二套主保護電驛為L-PRO測距電驛與RFL-9745音頻機組電驛，其設計上係利用動作相關之GCB跳脫線圈，依設定值的高低與先後次序逐一動作，以防止故障的擴大。核一廠345kV系統有後衛保護系統，當主保護系統無法發揮 11 應有功能時，後衛保護系統電驛於確認故障仍然存在保護區間內，可以在最短時間內做最小範圍的故障點清除，而核一廠345kV後衛保護系統因受保護設備的不同，概分為：(1)斷路器保護、(2)機組後衛保護、(3)發電機輸出斷路器故障時跳脫遠方斷路器之保護等三種，以維護系統安全運轉。另廠內電力設備迴路均依需求設有過載、短路跳脫等保
22、護。本次視察係以廠內、外電力系統架構、正常及異常狀況時系統之保護協調機制以及電力系統之配置與計算是否正確等作為視察重點。(一)視察發現 1.345kV開關場控制室警報盤之汐止白線及頂湖紅線之主保護電驛出現訊號不良的指示，查證得知：係因該保護電驛採用微波系統，而微波系統不穩定造成訊號傳輸不良所致。2.69kV開關場匯流排係以併聯過電流電驛方式作為差動保護，其可靠性及靈敏度較差，建議改為其他較靈敏之保護裝置。3.69kV開關場內雙匯流排僅有一個匯流排設置避雷器，另一匯流排則未設置避雷器。4.69kV開關場及發電機主變，輔變的避雷器之接地線或開關場、變壓器的設備接地線大多數不合規定，違反降低突波阻抗
23、的設計原理。5.核一廠廠內電力系統的故障電流計算，依據十年換照要求，電廠已於82年委託EBASCO公司重新計算，對於系統的保護配置進行檢討，故障電流計算之軟體，據使用手冊說明(如附件四)已通過認證，惟電廠未 12能提供通過認證的文件。且該計算書已逾十多年，期間系統電源短路容量的變動以及改善工程案的用電量增加，計算書內的故障電流值，實已非實際值，電廠確有必要建立故障電流計算資料更新機制。6.對於工程改善案增加之負載，電廠評估後認為若須檢討故障電流時，亦會執行該串的故障電流計算(如附件五)，惟累積多案後，上游故障電流變動並未納入至整體電流的檢討案當中，建議訂定工程改善案須計算整體故障電流之基準。7
24、.4.16kV匯流排計算書中，其SWGR I匯流排，82年計算之故障電流餘裕僅8左右(如附件六)，至今已經過十幾年，建議應重新檢討目前真正的餘裕值，俾作為工程改善案增加負載時之參考。8.核一廠93年3月輸電線單相接地故障，誤跳斷路器事件，經肇因檢討後，電廠將開關場保護電驛用之比流器(CT)比由2000/5調整為4000/5，惟圖面DCE-33-3310C尚未修訂，應儘速修正避免與實際設定不符。9.核一廠金山白線以T接方式引供至核一臨時變電所，此T接方式，可能會降低副線電驛之靈敏度。10.查證開關廠各個主保護系統的電驛校正日期與管制作業，顯示均在期限內校正，符合規定。11.經查證核一廠之高、中、
25、低壓設備與其供電線路，均已裝置過電流保護設備提供設備保護。1312.核一廠保護電驛之訊號傳輸陸續由微波更改為光纖，對於保護電驛之可靠度提昇有相當之助益。(二)檢討與建議 1.核一廠廠內電力系統故障電流計算，因電源短路容量的變動及改善工程案的用電量增加，隨系統設備變動，應計算系統故障電流，計算書亦應隨時更新為實際故障電流值，建議電廠應建立故障電流計算資料更新機制，以確保電廠工程改善案計算整體故障電流之基準正確無誤。2.電廠應針對主保護電驛微波通訊不良予以改善，俾於線路故障時，主保護電驛能適時發揮快速跳脫功能。3.請電廠考量針對69KV匯流排增加避雷器。4.請電廠加速進行保護系統改為數位型差動電驛
26、之改善案。5.請電廠針對避雷設施之接地線佈置方法予以改善，以避免因雷擊之對高頻干擾。6.台電供電處於檢討系統短路電流時，應將保護協調或電驛設定一併納入檢討。7.核一廠69kV以T接方式引供至核一廠臨時變電所，此T接方式將可能影響副線電驛之靈敏度，請電廠檢討改善。四、通信系統四、通信系統 核一廠通信系統主要微波系統、光纖系統、無線中繼系統(Trunring System)、超短波(VHF)、無線用戶交換機(PHS)、衛星電話、廠區高聲電話 14及廠區電話交換機等，並為分散風險設置兩個微波通信機房為其特色。其中微波系統提供電力調度、數據傳輸、核能監管、保護電驛及業務連繫之用，光纖系統提供微波機房與
27、廠區通信機房間之電路連接，無線中繼系統及超短波提供核子事故通信網路，衛星電話備作緊急事故時對外連絡之用。本次以電力調度及應變操作之相關通信系統做為視察重點。(一)視察發現 1.發現汐止白線及頂湖紅線87L差動電驛，時有瞬間訊號故障之Alarm顯示。2.一號微波站內之無線電系統有下列缺失：(1)各設備均未標示名稱，增加維修、保養時辨識困難。(2)框架未接地，內部各別無線電機殼部份未接地或接地線規格不符及電源插頭220V/110V未標明。(3)機器維修後機殼未裝回，造成內部電路零件佈滿灰塵。3.一號微波站內光纖系統數位多工機(PCM)其備用卡片係置於抽出狀態，易受濕氣及灰塵影響。4.一號微波站建築
28、老舊，室內已有漏水現象，室外並有多處產生鋼筋銹蝕、混凝土剝落情形，且室內之生銹廢棄鐵櫃、紙箱等未清理；另電池室之排水孔缺少濾蓋。5.廠區交換機用充電機為單機組，蓄電池組為300AH，負載電流為15A，萬一充電機故障時則只能維持約20小時，易造成斷訊之虞。156.廠區交換機室端子盤，發現部份接線端子應銲接，但卻未銲接。7.程序書301.16通訊系統第7.0節操作程序規定運轉人員在操作電廠的系統時，有優先權使用任何的通訊系統，並可以佔用任何的線路使用，經查廠長、副廠長，值工師及值班主任之電話有話中插叫（緊急通信用）功能外，其餘如微波電話等，則無相似之強制插話功能，另該條文又規定保健物理人員在執行輻
29、射意外事件，有第二優先權使用通訊系統及任何的緊急報告有優先權使用通訊系統，惟實際上並無相關配合之設備功能（僅有原話機內設之上級插話功能）。8.位於訓練中心內之核子事故中央災害應變中心前進指揮所缺微波通訊分機。9.板橋至核一廠間之微波通訊，因受地形及高層建築影響容量僅8TI（其他北迴為28TI），形成微波系統之瓶頸，且隨都會區高樓之興建，隨時有被阻斷之虞。(二)檢討與建議 1.建議台電電力通信處會同電驛部門研討改善汐止白線及頂湖紅線87L差動電驛時有瞬間訊號故障之問題。2.一號微波站內之無線電系統應改善項目：(1)請標示各設備名稱、電源插頭電壓值。(2)重新整理框架及各通信機之接地系統。16(3
30、)機器維修後，請確實裝回機殼。3.一號微波站內光纖系統備用卡請插入機盤內經常加壓。4.一號微波站整體環境及電池室之排水孔應加以疏通並加裝濾蓋，請改善。5.為安全考量，議將廠區交換機用充電機更換為1+1保護之雙機組充電機。6.請改善廠區交換機室分機接線端子焊接情形，以防止數位傳輸之誤碼，另通信電纜遮蔽線請一端接地。7.請考量廠內微波電話加設強制插話之緊急通訊功能。8.建議核子事故中央災害應變中心前進指揮所加裝微波電話分機，以強化對總處之通訊。9.建議由核一廠至相關之變電所間利用345kV輸電線架設架空地線複合光纖(OPGW)，強化通信系統之可靠性。10.無線電中繼系統山上機房與廠區間之電路目前以
31、電纜連接傳輸，為防兩地電位差，造成相關機盤受損，建議改以光纖系統連結，尚未改善前先加裝SPD(Surge Protective Device)保護。另該設備之定檢及維修紀錄請製表留存以利追蹤檢討。11.緊急計畫指揮中心通信設施之定期測試，請留存測試紀錄備查。五、電力系統運轉管理機制五、電力系統運轉管理機制(一)核能電廠設備管理機制 17電力系統的穩定性有賴電力設備的可用性，而維護設備的可用性則有賴有效的管理機制。一般而言，電力系統的設備包括發電廠廠內設備（發電機、匯流排、變壓器、開關場等）以及廠外之變電所、輸配線系統、調度室、負載端等的設備，此次視察重點主要是針對核能一廠廠內電力系統的設備管理
32、，其目的在確認其管理機制能確保廠內電力系統的穩定性，以維護核能電廠的安全。1.視察發現 電力系統的設備屬於廠內眾多設備的一環，運轉中的設備管理機制包括運轉監視、預防保養、定期測試，依據相關程序書執行；大修中的設備管理主要依據為設備長程維修計畫，此係電廠對於各設備所訂定之大修維修週期計畫，因此維修週期約為18個月，維護部門依此維修計畫並根據700系列維護程序書，於機組大修時對設備進行各種計畫性之檢查與維護更換。平時開關場之操作步驟列於程序書301.1及301.19，任何操作必須經中央調度員依電力系統運轉操作章則彙編第壹章電力系統運轉操作總則之第五、六節規定調度及經值工師同意，鑰匙管制依程序書10
33、4.10執行；禁止操作卡依上述彙編中第拾壹章及程序書105、1114.03執行；閉鎖電驛及指示牌復歸依程序書104.11執行；絕緣量測依程序書223執行，一人操作，另一人在旁監督。有關馬達絕緣電阻之量測時機，程序書223原為停止或未加壓逾24小 18時之馬達，在啟動前均須先行測定絕緣電阻值，但多次為了量測馬達絕緣，卻造成設備失效而進入LCO的事件，核能一廠開始檢討馬達是否需於起動前量測絕緣作業，94年4月26日SORC會議中電氣課提出量測馬達絕緣不利因素，如斷路器拖出對於電氣接觸有不良影響，人員曝露於Hi-Voltage易生感電危險等應設法避免。另經洽詢INPO/WANO等做法，一般認為只要馬
34、達空間加熱器功能正常，即可確保馬達絕緣良好，另EPRI、IEEE內有關高壓馬達線圈絕緣電阻測量為馬達維護工作項目，以作判定馬達線圈之絕緣材料是否劣化，受潮等參數之一，馬達起動前並無再執行測量絕緣電阻之規定。故電廠於5月12日程序書223修改為高壓馬達檢修後，再起動試運轉前測量絕緣，取消之前啟動前均須先行測定其絕緣電阻值。另查核能一廠ITS中電力系統相關之測試及要求，顯示均有對應程序書，查證結果狀況良好。2.檢討與建議(1)核能一廠已運轉多年，其設備管理機制具有一定的完整性，對運轉監視、預防保養、長期維修、定期測試、修理更換等有其對應的程序書可依循，架構上可確實掌握維護設備之可用性，期以達到確保
35、電力系統穩定性之目的。(2)依台電公司電力系統運轉操作章則彙編第壹章電力系統運轉操作總則第六節（一）之3.規定，開關場操作設備時，若非值班主任親 19自操作需準備命令卡交給執行人執行，但實際上現行開關場操作若均利用命令卡來執行恐有困難，應思考更容易執行之方式來進行。(3)程序書223馬達絕緣測試程序中，絕緣電阻之量測程序為高壓馬達檢修後，再起動試運轉前，建請增訂為高壓馬達檢修前、高壓馬達檢修後，再起動試運轉前或簡化為高壓馬達檢修前、檢修後及再起動試運轉前，於絕緣電阻量測值異常偏低時，可提供原因分析研判之資訊，另請增列記錄絕緣電阻值欄位，作為預防維護所需之絕緣電阻劣化趨勢管理之數據。(二)電力系
36、統異常處理 核能電廠電力系統發生異常時，若處理不當可能喪失反應爐爐心冷卻，導致爐心受損，因此電力事件的妥適處理，對於後續之影響非常重要。此部分之視察重點即在瞭解核能一廠在電力系統發生異常時的因應處理情形，以確保機組能維持於安全狀況。1.視察發現 當電力系統發生異常事件時，核能一廠運轉人員除通知維護技術部門進行檢討、修理與更換外，並依相關程序書處理，以確保機組能維持於安全狀況，當廠外345kV/69kV部分輸電線失電時，依據程序書501.1處理；當主變壓器/輔助變壓器故障時，依據程序書502.3/502.4處理；當4.16kV匯流排故障時，依據程序書501.6處理；當緊急柴油發電機/第五台柴油發
37、 20電機失效，依據程序書501.14/501.19處理等。又為減輕天然災害對電力系統造成的損害，運轉人員與維護技術部門亦依相關程序書，如程序書501.2廠外輸電線路鹽霧害因應措施、程序書512.1地震後緊急處理等。颱風來襲期間依程序書513執行，為避免因廠外電源故障或不穩定，造成喪失69kV系統，而影響機組運轉安全，將69kV系統之廠外電源隔離，廠內負載改由氣渦輪機組供電，對提升核能一廠69kV系統的穩定性有所助益。如遇喪失廠外電源及喪失所有之廠內交流電源時即為廠區全黑，則依程序書535處理，並儘快恢復緊急柴油發電機可用。有關緊急柴油機故障排除可依存放於控制室機組值班主任桌上之 緊急柴油機故
38、障簡易排除手冊處理。2.檢討與建議(1)目前核能一廠對電力系統發生異常事件時之處理程序，已建立相關之程序書。運轉人員在發現異常時，除通知維護技術部門外，並依相關程序書處理，維護技術部門則除進行修理與更換外，並提出檢討與改善。對國內、外有關電力事件的技術資訊，亦有檢討並提出回應對策之機制。(2)核一廠所編寫之EDG簡易故障排除訓練教材，雖已供運轉人員使用，但該訓練教材的適用時機，未經週全的討論，應謹慎採用，如可為運轉員明確操作程序者，應經審核後，納入程序書501.14 EDG故障排除中。21(3)電廠因應核三廠318事件所編寫之程序書535中提到由另一部機組之EDG供電至全黑機組之緊要匯流排，該
39、供電路徑頗為複雜，請電廠瞭解是否確實可行，並提供運轉員適當的訓練。(三)電力系統事故檢討及處理對策 當電力系統發生異常事件時，維護技術部門除進行修理與更換外，並提出檢討與改善，從8894年重大電力事件肇因及處理情形表（附件七），改善項目內容包括系統設備改善工程、程序書修訂、維修與增加運轉管理對策等。此次視察係針對核能一廠發生電力系統異常事件，所提出之檢討與改善，以及落實情況、經驗回饋等進行追蹤查核。1.視察發現(1)核能三廠318電力事件後核能一廠對自身電力系統檢討並提出相對應之處理對策，查驗增設起動變壓器高壓側設置之避雷器計數器，已於93年4月裝置完成，如發生電擊時均能確實登錄動作次數；已完
40、成ST-A/ST-B/ST-AS二次側突波抑制器裝設，該設備經查證結果功能正常，可自動觸發記錄暫態突波，達到原設計之要求。(2)另93年1月頂湖紅線輸電線因鹽霧害發生單相瞬間閃絡接地故障，而誤跳斷路器事件，核能一廠為防範再發生，除將345kV 匯流排差動電驛設定點保護電驛用之比流器匝比由2000/5調整為4000/5，以提高電驛安全餘裕，避免喪失保護功能外，另比照核三廠汰換原陶瓷礙子為半導電釉礙子，於一號機EOC-20大修期間及二號機EOC-21大修期間完成二 22部機與開關場間線路、三座鐵塔及兩側礙子的更換可有效降低鹽霧害之衝擊。93年12月已將GCB各比流器之迴路電阻量測納入程序書753.
41、17 345kV SF6氣體斷路器維護保養程序中定期檢查，以確定全迴路之接觸良好。(3)運轉中鹽霧害防範對策，於94年1月編修程序書752.5輸電線路懸垂礙子電暈觀測程序，每月至少執行一次夜間電暈觀測。另於94年1月編修程序書501.2廠區輸電線路鹽霧害因應措施，增列遇嚴重鹽霧害之因應措施。對於核能一廠所提出各項改善與檢討方案能確實執行，視察小組對之予以肯定。(4)經驗回饋方面，為落實事件檢討與經驗回饋，核能一廠由訓練中心安排各案例之運轉、維護經驗回饋課程，並水平展開經驗回饋至核二、三廠及台電所有變電所及水、火力電廠。2.檢討與建議(1)若電廠電力設備發生大型的異常或事故時，除電廠本身檢討改善
42、外，台電公司總處亦藉由機電事故檢討會，協助電廠提出更完整之改善措施，防止異常或事故之再發生。台電公司總處亦可藉由安全度評估與設備老化管理所獲致的成果，對於電廠設備提出改善措施。又台電公司蒐集國內、外相關運轉經驗與技術資訊，經評估檢討其適用性後，亦可對電廠設備提出必要之改善措施。(2)核能三廠318電力事件後的改善，有關起動變壓器高壓側之避雷器計數 23器之計數，建議於定期檢查紀錄表中能反映每月累積次數。有關ST-A/ST-B/ST-AS二次側加裝突波抑制設備之改善案，是否裝設永久性突破監測設備，請核能一廠儘速執行分析研判。六、地下電纜六、地下電纜 核能電廠地下電纜攸關核能安全至鉅，因安全系統電
43、纜絕緣劣化造成故障時，將導致機組安全系統失效，增加機組事故風險。美國核能管制委員會(NRC)近來對於中壓地下電纜共通性故障之問題發布訊息，認為電纜若持續浸泡於水中將導致電纜絕緣體劣化。且NRC即將發行GENERIC LETTER通告所有核能電廠，重視救援系統之影響性。基於此，地下電纜之維護及檢查，實應列為核能電廠重要之工作項目。本項目之視察重點，主要係針對廠內地下電纜於溝內佈設情形，特別係對於有無積水及電纜之測試與維護等項目進行查證。核一廠廠內電纜溝之預防維護，係根據程序書757.5（廠內電纜預防維護程序）於每年六月執行檢查一次。該程序書目前所列之電纜溝人孔共有71支，其中安全相關系統之電力及
44、控制電纜埋設於地下之情形如下附表，而其電纜溝人孔及安全系統電纜佈置圖如附件八。附表 安全相關系統埋設於地下之電力及控制電纜 系統 電纜類別 埋設地下段 電纜用途 第5台緊急柴油發電機(No.5 EDG)5kV級電力電纜 機 組 至 No.5 EDG Room No.5 EDG至機組間 No.5 EDG 600V級電力電纜 機 組 至 No.5 EDG Room No.5 EDG MCC電源 No.5 EDG 600V級控制電纜 機 組 至 No.5 EDG No.5 EDG控制、警報 24Room 緊急海水泵(ESWP)5kV級電力電纜 機組至ESWP Room ESWP Motor ESWP
45、 600V級電力電纜 機組至ESWP Room ESWP 系 統 MCC 電源 ESWP 600V級控制電纜 機組至ESWP Room ESWP系統控制、警報 4kV 5kV級電力電纜 機組至起動變壓器ST-A(S)4kV Bus#1(Non-Q，但 供 電 至4kV Bus#3)4kV 5kV級電力電纜 機組至起動變壓器器ST-B 4kV Bus#2(Non-Q，但 供 電 至4kV Bus#3)(一)視察發現 1.抽查今(94)年執行之程序書757.5（廠內電纜預防維護程序）所列電纜溝人孔現場，結果發現下列缺失：(1)所有電纜溝人孔蓋上均未標示編號，造成纜溝辨認不易。(2)檢視電纜溝人孔內
46、清潔情形，發現人孔編號MH1-2內之地面上放置有廢電線一綑，且部分電纜佈置狀況十分零亂。(3)經查證發現有MH1-4、MH1-8、MH1-9、MH1-10、MH1-15、MH1-16、MH-16A、MH-17、MH-18、MH-22、MH-22A、MH1-23、MH-30、MH-36、MH-44、MH-45、MH-64、MH-65等18處人孔溝有積水現象。(4)目前電纜人孔溝只有MH-15、MH-16及MH16A等八處設有抽水泵其餘人孔溝均未設抽水泵，導致溝內容易積水。(5)編號MH16人孔溝雖設有自動抽水泵，但仍有積水現象，經查係由於該泵進水口堵塞造成過載跳脫，致無法抽水。2.抽查程序書75
47、1.2（馬達控制中心維護程序），751.1（高壓馬達維護檢 25查程序）等文件，發現下列缺失：(1)比較二號機程序書751.2表（二）480V馬達控制中心BUS絕緣測量登錄表，其中MCC編號2B-2及2B-3於EOC-19及EOC-20測量結果，EOC-19為620M間，但EOC-20則變為1000M，兩次測量結果差異甚大，經詢問第19次大修後該BUS並未有任何改善措施。顯示現場測量電纜絕緣之情形應再加強。(2)有關600V級及5KV級安全相關地下電纜大修期間之測試維護，經查核程序書755.1及755.2規定係以絕緣電阻值(Insulation Resistance，簡稱IR值)作為接受與否之
48、判斷依據，5KV級中壓電纜並加列極化指數值(Polarization Index，簡稱PI值)。抽查一號機EOC-20所測量之緊要海水系統ESWP至4.16KV SWGR間安全相關地下電纜IR及PR值皆符合接受標準，經與IEEE Std 422所訂之標準相較，其接受標準亦應屬合理。(二)檢討與建議 1.有積水情形之電纜溝人孔，建議電廠提出根本解決方法並確認電纜皆未劣化。例如採用DC Step Voltage Test或Very Low Frequency Testing等測試方式。2.電纜溝人孔蓋請清楚標示其編號，以避免檢查時造成混淆情形。3.電纜溝人孔處之抽水泵較易故障，目前只在執行757.
49、5程序書時，每年進行檢查維護乙次，建議電廠增加其檢查頻次，以免造成水泵跳脫，26無法自動抽水之現象。4.部份電纜溝人孔電纜支架已破損，內部電纜佈置情形十分零亂，例如人孔編MH1-2，請設法改善。5.建議電廠建立電纜劣化監測機制，以長期追蹤泡水地下電纜劣化之程度，尤其安全相關系統之電力及控制電纜，應列為優先建立對象。例如建立安全相關系統地下電纜絕緣值之趨勢圖等方式。6.建議電廠查明浸水地下電纜之材質及規範，是否具有防水要求。7.請電廠提供自近十年來地下電纜故障情形及更新電纜之紀錄及肇因。8.現行安全度評估模式未針對地下電纜積水所可能造成之電纜劣化問題作出評估，建議另作補充。七、電力系統相關改善案
50、七、電力系統相關改善案 核能電廠設計修改管制之目的，在於建立核能電廠各系統設備及其相關結構物增設或變更之管制程序，期使相關變更在符合核能營運品質保證方案及原安全設計與安全餘裕要求下進行，且正確反應在相關文件上，其目的是增進核電廠之安全及可靠。鑑於設備或設計變更，攸關核電廠實質功能特性，因此，本次視察針對核一廠之電力系統相關改善案加以抽查檢視。(一)視察發現 本視察項目之視察重點，乃分別針對設計修改案可行性評估作業、設計修改案審查作業、相關程序書之建立與修改，逐項進行查證，視察結果 27分述如下：1.設計修改案可行性評估作業(1)設計修改案可行性評估作業之主要目的在於確立申請單位所提之設計修改案