核電站事故范文第1篇
35kV變電站斷路器跳閘異常分析與處理
[內容摘要]35kV寧清變電站2號主變35kV側3502斷路器跳閘，運行人員試送不成功，檢修人員對一次、二次設備進行檢查后送電，送電過程中初步判斷為1號升壓變故障，遂退出一號升壓變。3502斷路器再次跳閘后，經過仔細檢查研究發現為直流蓄電池故障，導致控母、合母電壓異常，在導閘操作過程中造成裝置異常，產生誤動。 [關鍵詞]升壓變;蓄電池;控母 1 前言
35kV石清線帶35kV寧清變，35kV寧清變35kV2號主變運行，35kV2號主變10kV側1002斷路器連接在10kV寧清水電站10kV母線上，10kV清牧線、10kV清團線、10kV清塔線在10kV寧清水電站10kV母線上運行，10kV清團線連接團結水電站，10kV寧清水電站1號、2號發電機組通過400V變10kV升壓變壓器連接于10kV寧清水電站10kV母線上，廠用電和35kV寧清變站用電源連接在寧清水電站升壓變壓器400V側。 2 設備基本概況
35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV2號主變3502斷路器保護裝置型號為華電生產的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。2009年2月9日配電工區曾與生技部協調，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置，CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行。 3 發現故障及原因分析
2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV寧清變35kV 2號主變3502斷路器跳閘。配電工區保護班于9月19日17：402012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
到達35kV寧清變電站進行停電檢查。
3.2 初步檢查情況
1、35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV 2號主變3502斷路器保護裝置，型號為華電生產的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。保護裝置動作信號燈點亮，且裝置報文如下：
裝置時間 10：27：40.641 10：28：56.521 11：38：12.269 11：40：45.337
裝置報文 過流跳閘 開關分閘 過流跳閘 開關分閘
(保護裝置動作時間確認：根據9月19日保護班工作人員在35kV寧清變所做試驗時記錄的報文時間和實際時間(保護報文時間為05：15，實際時間為13：19)推測，報文時間滯后實際時間9小時)。
其他保護裝置并無任何報文，初步判斷為3502斷路器后備保護裝置動作跳閘。
2、根據運行值班人員所述，35kV 2號主變跳閘，匯報調度后重新試投依然不成功，將2號主變及10kV線路轉換為冷備狀態。
3、此次事故為35kV2號主變跳閘，辦理事故搶修單后保護班對2號主變低壓側、高壓側二次回路及高壓側保護裝置進行初步檢查，試驗班對一次設備進行了直阻、及絕緣測試，檢修班對二側斷路器機構進行了檢查。
4、檢查繼電保護調試記錄，2月9日配電工區曾與生技部協調，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置,CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行,主變本體銘牌為高壓側最大短路電流為30A，低壓側為109.9A，35kV2號主變后備保護裝置定值為：速斷：32A，時間0S;過流：3.3A，時間0.3S，判斷2號主變高壓側斷路器跳閘，低壓側不跳為正確動2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
作。
5、10kV清塔線CT變比50/5，定值為54A;10kV清團線CT變比200/5，定值為140A; 10kV清牧線CT變比200/5，定值為170A。
6、用鉗型電流表測量3502斷路器保護裝置電流，A相為0.02A，C相為0.03A，B相電流回路在斷路器機構箱處被短接;初步檢查電流回路二次接線正確。
7、3502斷路器機構箱密封嚴實，跳合閘回路二次電位正確，外觀檢查良好。
8、3502斷路器保護裝置過流脫扣保護于2008年9月進行過定檢，向運行人員協調要對斷路器進行傳動試驗，運行人員匯報調度不同意因此并未對斷路器進行傳動試驗。
9、對35kV2號主變3502斷路器保護裝置進行校驗，從端子排處A421通入1A電流，保護裝置顯示A相保護電流為1A，測量電流顯示為15A;從端子排處C421通入1A電流，保護裝置顯示C相二次電流為1A，測量電流顯示為15A;驗證了保護裝置采樣正確。
10、按35kV 2號主變保護定值單：(昌電繼字第2-2006471號)進行保護裝置定值核對并驗證裝置試驗：
速斷：Idz=32A/0S 由于試驗儀器通入電流較大，因此將速斷值更改為11A后裝置實際動作值為11.2 A/0S 過流：Idz=3.3A/0S
裝置實際動作值為3.5A 重合閘退出
CT變比75/5 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
11、因35kV 2號主變施工圖紙并未移交于配電工區，因此保護班人員在對保護裝置二次回路檢查時只能與保護裝置背板進行核對檢查，經檢查判斷二次回路正確無誤。
12、對保護裝置進行定值試驗、二次回路、及一次設備檢查無誤后由運行人員向調度匯報要求再次送電，在送電過程中，根據調度要求將2號主變低壓側10021隔離開關斷開對2號主變送電，9月19日12：35分2號主變送電正常，后調度要求將1002斷路器拉開，合上10021隔離開關，最后合上1002斷路器，12：57分送電正常。
13、運行人員匯報調度后要求將10kV1號升壓變并網，在運行人員對10kV1號升壓變送電至高壓側時，35kV 2號主變再次跳閘，保護班人員在檢查保護裝置報文時發現2號主變后備保護裝置不能顯示，復位裝置后現象依然存在，將保護裝置電源拉開后給上正常。
14、初步判斷為1號升壓變故障，在重新辦理事故搶修單并做好安全措施后由試驗班對1號升壓變本體及電纜進行絕緣測試，檢查均正常。
15、與生技部協調后并告知調度要求運行人員不投入10kV1號升壓變，運行人員根據調度命令再次投入35kV 2號主變后正常。
16、2009年9月20日35kV寧清變電站35kV 2#主變再次跳閘，其原因為：1)13：45分寧清變電站站內切割機電源為低壓廠用電源(直接從所變低壓側接取，未經過空開)，切割機電源有短路情況，值班員在查找故障時因拉開低壓廠用屏、斷開3502斷路器二次保護電源時造成3502跳閘;2)14：14分，第一次對35kV 2號主變試送：寧清變電站2#主變3502斷路器在合位，值班人員在合第二條10kV清牧線時(第一條出線10kV清塔線已2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
合好)，使35kV 2號主變3502斷路器再次跳閘;3)15：15分，第二次試送：寧清變電站35kV 2號主變3502斷路器在合位時，合1002斷路器正常后，合10kV電壓互感器時，35kV 2號主變3502斷路器又一次跳閘。
17、配電工區于18：58分到達35kV寧清變電站，由于35kV2號主變已投入運行，協調調度與生技部不能將2號主變退出。詢問運行人員告知為：2號主變主保護中保護動作燈點亮，保護報文為重瓦斯動作，運行人員根據調度命令斷開主保護裝置電源，退出35kV2號主變保護分閘壓板。
18、保護班人員檢查報文時發現3502斷路器保護裝置測量電流A相為40.6A，C相沒有電流，確認裝置采樣不正確。
19、配電工區對1號升壓變及10kV電壓互感器進行絕緣、直阻、耐壓測試，試驗數據正常，于2009年9月21日凌晨12：47分結束工作。
20、接配電工區領導電話于2009年9月21日早晨11：08分再次到達35kV寧清變電站對變電站內二次回路進行檢查。
21、檢查35kV 2號主變3502斷路器機構箱、主變本體端子箱、1002斷路器端子箱、保護屏二次回路、壓板二次接線，回路正確。
22、對站內直流系統進行檢查時發現：蓄電池型號為NP65-12 12V
65Ah 蓄電池屏有17節電池，電池有鼓肚及漏液現象，測量控制電源：271V，合閘電源：302V，正對地：+166V，負對地：-134V，測量單節電池電壓：
(1)13.6V
2)13.7V
3)13.6V
4)13.7V
5)13.7V
6)13.6V
7)13.68V
8)80.0V
9)12.3V
10)13.6V
11)13.6V
12)13.7V
13)13.7V
14)13.6V 15)13.6V
16)13.5V
17)13.6V 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
第八節電池已壞，由此也可判斷蓄電池電壓過高，造成控制電源過高，在裝置上對斷路器進行操作時控制電源對裝置沖擊，長期運行使得保護裝置運行不穩定，造成保護裝置采樣不準確，保護裝置有誤動的可能性。
23、與生技部協調后，退出35kV2號主變保護壓板(軟壓板、硬壓板)運行，再將10kV1號升壓變并網運行。
24、在將1號升壓變投入運行前操作廠用變低壓側勵磁開關時，發現3502斷路器保護裝置報文顯示為“開關分閘”，保護裝置未發保護出口信號。
3.2 缺陷及處理
(1)根據保護裝置的報文判斷，9月19日3502斷路器跳閘是因為故障造成的;保護裝置正確動作。
(2)由于該變電站直流系統與保護裝置長時間無人維護，蓄電池投運至今從未進行過蓄電池電壓測試，造成直流系統的崩潰。電池電壓過高(控制274V)造成保護裝置采樣不準確，CPU板損壞，值班員在倒閘操作時系統有一點波動就造成保護裝置出口。
(3)35kV寧清變10kV三條線路保護均為過流脫扣保護，而主變3502斷路器有保護裝置，動作靈敏度遠遠大于過流脫扣保護的動作靈敏度。9月19日保護裝置過流動作值3.3A換算為一次值是49.5A(CT變比75/5)，已經遠大于10kV線路保護的定值。判斷為10kV線路故障越級造成3502斷路器保護裝置動作跳開了3502斷路器，過流脫扣時間和動作值無法準確驗證。
(4)而運行人員在操作10kV1#升壓變時1001斷路器沒有跳開原因是2009年3月份將原1001斷路器被換下,而現在的1001斷路器保護是否為過2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
流脫扣,而實際變比是多少并不知道,而此次并沒有先動作,可判斷此斷路器定值、時間均大于線路及3502斷路器保護裝置定值。
(5)35kV 3502斷路器保護裝置為線路保護裝置且嚴重老化不滿足主變保護裝置要求，對3條10kV線路保護均為過流脫扣，無法與3502斷路器進行時限配合。
(6)系統電池損壞造成電壓長期運行過高，保護裝置運行不可靠,有誤動的可能性。
(7)站和升壓站一次系統接線不規范，容易造成低壓簡單故障越級，擴大事故范圍。 4 防范措施
(1)對該站直流系統與3502斷路器保護裝置進行更換。
(2)對保護裝置二次線進行整理，并進行標記，嚴防產生寄生回路。 (3)配合10月11號停電對3502斷路器進行傳動試驗并進行小修。 (4)對1002斷路器加裝保護裝置，以實現和10kV三條線路的保護配合。
(5)盡快協調進一步完善對35kV寧清變電站和35kV寧清發電站的運維職責劃分。
(6)對值班員進行保護裝置的基礎培訓;加大水電管理和設備巡視、維護力度。
(7)通過技改、大修項目上報，全面整治35kV寧清變一次、二次設備，提高運行可靠性。 5 結束語 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
核電站事故范文第2篇
35kV變電站斷路器跳閘異常分析與處理
[內容摘要]35kV寧清變電站2號主變35kV側3502斷路器跳閘，運行人員試送不成功，檢修人員對一次、二次設備進行檢查后送電，送電過程中初步判斷為1號升壓變故障，遂退出一號升壓變。3502斷路器再次跳閘后，經過仔細檢查研究發現為直流蓄電池故障，導致控母、合母電壓異常，在導閘操作過程中造成裝置異常，產生誤動。 [關鍵詞]升壓變;蓄電池;控母 1 前言
35kV石清線帶35kV寧清變，35kV寧清變35kV2號主變運行，35kV2號主變10kV側1002斷路器連接在10kV寧清水電站10kV母線上，10kV清牧線、10kV清團線、10kV清塔線在10kV寧清水電站10kV母線上運行，10kV清團線連接團結水電站，10kV寧清水電站1號、2號發電機組通過400V變10kV升壓變壓器連接于10kV寧清水電站10kV母線上，廠用電和35kV寧清變站用電源連接在寧清水電站升壓變壓器400V側。 2 設備基本概況
35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV2號主變3502斷路器保護裝置型號為華電生產的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。2009年2月9日配電工區曾與生技部協調，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置，CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行。 3 發現故障及原因分析
2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV寧清變35kV 2號主變3502斷路器跳閘。配電工區保護班于9月19日17：402012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
到達35kV寧清變電站進行停電檢查。
3.2 初步檢查情況
1、35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV 2號主變3502斷路器保護裝置，型號為華電生產的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。保護裝置動作信號燈點亮，且裝置報文如下：
裝置時間 10：27：40.641 10：28：56.521 11：38：12.269 11：40：45.337
裝置報文 過流跳閘 開關分閘 過流跳閘 開關分閘
(保護裝置動作時間確認：根據9月19日保護班工作人員在35kV寧清變所做試驗時記錄的報文時間和實際時間(保護報文時間為05：15，實際時間為13：19)推測，報文時間滯后實際時間9小時)。
其他保護裝置并無任何報文，初步判斷為3502斷路器后備保護裝置動作跳閘。
2、根據運行值班人員所述，35kV 2號主變跳閘，匯報調度后重新試投依然不成功，將2號主變及10kV線路轉換為冷備狀態。
3、此次事故為35kV2號主變跳閘，辦理事故搶修單后保護班對2號主變低壓側、高壓側二次回路及高壓側保護裝置進行初步檢查，試驗班對一次設備進行了直阻、及絕緣測試，檢修班對二側斷路器機構進行了檢查。
4、檢查繼電保護調試記錄，2月9日配電工區曾與生技部協調，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置,CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行,主變本體銘牌為高壓側最大短路電流為30A，低壓側為109.9A，35kV2號主變后備保護裝置定值為：速斷：32A，時間0S;過流：3.3A，時間0.3S，判斷2號主變高壓側斷路器跳閘，低壓側不跳為正確動2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
作。
5、10kV清塔線CT變比50/5，定值為54A;10kV清團線CT變比200/5，定值為140A; 10kV清牧線CT變比200/5，定值為170A。
6、用鉗型電流表測量3502斷路器保護裝置電流，A相為0.02A，C相為0.03A，B相電流回路在斷路器機構箱處被短接;初步檢查電流回路二次接線正確。
7、3502斷路器機構箱密封嚴實，跳合閘回路二次電位正確，外觀檢查良好。
8、3502斷路器保護裝置過流脫扣保護于2008年9月進行過定檢，向運行人員協調要對斷路器進行傳動試驗，運行人員匯報調度不同意因此并未對斷路器進行傳動試驗。
9、對35kV2號主變3502斷路器保護裝置進行校驗，從端子排處A421通入1A電流，保護裝置顯示A相保護電流為1A，測量電流顯示為15A;從端子排處C421通入1A電流，保護裝置顯示C相二次電流為1A，測量電流顯示為15A;驗證了保護裝置采樣正確。
10、按35kV 2號主變保護定值單：(昌電繼字第2-2006471號)進行保護裝置定值核對并驗證裝置試驗：
速斷：Idz=32A/0S 由于試驗儀器通入電流較大，因此將速斷值更改為11A后裝置實際動作值為11.2 A/0S 過流：Idz=3.3A/0S
裝置實際動作值為3.5A 重合閘退出
CT變比75/5 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
11、因35kV 2號主變施工圖紙并未移交于配電工區，因此保護班人員在對保護裝置二次回路檢查時只能與保護裝置背板進行核對檢查，經檢查判斷二次回路正確無誤。
12、對保護裝置進行定值試驗、二次回路、及一次設備檢查無誤后由運行人員向調度匯報要求再次送電，在送電過程中，根據調度要求將2號主變低壓側10021隔離開關斷開對2號主變送電，9月19日12：35分2號主變送電正常，后調度要求將1002斷路器拉開，合上10021隔離開關，最后合上1002斷路器，12：57分送電正常。
13、運行人員匯報調度后要求將10kV1號升壓變并網，在運行人員對10kV1號升壓變送電至高壓側時，35kV 2號主變再次跳閘，保護班人員在檢查保護裝置報文時發現2號主變后備保護裝置不能顯示，復位裝置后現象依然存在，將保護裝置電源拉開后給上正常。
14、初步判斷為1號升壓變故障，在重新辦理事故搶修單并做好安全措施后由試驗班對1號升壓變本體及電纜進行絕緣測試，檢查均正常。
15、與生技部協調后并告知調度要求運行人員不投入10kV1號升壓變，運行人員根據調度命令再次投入35kV 2號主變后正常。
16、2009年9月20日35kV寧清變電站35kV 2#主變再次跳閘，其原因為：1)13：45分寧清變電站站內切割機電源為低壓廠用電源(直接從所變低壓側接取，未經過空開)，切割機電源有短路情況，值班員在查找故障時因拉開低壓廠用屏、斷開3502斷路器二次保護電源時造成3502跳閘;2)14：14分，第一次對35kV 2號主變試送：寧清變電站2#主變3502斷路器在合位，值班人員在合第二條10kV清牧線時(第一條出線10kV清塔線已2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
合好)，使35kV 2號主變3502斷路器再次跳閘;3)15：15分，第二次試送：寧清變電站35kV 2號主變3502斷路器在合位時，合1002斷路器正常后，合10kV電壓互感器時，35kV 2號主變3502斷路器又一次跳閘。
17、配電工區于18：58分到達35kV寧清變電站，由于35kV2號主變已投入運行，協調調度與生技部不能將2號主變退出。詢問運行人員告知為：2號主變主保護中保護動作燈點亮，保護報文為重瓦斯動作，運行人員根據調度命令斷開主保護裝置電源，退出35kV2號主變保護分閘壓板。
18、保護班人員檢查報文時發現3502斷路器保護裝置測量電流A相為40.6A，C相沒有電流，確認裝置采樣不正確。
19、配電工區對1號升壓變及10kV電壓互感器進行絕緣、直阻、耐壓測試，試驗數據正常，于2009年9月21日凌晨12：47分結束工作。
20、接配電工區領導電話于2009年9月21日早晨11：08分再次到達35kV寧清變電站對變電站內二次回路進行檢查。
21、檢查35kV 2號主變3502斷路器機構箱、主變本體端子箱、1002斷路器端子箱、保護屏二次回路、壓板二次接線，回路正確。
22、對站內直流系統進行檢查時發現：蓄電池型號為NP65-12 12V
65Ah 蓄電池屏有17節電池，電池有鼓肚及漏液現象，測量控制電源：271V，合閘電源：302V，正對地：+166V，負對地：-134V，測量單節電池電壓：
(1)13.6V
2)13.7V
3)13.6V
4)13.7V
5)13.7V
6)13.6V
7)13.68V
8)80.0V
9)12.3V
10)13.6V
11)13.6V
12)13.7V
13)13.7V
14)13.6V 15)13.6V
16)13.5V
17)13.6V 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
第八節電池已壞，由此也可判斷蓄電池電壓過高，造成控制電源過高，在裝置上對斷路器進行操作時控制電源對裝置沖擊，長期運行使得保護裝置運行不穩定，造成保護裝置采樣不準確，保護裝置有誤動的可能性。
23、與生技部協調后，退出35kV2號主變保護壓板(軟壓板、硬壓板)運行，再將10kV1號升壓變并網運行。
24、在將1號升壓變投入運行前操作廠用變低壓側勵磁開關時，發現3502斷路器保護裝置報文顯示為“開關分閘”，保護裝置未發保護出口信號。
3.2 缺陷及處理
(1)根據保護裝置的報文判斷，9月19日3502斷路器跳閘是因為故障造成的;保護裝置正確動作。
(2)由于該變電站直流系統與保護裝置長時間無人維護，蓄電池投運至今從未進行過蓄電池電壓測試，造成直流系統的崩潰。電池電壓過高(控制274V)造成保護裝置采樣不準確，CPU板損壞，值班員在倒閘操作時系統有一點波動就造成保護裝置出口。
(3)35kV寧清變10kV三條線路保護均為過流脫扣保護，而主變3502斷路器有保護裝置，動作靈敏度遠遠大于過流脫扣保護的動作靈敏度。9月19日保護裝置過流動作值3.3A換算為一次值是49.5A(CT變比75/5)，已經遠大于10kV線路保護的定值。判斷為10kV線路故障越級造成3502斷路器保護裝置動作跳開了3502斷路器，過流脫扣時間和動作值無法準確驗證。
(4)而運行人員在操作10kV1#升壓變時1001斷路器沒有跳開原因是2009年3月份將原1001斷路器被換下,而現在的1001斷路器保護是否為過2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
流脫扣,而實際變比是多少并不知道,而此次并沒有先動作,可判斷此斷路器定值、時間均大于線路及3502斷路器保護裝置定值。
(5)35kV 3502斷路器保護裝置為線路保護裝置且嚴重老化不滿足主變保護裝置要求，對3條10kV線路保護均為過流脫扣，無法與3502斷路器進行時限配合。
(6)系統電池損壞造成電壓長期運行過高，保護裝置運行不可靠,有誤動的可能性。
(7)站和升壓站一次系統接線不規范，容易造成低壓簡單故障越級，擴大事故范圍。 4 防范措施
(1)對該站直流系統與3502斷路器保護裝置進行更換。
(2)對保護裝置二次線進行整理，并進行標記，嚴防產生寄生回路。 (3)配合10月11號停電對3502斷路器進行傳動試驗并進行小修。 (4)對1002斷路器加裝保護裝置，以實現和10kV三條線路的保護配合。
(5)盡快協調進一步完善對35kV寧清變電站和35kV寧清發電站的運維職責劃分。
(6)對值班員進行保護裝置的基礎培訓;加大水電管理和設備巡視、維護力度。
(7)通過技改、大修項目上報，全面整治35kV寧清變一次、二次設備，提高運行可靠性。 5 結束語 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文
核電站事故范文第3篇
總變是全廠的供電中心,擔負對著全廠生產和辦公用電的重任?？傋兡芊癜踩\行、可靠供電,是關系到整個化工生產裝置能否安全、長周期運行的大事,是十分重要的前提保證?？蛇@次就是因總變自身設備問題而引發了這次全廠停電事故,雖然是設備事故,但卻暴露出我們管理上的漏洞。為吸取教訓,改進工作,防止類似事故發生;下面就對這次停電事故原因查找經過和所采取的防范措施,作一個實事求是的總結。
1 事故發生前總變運行方式及設備狀態
事故發生前總變運行方式為:110k VⅡ回線正常帶電,110k VⅡ段進線斷路器1120處于合閘位置,供110k VⅡ段母線并供2#主變壓器及6k VⅠ、Ⅱ段母線運行(2#主變壓器110k V側斷路器1110和6k V側斷路器0620均處于合閘狀態)。110k VⅠ回線正常帶電,110k VⅠ段進線斷路器1160處于合閘位置,供110k VⅠ段母線空載運行,作為熱備用;110k V母聯斷路器1140為斷開熱備用狀態(兩端隔離開關11401、11402處于合閘狀態);1#主變壓器110k V側斷路器1170和6k V側斷路器0621均處于斷開熱備用狀態(1170斷路器兩端隔離開關11701、11702處于合閘狀態,0620斷路器小車處于工作位置);110k V母聯斷路器1140自動投入合閘裝置,即BZT裝置設在投入狀態;110k VⅡ回線路微機保護裝置處于退出運行狀態(因一些定值需重新整定,暫未能投入)。
事故前各一次設備無異常狀況;二次設備和二次回路除直流系統保護正極近段時間一直接地外(自8月30日就出現,因在保護回路不便查找,所以至事故發生時一直存在),未發現有其它異常。
2 事故發生過程
2001年9月19日9時26分,總變110k VⅡ段進線斷路器1120突然跳閘,之后110k VBZT裝置啟動,將處于熱備用的110k V母聯斷路器1 1 4 0合閘成功,實現了將備用的1 1 0 k VⅠ回線電源自動投入;因BZT自動裝置全部動作時間為2.45s,所以110k VⅡ段進線斷路器1120跳閘造全廠成停電時間為2.45s?？墒谴藭r110k VⅠ段進線斷路器1160又跳閘,這樣就再次造成總變停電,即全廠停電。因失電,6k VⅠ段補償電容器組開關柜斷路器因低電壓保護動作跳閘。直流系統浮充機跳,切換為由蓄電池向直流系統供電。
全廠失電后,總變立刻進行檢查分析及恢復供電工作;這時卻又得到合成變事故柴油發電機不能啟動的報告,全廠失電,事故發電機又啟動失敗,也即無事故電源;我們很清楚,事故柴油發電機所提供的事故電源的重要作用,它是給裝置大機組油泵和一些重要轉動設備油泵以及一些重要閥門電機供電的;這些重要設備失電后,對大機組及工藝裝置的安全將造成極大的威脅;一但發生事故,后果必將非常嚴重。因此,我們絲毫不敢怠慢,立即組織查找處理。
3 恢復供電情況
停電事故發生后,迅速趕到總變控制室,與當值的工作人員一同根據所發出各種信號,迅速對事故性質判斷、分析,同時快速對一些相關設備進行檢查,并與上級電網電話聯系,了解電網是否有異常。當確定一次設備及主回路無異常,上級電網無異常,110k VⅡ段進線斷路器1120跳閘又不是繼電保護裝置動作所為后,為了盡快恢復供電,立即決定強行投合110k VⅡ段進線斷路器1120,總變恢復了供電。
4 斷路器跳閘原因的查找及分析情況
這次停電事故比較特殊,因為沒有線路故障,沒有設備異常情況,在110k VⅡ段進線斷路器跳閘造成停電后,110k VBZT裝置已動作將110k V母聯斷路器1140合閘成功,這已經恢復供電可就在BZT啟動將1140合閘后,110k VⅠ段進線斷路器1160又跳閘;造成總變二次停電,即全廠的二次停電。這種情況的全廠停電事故是首次發生,也是首次因總變自身某原因造成的停電事故;特別是110k VⅡ段進線斷路器1120的跳閘,沒有任何繼電保護動作信號發出;如何進行跳閘原因查找并消除隱患,經過研究決定進行分步查找。
第一步以查找110k VⅡ段進線斷路器1120跳閘原因為重點。由于除了原已存在的直流系統保護回路正極接地外,沒發現其它可疑現象,那么就從查直流接地點入手。因為直流系統兩點接地,其接地點出現遇到將跳閘接點短路,并使加在跳閘線圈兩端的電壓達到其動作值時,就會造成斷路器跳閘。經過8多個小時的查找,晚上在2#主變壓器調壓瓦斯保護回路中,查出一個接地點;這一接地點消除后,直流接地信號返回,直流系統接地電壓由220V降至約150V,進一步查找其接地主要在直流系統內部,對直流系統特別對蓄電池進行清掃、烘干處理后,接地電壓降至為約50V(負極接地也只有約50V),基本恢復常態。接地點雖然查出來了,經分析與1120斷路器跳閘原因聯系不上(因在瓦斯保護回路中,如出現兩點接地并碰巧將瓦斯繼電器接點短路,從設計上也只能跳主變壓器兩側斷路器1110和0620);第一步查找就到此了。
第二步以查找110k VⅠ段進線斷路器1160跳閘原因為重點。查找線索就是110k V母線差動保護動作;通過圖紙分析及實際查線,110k V母線差動保護動作就是要跳110k V進線斷路器1160;斷路器1160跳閘原因已經確定。但為什么母差保護會動作,這也是須要查清楚的問題;經過圖紙分析和檢查保護回路接線,暫未發現異常。又從運行方式上分析找原因;因在BZT裝置動作合上母聯斷路器1140時,其總變主回路的運行方式已經改變,即運行方式為110k VⅠ回線經Ⅰ段進線斷路器1160→110k VⅠ段母線→母聯斷路器1140→110k VⅡ段母線→2#主變壓器一次側斷路器1 11 0→2#主變壓器→6k VⅡ段進線斷路器0620→6k VⅡ、Ⅰ段母線。母線差動保護裝置其繼電器差流實質是比較母線上下兩側電流,從原理上說,在上述這種運行方式時,對母差保護繼電器來說其流入流出的電流應是相等的。正常時及主變壓器空載投運時,雖存在有不平衡電流,但在保護整定值中是能夠躲過的;保護整定值還按能躲過變壓器空載投運時的激磁涌流來整定。在過去的幾次裝置停車大修中,因試驗BZT裝置動作功能,曾有過三次以上這種運行方式,但從未發生過母線差動保護動作情況。這次為什么會動作?針對以往試驗時的負載情況,與這次負載情況相比較,這次實際負載要大的多;而這次母差保護確動作了,說明母差保護的動作與負載的大小有關的。但在正常負載及一般過載情況下,差動保護是不會啟動的。在保護整定中,一次電流值一般是按額定電流的8~15倍整定的;電流是要很大的。那么母差保護是怎樣啟動的,針對當時事故經歷和在這個過程中的負載情況進行分析;在1120斷路器跳閘至1140斷路器自動合閘,期間有2.45s的停電時間,即電動機低電壓整定時間小于2.45s的均因失壓脫扣,而整定時間大于2.45s的,在BZT裝置啟動合1140斷路器后,均會自啟動。原為了防止電網晃電時維持合成氨裝置不跳車,將水廠兩臺UJM0401循環水泵(每臺為1000k W)低電壓跳閘時間整定為4秒,將合成03-k001(170k W)、05-P001(240k W)、05-P006(1800k W)的低電壓跳閘時間整定均為3秒;這些負載加在一起為4210k W,其額定電流接近500A;另外,合成事故段上的負載和90-P005均為自啟動負載,這些負載加在一起也接近1000k W;也就是說在失電2.45s后,有大于5000k W的負荷同時啟動;這時的電流從啟動電流倍數上推算不會低于5000A(總變主變壓器110k V額定電流僅為131.2A,6k V側額定電流為2291A),這個電流折算到110k V側,能達到300A以上(約是主變壓器額定電流的2.3倍以上)。所以,2#主變壓器帶著這么大的負載受電,其受電時的激磁涌流與正?？胀吨髯儔浩鞯募ご庞苛飨啾?是很大的,一般可達到變壓器額定電流的十幾倍,甚至幾十倍;在加上上述電動機自啟動電流,這時的沖激電流是非常大的,并且不平衡電流也是按比例增;加的如果保護裝置的整定值不合理,就會因躲不過激磁涌流或不平衡電流,而啟動保護裝置去跳閘。經分析,這就是母線差動保護動作的原因,即是110k VⅠ段進線斷路器1160跳閘的原因。
查出1160斷路器跳閘原因后,繼續查找1120斷路器跳閘原因,即進行第三步查找階段;經過歷時幾天的查找,雖然在這眾多的可能因兩點接地,即造成跳閘線圈動作的直流回路中,測出了各有不同程度的漏電;可卻不能下出是某回路造成跳閘的定論;但經過認真分析,跳閘線圈動作的原因肯定與這些回路有關;因為現在檢測的回路狀況及參數與當時跳閘時的回路參數是不一定一樣的。我們就進一步對所檢測情況分析一下,跳閘線圈在當時是怎樣被造成動作的。上面提到,在造成跳閘線圈動作的各直流回路中,測出了各有不同程度的漏電(可理解為接地電流,也是屬于接地現象);即各回路常開接點間的絕緣并非無限大電阻值,也就是各回路中都有一定的電流存在。從電阻并聯的特性可知,眾多回路的并聯(跳閘回路因繼電保護、自動裝置、跳閘控制、線路保護等回路并聯)其等效電阻值會變的很小;電阻值越小,其加在跳閘回路跳閘線圈兩端中的電壓就越大;再遇當時的環境很潮濕,其漏電就會比平時更嚴重,其加在跳閘回路跳閘線圈兩端中的電壓就更大;到一定的電壓時,即達到跳閘線圈動作電壓時,將造成斷路器跳閘;這就是經分析所診斷出的1120斷路起跳閘的原因。
5 結語及責任
即回路當時有比現在嚴重的漏電,使加在跳閘線圈兩端的電壓達到了動作值,使其動作;這就是推斷出的1120斷路器跳閘原因的結論。需要說明的是,跳閘原因的結論,是通過檢查、測試、試驗和理論分析的綜合而確定的;而不是直接找出跳閘原因的;由于事故的特殊性,是不能直接查找出來的。
這是一次電氣二次回路故障引起的事故;即是設備事故。但與我們管理不到位,管理不嚴,管理上有漏洞是分不開的,比如在事故發生前的一段時間中,環境一直因長時間的下暴雨和長時間的陰濕天氣,濕度很高。但我們卻沒有及時采取一些烘干措施,以有利于提高電氣設備元件和而次線路絕緣;在8月30日直流接地發生后,雖組織多次查找,但一查到接地點在保護回路中,因怕再查找中造成繼電保護裝置誤動發生跳閘事故,就不敢再查下去;所以說我們存在管理上的責任。也許我們的工作要是做到了位,就會早發現和消除隱患,而不會發生這次事故。所以,我認為這不僅僅是一次設備事故,也是管理故障。
6 今后防范措施
(1)針對這次BZ T啟動后,因裝置現負荷自啟動情況及主變壓器帶載投運的強大激磁涌流,而使母線差動保護動作跳1160斷路器,造成總變二次停電的問題;又針對GIS設備母線故障率很低的情況,以保證化工生產裝置供電為重點,建議今后不在投入110k V母線差動保護。(2)為克服跳閘線圈動做電壓過低的問題,已采取了在跳閘回路串電阻的辦法,以提高動做電壓;經過試驗測試在1110、1120斷路器跳閘回路,串入了316Ω電阻(由兩個632Ω電阻并聯);實測在串入電阻后,需在跳閘回路加入100V以上的電壓才能使跳閘線圈達到動作值。這一措施采取后,對防斷路器誤動作的作用是很重要的。另外,對重要的接線端子及蓄電池組已做了清掃、烘干工作。
7 結語
我們一定記住這次事故教訓,引以為戒;并認真檢查在各方面存在問題中,有針對性進行改進工作,避免類似事故發生。要為化工生產裝置安全運轉,為公司完成生產任務,盡力做好安全供電工作。
摘要：本文針對總變電站一次由于設備問題,造成全廠停電的事故展開分析,總結總變電站在日常管理與維護各種情況,以及有效的防范措施。
核電站事故范文第4篇
【摘 要】在核電站大修期間，著重關注其安全管理，對于核電站的大修工作安全以及核電站的安全生產和發展都是非常重要且必要的。論文在研究核電站大修安全管理問題的基礎上，提出了與之相應的意見或建議，以有效地消除各種安全隱患。
【
【關鍵詞】核電站；大修；安全管理
【
1 引言
目前，我國核電站大修期間需要檢修的項目非常繁雜，約在4000項到7000項之間，主要包括以預防為主的預防性維修項目，以糾正過失為主的糾正性維修項目，以及以提高技術為主的技術改造項目等。
大修期間的安全管理工作作為核電站大修工作的重要內容，對其進行總結并改進十分必要。
2 核電站大修安全管理中存在的問題
2.1 安全管理意識薄弱
大修安全管理是核電站大修工作的重要內容，大修現場作業人員是否具有較強的安全意識，對于核電站大修工作能否順利有效地推進和開展具有非常重要的影響。然而，現階段由于多種原因，我國核電站大修工作的安全管理意識還相對比較薄弱。
具體來說，主要有以下幾個方面的原因：
第一，核電站大修安全管理工作的部分領導和員工對于大修安全的基本知識掌握不牢固，進而導致大部分大修現場工作人員對大修安全缺乏一定程度的認識；
第二，大部分領導和員工僅將大修安全停留在口頭言語上，沒有切實地樹立“安全第一，預防為主”的思想觀念，進而導致大修安全意識淡薄[1]；
第三，在核電站大修期間，由于部分領導和員工的專業素質和綜合水平參差不齊，進而使得其對于出現的新情況和新問題沒有引起足夠的重視。
2.2 安全管理責任難落實
相比于發達國家，我國核電站安全管理還有很多不足，其中最重要，也是最關鍵的一點就是核電站大修安全管理工作的責任沒有得到嚴格落實，而核電站大修工作能否起到其應有的預防作用，其關鍵也在于此。
具體來說，導致我國核電站大修期間安全管理無法有效落實的原因主要有以下幾個方面：
第一，部分領導缺乏對大修安全責任制度的重視；
第二，對于大修安全沒有實行嚴格且細致的管理；
第三，在大修期間，對大修現場作業人員的責任沒有明確劃分；
第四，對于大修現場作業人員缺乏有效的指導和監督。
總之，這都導致核電站大修安全管理的有關責任難以落實，進而影響了核電站大修工作的有效實施和開展。
2.3 缺乏有效的監督機構
在核電站大修期間，有效的安全監督對于大修現場作業人員堅守大修安全底線，完善現場安全管理以及提高領導和員工的安全意識都具有推進作用。然而，現階段，我國大修安全監督機構在執行方面還缺乏有效性。
具體來說，主要有以下幾方面的原因：
第一，監督機構工作人員對于大修安全監督工作缺乏重視，進而導致監督工作在辦公室中進行，形式化相對比較嚴重；
第二，大修監督機構缺乏專業的技術人員，進而導致大修期間安全管理監督工作缺乏有效性；
第三，在核電站大修期間，安全監督網絡人員的專業素質和技術水平有限，進而導致無法及時反饋核電站大修安全的實時情況。
總之，保障大修現場作業人員的安全是離不開有效的監督的，因而大修安全管理必須注重監督工作的完善。
3 核電站大修安全管理的幾點建議
3.1 提升員工安全意識
為保障核電站大修期間現場作業人員的安全，首先應注重員工安全意識的培養，具體應從以下幾個方面著手：
第一，在核電站大修工作前期，組織相關領導和員工學習與大修安全有關的知識與經驗反饋，以提高安全認識，確保大修安全工作能夠落到實處。
第二，加大大修安全宣傳活動，例如，制作大修安全標語、大修安全專欄、大修安全警示錄以及溫馨提示等。除此之外，還可以運用榜樣的力量來促進員工形成安全意識。例如，開展核電站大修作業現場的安全即時激勵、表揚信、光榮榜等活動，將核電站大修現場的優秀事件以書信或光榮榜的形式貼在大修安全工作現場，以此來督促員工提高自身的安全意識。
第三，增強大修現場作業人員安全教育的強度和力度，以使得現場作業人員將安全放在第一位。
第四，開展大修作業現場安全隱患排查活動，通過作業班組開展作業現場安全隱患的識別，加強風險控制，從而提高班組安全意識，改善現場安全作業環境。
第五，加強現場作業區管理，建立標準作業區管理程序、要求及對照標準，約束作業現場人員行為規范、作業場地布置規范，從而有效地控制作業區的風險源及降低控制區集體劑量。
3.2 建立安全培訓體系
為促使大修期間所有員工都能堅守安全底線，對有關員工開展科學合理的安全培訓是非常必要的。因此，在大修前期，針對大修安全的相關內容，組織相關人員進行系統化的培訓非常必要，這些人員主要包括現場工作的領導和作業人員，也包括監督人員，以提高相關領導對安全責任的重視和認識，進而有效落實安全責任制度。以監督人員為例，可以以專題和講座的形式，組織其學習《高風險作業分級與管控要求》、《核電站大修安全管理導則》以及《大修安全考核激勵方案》等與大修安全管理有關的內容，同時還要從其崗位實際需求出發，對其崗位職責進行針對性的新人或崗位強化培訓。
3.3 健全大修安全管理機制
為增強核電站大修安全管理的力度，健全大修安全管理機制也是一個重要環節，具體主要應從以下幾個方面著手：
第一，完善責任機制，將大修安全的責任落實到每個人身上，使核電站大修安全的具體工作落到實處；例如，主管領導擔負起主管的責任，監督人員加強現場巡視的職責，作業人員完成自己的安全責任，進而達到責任的層層落實；
第二，健全獎懲機制，對于違章指揮、違章監督以及違章操作等行為給予及時的懲罰機制，以保障大修安全管理工作水平和效率的提高；
第三，健全網絡機制，以提高核電站大修的安全管理效率水平。對核電站大修信息進行信息化、網絡化管理，有助于及時獲得大修作業現場的反饋信息，包括大修期間每日高風險項目安排與開工情況、大修現場經驗反饋、現場安全隱患排查情況，以及作業區管理等。
3.4 加強專業人才隊伍的培養
核電站作為一種技術密集型企業，其不僅需要較高層次的管理者，更需要非常優秀的作業人員。因此，培養一支具有較高專業知識技能的核電站安全管理人才隊伍是非常必要的。以大亞灣核電站安全管理為例，其歷經21年的時間，為中國電力行業的發展培養了無數的管理人才和專業人才。大亞灣核電站最主要的做法就是從實踐中積累經驗，從實踐中學習，在實踐中成長。同時，還要注重學習國內外的先進管理理念和方法，進而培養一批保證核電站安全運營的專業人才和專業管理團隊，并形成一支有能力承擔各類核電站檢修項目的人才隊伍。
4 結語
本文探索了核電站大修安全管理中的問題，即意識薄弱、責任落實困難以及缺乏有效的安全監督機構等，同時針對上述問題提出了相應的建議，即提升員工的安全意識、建立安全的培訓體系、健全大修安全管理機制以及培養一批專業的大修人才隊伍等?？傊?，核電站大修安全管理工作應以“安全第一、質量第一”為主要工作原則，在此基礎上，注重提高核電站大修安全的管理水平，進而確保高質、高效地完成核電站大修工作。
【參考文獻】
【1】岳春生.核電廠大修質量控制管理的探索與實踐[J].設備管理與維修，2016（10）：35-37.
核電站事故范文第5篇
【摘要】核電廠分選址、設計、建造、運行和退役五個階段，在建核電廠指核電廠項目前期和工期建設的工程階段。從項目前期開始，必然面臨與承包商單位的協作配合，而承包商也必然成為影響核電站安全運營的重要因素之一。
本文在對中核華電河北核電有限公司（以下簡稱“河北核電”）承包商進行分析的基礎上，結合河北核電的培訓管理經驗實踐，從承包商人員培訓管理入手，結合國內外核電站承包商人員的培訓管理經驗，探討做好在建核電廠承包商人員培訓行之有效的培訓模式。
【關鍵詞】核電廠建設階段 承包商人員 培訓模式
概述
河北核電是中國核工業集團公司下屬的國有企業，全面負責河北海興核電項目的建設、生產、運營和管理。河北海興核電項目被列入河北省推進京津冀協同發展的重點項目，規劃建設采用第三代核電技術的6臺百萬千萬級壓水堆核電機組，目前處于項目前期建設階段。
本文將首先介紹承包商培訓的一些法規和程序要求以及國內外承包商培訓管理的一些具體實踐，最后根據河北核電承包商的模式管理實踐，探討在建核電廠承包商人員的培訓模式改進和展望。
1.0承包商人員培訓的法規及程序要求
①《核動力廠運行安全規定》（HAF103）
我國核安全法規中專門有一章對“核電廠人員資格和授權”進行規定，并制定了專門導則《核電廠人員的配備、招聘、培訓和授權》（HAD103//05）對核電站人員以及核電廠承包商的培訓授權給出具體的工作指導。
②《核電廠人員招聘、資質和培訓》
國際原子能機構技術文件（No.NS-G-2.8）中對凡是在核電廠工作的人員必須具備的資質以及需要完成的培訓要求做了明確地說明承包商資質要求給出了明確的規定。
③承包商人員培訓和授權管理（HB-STI-TR06）
在河北核電培訓管理程序中也應明確承包商人員的培訓的基本安全科目、專項培訓科目、培訓方式、資格審查以及授權等給出了具體的要求。
2.0承包商培訓管理模式借鑒
由于國外核電站發展的歷史比較久，其承包商管理也形成了固定的模式，本節主要介紹法國和美國的模式。國內大亞灣核電站和秦山核電站經過較長時間按的實踐，也形成了有自己特色的承包商培訓管理模式。
？誗法國EDF的承包商管理
EDF與培訓公司之間不存在商業上的業務關系，具體培訓實施由培訓公司承擔，并對考核合格承包商員工出具合格證書，只要具有培訓公司出具的合格證書，就具備進入EDF電廠工作的資質。專業培訓公司定期會接受法國核管當局以及EDF的監督，獲得或維持培訓資格。
？誗美國核電承包商培訓模式
對核電站承包商資質要求是包含在核電站質保體系內的，而這些質保體系又是由聯邦法規所確定的，并有一系列的標準指導。根據需要，美國一些核電相關專業機構和有能力的核電站承包商，開發相關培訓課程并提供培訓服務以使核電廠承包商滿足相關法規和標準。
？誗大亞灣核電站
大亞灣核電運行管理有限公司在多年承包商培訓與授權管理實踐中形成了“協助指導、過程監督、考核把關、合同考核”為特色的管理模式。
？誗秦山核電站
秦山核電有限公司經過近十年的摸索，總結每年的運行經驗，逐步建立了“現場培訓和自主培訓相結合、自主培訓與統一考核相結合”的兩結合模式。
河北核電的承包商培訓模式是綜合參考國內外模式建立起來的。
3.0河北核電項目前期階段承包商構成分析
河北核電由于在項目前期的在建工程階段，承包商人員主要進行廠區基礎建設，人員構成和運行核電廠相比，存在如下特點：
？誗基本都是首次參加核電廠工作，對核電廠管理模式，特別是安全管理認知不足；
？誗人員安全意識和知識水平相對較低；
？誗項目建設工期短，人員流動性較大。
3.1承包商人員培訓內容
3.1.1基本安全培訓
由于階段性工作的特點，必然存在承包商人員對現場工作環境不熟悉，對電站管理模式，特別是在安全管理方面的理解和認同也需要有一個過程。因此，確保承包商全員進入現場前受到應有的安全工作規程、規定、制度和相應的安全生產技能、職業健康安全知識的教育和培訓。
當然對于不同類別的承包商出入控制和培訓要求也不盡相同，但對于進入現場從事機組基礎建設、檢修和維護的承包商，典型的入廠安全培訓大綱主要包括以下內容：
？誗電站核安全政策的介紹：主要介紹電站安全、質保大綱要求的相關內容；
？誗保衛：主要介紹電站出入、限制區域、出入證的使用等；
？誗消防：火災的預防和探測、滅火的手段、易燃物控制、發生火災的響應等。
？誗工業安全：風險的識別、預防措施、安全設備的使用、急救等。
河北核電運用SAT工具，結合福島核電事故后國家核安全政策需要，增加開發“現場應急”這門基本安全培訓課程，主要介紹現場管理組織機構、管理接口以及輿情應急、交通應急、火災應急等。
3.1.2特有技能培訓
特有技能是指除了上述入廠安全和專項培訓兩種類型外，崗位工作要求的其他特有技能，比如焊接工作涉及到的相關知識和技能。事實上，入廠安全培訓僅僅是能否進入電站的一道門檻，而承包商是否具備足以支持電站相關工作的專業知識和技能，更是電站考察承包商的重中之重。
4.0河北核電承包商人員的培訓模式
承包商人員的入廠安全培訓由承包商單位統一組織，面向項目部全體員工。承包商單位建立人員資格確認和授權上崗制度，項目部全體員工在上崗前獲得安全授權。河北核電對承包商的安全培訓和考核進行監督的權力，在需要的時候可以組織考核來驗證承包商的培訓效果。河北核電管理人員和安全員進行入廠安全教育培訓，著重組織結構、管理接口、公司政策要求、案例解析等內容。河北核電承包商培訓模式“自主培訓-電站監督檢查、抽查考核”。
4.1承包商自主培訓
4.1.1承包商自主培訓
河北核電采取授權承包商廠家自主授課、自主考核、業主監督的方式組織實施培訓，把在電站的集中培訓改為分散到各個承包商自主培訓，確實為在大修前面臨的培訓困境找到了一條出路，通過這種方式，既極大地減輕了電站現場的壓力，又在很大程度上方便了承包商人員的安排，降低了培訓成本，因此得到了各個承包商的積極響應。該方式國內很多電站正在采用。
在對“授權加抽查”這種承包商自主培訓方式分析后認為：這種做法最大的好處在于最大程度上減輕了電站培訓管理的壓力，電站從培訓的組織者變為了培訓的監督者。這種方式的采用，是建立在電站對承包商高度信任為基礎上的?？墒?，承包商由被考核的角色變為了既是學員，也是教員，還是考官的角色。從培訓管理及質保的角度來看，這種方式存在一個很大的問題是很難保證承包商在自主培訓過程中不出現一些違規操作。
4.2自主培訓的相關要求
基于以上模式，河北核電根據項目前期及建造期間的特點，在承包商自主培訓方面已基本形成了具有自身獨特的做法，主要有：
4.2.1嚴格承包商兼職教員資格要求：
？誗具有工程師或技師以上職稱；
？誗具有1年以上的核電現場工作經驗或接受過核電站相關培訓，熟悉核電站的各項管理規定及安全制度；
？誗具有相應領域的專業理論知識和實際操作技能；
？誗具有較好的文字及語言表達能力，并愿意承擔教學工作。
4.2.2開發適合承包商自主培訓的課程計劃
開發課程計劃的主要作用在于，第一、通過開發課程計劃可以明確培訓過程中所需的學習目標、培訓內容、學習活動、培訓設備和培訓材料等，它明確了教員在課程中需要教什么，如何進行授課等，是對整個授課過程有效控制的管理工具；第二、通過課程計劃使得整個教學過程可進行有效的指標量化管理，每個知識點都可以進行有效的測評，有利于獲得真實可行的評價結果。
5.0在建核電廠承包商培訓模式改進和展望
1）加強監督，完善自主培訓
針對承包商自主培訓方式自身缺陷，以及在河北核電實踐過程中的確發現授權花名冊不全、培訓記錄不足等現象，盡管得到及時糾正，但不能保證在這種模式下同類型的問題不在發生，因此需要完善自主培訓的監督，從兩個方面進行完善：
？誗核電廠在項目前期和建造階段盡早完善出入口控制，通過現場出入證控制，所有的承包商人員只有接受一定的入廠安全培訓并考核合格才能滿足進入電站現場出入控制要求；
？誗電站組織進行統一培訓考核，包括入廠培訓和復訓考核，只組織考試，檢驗自主培訓效果，使承包商人員確實滿足電站需要。
2）建立可行的培訓等效渠道
國內已有多座核電站投入運營，同一承包商參與不同核電站工作的機會將越來越多。承包商人員在進入每一個核電站之前都必須接受該電站一系列的培訓。對于承包商而言，每一次大同小異的培訓無疑增加了成本，而對電站而言重復的培訓投入牽扯了更多的管理精力。如果能把在其它電站已經學習的共性的培訓內容采取等效的辦法進行處理的話，培訓的時間將大大的縮短。
入廠培訓的等效，應該考慮到差異性，通過對比雙方的培訓教材，找出共性的方面進行等效，而把培訓的重點放在各個廠有自身特色的方面，針對性明顯增強。
如果在核電廠之間能夠普遍建立起針對承包商人員的培訓等效，培訓的時間會顯著縮短，而培訓的效率卻會極大地得到提高。
6.0結束語
在建核電廠承包商培訓管理，就像電廠自身一樣，是在剛建立并初步實踐的階段，“自主培訓-電站監督檢查、抽查考核”模式在這個基礎比較薄弱的階段是較為合適的選擇，當然自我適應自我完善是發展的規律。借鑒國內外電站培訓經驗，特別是核電站同行之間在培訓領域經驗的交流，在建核電廠需要繼續積極吸納各個電站好的經驗，好的做法，不斷地推動自身培訓管理工作的改進。
參考文獻：
[1]《核動力廠運行安全規定》（HAF103），2004年4月。
[2]《核電廠質量保證安全規定》（HAF003），國家核安全局第1號發布，1991年。
核電站事故范文第6篇
AP1000核電站三門項目是世界首堆, 核島電氣貫穿件電纜端接施工工序繁瑣, 技術要求高。施工、檢查人員的技能水平、對設計文件要求的掌握程度直接關系到核電站施工質量。通過將電纜端接質量控制要點進行整體性、針對性的總結, 為后續同類施工提供有效地實踐依據。
2 工程概況
AP1000核電電氣貫穿件貫穿反應堆廠房與輔助廠房, 分為四個類型:中壓、低壓動力、控制及信號。電纜端接工作主要包括:端接前檢查、電纜鼻子的選定、電纜頭制作、線芯端接/整理、電纜標識、端接記錄及質量檢查。
3. 電纜端接質量控制重點
AP1000核電電氣貫穿件不同于以往核電站的電氣貫穿件, 主要在于施工工藝繁瑣, 需要在施工過程中更加仔細、隨時控制施工質量。
1) 電纜彎曲半徑控制
主要針對電氣貫穿件饋通及進線電纜, 根據電纜尺寸的不同, 控制電纜彎曲半徑滿足標準要求。
2) 電纜端接熱縮質量控制
主要針對熱縮材料在熱縮過程中是否密封, 是否按圖紙進行施工。在熱縮過程中容易出現熱縮材料褶皺、纏繞不均勻、密封膠涂抹不飽滿等情況。
3) 電纜端接芯線正確性控制
電纜芯線數量龐大, 特別是控制與信號貫穿件, 一定程度上加大了施工與檢查的難度, 而電纜芯線端接是否正確直接影響設備的正常運行與信號的正常傳輸, 直接關系到核電站的正常運行。
4) 電纜端接方案及工作程序控制
施工前, 檢查用于電纜端接的施工圖紙為最新版本, 施工方案已經發布, 且是最新版本。施工方案是電纜端接的指導文件, 方案實施的情況直接影響到電纜端接的質量, 因此是控制的重中之重, 必須全過程跟蹤。
4. 電纜端接施工過程質量控制
4.1 電纜端接前質量控制
4.1.1 電氣貫穿件核對及檢查
由于貫穿件貫通安全殼內外, 且數量較多, 電纜端接前需仔細核查設備安裝及電纜臨時標牌是否正確, 結合電氣貫穿件及電纜橋架的位置確定電纜預留長度。
電氣貫穿件內饋通電纜的檢查需要核對圖紙是否正確, 是否有電纜外皮破損、電纜損壞等問題。
4.1.2 電氣貫穿件蓋板開孔控制
根據電氣貫穿件的類型不同, 需結合電纜彎曲半徑要求, 電氣貫穿件的蓋板進行開孔。
電氣貫穿件接線箱內電纜支撐的定位固定要在電纜敷設后測量電纜的長度并固定電纜在支撐上, 此類支撐主要適用于控制、信號及低壓動力類電纜的固定。支撐一般為一個接線箱四根支撐。
4.2 電纜端接質量控制
4.2.1 選擇合適的材料
主要注意根據電纜進線位置不同選擇使用不同的接線端子, 包括90°端子、45°端子、常規端子、異徑端子等。
4.2.2 彎曲半徑、力矩滿足要求
由于接線箱空間有限, 進線方式也不同, 電纜端接時需要考慮后續進線電纜、饋通連接的空間, 進線電纜的彎曲半徑。同時, 通過螺栓連接的電纜端子, 力矩值應滿足要求, 嚴防力矩過大損傷電纜端子和饋通, 力矩過小使螺栓壓接不緊。
4.3 電纜端接后質量控制
4.3.1 電纜接線是否正確, 電纜號碼管編號、饋通編號是否與圖紙相對應
由于電氣貫穿件電纜施工工藝要求, 熱縮完成后電纜號碼管都是被熱縮套管所覆蓋, 無法核查。因此檢查電纜號碼管編號、饋通編號的正確性需要在施工過程中進行, 在電纜熱縮前, 對每根電纜芯線號與饋通號對照圖紙仔細核對, 確保正確性。
4.3.2 熱縮套管及熱縮膠帶的熱縮效果及美觀性
低壓動力電纜熱縮時, 熱縮材料包括一層編織層, 一層密封膠, 兩層熱縮膠帶和一層帶密封膠的熱縮套管。
施工過程中易出現褶皺、氣泡、卷邊、熱縮材料破損、間隙過大等問題。通過多次模擬、改進施工方式, 尤其是對施工難度較大的位置 (如90°的端接鼻子) 采用邊纏繞、邊熱縮的方式, 能夠保證熱縮膠帶有效、美觀的熱縮。最外層熱縮套管在熱縮時從套管中心向兩側熱縮, 能夠更好的達到密封效果, 最終以紅色密封膠露出熱縮套管為合格標準。
中壓電纜采用單芯電纜, 在適當位置對銅排進行開孔。在保證電纜彎曲半徑的前提下適當裁剪電纜的長度, 其終端頭的制作采用熱縮工藝。中壓電纜終端頭的制作按照廠家電纜終端安裝說明書進行操作, 所連接的螺栓、電纜端子子、銅牌、饋通均需用熱縮膠帶進行熱縮、密封。
4.3.3 其他檢查
包括了電纜布局、綁扎是否整齊, 接地線是否已連接完成, 接線箱內所有雜物是否已清理。
5. 結論
AP1000核電電氣貫穿件電纜端接和其他核電相比既有相同點, 也有不同點, 不同點主要體現在AP1000核電施工模式與常規核電不同, 一些技術要求也有些差異, 主要體現在:
AP1000項目采用新型設計理念, 給在電氣貫穿件安裝及電纜端接施工上帶來了一些麻煩。例如電氣貫穿件在安裝前電纜橋架及支架、設備已安裝完成, 而對于體積大、大重量的電氣貫穿件來說安裝是一個難點, 需要將已安裝完成的電氣支架切除, 預留出足夠的空間來保證電氣貫穿件及接線箱的安裝空間。而電纜端接因設備安裝后的空間不足導致無法短時間內施工完成, 影響施工進度。
AP1000核電的新技術引進, 使施工人員、技術員、檢查人員對AP1000核島電氣貫穿件電纜端接的相關知識需要重新認識、學習、熟悉。對核島電氣貫穿件電纜端接的施工要求不能僅僅于了解, 更重要的需要熟悉施工的每個細節, 包括:電纜熱縮的步驟、電纜熱縮材料的分類使用、電纜的彎曲半徑的控制、電纜端接正確性等。因此檢查人員在中間發揮的作用是顯而易見的, 施工人員在施工過程中的工作習慣, 要求檢查人員在巡檢、核查的過程中對產品的施工質量更加細致、嚴格的核對、檢查, 確保準確無誤。
摘要：AP1000核島電氣貫穿件電纜端接作業空間小, 施工質量控制困難, 但質量關系到核電廠的安全運行, 質量控制意義重大。本文在AP1000核島電氣貫穿件電纜端接標準規范、方案程序研究的基礎上, 結合現場施工情況, 對電纜在電氣貫穿件內安裝施工要素及安裝過程提出質量控制要求, 對可能出現的電纜施工質量問題進行了分析, 并提出了預控措施, 以確保AP1000核島電氣貫穿件電纜端接的符合性及正確性, 保證AP1000核島電纜端接質量。
關鍵詞：電氣貫穿件,電纜端接,質量控制
參考文獻
[1] .孫漢虹《第三代核電技術AP1000》中國電力出版社 (第一版) 2010.9
[2] .Ian Beam著《AP1000 Electrical Installation Specification》