核电站安全系统

2024-09-19

核电站安全系统(9篇)

1.核电站安全系统 篇一

燃气电站天然气系统安全管理规定

第一章总则

第一条为加强燃气电站天然气系统安全生产管理,防范事故发生,依据《中华人民共和国安全生产法》、《石油天然气管道保护法》、《石油天然气工程设计防火规范》、《城镇燃气设计规范》、《输气管道工程设计规范》、《火力发电厂与变电所设计防火规范》、《联合循环机组燃气轮机施工及质量验收规范》等法律法规及有关标准规范,制定本规定。

第二条本规定适用于燃气电站天然气系统的设计、施工、运行维护和安全及应急管理工作。

本规定所称燃气电站,是指利用天然气、煤层气、煤制气或液化天然气(LNG)作为燃料生产电能的发电企业。天然气系统,是指燃气电站产权边界内发电生产用的天然气设备设施,包括过滤、调压、调温、输送、计量、贮存、放散、控制及其他(紧急切断、防雷防静电等)设备设施。

第三条燃气发电企业是燃气电站安全生产管理责任主体,应严格遵守国家有关法律法规和标准规范,全面履行燃气电站天然气系统安全生产管理责任。

第二章安全要求

第四条燃气发电工程设计单位应具备相应等级的资质证书,并应严格执行国家规定的设计深度要求和标准规范中的强制性条文。

第五条进入燃气电站的天然气气质应符合《天然气》(GB 17820)中的相关要求,同时还应满足《输气管道工程设计规范》(GB 50251)等国家和行业标准中的有关规定;天然气在电站内经过滤、加热及调压后,最终应满足燃气轮机制造厂对天然气气质各项指标的要求。

第六条燃气电站天然气系统的设计和防火间距应符合《石油天然气工程设计防火规范》(GB 50183)的规定。

第七条调压站与调(增)压装置的设计,应遵循以下原则:

(一)天然气调压站应独立布置,应设计在不易被碰撞或不影响交通的位置,周边应根据实际情况设置围墙或护栏;

(二)调压站或调(增)压装置与其他建、构筑物的水平净距和调(增)压装置的安装高度应符合《城镇燃气设计规范》(GB 50028)的相关要求;

(三)设有调(增)压装置的专用建筑耐火等级不低于二级,且建筑物门、窗向外开启,顶部应采取通风措施;

(四)调(增)压装置的进出口管道和阀门的设置应符合《城镇燃气设计规范》(GB 50028)及《输气管道工程设计规范》(GB 50251)的相关要求;调(增)压装置前应设有过滤装置。

第八条天然气系统管道设计,应遵循以下原则:

(一)天然气进、出调压站管道应设置关断阀,当站外管道采用阴极保护腐蚀控制措施时,其与站内管道应采用绝缘连接。天然气管道不得与空气管道固定相连;

(二)天然气管道宜采用支架敷设或直埋敷设;

(三)天然气管道应有良好的保护设施。地下天然气管道应设置转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。易于受到车辆碰撞和破坏的管段,应设置警示牌,并采取保护措施。架空敷设的天然气管道应有明显警示标志;

(四)地下天然气管道不得从建筑物和大型构筑物(不包括架空的建筑物和大型构筑物)的下面穿越。地下天然气管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平和垂直净距应符合《城镇燃气设计规范》(GB 50028)第6.3.3条有关规定,且不得影响建(构)筑物和相邻管道基础的稳固性;

(五)地下天然气管道埋设的最小覆土厚度(路面至管顶)应符合《城镇燃气设计规范》(GB 50028)第6.3.4条有关规定;

(六)地下天然气管道与交流电力线接地体的净距应不小于《城镇燃气设计规范》(GB 50028)第6.7.5条有关规定;

(七)除必须用法兰连接部位外,天然气管道管段应采用焊接连接;

(八)连接管道的法兰连接处,应设金属跨接线(绝缘管道除外),当法兰用5副以上的螺栓连接时,法兰可不用金属线跨接,但必须构成电气通路。如天然气管道法兰发生严重腐蚀,电阻值超过0.03欧姆时,应符合《压力管道安全技术监察规程—工业管道》(TSG D0001)的有关规定。

第九条天然气系统泄压和放空设施设计,应遵循以下原则:

(一)天然气系统中,两个同时关闭的关断阀之间的管道上,应安装自动放空阀及放散管。为使管道系统放空而配置的连接管尺寸和排放通流能力,应满足紧急情况下使管段尽快放空要求;

(二)在天然气系统中存在超压可能的承压设备,或与其直接相连的管道上,应设置安全阀。安全阀的选择和安装,应符合《安全阀安全技术监察规程》(TSG ZF001)和《城镇燃气设计规范》(GB 50028)的有关规定;

(三)天然气系统应设置用于气体置换的吹扫和取样接头及放散管等。放散管应设置在不致发生火灾危险的地方,放散管口应布置在室外,高度应比附近建(构)筑物高出2米以上,且总高度不应小于10米。放散管口应处于接闪器的保护范围内。

第十条天然气爆炸危险区域的范围应根据释放源的级别和位置、易燃物质的性质、通风条件、障碍物及生产条件、运行经验等现场实际情况,经技术经济比较综合确定。爆炸危险区域内的设施应采用防爆电器,其选型、安装和电气线路的布置应按《爆炸危险环境电力装置设计规范》(GB 50058)执行。

第十一条天然气系统设备的防雷接地设施设计应符合《建筑物防雷设计规范》(GB 50057)及《石油天然气工程设计防火规范》(GB 50183)的有关规定。防静电接地设施设计应符合《化工企业静电接地设计规程》(HG/T 20675)的有关规定。

第十二条天然气系统消防及安全设施设计应执行《火力发电站与变电所设计防火规范》(GB 50229)和《城镇燃气设计规范》(GB 50028)的有关规定。

第十三条天然气工程设计完毕后,应由工程建设单位组织图纸会审,会审时应对设计图纸的规范性、安全合规性、实用性和经济性等方面进行综合评定。

第十四条天然气工程施工单位应具备相应等级的资质证书,禁止施工单位将工程项目转包、违法分包和挂靠资质等行为。

第十五条燃气发电企业应建立工程建设质保体系并建立健全工程质量管理制度,指定专人对天然气工程质量进行监督管理。

第十六条设施设备与管材、管件的提供厂商必须具备相应的生产资质,进场设备和材料规格必须符合国家现行有关产品标准的规定和设计要求,进场设备和材料必须具备出厂合格证及必要的检验报告。

第十七条天然气工程施工前必须进行技术交底,并有书面交底记录资料和履行签字手续。燃气发电企业和施工单位对施工人员必须进行针对天然气工程建设特点的三级安全教育。

第十八条施工必须按设计文件进行,如发现施工图有误或天然气设施的设置不能满足《城镇燃气设计规范》(GB 50028)时,施工单位不得自行更改,应及时向燃气发电企业和设计单位提出变更设计要求。修改设计或材料代用应经原设计部门同意。

第十九条承担天然气钢质管道、设备焊接的人员,必须具有锅炉压力容器压力管道特种设备操作人员资格证(焊接)焊工合格证书,且在证书的有效期及合格范围内从事焊接工作。间断焊接时间超过6个月,应重新考试合格后方可再次上岗。

第二十条天然气系统施工中管道、设备的装卸运输和存放、土方施工、地下和架空管道敷设、调压设施安装,以及管道附件与设备安装应符合《城镇燃气输配工程施工及验收规范》(CJJ 33)的有关规定要求。

第二十一条管道、设备安装完毕后应按《城镇燃气输配工程施工及验收规范》(CJJ 33)的有关规定,依次进行吹扫、强度试验和严密性试验。

第二十二条工程竣工验收应以批准的设计文件、国家现行有关标准、施工承包合同、工程施工许可文件和本规定为依据。工程竣工验收应由燃气发电企业(建设单位)主持,组织勘察、设计、监理及施工单位对工程进行验收。验收合格后,各部门签署验收纪要。燃气发电企业及时将竣工资料、文件归档,然后办理工程移交手续。验收不合格应提出书面意见和整改内容,签发整改通知限期完成。整改完成后重新验收。整改书面意见、整改内容和整改通知编入竣工资料文件中。

第二十三条竣工资料的收集、整理工作应与工程建设过程同步,工程完工后应及时做好整理和移交工作。整体工程竣工资料包括工程依据文件、交工技术文件和检验合格记录等,具体可参照《城镇燃气输配工程施工及验收规范》(CJJ 33)中12.5.3条规定执行。

第三章运行维护

第二十四条燃气发电企业应根据本单位天然气系统的实际情况,制定切实可行的天然气系统运行、维护规程,安全操作、巡回检查规定,并严格落实操作票和工作票制度的有关规定。

第二十五条运行维护人员巡检天然气系统区域,必须穿着防止产生静电的工作服,使用防爆型的照明用具、工器具和劳保防护用品。严禁携带非防爆无线通讯设备和电子产品。进入调压站前必须交出火种并释放静电,未经批准严禁在站内从事可能产生火花性质的操作。进入天然气系统区域的外来人员不得穿易产生静电的服装、带铁掌的鞋。机动车辆进入天然气系统区域,应装设阻火器。

第二十六条对天然气系统设备进行拆装维护保养工作前,必须根据《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》(CJJ 51)的相关规定,进行惰性气体置换工作。

第二十七条天然气系统区域的设施应有可靠的防雷装置,防雷装置每年应进行两次监测(其中在雷雨季节前应监测一次),接地电阻不应大于10欧姆。

第二十八条天然气系统区域应有防止静电荷产生和集聚的措施,并设有可靠的防静电接地装置,每年检测不得少于一次。

第二十九条天然气系统的压力容器使用管理应按《特种设备安全监察条例》(国务院令第549号)的规定执行。

第三十条安全阀应做到启闭灵敏,每年委托有资格的检验机构至少检查校验一次。压力表等其他安全附件应按其规定的检验周期定期进行校验。

第三十一条进入压缩机房等封闭的天然气设施场所作业,应遵循以下原则:

(一)进入前应先检测有无天然气泄漏,在确定安全后方可进入;

(二)进行维护检修,应采取防爆措施或使用防爆工具。

第三十二条管道及其附件的运行与维护,应遵循以下原则:

(一)根据运行和维护有关规定,对天然气管道进行定期巡查,作好巡查记录,巡查中发现问题及时上报并采取有效的处理措施;

(二)定期巡查应包括管道安全保护距离内有无影响管道安全情况、管道沿线渗漏检查、天然气管道和附件完整性检查等内容;

(三)在役管道防腐涂层和设置的阴极保护系统的检查、维护周期和方法,应符合《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》(CJJ 95)有关规定的要求;

(四)运行中的管道第一次发现腐蚀漏气点后,应对该管道选点检查其防腐涂层及腐蚀情况,针对实测情况制定运行、维护方案。钢制管道埋设二十年后,应对其进行评估,确定继续使用年限,制定检测周期,并应加强巡视和泄漏检查;

(五)应根据天然气系统运行情况对燃气阀门定期进行启闭操作和维护保养。

第三十三条调压站设备的运行与维护,应遵循以下原则:

(一)调压装置的巡检内容应包括压缩机、调压器、过滤器、阀门、安全设施、仪器、仪表等设备的运行工况和严密性情况。当发现有燃气泄漏及调压装置有喘息、压力跳动等问题时,应及时处理;

(二)新投入运行或保养修理后重新启用的调压设备,必须经过调试,达到技术标准后方可投入运行;

(三)应定期进行过滤器前后压差检查,并及时排污和清洗;

(四)调压器、泄压阀、快速切断阀及其它辅助设施应定期检查,查验设备是否在设定的数值内运行;

(五)压缩机的检修应严格按设备的保养、维护标准执行。

第三十四条天然气系统消防安全工作,应遵循以下原则:

(一)天然气系统应建立严格的防火防爆制度。消防设施和器材的管理、检查、维修和保养等应设专人负责;

(二)天然气爆炸危险区域,应按《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》(SY 6503)的规定安装、使用可燃气体在线检测报警器;

(三)天然气系统区域应设有“严禁烟火”等醒目的防火标志和风险告知牌,消防通道的地面上应有明显的警示标识,消防通道应保持畅通无阻,消防设施周围不得堆放杂物;

(四)天然气调压站内压缩机房、工艺区、站控楼、配电室等处均应配置专用消防器材,运维人员应定期检查器材的完整性,专业人员定期对站内消防器材校验和更换;

(五)天然气区域动用明火或可能散发火花的作业,应办理动火工作票,检测可燃气体浓度符合规定后方可动火,在动火作业过程中必须对气体浓度进行连续检测,保证动火作业安全。严禁对运行中的天然气管道、容器外壁进行焊接、气割等作业。

第四章安全及应急管理

第三十五条燃气发电企业应按国家有关规定建立、健全安全生产责任制,依法配置安全生产管理机构和专职安全生产管理人员,保证天然气系统的安全运行。企业主要负责人对本单位的天然气系统安全管理工作全面负责。

第三十六条燃气发电企业应当和天然气供应单位签订安全生产管理协议,界定天然气系统设备设施产权和管理边界,明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施,并指定专职安全生产管理人员进行安全检查与协调。

第三十七条燃气发电企业的天然气系统新建、改建和扩建工程项目,其防火、防爆设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时验收投产。

第三十八条燃气发电企业应建立天然气系统的安全生产规章制度和操作规程,并定期审核、修订,保持其有效性;同时对落实安全生产规章制度和操作规程情况进行检查和考核。燃气发电企业应制定天然气系统的安全技术措施和反事故措施,定期检查措施计划的完成情况,对每项措施计划项目按程序进行检查验收,确保每项措施计划项目能达到预期效果。

第三十九条燃气发电企业应加强安全生产风险预控体系建设和隐患排查治理工作,建立隐患管理台账,积极开展隐患排查、统计、分析、上报、治理和管控工作,及时发现并消除事故隐患。

第四十条燃气发电企业应根据《危险化学品重大危险源辨识》(GB 18218)有关规定要求,依法开展重大危险源辨识、评估、登记建档、备案、核销及管理工作。

第四十一条燃气发电企业应加强安全生产教育培训,主要负责人和安全管理人员应经安全培训合格;专业管理人员、操作人员和作业人员应经天然气专业知识和业务技能培训合格后上岗;每年应组织开展有关天然气安全知识、防护技能及应急措施的安全培训;根据作业性质对外来作业人员进行有针对性的天然气安全知识交底。

第四十二条燃气发电企业应配置志愿消防员。距离当地公安消防队(站)较远的可建立专职的消防队,根据规定和实际情况配备专职消防队员和消防设施,并符合国家和行业的标准要求。

第四十三条燃气发电企业应根据有关规定,开展职工职业危害防护工作,严禁安排禁忌人员从事具有职业危害的岗位工作。燃气发电企业应按照《个体防护装备选用规范》(GB/T 11651)的相关要求,按时、足额向从业人员发放劳动防护用品。

第四十四条燃气发电企业应依据《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》(GB/T 29639)和国家能源局《电力企业应急预案管理办法》(国能安全〔2014〕508号)等相关要求,开展以下工作:

(一)建立天然气系统泄漏、着火、爆炸专项应急预案和现场处置方案;

(二)每年制定应急预案演练计划,定期开展应急预案演练工作;

(三)配备必要的应急救援装备、器材,并定期检查维护,保证完好可用;

(四)每年至少组织进行一次全厂范围的天然气系统应急处置演练。

第五章附则

第四十五条燃气发电企业除应遵守本规定外,还应执行国家现行的有关标准规定。

第四十六条本规定由国家能源局负责解释。

第四十七条本规定自印发之日起实施。

2.核电站安全系统 篇二

地下核电非能动安全壳冷却系统采用自然循环方式实现对安全壳热量的导出。 换热水箱内存水延下降管流进换热器, 吸收安全壳内热量后升温, 由于下降段流体温度低, 密度大, 上升管流体温度高, 密度低, 形成了流经换热水箱-下降管-换热器-上升管-换热水箱的自然循环回路。 换热水箱与换热器的高度差及密度差决定了自然循环驱动头。一般地, 高度差越大, 驱动头越高, 自然循环流量越大。地下核电中, 换热器和顶部换热水箱高度差达到180m, 可形成较大的自然循环驱动头。

与此系统类似, 在日本全自然沸水堆设计中, 一回路采用自然循环流动导热, 为提高自然循环流量, 在堆芯出口增加了一个烟囱结构。 但是, 研究人员通过SIRIUS[1]装置试验发现在反应堆启动过程中, 堆芯出口水延烟囱向上流动, 由于当地压力逐渐下降, 最终低于对应的饱和压力, 引起闪蒸。 闪蒸现象会造成流动振荡, 影响自然循环换热, 并对设备造成冲击。

本文针对地下核电站非能动安全壳系统的运行特性进行研究, 研究该系统是否会出现闪蒸现象, 以及闪蒸现象对自然循环流动的影响。

1地下核电站非能动安全壳冷却系统

该系统设计采用非能动设计理念, 利用内置于安全壳内的换热器组与安全壳的高温空气对流换热和辐射传热, 通过换热器管内水的流动, 连续不断地将安全壳内的热量带到安全壳外, 在安全壳外设置换热水箱, 引走从换热器组导出的安全壳内热量, 利用水的温度差导致的密度差实现非能动安全壳热量排出。

2分析评价

2.1 RELAP5模型 (图1)

分析程序采用一维两流体最佳估算分析程序RELAP5/MOD3[2]。 RELAP5求解非平衡态、 非均相两流体六方程, 具备相关热工水力模型模拟换热器一次侧含不可凝气体的水蒸汽凝结换热、换热器管内热传导、换热器二次侧对流换热、汽液间质量和能量传递, 能够计算单相水、单相汽和两相流体摩擦压力损失和局部压力损失。 另外, Kozmenkov等人[3]利用CIRCUS试验数据也验证了RELAP5程序模拟闪蒸引起的自然循环不稳定性现象的能力。

建立的RELAP5程序模型控制体长度均大于水力直径, courant数相似, 同时对于时间步进采用了半隐式方法进行, 上述手段有助于提高数值计算的稳定性和收敛性。

2.2换热水箱温度影响分析

本文选取事故后典型的安全壳状态作为一次侧边界条件, 压力为0.48MPa, 温度为150℃, 相对湿度为1.0。

安全壳冷却系统投入后, 利用自然循环作用持续地将安全壳内热量传递到最终热阱-换热水箱, 这会造成换热水箱温度持续上升。由于换热器与换热水箱高度差为180m, 换热器出口静压约为1.86MPa, 安全壳内温度总是低于换热器出口对应的饱和温度 (约208℃) , 因此换热器出口保持为单相水状态。 但是换热器出口较高温度的水沿上升管向上流动时, 当地静压逐渐下降, 最终可能达到对应的饱和压力。

分析结果显示, 换热水箱温度上升到90℃后, 开始出现闪蒸现象, 造成自然循环流量和换热功率的周期性振荡。 换热水箱温度上升到95℃后, 闪蒸现象更显著, 发生流量漂移, 流量及换热功率较稳定, 但数值小于单相结果。

图2、图3、图4分别给出了换热器出口温度、自然循环流量及换热功率随换热水箱温度的变化曲线。 本文中, 将发生闪蒸前区域称为单相液自然循环流动区, 发生闪蒸后自然循环流动振荡区称为两相振荡区, 发生流量漂移后称为两相稳定区。

(1) 单相液自然循环流动区

换热水箱温度在10℃-89℃范围内取13个数据点。 随换热水箱温度上升, 换热器一、二次侧温度差下降, 换热功率下降 (图5) 。

(2) 两相振荡自然循环流动区

当换热水箱温度升高到90℃时, 换热器出口温度为104.2℃。 该温度水沿上升管向上流动, 当到达上升管出口位置时, 该温度已达到当地压力对应的饱和温度, 流体闪蒸, 液体显热转化为汽体潜热, 形成汽水两相状态 (图6) 。 与单相水相比, 两相流动阻力增加, 抑制自然循环流动, 同时这会导致换热器出口温度上升 (图7) 。 另一方面, 随着气泡产生, 上升管内流体密度下降, 下降管和上升管内流体密度差形成的自然循环驱动头也在增加。 自然循环驱动头增加幅度大于阻力增加幅度, 自然循环流量又上升, 并将上升管内蒸汽完全排出。

随后, 流动受抑制时造成的高温水流到上升段顶部, 重新出现闪蒸现象, 进入下一个振荡周期。 流动振荡周期约为液体流过上升管的时间。

随着换热水箱温度进一步升高, 上升段出口含汽量越大, 低流速区与高流速区占比更大, 振荡周期时间也更长 (图8) 。

(3) 两相稳定自然循环流动区

当换热水箱温度上升到95℃后, 闪蒸产生气泡量更多, 自然循环驱动头增加, 但流动阻力增加更多, 造成自然循环流量下降。

自然循环流量下降后, 换热器出口温度继续上升, 闪蒸现象更显著, 进一步地抑制自然循环流动。 最终, 自然循环达到较为稳定的两相运行状态。 此时, 上升段顶部持续闪蒸, 保持两相状态, 流量和换热功率均较低。 流量和功率参见图2和图3两相稳定区数据。

3结论

本文研究了进口温度对地下核电站非能动安全壳冷却系统运行的影响。 研究发现, 随着高位水箱温度上升, 该自然循环回路上升管内会出现闪蒸现象, 造成两相自然循环流动发生周期性振荡或发生流量漂移。 流动振荡会对系统管路等结构造成持续冲击, 降低系统运行的可靠性, 而流量漂移则会大幅降低系统排热功率。

参考文献

[1]M.Furuya, F.Inada, van der Hagen, Flashing-induced density wave oscillations in a natural circulation BWR mechanism if instability and stability map[J].Nuclear Engineering and Design, 2005, volume 235.

[2]RELAP5v3.2 code manuals[M].1995.

[3]Kozmenkov, etc.Validation of RELAP5 code for the modeling of flashinginduced instabilities under natural-circulation conditions using experimental data from the CIRCUS test facility[J].Nuclear Engineering and Design, 2012, volume243:168-175.

[4]周涛, 李精精, 琚忠云, 黄彦平, 肖泽军.非能动自然循环技术的发展与研究[J].核安全, 2013 (3) .

[5]徐锡斌, 徐济鋆, 黄海涛, 于平安.低压下两相自然循环流动不稳定性的实验研究[J].核科学与工程, 1996 (2) .

[6]郭雪晴, 孙中宁, 张东洋.细长自然循环系统流动不稳定性实验研究[J].原子能科学技术, 2014, 2, 48 (2) .

[7]武俊梅.自然循环两相流动不稳定性的判别准则[J].西北纺织工学院学报, 1999, 3, 13 (1) .

3.核电站安全系统 篇三

关键字:核电站;DCS;网关;冗余

19世纪70年代工业领域的生产工程日益复杂,传统的集中控制系统已经不能满足工业领域的控制要求,因此满足分布式控制要求的高可靠性和高稳定性的DCS(Distributed Control System)应运而生。DCS(Distributed Control System)自问世以来已广泛用用到化工、电力、石化、环保等领域,30多年来随着控制技术、计算机技术、通讯技术、CRT技术(简称4C技术)的发展,DCS的性能与功能有了进一步的提高,在工业控制领域呈现勃勃生机。

1DCS系统在国内外核电厂的应用

在核电领域,由于核电站的安全级别要求高以及它的特殊性,出于保守原则考虑,DCS系统在核电厂中应用比较少。但由于常规仪表系统性能差的缺点不断暴露,核电厂仪控系统的数字化成为必然趋势。上个世纪80年代西屋公司将其开发的Eagle系统应运于核电站的改造工程中;1992年英国电力公司在中SIZEWELLB核电站运用了西屋公司的WISCO系统;1996年法国在145万kW的N4核电站上采用了DCS系统。近年来国内在一些核电站的改造和新建工程中应用了DCS系统,岭澳核电站常规岛的控制采用了ALSTHOM公司的P320系统;田湾核电站仪控系统采用西门子公司的Teleperm XP系统,安全级仪控系统和部分重要的相关相关级控制系统采用法玛通公司的Teleperm XS系统;这套系统同样运用于岭澳二期工程;三门核电站采用Common Q和Ovation数字化仪控系统;秦山核电站在循环冷却水控制系统的改造中使用了DCS系统;在建的红沿河电站CPR1000扩展项目采用国产化的数字化仪控系统与国外数字化仪控系统混合的系统,安全级DCS系统采用三菱公司的MELTAC-Nplus R3系统,非安全级DCS采用和利时公司的HOLLiAS MACS6系统。

2 核电站控制系统设计原则

核电站数字化仪控系统设计应遵循以下原则:故障安全、多样性、单一故障、独立性、冗余性、共因故障等。从安全角度出发,核岛系统的一些重要的控制信号采用硬连线的方式传输;从多样性的角度出发,用不同的方法实现同样的功能,这包括功能多样性、软件多样性和硬件多样性,其中配置多样性用于解决共模故障。从冗余角度出发,系统的一些关键部分(包括软件和硬件),如电源、重要的控制回路,通信网络的等都采用冗余配置,这样可以保证设配出现故障时,系统能继续运行,解决单一故障的问题。根据以上设计原则可以提高系统的稳定性和可靠性,保证系统的可靠运行。

3 红沿河DCS控制系统的设计

3.1 红沿河非安全级DCS系统设计

红沿河核电站CPR1000扩展项目DCS控制系统由安全级与非安全级组成,其中非安全级采用和利时公司的HOLLiAS MACS6系统,安全级采用三菱公司的MELTAC-Nplus R3系统。MELTAC-Nplus R3系统主要完成安全与安全相关的功能,如反应堆跳闸逻辑、专设安全设施驱动、事故后监测等;HOLLiAS MACS系统主要完成机组正常运行时的控制及监测功能。图1是非安全级DCS系统结构图,如图所示,系统包括:控制器、通讯站、服务器、网关和操作员站。上述设备通过层次化的多种网络(系统网和控制网)互联,并且通过网关与其他系统相连。

主要数据/信号流入下,其中序号与图1中的数字一一对应:

(1)电厂各个传感器的到DCS的输入数据/信号;DCS到电厂传动装置的输出数据/信号。

(2)第三方系统到DCS的输入数据;DCS到第三方系统的输出数据。

(3)设备到OWP/TSC/RSS以供显示的数据;操作鼠标和键盘的输入数据。

(4)S-VDU屏幕切换/关闭;S-VDU连接到安全级系统。

(5)安全级系统信息(设备的故障信息等)。

(6)RPCC操作信号,PAMS-VDU显示,记录到达安全级系统的信号。

(7)DCS到L3系统的数据。

(8)来自机组0至机组9的数据。

3.2网关的系统架构及功能

安全级系统与非安全级系统采用独立的网络,实现信号的隔离。同时,由于安全级与非安全级采用了不同厂商的产品,所以安全级与非安全级之间不能直接通讯。在红沿河核电站安全级与非安全级通信设计中采用硬连线和网关的混合方式,即非安全级向安全级传输的信号全部采用硬连线的方式;安全级向非安全级传输的用于报警/现实的信号采用网关的方式,用于逻辑控制的信号采用硬连线的方式。其中网关的系统架构如图2所示。

Level1非安全级系统网关使用高可靠性工业控制机,通过以太网卡连接到控制网络,通过UDP协议与MIT安全级系统网关通讯。Level1非安全级系统网关软件运行在LINUX操作系统上。Level1非安全级系统网关的基本功能如下:

(1)Level1与Level2之间的控制网络通讯,包括采用 TCP/IP协议方式和组态软件Codesys通信,采用工业以太网协议方式和服务器通讯;

(2)数据处理,处理安全级与非安全级之间传输的数据;

(3)为提高运行的可靠性,提供了双机冗余功能;

(4)为保证时间的一致性,提供系统对时;

(5)提供了站间引用变量,网络变量功能;

(6)为提供系统的可靠性,提供诊断功能,包括内存诊断、双机诊断、状态诊断、维护看门狗等;

(7)报警功能;

(8)与MIT的安全级系统网关数据交互。

L1aGWP(Leve1非安全网关A) 负责level1网络上数据发送的非安全网关;L1bGWP(Leve1非安全网关B) 负责指level1网络上数据接收的非安全网关。非安全网关L1aGWP与安全网关L1aGWP交互的数据如下:非安全系统信息,主要记录PAMS-VDU监测记录信号和生命监测信号;RPCC 操作信号,内容与非安全系统信息基本相同,只是点规模不一样;RPCC操作信号应答,是针对RPCC操作信号的回应,只有头结构;非安全网关L1aGWP状态通知,此数据包含于应用数据头结构里面,随着非安全系统信息一起发送到安全网关L1aGWP;安全网关L1aGWP状态通知,作为独立的数据每500ms发送到非安全网关L1aGWP。非安全网关L1bGWP与安全网关L1bGWP交互的数据如下:Safety System & RPCC Information,共有7类数据;安全网关L1bGWP状态通知,次数据包含于应用数据头结构里面,随着Safety System& RPCC Information一起发送到非安全网关L1bGWP。非安全网关L1bGWP状态通知,作为独立的数据包发送到安全系统L1bGWP。

4 非安全网关系统的冗余设计

为了提高系统的稳定性和可靠性,在DCS系统中一些关键的部分通常采用冗余的配置。同样,为了保证网关系统的安全可靠的运行L1aGWP和L1bGWP采用热备份冗余配置。冗余功能分为6个子模块来实现:冗余初始化,工控机上电启动后,在主任务模块中实现冗余模块的初始化。初始化功能包括:初始化冗余状态机、清空运行数据缓冲区和写变量数据缓冲区,打开备份数据端口和同步端口。数据备份,工作机和备份机之间的数据备份包括;工作机给备份机拷贝工程文件;工作机给备份机拷贝运行数据;工作机给备份机拷贝写变量数据命令;工作机给备份机拷贝强制变量数据命令。同步控制,工作机和备份机在保证了输入数据和运算逻辑一致的情况下,要保证IEC运算同步执行,写变量命令和强制变量命令同步执行,以及运行状态同步。冗余通讯,工作机和备份机之间备份数据和同步采用UDP方式进行通讯的。双机抢主,双机上电启动后设置本机是工作机还是备份机状态。双机诊断及切换,双机在运行过程中需要对状态进行检

测,当主机发生故障时,需要执行主从切换。处理流程如图3所示。

5 结束语

4.核电站安全系统 篇四

国家核安全局关于批准秦山第三核电厂交流UPS系统改造申请的通知

(国核安发〔2007〕3号)

秦山第三核电有限公司:

你公司《关于秦山第三核电厂交流UPS系统改造的请示》(秦三核安发〔2006〕250号)收悉。

根据《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例》(HAF001)、《核动力厂运行安全规定》(HAF103)及《核动力厂换料、修改和事故停堆管理》(HAF103/01)的规定,我局对你公司提交的申请文件进行了审评,认为秦山第三核电厂针对交流UPS系统改造的技术方案是可以接受的,现予批准。

你公司应严格按照批准的方案实施此项技术改造,并按计划进行相关试验,以满足技术要求,确保核电厂的运行安全。

二○○七年一月十五日

5.核电站安全系统 篇五

(2011年)

为了认真贯彻落实全国、省、市、县安全生产工作会议精神,进一步加强我站的安全生产工作,有效预防和减少各类安全事故,切实保障全站干部职工生命财产安全,根据《2011年水务系统安全生产活动工作方案》的安排部署,结合本站工作实际,特制定本方案。

一、指导思想

以党的十七大精神为指导,以科学发展观统领全局,坚持以人为本,安全发展的指导原则和“安全第一、预防为主、综合治理”的方针,以抓安全、保生产、促和谐为目标,以开展“安全生产年”活动为主线,号召全站上下都来关注安全,参与安全,重视安全。推动企业安全生产工作又好又快进展。

二、工作目标

进一步强化全体干部职工安全意识和责任意识,不断探索和创新企业安全生产管理的新经验、新方法,将安全理念真正从“要我安全”转变到“我要安全”和“我会安全”上来,深刻理解作为企业要向安全要效益,向安全要稳定,向安全要生命的重要性。

产的法律法规,不断强化干部职工的安全意识、责任意识和自我保护意识。

3、按要求积极参加县安监局和县电力局组织的干部职工安全生产知识培训,重点加强对特殊工种人员的培训,力争全站特种作业人员持证上岗率达100%。

4、通过下发安全通知书、签订安全供用电合同、召开自供区供安全用电座谈会和派专人跟踪督促等手段,对自供区各村组用电户进行安全生产知识的宣传教育,引导他们参与安全、重视安全、切实提高村民及各用电户的安全预防和保护意识,维护一个稳定正常的安全生产秩序。

5、要严格实行强制性全员安全教育制度,通过采取组织职工学习和考试等方法,强化职工安全意识,提高职工安全技能。同时加强企业安全生产交流,宣传推广安全管理的先进经验和做法,提升企业安全管理水平,夯实安全生产基础。

(二)积极开展安全隐患排查活动

结合电站实际,对每一个岗位、每一台设施、每一个部位、每一个环节开展“拉网式”检查,切实把隐患排查工作做深、做细、做实。做到排查不留盲区、不留死角、不走过场。具体排查内容包括:

1、安全生产法律法规、规章制度、安全技术操作规程和发电运行操作规程存在的纰漏、盲区及制度规程贯彻执行

整改不放手,做到责任、措施、资金、预案、时间“五个落实”,确保隐患及时整改到位。对查出而未整改彻底的重大隐患要严格按照谁主管、谁负责的原则,加大落实力度,确保资金投入,加快整改进度,及时跟踪落实。在“安全生产年”活动期间,在总结以往经验的基础上,全站上下要坚持做好以下工作:

1、每月进行一次设备运行大检查,对查出的隐患定时、定人整改。并建立台帐,实行签字制、整改制和责任制。对一些小问题做到早发现、早处理,以免酿成大事故,对隐患点和薄弱环节加强巡视重点监控。

2、对输电线路实行每月定期巡查一次的制度,在多雨多水时还要进行多次复查,并建立线路巡查台帐,实行谁检查、谁签字、谁负责的制度,以保证线路的安全稳定运行。

3、对职工的各类不安全行为进行排查,除了要求职工要严格遵守单位的安全制度和操作规程外,还重点对职工下班骑摩托车等行为进行认真督促检查,要求站领导谁给职工请假,由谁负责督促检查职工是否酒后驾车,是否无照驾车,是否不戴头盔驾车等不安全行为。夏季发电运行期间,我们规定全体职工一律不允许喝酒,并重点加强对酒后上班行为的监督检查,制定严格的处罚制度,从根本上杜绝职工因喝酒而导致引发的一切事故。尽量从各个环节把住人员的安全关。

作中都要时刻以安全为主,以创新的理念和创新的做法来面对安全和重视安全的氛围。

六、方法步骤

按照县局的安排部署,“安全生产年”具体活动分三个阶段进行:

第一阶段,准备启动阶段。5月10日至5月31日,根据《2011年水务系统安全生产活动工作方案》的要求,结合电站的实际,制定《2011年瓦房城水电站安全生产活动工作方案》,积极动员,营造氛围做好活动的各项准备工作。

第二阶段,全面实施阶段,6月至l1月,结合本站工作实际,按照方案要求积极有效地开展活动。

第三阶段,总结阶段,l2月组织职工对2011年安全生产活动认真进行总结。

七、活动要求

1、加强领导,精心组织。从实践“三个代表”重要思想和落实科学发展观的高度,本着对职工和单位财产高度负责的精神,使“三项行动”和“三项建设”切实取得实效。要以此次活动为契机,加强安全生产管理,逐级落实责任,加大隐患排查和整改力度,加大宣传教育投入,广泛开展安全生产宣传和咨询活动。

6.先进的核电安全技术 篇六

1.各段核电厂安全性能比较

1.1第一代核电厂安全特点

第一代核电厂始建于20世纪50年代初,属于原型堆核电站技术,其主要目的是通过实验示范形式来验证核电实践上的可行性.鉴于原子弹爆炸所产生的巨大破坏力,人们担心核电厂也存在类似的威胁,对核能产生装置在运行过程中产生的各种放射性核素的辐射问题十分关注.因此,第一代核电技术的首要目标是解决安全问题,这也贯穿了核电技术发展的始终.但由于第一代核电站厂开发是受当时技术限制,设计比较粗糙,结构松散,设计没有系统、规范、科学的安全标准和准则问题作为指导,因为存在许多安全隐患,已不能满足核电发展的需求,现在核电厂基本已经退役。

1.2第二代核电站电厂安全的特点

二代核电站从70年代至今,有多种堆型而且运行业绩良好,还在增效延寿并批量建设,目前仍有23台机组在建。2005年,全球第二代核电站(堆)共有443台套,积累了超过1.2万多堆年的安全运行经验。核电装机占发电总装机的16%,核电占总发电量的20%左右。

从堆型上看,压水堆占核电的56%,沸水堆占21%,重水堆占7%,其他堆型占16%。近年来的第二代机组增效延寿研究表明,美国第二代机组核电可利用率可以从70%左右提高到90%,寿命由40年延长至60年,相当于新建25台百万千瓦机组。预计未来30年压水堆仍将是核电发展的主力堆型。

第二代核电技术被广泛应用于上世纪七十年代至今仍在运行的大部分商业核电站,它们大部分已实现标准化、系列化和批量建设,主要种类有压水堆(PWR)、沸水堆(BWR)、重水堆(CANDU)和苏联设计的压水堆(VVER)和石墨水冷堆(RBMK)等。

第二代核电站技术证明了发展核电在经济上是可行的。但是前苏联切尔诺贝利核电站和美国三哩岛核电站严重事故的发生,引起了公众对核电安全性的质疑,同时也让人们意识到第二代核电技术的不完善性,许多国家的核电发展也都因此一度停滞。

第二代核电站是目前世界正在运行的439座核电站(2007年9月统计数)主力机组,总装机容量为3.72亿千瓦。还共有34台在建核电机组,总装机容量为0.278亿千瓦。在三里岛核电站和切尔诺贝利核电站发生事故之后,各国对正在运行的核电站进行了不同程度的改进,在安全性和经济性都有了不同程度的提高。

1.3第三代核电站厂安全特点

第三代核电站的安全性和经济性都将明显优于第二代核电站。由于安全是核电发展的前提,世界各国除了对正在运行的第二代机组进行延寿与补充性建一些二代加的机组外,接下来新一批的核电建设重点是采用更安全、更经济的先进第三代核电机组。我国国家引进的美国非能动AP1000核电站以及广东核电集团公司引进的法国EPR核电站都属于第三代核电站世界各国在回顾三十余年第二代核电站的建造和运行经验,尤其总结了美国三哩岛核电站和切尔诺贝利核电站事故的经验教训之后,为使今后建造的核电站在安全性、经济性、安全审评稳定性以及保护核电业主投资等方面有大的改进。

第三代核电站先是美国电力公司发起建立先进轻水堆(ALWR)设计的技术基础,为设计美国下一代先进轻水堆(ALWR),推行一项先进轻水堆ALWR计划,编制了一份美国核电用户要求文件(URD),继而欧洲10家核电公司也编写了欧洲核电用户要求(EUR)文件。

URD和EUR规范了第三代核电站的设计技术基础,其要点如下:

1)ALWR计划的目标:为未来的ALWR提供一整套设计的综合要求、稳定的审批基准、支持ALWR电厂的发展。

2)ALWR 的14条政策:简单化、设计裕量、人因、安全、设计基准与安全裕量、管理稳定性、标准化、成熟技术、可维护性、可建造性、质量保证、经济性、预防人为破坏、睦邻友好。3)ALWR高层安全设计要求,其要点如下:

抗事故能力:所有工况下都具有负的功率反应性系数、采用最好的材料及水质、改进的人机界面系统、采用成熟的诊断监测技术、须留给操纵员足够的时间(30分钟或更长时间)来防止设备的损坏及防止导致较长停堆的电厂工况等。防止堆芯损坏:防止堆芯损坏的专设安全系统应满足执照设计基准要求及安全裕量基准、堆芯损坏频率小于1×10-5/堆年等。

缓解事故能力:坚固而大容积的安全壳和相应的专设安全系统;采用现实源项分析;控制可燃氢气的浓度;在累积发生频率大于10-6/堆年的严重事故条件下,在厂址边界处(离开反应堆大约0.5英里),公众个人的全身剂量小于25雷姆等要求。

4)第三代压水堆核电站有两种类型:改进型电厂(如EPR)和非能动型电厂(如 AP1000)。URD对两种类型的核电厂又分别提出了专用要求,其要点如下: 改进型核电厂:更简化的专设安全系统;至少有两条隔离的和独立的交流电源与电网相连;至少三十分钟时间内,不考虑操纵员的干预;在丧失全部给水,至少在2小时内不应有燃料损坏;在丧失厂内外交流电源的8小时内,燃料没有损坏等。

非能动型核电厂:不要求安全相关的交流电源;至少72小时内,不需要操作员干预;严重事故条件下,安全壳有足够的设计裕量;不需要厂外应急计划型号等。

AP1000 AP1000 是由美国西屋公司开发的先进的非能动的压水堆(Advanced Passive PWR)。

2002年3月,美国核管会已经完成AP1000设计的预认证审查(Pre-certification Review),AP600有关的试验和分析程序可以用于AP1000设计。2004年12月获得了美国核管会授予的最终设计批准。

AP1000 为单堆布置两环路机组,电功率1250MWe,设计寿命60年,主要安全系统采用非能动设计,布置在安全壳内,安全壳为双层结构,外层为预应力混凝土,内层为钢板结构。AP1000的历史

西屋公司在已开发的非能动先进压水堆AP600的基础上开发了AP1000。

根据美国核管理委员会(United States Nuclear Regulatory Commission 简称NRC)官方网站信息,2002年3月28日,西屋公司向核管会提交了了AP1000的最终设计批准以及标准设计认证的申请。2004年9月13日获得了NRC授予的最终设计批准(Final Design Approval)。核管会于2005年12月14日投票通过了AP1000标准核电站的最终设计认证条例(Final design certification rule),并于2006年1月23日获得签署。直至2010年12月1日,西屋向NRC提交了AP1000设计控制文案(Design control document)的第18次修改。根据《科学美国人》(Scientific American)的报道,核管会估计会在2011年9月会完成对AP1000的整体设计认证。按照西屋公司的预期,2016年美国会开始建造AP1000型核电站,这将会是美国自上世纪70年代以来首次恢复核电站的建设。2 AP1000的设计规范

AP1000为单堆布置两环路机组,电功率1250MWe,设计寿命60年,主要安全系统采用非能动设计,布置在安全壳内,安全壳为双层结构,外层为预应力混凝土,内层为钢板结构。AP1000主要的设计特点包括:

(1)主回路系统和设备设计采用成熟电站设计

AP1000堆芯采用西屋的加长型堆芯设计,这种堆芯设计已在比利时的Doel 4号机组、Tihange 3号机组等得到应用;燃料组件采用可靠性高的Performance+;采用增大的蒸汽发生器(D125型),和正在运行的西屋大型蒸汽发生器相似;稳压器容积有所增大;主泵采用成熟的屏蔽式电动泵;主管道简化设计,减少焊缝和支撑;压力容器与西屋标准的三环路压力容器相似,取消了堆芯区的环焊缝,堆芯测量仪表布置在上封头,可在线测量。

(2)简化的非能动设计提高安全性和经济性

AP1000主要安全系统,如余热排出系统、安注系统、安全壳冷却系统等,均采用非能动设计,系统简单,不依赖交流电源,无需能动设备即可长期保持核电站安全,非能动式冷却显著提高安全壳的可靠性。安全裕度大。针对严重事故的设计可将损坏的堆芯保持在压力容器内,避免放射性释放。

在AP1000设计中,运用PRA分析找出设计中的薄弱环节并加以改进,提高安全水平。AP1000考虑内部事件的堆芯熔化概率和放射性释放概率分别为5.1×10-7/堆年和5.9×10-8/堆年,远小于第二代的1×10-5/堆年和1×10-6/堆年的水平。

简化非能动设计大幅度减少了安全系统的设备和部件,与正在运行的电站设备相比,阀门、泵、安全级管道、电缆、抗震厂房容积分别减少了约50%,35%,80%,70%和45%。同时采用标准化设计,便于采购、运行、维护,提高经济性。西屋公司以AP600的经济分析为基础,对AP1000作的经济分析表明,AP1000的发电成本小于3.6美分/kWh,具备和天然气发电竞争的能力。AP1000隔夜价低于1200美元/千瓦(包括业主费用和厂址费用)。

(3)严重事故预防与缓解措施

AP1000设计中考虑了以下几类严重事故:

堆芯和混凝土相互反应;高压熔堆;氢气燃烧和爆炸;蒸汽爆炸;安全壳超压;安全壳旁路。

为防止堆芯熔融物熔穿压力容器和混凝土底板发生反应,AP1000采用了将堆芯熔融物保持在压力容器内设计(IVR)。在发生堆芯熔化事故后,将水注入到压力容器外璧和其保温层之间,可靠地冷却掉到压力容器下封头的堆芯熔融物。在AP600设计时已进行过IVR的试验和分析,并通过核管会的审查。对于AP1000,这些试验和分析结果仍然适用,但需作一些附加试验。由于采用了IVR技术,可以保证压力容器不被熔穿,从而避免了堆芯熔融物和混凝土底板发生反应。

针对高压熔堆事故,AP1000主回路设置了4列可控的自动卸压系统(ADS),其中3列卸压管线通向安全壳内换料水储存箱,1列卸压管线通向安全壳大气。通过冗余多样的卸压措施,能可靠地降低一回路压力,从而避免发生高压熔堆事故。

针对氢气燃烧和爆炸的危险,AP1000在设计中使氢气从反应堆冷却剂系统逸出的通道远离安全壳壁,避免氢气火焰对安全壳璧的威胁。同时在环安全壳内部布置冗余、多样的氢点火器和非能动自动催化氢复合器,消除氢气,降低氢气燃烧和爆炸对安全壳的危险。

对于蒸汽爆炸事故,由于AP1000设置冗余多样的自动卸压系统,避免了高压蒸汽爆炸发生。而在低压工况下,由于IVR技术的应用,堆芯熔融物没有和水直接接触,避免了低压蒸汽爆炸发生。

对于由于丧失安全壳热量排出引起的安全壳超压事故,AP1000非能动安全壳冷却系统的两路取水管线的排水阀在失去电源和控制时处于故障安全位置,同时设置一路管线从消防水源取水,确保冷却的可靠性。事故后长期阶段仅靠空气冷却就足以带出安全壳内的热量,有效防止安全壳超压。由于采用了IVR技术,不会发生堆芯熔融物和混凝土底板的反应,避免了产生非凝结气体引起的安全壳超压事故。

针对安全壳旁路事故,AP1000通过改进安全壳隔离系统设计、减少安全壳外LOCA发生等措施来减少事故的发生。

(4)仪控系统和主控室设计

AP1000仪控系统采用成熟的数字化技术设计,通过多样化的安全级、非安全级仪控系统和信息提供、操作避免发生共模失效。主控室采用布置紧凑的计算机工作站控制技术,人机接口设计充分考虑了运行电站的经验反馈。

(5)建造中大量采用模块化建造技术

AP1000在建造中大量采用模块化建造技术。模块建造是电站详细设计的一部分,整个电站共分4种模块类型,其中结构模块122个,管道模块154个,机械设备模块55个,电气设备模块11个。模块化建造技术使建造活动处于容易控制的环境中,在制作车间即可进行检查,经验反馈和吸取教训更加容易,保证建造质量。平行进行的各个模块建造大量减少了现场的人员和施工活动。

通过与前期工程平行开展的按模块进行混凝土施工、设备安装的建造方法,AP1000的建设周期大大缩短至60个月,其中从第一罐混凝土到装料只需36个月。美国西屋电气公司在中国核电招标中成功竞标,将向中国进行技术转让,建设4台核电机组。西屋公司总裁兼首席执行官史睿智先生接受新华社记者采访时表示,西屋的AP1000核电技术是目前唯一一项通过美国核管理委员会最终设计批准的“第三代+”核电技术,“这是目前全球核电市场中最安全、最先进的商业核电技术”。

AP1000是一种先进的“非能动型压水堆核电技术”。用铀制成的核燃料在“反应堆”的设备内发生裂变而产生大量热能,再用处于高压下的水把热能带出,在蒸汽发生器内产生蒸汽,蒸汽推动汽轮机带着发电机一起旋转,电就源源不断地产生出来,并通过电网送到四面八方。采用这一原理的核电技术就是压水堆核电技术。

AP1000最大的特点就是设计简练,易于操作,而且充分利用了诸多“非能动的安全体系”,比如重力理论、自然循环、聚合反应等,比传统的压水堆安全体系要简单有效得多。这样既进一步提高了核电站的安全性,同时也能显著降低核电机组建设以及长期运营的成本。

西屋公司提供的技术材料称,AP1000在建设过程中,可利用模块化技术,多头并进实施建设,极大地缩短了核电机组建设工期。AP1000从开工建设到加载原料开始发电,最快只需要36个月,建设成本方面的节约优势明显。西屋预计,中国的4台核电机组将于2013年建成发电。

中国在美国、法国、俄罗斯等投标方中认真比较后选择西屋的核电技术。在美国本土,计划中将要建设的18台核电机组中,已经有至少12个确定选择AP1000技术为设计基础。他说:“西屋非常高兴这次中国也选择了AP1000。现在能够进军中国核电市场对于西屋意义重大,我们致力于和中国核电市场发展长期、互利的合作关系。”

西屋公司是全球压水反应堆核电技术的龙头,早在1957年就开发出了全球首个压水反应堆。目前全球超过40%的运营核电机组都是由西屋建造或经西屋批准利用其设计基础建造的。

AP1000是西屋在AP600技术的基础上延展开发的。AP600以“非能动性”为特点的设计最早始于1991年,西屋当初试图将核电站技术从经济效益和安全水平两方面都提升到一个新高度,保持自己在核电领域的技术领先优势。AP600在1998年获得美国核管会的“最终设计批准”,但随着世界电力市场的不断变化,核电新的目标电价降至每度3美分,AP600已无法满足这个要求。为此西屋启动了AP1000的开发工作,目标是更便宜、更安全、更高效的核反应堆技术,以提升其在核电市场的竞争力。

由于AP1000脱胎于AP600,因此研发进程大大加快,通过设计改进达到增容目的,显著提高发电功率,同时又保持了原有系统的安全性和简洁性。从AP600到AP1000,经过了15年的开发和完善。史睿智特意提到,在多年的开发工作中,不少中国工程技术人员也参与其中。

AP1000作为当今核电市场最具竞争力的技术,应用到中国核电机组建设中,“对于中美双方是真正的双赢合作”。中国将依托先进核电技术,更好地满足日益增加的能源需求。而与中国合作,一方面为美国创造大量就业岗位,同时也为美国的产品、技术和服务出口提供了良机。

西屋电气的 AP1000 有以下特点:

1、世界市场现有的最安全、最先进、经过验证的核电站(保守概率风险评估(PRA):堆芯损毁概率为可忽略不计的 2.5x10-7);

2、唯一得到美国核管会最后设计批准(FDA)的新三代+核电站;

3、基于标准的西屋压水反应堆(PWR)技术,该技术已实现了超过 2,500 反应堆年次的成功的运营 ; 4、1100 MWe设计,对于提供基本发电负荷容量很理想;

5、模块化设计,有利于标准化并提高建造质量;

6、更经济的运营(更少的混凝土和钢铁,更少零部件和系统,意味着更少的安装、检测和维护);

7、更简便的运营(配备行业最先进的仪表和控制系统);

8、符合美国用户要求文件(URD)对新一代商用反应堆的要求。3 中国第3代核电站开工

1、核电站核岛筏基大体积混凝土一次性整体浇注技术

2009年3月31日14时06分,世界上首台AP1000核电机组三门核电站一号机组核岛第一罐混凝土浇注顺利完成,4月20日混凝土养护取得成功。这是世界核电站工程建设中首次成功采用核岛筏基大体积混凝土一次性整体浇注的先进技术,中国成为首个成功掌握此项技术的国家。核电站核岛筏基是核反应堆厂房的基础部分,其大体积混凝土一次性整体浇注,可以实现核电站核岛基础的一次整体成形,具有无接口、防渗好等技术优点,特别适合安全性能要求较高的核电施工。但由于浇注后的养护是难点,一直是施工的一大技术难题。该项技术的成功实施,可以有效缩短工期,将为未来第三代核电的批量化建设带来巨大的经济价值。

2、核岛钢制安全壳底封头成套制造技术

2009年12月21日15时28分,三门核电站一号机组核岛钢制安全壳底封头成功实现整体吊装就位,这一底封头的钢材制造、弧形钢板压制、现场拼装焊接、焊接材料生产、整体运输吊装等都是由中国企业自主承担完成的。AP1000首次采用在核电站反应堆压力容器外增加钢制安全壳的新技术。钢制安全壳是AP1000核电站反应堆厂房的内层屏蔽结构,是非能动安全系统中的重要设备之一。AP1000钢制安全壳底封头钢板的典型特征是大尺寸、多曲率、高精度,采用整体模压一次成型技术,尚属世界性难题。中方企业攻克了一系列世界性的技术难题和工艺难关,提升了我国核电装备制造和相关材料研制的水平。

3、模块化设计与制造技术

2009年6月29日,三门核电站一号机组核岛最大的结构模块CA20模块成功吊装就位,开启了中国核电站工程模块化建造的新时代。CA20模块的工厂化预制和现场拼装、组焊、整体吊装的顺利完成,标志着AP1000技术的模块化设计和施工的先进理念已经从理论变成了现实。CA20模块是AP1000的最大一个结构模块,长20.5米,宽14.2米,高20.7米,近7层楼高,由18个房间构成,包括32个墙体子模块和40个楼板子模块,结构总重达749吨,加上吊具等起吊总重量达到968吨,相当于700多辆小汽车的重量。使用模块化建造方法,可以实现核电站核岛工程建设中的土建和安装的交叉施工,能大大缩短核电站的工程建设周期。通过模块的工厂化预制,可有效提高工程建造的质量。

4、主管道制造关键技术

2010年1月11日,中国AP1000自主化依托项目国产化主管道采购合同在北京签订。国核工程公司与中国第二重型机械集团公司(德阳)重型装备股份公司签订了主管道采购合同。核电站主管道是连接反应堆压力容器和蒸汽发生器的大厚壁承压管道,是核蒸汽供应系统输出堆芯热能的“大动脉”,是压水堆核电站的核一级关键设备之一。AP1000机组采用了超低碳控氮不锈钢整体锻造技术,材质要求高、加工制造难度大,堪称目前世界核电主管道制造难度之最。AP1000主管道是中国AP1000自主化依托项目中唯一没有引进国外技术的核岛关键设备。中国二重集团等国内多家企业通过为时两年的科研攻关,自主突破了AP1000主管道制造的技术难关,制造的主管道1:1模拟件综合技术指标已完全符合美国西屋公司的设计技术标准,达到世界一流水平,大幅降低了主管道的采购成本。

5、关键设备大型锻件制造技术

7.核电站安全系统 篇七

目前, 变电站已经发展成为现代电力系统建设中一个必不可少的项目, 并且对电力系统的高效运行具有重要的影响。我国现在加强了对智能变电站的研究和建设, 以提高电力系统的供电性能。智能变电站自动化系统的安全运行是现代电力系统安全管理的重要环节, 一旦变电站自动化系统出现故障, 就会对整个电网系统的运行产生巨大的影响。因此, 在智能变电站自动化系统运行的过程中, 要加强安全运行的管理, 从而保证供电的安全性、有效性以及稳定性。

1 智能变电站的特点

1.1 智能一次设备

电子式互感器一般是由传感模块和合并单元两部分组成。其中, 传感模块安装在智能变电站高压的一侧, 主要的工作任务是采集高压侧的电压并转换成数字信号;合并单元安装在二次侧, 主要的工作任务是对各个传感模块传来的信号进行同步处理, 并且将处理后的信息分布给其他装置。在智能变电站自动化系统中, 变压器、断路器和隔离开关等一次设备的使用寿命比较长, 因而, 需要采取有效的措施将传统的一次设备进行智能化。一次设备的工作状态由智能终端进行采集, 并且通过光纤进行传输, 以保证传输命令的一次性完成。

1.2 自动化系统的划分

智能变电站自动化系统是一种采用先进电子和通信技术将变电站主要设备进行重组和结构优化, 以实现对变电站设备的自动测量、控制和协调等工作的系统。智能变电站自动化系统一般可以分为3个部分:保护系统, 主要功能是完成电力设备的实时保护, 主要是对变压器、母线和线路等进行保护;监控系统, 主要是对电力系统进行监控, 包括电流、电压和开关位置等信息的采集和控制;一体化工作站, 主要功能是对保护装置和监控装置等进行信息的综合管理。

2 智能变电站的发展现状

为了进一步推进智能变电站的研究和发展, 我国电网公司加大了对智能变电站的投资, 以实现智能变电站与国家电网公司经营管理一体化。现在, 我国已建立了可靠、低碳和环保的智能化设备, 并且已经实现产业化。尤其是随着我国对环保要求的不断提高, 新建成的智能变电站一般具有较强的适应性, 同时还具有低损耗、低噪声、无毒和不燃等优点。但是, 与西方发达国家相比, 我国的智能变电站自动化系统的应用还存在较大的差距, 从而使得智能变电站在我国无法得到全面应用。

3 智能变电站的体系结构

智能变电站的结构一般可以分为过程层、间隔层和站控层三个部分, 每个层次之间采用高速网络通信, 体系结构如图1所示。

4 智能变电站监控系统的安全运行管理

4.1 监控系统的调试管理

在智能变电站自动化系统中, 为了形象地处理和应用信息, 需要对变电站监控系统的调试管理进行维护。在安装连接完成通信网络后, 各个装置监控系统就可以根据安装的文件进行通信和数据传输, 这些文件是后台配置的统一数据来源, 能够对变电站进行统一管理。一旦这些文件被错误地改动, 就会导致变电站监控系统无法接受保护信号, 或者出现保护信号的错误命令, 甚至会造成信号的混乱, 从而导致整个变电站监控系统无法正常运行;同时, 由于变电站的调试工作人员不能准确地确认出调试后的信息数据, 也会给变电站的设备运行留下安全隐患。所以, 在对智能变电站自动化系统进行调试的过程中, 应由后台监控集成厂商对SCD文件进行修改, 以防止SCD文件在修改的过程中出现错误。变电站的管理人员也需要对调试的数据进行检查, 防止出现混乱的情况。另外, 在对智能变电站自动化系统进行调试的过程中, 需要在监控画面绘制出变电系统的网络结构图, 以保证调试工作的顺利完成。

4.2 监控软件的备份管理

在智能变电站自动化系统安全运行管理过程中, 为了防止监控系统出现损坏而造成重大损失, 有必要对监控软件进行备份管理, 尤其是对调试过程中的数据进行备份, 并且还应该保证备份的数据能够实时更新。虽然系统集成单位会对监控系统软件进行备份, 但是无法保证其备份具有实时性。因此, 调试单位和自动化管理部门应该对变电站监控软件进行及时备份, 并做好管理工作。

4.3 监控系统的运行管理

为了有效地防止智能变电站自动化系统中监控系统出现中断等不正常问题, 一般可以采取以下措施:

(1) 制定和完善监控系统的运行管理制度, 并且对其进行严格的检查和执行, 防止智能变电站中的施工人员私自接入可移动存储设备, 从而防止监控系统感染病毒等问题。

(2) 管理部门加强对监控系统的定期检查, 一旦发现问题应该及时处理。

(3) 有必要设置操作系统和监控软件的操作密码, 以防止随意进入到监控系统中, 从而有效地防止监控系统中的数据遭到破坏。

(4) 采用更加先进的安全软件管理操作系统, 对监控软件进行实时保护。

(5) 为监控系统专门配置一个专用电源, 在断电的情况下, 监控系统还能够正常运行。

4.4 网络信息安全问题

在智能变电站自动化系统中, 所有IED的信息交换都是在局域网上实现的。应安装单向隔离装置, 以保证网络信息的安全。智能变电站的系统安全运行主要依赖IED进行控制和管理的, 一旦出现IED受到攻击和损坏等问题, 在变电站没有实现信息有效安全保护的情况下, 会对整个系统造成很大的影响。因而需要加强对网络信息的安全管理, 以保证网络信息的安全性。

5 结语

为了保障智能变电站自动化系统的正常运行, 不仅仅需要加强设备的监控, 同时还应该加强管理, 尤其是在自动化系统结构的设计中, 应该选择等级较高的电压, 以保证智能自动化系统的安全性。

摘要:介绍智能变电站的特点、现状, 及其体系结构, 阐述智能变电站监控系统的安全运行管理。

关键词:智能变电站,自动化系统,安全运行,管理

参考文献

[1]郭海龙.浅析智能变电站自动化系统安全运行管理[J].电力科技, 2013, (05) :107

[2]陆礼盈.论智能变电站自动化系统安全运行管理[J].中华民居, 2011, (12) :87-88

[3]吴祖升.李庆云.变电站综合自动化系统安全运行探讨[J].湖北电力, 2012, 32 (1) :13-14

[4]钱祥华.变电站综合自动化系统安全运行探讨[J].高新技术, 2013, (1) :22-23

[5]东正科.变电站综合自动化系统安全运行管理分析[J].电力科技, 2013, (31) :154

8.保核安全揭开核电站温柔一面 篇八

“核安全重如泰山”、“一次把事情做好”、“诚信透明”、“一切按程序办事”、“人人都是一道安全屏障”......

在大亚湾核电基地,像这样醒目的标语随处可见:每一个路口、会议室、入住的房间等,都有醒目的紧急避险路线指示,此外还储备着在其他企业看不到的实用应急救生装备。而厂房内,所有楼梯口、操作台、门廊、乃至临时脚手架等各种位置都有明确的安全标示。

大亚湾核电基地并不是世外桃源,这里的每一位员工都已经充分认识到人因失效是核电站安全运行的大敌,并时刻谨记着安全是第一生产要素!

除了耳濡目染地把确保核电安全灌输到每一个从事核电工作的员工心中,中广核公司在风险控制上也是下足了成本。一位见证了我国民用核设施从无到有发展历程的大亚湾核电工作者曾介绍,不单是连接核电站与市政公路的“应急公路”,就目前已知的情况,中广核下的各核电站的应急公路,都是公司自己出资建设的。

由此可见,核电公司对于确保核电安全是费尽了心思。

中广核目前在建核电机组规模占全球在建规模的约26%,而且积极推进国家核电自主化、产业化发展进程中起到了举足轻重的作用,核电设备国产化比率已从大亚湾核电站的约1%提高到岭澳核电站二期的64%。到阳江核电站建成时,设备国产化比率将达到约85%。面对大规模建设和越来越高的国产化率,核电安全该如何保障?

中广核副总经理郑东山指出:在推进国产化的过程中,基本原则是安全第一、质量第一。绝不会因为推进国产化而牺牲安全。按照国际通用的质量标准开展国产化,遵循循序渐进的原则,根据国内装备制造业的能力、现状,以及可能实现的水平,来开展国产化。在国产化的过程中,不冒进,不以牺牲质量作为换取国产化率的代价。

9.变电站安全操作规程 篇九

变电站安全技术操作规程(l)变电站(所)安全管理制度 1.值班制度

a.不准单人值班 , 值班人员不准参加检修等其他工作。

b.在值班时间要认真检查设备的运行情况 , 按规定准确填写运行日记和有关数据。

c.设备检修后 , 值班人员要到现场进行认真检查 , 无误后方可送电。

d.值班人员应熟知系统和运行方式。

e.在发生人身触电、火灾及可能造成重大设备损坏事故时 ,值班人员可自行决定停电 , 但事后需尽快报告领导。

f.对所有工具、备件、仪器、仪表及消防器材要妥善保管 ,不得损坏。

2.交接班制度

a.值班人员必须按照值班轮流表和时间进行值班 , 未经领导允许不准随意替换,值班人员必须在接班前 15min 到达交接地点。b.交接班人员共同检查工具、备件、仪器、仪表、安全用具及消防器材。

c.经共同检查认为无误后 , 双方在交接班记录簿上签字。d.应交接而未交接所发生的一切事故或问题由交班者负责。e.如发现接班人员有病、酒醉或因有思想情绪等不适于工作时 , 应拒绝交班并报告领导。

f.未经正式交接手续及接班人员未按时到达时 , 交班人员不准离开工作岗位 , 同时报告领导处理。

g.交接班过程中发生事故或有重要操作时 , 禁止进行交接 ,应由交班人员进行处理后再交接。h.值班人员应交接下列事项。

ⅰ.当时系统的运行方式 , 变动部分及事故处理情况。ⅱ.设备运行情况 , 所发现的设备缺陷和备用设备情况。ⅲ.设备和线路正在检修或试验的工作情况。iv.保护装臵和自动装臵的变动情况。V.上级的指示及传达的命令。

vi.当班值班未完的工作 , 包括没有执行的操作命令。ⅶ.一切记录是否正确完整。

ⅷ.站内所设的安全用具及仪器工具是否完整。ix.现场环境卫生。3.巡视检查制度

a.变电站设备正常运行时每6小时巡视一次。每周至少进行一次夜间洗熄灯巡视;每次断路器跳闸后要对相关设备进行巡视。b.巡视重点 : 已存在的缺陷;已处理的缺陷;运行中的设备状态。

c.巡视时不得进行任何检修工作。

d.单人巡视不得越过遮栏 , 若需要越过遮栏时 , 外面必须有人监护。

e.巡视检查时与带电设备应保持一定的安全距离 ,6kV 及以下安全距离为 0.7m, 10~35 千伏为 1m。

f.巡视完后 , 应将巡视时间、地点和所发现的设备缺陷 , 分别记入巡视检查记录簿内 , 并向值班长汇报和提出处理意见。(2)现场操作规程 1.操作制度

a.变配电站进行的一切操作均为依照命令执行 , 并按规程的规定填写操作票 , 经审核无误后按顺序进行签章。

b.操作时应尽可能在负荷最小时进行 , 除事故和紧急情况外 ,禁止在负荷最大时操作。

c.在正常运行条件下 , 进行倒闸操作的规定如下。

i.对于操作人员一次只给一个任务(包括与改变接线方式有关的一系列操作)。

ii.操作时必须两人执行 , 值班长为操作监护人 , 值班员为操作人 , 监护人应监护操作人的正确性 , 并给操作人朗读操作内容 , 操作人核对编号无误后执行。

ⅲ.对监护人发布的命令有疑问时 , 应停止操作 , 经重新检查认为无误后再进行操作。

iv.刀闸不允许带负荷操作 , 当油开关拉开后方可拉开刀闸 ,送电时应先合上刀闸而后合上油开关。

v.回路中未设臵油开关时 , 可用刀闸进行下列操作。〃合上或拉开仪表用变压器。

〃合上或拉开母线与其他设备的电容电流。〃合上或拉开下列容量的无载电力变压器:

lOKV 及以下 , 容量不超过 37OKV〃A;22KV 及以下 , 容量不超过 56OKV〃A;35KV 及以下 , 容量不超过 10OOKV〃A。

若需合上或拉开 22KV 及 35kV 的无载变压器 , 应使用三相刀闸。

d.接到操作命令时 , 应认真执行。先审查工作票内容 , 再填写操作票 , 经审查后方可操作 , 严禁延时停送电。

e.操作完毕后 , 会同工作负责人 , 再次检查已拉开电源的刀闸位臵、标示牌、接地线是否正确 , 并亲自用手触摸已停电的设备 , 指明带电设备的位臵和注意事项 , 然后办理工作许可手续。f.检修完毕 , 值班长、工作负责人共同检查设备状况 , 看有无遗留物 , 是否清洁等 , 然后双方在工作票上签字 , 办理工作终结手续。

g.工作终结 , 值班人员应会同工作负责人到现场检查无问题后 , 依次拆除安全措施 , 恢复常设遮栏 , 得到命令后 , 方可送电。2.停送电须知

a.通过油开关控制的设备、线路的停电工作 , 必须先将油开关拉开 , 再拉各有关刀闸;送电时先合上刀闸 , 再合上油开关。b.没有油开关的控制设备、线路停电 , 先将负荷侧刀闸全部拉开 , 再拉电源侧刀闸及保险。送电时 , 先合电源侧总刀闸及保险 , 再合上负荷侧刀闸。

3.停送电前的安全组织措施

a.停电

接到停电命令后 , 由值班长填写操作票 , 做好下列工作。

i.监护人和操作人必须了解操作范围和顺序。

ii.拉闸杆、验电器、接地线、扳手、遮拦、绝缘于套、绝缘鞋、关闭钥匙等齐全并详细检查。

ⅲ.正确执行操作票所列各项内容 , 并做好必要的记录。b.送电

i.送电前必须详细检查开关、刀闸是否在断开的位臵。ii.接到工作票 , 值班长填写操作票 , 核对无误后执行操作。iii.检查交直流保险器及操作电源 , 操作把手应在掉闸位臵。ⅳ.检查继电器信号应为正常位臵。v.检查接地装臵必须全部拆除。

vi.检查主变压器二次侧开关在断开位臵。ⅶ.收回工作票应填字。

ⅷ.送电操作 , 待用电单位申请后进行。(1)电气装臵安全技术操作规程

1.在运行中的电气装臵上工作时分为以下三类情况。

a.在电气装臵全部停电的工作 , 是指室内所有装臵 , 包括架空线、电缆引入线已全部停电 , 通到邻室共用的低压母线及低压配电箱有遮栏 , 且工作人员在任何位臵都不可能触及带电部分 , 通至 相邻的具有电压超过 10OOV 的电气室的门全部闭锁。

b.在电气装臵部分停电的工作 , 是指电压超过 10OOV 的装臵 部分停电或虽已全部停电 , 但有 10OOV 以下的带电设备没有遮栏 , 或通到邻室共用的 100OV 以下的带电母线设备没有遮栏或邻室具 有超过 100OV 电压 , 电气室门未全部闭锁。

c.在电气装臵带电时的工作。1.下列情况下可不需停电工作。

a.工作本身不需停电或绝对没有可能触及带电的导电部分。b.若停电影响生产很大 , 而且工作量不多 , 时间不长 , 则可在不停电并不设遮栏的情况下 , 靠近设备或在带电部分或外壳上进行下列工作。

i.在设备外壳上进行的工作有清扫外壳、外壳零件、油位指示器玻璃和基础的小修、连接滤油装臵等。

ⅱ.注油和取油样。

ⅲ.用钳形电流表测量电流 , 用绝缘棒测量接触点温度或测定母线的振动地点。用绝缘棒和仪表变压器定相(在电气装臵上带电进行定相时电压不能超过 1OKV)。

ⅳ.抄录带电设备的铭牌。

c.不停电工作 , 只准在地面或坚固的架台上进行 , 导电部分只能在工作人员的前面或一侧进行。如导电部分在工作人员的后面或两侧 , 不允许进行工作。工作人员与导电部分至少应保持下列距离 : 与 6KV 的带电设备的距离不小于 0.7m;与 10~35KV 的带电 设备的距离不小于 1m。

d.在设备外壳上进行工作以前 , 应先检查设备的保护接地是否完好。当发现线路上有接地现象时 , 禁止在中性点不接地系统的设备外壳上进行工作。

e.不停电工作至少由两人进行 , 一人执行 , 一人监护。值班人员随同工作人员到工作地点检查工作条件是否符合安全规定 , 并在工作票上签字后 , 方准进行工作。

f.不停电工作 , 如工作人员与导电部分不能保证安全距离 , 则须使用特种移动式遮栏(如网罩 , 斜立挡板等)与导电部分隔开。3.凡在电气装臵上进行工作 , 必须遵守下列规定。

a.应有负责人的命令(工作票或电话口头命令)。电话口头命令仅能用于下述情况 :

i.不准在设备、线路上或接近设备、线路上进行的单纯送、停电指示;

ii.在高压配电装臵控制盘和继电器盘后的控制设备和继电器的清扫工作;

iii.由值班人员进行的加注润滑油和取油样以及用钳型电流表测量电流 , 用绝缘棒和仪表变压器定相。b.至少应有二人在一起工作。

c.应完成保证工作人员安全的组织和技术措施。

4.用绝缘棒拉闸或通过操纵视构拉合刀闸及开关 , 均应戴橡胶绝缘手套。操作变配电站室外设备还应穿橡胶绝缘鞋。5.装卸可熔保险器应戴防护目镜和橡胶绝缘手套 , 使用绝缘柄夹钳 , 并站在绝缘台上 , 并应在无电压无负荷时进行。6.远离带电部分不需停电和接地线的工作: a.在遮栏外打扫房间;b.清扫橡胶绝缘垫和栅栏 , 修理门;c.悬挂警告牌;d.更换灯泡等。

7.在不能接地的电气装臵上的停电工作 , 也应视为带电工作。工作前应将已停电并隔离的部分对大地放电 , 为防止突然来电 , 应在隔离刀闸的闸口上套上橡胶绝缘罩。若现场条件不可能采用以上措施 , 则须派专人加以监护 , 以免有人触接和误合刀闸。

8.站内配电装臵和室外变电站内所使用的带形火炉或喷灯火焰与导电部分距离 : 电压在 1OKV 及以下不得小于 1.5m电压在 1OKV 以上的不得小于 3m。不得在带电导线或带电设备下面及靠近变压器或油开关的地方用火炉或喷灯点火。

9.工作中所有“人”字梯或靠梯必须坚固牢靠 , 在地面光滑时梯角应套橡胶套 , 不准使用中间绑接的梯子。在不停电操作时 , 应派专人扶持梯子 , 安放梯子应考虑梯子歪倒时工作人员不至于触电。10.高空作业传递物件时 , 应使用绳索吊传 , 禁止上下抛掷。11.在室外变电站铁架上工作 , 工作人员应将安全带拴在铁架上。

12.雷电时禁止在室外变电站及引向室内变电站的架空引入线刀闸上工作。

13.在全部停电或部分停电的电气装臵上工作 , 必须按下列顺序完成各项安全措施。

a.断开电源后 , 应采取措施防止向工作地点反送电 , 拉开的开关刀闸应采取电气和机械闭锁。

b.在一经合闸 , 即可送电至工作地点的开关、刀闸的操作把手上挂上“有人工作 , 禁止合闸”的警示牌 , 牌的数目编号应与工作班的“工作完毕 , 可以放回”的标示牌数目编号相同。

c.部分停电时 , 施工地点与 6KV 以下的带电设备间的安全距离不小于 0.4m, 与 35KV 及以下的带电设备的安全距离不小于 0.6m, 并装设遮栏 , 悬挂“止步 , 高压危险!”的警示牌。

d.在准备进行工作的电气装臵部分进行验电 , 验电所用验电器应在验电前先在带电的设备上试验 , 以确认其指示是否正确。e.验明无电后 , 立即装上接地线 , 并三相短路 , 悬挂“在此 工作 , 禁止合闸”的警示牌。装设接地线以前 , 应详细检查。不合规定的接地线立即拆换。

14.在电气装臵上进行的所有工作均应执行保证安全的组织技术措施。

15.对于每一事故 , 变配电负责人应立即召集有关部门人员认真分析 , 研究制定防护措施。(4)运行及维护安全技术操作规程 1.刀闸及母线 a.正常运行时母线与刀闸的最高温度不得超过 70 ℃。如超过70 ℃时 , 应采取措施 , 防止温度继续升高 , 并查出原因 , 进行解除。

b.绝缘电阻 :35KV 不小于 200OMΩ,6kV 不小于 100OMΩ.正常情况下的巡回检查每6小时进行一次 , 特殊情况应增加检查次数。

d.刀闸允许操作范围:

i.绝对禁止在带负荷情况下进行操作 , 只有在油开关拉开后 , 才能拉刀闸 , 在刀闸合上后 , 才能合油开关;

ii.可以用于合上或拉开空载的变压器及电压互感器。e.当刀闸拉不开时不得强行拉开。2.油开关

a.油开关检修后须经过专业人员验收才允许投入运行。

b.贫油式开关必须将网门锁好后 , 方准投入运行 , 在运行中绝对禁止打开网门。

c.运行中的油开关每6小时检查一次。

d.油开关在切除故障三次后 , 需进行内部检查。e.油开关合不上闸的原因: ⅰ.操作电压过低;ⅱ.操作保险熔断 , 操作回路线路元件故障;ⅲ.操作机构失灵。

f.油开关继电保护自动掉闸回路不准断线运行。g.油开关缺油不准带负荷断开。

ⅰ.如双回路供电时 , 将该缺油开关负荷移到另一回路上 , 切除该油开关进行处理。

ⅱ.如单回路供电时 , 必须切断用户负荷后 , 才可断开此油开关并进行加油。

h.如油开关发热不正常 , 应对其进行监视 , 如温度继续升高 ,应按事故处理。

3.仪用互感器

a.绝缘电阻允许值 , 一次线圈绝缘电阻如有显著下降(20%)应请示主管工程师, 否则不允许投入运行。二次回路绝缘电阻不小于 lMΩ。

b.正常运行时 , 每 4h 检查一次。发生短路应详细检查。电流互感器在过负荷超过 10% 时应随时检查。

c.检查电流互感器二次回路时 , 应特别注意 , 不得使其开路。4.电力变压器a.变压器必须按铭牌规定条件运行。b.变压器电压允许变动± 5%, 但额定容量不变。c.变压器不允许长期过负荷运行。

d.当变压器过负荷时 , 值班人员应及时向主管工程师汇报 ,并同时考虑变压器回路中电流互感器、仪表继电器保护的过负荷问题。

e.变压器在投人运行前应测量电阻 , 并与上一次记录比较 ,如有显著下降(30% 以下)应立即报告主管工程师。

f.变压器投入运行前应先将保护装臵投入运行。g.变压器运行时每 6小时检查一次 , 特殊情况随时检查。h.下列情况应进行停电操作 : ⅰ.当出现强烈而不均匀的噪声和内部不断的放电声时;ⅱ.当环境条件相同而油温高 10 ℃时或上层油温超过 85 ℃并继续升高时;

ⅲ.当油枕向外喷油或安全膜爆破时;

iv.由于滴油致使油面下降到指示计最低限度以下 , 瓦斯继电器小窗外也看不见油面时;v.油的颜色骤然变化;ⅵ.在套管上发生很大的裂纹和破坏 , 并有闪爆现象时。i.变压器一次开关掉闸经检查有关设备(如变压器、油开关、母线等)未发现故障时允许试送电一次。

j.当充分证明变压器一次开关掉闸确是瓦斯继电器误动作造成时 , 方可准许将瓦斯继电器退出运行 , 变压器可不经内部检查而合闸使用 , 并报告主管工程师。

k.正常运行时变压器上层油温不得超过 85 ℃。有强力通风油冷的变压器 , 上层油温不超过 55 ℃。如上层油温不超 35 ℃ , 而负荷小于额定容量 , 可不开风扇。

l.变压器着火应按下列办法处理:

ⅰ.切断电源;

ⅱ.在盖上着火时 , 应立即打开下端放油截门 , 使油面低于着火的地方;ⅲ.只准用沙子、泡沫灭火器、二氧化碳及干粉灭火 , 不准用水灭火。

2.一般事故掉闸信号发生的判断如下。

i.变压器正常负荷下 , 上层油温较正常油温高出 10 ℃ , 如检查结果证明冷却通风装臵良好 , 温度计无损时 , 则应考虑是变压器内部故障。

ⅱ.瓦斯继电器动作 , 有下列几个原因 :〃滤油或加油、冷却系统不严密致使空气进入变压器;〃温度下降或漏油使油面降低;〃变压器内部故障或有短路现象 , 产生少量气体;〃变压器修理后 , 油中空气分离太快。

ⅲ.瓦斯继电器动作性质可由内部储存的气体判断:〃无色而不可燃的是油中分离出的气体;〃黄色气体是内部本质故障 〃白色气体是内部低质故障 〃黑色气体是内部铁心故障;iv.开关掉闸后判明保护装臵信号动作的原因如下:〃过电流保护装臵信号是外部产生短路;〃差动保护装臵信号动作是变压器内部线卷或引出线上的多相短路和层间短路。5.继电保护及自动装臵

a.凡与继电保护有关的高、低电流及电压回路应经常维护。b.运行中的继电保护装臵及仪表应加铅封 , 只允许专门负责人员开启。值班人员要对铅封的完整负责。

c.在运行方式需要改变时 , 由主管运行的工程师通知有关部门对保护装臵进行相应的调整。d.继电保护装臵每班清扫 , 清扫时严禁金属物碰触配电盘。e.所有二次线回路装臵的清扫工作 , 应在开关停电下进行。每年清扫两次。

f.继电保护装臵的检查项目 : i.电压互感器和电流互感器至继电保护装臵的交流二次回路;ii.跳闸及合闸线圈至继电保护盘的直流接线回路;iii.继电器的机械部分及其辅助装臵的试验和外部检查;ⅳ.用工作电流及电压试验继电保护的动作情况;V.由继电器带动的指示灯、信号电路。g.继电保护装臵和系统自动装臵的动作情况: i.电压互感器和电流互感器以及辅助装臵的记录情况;ii.可熔保险器及导线的绝缘检查;iii.定期检查开关传动机构的动作情况 , 当操作电压为额定值时施行;

ⅳ.所有继电保护装臵 , 均需备有专用的记录簿 , 记录该装臵的技术数据及检查试验结果 , 并注明检查试验人员的姓名及试验日期;

V.继电保护装臵二次回路接线的变更应由主管工程师批准 ,必须由专门人员进行改接线 , 并做好变更记录备查。

h.运行中的仪表和继电保护装臵 , 每年应校验一次。如保护装臵动作不正确或失灵 , 要及时进行调校 , 并将结果记人继电保护记录簿。6.电力电缆

a.发现电缆头有漏电 , 绝缘胶有裂纹时 , 必须记入设备缺陷记录簿 , 并立即报告值班长或电气负责人。

b.电缆线路的工作电压 , 不应超过电缆额定电压的 15%。c.电力电缆的电缆头分夏秋两季检查接地线是否完好 ,平时要加强观察 , 发现问题及时处理 , 主供电缆的绝缘预防性试验每年不少于一次。

d.电缆允许的连续最大负荷应按规定标准或做温升试验来确定 , 电缆芯的允许温度是:电缆额定电压 3kV 及以下时允许温度为 80 ℃ ,6kV 为 65℃,20~3OkV 为 50 ℃。

e.地下电缆线路应设有标桩 , 每月进行一次巡视检查 , 在埋有电缆的地面上严禁堆放重物或栽树等。

f.埋入底下的电缆深度应符合下列规定: i.10kV 及以下的电缆不少于 0.7m;ii.20~35kV 的电缆不少于 1m。

g.并列敷设的电缆其相互间的距离不应小于下列数据 : i.10kV 及以下高压电力电缆相互间 15~20cm,100OV 以下的低压电力电缆(包括操作电缆)相互间 10~15 厘米 , 高压电缆与低压电缆之间 1m;

ii.电力电缆与通讯电缆相互间距 5m;

ⅲ.1OkV 以上的电缆相互间 2.5m。

7.电力电容器 a.电容器在运行中每班应检查一次 , 观察是否有漏油鼓肚现象 , 是否有烧断分保险现象 , 自动放电装臵是否正常 , 室内温度是否过高等。

b.发现电容器三相电流有很大的不平衡或运行电压超过额定电压 1.1 倍时(如制造厂规定有过电压运行标准应按其规定执行), 应立即报告主管运行工程师 , 以便及时处理。

c.电容器室内温度不得超过 35 ℃ , 否则加强通风或与电网断开。

d.电容器额定电压在 100OV 以上者 , 必须用油开关或负荷刀闸进行操作。

e.任何电压等级的电容器禁止带负荷合闸 , 电容器切断电源后需经 3min 方能重新合闸 , 以保证安全。

f.电容器与电源断开后 , 虽经放电电阻自动放电 , 但在接触电容器导电部分时 , 仍应将各个电容器单独放电。

g.单独保护电容器的保险丝容量不得大于电容器额定电流的1.3 倍。

h.巡视电容器所发现的故障及其原因等 , 应记入运行记录簿内。8.防雷及接地装臵

a.避雷针、避雷器、接地装臵必须按设计规程安装、施工、投运 , 禁止接近避雷设施。雷雨后 , 应对避雷器及有关设施进行检查。

b.如发现防雷及接地装臵有损坏或有异常现象 , 应立即报告运行工程师 , 同时记入运行记录簿内。c.设备每次检修后应检查接地线是否牢固可靠 , 损坏的避雷设施及时更换 , 不合格的接地装臵必须及时修复。

d.每年至少测量-次接地电阻 , 其最大值不得超过下列数值 :接地网及保护接地 4Ω, 避雷针 20Ω。e.防雷设备应按规定的日期投入或退出运行。9.蓄电池运行安全技术规程 a.蓄电池的正常运行

i.凡有浮充电设备的蓄电池在正常情况下 , 均需采用浮充的方式运行。浮充电流应等于直流网路负载电流与蓄电池组补充电流的和。ii.直流系统母线电压应保持± 5% 额定电压范围以内。

iii.每个蓄电池电压在浮充状态下 ,(单格为2V)应保持在 2.1~2.2V 范围 , 放电终了的极限电压不低于 1.8V。

iv.蓄电池电解液温度应保持在 15~40 ℃范围内 , 最低为 10 ℃。

V.蓄电池电解液相对密度为 1.215 土 0.005。蓄电池电解液在充电状态下的相对密度 ,15 ℃时应为 1.215, 温度每升高或降低 1 ℃ , 电解液的相对密度减少或增加 0.0007。

vi.蓄电池的极板应浸于电解液中 , 当极板露出电解液面的距离为 10cm 及以上时 , 应按下列情况补充电解液.若电解液在 15 ℃时 , 相对密度大于 1.215 时 , 则应补加蒸馏水;〃在 15 ℃ , 电解液的相对密度小于 1.215 时 , 则应补加电解 液 , 不得在放电或充电终期加注电解液 , 而应在充电前加注。vii.电解液应每年进行一次技术化验 , 不合格者应作技术处理。

viii.经常保持蓄电池的清洁 , 经常检查蓄电池的进出气孔 , 保证畅通 , 室内通风良好。

b.蓄电池的充放电

i.蓄电池每年进行一次全容量放电 , 按 10h 放电率进行。每只蓄电池电压低于 1.8V 时应停止放电。

ii.在放电期间 , 每小时应测量记录蓄电池的电压、电解液的相对密度、温度和电流等 , 并计算蓄电池组放出的电量。

iii.蓄电池在定期放电完了 , 停止 lh 后 , 立即进行充电。充电开始应用蓄电池经常充电的第一阶段充电电流 , 当蓄电池有明显 气泡出现 1h 后 , 应改用第二阶段充电电流 , 直至充电结束。ⅳ.具备下列条件则认为蓄电池已经充足电 , 可停止充电: 〃正负极板已强烈冒出气泡;〃蓄电池电压上升至 2.5~2.7V, 在此范围内 2~3h 不变;〃电解液的相对密度 2~3h 不变 , 并达到规定数值。v.蓄电池每月进行一次均衡充电。但在发生下列情况时 , 也必须进行均衡充电 :

〃蓄电池在完全放电以后 , 由于某种原因 , 未能及时充电 , 停放时间 1~2 天及以上;〃蓄电池停放一个月以上未使用;〃蓄电池放电电压在规定的放电终止电压值以下;〃长期放电电流过大。ⅵ

.个别蓄电池有下列情况时 , 应对其进行充电: 〃电池电压降低、电解液相对密度减小;〃电解液有不纯物落入;〃将极板取出检查 , 或抽出电池内的沉淀物以后。vii.蓄电池组除每月进行一次均衡充电外 , 还应对调整电池每月进行一次充电 , 以防调整电池极板硫酸化。

c.蓄电池的故障及处理

i.极板间短路:〃 故障特征:充电时电压始终不升高 , 有时为零值;充电时电解液温度特别高 , 上升快;充电时电解液的相对密度不能上升或几乎无变化;放电时很快就降至极限电压以下。

〃发生原因:杂物落入电池内;阳极板弯曲与阴极板接触;极板的脱落物在容器底部堆积过多;铅条脱落。

〃 处理方法: 必要时拆开 , 并更换弯曲严重的极板或将弯曲的极板设法压平;清除造成短路的沉淀物;去除铅瘤及其他异物。

.极板硫酸化〃现象 : 正常负荷放电时 , 极板上有效物质都逐渐变成微小结晶的硫酸铅 , 如能及时充电 , 完全可以还原成原来物质;蓄电池的内部自放电 , 或因硫酸过浓而产生硫酸铅结晶 , 及时充电可还原;粗粒硫酸铅 , 由于放电后未及时加以充电 , 电解液浓度太高 , 相对密度太大 , 或长期处于充电不足状态下 , 使硫酸铅往往难以还原 , 结果有效物质充满硫酸铅 , 很容易造成有效物质脱落或极板弯曲。〃处理办法: 用均衡充电法。极板硫酸化程度较严重者 , 可在电解液内适当地增填蒸馏水 , 使液面较规定为高 , 然后(根据容量)用 55A 电流进行充电 , 待开始冒出气泡 , 停充半个小时 , 再将充电电流减少 1/2 继续充电 , 如此重复进行直至恢复正常为止。iii.蓄电池有效物质脱落

〃 故障特征:电解液内发生充电沉淀时 , 有褐色物质自下部上升;电池容量减少。

〃 发生原因:极板质量不好;充电时电解液温度过高 , 极板有效物质因膨胀降低附着力而脱落;充放电过于频繁或过充电、过放电;电解液过浓或质量不好 , 有杂质 , 使极板生盐或产生局部作用;内部短路。〃处理办法: 沉淀物少量可以清除;沉淀物过多 , 须另换新极板。

iv.电解液弄脏〃故障特征 : 充电时各个电池电压较低 , 但整个充电过程中 , 都均匀上升;自放电情况严重 , 充电后在搁臵时间电压降落过快 , 产生局部作用;电解液颜色及气味不正常 , 并有浑浊及沉淀;充电时电压低 , 并在液面上产生泡沫。〃处理办法 : 彻底清洗内部 , 并更换新电解液。V.安全操作

〃一切有关的硫酸作业 , 都要两人进行。在充注、调配电解液时 , 应戴保护眼镜、胶皮手套 , 穿胶皮靴 , 围胶皮围裙 , 并准备一定数量的 25% 苏打水 , 以备硫酸溅在脸上、手上或衣服上时马上洗涤。〃在配制硫酸溶液时 , 要将硫酸缓慢注入水中 , 并用玻璃棒不断搅拌。严禁将水倒入硫酸中。〃充电前应开启通风机。在充电时 , 要经常检查。充电完还应抽风一段时间。连续浮充电方式运行时 , 发现蓄电池由于过充电而沸腾 , 要开启通风机。

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