电厂安全事故（精选8篇）
一、事故概况及经过
1982年8月16日9时，山西某供电厂副工长王某到除尘器电场内检查设备情况，当即昏倒在电场内，当时同行的工长牛某以及青年工人赵某立即下到电场去营救，结果也相继昏倒在地，另一名工人迅速用电话通知有关单位。此时附近工人闻讯自动前来抢救，但未配带防毒面具，致使事故扩大，中毒人员不断增加，共有32人中毒，其中死亡2人，重度中毒和中度中毒各8人，轻度中毒14人。
二、事故原因分析
该供电厂加热用煤气管道阀门漏气，使除尘器电场内充有煤气，检查设备的职工对煤气安全防护知识、安全防护措施缺乏了解，抢救中毒人员时又指挥不当，秩序混乱，且不戴好防毒面具，抢救过程中连续不断地发生多人中毒，均没有采取果断有效措施，导致中毒人员不断增加，扩大了事故的伤亡程度。
广西某电厂锅炉下降管爆破
一、事故概况及经过
1988年1月1日16时20分，广西某电厂一号锅炉(蒸发量为130吨／时)在检修后启动过程中，当调试安全阀时，锅筒四根下降管位于斜顶棚上部的管段突然发生爆破，大量高温汽水喷出，将炉顶上部四周的护墙护板冲开，站在锅筒平台出口处的徒工黄某某被烫立即死亡，钟某某被汽浪从26米平台推落到7米运转层平台上摔跌、烫伤严重，技术员蒋某某从炉顶29．5米处跳下，掉在厂房外离地3米高的风道上，伤势严重。此外，还有四人被烫伤。
事故后检查发现，从锅筒右起第二排前、后，第三排前、后共四根下降管爆破，爆破口是从锅筒管接头焊口下10多毫米处将下降管撕开，从此处至前墙直管段部分约3米多处，有的弯成几段，有的碎裂成几块，飞至12米远处。各碎片均密布很多腐蚀坑，有的碎片已腐蚀穿孔，有的碎片有深浅不一的龟背纹状腐蚀沟。管子内表面焊纹可见，未见有腐蚀现象。
二、事故原因分挤
1．对安全生产管理不严。这起事故是由于锅炉下降管外壁大面积腐蚀，管壁减薄造成的。该炉1983年6月23日，1984年5月12日和5月24日曾经在7米标高和4米标高处发生过下降管爆管事故，原因都是外腐蚀严重，管壁减薄所
造成的。但没有引起足够的重视，只检查9米以下下降管，忽视了对整个下降管的全面检查。
2．由于燃用劣质煤，锅炉燃烧不稳定，经常正压运行，炉型密封性差，炉顶及护板内积灰严重，使这部分管子长期淹没在煤灰中，加上南方气候潮湿，停炉期间煤灰吸湿严重，加速了管子的腐蚀。
3．该锅炉投运以来，只做比工作压力稍高一点的水压试验，未按规程要求定期做超压水压试验，使存在的隐患未能及时发现。在做水压试验时，均未打开护板检查，因而已腐蚀穿孔的管子也未能发现。
三、防止同类事故的措施
1．要在检查过程中，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，全面检查管子的各个部位，特别是腐蚀较严重的部位，及时采取措施消除。
2．要加强使用管理，杜绝影响管子腐蚀的各种因素如积灰、潮湿等。
辽宁某发电厂脱氧器爆炸
一、事故概况及经过
1981年1月11日8时23分，辽宁省某发电厂脱氧器发生爆炸，死亡9人，重伤3人，轻伤3人，直接经济损失500余万元。
是日7时40分，该厂7号机组汽机运行一班司机发现脱氧器水位仅为1．5米，低于1．8至3．2米的规定水位，就用电话与化学水分厂联系供水，同时通知司泵把水泵开大一点。7时55分，汽机运行二班司机、副司机在接班时发现脱氧器水位只有1．6米，仍未达到规定水位，就不同意接班。此时，运行一班副司机从控制室（9．6米）下至零米，在1号泵已开的同时又打开2号水泵。8时19分，水位达1．8米，压力为4．7公斤，双方这才同意交班。在一班正、副司机离开控制室行至6号机组时，二班司机追出声称脱氧气压力偏高，要他们返回去。当一班副司机返回控制室，二班司机随后返回而未进控制室前，突听一声闷响，于是2人便急忙转向梯口向上部脱氧器方向察看，此时巨爆发生，26米高层建筑全部塌落；位于26米高处的脱氧器，碎片横飞，180吨温度在150度以上的热水倾泻而下，从零米的司泵到9．6米的控制室全被建筑预制构件所
覆盖，厂房玻璃全部破碎，两面承重高墙向外张裂，同时引起24万伏变压器着火。
二、事故原因分析
1．运行一班在二班强调脱氧器水位不够的情况下，增开了一台低温水泵供水，水位上升，但压力下降。为保证脱氧质量，须升高压力，升压来源有2个：即二段抽气压力26．5公斤，或三段抽气压力13公斤。按规程规定在15万负荷时不能开二段抽气。一班为急于下班，打开二段抽气（事故后检查二段抽气阀门全开）造成压力急剧上升，直至脱氧器超压而爆炸。
2．设备有缺陷，7号机组抽气调节门失灵，其它机组抽气调节门也都不好使。在脱氧器压力升高时，操作人员失去调节压力手段，于是不得不将进气压力靠阀门进行调节，拆除自保磁，小开小关控制进气，使阀门漏量越来越大。而且开、关失灵，有时能开不能关。电动开关不好使，还得靠手动。另外，靠阀门调节，手柄没刻度，只能凭估计调节。7号机组事故前，二段抽气光信号失灵，开关动作只有绿灯亮，红灯不亮，造成操作工的盲目性。
脱氧器的重要附件——安全阀与脱氧器最大承受压力相近，起不到保险作用。
3．管理不善。长期以来，只重视高压容器，忽视低压容器。没有认识到属于低压容器的脱氧器能够爆炸。所以，从不作定期检修，有时虽有检修，亦不作探伤试验和压力试验。事故前机组工作同志已提出：二段轴气开关不好使，要求电气给予检查，但直至事故发生，也一直未进行检修。
4．1980年以来，该厂曾发生过数起伤害事故，但均未作严肃处理。输煤系统，粉尘超过国家标准若干培，事故现场，脱氧器周围浮尘约半尺厚，积尘造成煤尘爆炸。而且，从输煤到粉碎整个生产系统完全是敝开式作业，危险性极大
宁波市某发电厂电站锅炉爆炸
1993年3月10日14时7分，宁波某发电厂与l号机组配套的锅炉发生了炉膛爆炸，造成死亡23人，重伤8人，轻伤16人；锅炉标高21米以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧塌倒呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31根，立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有66根开裂；炉右侧21米层以下刚性梁严重变形，0米层炉后侧基本被热焦培至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。事故后，清除的灰渣堆容积为
934立方米。停炉抢修132天。这次事故直接经济损失780万元。
众病缠身的洋锅炉
该锅炉是由美国ABB—CE公司制造的亚临界一次再热强制循环汽包炉，额定主蒸汽压力18．2兆帕，主蒸汽温度540℃主蒸汽流量2008吨／时，锅炉于1989年制造，1991年10月30日投入试生产。
事故前锅炉运行存在以下不正常情况：
3月5日20时以后，为降低再热器管壁局部超温，四角布置的摆动式煤粉燃烧器由水平位置向下调至最大倾角位置，但再热器局部管壁温度仍经常出现大于640℃(壁温报警值为607℃)。
3月6日以后，高温再热器管壁温度(第36点)仍超温，虽采取降低负荷至400兆瓦、加强吹灰和增大减温喷水量等措施，但吹灰的有效间隔时间越来越短，仍出现该管壁温度升至640℃以上，最高达662℃。
3月9日开始，高温过热器管壁温度超过允许极限值(壁温报警温度为594℃)，经常超过620℃，最高达640℃。
3月10日事故前一小时内1号锅炉无较大操作。14时，机组带400兆瓦负荷稳定运行，主蒸汽压力15．22兆帕，主蒸汽温度513℃，再热蒸汽温度512℃，主蒸汽流量1154．6吨／时，炉膛压力维持在负0．09干帕，再热器管壁温度(第36点)为621℃，过热器管壁温度(第35点)为609℃。磨煤机A、C、D、E磨运行，B磨处于检修状态，F磨备用。CSS(协调控制系统)调节项目除风量在“手动”调节状态外，其余均投“自动”。
锅炉在运行中于3月10日14时07分后，锅炉集控室值班人员听到一声闷响，MFT(主燃料切断保护]跳闸，切断燃料供给：运行人员手动紧急停运炉水循环泵
B、C(此时A泵已自动跳闸)和停运两组送，引风机。事故发生时保护动作正确。瞎骑士骑破足马
造成这起事故的直接原因是锅炉严重结渣。严重结渣造成的静载，加大了块焦渣下落的动载，致使冷灰斗局部失稳，导致侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽升温膨胀，使炉内压力大增，并使冷灰斗塌陷扩展；炉膛水冷壁的包角管先后断裂，喷出的工质容数量大增，炉膛压力陡升。在渣的静载、动载和工质迅速扩容的压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。
一、核事故的应急计划
我国的《放射性污染防治法》规定:“核设施营运单位应当按照核设施的规模和性质制定核事故场内应急计划。”《核电厂核事故应急管理条例》规定:“核电厂及所在省人民政府的指定部门应做好核事故应急准备工作。”我国的核安全法规HAF002《核电厂核事故应急管理条例》中也有严格规定:“新建的核电厂必须在其场内和场外的核事故应急计划审查批准后, 方可装料。”[1]按照法律规定, 核安全事故应急计划的制定已经上升到了核电厂常规运行生产必要条件的高度, 而应急计划中又应该明确:政府相关的负责部门及其职责以及负责部门与核电企业之间的关系;放射性物质潜在泄露地区的人员疏散。
1.核电厂事故应急管理
我国的《核电厂核事故应急管理条例》规定:“核电厂的上级主管部门领导核电厂的和事故应急工作”, “国务院和安全部门、环境保护部门和卫生部门等有关部门在各自的职责范围内做好相应的核事故应急工作。”因此在遭遇到一定程度的核事故时, 在核电系统内部有着自上而下的明确分工, 责权等级也是层层分明。同时由于核事故的应急处理并非是单一领域的问题, 势必会涉及到社会的各个领域以及产生复杂的经济、环境、卫生、交通、治安等等问题, 所以在以国家核安全局, 核电企业, 核电厂为处理技术性事故问题主力的同时, 仍然需要其他相关部门的统一协调和配合, 甚至为了防止意外, 法律还规定了“中国人民解放军作为核事故应急工作中的重要力量”, 这同时也体现了核事故的应急工作是一项复杂多变且技术难度较高的工作。
2.核电厂周边环境及公众安全管理
在核电厂发生可能具有放射性物质泄漏危险并有可能危及到周边环境及公众安全问题的安全事故时, 应急疏散是最应当及时开展的有效措施。
目前为止, 我国尚未有一部法律明确规定有关核安全事故发生时的应急疏散问题, 而在其他领域发生一些重大安全事故时, 政府力量通常会在第一时间介入以确保尽可能多的公众被转移至安全地带, 在这一疏散过程中, 企业通常并没有扮演重要角色。当然, 笔者并非质疑这一做法, 三哩岛事件调查研究也表明:因为事故发生之后政府未能及时下达疏散命令, 大部分的民众未能得到妥善安置, 政府的安置地点也未发挥作用。一部分民众受到他人的影响而疏散, 而另一部分部分民众则没有疏散。有组织、有预警的应急疏散将更有秩序, 民众的情绪也容易控制, 在疏散时意外事故发生率较低, 衍生事件发生的情况也较少, 因此, 政府的及时介入是有必要。
二、防止放射性污染的扩散
核安全事故发生之后遗留下的放射性物质是核事故对自然环境和社会公众的生命安全的最大威胁, 而且会伴随着长时间的潜在危险, 一旦产生放射性污染, 后果不堪设想。《中华人民共和国放射性污染防治法》对于核安全事故可能所产生的核泄漏和放射性污染问题作了明确规定, 提出由核设施营运单位, 核设施主管部门、环保部门、卫生部门、公安部门等有关部门和中国人民解放军、中国人民武装警察部队来共同负责。[2]《核事故或核辐射事件紧急援助公约》中也明确提出了, 发生可能影响超国界的特大核事故, 或者是事故发生国家没有足够处理能力的, 国际社会将会及时提供人道主义国际援助, 最重要目的也是为了最大限度的防止放射性污染的扩散。
日本福岛核电站核泄漏事故发生之后, 福岛第一核电站的运营商东京电力公司将11500吨含有放射性物质的污染水倒入大海, 为使发生核泄漏事故的福岛第一核电站能够存放浓度更高的污染水的做法已经引起了国际社会的一致的强烈不满, 而此举所产生的放射性污染及其潜在风险也使得日本及其周边国家在接下来的一段时期内海产品的生产和出口遭到了毁灭性的打击。而由此引发的国际侵权赔偿问题的争执至今也未得到妥善解决。而类似的这种重大核泄漏, 肯定会对自然环境、其他生物造成广泛破坏, 而关于此类的公益赔偿问题更是争论不休。
对于放射性污染处理责权问题, 世界上大多数国家都规定首先需要由核电站的营运方来承担侵权赔偿责任。北美及欧洲地区的国家对于在运营的潜在危险较大的核电站在对其颁发运营许可之前均有强制性第三方责任险的投保要求, 日本法律规定, 核电站的运营商必须为其电厂投保法定的第三方责任险, 并且其投保额度必须达到13亿美元。[3]而我国对于这一部分的法律规定显得非常不足, 而这一责任也通常落在了政府的头上。目前, 我国对于国内的核电企业采取了世界上比较通行的核保险共同体制度, 但并没有对核电站的运营方实施第三方责任险的强制要求。
三、核废料的处置
如何妥善的处置好高能核废料, 历来是世界各国的一大难题, 也是关系到社会民众的关键问题。联合国世界环境与发展委员会在1987年发表的《我们共同的未来》一文中表示, 核废料的处理已经成为限制核能源行业发展的一个重大问题。关于高能核废料的处理, 其实已经不是民用核电站所带来的新鲜问题了, 最早伴随着核能武器的实验, 开发和生产, 高能核废料就在源源不断的产生。根据我国的《核电中长期发展规划 (2005—2020年) 》中的预算, 2010年底我国开工的核电机组装机规模为全世界最大, 而这也势必会产生更多的核废料。
美国在全世界是核废料处理问题上立法最多的国家, 但也直到1982年的《核废料政策法》才明确规定了核废料处理采取“隔离深藏方式“处置, 但是即便这种方式也有很多学者并不认可, 因为核废料的半衰期非常长, 这种做法会带来处理地区的几乎永久性的废置。
我国的宪法第二十六条明确规定:“国家保护和改善生活环境和生态环境, 防治污染和其他公害。”《环境保护法》第三十三条规定“生产、储存、运输、销售、使用有毒化学物品和含有放射性物质的物品, 必须遵守国家有关规定, 防止污染环境。”[4]从法律条文中我们可以看得出核电站作为民事核能生产利用过程当中最重要的主体, 对于其生产的放射性核废料的妥善处置有着不可推卸的责任和义务。而关于核废料的处理除了如何妥善安置, 安全运输也是其中的重要问题:资料计算, [5]一次核废料运输泄漏事故, 可使140平方公里面积的土地受污染, 而善后清理费用更是高达6亿美元。对于这些核电厂外的核泄漏情况处理起来由于缺乏必要的设备和器材, 将会更为麻烦, 影响也更为重大。但是我国目前, 在放射性废物的处置方面的法规仍然很不健全, 这也从另一方面掣肘了我国民用核能行业的健康发展, 不断发展的核电行业和科技也给我国的核安全法律提出新的要求, 这对于我国的核安全法律部门来说既是新的机遇, 也面临着前所未有的挑战。
摘要：核能行业与其他行业最大的不同就是其事故发生往往伴随着巨大的对环境和社会公众影响, 后果的长期危害性以及治理的高昂代价和成本也使得其安全问题尤为重要。核电科技更新换代过快这也使得核电行业的核安全法律体系本身有着很多固有的缺陷, 想要大力发展核电, 就要加强对核安全、环境社会影响和废物处理处置等问题的法律监督与探讨, 充分保证社会公众的权利。
关键词：核应急,放射性污染,核安全法律
参考文献
[1]中华人民共和国核电厂核事故应急管理条例[S].北京:中国法制出版社, 1993.
[2]放射性污染防治法[S].北京:中国法制出版社, 2003.
[3]刘悦.核污染对海洋环境的影响产生的法律问题[C]∥中国法学会环境资源法学研究会2011年会——2011年全国环境资源法学研讨会暨中国环境资源法学研究会筹备会议, 2011.
[4]中华人民共和国环境保护法[S].北京:中国法制出版社, 1999.
1.事故经过
某电厂#2 机组停机，#1 机组负荷900MW，磨煤机 A、B、C、D、F运行，磨煤机E本体检修。22：20检修负责人通知运行人员磨煤机E检修工作结束。值长颜某安排副值班员于某某办理工作票终结手续。22：30工作票WR2012030145“燃煤#1机组磨煤机 E 设备检修”终结。值长颜某安排副值班员于某某、季某进行#1炉磨煤机E开关由冷备用转热备用操作任务。电气巡检季某填写电气操作票（YXDQ201203171，操作任务：#1炉磨煤机E开关61A20由冷备用转热备用，操作人：季某，监护人：于某某），经操作人核对、监护人审核无误后，交值长颜某审核。23：10值长颜某审核无误后签发操作票。监护人于某某和操作人季某接令复诵后，两人均携带操作防护面罩、绝缘手套赴现场进行操作，新员工刘某某跟随于某某和季某进行现场学习。23：23集控室听到有较大异常声响，DCS发“6kV61A段失电”报警，6kV61A段负载跳闸，#1机组RB动作。因磨煤机A、C跳闸，一次风机A跳闸，锅炉燃烧不稳，紧急投入油枪助燃。集控室通过监控电视发现#1机6kV开关室内有浓烟，值长立即派人就地检查，发现#1机6kV开关室内有烟冒出，于某某、刘某某已从开关室跑出来，立即安排人员带正压式呼吸器将季某救出，三人均不同程度灼伤。
2.原因分析
#1机组停机后检修人员对磨煤机E开关进行耐压试验，18：58试验结束，检修人员将磨煤机E开关送至试验位置。经勘察事故现场，发现#1炉磨煤机E开关母线侧A、B、C三相静触头严重烧损，负荷侧A、B、C相静触头完好，#1炉磨煤机E开关母线侧静触头B上留有一试验夹，开关室地面上也发现有一试验夹。初步判断为3 月28日#1炉磨煤机E开关（FC）耐压试验后检修人员未拆除试验短路线即将开关送至试验位置，3月31日23：23左右，运行人员在将磨煤机E开关推入仓内过程中造成6kV母线短路。
3.防范措施
组织学习事故通报，学习和贯彻、《电力安全作业规程》、《防止电力生产事故重点要求》、《事故调查规程》、《操作票管理规范》、《工作票管理规范》、运行调度规程、集控运行规程、防误闭锁管理细则相关规定。对员工进行全面的安全教育，加强安全技能和专业技能培训，提高培训效果。进一步强化保电网、保人身、保设备的意识，严格执行电力安全作业规程和各项安全生产管理制度，落实各级人员安全生产责任制，将安全教育落到实处，真正做到体系健全，制度管人，要求全体人员认真反思，全面查找工作中存在的不足，举一反三。踏踏实实开展本质安全管理工作。全面提高运行人员的安全技能和专业技术水平，把本质安全思想理念灌输到位。
严格执行“两票”制度，按照《电力安全工作规程》，《操作票管理规范》、《工作票管理规范》以及《两票实施细则》等的要求，加强操作票的过程管理，严格填写、执行的检查以及监督、分析和统计。加强运行操作的危险点分析，分析要细致并切合实际，杜绝浮于形式，保证操作安全。严格工作票开、收工管理，工作票开工时工作许可人在完成安全措施后一定要会同工作负责人到现场再次检查所作安全措施，对具体的设备应指明实际的隔离措施，验证检修设备确无电压。对工作负责人指明带电带电设备的位置和注意事项，和工作负责人在工作票上分别签名后方可许可开工。工作结束后，运行值班人员应要求工作负责人讲清所修项目、发现问题、试验结果及发现问题等，并与工作负责人共同检查设备状况、有无遗留物件、知否清洁等，然后方可办理终结手续。
查找安全管理上的漏洞，提高全员的安全预控能力，认真履行岗位职责，坚决杜绝管理性违章，真正做到以“零违章”确保“零事故”加强重大操作的组织指挥和监督。机组的启停、发变组解并列、400V、6kV母线电源切换、220kV及以上母线倒换操作，应由值长、班长或机组长亲自监护，机组长或值班员操作。220kV、500kV系统母线倒换操作票填写完成后必须由部门专业管理人员审核后方可执行，运行专业主管或专工等必须到场作监督把关，严格杜绝“三违”行为，对容易忽视和可能发生的差错等问题应及时提醒，对异常情况要采取有效地应急措施。对执行500kV系统的操作，应增加现场位置检查人，现场位置检查人的职责只能是检查设备位置、状态、停送隔离开关操作电源，并且应保证联络畅通，要求现场位置检查人由对设备系统熟悉者担任，能够正确的判断现场设备的位置、状态，发现任何异常应及时汇报。
严格执行关于电气操作的各项规定：
（1）6kV设备停电，不论热机工作或电气工作都必须将开关小车拖至仓外（检修位置）；设备送电前必须就地检查开关、设备（电机、变压器等）及其拖动设备临时措施确已拆除，安装、接线完整，具备送电条件。电气工作（要求合接地刀闸或装设接地线的）结束后送电，拆除安全措施后，必须测量设备相间、对地绝缘，确保设备接线完整、无遗留接地短路线、设备绝缘良好。
（2）开关送电前一定检查手车开关本体标牌标示位置编号正确，开关仓内静触头、手车开关动触头上下均无妨碍送电物。
（3）6kVⅠ、Ⅱ段母线设备停送电，将开关小车由试验位摇至工作位或由工作位摇至试验位时必须在开关仓门关闭并固定良好的情况下进行。严禁开关仓门未关闭时进行操作。
（4）6kV及以上电压等级的开关做传动试验，必须填写操作票，严格按操作票执行。
安全是每个人的基本需要。电力事故对个人、家庭、企业、社会的伤害和不良影响是非常巨大的。电力人更应视安全为最基本、最重要的需求。然而，我们的身边，责任心不强、安全意识淡薄、安全防护技能不足的现象是客观存在的。
个人情绪和身体状况对行为安全有着重要影响，体力充沛、情绪高昂、高度的责任心对行为安全是一种保障。每天上班前必须调整好自己的心态，稳定情绪，消除思想干扰，提高“注意力峰值”，使自己尽早进入一种精力旺盛，心情愉快，情绪高昂，思维敏捷的状态，增强责任心，视安全为个人上班时的第一需要，只有“我要安全”方能保证安全。
良好的工作习惯是行为安全的可靠保障。填票时做到“三考虑、五对照”，操作时执行操作监护、唱票复诵及三核对制度、“四不开工、四不终结”，顶住压力杜绝“人情票”是良好的工作习惯；设备巡视做到“脚到、眼到、耳到、鼻到、手到、心到”，交接班严肃认真、一丝不苟，真正做到“三交”、“四清”、“五不接”是良好的工作习惯；设备维护检修做到“应修必修、修必修好”是良好的工作习惯；发现设备缺陷及时汇报及时处理，规范联系、认真分析设备状况同样是良好工作习惯。工作联系不规范，设备巡视走过场，交接班流于形式，不执行操作监护及唱票复诵、不按顺序操作，不按规定验
电和使用绝缘工器具，工作票办理不下现场，对于出现的报警信息不核对，定期工作弄虚作假，检修质量不良等等不良工作习惯无时无刻不在威胁着我们的安全。
管理细致到位是保证行为安全的法。班组管理人员必须了解每位员工的技术素质、身体状况、心理情绪，以及安全与质量、安全与速度、安全与事故的辩证关系，做到针对每位员工、每次任务采取不同的方式和方法来教育、引导和应对，只有这样才能确保整个团队的行为安全。要牢固树立“安全事件无大小，安全工作微也足道”的思想观念，同时应积极准确把握生产现场，针对事故多发时段及电力生产的特点对班组成员应多关心、多提醒、多督查。
抓好班组安全教育培训是确保行为安全的前提和基础。班组安全员及管理者应充分利用每周安全学习、班前班后会以及结合现场实际进行安全思想的宣传教育，保证班组每位成员都树立起重视安全、尊重生命、遵章守纪的意识，彻底消除存在于班组中的忽视安全、轻视生命、违规违纪的思想和倾向。同时要努力提高成员的专业技能和安全素养，彻底解决“我会安全”的问题。要保证我厂长期安全生产的大好形势班组安全教育培训还有大量的工作要做。
我们“宁可事前听骂声，不愿事后听哭声”，只有严格执行两票三制，抓好危险点预测预防工作，培养遵章守纪的良好工作习惯，用对自己对他人高度的责任心做好每件事，认真研究不安全事件发生的规律，在实践中总结成功经验与教训，结合实际情况采取针对性较强的预防措施，才能把不安全事件发生的概率和危害程度降到最低，确
【简述】1999年8月15日15时30分，某厂电力实业开发总公司建筑安装公司1999年8月15日在承包的地下排水工程施工中，因人员违章作业发生一起人员触电死亡事故。
【事故经过】8月15日15时30分，某厂电力实业开发总公司建筑安装公司承包地下排水工程，在地坑深度5.8米作业过程中，因地下水上涨，必须要用抽水泵将坑内水抽净。16时50分左右唐某取来小型抽水泵，即与另一名在场的电工贲某开始进行电源接线工作。贲某在地坑上面，唐某在地坑内接电线，唐某在地坑内喊贲某投电源试转，贲某确认后就登上工具箱上部投电源，先投熔断器，又投开关把手，贲某从工具箱上面下到地面时，听到地坑内有人喊“有人触电了”，贲某这时又立刻登上工具箱拉开电源开关，这时唐某已仰卧在地坑内。在场同志立即将其从坑内救出地面，汽机分公司王某对唐某进行不间断人工呼吸，并立即送往珲春市医院抢救，经医院全力抢救无效，于17时45分死亡。
【事故原因】
此次人身死亡事故的直接原因是唐某（死者）在作业中图省事，怕麻烦，擅自违章蛮干造成的。唐某在作业中，电源进口引线三相均未固定，用左手持电缆三相线头搭接在空气开关进口引线螺丝上（电源侧）进行抽水泵的试转工作，在用右手向左手方向投空气开关时因用力过猛，电源线一相碰在左手大拇指上触电，触电后抽手时，将电源线（三相）抱在身体心脏处导致触电死亡。
【防范措施】
编制：
审核：
批准：
黑龙江省鑫玛热电集团安达有限公司
2013年10月1日
宾县热电厂事故调查规程
1总则
1.1 为贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强热电厂安全监督管理，通过对人身、生产、设备事故的调查分析，总结经验教训，研究事故规律，采取预防措施，为此依据《安全生产法》、《电业生产事故调查规程》、《工伤保险条例》（国务院第375号令）、《工伤认定办法》、《安全生产违法行为行政处罚办法》、等有关规定和标准，结合宾县热电厂的实际，特制定本规程。
1.2事故调查必须按照实事求是、尊重科学的原则，及时、准确地查清事故原因，查明事故性质和责任，总结事故教训，提出整改措施，并对事故责任者提出处理意见。做到事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过（简称“四不放过”）。
1.3事故统计报告要及时、准确、完整；事故分析应与设备可靠性分析相结合，全面评价安全水平。事故分析和考核实行分级管理。
1.4热电厂安全生产厂长负责对本规程的解释；任何单位和个人对违反本规程、隐瞒事故或阻碍事故调查的行为有权越级反映。1.5下列人员应熟知本规程 1.厂长。
2.生产副厂长、生产部长。
3.各专业主任、专工、技术员、值长、安全员。4.运行、检修班长及全体员工。
2事故（造成死亡、职业病、伤害、财产损失、环境破坏或其他损失的意外事件）： 2.1人身事故
2.1.1发生以下情况者定为电力生产人身伤亡事故：
2.1.1.1职工从事与电力生产有关工作过程中发生的人身伤亡。
2.1.1.2本企业聘用人员、本企业雇用或借用的外企业职工、民工和代训工、实习生、短期参加劳动的其他人员，在本企业的车间、班组及作业现场，从事电力生产有关的工作过程中发生的人身伤亡。2.1.1.3依照公司规定的其他人员。
2.2设备事故
2.2.1由于设计、制造、安装、施工、使用、检(维)修、管理等原因造成机械、动力、电讯、仪器(表)、容器、运输设备、管道等设备及建(构)筑物等损坏，造成损失或影响生产的事故。2.3生产事故
2.3.1由于指挥失误或违反操作规程和劳动纪律，造成停机、停炉影响对外供电、供热的事故。2.4火灾事故
2.4.1在生产过程中，由于各种原因引起的火灾并造成人员伤亡或财产损失的事故。2.5交通事故
车辆在行驶中，由于违反交通或因机械故障等造成车辆损坏、财产损失造成人员伤亡的事故。3.事故划分： 3.1.上报公司的事故：
3.1.1一次事故造成重伤1人及以上； 3.1.2一次事故造成死亡1人及以上；
3.1.3因工伤需要暂停工作接受工伤医疗，享受停工留薪时间超过30日（含法定休假日）以上的轻伤事故。
3.1.4一次事故直接经济损失5-10万元或间接经济损失10万元以上的生产、设备、火灾事故。
3.1.5一次事故造成2台机、炉以上的停机停炉事故。3.1.6一次事故造成停止外供热4小时以上的事故。
3.1.7汽轮发电机组、锅炉设备损坏，30天内不能修复或修复后不能达到原铭牌出力。
3.1.8 66KV主变压器、输电线路、断路器损坏，30天内不能修复或修复后不能达到原铭牌出力。
3.1.9经上级管理部门或本单位认定为上报公司的事故。3.2厂级事故
3.2.1因工伤需要暂停工作接受工伤医疗，享受停工留薪时间为30日（含法定休假日）及以内的轻微伤害事故。（受伤人员伤害程度、工伤事故的管理、工伤的认定、救治和恢复性治疗及报告按公司的规定执行）。
3.2.2发电设备和10KV以下输变电设备（包括直配线、母线）的异常运行或被迫停止运行、锅炉停炉、汽轮机停机、减温减压器停止运行后影响了对外送电、供热（降低参数运行）。
3.2.3锅炉、汽轮机、发电机、主变压器、送电线路、10KV以下的配电线路(电缆)被迫停止运行和备用(包括非计划检修)。
3.2.4.主要发、供电设备的检修，超过了批准的期限。
3.2.5备用的主要发、供电供热设备不能按调度规定的时间投入运行。3.2.6因故障造成发、供电设备损坏、公用系统损坏、直接经济损失达10000元以上者。
3.2.7由于跑酸、跑碱、跑树脂、跑油、生产车辆损坏及造成直接经济损失10000元以上。
3.2.8生产场所失火,造成直接损失10000元以上者。
3.2.9主要发、供电设备异常运行,已达到规程规定的紧急停止运行条件而未停运者。
3.2.10锅炉或其他压力容器爆炸。
3.2.11锅炉安全门拒动,使压力达到额定压力的1.25倍以上者,汽轮机运行中超速达到额定转速的1.12倍以上者。
3.2.12由于通讯失灵、造成延误送电、热或扩大事故者。
3.2.13配电线路发生故障，由于继电器保护或断路器(开关)失灵,扩大到发电厂主变压器停电,应算作事故一次。
3.2.14发生带负荷拉、合隔离开关，带电挂（合）接地线（接地刀闸），带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）。
3.2.15锅炉发生大批炉管腐蚀或烧坏（水冷壁、省煤器、过热器、预热器），汽机大轴弯曲需进行直轴处理。汽轮机叶片折断或通流部分损坏；汽轮机发生水击；汽轮发电机组轴瓦检修或管理原因严重烧损；发电机绝缘损坏；
3.2.16由于燃煤质量、煤湿、空仓等原因，发生锅炉灭火停炉、降低出力构成事故者，可统计1次事故。
3.2.17因计算机控制、保护装置或单项重要热工保护装置动作跳闸，引起主要
发、供电设备停运的。
3.2.18输煤皮带撕裂，影响正常生产。
3.2.19对于其它情节严重、性质恶劣的异常情况,本单位以及上级主管部门可认定为事故的。3.3障 碍
具有下列情况,虽未造成事故的、算做障碍。3.3.1设备异常运行、降低了出力。
3.3.2公用系统被迫停止运行或备用、未造成主机出力降低,但停用处理时间超过24小时。
3.3.3输煤设备发生故障、停用24小时、或影响上煤造成单台锅炉解列、压火。3.3.4原煤仓空仓，造成锅炉降负荷。
3.3.5直流系统接地延续时间超过4小时。主要热工自动装置停用时间超过24小时,主要电气仪表、热工仪表失灵或停用8小时以上。
3.3.6化学水处理设备发生故障、影响供水、或虽未影响供水但停用时间超过24小时。
3.3.7蒸汽、给水、凝结水、炉水品质不合格在8小时内不能恢复。
3.3.8因故造成发供电设备(含辅助设备)公用系统损坏、修理费用超过5000元者。
3.3.9跑酸、跑碱、跑油、跑树脂造成经济损失超过5000元者。
3.3.10发电机系统着火、其它场所着火、造成直接经济损失500O元以上者。3.3.11锅炉水位、汽压、汽温长时间高于或低于规定值,给水压力低于规定值。发电机、油系统漏油,造成油箱油位低于允许最低油位。3.3.12锅炉灭火、放炮。
3.3.13生产场所长期积粉尘,引起自燃,而影响设备运行时。3.3.14汽机调速系统失灵,使机组出力摆动超过额定出力的20%。3.3.15汽轮机危急保安器拒动作或误动作。3.3.16锅炉安全阀拒动作或动作不回座。
3.3.17发电机定子温度超过极限、发电机轴瓦温度超过极限。主变压器上层油温超过极限。
3.3.18 100千瓦以上的电动机,带动主要辅助设备的电动机或其它有重要性质的电动机绝缘损坏。
3.3.19备用电源自投入失灵、主要联动装置失灵、自动调整励磁装置失灵。3.3.20向停用检修设备误送电、误送水、误送汽。
3.3.21在检修中发现的重大缺陷、如汽机叶片断裂、锅炉严重腐蚀、发电机、变压器绝缘损坏。
3.3.22运行、备用、检修中设备被淹,被冻情节严重者。
4事故调查 4.1事故分析组织
4.1.1事故发生的运行值长必须及时将事故情况报告生产副厂长和生技部长，厂领导根据事故影响程度向上级领导或部门汇报；事故后16小时内由安监部门写出事故情况通报，报上级领导。
4.1.2事故发生后，当班值长组织发生事故的单位或个人以书面形式记录事故的现象、处理经过；属于全厂性事故，由值长、涉及单位分别以书面形式记录事故的现象、处理经过。
4.1.3事故发生单位交班后由值长组织并主持第一次事故分析会，值长应通知厂领导参加事故分析会，厂领导可根据事故情况通知相关专业负责人参加分析会；由安监人员或厂长指定人员组成事故调查小组，事故调查小组负责组织召开以后的事故分析会，收集事故资料，并写出事故报告等工作。
4.1.4发生公司级以上事故，厂事故管理部门应积极配合上级部门的事故调查工作，按照上级部门的要求组织参加事故分析会人员、提供事故分析资料和事故分析报告。
4.2.事故报告应包括以下内容： 4.2.1事故发生的时间、地点、单位；
4.2.2事故发生的简要经过、伤亡人数、直接经济损失的初步估计；设备损坏和电网停电影响的初步情况； 4.2.3事故发生原因的初步判断。4.3调查程序 4.3.1保护事故现场
4.3.1.1事故发生后，事故单位必须迅速抢救伤员并派专人严格保护事故现场。未经调查和记录的事故现场，不得任意变动。
4.3.1.2交接班记录必须详细记录事故发生的情况，不得遗漏和隐瞒，不得事后进行修改。交接班记录作为重要的物证和考核依据。
4.3.1.3事故发生后，事故单位应立即对事故现场和损坏的设备进行照相，录像，绘制草图，收集资料。
4.3.1.4因紧急抢修、防止事故扩大以及疏导交通等，需要变动现场，必须经企业有关领导和安监部门同意，并做出标志、绘制现场简图、写出书面记录，保存必要的痕迹、物证。4.3.2收集原始资料
4.3.2.1事故发生后，厂安监人员或厂长指定的部门负责人应立即组织当值值班人员、现场作业人员和其他有关人员在下班离开事故现场前分别如实提供现场情况并写出事故的原始材料。安监人员要及时收集有关资料，并妥善保管。4.3.2.2事故调查组成立后，安监人员及时将有关材料移交事故调查组。
事故调查组应根据事故情况查阅有关运行、检修、试验、验收的记录文件和事故发生时的录音、故障录波图、计算机打印记录等，及时整理出说明事故情况的图表和分析事故所必需的各种资料和数据。
4.3.2.3事故调查组在收集原始资料时应对事故现场搜集到的所有物件（如破损部件、碎片、残留物等）保持原样，并贴上标签，注明地点、时间、物件管理人。
4.3.2.4事故调查组有权向事故发生单位、有关部门及有关人员了解事故的有关情况并索取有关资料，任何单位和个人不得拒绝。4.3.3调查事故情况
4.3.3.1人身事故应查明伤亡人员和有关人员的单位、姓名、性别、年龄、文化程度、工种、技术等级、工龄、本工种工龄等。
生产或设备事故应查明发生的时间、地点、气象情况；查明事故发生前设备和系统的运行情况。
4.3.3.2查明事故发生经过、扩大及处理情况。
人身事故应查明事故发生前工作内容、开始时间、许可情况、作业程序、作业时的行为及位置、事故发生的经过、现场救护情况。
4.3.3.3查明与事故有关的仪表、自动装置、断路器、保护、故障录波器、调整装置、遥测遥讯、遥控、录音装置和计算机等记录和动作情况。
人身事故应查明事故发生前伤亡人员和相关人员的技术水平、安全教育记录、特殊工种持证情况和健康状况，过去的事故记录，违章违纪情况等。4.3.3.4调查设备资料（包括订货合同、大小修记录等）情况以及规划、设计、制造、施工安装、调试、运行、检修等质量方面存在的问题。
人身事故应查明事故场所周围的环境情况（包括照明、湿度、温度、通风、声响、色彩度、道路、工作面状况以及工作环境中有毒、有害物质和易燃易爆物取样分析记录）、安全防护设施和个人防护用品的使用情况（了解其有效性、质量及使用时是否符合规定）。
4.3.3.5查明事故造成的损失，包括波及范围、减供负荷、损失电量、用户性质；查明事故造成的设备损坏程度、经济损失。
4.3.3.6了解现场规程制度是否健全，规程制度本身及其执行中暴露的问题；了解企业管理、安全生产责任制和技术培训等方面存在的问题；事故涉及两个及以上单位时，应了解相关合同或协议。4.3.4分析原因责任
4.3.4.1事故调查组在事故调查的基础上，分析并明确事故发生、扩大的直接原因和间接原因。必要时，事故调查组可委托专业技术部门进行相关计算、试验、分析。
4.3.4.2事故调查组在确认事实的基础上，分析是否人员违章、过失、违反劳动纪律、失职、渎职；安全措施是否得当；事故处理是否正确等。
4.3.4.3根据事故调查的事实，通过对直接原因和间接原因的分析，确定事故的直接责任者和领导责任者；根据其在事故发生过程中的作用，确定事故发生的主要责任者、次要责任者、事故扩大的责任者。
4.3.4.4凡事故原因分析中存在下列与事故有关的问题，确定为领导责任：
1）企业安全生产责任制不落实； 2）规程制度不健全； 3）对职工教育培训不力；
4）现场安全防护装置、个人防护用品、安全工器具不全或不合格； 5）反事故措施和安全技术劳动保护措施计划不落实； 6）同类事故重复发生； 7）违章指挥。4.3.5提出防范措施
4.3.5.1事故调查组应根据事故发生、扩大的原因和责任分析，提出防止同类事故发生、扩大的组织措施和技术措施。
4.3.5.2根据厂里的“事故预案”的管理规定，结合事故案例制定或修改事故预案；安监人员组织、督促运行人员进行事故预案的演练。
4.3.5.3事故防范措施中如需进行设备改造，在设备改造完成之前，必须有保证安全运行的措施和相应的应急预案。4.3.6提出人员处理意见
4.3.6.1事故调查组在事故责任确定后，要根据有关规定提出对事故责任人员的处理意见。由有关单位和部门按照人事管理权限进行处理。3.3.6.2对下列情况应从严处理：
1）违章指挥、违章作业、违反劳动纪律造成事故的；
2）事故发生后隐瞒不报、谎报或在调查中弄虚作假、隐瞒真相的； 3）阻挠或无正当理由拒绝事故调查；拒绝或阻挠提供有关情况和资料的。4.3.6.3在事故处理中积极恢复设备运行和抢救、安置伤员;在事故调查中主动反映事故真相，使事故调查顺利进行的有关事故责任人员，可酌情从宽处理。4.4事故调查报告书
4.4.1重大及以上事故、重伤及以上人身事故以及上级部门指定的事故，事故调查组写出《事故调查报告书》后，应报送组织事故调查的单位。经事故调查的组织单位同意后，事故调查工作即告结束。
4.4.2事故调查结案后，事故调查的组织单位应将有关资料归档，资料必须完整，根据情况应有：
1）伤亡事故登记表或事故报告；
2）事故调查报告书、事故处理报告书及批复文件；
3）现场调查笔录、图纸、仪器表计打印记录、资料、照片、录像带等； 4）技术鉴定和试验报告； 5）物证、人证材料； 6）直接和间接经济损失材料； 7）事故责任者的自述材料； 8）医疗部门对伤亡人员的诊断书；
9）发生事故时的工艺条件、操作情况和设计资料； 10）处分决定和受处分人的检查材料；
11）有关事故的通报、简报及成立调查组的有关文件；
关键词：安全壳,氢气来源,消氢装置,氢气复合器
0 引言
随着我国电力需求的不断增长, 以及为满足国家对能源结构不断优化的要求, 核电作为一种清洁环保的能源将越来越受到青睐。因此, 随之而来的安全问题也越来越受到人们的重视。2011年3月11日, 日本9级地震引发海啸造成日本福岛核电厂发生核泄漏。此次福岛核电厂事故发生后, 引起各方面的关注。福岛核电厂发生的爆炸属于化学爆炸。福岛第一核电厂1~3号机组在地震后都已成功自动停堆, 但是由于地震及海啸的影响导致厂外电源和应急柴油发电机不可用, 丧失了堆芯冷却功能, 导致安全壳内压力不断升高, 操作员采用泄压安全阀释放压力容器内的蒸汽, 燃料包壳锆合金与水蒸气反应会产生氢气, 当氢气相对空气的浓度达到了爆炸极限, 在遇到高温甚至明火后便发生了爆炸。据资料显示, 福岛核电厂是有氢气控制系统的, 福岛核电厂是MARK-1型沸水堆, 控制氢气的措施一般是往安全壳干井里注人惰性气体 (如CO2、N2、卤代烃气体) , 使得安全壳“惰化”, 即破坏聚集在安全壳内的氢气的燃烧带, 也就是说, 使氢气只有达到很高的浓度才能爆炸。比如说, 正常情况下, 安全壳内空气中的氢气浓度达到10%, 就会引起燃烧爆炸。而充入惰性气体后, 氢气浓度要达到60% (充CO2) 、75% (充N2) 才能引起爆炸, 沸水堆的另一种抑氢措施是氢气点火装置, 也就是把氢气通过氢气燃烧器烧掉, 防止其聚集, 但由于地震及海啸的影响导致厂外电源和应急柴油发电机不可用, 丧失了电源, 致使无法消除安全壳内的氢气, 最终导致爆炸。
从福岛核电厂爆炸可以看出核电厂严重事故下, 氢气在安全壳内可能发生快速的燃烧或者爆炸, 产生较大的温度和压力载荷, 破坏安全壳的完整性。为监测和消除安全壳内的爆炸风险, 有必要采用一套安全壳内的氢气控制系统。该系统在安全壳内堆芯分解或熔化的情形下, 能够采取措施限制安全壳内的氢气浓度, 从而避免安全壳整体发生危险。氢气点火器与氢气复合器是两种现行的消除安全壳内氢气的设备, 同时考虑到丧失电源情况下的可行性, 必须采用非能动氢气复合器来降低氢气浓度。
1 氢气源项分析
在轻水堆核电厂严重事故进程中, 锆合金包壳与水或水蒸汽产生大量的氢气, 并通过反应堆冷却剂系统压力边界或压力容器破口释放到安全壳中。如果压力容器下封头被熔穿, 堆芯熔融物又会与安全壳堆腔内水或混凝土接触反应, 释放出大量氢气和少量其他易燃易爆气体。释放的氢气在安全壳内扩散流动, 与水蒸气、空气混合, 形成可燃混合气体。当氢气的浓度超过可燃浓度限值4%时, 则可能发生燃烧, 甚至爆炸。这将会引起安全壳超压和温度升高, 从而对安全壳的完整性构成威胁, 放射性裂变产物因此可能释放到环境中, 造成严重后果。
针对严重事故下安全壳内的可燃气体控制, 我国最新颁布的《核动力厂设计安全规定》 (HAF102) 明确要求:“必须充分考虑在严重事故下控制可能产生或释放的裂变产物、氢和其他物质的措施”。另外, 参考美国联邦法规10CFR规定:必须提供氢气控制系统以安全地容纳相当于100%燃料包壳金属-水反应产生的氢气;在事故期间及以后, 相当于100%燃料包壳金属-水反应产生的氢气均匀分布时的浓度小于10%。因此, 对核电厂进行严重事故下安全壳内氢气浓度分布的计算分析, 根据计算结果确定有效的氢气控制措施, 对于满足我国核安全法规要求, 具有现实的工程意义。
在失水事故工况下, 安全壳内产生氢气的源项主要有:冷却剂在堆芯区和地坑区的辐照分解;锆燃料包壳在事故期间被冷却剂或蒸汽腐蚀产生的锆水反应;安全壳内的铝和锌金属被安全壳喷淋液腐蚀;冷却剂中溶解氢的析出;芯熔融物与混凝土反应 (MCCI) 。不同源项具体分析如下:
(1) 反应堆冷却剂的辐照分解:失水事故后, 堆芯将重新由安全注入系统淹没, 堆芯内的冷却剂因受到由燃料棒内裂变产物释放出的缓发γ的辐照而分解。同时安全壳地坑水也会由γ和β引起辐照分解。辐照分解反应方程式为:
2 H2O=2 H2+O2
(2) 高温下堆芯内的锆水反应:在失水事故工况下, 当燃料棒包壳温度超过一定高温时, 包壳中的锆金属与冷却剂发生放热反应而产生大量的氢气, 锆水反应方程式为:
Zr+2H2O=Zr O2+2H2
(3) 喷淋水对安全壳内金属铝的腐蚀产氢。金属铝-水反应方程式为:
2 Al+3H2O=Al2O3+3H2
由此可知, 1kg铝腐蚀的氢气产生量为1.2444m3。金属铝的腐蚀速率, 取决于安全壳温度及喷淋液的p H值。
(4) 锌水反应产氢。金属锌水反应方程式为:
Zn+H2O=Zn O+H2
锌在水中的腐蚀速率约为0.18g/ (m2·d) , 比金属铝的腐蚀速率小的多, 故可忽略不计。
(5) 冷却剂中溶解氢气的析出:正常运行时冷却剂中氢气含量一般规定为20~50cm3/kg, 保守取为50cm3/kg, 反应堆冷却剂热态总质量约为168t, 则反应堆冷却剂中溶解氢气的析出总量约为8.4m3。
(6) 堆芯熔融物与混凝土反应 (MCCI) :严重事故下, 丧失正常及应急冷却系统将会导致堆芯熔化并可能坍塌, 如不进行干预, 压力容器的完整性将被破坏, 进而堆芯熔融物落到堆腔底板与混凝土相互作用, 即发生堆芯熔融物与混凝土相互作用 (MCCI) 。在高温熔融物作用下, 混凝土地基可能被熔穿, 此外, 大量不可凝气体和氢气等易爆燃气体可能引起安全壳超压失效。
2 安全壳内消氢技术分析
氢气燃烧是造成核电厂安全壳失效的主要原因之一。当安全壳内的氢气浓度达到一定比例时, 在外界条件 (例如温度、压力、氧气浓度等) 适合的情况下, 可能会发生氢气迅速燃烧或爆燃, 从而造成与安全有关的设备和系统的局部损坏, 甚至损坏安全壳的结构, 造成大量的放射性物质进入环境。在国家核安全局颁布的《关于新建核电厂若干安全问题的技术政策》中明确指出:严重事故下, 必须消除威胁安全壳完整性的大规模的氢气爆燃和爆炸。针对这一政策, 中国在今后新建核电厂时, 必须考虑严重事故下氢气在安全壳内的行为及其缓解措施。
2.1 移动式氢复合器
移动式氢复器是20世纪90年代为压水堆核电站ETY系统所设计, 用于消除安全壳设计基准事故后可燃氢气的安全设施。该装置由全屏蔽消氢风机、冷却冷凝器、汽液分离器、催化反应器、冷却器和电气控制柜等组成, 见图1。除电气控制柜外的所有设备安放在一个可以移动的小车上。
当安全壳内氢气浓度升高时, 用该装置将安全壳内含有氢气的空气抽出并经加热, 使其中氢气催化复合成水, 剩余空气返回安全壳, 经多次循环后, 可以降低安全壳内氢含量, 达到消氢目的。
以大亚湾核电站为代表的M310机组 (包括秦山二期和CPR100机组) 都在其安全壳大气监测系统 (ETY) 中设有两套移动式的消氢装置, 每台消氢装置的流量为85~119m3/h, 可保证该装置在经过2h运行后, 能使安全壳内氢气的浓度从最大3.5%降低到0.1%以下。该装置还有另外一个重要的功能即通过风机循环使安全壳内空气混合均匀, 以便于其他分系统对安全壳内气体进行监测。但该装置只用于在设计基准事故下的消氢, 没有考虑在超基准事故下的消氢。当发生超基准事故时, 安全壳被隔离, 该装置停止工作。当安全壳内大气压力升高到一定限值时, 氢气和其他不凝性气体只能通过安全壳过滤系统 (EUF) 排入环境。
2.2 氢气点火器
核电站用氢点火器的工作机理是当核电站发生失水事故或严重事故时, 氢点火器迅速启动, 点火器上的加热原件加热升温, 当安装点火器处氢气浓度达到可燃浓度后, 氢气燃烧并降低到可燃浓度以下 (无水蒸气的时候, 可以点火的最高允许氢气浓度为10%) 。由于点火器启动时间早, 避免氢气的大量聚集, 所以点火器点燃氢气后, 只会形成燃烧而不会产生爆燃或爆炸。在失水事故或严重事故中水蒸气是和氢气一起释放的, 水蒸气对氢气燃烧时能量的传递有惰化影响, 从而降低氢气燃烧的范围。混合气体中的水蒸气浓度越高, 点火引起的燃烧过程越温和, 压力负荷越低。当水蒸气冷凝后, 被水蒸气惰化的混合气体在适当的压力下可以继续可靠的点燃, 从而达到消除安全壳内氢气的目的。
近年来, 核电发达国家如美、德、俄、日、法等国已经相继开发研制了多种氢点火器, 见图2, 并且有些已在新建的核电站中使用, 以限制安全壳内的局部氢浓度, 防止氢气发生爆燃。世界第三代核电机组AP1000中明确提出要在核电站安全壳内每个机组安装64台氢点火器, 以应对在严重事故和堆芯熔化事故期间及事故后期状况, 氢的快速释放, 中国秦山三期工程中的消氢系统也采用了加拿大AECL公司生产的44台氢点火器。
点火器组件是一个电热塞。在安全壳环境中, 点火器组件的设计可在严重事故 (包括LOCA事故) 期间, 维持其电热塞表面温度在871℃~927℃之间。电热塞容易在氢气浓度接近易燃浓度时点燃氢气。氢气点火器位置及其电源已设计成使整个安全壳及局部的单独隔间点火器保护丧失的可能性最小化。氢气点火器电源分成两组, 正常情况下每组电源由厂外供电, 但是当厂外电源不可用时, 每个电源组由非重要的柴油机供电。最后, 如果柴油机供电失败, 则氢气点火器可依靠每组上的非IE级蓄电池运行大约4h。
2.3 非能动氢气复合器
由于核电系统安全性的要求不断增加, 2004年国家核安全局重新修订《核动力厂设计安全规定》 (HAF102) 和《核动力厂运行安全规定》 (HAF103) , 将严重事故列入核电站设计考虑范畴, 要求在设计中必须考虑超设计基准事故, 同时要加装事故状态下非能动安全保护系统。当事故发生时, 该系统无须能源供应且不需人为干预而自动启动并投入运行, 减少了人为因素的影响, 增加了安全性。非能动氢气复合装置就属于这种安全设施之一。
非能动式氢气复合器的核心部件是催化板, 催化板由不锈钢制成, 外面包裹一层氧化铝作为催化剂载体, 氧化铝上面粘着催化剂 (铂/钯) 。催化剂的主要成分为铂, 钯主要是加快低温下催化反应的初始速度, 如图3所示。
其消除氢气是采用催化消氢的原理。氢气的消除是指氢气和空气中的氧气化合生成水。一般条件下, 该反应需较高温度或明火。采用催化剂可降低该反应的反应温度, 使氢气和氧气在较低温度甚至常温下可在催化剂表面反应, 化合生成水。含氢空气在催化剂表面反应时会放出热量, 加热局部空气, 使热空气密度减小而上升, 冷的含氢空气不断补充, 在催化剂表面不断反应、放出热量, 如此往复, 形成气体自然对流循环, 不断消除氢气, 使安全壳内氢气浓度降至远低于其爆炸限的水平。为了增加循环的动力, 通常将催化剂安装在一个较高的筒状壳体的下部, 利用正烟囱效应, 加大推动力。
3 几种消氢装置比较
移动式氢复合器在早期机组中普遍应用, 限于当时的技术水平和设计理念, 该装置只针对设计基准事故情况下消氢, 没有考虑超基准事故情况下的消氢, 而后者对安全壳的威胁远大于前者;该装置投入运行前, 需要一系列的准备活动, 操作复杂, 操作人员将不可避免地受到辐照, 而且该装置运行时旁通了安全壳, 这是不安全的。
氢气点火器在设计上用来应付低概率的严重事故, 其特点是响应快速、消氢能力大、能有效地预防剧烈的氢气燃烧和爆燃。但燃烧不确定性较大, 可能扩散至周围区域, 导致局部载荷过高并损坏重要设备。同时水蒸气的惰化效果对其可靠性有很大影响。点火器布置需要详细的热工水力验证计算, 对电力有所依赖, 需要连接电线、构件贯穿安全壳。另外点火器需要在氢气浓度达到可燃水平才能投入运行, 所以它只能用于超基准事故情况下的消氢它的投运不仅需要仪表能够准确测量, 还需要操纵员有准确的判断力。
非能动的氢复合器布置在安全壳内, 由于Pt/Pd在低温下也可使氢气催化氧化成水, 氢的氧化会放出热量, 使气体和催化板的表面温度升高, 反过来又加速了氢的复合速度。所以这种消氢是完全自动的, 无需人为启动和干预, 也无需专门的仪表在线测量氢的浓度。但对于氢气快速大量释放, 消氢能力受限;化学毒物和污垢影响消氢效率, 为了确保复合器的性能, 每年需要抽取一定比例的催化板进行效能试验;复合效应使隔间的温度快速升高, 在其设计中, 应谨慎考虑复合的温度效应, 避免氢气复合器成为点火源。
4 结束语
严重事故情况下, 如果不采取有效的消氢缓解措施, 可导致安全壳早期超压失效或由于氢气产生燃爆, 造成压力冲击而失效。如何有效的缓解氢气燃爆带来的危害一直是各国核安全领域的课题。目前存在的几种安全壳内消氢措施各自有其优缺点, 对于电厂而言, 具体采取何种措施还需结合各方面因素综合考虑, 进一步研究。
参考文献
[1]郭丁情, 邓坚, 曹学武.SB-LOCA始发严重事故下压力容器内氢气源项分析[J].核动力工程, 2008, 29 (2) :88-91.
关键词:主变;色谱分析;高压出线套管;冷却器;主变保护
中图分类号:TM406 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)20-0114-02
安康水电厂是目前陕西省已经建成的最大水电站,电站共有四台20万kW机组和一台5.25万kW的机组,总装机容量82.25万kW,在西北电网中担任调频、调峰合事故备用任务。发变组采用单元接线方式,出口电压13.8 kV,1#发变组联结至110 kV母线;2#、3#、4#发变组联结至330 kV母线;330 kV与110 kV系统通过5#联络变压器联络运行。三回330 kV线路通过安-金-柞Ⅰ、Ⅱ线和安-喜-汉-马线与陕西关中主电网联络,5回110 kV出线向安康地区电网供电。全部机组已于1992年末全部投入运行。
主变压器是水电厂中重要设备之一,其可靠稳定运行对电力生产有着重要意义,安康水电厂1号主变为240MVA,110/13.8 kV、双卷三相升压变压器,2-4号主变为240MVA、330/13.8 kV、双卷三相升压变压器,5号主变为180MVA、330/110/10.5 kV、三相有载调压变压器。变压器中性点采用常规敞开式设备。我厂的四台主变及5B联络变的安全运行在系统中是非常重要的,关系到电力生产的顺利进行。所以在日常运行中,都应该重点巡回,根据安康水电厂近几年的事故统计,我们发现其中变压器事故占到很大的比重,所以我们必须详细分析其事故原因才能够找出事故多发点的内在规律和缺陷。这有助于我们平时的运行和对事故的控制预防。
1色谱分析异常与处理
2002年2月我厂在进行4号主变定期色谱分析中发现CH4、C2H4、C1+C2增长很快,且C1+C2超过规程要求的注意值。通过对4号主变进行试验发现铁心绝缘为零,变压器空载时测得铁心的接地电流为25A,进一步确定4号主变存在铁心多点接地故障。将变压器油全部排完在现地进人对变压器内部进行了检查。由于条件所限未找到故障点,吊罩后经仔细检查发现A相铁芯柱上端靠近旁轭侧第一硅钢片松动后滑出,并搭接在铁心夹紧件上,构成铁芯多点接地。
这次事故的发生,一方面说明检修水平有待提高;另一方面暴露我厂气体检测分析系统存在缺陷,变压器运行中绝缘油的多起缺陷,因该装置由于安装位置不太合适,处于变压器取油口油管死角,未能可靠报警,存在误报警现象。所以建议改进气体检测分析系统的安装位置。
变压器在运行中,绝缘油和固体绝缘材料在电热的作用下分解产生的各种气体中,对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、氢、一氧化碳、二氧化碳。正常的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳,而原有的微量氢气含量基本不变或变化很小,故障情况发生的气体含量与正常的情况不同,油中溶解的气体能有效地发现判断过热或放电型的故障,充油设备不同故障类型产生的气体组合如表1所示。
从上表中可见,各种不同类型的故障产生的气体组分中都有氢气,并且根据不同类型故障和故障发展情况,油中含氢气不同程度地不断积累上升,H2和CO产生是变压器绝缘系统开始裂解的标志。通过检测油中氢气含量,可以预防和发现变压器早期故障。
我厂有三台SSP-240000/330/一台SSP-240000/110型升压变压器和一台OSSPSZ-180000/330联络变压器安装一套加拿大SYROTEC Inc.制造的HYDRAN 20li检测系统,5台主变现地各安装一台201Ti传感器,组成RS-485网络。因该系统装设位置不当,不能正确反应设备障碍,为确保变压器的安全稳定运行,在变压器出现隐患时及时找到故障部位,我认为应该加强我厂变压器在线检测系统,这样可以早期发现变压器故障及其原因,并能预报故障发展趋势,可以减少变压器不必要停运,降低运行维护成本,增加设备可调小时数,从而提高变压器的运行维护效益。统计表明,大多数变压器故障有一个渐变的过程,实现变压器在线检测可以及时发现早期故障隐患,避免灾难性事故发生。这对于降低运行成本是大有益处的,在改进我厂原有的HYDRAN 20li检测系统的情况下,根据当前比较成熟的技术,我们可以考虑采取一下技术改造进行主变的在线检测:①红外成像技术。运行中检测带电设备内外部故障,主要发现和诊断主变压器的热故障,发现套管引线头等接触不良过热十分有效。红外成像技术还可以判断油枕缺油、冷却器油泵承磨损、套管介损高、变压器内部局部过热等。②绝缘老化分析。采用绝缘油对介损试验、酸值和PH值是试验等监督变压器。通过侧变压器绝缘油中糠醛含量、分析绝缘老化情况。③局部放电分析。局部放电监测对发现潜伏缺陷十分灵敏有效。但传感器成本较高,测试系统复杂,检测系统效果和抗干扰情况需做进一步完善研究。
2变压器保护故障与处理
2000年10月17日 4B冷却器巡回发现油压只有0.08～0.09 MPa,4B油枕位已看不见,瓦斯继电器内已有气体,但轻瓦斯未动作。主变大量漏油,若非发现及时,将酿成重大事故,甚至发生变压器爆炸的危险。
2003年7月17日,1B主变释压保护动作,1FB事故跳闸,对系统造成很大冲击,后经检查系主变释压保护误动作,原因不明,最后为安全起见,将变压器释压保护改投信号,并将变压器释压保护动作接点由并联改为串联。2009年3月5B主变过激磁不明原因动作,我厂重新调整5B过激磁保护运行方式并安排检查全厂二次回路存在的隐患,过激磁保护由跳闸改投信号,根据主变保护连续出现的运行状况结合陕西省电力公司要求对0-5号主变的非电气量保护也做了相应的修改:①正常运行方式下,0-5号主变压力释放保护投信号;②0-5号主变、330 kV电抗器冲击合闸时,压力释放保护投跳闸,充电正常后改投信号;③0-5号主变两台释压器动作接点由串联方式改为并联方式;④0-5号主变、330 kV电抗器充电及正常运行时,气体保护重瓦斯投跳闸,轻瓦斯投信号。当进行下列工作时,运行中的重瓦斯保护应由跳闸改投信号;⑤0-5号主变冷却器温度及全停保护投信号。这些措施的实施极大的改善了变压器保护运行的安全性与可靠性,给生产带来明显的经济与安全效益。
3变压器冷却器故障与处理
2001年9月29日,5B取水样不合格。油化验结果微水24 PPM(应不大于15 PPM)耐压试验46 kV(合格标准大于45 kV),可以判断5B内绝缘油已进水,而5B在系统中有非常重要的地位,而此时正处于汛期,机组大发,因5B检修而致使1F停机备用这给系统带来重大损失,此次故障的发生给全厂的安全生产带来负面影响。
2002年4月,在进行3B预防性试验时,发现3B低压侧介损超标(数值为0.9%),铁心绝缘电阻很低(数值为80兆欧)。随后对3B冷却器逐台打开水室进行泄漏检查。检查结果发现3B五台冷却器中1、2、3、4号冷却器均有内漏情况。进一步对变压器油进行耐压试验和微水测量,测量结果微水值为18.4ppm,超过了标准要求。通过试验和检查表明3B绝缘由于冷却器的内漏而受潮,须进行干躁处理。3B受潮处理工作历时9天。期间完成的主要工作有三项:主要冷却器的更换工作;主变绝缘的干燥处理工作;变压器油的处理工作。
这些事故的发生,是因为我们的主变冷却器存在着设计陈旧和设备老化的缺陷,造成主变冷却器系统成为事故多发点。我厂2-5号主变冷却器原采用辽宁鞍山冷却器厂生产的YSS-300型强油水冷却器。自4FB1990年投产以来相继投入运行,在冷却器上下涨口,各水阀、油阀盘根、法兰、放气塞等部位均有不同程度地渗漏,尤其是冷却器山下涨口油渍最为麻烦,其检修措施较为复杂,形成平时无力检修或小修都无法处理此缺陷。如果冷却器内部冷却铜管的涨口密封损坏,假如此时冷却水压在运行中突然高于油压,水将进入变压器油中,则瓦斯保护动作事故停机或其他更严重的事故。针对此状况,我厂2002年以后陆续对主变冷却器系统进行了改造,收到了良好的经济和安全效益。
通过以上分析,我们平时在运行中应该注意冷却器的油水压差问题,注意根据水头高低要求冷却水压勤调节,在投运和试验时要主要其投泵顺序,做正反冲时,也应禁止产生水锤,进行每一周的水样检查时一定要认真细心,每台泵每台变压器都不能遗漏,一旦发现水样异常,就有关立即汇报。对照色谱认真分析。针对这些情况,我厂也对冷却器进行了更新改造,彻底解决了冷却器的泄漏问题,冷却器采取了板式结构,提高了对油水压差的要求,可以抵抗较大的压力冲击,针对冷却器阀门易泄漏的特点,将所有进出口阀都改成碟阀,对油水压的检测采用现地LCU的实时检测,可以可靠及时的监控冷却器的运行状态。这些措施大大提高了变压器运行的安全运行。
4变压器高压套管事故与处理
1999年9月5日,5B因B相套管不合格而发生爆炸,而导致330 kV和110 kV系统解列,安康地区大面积停电,全厂停电的事故。
此次事故的发生之前,类似事故也发生多起,同是由我厂变压器一个老问题引起的,即我厂的5台主变压器套管原采用的西安高压开关厂的SF6油气套管,因质量问题几台变压器均发生过套管爆裂或短路接地,造成机组事故,给全厂带来很大的损失,高压套管结构复杂,工况特殊,连续几起事故为我厂设备中急需认真对待的设备薄弱点。在运行当中,要多观察高压套管的运行工况,专门配置了红外测温仪,主要发现和诊断主变压器的热故障,发现套管引线头等接触不良过热十分有效,另外还要注意事故后故障间隔G3气室的气压,若故障间隔G3气室压异常降低应详细检查高压套管的运行状况,预防事故进一步扩大。厂里根据高压套管普遍存在的制造缺陷积极采取措施将原SF6油气套管更换为ABB的干式套管,收到了良好的效果,极大保障了主变稳定的运行。
综上所述,安康水电厂主变运行中色谱分析异常,高压套管,主冷却器及继电保护是其事故多发点,在日常主变的运行维护当中应该加强巡视,多做检查。而完善主变在线检测系统对变压其安全稳定运行有着重大意义,在对曾经发生过的事故只有做到“三不放过”的原则,才能吸取教训,有针对性的检查维护,更好的为以后的运行工作服务。随着对设备的不断更新改造,相信主变的安全运行水平会得到更大的提高。为我厂及陕西电力系统的电力生产做出更大的贡献。
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