摘要：针对某核电机组厂用电源受电不久，即发生主变故障瓦斯保护跳闸事件，对核电工程EPC总承包设备制造、运输、安装和调试等过程质量深入反思，分析过程质量保证环节存在的问题，总结提出一体化管控方案。
关键词：保护/跳闸；质量/事件；管控/保证
1 前言
某三代非能动AP1000核电机组，在500kV厂用电源首次受电后运行时间不到24小时，即发生主变故障瓦斯保护动作跳闸事件；后续主变放油进人油箱内部检查，发现为高压侧一相套管中间法兰接地线和外壳脱落，未接地地线上感应高电压造成油箱内部放电，导致瓦斯保护动作跳闸；后续处理方案采用了备用相替代故障相，故障相返厂修理，修理完成后现场安装，故障相作为备用相，但在现场放置过程中，防潮呼吸器阀门没开，夏天天气炎热温度高，再次发生压力释放阀动作喷油事件，庆幸备用相没有投入运行，未造成非计划停电停机的严重经济损失。
在此我们可思考一个问题：对于核电工程质量保证（QA）和质量控制（QC）体系完善，部门和人员健全，同时建安、调试和运行各参建方配置的多套技术管理（TC）人员，如何管控才能杜绝和确保上述同类事件不再频繁发生呢？
2 质量管控问题分析
如果对事件原因进行分析，很容易就能追溯找到导致事件发生的过程因素。
1.主变在建安单位安装期间，发现变压器油化验中存在氢气和乙炔，只简单进行了滤油处理，但对于是否是制造厂家出厂试验时造成氢气和乙炔，还是安装委托电科院耐压和局放试验时造成氢气和乙炔，没有做认真的追溯分析。
2.变压器放油检查人孔封闭前，各级质量验人员应进入本体内彻底仔细检查，但往往形式大于内容，可能就没有认真检查，就在质量验收签证单上签字。
3.建安向调试移交（TOP）后，调试单位也了解到油中存在H2和C2H2的问题，但建安单位已进行滤油处理，按照交接规程H2和C2H2微量气体含量符合交接试验规程，就草草进行了TOP接收。
4.调试接收TOP后，对控制和保护回路进行了调试，也建立完善了变压器本体绝缘和油品绝缘监督体系（档案），在完成预运行试验后，主变系统调试向运行移交（TOTO）。
5.运行接收TOTO后，按照规程操作进行主变系统首次受电，高压侧套管法兰接地线和外壳脱落的质量隐患依然逃过多道环节，最终导致瓦斯保护动作跳闸，造成主变损坏事件。
6.按照主变损坏修理方案完成后，应该认真总结，吸取事件教训，但再次发生备用相天热压力释放阀动作喷油事件，如果是运行相，则又会发生火电机组类似非计划故障停机事件。
从上述设备制造、运输、安装、调试和运行多个环节可看出：核电工程质量保证（QA）、质量控制（QC）和技术管理（TC）方面均存在诸多问题，如果没有一套切实可行的管控方案，影响质量的因素和隐患无处不在，质量事件随时随地就可能发生。
3 过程质量管控
3.1制造阶段
主变作为机组重要的电气设备，目前设备监造基本上都是委托监造公司，作为EPC总承包单位，需要制定和完善以下组织机构和技术措施。
1.监造单位建立健全QA和QC体系，同时要求配备足够的监造TC人员，机械、电气和高压试验等专业人员应配备齐全。
2.制定具体详尽的设备质量监造计划，并设置W、H、R点，按照计划严格执行，并编制详细的质量监造报告。
4.EPC单位对于重要的过程试验节点，派出专业高试和继保人员参与试验见证。
5.对于制造过程中出现的质量缺陷问题，应及时予以消除和闭环，并形成质量缺陷处理报告。
6.制造厂应以完整齐全符合规程规范的出厂试验报告，向监造单位、EPC单位做产品出厂验收交接。
7.由EPC单位组织，向大件运输单位进行技术交底，并将变压器及附属设备向运输单位交接。
3.2运输阶段
主变运输属于超重大件运输，运输安全和设备、油品绝缘防潮是关键项目，一般由EPC单位委托大件运输公司实施，管控重点在于管控运输公司制定以下安全和技术措施。
1.EPC单位组织审定主变大件运输装卸方案，对可能存在的危险源辨识，并制定切实可行的组织和技术措施。
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2.主变本体、附属设备及油品绝缘防潮应制定详细的控制方案，运输途中应加强过程管控，保证不出现充氮运输压力泄露和油品进水受潮事件的发生。
3.设备卸车就位后，由EPC单位组织对运输进行交接验收，没有发生问题更好，如果存在问题，应制定后续处理方案，并予以闭环处理解决。
4.对主变油箱残油、成品油罐油进行全分析化验，并和出厂试验报告进行比对鉴定。
5.主变进场向建安单位交接后，建安单位即建立完善变压器绝缘监督相关台账，开启绝缘监督行动项。
3.3安装阶段
主变安装应以安装和调试过程质量控制为重点，强化EPC、建安、调试和厂家等单位的质量管控协调，组织各参建单位配置的多套技术人员，在健全完善的建安QA/QC体系下有效运作，确保质量计划和目标的实现。
1.主变安装开始前，建安单位都会提交安装方案、单体调试方案，电科院提交耐压和局放特殊试验方案，并经审核审批。在此环节的管控应注重实效，不能像以往走过场，应召开安装方案审查专题会，保证方案的编制质量、细度和可操作性。
2.主变安装和单调方案应包含质量检验计划，设置足够密度的W、H、R检查点，但W、H、R点的检查只对过程阶段结果和最终结果检查，更应该注重实际过程中的检查和见证。主变本体人孔安装封闭之前，一定设置有本体内质量检查H见证点，但本次事件就是在H点上失控。
3.主变质量验收有多种：建安单位三级质量验收、建安向调试移交有TOP验收、电网公司验收和电力质检中心站监检，但为什么经过多级验收，上述质量事件还会发生呢？关键在于质量体系和验收环节不能真正满足本质质量过程控制。如果在TOP验收之前，每一级验收人员都能进入主变油箱详细检查，就不会发现不了套管法兰接地线脱落的质量隐患。
4.主变安装和单调方案执行过程中，设备部件安装质量应重点关注，同时变压器线圈和绝缘油防潮更是重重之中，整个安装过程线圈和绝缘油暴漏在空气中时间，天气因素和空气干湿度应精准控制，满足规程规范的技术要求。
5.主变安装过程部件试验和安装后试验属单体调试，由建安单位试验室承担。核电TOP人为将建安单体调试和调试的预运行试验切分为两段。安装阶段调试不介入，往往调试疏于前期建安单调过程质量管理，待到TOP移交时质量问题木已成舟。
6.建安和调试共同制定TOP移交质量目标，并承诺必须达到以下质量目标，真正实现安装和调试质量方面的无缝交接。
3.4调试阶段
主变调试是一个庞大的系统工程，涉及参建单位众多，质量过程管控点多面广，调试作为质量管控的最后一道屏障，应建立健全QA/QC体系并保证有效运作，确保调试实体质量管控的效果。
1.调试准备期间就应将试验程序编制质量作为管控重点，程序编制之前召开专题会，确定试验程序编制原则、质量和深度要求。
2.收集齐全设计图纸、设备资料和完整版逻辑定值文件，作为试验程序编制的必备条件。
3.对于高压试验、仪表和变送器校验的单体调试，提前编制通用试验表格；对于盘柜逻辑组态和定值校验的单体调试，应按照设备说明书、试验大纲和报告提前编制专用试验程序。
4.对于建安电缆端接正确性不能确认的，应重复执行盘内涂鸦查线和电缆端接查线程序，查线程序结束后，应认真审查硬接线和控制保护逻辑是否相符，确认盘柜配线和电缆端接无误后方可进行盘柜上电。
5.审查就地盘柜和远程DCS盘柜逻辑组态和定值校验的配合是否符合发布逻辑图和定值清单，发现问题应及时修改闭环。
6.DCS传点调试时，就地设备向上模拟信号应从设备根部模拟；DCS盘柜向下模拟信号应从插件内部开出，并记录盘柜端子，严禁在就近盘柜端子短接。
7.厂家技术服务时间有限，调试不能过分依赖厂家，试验人员应具备独立完成调试的能力，避免出现技术衔接空挡。
8.每个试验程序完成后，应及时编制试验报告，并通过调试内部验收和运行单位TOTO联合检查验收。
总之，要采用灵活多样的方法，消除调试实体质量验收的技术瓶颈，确保调试向运行移交TOTO不存在安全和质量隐患。
4 结 语
核电质量管控应以建立健全质量QA/QC体系为基础，保证体系有效运作为前提，同时必须注重组织协调各方技术力量，切实做好过程技术管理TC工作。注重QA/QC/TC三者的相辅相成，互为依托，才能确保核电工程实体质量。
作者简介：
张昭昭（1985-），男，湖南长沙，大学本科，工程师，从事火(核)电厂项目质量和技术管理工作。
论文作者:张昭昭
论文发表刊物:《电力设备》2017年第35期
论文发表时间:2018/5/14
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