某电厂2号机组异常停运分析报告

机组编号#2停机时间12月19日 11:00:10设备简况：2号机组于1991年投产，汽轮机型号N362.5-16.8/540/540，锅炉为亚临界自然循环炉，DCS型号为NETWORK90，锅炉主保护系统由GEC公司提供，采用继电器硬接线逻辑实现，MFT动作后由MFT继电器柜两个主跳闸继电器(TPR111.1、TPR111.3)各输出一个MFT动作状态信号，经硬接线送至PCU37 MOD02控制器中两块不同的输入模件（地址分别为SLADR00第15通道，SLADR01第14通道），在DCS逻辑中组成“二取一”逻辑，联跳一次风机、磨煤机等相关设备（见附件1）。同时，MFT柜有直接到重要辅机开关柜的硬接线跳闸回路。2005年～2015年对DEH、PCU25&26进行了改造，新增了脱硝、低温省煤器等控制站，DCS其余控制站的控制器、通讯模件和I/O卡件已连续运行26年。股份公司于2015年3月9日批复了电厂一期DCS改造项目，计划安排在2016年机组超低排放改造时同步完成。事前工况：2号机组负荷348MW，主汽压力160bar，主汽温度538/533℃，再热汽温536/538℃。AGC方式运行，A、B、C、D四台磨煤机运行，A一次风机工频运行，B一次风机变频运行，机组运行正常。（见附件2）事件经过：12月19日09:07，检修部热控二班（现场设备责任班组）人员在对2号机组设备巡视时发现2号炉油枪画面中炉前主供油阀、回油阀显示为离线状态，联系计算机班（DCS责任班组）人员到场。09:15，计算机班技术员胡××带领袁××赶到2号机组工程师站，对故障进行进一步确认，发现供油阀所在的输入模件（PCU37 MOD02 SLADR00）已离线，该模件所有输入信号显示为坏质量，立即与热控二班人员一起对该输入模件所有信号及逻辑进行清查，并通知班组另一名技术员陈××协助处理此缺陷，同时汇报热控专工孙××，孙××要求查清信号及逻辑后办票处理。09:30，陈××来到2号机组工程师站，与胡××一起分析信号及逻辑，经检查确认该模件有16个信号，其中，MFT1（SLADR00第15通道）、磨煤机二次风挡板电动执行器故障信号（8个）、主燃油供油阀全关信号、燃油小循环阀全开信号、主燃油回油阀全关信号等12个信号状态为“0”，燃油小循环阀全关信号、主燃油回油阀全开信号、主燃油供油阀全开信号、MFT已复位信号等4个信号的状态为“1”（见附件3）。由于DCS具有当I/O模件故障时通道数据保持上一个好值的功能，当外部信号未改变时插拔或更换模件不会导致控制器内部通道值变化（见附件4），经运行人员同意，检修人员办理了工作联系单（编号:W170SQ2016120105）。10:34，工作联系单许可开工。10:38，检修人员对该故障模件拔插复位（见附件13），但2号机组工程师站上显示该模件仍为离线状态，决定用1号机组（机组处于备用状态）同型号模件替换。10:48，由陈××在2号机组工程师站监视，胡××等两人去2号计算机房更换故障模件。10:52，模件更换完成，检修人员现场确认模件已恢复正常，2号炉油枪画面中炉前主供油阀、回油阀显示正常。10:54，运行人员收回工作联系单，操作主供油阀，动作正常。10:58:31，A、B一次风机突然跳闸，4台磨煤机相继跳闸。（见附件5）11:00:10，主汽压力和主汽温度快速下降（见附件2），运行人员手动按下汽机停机按钮，直接动作抗燃油联跳继电器，联动发电机跳闸及锅炉跳闸。（见附件6）2号机组停运后，电厂启动了应急处理程序，立即组织专业人员查找机组故障原因。在发现一次风机、磨煤机相继跳闸是由于PCU37 MOD02控制器逻辑中MFT动作状态信号触发后，对更换的模件进行了多次热拔插试验，试验未出现MFT动作状态信号变化。为防止PCU37 MOD02控制器误发MFT动作状态信号再次导致机组异常，经专业讨论，将MFT动作状态信号联跳一次风机、磨煤机等重要辅机的逻辑由“二取一”修改为“二取二”，在检查机组无其他异常后决定重新点火开机。16:02:47， 2号机组成功并网。原因分析：1、由于一次风机和磨组在不到1秒时间内相继跳闸，机组主汽压力和主汽温度快速下降至111bar、519℃，运行人员手动按下汽机停机按钮，直接动作抗燃油联跳继电器，联动发电机跳闸及锅炉跳闸。2、检查一次风机和磨组控制站内首出记录逻辑，发现一次风机、磨组跳闸均由PCU37 MOD02控制器逻辑中MFT动作状态信号触发（此时锅炉实际正常运行，未发生锅炉MFT，SOE和报警记录也没有收到MFT信号）。（见附件7、附件8）3、PCU37控制站内组态中MFT动作状态信号由SLADR00输入模件的MFT1信号和SLADR01输入模件的MFT2信号相“或”产生，但是，由于原组态中MFT1和MFT2动作状态信号未组态定义标签，因此，无法判断是MFT1还是MFT2的信号。（见附件9、附件10）4、一次风机和磨组跳闸发生在更换SLADR00输入模件并确认数据正常后6分31秒。在机组停运后将锅炉复位，两次重复该输入模件热拔插操作并观察，确认在拔插过程中和模件恢复正常后MFT1动作状态信号均未出现变化，据此可验证更换输入模件不会触发MFT动作状态信号。5、检查DCS报警历史记录，发现更换SLADR00输入模件6分31秒后DCS记录PCU37控制站内MFT动作状态信号连续出现了3次报警，当机组恢复正常后在进一步的检查过程中（20:00左右）又发现送入PCU37控制站内MFT2动作状态信号所在的SLADR01输入模件第16通道“炉膛后墙电视系统故障”信号（已停用）也连续4次报警，其中后3次报警波动与MFT动作状态信号波动绝对同步。因此，炉膛后墙电视系统故障信号和MFT2状态信号存在异常变化且两者存在较大关联。（见附件11）6、机组跳闸原因初步分析结论：1）经调用2号计算机房电视监控录像，可以确认检修人员在完成相关检修工作后就离开了计算机房，且无其他人员出入，机组正常运行6分31秒后才出现异常，可以排除检修人员在缺陷处理过程中直接导致事件的发生的情况。2）可以判定PCU37控制站误发MFT动作状态信号是导致一次风机和磨组全部跳闸的直接原因。3）经相关专业人员认真分析，初步判断导致PCU37控制站误发MFT动作状态信号的原因是由于SLADR01模件老化（已运行26年）导致工作不稳定，本身误发信号，或该模件的外部回路的干扰所致。目前，ABB公司专业人员已到现场，正在对PCU37控制站误发MFT动作状态信号的原因进行进一步的分析。暴露的问题：1、虽然在本次更换模件的过程中没有出现异常情况，但是，电厂没有制定相关有针对性的事故预想，暴露出电厂作业人员风险辨识不充分，事故预想不到位。2、在本次重要设备的消缺过程中，电厂相关管理人员没有到现场监督旁站，暴露出电厂的到位制度执行不严。3、电厂没有及时发现逻辑中存在MFT动作状态信号单点动作联跳一次风机、磨煤机等重要辅机的隐患，MFT1和MFT2等状态信号没有添加至数据库，不便于事故分析，暴露出电厂隐患排查工作不到位，辅机保护逻辑清查不彻底，技术管理存在漏洞。4、自1991年机组投运后DCS虽然进行了局部升级改造，但重要控制器和I/O模件一直未替换或更新，电厂也没有对长期运行的控制器和I/O模件进行定期状态评估及全周期寿命评估，没有建立DCS设备的寿命管理台账。同时，电厂没有按年度计划完成DCS的改造工作，没能及时消除设备老化的隐患，暴露出电厂在设备管理上存在缺失。5、炉膛火焰电视系统已退出运行多年，但DCS的相关接线并未拆除，暴露出电厂的设备异动管理存在漏洞。防范措施：一、电厂已采取的防范措施：1、考虑到MFT柜有直接到重要辅机开关柜的硬接线跳闸回路，在2号机组重新并网前已将 DCS中MFT联锁（MFT1、MFT2）跳一次风机、磨煤机等重要辅机的逻辑由“二取一”修改为“二取二”，防止单点触发动作。2、已在2号机组工程师站将SLADR01输入模件全部16点信号（含炉膛后墙电视系统故障信号、MFT2状态信号）建立趋势监控归档并添加至数据库，并安排专人每天检查相关信号是否有变化和关联。二、下一步防范措施：1、电厂修改完善《设备缺陷管理规范》中的相关部分。细化电厂检修部门消缺时全过程安全和组织措施；对缺陷响应、重大缺陷处理、消缺过程控制和消缺结束等部分进一步完善；明确工作纪律和到位标准。2、电厂会同ABB公司技术人员分析2号机组SLADR00、SLADR01输入模件信号异常原因。查明原因后，在确保机组安全的情况下，解除2号机组SLADR01输入模件第15、16通道上炉膛前、后火焰电视系统故障信号线，防止外部干扰。同时，与ABB公司技术人员商议在线更换2号机组SLADR00、SLADR01输入模件的必要性和可行性。并举一反三，对电厂目前已退役的设备及系统进行全面排查，清理相关接线。3、电厂尽快实施1号、2号机组DCS改造，并将MFT保护纳入到DCS，吸取兄弟单位DCS改造的经验教训，加强全过程质量控制，确保改造后机组安全稳定运行。4、将 1号机组DCS中MFT联锁（MFT1、MFT2）跳一次风机、磨煤机等重要辅机的“二取一”逻辑修改为“二取二”，防止单点触发动作。5、全面清查机组联锁控制逻辑，保证逻辑的合理性，有效提高设备可靠性。6、排查电厂DCS设备隐患，分析DCS控制站每块I/O模件异常会导致的问题和后果，制定有针对性的反措和预案。7、加强设备寿命管理，对老化的电气和热工设备，缩短试验检测时间间隔和检修周期。同时举一反三，电厂各专业要吸取经验教训，结合技术监督和“二十五项”反措，做好重点设备的寿命管理、设备台账和数据积累工作，通过数据分析设备劣化趋势做好设备寿命评估。8、按照“四不放过”的原则，认真吸取经验教训，防止类似事件再次发生，并对相关责任人进行考核。