大唐国际20xx年第一季度 机组非停事件分析报告汇总
生产部编制
20xx年4月22日
目 录
一、20xx年第一季度非停统计〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃02 二、20xx年第一季度非停简况〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃02 三、20xx年第一季度机组非计划停运分析报告〃〃〃〃〃02
（一）龙马水电3号机组非停事件〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃02
（二）宁德4号机组非停事件〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃07
（三）吕四港4号机组非停事件〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃12
（四）潮州2号机组非停事件〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃16
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一、20xx年第一季度非停事件统计
（一）一季度累计发生非计划停运4次，同比增加2次，其中：火电发生非计划停运3次，水电发生非计划停运1次，风电未发生非计划停运。
（二）一季度发生4次非停事件：宁德1次、吕四港1次、潮州1次、李仙江龙马水电1次。
（三）一季度发生的4次非停，按专业统计：电气专业1次、锅炉专业1次、热工专业1次、水机专业1次。
二、20xx年第一季度非停简况
（一）1月11日，李仙江龙马水电3号水轮机主轴密封损坏，紧急停机。
（二）2月18日，宁德4号机组运行中高温再热器发生泄漏，申请停机。
（三）2月24日，吕四港4号机组主变低压侧PT A相、B相匝间短路导致发电机定子接地保护、主变低压侧零序电压保护动作机组掉闸。
（四）3月30日，潮州2号机组由于DCS系统通信模块故障，导致运行中三台磨掉闸，全部燃料失去，机组掉闸。
三、第一季度机组非计划停运分析报告
（一）李仙江龙马水电3号机组1月11日非停事件
1.运行方式
220kV母线、220kV墨龙线运行，1号、2号、3号主变运行，1号、3号机组并网运行，1号、3号机组带有功负荷 2
80WM，2号机组停机备用。
2.事故经过
20xx年1月11日18时50分，运行值班人员巡回检查，发现主厂房发电机层有烧焦味，值班人员立即向当班值长汇报并检查，发现烧焦味从3号机组水车室发出，并伴有烟雾冒出，主轴密封处出现发热烧红现象，检修空气围带排气口有黑色液体排出。当班值长立即向集控中心汇报，并申请停机。集控中心通过远方操作停机，18时58分，3号机出口断路器分闸。
3.检查及处理经过：
事件发生后，水电厂立即组织维护人员到达现场，打开水车室顶部窗口、发电机风洞进口门，将烟雾排除。从监控系统、振摆系统数据来看，机组运行参数正常，没有发现任何异常报警信号。对主轴密封进行外观检查，发现主轴密封体、主轴密封盖、空气围带盖都存在过热痕迹。向李仙江水电公司生产部、云南电力公司集控中心、云南电力公司安生部、李仙江水电公司和云南电力公司相关领导汇报，并根据领导要求向中调申请抢修。办理抢修工作票，并完成关闭蝶阀、落尾水门、启动检修排水泵等工作。至1月12日8时，具备拆卸主轴密封的全部条件。
云南电力公司集控中心、云南电力公司安生部、李仙江水电公司主管领导、生产部领导、专业人员和重庆水轮机厂专业人员陆续赶到现场，成立了抢修领导小组和现场工作组，全面了解设备损坏情况，多次召开现场分析会，并邀请 3
电科院专家分析，共同制定抢修方案，主动协调有关事宜，确保了抢修工作的顺利进行。
截止到1月17日，通过连续作业，完成受损部件的拆卸工作。从拆卸的受损部件来看，以下部件受损：密封体和密封套发生碰檫；密封套组合缝明显张开，组合缝下端固定螺栓丝扣受损；密封盖与密封套发生碰檫；空气围带盖、空气围带座与水轮机联轴螺栓保护罩发生碰檫；空气围带全部碳化并露出金属骨架；过热部件不同程度变形，销钉及螺栓拆卸非常艰难，很多采用破坏性方法将其取出。
1月18日18时，3号机组抢修工作结束，机组报电网备用。
4. 原因分析
厂家原设计密封套定位措施不可靠，密封套缓慢向上出现少量位移，密封套底部在离心力的作用下向外变形，并与主轴密封盖碰擦，发生热膨胀变形，进一步压缩了主轴密封间隙，由于密封套与密封盖碰擦发热，空气围带首先损坏并露出钢丝骨架，部分钢丝进入围带座和围带盖的间隙中，造成联轴螺栓保护罩和围带座、围带盖损坏，这是工作密封损坏的主要原因。据查20xx年基建期，龙马水电厂曾发生过1号机组、2号机组主轴密封烧毁。但当时没有留下任何资料，专业人员对此情况不掌握，在3号机组检修中也没有制定防范措施并落实。
5. 暴露问题
（1）专业技术人员对设备结构了解不深，掌握不够。 4
没有及早发现厂家原设计密封套定位措施不可靠这一隐患，没有认识到这一隐患给设备带来的潜在威胁，防范措施不到位，针对性不强，没有吸取1、2号机主轴密封烧毁的教训，及早采取措施消除隐患。
（2）检修管理存在问题：
a.检修前制定了主轴密封检查项目，但是负责20xx年3号机组A级检修的大理华源机电安装有限责任公司只是做了测量主轴密封间隙、检查大轴护套固定螺栓是否松动等工作，没有按照要求对大轴护套进行解体检查，也没有对长时间使用的螺栓进行更换，或按图纸要求做防止螺栓松动的措施；
b.现场水机专业技术人员验收把关不严，对于检修单位上述工作没有提出异议，没有要求检修单位对大轴护套解体检查，也没有要求对长时间使用的螺栓进行更换，或做防止螺栓松动的措施；
c.检修项目管理存在漏洞，没有按照发电企业设备检修导则要求严格项目过程管控。
（3）运行人员事故处理经验不足，在发现3号机组水车室内有烧焦味和烟雾发出、主轴密封处发热烧红、检修空气围带排气口有黑色液体排出时，没有第一时间就地打闸停机，而是向集控中心汇报申请停机。
6. 防范措施：
（1）本次抢修中将3号机组所有转动部件的连接螺栓、螺母和定位销按要求实施防松措施。同时在即将开始的检修 5
工作中将该项措施落实到1、2号机组；
（2）本次抢修中将3号机组所有转动的零部件的分半处按要求实施防松措施（点焊）。同时在即将开始的检修工作中将该项措施落实到1、2号机组。
（3）在满足漏水量符合要求的情况下，将三台机组主轴密封间隙尽量接近设计上限值。
（4）优化运行方式，严禁机组长期在不稳定区运行。
（5）在三台机组主轴密封处增设温度测点，及时发现异常情况。但在还没有增设温度测点以前，加大巡回检查和设备点检的力度。
（6）与设备厂家沟通，在条件成熟的时候对机组主轴密封结构进行改进，使其结构简单，定位措施更加可靠。
（7）加强检修过程的监督管理，提高检修过程控制及验收质量，提高专业人员的责任心。
（8）加强运行人员培训工作，提高运行人员的事故应急处臵能力。
7.责任认定与考核
（1）生产部水机专业负责人刘晓军对设备结构了解不深，掌握不够，没有及早发现厂家原设计密封套定位措施不可靠这一隐患，对此次事件负专业技术管理责任，给予内部下岗一个月处理，考核1500元；
（2）负责20xx年龙马水机检修专业负责人熊金华，现场验收把关不严，项目落实不彻底，对本次事件负有现场技术管理责任，给予警告处分，考核1500元；
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（3）当值值长张朝进事故应急处理不当，没有及时就地打闸停机，考核200元；
（4）20xx年厂长单文坤，作为龙马检修项目经理，没有按照发电企业设备检修导则要求严格项目过程管控，事故应急处理不当，对此次事件负现场管理责任，考核1000元；
（5）生产部主任房树财对公司检修管理组织不力，对此次事件负技术管理责任，考核1000元；
（6）公司总工程师韩永分管公司生产管理，负领导责任，考核800元；
（7）大理华源机电安装有限责任公司作为20xx年3号机组A级检修单位，对此次事件负现场检修责任，按合同考核10000元。
（二）宁德4号机组2月18日非停事件
1.事件发生前机组运行方式
#4机组负荷300MW，主、再热汽温分别为564.5℃、565℃，机组程控吹灰，减温水总量在80t/h左右稳定参与调节，再热减温水未参与调节。
2.事件经过
20xx年3月27日，4号机组“四管”泄漏报警，报警点为18点，该点位于高温再热器出口段靠顶棚处，高温再热器异种钢接头(SA-213T91/SA-213TP347H)恰好位于此处，并且现场监听未听到明显泄漏声音。由于再热器系统压力较低，泄漏时声音较小，和20xx年8月高温再热器异种钢接头(T91/TP347H)失效泄漏的情况类似，因此初步判断为高温再 7
热器异种钢接头处泄漏，观察补水率变化情况。
3月9日，因强降雨天气电网负荷低，向省调申请停备，21时05分机组解列。
3.检查情况
3月11日锅炉点检和维护人员进入4号炉查找漏点，发现高再左数第44屏出口段前数第10根管子异种钢接头处（φ51mm×4mm、SA-213T91/SA-213TP347H）发生泄漏，泄漏点如图1, 裂纹长度近1/2周长，裂纹靠近融合线但在焊缝上，靠近T91管侧，冲刷吹损顶棚管子5根，其它高再管子9根。
4.原因分析
（1）高温再热器系统概述
高温再热器布臵于水平烟道内，与立式低温再热器直接连接，没有布臵中间连接集箱，采用逆顺混合换热布臵。高温再热器沿炉宽排列95 片，横向节距为230mm，每片管组采用10 根管，入口段管子为φ57×4mm、材料为12Cr1MoVG，中间段管子为φ51×4mm、材料为SA-213 T91
，出口段的管 8
子为φ51×4mm、材料为SA-213 TP347H。除一片高温再热器管组出口段与一根出口集箱相接外，其余管组均为两片与一根出口集箱相连接。高温再热器出口集箱的规格为φ273mm×30mm、材料为SA-335 P91，共48根。每根出口集箱引出一根φ219mm×18mm 的连接管与φ864mm×55mm、SA-335 P91的高温再热器出口汇集集箱相接。高再出口汇集集箱两端各引出一根φ864mm×40mm、SA-335 P91 的再热器热段管道将高温再热蒸汽送往汽轮机中压缸。
（2）高温再热器泄漏检查分析
a.制造工艺控制得不好。异种钢接头为工厂焊口，由于TP347H管子和T91管子内径不一致，工厂焊接前对TP347H管子进行了内坡口车削，内坡口没有平滑过渡，将产生应力集中，同时使TP347H管子壁厚减薄了1mm多，相应强度会降低；焊接过程中异种钢内焊缝成型不好，产生一定应力。制造工艺控制得不好造成此焊缝成为管子的薄弱环节。
b.锅炉厂对T91、TP347焊缝没有热处理。当时锅炉厂执行的是ASME标准，T91、TP347焊缝不做热处理。
c.管屏的固定方式，造成管屏膨胀不畅。高温再热器入口管屏和出口管屏分三层固定一起，第一层为压制角钢固定，第二、第三层为梳型卡固定。由于入口侧和出口侧管屏汽温不同、膨胀不同，固定角钢和梳型卡阻碍了出口侧管屏的自由膨胀，膨胀应力集中到顶棚处异种钢焊缝，使得内在存在薄弱因素的焊缝应力集中。
d.高温再热器异种钢接头(SA-213T91/SA-213TP347H) 9
为马氏体合金钢和奥氏体不锈钢，在高温运行时，异种钢焊缝熔合线附近会发生碳由马氏体向奥氏体焊缝的扩散，造成熔合线两侧碳含量的巨大差异，使熔合线附近的T91一侧发生软化，焊缝一侧则发生硬化，使熔合线变成一个硬度差异较大的薄弱环节，温度越高，碳的迁移扩散越剧烈，这种现象也就越明显。
e.高温再热器异种钢接头(SA-213T91/SA-213TP347H)为马氏体合金钢和奥氏体不锈钢，这两种刚热膨胀系数存在较大差异,由于锅炉在运行及起停过程中经常有温度波动,炉管在运行中还存在着一定的交变应力，这几种应力的迭加使异种钢焊接接头的熔合线附近受到了幅值较高的低周疲劳载荷作用。当载荷超过疲劳载荷的极限时，炉管首先在表面应力部位形成微裂纹，进而以疲劳方式沿薄弱环节扩展，最终穿透整个壁厚，造成泄漏。
5.暴露问题
（1）落实防止四管泄漏、锅炉防磨防爆检查的工作不到位。自投产以来，#4锅炉高温再热器异种钢接头发生2次泄漏，第一次是20xx年1月24日，首泄漏口为从炉左数第50屏、从炉前数第2根；第二次泄漏是20xx年8月28日，首泄漏口为从炉左数第5屏、从炉前数第9根，在4号锅炉上次的检修中，虽然进行了检查，但未能发现缺陷，重视的程度不够，应在今后的检修中，重点进行检查，并对这一问题提出相应的技改方案。
（2）对于异种钢接头焊接处重点抽查工作不全面，抽 10
查范围、数量不能全面表征受热面的良好状况。
6.防范措施
（1）全公司按照“四不放过”的原则，全员吸取此次非停教训，举一反三，查找设备薄弱环节及管理漏洞，采取针对性措施，提高设备可靠性。
（2）利用技术监督指导检修工作。加强金属技术监督，今后机组检修期间，加强防磨防爆检查工作，对异种钢接头进行全面或抽样检查，检查范围根据运行时的管道超温数据来决定。检修中对需要做热处理的异种钢焊接要严格按照热处理工艺执行。
（3）对附近被吹损的管道进行测厚，更换超标管。
（4）全面扩大检查，共930个焊口，检测按照标准，焦距为250mm～300mm，由于现场管道密集，用γ源检测焦距不够，且射线探伤只能按照非标来操作，以评片人员的经验作出判断。依据检验结果，对所有有缺陷的焊口进行处理。
（5）机组启动时，控制再热汽温，严禁再热汽温超温，再热汽温应随机组负荷的增加做出相应的调整。机组运行稳定后逐步控制汽温至额定值。运行中做好锅炉受热面运行参数调整，加强超温超压的技术监督管理。
7.责任分析与处理
本次停机事件责任单位为设备部。由于存在专业管理和检修管理漏洞，为引起相关责任单位及责任人员的重视，按照宁德发电公司安全生产目标考核办法规定执行，考核结果如下：
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（1）设备部锅炉专业点检员薛利刚对4号锅炉本体防磨防爆检查、验收、落实不到位，负主要责任，考核1000元。
（2）设备部锅炉点检长李新华对4号锅炉本体防磨防爆检查、验收、落实管理和金属监督不到位，负次要责任，考核800元。
（3）设备部副主任李立东对4号锅炉本体防磨防爆检查、金属技术监督不到位，负监督责任，考核800元。
（4）设备部主任刘树立对设备检修管理、培训监督贯彻落实不到位，负主要管理责任，考核500元。
（三）吕四港发电公司4号机组2月24日非停事件
1.停机前运行工况
4号机组有功负荷485MW，无功负荷13Mvar，发电机定子线电压19945V、相电压11694 V，定子电流14274A，零序电压719V，零序电流74A，主变低压侧零序电压806V。机组投“AGC模式”，厂用系统为正常运行方式，机组各参数稳定。
2.事件经过
2月24日03时02分37秒，4号发电机A相电压突升至12520V，发电机零序电压升至1400V，4号发电机定子接地保护动作，发电机出口断路器跳闸、灭磁开关跳闸、主汽门关闭，锅炉MFT动作。同时主变低压侧零序电压升至22690V，主变低压侧零序电压1和主变低压侧零序电压2动作，主变后备保护2动作，主变高压侧5004断路器跳闸，厂用电快切成功。
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根据上述异常报警以及故障录波图，初步分析为发电机定子、离相母线及主变低压侧有可能存在接地点。
3.检查及处理情况
机组跳闸后，将发电机及主变系统停电，测量发电机定子绝缘如下：R60/R15=1.62 GΩ/ 0.18GΩ=8.9，发电机汇水管绝缘26.9KΩ。判断发电机定子线圈及出口封母段没有接地故障。吊起发电机出口断路器三相上罩壳外观检查未见异常，拆除发电机出口断路器内部电压互感器的连接线，测量电压互感器一次对二次绝缘为无穷大。测量主变低压侧及封母绝缘为10 GΩ，基本排除了主变低压侧、高厂变高压侧及室外封闭母线接地的可能，初步判断发电机出口断路器内部电压互感器故障。
将发电机出口断路器内部三相电压互感器拆下进一步检查试验，直流电阻测量数据如下：
对照上次检修试验报告，一次绕组值阻原数据为4.2kΩ，A、B两相电压互感器较上次值阻相差大，初步判定为A、B两相电压互感器一次侧绕组匝间短路。
为了进一步确认故障点，做了电压互感器变比、极性试验及伏安特性。B相变比24516/1，A相变比AN/an数据不稳 13
定，伏安特性漂移，C相正常。外观检查B相电压互感器外部壳体有长17mm裂纹（见附图）。
由此确认发电机出口断路器内A、B两相电压互感器一次侧绕组匝间短路，导致发电机出口断路器绝缘降低，引起发电机保护装臵动作，造成本次机组跳闸。
故障后，电气专业立即联系可替代备品，最后联系到乌沙山电厂有沈阳索普生产的JDZX3-20型电压互感器备品，经确认参数可替代。进一步经上海电科院做试验，电压互感器极性为减极性，变比合格，直阻合格，空载电流与交接试验相比无明显变化。2月26日对电压互感器进行了更换。
4.原因分析
因4号发电机出口断路器内A、B两相电压互感器一次侧绕组匝间短路，导致发电机出口断路器绝缘降低，引起发电机保护装臵动作，造成4号机组异常停机。
5.暴露问题
（1）4号发电机出口断路器是ABB公司HEC 7S型GIS组合式电器，其电压互感器是20xx年WATTSUD生产的，产品存在质量问题。
（2）20xx年04月23日，曾发生过由于4号发电机出口断路器内A相电压互感器一次侧绕组匝间短路，造成4号机组异常停运的异常事件。异常发生后，电气专业对A相电压互感器进行了更换。为防止此类事件再次发生，20xx年5月4号机组B级检修期间，电气专业对发电机出口内部电压互感器做了绝缘、直阻、伏安特性及局放试验，但没有更有 14
效的手段分析设备的劣化状态，无法做到完全有效控制。
6.防范措施
（1）针对两次异常停机事件分析，说明同批次设备存在安全隐患，4台机组出口断路器内部的电压互感器利用检修机会进行全部更换，,调研并采购质量优质的国产电压互感器作备品。
责任人：郑新军 张恒 范厚良 白文海
完成时间：4号机组2月28日完成；2号机组6月30日完成；1、3号机组12月20日完成。
（2）电气专业开展对电气试验知识专题培训，提高专业人员电气试验方面的能力，严格管理试验报告，确保在检修期间能监督检修人员的试验过程，提高试验数据的分析判断能力，保证设备的可靠运行。
责任人：董志江 完成时间：6月30日
（3）严格执行大唐集团、江苏省电力公司的预防性试验规程，做好年度高压设备的预试工作，及时发现设备隐患并消除。
责任人：董志江 完成时间：12月31日
7.责任分析与处理
根据《江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司障碍、异常、未遂管理制度》第九条规定记设备部一类障碍1次。
根据公司《安全生产奖惩规定》第二十三条规定对设备部相关人员考核如下：
（1）设备部电气点检员白文海对此次异常事件负现场 15
管理责任，给予800元的经济考核。
（2）设备部电气副点检长肖文对此次异常事件负技术管理责任，给予300元的经济考核。
（3）设备部电气点检长董志江对此次异常事件负技术管理责任，给予300元的经济考核。
（4）设备部副部长陈雪峰对此次事件负分管领导责任，给予200元的经济考核。
（5）副总工程师兼设备部部长杨俊祥对此次事件的发生负领导责任，给予100元的经济考核。
（四）潮州2号机组3月30日非停事件
1.停机前运行工况
20xx年03月30日05：58：35，#2机组负荷303.28MW，AGC方式运行，INFIT协调投入，主汽温度570.84℃、主汽压力14.73MPa、再热蒸汽温度570.13℃、再热蒸汽压力
1.86MPa，制粉系统A、C、E运行，总给煤量141.47t/h，炉膛负压-119.9Pa，送风机A、B，引风机A、B，一次风机A、B运行。A一次风机出口风压8.71kPa，B一次风机出口风压
8.74kPa，A磨一次风量109.75t/h，C磨一次风量108.45t/h，E磨一次风量110.36t/h。
2.事件经过
20xx年03月30日05：58：37，A、C、E磨煤机同时跳闸；5：58：39，A、C、E给煤机同时跳闸；05：58：40，#2机组锅炉MFT动作，机组跳闸，MFT首出为丧失燃料。
3. 检查及处理情况
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#2机组MFT动作后，通过历史站查看SOE报警如下表1：
从SOE报警顺序来看，磨煤机A、C、E同时跳闸，磨煤机跳闸后联锁跳闸给煤机A、C、E，给煤机全停且无油枪运行触发“丧失燃料MFT”。MFT动作过程正确，首出正常。查看磨煤机A、C、E跳闸首出均为“入口风量低”。
查看磨煤机A、C、E跳闸前后的历史过程报警信息(表2)，发现5点58分36秒，A、E磨入口风量低光子报警、A、C、E磨入口风量低保护信号同时报出，磨煤机A、C、E跳闸指令发出。结合SOE记录的信息，可以确认磨煤机A、C、E磨跳闸原因为磨煤机入口风量低保护动作。
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查看历史站的历史趋势（图1）可以看到5点58分36秒，磨煤机A、C、E的入口风量分别为109T、110T、108T，均远大于跳闸值45T，一次风压分别为6.42KPa、7.76 KPa、
7.26 KPa，且均保持稳定，同时一次风机运行状态正常，风机振动、一次风压及一次风流量均正常（如图2），一次风机在锅炉MFT动作后联锁跳闸，两台一次风机跳闸首出均为“锅炉MFT”，且从SOE来看，两台一次风机跳闸均在MFT动作之后。可以排除因一次风系统异常而导致磨入口风量低。
另外，每台磨均设有入口风量低光子报警、磨入口风量低保护跳磨。入口风量低光子报警定值为80t/h，风量低保护跳磨定值为45t/h,正常情况下，模拟量数据变化有一定的速率，理论上光子报警应在保护动作之前发出。但表2中，磨煤机A、E的入口风量低光子报警与一次风量低保护在同时出现。
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图1：磨煤机A、C、E跳闸趋势图
图2 #2炉一次风系统运行情况
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进一步检查磨煤机A、C、E入口风量低光子报警及入口风量低保护逻辑设臵，每台磨煤机入口风量均有三个测点，三个测点通过不同的AI板卡进入MCS1控制器，在MCS1控制器中做三取中处理，并经风温、风压修正后通过通讯传输至FSSS2、FSSS3控制器后进行判断。逻辑图如下（以A磨为例）：
图3：MCS1控制器入口风量信号处理及传输逻辑
图4：FSSS2控制器入口风量低判断逻辑
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由以上分析可以推断在MCS1控制器中磨煤机的风量信号正常的，而磨入口风量信号是MCS1控制器通过通讯点传输至FSSS2、3控制器的，只有当控制器间的通讯传输出现异常，才会导致FSSS2、3控制器中无法正常接收风量信号（即FSSS2、3接收到的磨入口风量是很小），造成三台磨入口风量低保护同时动作的情况发生。
根据推断，检查MCS1传送至其他控制器的信号，发现在同一时刻出现了SCS3、SCS4、SCS5控制器大量疏水门打开现象。见表3所列（标红）。
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以上疏水门的联锁打开条件均有“发电机功率低于10%或20%”。“发电机功率”信号也是通过MCS1控制器通讯至SCS3、SCS4、SCS5控制器的，然后在相应控制器中经高/低值判断后联锁动作。以SCS5控制器为例，如图5。
图5：MCS1控制器“发电机功率”传输至SCS5
正常情况下，以上疏水门应在汽轮机跳闸，发电机功率下降过程中打开，而不应出现在A、C、E磨跳闸的同时。从SOE可看到，磨煤机A、C、E跳闸后，至少过4秒后汽轮机才跳闸。可以分析得出，SCS3、SCS4、SCS5控制器内的汽机侧疏水门是在汽轮机跳闸前就已打开。当MCS1控制器与其它控制器通讯异常时，从MCS1控制器传出的“发电机功率”信号也出现了丢失现象，导致疏水门联开。
随后在工程师站检查MCS1、FSSS2、FSSS3控制器的CPU的运行信息记录，发现MCS1在06:02:03分有大量的错误信 22
息记录。由于工程师站时间较历史站时钟快4分13秒，换算成历史站的时间为5:57:50。
另外机组跳闸后，热控人员检查了#2机组电子间FSSS2、FSSS3、MCS1控制柜：CPU运行正常、通讯正常、电源模块指示灯正常，测量MCS1控制柜电源组件5V、15V、24V、48V均正常，板卡无故障信息。就地检查一次风A、B入口一次风量取样装臵及仪表管路，同时检查磨煤机A、C、E入口一次风量取样装臵及仪表管路均未发现异常。排除了控制器故障死机、就地设备异常导致风量低的原因。
将#2机组DCS系统相关报警、控制器信息、跳闸过程数据发送至日立公司，日立公司反馈信息：确认DCS通讯异常的原因为网络重复写（SEND_AREA_DUPL），但具体什么原因导致的网络重复写还需要进一步分析定位。但随后发现2GW+RDB控制器频繁报警，停止2GW+RDB控制器运行后，工程师站及控制器CPU报警信息全部消失。将2GW+RDB和2GW+RDA控制器的单元机组侧的网板（LNC500）互换后，报警信息转移到2GW+RDA处。由此确认2GW+RDB控制器的单元机组侧的网板（LNC500）硬件出现问题，更换网络通讯板卡LNC500后工程师站及控制器CPU报警信息消除，DCS系统恢复正常。
4.原因分析
（1）通过就地检查一次风机A、B入口一次风量取样装臵及仪表管路，同时检查磨煤机A、C、E入口一次风量取样装臵及仪表管路均未发现异常。检查了#2机组电子间FSSS2、 23
FSSS3、MCS1控制柜：CPU运行正常、通讯正常、电源模块指示灯正常，测量MCS1控制柜电源组件5V、15V、24V、48V均正常，板卡无故障信息。排除了就地设备异常、控制器故障死机导致磨风量低的原因，确认为DCS网络通讯异常导致#2机组跳闸。
（2）通过更换#2机组主工程师站、LANBOX、SCSI卡、连接光纤后重新启动仍然报警。排除#2机组主工程师站及相关网络设备故障导致磨风量低的原因。
（3）通过停止2GW+RDB运行后，发现“SEND_AREA_DUPL”（网络重复写）现象消失，主工程师站PP监控软件不再报警。重新运行2GW+RDB后，“网络重复写”现象再次出现，主工程师站PP监控软件仍然报警。将2GW+RDB和2GW+RDA控制器的单元机组侧的网板（LNC500）互换后，“网络重复写”现象转移到2GW+RDA处，更换2GW+RDB网板后，“网络重复写”不再出现及主工程师站PP监控软件报警不再出现。
（4）结合北京日立公司给出的故障原因分析，磨煤机A、
C、E跳闸的原因是DCS系统2GW+RDB的网板（LNC500）故障导致MCS1控制器与FSSS2、FSSS3的通讯出现异常，数据失真；同时MCS1控制器传输给SCS3、SCS4、SCS5控制器的“发电机功率”信号也同步出现了异常（疏水门在同一时间联锁打开）。因此2GW+RDB的网板（LNC500）故障是本次#2机组跳闸的直接原因。2GW+RDB的网板（LNC500）故障导致DCS系统通讯异常（网络重复写故障）的原因，北京日立公司及东京日立公司还在进一步分析中。
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5. 暴露问题
（1）热控专业人员技术水平不够，对日立DCS系统网络通讯原理掌握不深，对日立DCS系统异常分析判断解决问题能力欠缺。
（2）热控专业人员隐患排查开展不深入，对重要设备的联锁保护信号采用控制器间通讯连接存在的安全隐患没有引起足够的重视。
（3）我厂一期2*600MW机组DCS系统已运行近10年，DCS系统电子元器件老化，#2机DCS系统板卡故障现象越来越频繁。20xx年#2机组大修期间更换了部分重要的（参与自动调节及联锁保护）板卡，但未意识到2GW控制器的通讯用网板（LNC500）故障可能导致的严重后果。
（4）只对DCS系统硬件中控制器CPU、输入输出通道板卡、LANBOX储备了比较全面的备件，但未储备GW控制器及通信网板LNC500，对GW控制器（含网板）的重要性认识不够。
6.防范措施
（1）尽快会同日立公司技术人员分析2GW-B控制器通讯板故障造成DCS系统通讯异常根本原因，杜绝此类事故再次发生。
责任人：李涌斌 完成时间：20xx年04月30日
（2）加强人员培训，重点对DCS系统软硬件培训，特别是DCS网络系统，掌握DCS系统通讯方式和通讯原理，提高DCS系统异常分析及故障处理能力。
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责任人：黄家欢 完成时间：长期
（3）通过各种途径掌握控制系统设备的性能，熟悉故障处理方法，出现问题后尽量减少依赖厂家人员，使得问题能够及时得到解决。
责任人：黄家欢 完成时间：长期
（4）加强对DCS系统设备日常巡检、维护，机组检修或停备期间重点对CPU、网络通讯板等核心设备进行维护和保养。
责任人：李涌斌 完成时间：长期
（5）深入开展隐患排查工作，排查重要的保护联锁信号，避免保护联锁信号采用通讯互传的方式，采用硬接线方式进行信号传送。
责任人：李涌斌 完成时间：下一次机组检修或停备
（6）储备DCS系统重要板卡（特别是公用系统CPU及通讯网板）。
责任人：李涌斌 完成时间：20xx年06月30日
（7）完善DCS系统在线监测报警功能，发现问题及时处理，防止事故扩大。
责任人：黄家欢 完成时间：下一次机组检修或停备
（8）在机组检修时，邀请有资质的单位对DCS系统进行性能测试，发现问题及时处理。
责任人：李涌斌 完成时间：下一次机组检修或停备
7.责任分析与处理
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按照《潮电公司电力生产设备障碍标准》本次事件构成非计划停运一类障碍一次，按照《广东大唐国际潮州发电有限责任公司安全生产奖惩规定》，对责任人和责任部门处理如下：
（1）设备部热控班长李涌斌对日立DCS系统网络通讯原理掌握不深，对重要联锁保护信号采用控制器间通讯连接存在的安全隐患排查不深入，对此次事件负有主要责任，给予800元经济处罚；
（2）设备部热控主任郭凌云负有管理责任，给予500元经济处罚；
（3）设备部分管热控专业副主任高伟、设备部主任司志强负有管理责任，各给予300元经济处罚；依据“党政同责”原则，设备部党支部书记王宝利对本次事件负有管理责任，给予300元经济处罚；
（4）公司领导郭亚斌、王长庚各给予300元经济处罚；
（5）考核责任部门设备部30000元，考核其他部门人均100元。
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20xx年一季度火电非计划停运统计表
