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技术丨交换机接线错误导致机组跳闸事件分析

北极星电力网新闻中心  来源:CAA发电自动化    2018/5/2 9:20:32  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 机组跳闸 DCS交换机 火电

北极星火力发电网讯:1事件经过

2017年某月21日,某电厂1号350MW超临界供热机组负荷183MW,CCS方式运行,A、B、D磨煤机运行,总煤量46.4t/h,给水流量576t/h,主汽压力15MPa,主蒸汽温度573℃,汽泵转速4869r/min,遥控控制方式运行。16:46,1号机组所有操作员站上DCS画面异常,所有测点无数值显示,所有设备无法操作且状态信号全无;16:50:00运行人员通知机组停运,热控人员到工程师站检查问题,发现控制器总览表中控制器设备状态全部显示异常,均显示“DB”和“PTR”报警。ETS画面首出显示为“锅炉故障停机”;同时发现操作画面调取缓慢,且操作画面数据全部显示灰色,设备无状态信号。查看锅炉侧MFT首出为引风机全停,但是跳闸信号间歇性消失,判断为DCS网络数据异常;查看SOE记录,显示在16:46:01时1号机组6KV炉后A段开关分闸,16:49:14引风机A、B依次调闸,导致MFT跳闸继电器动作。同时发现在线控制逻辑读取异常,在event log内有报错。

2原因分析

判断控制器异常,安排人员到电子间检查,检查了1号机组网络柜、交换机及电源切换装置,其状态灯均正常。后来发现,16:40:00左右正在进行2号机组DCS数据库清理优化后的系统恢复工作,而1号机组DCS异常时正在进行#2机组DCS网络交换机重启工作,2号机组B路根交换机(位于2号汽机电子间)刚刚启动完成,故初步判断和此项操作可能有很大的关联。为尽快恢复1号机组DCS操作功能,对公用网络柜(位于1号汽机电子间)进行1号机组的DCS交换机重启,重启后所有控制器显示正常,控制器逻辑运算正常。重新启机后,机组各设备运行正常。

为进一步确认事故原因,17:10:00再次重启2号机组B路根交换机,发现之前1号机组跳闸时的故障现象复现,由此确定2号机组B路根交换机的重启是导致1号机组DCS系统网络数据异常的直接原因。经咨询艾默生厂家,对两台机组的网络连接进一步检查,发现在#1机组汽机电子间公用网络柜内,2号机组B路根交换机接至2号机组B路扩展交换机的网线错误接到了1号机组B路根交换机上。经DCS厂家分析确认主要原因为:当2号机组B路根交换机重新启动后,因2号机组网络数据包同时错误接至2号机组DCS网络,导致1号机组DCS的SID数据与2号机组已上电的控制器SID数据冲突,网络堵塞,从而系统通讯混乱,操作画面数据显示异常,逻辑运算紊乱,导致机组异常停运。

21:40:00对交换机网络端口重新检查确认,将2号机组备用扩展交换机的网线正确连接后,再次对两台机组的交换机分别进行了重启试验,操作画面、数据均正常,均未再出现DCS崩溃的情况。

1号机组与2号机组根交换机存在错误连接,单元机组根交换机重启后,导致两台机组DCS网络数据包冲突,造成DCS系统崩溃、逻辑紊乱导致1号机组两台引风机跳闸进而机组MFT动作。

3暴露的问题

1)对DCS系统认识不深,隐患排查深度不够,两台机组之间 DCS网络连接错误未能及时发现。

2)DCS网络重要性认识不足。

投产前两台机组DCS的网络物理配置安装和调试水平不够,留下重大安全隐患。因涉及到两台机组之间的网络通讯,在机组投产后两台机组的根交换机一直不具备条件检查和试验。机组检修期间安排了根交换机常规检查和网络切换试验,未安排停电检测,未能发现两台机组共有的安全隐患。反映出机组计划检修期间相关试验项目有漏项,没有做到全面覆盖。

4防范措施

1)加强电厂热工人员DCS系统学习及培训,提高DCS维护水平;

2)加强专业技术管理,结合此次非停教训,排查类似设备隐患;

3)全面核查DCS网络接线正确性及完整性;

4)择机进行1号机组数据服务器数据库清理优化工作;

5)按照规程要求,定期全面开展DCS功能测试。

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