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一、 事件经过
某电厂4号机组于1999年投产，装机容量为350MW,锅炉为英国巴布科克公司生产的亚临界中间再热式自然循环汽包锅炉，汽机为西门子公司制造。DCS控制系统为西门子TXP控制系统。
（来源：微信公众号“CAA发电自动化” 作者：热工监督管理）
3月15日开始结合机组B+级检修，对DCS系统进行整体改造为西门子T3000控制系统，由某研究院负责设计、逻辑组态及调试等工作。5月16日4号机组DCS改造施工工作完成后向调度申请启动，进行DCS调试试验、送风机RB试验、引风机RB试验、一次风机RB试验、给水泵RB试验、磨煤机RB试验、汽轮机阀门活动性试验、一次调频试验方案，5月17日23时08分27秒4号机组与系统并列，5月18日安排进行DCS改造后首次并网的动态逻辑等调试试验。
5月18日13时48分59秒 机组负荷249MW,主汽温528,主蒸汽流量208kg/s,运行投入协调方式。14时10分负荷由250MW升至280MW，准备稳定后进行主保护逻辑测试及送风机RB试验：
14时26分06秒487毫秒40LBS50CP005|XH54 P TAP 5 #1 LOW W报警；
14时26分20秒488毫秒40LBS50CP007|XH54 P TAP 5 #3 LOW W报警；
14时26分40秒488毫秒40LBS50CP006|XH54 P TAP 5 #2 LOW W报警；
14时30分04秒489毫秒40LBS50CP005|XH52 P TAP 5 #1 TRIP A报警；
14时30分08秒589毫秒40LBS50CP007|XH52 P TAP 5 #3 TRIP A报警；
14时30分11秒791毫秒40LBS50EZ110|XK11 A5/A6压比保护动作；
14时30分11秒841 汽机跳闸，锅炉MFT动作，机组跳闸曲线见图1。
14时30分12秒在进行主保护逻辑测试过程中发生汽轮机跳闸，锅炉MFT。经排查为汽机A5/A6压比保护动作，消除隐患后机组于17时08分重新并网，继续进行相关试验。
经过原因分析和故障消除后，并经调度同意，于5月18日17时08分重新并网，停运2.6小时。
图1 机组跳闸曲线
二、原因分析
1.现场检查：
检查4号机组汽机5级抽汽压力三个测点40LBS50CP005、40LBS50CP006、40LBS50CP007和高缸排汽压力三个测点40LBC11CP005、40LBC11CP006、40LBC11CP007的现场变送器的量程与DCS侧逻辑设置量程均为-0.1～1.6MPa，对应输出电流20～4mA，均与检修前设置一样。
对比3号机组5级抽汽压力三个测点变送器的量程与DCS侧逻辑设置的量程为正向设置，即-0.1～1.6MPa对应输出电流4～20mA。
2.逻辑检查
汽机A5/A6压比保护逻辑为：5级抽汽压力三点分别与高缸排汽压力三点的中值对应的函数值进行比较判断后，再进行三取二判断，延时3.2秒后保护动作。
3. 原因分析：
从压力测点量程设置检查来看，由于4号机汽机5级抽汽压力DCS侧逻辑量程设置与就地压力变送器的量程设置相反，当机组负荷上升时 5级抽汽压力上升，压力变送器的输出电流下降，DCS侧5级抽汽压力测量值随着减小，而高缸排汽压力现场变送器与DCS侧逻辑量程设置一致，机组负荷上升压力上升，DCS侧高缸排汽压力测量值上升，使得5级抽汽压力测量值与高缸排汽压力测量值之差逐渐减少，导致压比值达到保护动作值，最终导致汽机跳闸，锅炉MFT。
因此，本次事件的直接原因是：5级抽汽压力信号DCS侧逻辑量程设置错误造成。
4. 暴露问题：
调试单位逻辑组态排查不够细致。
4号机组DCS改造的逻辑组态采用在移植3号机组（DCS已改造）优化后的逻辑基础上，对照4号机组原逻辑进行差异化修改，要求包括逻辑结构、定值、参数设置、信号量程等全面梳理，消化差异原因，逐一修改。改造开工后研究院还应要求两次进行全部逻辑差异排查，但未能在逻辑排查、调试时及时发现逻辑量程设置错误问题。
三、防范措施
1. 由研究院和电厂专业人员分组搭配，重新进行逻辑排查。
2. 对现场变送器量程的全面核查，查找反向设置的变送器，并与DCS侧进行核对。
3. 按照机组并网168小时试验的管理要求，继续进行全面细致的逻辑排查，找出差异，并进行消化整改。
声明：本文来源于各发电集团案例的收集，感谢各位热控人员和热控监督人员的编写、收集和辛勤付出，版权归原作者，由于从各发电集团收集到的案例，不知具体作者，因此统一署名为“热工监督管理”，如果涉及到版权问题，请联系编者，再次感谢原作者的付出！
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