#4机DCS发变组运行数据突变的分析报告20160412

1、#4机DCS发变组运行数据突变的分析报告一、事件概况2016年4月12日11:23:40秒，#4机功控切为阀控，DCS显示负荷由350MW降至293MW，11:24:53秒DCS显示负荷由293MW降至-34MW，11:24:57秒DCS显示负荷367MW。11:23:40秒，#4机DEH显示负荷由350MW显示为-32MW，11:24:53秒，11:25:01#4机组DEH显示负荷由-32MW升至368MW，11:26:10机组负荷调整至正常350MW。在此期间，输变电事业部升压站#4机组负荷显示正常，最大负荷371.97MW，时间为11:24:13秒，11:26:10左右#4机负荷恢复35

2、0MW，正常运行。二、运行方式2016年4月12日11时，#4机组负荷350MW、给煤量152t/h、主汽压力16.5MPa；ABCE磨运行、D磨备用；B、C给水泵运行，A给水泵备用，凝汽背压18.7KPa。三、事件经过11:23:40 #4机组功控切为阀控，DCS负荷由350MW降至293MW。11:24:53 #4机组DCS负荷由293MW降至-34MW，11:24:57 #4机组DCS负荷上升至367MW。11:23:59 #4机组DEH负荷由350MW显示为-32MW，11:25:01 #4机组DEH负荷由-32MW升至368MW，11:26:10 负荷调整至正常350MW。 #4机D

3、CS显示负荷#4机DEH显示负荷四、事件处理过程11:23:50 #4机监盘人员发现DCS和DEH负荷显示异常波动，最低降至-34MW，#4炉监盘人员发现主汽压力快速下降，变化率为-0.31MPa/min，磨煤机、风机运行正常。电气监盘发现发变组参数电流、电压变坏点，1分钟后恢复。立即将上述现象汇报值长。#4机组负荷已达到370MW，定子电流最高12268A，主汽流量1136T/h，此时汽机高压调门已经全开，值长下令立即降低#4机组负荷。令#4机组降负荷，此时阀控方式目标阀位无法输入，功控无法投入，负荷无法调整；11:23:5011:25低负荷限制报警，11:2511:26高负荷限制报警。11

4、:26:10投入功控方式，11:26:20机组负荷降至350MW运行，锅炉、电气调整其他参数稳定运行。汇报值长，联系热控、电气检修查找原因。四、事件调查事件发生后，热控专业、电气检修、运行部、赵老、生技部相关专业都对系统进行了详细的检查。1、热工专业调查情况：在11:23:40功控切为阀控，功率为-32.8MW,CV3开度38.4，CV4开度0，主汽压力16.53MPa，手动参考90.24%；11:23:44功率为-32.5MW,CV3开度87，CV4开度87，主汽压力16.53MPa，手动参考92.5%；11:23:52功率为-32.5MW,CV3开度85.27，CV4开度87.25，主汽压

5、力16.23MPa, 手动参考98.24%；11:24:53功率为368.68MW,CV3开度85.27，CV4开度83.3，主汽压力15.84MPa，手动参考100% #4机发变组接线图画面中发变组参数测点变异常的有：测点端子板相应卡件质量判断#4机发电机定子A相电流11A-2A11B-3-11坏#4机发电机定子B相电流11A-3A11B-3-12坏#4机发电机定子C相电流11A-4A11B-4-1坏#4机发电机定子负序电流11A-5A11B-4-2坏#4机发电机定子AB相电压11A-2A11B-3-11坏#4机发电机定子BC相电压11A-3A11B-3-12坏#4机发电机定子CA相电压11

6、A-4A11B-4-1坏#4机发电机定子负序电压11A-5A11B-4-2坏#4机发电机中性点零序电压11A-5A11B-4-2坏#4发电机有功功率11A-5A11B-4-2坏#4发电机无功功率11A-5A11B-4-2坏#4发电机功率因数11A-5A11B-4-2坏#4励磁变高压侧B相电流11A-5A11B-4-2坏#4励磁变高压侧有功功率11A-5A11B-4-3坏#4励磁变高压侧无功功率11A-5A11B-4-4坏#4主变高压侧A相电流11A-2A11B-3-11坏#4主变高压侧B相电流11A-3A11B-3-12坏#4主变高压侧C相电流11A-4A11B-4-1坏功率13-6A12A-

7、3-10坏功率23-6A12A-3-9坏功率33-6A12A-3-8坏同卡件上在发变组参数画面中显示好点的有：测点端子板相应卡件质量判断#4机主变油面温度111A-2A11B-3-11好#4机主变油面温度211A-3A11B-3-12好#4机主变油面温度311A-4A11B-4-1好#4封母发电机A相温度11A-2A11B-3-11好#4封母发电机B相温度11A-3A11B-3-12好#4封母发电机C相温度11A-4A11B-4-1好#4发电机频率11A-5A11B-4-2好#4发电机局部放电强度11A-2A11B-3-11好#4主变A相温度11A-2A11B-3-11好#4主变B相温度11A

8、-3A11B-3-12好#4主变C相温度11A-4A11B-4-1好经检查以上4个DCS卡件(11B-3-11、11B-3-12、11B-4-1、11B-4-2、11B-4-3、11B-4-4、12A-3-8、12A-3-9、12A-3-10)状态均显示正常，所对应的控制器BRC410，及与它通讯的网络模件NPM22的状态均显示正常，均无故障报警。2、电气专业排查情况调取#4发电机220KV母线电压、发电机励磁电压、电流、频率显示均正常。随至继电保护间检查保护柜变送器柜，信息管理规，故障录波柜信息对比分析，无异常记录，各项运行数据均正常；检查控制柜远送DCS端子信号接线紧固，无松动；装置电源接

9、线端子，测量电流、电压端子接线紧固无松动。因#4机电气保护系统电源为直流供电或UPS供电，如果出现故障，会出现无扰切换，保证装置运行可靠。从测控装置故障记录信息查看，无故障记录，所有参数运行正常，故障录波柜无突变量报警信息记录。五、过程分析1、#4机功控切阀控#4机之前运行状态为功控方式，当测量功率信号与手动给定信号差大时，自动切为阀控方式。2、切为阀控方式后负荷上升、主汽压力下降切为阀控方式后，由DEH控制原理图可知，高低负荷限制仍起作用，由于测量功率为-34MW，低于负荷下限0MW,DEH自动增加调阀开度，导致调阀开度从90%开至100%。而由于水汽系统运行正常，因此机组实际负荷上升。这一

10、点，可以从升压站机组显示中得到印证。此时由于燃料量没有增加，只是通过开大调阀增加机组负荷，因此主汽压力快速下降。3、阀控方式下目标阀位无法输入阀控方式运行时，机组运行状态有自动和手动两种方式，当时机组运行在自动状态，因此手动参考无法输入。只有切为手动状态，才可以输入目标阀位。4、热控控制系统无故障接受和处理电气量测点信号的是热控04DCS31-PCU11A、04DCS31-PCU11B、04DCS31-PCU11C三个控制柜，特别是与电气量信号同卡件的其它非电气量信号均显示正常，以及三个柜上的其它信号均正常，说明该控制柜卡件板、控制器、通讯卡均无故障。#4机电气信号热控测量屏5、故障点应为电气

11、继电保护室变送器柜电气继电保护室变送器柜1、柜2全部为上述故障信号的信号源，由于为所有信号全部同时故障，经判断认为该面屏所用公用电源出现故障。具体故障原因待查。#4机电气变送器屏五、应急处理1、当机组负荷出现异常波动，由功控方式切为阀控方式时，应注意观察主汽压力、汽包水位、调阀开度等信号，综合判断是否为机组负荷显示异常。2、如果发现仅只是DCS、DEH负荷波动，而水汽系统正常运行时，可认为信号出现质量问题，可立即将机组切为手动控制，参考升压站机组负荷数据，参考其它机组手动给定、或机组历史给定，调整汽机调阀，控制机组负荷。3、在信号未恢复正常之前，运行机组不得进行其它重大操作。燃烧、给水、风等均不可大幅调节，尽量保持稳定，加强汽包水位、除氧器水位、凝汽器水位、各高低加液位的监视，谨慎调整。立即通知热控、电气检修人员进行排查。其它方面：1、运行人员应认真监盘，加强DCS、DEH各画面翻阅，及时发现各类