DCS系统失电事故处理经过及预案

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1、DCS系统失电事故处理经过及预案发电公司2006年1月15日DCS系统失电事故处理经过及预案一、总结目的：根据2006年1月12H2号机组DCS系统故障处理情况，总结经验并整理事故处理方法，为运行人员今后更好地处理同类事故奠定基础。二、事故前工况：2号机组做完RB试验、600MW甩负荷试验、厂用电快切换十几分钟后负荷达260MW。主要参数：机组负荷：260MW主汽压力:13.0Mpa再热蒸汽压力:1.5Mpa主/再热汽温：530°C/530°C真空：-84.75KPa汽包水位：-150mm高、低加投入协调投入

2、机侧主要运行设备：21汽动给水泵运行、电动给水泵2800r/min陪转、21凝结水泵运行、21循环水泵运行、21,22水环真空泵运行。炉侧主要运行设备：双侧引、送、一次风机运行、21密封风机运行、21、22、25磨煤机运行、两侧空预运行。电气系统运行方式：500KV—、二串合坏运行、厂用电源己切至20高厂变带、01启/备变空载运行、保安系统运行方式正常、20柴油发电机处热备用状态。三、事故现象：7点20分DCS大屏上方功率、转速表指示至均变为零,DEH画面上显示机组跳闸,#2机组DCS所有0T画面测点全部显示

3、坏质量；所有设备操作端全部出现故障状态，无法操作和监视，短时间所有0T黑屏，DEII画面可监视。汽轮机跳闸，发电机逆功率保护动作跳闸，厂用电快切装置正确动作，厂用电切换成功，2号锅炉运行（工业电视有明显火焰）。查看工程师站内0M系统的0SM指示灯不亮，处于失电状态。四、事故处理主要经过：炉侧：1.锅炉手动按下MFT事故按钮，磨煤机停运，燃油快关阀、油角阀全关，炉膛灭火。21、22—次风机跳闸。2.就地检查引送风机均运行，就地先后停止21送风机，21引风机；22送风机，22引风机，风机动、静叶关闭，就地停运21

4、密封风机。检查所有风机油站运行，火检风机运行，两台空预运行正常。1.就地检查21、22、25磨煤机确已停止运行。2.手动关闭过、再热器减温水电动门、风机出入口门，手动关闭连排去定排手动门。3.DCS画面正常后关闭烟风系统所有挡板。4.全而检查炉侧各项参数正常。机侧：1.紧急手打汽机一次，盘前启动主机交、直流润滑油泵、空侧直流密封油泵。2.就地检杳主机交、直流油泵、空侧直流密封油泵运行情况，发现直流润滑油泵未启动，立即就地启动直流润滑油泵，润滑油压就地检查正常，就地启动21顶轴油泵，顶轴油油压就地检查止常。3•

5、高低压旁路联开，立即将其关闭。4.运行人员就地检查，同时联系循环水泵房值班员询问循环水泵房运行情况，循环水泵房值班员告21循环水泵运行正常，同时利用DEH画而监视部分重要参数。5.就地检查除氧器水位上涨较快，立即开启除氧器危急放水门，使除氧器水位保持2400mm左右运行，同时手动关闭除氧器上水电动门，由于该门手关较慢除氧器水位不好维持，就地停止21凝泵。6.汽包水位计见水后，就地启动电动给水泵辅助油泵，停止电动给水泵运行。7.手动关闭机侧主再热主汽门前及高排逆止门后疏水门。8.转速1700r/min左右，破坏

6、主机真空，开启真空破坏门，停止21,22水环真空泵运行。主机真空接近于0就地关闭低辅供轴封手动门，主轴静止投入盘车连续运行。9.全而检查机侧各项参数正常。电气：1.检查500KV主开关及发电机灭磁开关均正确断开。2.检杳厂用电系统切换成功，高低压厂用电系统、直流及UPS系统均供电止常。3.检查锅炉保安MCC段和汽机保安MCC段及重要负荷的供电情况，发现22汽动给水泵顶轴油泵均屮断供电，立即送电并将其在配电盘就地启动。五、如遇到类似事故的主要处理预案：（一）操作员站死机处理：机组正常运行期间，操作员站黑屏、画而

7、无法操作或参数无法刷新、传递，但控制系统AP正常运行，此时若设备都在自动控制状态下正常运行，在热控系统恢复正常前尽量不要人为干预设备运行。但应当派人到设备就地监视和检查设备及和关电动门、挡板、油站的工作是否正常，如有异常应就地打闸。若设备处在启动调整阶段应直接打闸。（当全部DCS操作员站黑屏应立即紧停机组）（-）热控系统上位机死机处理：指AP死机，此时控制系统对设备的一切控制信号全部消失，对于非长指令控制的设备将保持当前状态不变，对于要求长指令控制（运行）的设备将会因失去控制指令而停运。这种情况下机、炉、电的

8、大联锁跳闸保护是由逻辑实现的（已失去作用），应马上手动打掉汽机、锅炉，并监视逆功率保护动作跳开发电机，然后各级人员立即进行如下紧急处理：1.打闸后立即在NCS画面检查发变组出口开关确已跳闸，若发变组出口开关未跳开，立即手动紧急解列发变组（值长监护主值班员操作）。2.通过大屏频率表或就地励磁柜确认发电机已经灭磁，若未灭磁应立即就地手动跳开灭磁开关（副值班员一）。3•确认手动打闸一次后，立即在盘前启动主