DCS失电总结及事故预案

1、DCS失电总结及事故预案一事故前机组工况主要参数：机组负荷：260MW主气压力：13Mpa再热蒸气压力： 1.5Mpa主/ 再热气温：530/530 真空： -84.75KPa汽包水位：-150mm高、低加投入协调投入机侧主要运行设备： 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，给水主路电动门开启。电气系统运行方式： 500KV一、二串合环运行、厂用电源已切至 20 高厂变带、01 启/ 备变空载运行

2、、保安系统运行方式正常、 20 柴油发电机处热备用状态。二事故及当时处理情况负荷 300MW，DCS电源突然失去，所有 DCS操作员站和工程师站全部死机，画面失去监视及所有的联锁逻辑功能。 这种紧急情况下， 一切从抢险出发， 在电科院人员统一指挥下， 发动了当时能马上调动的各单位的人力资源， 成功进行了事故处理，保全了设备安全。回忆当时的主要操作步骤如下：1.1汽机方面：1) 首先检查机组已跳闸解列，厂用电已成功切换至启备变，保证设备能正常启停， DEH和旁路系统未失电，机组应能安全停机；2) 旁路快开后，马上切至手动迅速关闭高低压旁路；3) 就地启交流润滑油泵和顶轴油泵，确认油压正常；4)

3、迅速关闭主汽母管疏水和再热母管疏水，保证锅炉处于闷炉状态；5) 确认循环水泵正常运行，这样循环水对疏水和排汽还能保证一定冷却作用，对凝汽器危害不致过大；6) 凝结水低缸喷水、扩减温水未能开启，水幕喷水已开联开（这些阀门 DCS失电后的状态还需热工方面进一步的确认） ，后除氧器很快满水（但据热工检查除氧器上水调门失电后应该在关闭状态，待进一步确认），就地停止凝泵运行。发现高压侧凝汽器温度达 114，最高达 188 , 就地运行锅炉上水泵，少量投入低缸喷水和水幕喷水，凝汽器高、低压两侧均降至 70左右时。考虑防止凝汽器温度骤升骤降对凝汽器造成损害，停止上水泵，保持凝汽器自然冷却。7) 检查密封油状

4、态，发现工作正常，氢压未降，定冷水工作正常；8) 开始时有通过手动控制辅汽至轴封旁路电动门维持一定轴封压力（据热工分析辅汽联箱至轴封联箱供汽压力调节阀在失电后应在全开位，待进一步确认），防止从轴封处进过多冷气，后经检查盘车电源，确认在盘车能正常投入的情况下，很快通过硬手操开真空破坏门，停真空泵，真空基本到零时，停止轴封。在不是很清楚当时各部分具体情况的状况下，停止 #1 机组向 #2 机组供应辅汽；9) 因锅炉已闷炉，汽包水位无法监视，给水系统也无法监视，就地停电泵、汽泵和汽前泵，就地启电泵辅助油泵，确认汽泵润滑油泵正常运行，盘车停止；10) 整个过程中 DEH中振动、瓦温和就地回油温度正常，

5、并安排电建人员在就地进行连续监测；11) 转速到 0 后，投入盘车，开始盘车电流在 22A24A 之间摆，几分钟就稳定在 22A，就地晃度正常， DCS恢复后晃度 28m，证明机组状况良好；1.2锅炉方面：1) 锅炉迅速手动打闸；2) 通过硬接线联跳一次风机、磨煤机、给煤机和减温水总门，派人员就地检查确认；3) 派人上就地停送、引风机和密封风机，检查润滑油泵运行正常；4) 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；5) DCS画面正常后关闭烟风系统所有挡板；6) 全面检查炉侧各项参数正常；操作基本完成后，全面检查机组各设备，未发现设备损坏情况。10:30 机侧DC

6、S系统基本恢复，送辅汽供 #2 机组暖气。当天 DCS系统曾先后又四次出现死机画面全红的现象， 后经检查发现是由于SIS 系统已与 DCS通讯，而由于几天前曾对 DCS系统测点进行了一次优化， 删除了不少无用的测点信号， 但在 SIS 系统中未做相应改动。 SIS 系统与 DCS系统采用 TCP/IP 通讯方式， SIS 仍不停的发送该部分数据的发送请求， DCS无法回应，从而导致网络堵塞，系统瘫痪。另外 , 从目前所有的信息来分析， DCS系统两路 24V 电源 , 一路来自保安段 ,一路来自 UPS,由于两路电源偏差大 , 从而使至 DCS的变压器故障 , 是导致此次 DCS 电源全部失去

7、的可能主要原因。 04:40 所有运行设备打至就地位， DCS系统整体进行了一次下装。二更进一步优化的事故预案这次事故处理虽然很成功， 但也给大家敲响了一个警钟， 必须先行做好这方面的事故预案，在出现任何紧急事故时都能做到忙而不乱， 有序的完成抢险工作，确保人身和设备的安全。从 DCS失电这件事来讲， 这次事故处理应该是非常成功的， 处理方法和步骤基本正确，还要做进一步优化的话就还可以从以下几个方面着手：1) 首先检查厂用电已正常切换至启备变，发电机解列，检查机组已跳闸，查看最高上升转速；2) 先通过硬手操启动交流润滑油泵，就地启动顶轴油泵，确认状态正常；3) 锅炉迅速手动打闸；4) 应该通过

8、硬接线能联跳一次风机、磨煤机、给煤机和减温水总门，派人员就地检查确认；5) 检查旁路开启状况，迅速手动关闭，保证锅炉闷炉；6) 真空破坏前，通过手动开启辅汽至轴封旁路电动门维持轴封压力，防止进冷气造成轴封碰磨；7) 迅速关闭主汽母管疏水手动门、高排逆止门后疏水手动门及再热母管手动门；8) 派人上就地停送、引风机和密封风机，检查润滑油泵运行正常9) 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，关闭烟风系统所有挡板；10) 失电后密封油系统应能维持初始状态，但应去人迅速确认，否则应马上安排排氢。确认循环水和定冷水状态；11) 出现 DCS失电这种情况时，各运转设备的状态

9、无法及时掌握，从保护设备的角度出发，能停运的设备应尽快停运。汽泵应马上打闸，检查润滑油泵运行正常，汽前泵就地停运；12) 失电后电泵最小流量阀失电后应该打开，电泵能短暂维持运行，安排人员上电泵、除氧器及主给水电动门和旁路调门位置（据热工人员分析给水旁路调门应在关闭位） ，在能确认电泵正常的情况下可以考虑手动给汽包上满水再停电泵，但只要锅炉闷炉情况良好，锅炉汽包允许，应尽快启动电泵辅助油泵，停止电泵运行。从这次的事后的结果来看，在这个负荷灭火，闷炉及时，锅炉欠水状态危害也不至于很大；13) 如果主再热疏水手动阀关闭及时，循泵保持运行，凝汽器温度应该上升不大，为防止意外发生，应停止凝泵运行。在凝汽

10、器温度不是很高的时候（如 80以下），可以通过关闭除氧器上水电动门，启动锅炉上水泵来维持凝结水压力，手动投入水幕喷水、疏扩减温水和三级减温水，保证其在合适压力，给凝汽器降温。在凝汽器温度很高时，应尽量不投入凝结水减温水，防止骤热骤冷造成凝汽器变形，保持其自然冷却；14) 在盘车电源确认可靠后，应尽快破坏真空，停止真空泵运行，真空到 0 停轴封；15) 安排人员从 DEH和就地连续观测瓦温、振动和回油温度等机组情况；16) 转速到零投入盘车，检查其盘车电流是否正常， DEH和就地测量晃度正常；17) 全面检查机炉侧所有设备的状态，确认设备无异常状况；三厂用电失去的事故预案再做进一步的引申， 假设厂用电不能成功切至启备变，可以设想应有如下操作：1) 迅速启动柴油机，保证保安源电源正常；2) 应尽快启动保安段上所带的交流油泵，顶轴油泵，空侧密封油泵，氢侧密封油泵，小机润滑油泵，风机的润滑油泵，投入空预器盘车，两台油泵同时运行时停止直流油泵运行；3) 检查密封油压情况，视情况决定是否需要马上排氢；4)