技术丨交换机接线错误导致机组跳闸事件分析

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。