一、事件经过

4号机组正常运行，负荷600MW，主蒸汽压力16.8MPa,主蒸汽温度540℃，两台一次风机、送风机、引风机、增压风机运行。

19时18分，A增压风机变频器过热重故障跳闸，锅炉MFT动作（首出为脱硫两台增压风机跳闸），机组解列。

二、供热情况

内蒙古某电厂供热总面积200万平米，分为新系统及老系统两部分，其中：新系统汽源为3、4号机组中低压导管抽汽，供热面积133万平米；老系统汽源为2号机组辅汽，供热面积67万平米。2月26日，3号机组按电网令停机备用，4号机组单机供热，供热中断前供汽压力0.24MPa、供汽温度352℃、热网供水温度45.2℃、回水温度38.1℃、供水压力0.38MPa。此次非停导致供热中断5小时22分，供热回水温度由38.1℃降至31℃，引起集团公司高度关注。

三、检查情况

1、DCS各控制器运行状态正常。

2、B增压风机运行，MCS3控制器采集状态信号正常，操作员站画面显示正常。

3、检查FSSS控制器未接收到MCS3通讯发来的B增压风机运行信号。

4、A增压风机控制屏来“单元过热"故障信息，就地检查变频器室冷却器入口手动门开度在20%位置。

四、原因分析

1.直接原因

A增压风机故障跳闸，DCS系统FSSS控制器与MCS3控制器通讯故障，MFT逻辑中未接收到B增压风机运行信号，逻辑判断两台增压风机全停，触发MFT。针对故障原因，咨询日立公司技术人员，依据日立控制系统逻辑组态规范，控制器增减通讯点，有通讯联系的控制器均须重新编译下装。2021年10月供热改造，在MCS3控制器增加暖风器疏水变频逻辑，仅对新增加通讯点的控制器进行了编译下装，未对有通讯联系的FSSS控制器编译下装，形成两个控制器间通讯故障。

2.间接原因

A增压风机变频器冷却器冷却水取自开式水末端且冬季入口手动门开度小，冷却器换热效果差，机组满负荷运行变频器功率单元过热，变频器重故障跳闸。

五、暴露问题

1.保暖保供工作重视不够，单机供热保供措施针对性不强，隐患排查不深入不细致，未排查出FSSS控制器与MCS3控制器之间通讯故障隐患。

2.落实专项治理措施和二十五项反措不到位，增压风机运行状态信号输入锅炉保护采用通讯方式，没有严格执行“主要保护输入条件信号和输出信号应采用硬接线方式"规定。

3.专业技术管理不规范。DCS系统控制程序编译下载验收没有形成工作标准化，对修改优化后的程序没有做到全部信号传动试验。

4.技改工程监管不到位。过程监管、验收环节把关不严，未能对控制器逻辑组态下载进行全过程监管。

5.设备巡检责任制落实不到位。机组启动后，热工专业人员没有对修改后的逻辑进行跟踪检查，未发现逻辑通讯存在的隐患。运行巡检人员对设备工况环境的变化没有引起重视，机组加负荷中没有及时发现变频器功率单元温度高。

6.运行人员未掌握变频器在不同负载下所需冷却水流量，调整不及时。

六、整改及防范措施

1.4号机组C级检修期间，将增压风机输入炉保护回路进行硬接线改造。对其它类似保护进行深入排查，消除潜在的设备隐患。

2.更换DCS系统控制器，下载程序后，必须进行保护传动试验。

3.组织开展二十五项反措和控非停三个专项措施培训，在全公司开展二十五项反措和控非停专项活动，并结合《火力发电厂热工保护系统设计技术规定DL/T5428-2009》逐项分解落实责任人全面排查，3月15日前形成隐患整改清单。

4.3月2日前完善优化变频器室冷却器冷却水流量调整措施。

5.完善细化单机供热保障安全措施。制定了2022年单机运行保供工作实施方案，成立以总经理为组长的领导小组，落实生产运行管理措施，机组消缺、设备维护、检修管理措施，环保达标排放管理措施，外包工程管理措施，明确各级人员职责和值班要求。

6.4号机组增压风机变频控制柜功率单元近点和移相变压器柜内增设4点环境温度显示信号，实现信号远传超温报警。

7.完善设备巡检制度，细化巡检标准、增加巡检频次，强化巡检管理，各级管理人员落实跟班责任，定期对各机组人员巡检情况进行抽查检查。

8.加强设备异动变更管理。机组保护类的异动变更增加验收项，对涉及到的全信号传送点列出清单，逐个进行静态试验，并进行验收，机组启动后进行动态跟踪，形成归档。