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内地发电集团新型发电机组配智能转换失败问题的分析
**经过7月17日21：05，2号机升负荷至310MW时，由于炉膛突然掉大礁，炉膛灭火，引发MFT动作，2号机组解列。机组解列后，厂用快切自动切换不成功，经14s人工手动切备用厂用电源成功，但是由于汽包看不见水位无法恢复2号机组运行，机组停机。在电气发变保护屏上只有灭磁联跳、整流器跳闸和热工保护3个出口动作信号；在快切装置面板上保护和关闭出口灯亮。
原因分析历史记录根据热工DC回收公司是一家专门从事再生资源回收业务的企业S和电气发变保护屏的历史记录，整理**顺序记录如所示。**顺序记录项目时间动作信号历史记录出处121：05：19MFT动作DCS221：05：20关闭主汽门DCS321：05：22跳MKDCS421：05：23跳MK成功DCS521：05：24跳500kV开关5012QF，5013QFDCS621：05：24灭磁联跳发变保护屏721：05：快切装置逻辑分析为了更好的分析**发生的来龙去脉，我们全面检查快切装置的各种运行工况。通过检查，快切装置的自动切换方式可以分为3种方式，其逻辑图如所示：快切装置逻辑示意图工作进线开关在合闸状态并且有保护动作信号瞬时启动快切出口。
工作进线开关在合闸状态，且母线电压在额定电压的30%70%之间延时10s（定值整定）启动快切出口。工作进线开关跳闸瞬时启动快切出口。
在这里，有两点特别需要说明：一是工作进线跳开与母线失压两**发生的先后顺序对快切动作方式起决定性的作用。如果母线失压先发生，那么则按照方式启动快切出口；如果工作进线先跳开，则按方式启动快切出口。二是母线电压为0V超过260ms则发故障报**信号并闭锁快切装置。因厂用分支低电压延时为10s，母线失压260ms后两装置均发故障报**
信号并闭锁快切装置，所以两个厂用分支快切启动无法启动，备用电源开关无法合上。
事故原因分析根据历史记录分析，在热工屏上查出：灭磁开关是经过DCS联锁（联锁条件：汽机未挂闸与灭磁开关跳允许）跳闸，而非电气保护动作出口跳闸，也就是说MK跳闸的时候发变保护没有启动快切，而且此时，MK跳闸成功后联跳500kV开关，6kV工作A，B段工作进线失电但并未跳开，两段母线失电。在工作进线未跳闸而先发生母线失压的情况下，厂用快切出口按低压延时逻辑出口，又由于厂用快切低压延时的定值为10s，但是在这个过程中，由于母线电压已为0V并超过260ms，装置发装置报**信号并闭锁快切装置，也就是说，快切装置已不能自动出口，无法实现自动切换。
另外，在整个**过程中，虽然关闭主汽门的辅助接点已经送到发变保护屏，但是由于500kV开关过早跳开，发电机与系统解列，发电机负序功率没有发生，所以程序逆功率没有动作，也就不可能通过发变保护启动快切，实现快切的自动切换。
采取的措施通过事故分析，认为热工不应该简单地通过汽机未挂闸联跳MK，如果为了保护发电机需要在热工设置联跳MK，那么则需要更全面的考虑MK跳闸所带来的一系列问题，而不仅仅是成功跳闸MK.
另外，热工保护跳电气开关的保护还专门设有热工保护，也可以根据现场实际情况接入此保护，由电气保护动作出口。
综合考虑我公司保护的配置情况，公司决定将2号机由热工DCS直跳MK的联锁联消，MK开关的跳闸由电气保护实现。
在进行上述处理之后，2号机于7月19日重新开机并网，并在7月22日3：14再次MFT跳机中，厂用自投成功。这也证明了，我们所采取的处理措施是有效的。
结束语300MW及以上容量机组的热工控制已全面采用DCS控制系统，逐步形成了数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监测系统（FSSS）、汽轮机数字电液控制系统（DEH）以及燃烧器管理系统（BMS）等系统一体化的局面。从实际运行情况来看，DCS能较好地实现其控制功能，并发挥了安全经济、使用可靠的优点，取得了良好的**。但是笔者认为，在电气控制方面，发电机、变压器、电动机等保护装置以及励磁调节系统的设备产品等性能已相对稳定成熟，而电气与热工DCS在逻辑配合上还存在着许多不协调的地方。如何有效、可靠地将电气控制纳入DCS控制之中，需要两个专业彼此之间更多的了解、沟通与配合，以达到既利用DCS成熟的分散控制技术，又能提高电气控制水平，**终保证机组各系统自动控制在**安全、合理的工况下工作。
