汽机联锁保护逻辑

#4汽机ETS

ETS条件：

1、润滑油压低（压力开关，小于0.02MPa，3取2）

2、轴承径向瓦温高（大于110℃）

3、轴承径向回油温度高（大于75℃）

4、推力瓦温高（大于110℃）

5、推力回油温度高（大于75℃）

6、TSI来超速停机

7、DEH来超速停机（大于110%）

8、发电机故障

9、轴向位移大（小于-0.7mm，大于1.3mm）

10、轴瓦振动大（大于80um）

11、差胀大（小于-3mm,大于4mm）

12、手动停机（操作界面）

13、手动停机（操作台来）

14、主变故障

15、解列转速全故障

A~D给水泵

启动允许条件（满足以下条件）

1.无电气保护故障弹簧未储能，控制电源断线，电气保护动作，SF6气压低，

CT过压)

2.出口门无故障信号

3.再循环门无故障信号

4.出口门全关（投入备用时为全开）

5.再循环门全开（投入备用时屏蔽）

6.高压除氧器水位大于低1值（30LI13/14A, 30LI13/14B, 30LI13/14C,大于

2150mm）

7.稀油站出口油压正常（33PS01AL,0.1MPa）

8.电动给水泵轴承温度<80℃(32TE01A~03A)

9.电动给水泵电机轴承温度<80℃(32TE04A/05A)

10.A电动给水泵A相定子绕组温度<130℃(32TE06A~08A)

保护停止条件（满足以下条件任意一条）：

1.高压除氧器水位小于低2值（30LS13ALL/BLL/CLL,3取2，-950mm）

2.稀油站出口油压低2值(33PS01AL,0.05MPa)

3.给水泵出口流量低2值延时20s且再循环门未在全开位置（30FT01A，小于90t/h）

4.给水泵运行7s后出口门和在循环门都在关位

5.稀油齿轮泵A\B都停止

6.电动给水泵轴承温度大于>90℃(32TE01A~03A)

7.电动给水泵电机轴承端温度>90℃(32TE04A~05A)

8.A电动给水泵A相定子绕组温度>140℃(32TE06A~08A)

E~F给水泵

启动允许条件（满足以下条件）

1.无电气保护故障（弹簧未储能，控制电源断线，电气保护动作，SF6气压低，CT过压)

2.出口门无故障信号

3.再循环门无故障信号

4.出口门全关（投入备用时为全开）

5.再循环门全开（投入备用时屏蔽）

6.高压除氧器水位大于低1值（30LI13/14A, 30LI13/14B, 30LI13/14C,大于2150mm）

7.稀油站出口油压正常（33PS01AL,大于0.1MPa）

8.稀油站出口油温正常（33TI04E,小于40℃）

9.电动给水泵轴承温度<80℃(32TE01E)

10.电动给水泵电机轴承温度<80℃(32TE02E/03E)

11.A电动给水泵A相定子绕组温度<130℃(32TE04E~09E)

保护停止条件（满足以下条件任意一条）：

1.高压除氧器水位小于低2值（30LS13ALL/BLL/CLL,3取2，-950mm）

2.稀油站出口油压低2值(33PS01AL, 小于0.05MPa)

3.给水泵出口流量低2值延时20s且再循环门未在全开位置（30FT01A，小

于90t/h）

4.给水泵运行7s后出口门和在循环门都在关位

5.稀油齿轮泵A\B都停止

6.电动给水泵轴承温度大于>90℃(32TE01E)

7.电动给水泵电机轴承端温度>90℃(32TE02E/03E，2取1)

8.A电动给水泵A相定子绕组温度>140℃(32TE04E~09E，6取1)

9.轴承回油温度大于>70℃(33TE02E)

联锁启动：

1、给水泵出口母管压力低2值且有给水泵运行且自动投入（30PT32~34,小于12MPa,3取1）

2、其他给水泵跳闸且自动投入

给水泵出口电动门

联锁关条件：给水泵停（3秒脉冲）

A~D工业冷却水泵：

启允许条件：

1.A冷却水泵入口门开状态

2.A冷却水泵出口门关状态

3.辅机冷却水滤网后水位（76LT03A,76LT03B）大于1.8 m

4.合闸准备就绪

工业冷却水泵联启条件：

1、任何一台运行的冷却水泵跳闸且自动投入

2、有冷却水泵运行且母管压力低（76PS02LL）且自动投入

工业冷却水泵跳闸条件：

1、滤网后水位低低（76LT03A,76LT03B。小于1.2m，延时3s，2取2）

冷却水泵出口门：

联锁启动：A冷却水泵启动（3秒脉冲）

联锁停止：A冷却水泵停止（3秒脉冲）

A~E中继水泵

启动允许条件（满足以下条件）

1、无电气保护故障（弹簧未储能，控制电源断线，电气保护动作，SF6气压低，CT过压)

2、中继水泵处于远方

3、出口门全关

4、中继水泵再循环门打开（当有泵运行时屏蔽）

5、低压除氧器水位正常（30LI11A/12A，30LI11B/12B，30LI11C/12C）

6、电泵轴承温度<80℃(30TE40A/41A)

7、电机前轴承温度<80℃(30TE42A/43A)

8、电机绕组温度<140℃(30TE44A~46A)

保护停止条件（满足以下条件任意一条）

1.低压除氧器水位低（200mm，300mm，400m，500mm，可选择）

2.启动后7秒出口门关到位信号没消失

3.电泵轴承温度>90℃(30TE40A/41A)

4.电机轴承温度>90℃(30TE42A/43A)

5.电机绕组温度1>150℃(30TE44A~46A)

联启条件：

1.其它中继水泵跳闸且自动投入

2.中继水泵出口母管压力低且有中继水泵运行且自动投入（30PT21，小于

1MPa）

A中继水泵出口门

联锁开条件：1、A中继水泵启动（3秒脉冲）

联锁关条件：1、A中继水泵停止（3秒脉冲）

汽机高压启动油泵

联锁启动条件（需要自动投入）：

1.主油泵出口油压低( 436PS08)

2.转速小于2850r/min ( 424SI01~04,4取1)

3.气机跳闸(435PS03H~05H,油压建立信号任意一个信号消失)

交流润滑油泵

联锁启动条件（需要自动投入）：1、气机润滑油压低1值<0.055MPa ( 436PS04L)

直流事故油泵

联锁启动条件（需要自动投入）

1.气机润滑油压低2值<0.04MPa ( 436PS05LL)

2.交流油泵跳闸

主油箱排烟风机A

联锁启动条件（自动投入）：

1.高压启动油泵，交流油泵，直流油泵中任一启动

2.B油泵跳闸

主油箱排烟风机B：

联锁启动条件（自动投入）

1.高压启动油泵，交流油泵，直流油泵中任一启动(

2.A油泵跳闸(

A疏水泵

联锁启动条件：B疏水泵跳闸且自动投入

B疏水泵

联锁启动条件：A疏水泵跳闸且自动投入

A~B低位水箱上水泵

联锁启动条件：A低位水箱水位高高31LT11且自动投入

联锁停止条件：A低位水箱水位低低31LT11且自动投入

A~C高压除氧器溢水电动门

联锁开：A除氧器水位高三（30LS14AHHH）

4号机排气电动门A,B

联锁关条件：1、汽机跳闸(435PS03H~05H,油压建立信号任意一个信号消失)

锅炉的启动停止联锁保护逻辑

锅炉的启动/停止/联锁保护逻辑 1.1报警 （1）水压报警 当供水压力达到设定高压值时，发出高压声光报警。 供水压力低于设定值，根据用户实际用压力确定，发出低压声光报警 （2）煤粉塔高、低料位报警 煤粉塔内料位到达高、低料位时，发出声光报警。 （3）超高料位报警 当煤粉塔内料位到达超高料位时，发出超高料位声光报警。（4）电机设备故障报警 电机设备发生过载或断路停机时，应发出报警提示。 （5）煤粉塔CO超标报警 当煤粉塔内CO浓度超过限值是，发出CO超标报警，同时启动惰性气体保护装置。 （6）煤粉塔超温报警（60℃） 煤粉塔内任一支热电偶监测温度超过60℃时，发出超温报警。（7）压缩空气压力报警 低限报警，即当压缩空气压力低于安全值（0.4MPa）时，发出报警。

1.2联锁保护 （1）引风机故障连锁 引风机意外故障停止时，应立即停止供料器、一次风机、二次风机。 （2）二次风机故障连锁 二次风机故障停止时，应立即停止供料器。 （3）一次风机故障连锁 一次风机故障停止时，应立即停止供料器。 （4）锅炉超温联锁 锅炉回水温度超过设定值时，应立即停止供料器。 （5）熄火保护 炉膛火焰熄灭时，应立即停止供料器。 （6）除尘器故障保护 当除尘器差压大于3000Pa时，执行停炉程序。 （7）点火电极保护 点火电极启动后15s后自动关闭。 1.3自动调节 （1）补水压力自动控制 通过调节补水泵频率使补水压力恒定于设定值，补水压力设定值应始终高于锅炉使用压力0.2MPa以上。 （2）软水箱水位连锁控制 由软水箱水位高低限值控制软水器进水阀门开关（电磁阀或电动

阀）。 （3）中间缓冲仓加料自动控制 通过控制落料阀电机频率，使中间缓冲仓重量维持恒定设定值。（4）炉膛负压自动调节 根据当前炉膛负压自动调节由变频器控制的锅炉引风机频率，使炉膛负压稳定在设定值。 （5）布袋除尘器自动喷吹 设定布袋前后差压的高限，差压高于高限时自动打开压缩空气喷吹。 1.4启停炉流程及控制逻辑 1.4.1启炉流程 满足启炉点火条件后，进入①吹扫阶段。启动引风机，延时60s，启动鼓风机，延时120s；②点火阶段。启动点火电极、液化气枪，延时5s，点火强度确认（点火强度不够，自动切断液化气，报警提示，故障排除后进入吹扫程序），延时30s；启动柴油枪，延时30s，着火强度确认（着火强度不够，自动切断柴油和液化气，报警提示，故障排除后进入吹扫程序），延时30s；启动一次风机，延时30s，60%额定给粉量启动螺旋给料器，延时15s，着火强度确认（着火强度不够，自动切断煤粉、柴油和液化气，报警提示，故障排除后进入吹扫程序）； ③稳燃阶段。延时60s，关闭柴油和液化气，着火强度确认（着火强度不够，自动切断煤粉，报警提示，故障排除后进入吹扫程序），调

汽机联锁保护系统讲义

汽机联锁保护系统讲义 第一节ETS系统的功能 一、ETS系统发展过程 我国生产300MW汽轮发电机组三从上个世纪八十年代初开始的，最初是仿制国外机组，比较典型的是邹县发电厂一、二期工程的4台300MW机组（从上海定购），后来通过设备引进的同时引进制造技术。我国第一台引进技术和设备的机组是石横发电厂的＃1、＃2机组。最初仿制的国产机组，由于部分核心技术未掌握，其调速系统与国产125MW机组是差不多的，配有调速泵、中间滑阀、危急遮断阀、飞锤、启动器、同步器等复杂的机械调节和保护油路。我们称之为“液调”机组。其最初配套的汽轮保护跳闸装置也是简单的继电器回路。其保护逻辑也是“正逻辑”。即汽机跳闸电磁阀带电，汽机跳闸。这种保护形式很容易因回路、电源等环节出现问题造成保护拒动。这几年随着早期国产300MW机组的改造，也改为了“反逻辑”，即跳闸电磁阀失电，汽机跳闸。 随着上世纪改革开放的深入，我国也引进了大量国外先进的大容量机组（300MW 以上），其调速系统与国内的有着本质的区别; 用EHA系统代替了调速泵、中间滑阀、危急遮断阀、启动器、同步器等复杂的机械调节和保护油路,大大提高了控制精度和设备的安全性.在引进主设备的同时，其先进的控制系统和控制理念也得到了引进，比如”反逻辑”。同样一些控制系统的叫法也进行了引进。 在上个世纪八十年代初期，随着国外先进发电机组的引进，国外的一些控制系统叫法也随之引进，象“BMS（锅炉主控系统）、FSSS（锅炉燃烧安全系统）、TSI（汽轮机轴系监测仪表系统）”等等。因其叫法简单简练，因此大家也就习惯把它作为术语了。ETS是英语-“Emergency trip system”的缩写，意思是事故紧急跳闸系统。原先国内的叫法是“汽轮机保护跳闸系统”。 在国际上，上世纪70年代中期以前，安全相关系统均由电磁继电器组成，部分也采用固态集成电路构成。80年代开始采用冗余的标准型可编程序控制器（PLC）。随着对设备安全、人身安全和环境保护的要求越来越严格，各工业企业和仪表自动化行业对过程安全功能，即有关安全系统的的功能安全给予了极大的关注。于是，80年代中期以后，伴随着微电子技术和控制系统可靠性技术的发展，专门用于有关安全系统的控制器系统、安全型PLC和安全解决方案（Safety Solution）得到迅速发展和推广。目前，比较知名的安全控制系统产品有： ·Triconex Tricon TMR safety and critical control system Trident fault-tolerant control system ·ICS Triplex Triple-modular redundant (TMR) control system ·Honeywell FSC 2004D safety system ·ABB August Triguard SC300E TMR product Safeguard 400 ·Siemens Teleperm XP AS620F fail-safe automation system

联锁保护调试方案

新乡华新电力工程有限公司平煤集团飞行化工公司4＃机组汽轮机保护联锁系统调试方案平顶山平煤集团飞行化工 15MW机组调试作业指导书 保护联锁系统调试方案 新乡华新电力工程有限公司 2006年7月19日

批准：审定：审核：编写：

目录 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (05) 5 组织分工 (06) 6 使用仪器设备 (06) 7 调试应具备的条件 (06) 8 调试方法及步骤 (06) 9汽机侧联锁 (09) 108000B系列旋转机械监视保护装置调试 (10) 11安全注意事项 (10) 12附表 (11)

1 目的 主机跳闸保护系统（ETS）接受来自机组安全监控系统（TSI）或汽轮发电机组其它系统的报警或停机信号，一旦危及机组安全的条件出现，及时发出停机指令信号，通过DEH遮断控制回路实现紧急停机。为规范调试程序，明确参与ETS调试各方的职责，提高调试质量，确保机组运行安全，特编写此方案。 2 依据 2.1《火电工程启动调试工作规定（1996版）》。 2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）》。 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996版）》。 2.4《电力建设安全工作规程（第一部分：火力发电厂）》（DL5009.1－2002）。 2.5 南京气轮电机有限公司ETS设计、设备资料。 2.6《电厂热工保护定值清单》。 3 系统及设备简介 平顶山平煤集团飞行化工15MW机组汽轮机采用南京气轮电机有限公司生产的CC15-3.43/0.98/0.49 中温中压冲动式双抽凝汽式汽轮机。汽轮机跳闸保护系统由南京气轮电机有限公司成套供应。 汽轮机跳闸保护项目如下： 序号保护项目保护定值动作结果备注 1发变组故障停机停机 2手动停机停机 3轴向位移大停机≥1.3mm或≤-0.7mm 停机 4润滑油压力低（2／3）0.02Mpa 停机 5凝汽器真空低停机（2／3）-0.061MPa 停机 6超速停机（110％）（2／3）3300 r/s 停机 7轴承回油温度高停机75℃停机 8推力瓦温度高停机75℃停机 9径向瓦温度高停机75℃停机

锅炉的联锁保护装置

锅炉是国民经济中重要的热能供应设备。电力、机械、冶金、化工、纺织、造纸、食品等行业, 以及工业和民用采暖都需要锅炉供给大量的热能。 锅炉是利用燃料燃烧释放出的热能或其他能量将工质( 中间载热体) 加热到一定参数的设备。应用于加热水使之转变为蒸汽的锅炉称为蒸汽锅炉, 也称为蒸汽发生器; 应用于加热水使之提高温度转变为热水的锅炉, 称为热水锅炉。 从能源利用的角度看, 锅炉是一种能源转换设备。在锅炉中, 一次能源( 燃料) 的化学贮藏能通过燃烧过程转化为燃烧产物( 烟气和灰渣) 所载有的热能, 然后又通过传热过程 将热量传递给中间载热体( 例如水和蒸汽), 依靠它将热量输送到用热设备中去。 锅炉按其用途可以分为电站锅炉、工业锅炉、船舶锅炉和机车锅炉等四类。前两类又称为固定式锅炉, 因为是安装在固定基础上而不可移动的。后两类则称为移动式锅炉。 在锅炉中进行着三个主要过程:(1) 燃料在炉内燃烧, 其化学贮藏能以热能的形式释放出来, 使火焰和燃烧产物( 烟气和灰渣) 具有高温。(2) 高温火焰和烟气通过“ 受热面“ 向工质( 热媒) 传递热量。(3) 工质( 热媒) 被加热, 其温度升高或者汽化为饱和蒸汽, 或再进一步被加热成为过热蒸汽。以上三个过程是互相关联并且同时进行的, 实现着能量的转换和传递。伴随着能量的转换和转移还进行着物质的流动和变化。水一汽系统、煤一灰系统和风－烟系统是锅炉的三大主要系统, 这三个系统的工作是同时进行的。通常将燃料和烟气这一侧所进行的过程( 包括燃烧、放热、排渣、气体流动等) 总称为“ 炉内过程“; 把水、汽这一侧所进行的过程( 水和蒸汽流动、吸热、汽化、汽水分离、热化学过程等) 总称为“ 锅内过程“ 。 一、基本概念 1、热量：热量是一个过程量，生活中比较常见的是热水、天气很热等一些比较直观的概念，但是热量是如何计量的呢？规定：在一大气压下，使一千克水温度升高一摄氏度时所需要的热量为一大卡。1cal=4.186J 2、温度：温度是表示物体冷热的程度。工程上一般用摄氏温标和热力学温标（绝对温标）来度量。摄氏温标的温度用“t”表示，单位为摄氏度（℃）。在标准大气压力下，规定纯水的冰点为0℃，沸点为100℃。热力学温标又称为开氏温标，用“T”表示，单位为开尔文（K）。在标准大气压力下，规定纯水的冰点为273.15K，沸点为373.15K。摄氏温标的温度1℃与热力学温标的温度1K在数值上相等，其关系为T=t+273.15 3、压力：压力是指单位面积上受到的垂直作用力。工程上常用的单位有：Pa（帕）、MP（兆帕）。非法定单位有：工程大气压（at）、毫米水柱（mmH2O）、毫米汞柱（mmHg）。其关系为：1at=1kgf/cm=1000mmH2O=735mmHg=105Pa=0.1Mpa 锅炉设备通用压力表上的指示值为表压力，绝对压力=表压力+大气压（0.1MPa） 4、有关水蒸气的一些概念a.饱和水：水被加热到某一温度时，开始沸腾，此时的温度称为饱和温度，水称为饱和水；b.干饱和蒸汽：不含有水分的饱和蒸汽称为干饱和蒸汽；c.湿饱和蒸汽：含有水分的饱和蒸汽称为湿饱和蒸汽；d.蒸汽干度：指湿饱和蒸汽中干饱和蒸汽所占的百分数（%）；e.汽化潜热（r）：一千克饱和水在定压下加热至完全汽化成同温度下的干饱和蒸汽所需要的热量，或将此干饱和蒸汽凝结成同温度下的饱和水所放出的热量，称为汽化潜热；f.过热蒸汽：将干饱和蒸汽继续定压加热，蒸汽温度即开始上升，从饱和温度上升到规定的过热温度，这样的蒸汽称为过热蒸汽。 二、锅炉的传热过程

机炉电大联锁试验措施

XXXXX公司热能中心节能降耗 技改工程 机炉电大联锁调试方案 编写： 审查： 审批： XXXXX技术服务 2013年9月

目录 1 设备系统概述 (1) 2 编制依据 (1) 3 调试目的及围 (1) 4 调试前具备条件 (3) 5 调试方法及步骤 (4) 6 调试的控制要点及安全注意事项 (6) 7 调试质量验收标准 (7) 8 调试组织与分工 (7) 9 调试仪器 (8) 10附录 (9)

1设备系统概述 机炉电大联锁回路主要设备包括BTG盘台按钮、汽轮机主保护、汽轮机控制系统（505控制器）、发变组保护柜、灭磁开关、发电机出口断路器等。试验时，通过BTG盘台按钮直接触发锅炉或汽机主保护动作，快速切断燃料和关闭汽轮机汽阀，并触发相关设备联动。通过ETS保护柜发出热工保护至发变组保护柜，跳闸灭磁开关和发电机出口断路器。通过模拟发变组保护动作，跳闸汽轮机，通过ETS保护输出至MFT逻辑触发MFT锅炉主保护动作。2编制依据及参考资料 a)《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全[2014]161号。 b)《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）2011版。 c)《电业安全工作规程第1部分：热力和机械》GB 26164.1—2010。 d)《电力建设安全工作规程第1部分:火力发电厂》DL 5009.1—2014。 e)《电力建设施工技术规第4部分：热工仪表及控制装置》DL 5190.4—2012 f)《火电工程达标投产验收规程》DL 5277—2012。 g)《电力建设施工质量验收及评价规程第4部分：热工仪表及控制装置》DL/T 5210.4—2009。 h)《火力发电建设工程机组调试技术规》DL/T 5294—2013。 i)《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T 5295—2013。 j)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437—2009。 k)《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》DL/T 655—2006。 l)《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》DL/T 658—2006。 m)《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》DL/T 1012—2006。 n)DCS系统I/O测点清册、的热工系统图及厂家资料。 o)总包单位，设计单位,组态单位提供的有关I/O清册、DCS系统设计说明书、机柜接线图等技术资料。 3调试目的及围 3.1验证机组机炉电大联锁的设计功能，保证机组机炉电大联锁正确、可靠地投用，保证机组安全、稳定地运行。 机、炉、电大联锁之间的关系如表1，试验容包括：

锅炉联锁保护一览表

目录 一．炉膛安全监控系统(FSSS)控制说明 1.锅炉安全灭火（MFT及OFT）； 2.炉膛吹扫； 3.燃油泄漏试验； 4.油燃烧器控制； 5.等离子体点火系统控制； 6.煤粉燃烧器控制； 7.密封风机控制 8.火检冷却风机控制 二．锅炉侧子功能组及重要辅机保护说明 1. 风烟系统程控 2．空预器 3．引风机 4．送风机 5．一次风机 6．锅炉给水、蒸汽系统 7．过、再热器减温水 8．锅炉吹灰控制 9．锅炉排污、疏水、排汽系统 10. 锅炉炉膛烟温探针、炉膛工业电视、汽包水位电视 11. 锅炉除渣系统

FSSS（Furnace Safeguard Supervisory System），锅炉炉膛安全监控系统。它是现代大型火电机组锅炉必须具备的一种监控系统，它能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下，连续密切监视燃烧系统的大量参数与状态，不断进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，通过种种连锁装置，使燃烧设备中的有关部件严格按照既定的合理程序完成必要的操作或处理未遂事故，以保证锅炉燃烧系统的安全。 炉膛安全监控系统一般分为两个部分，即燃烧器控制BCS（Burner Control System）和燃料安全控制FSS（Fuel Safety System）。燃烧器控制系统的主要功能是对锅炉燃烧系统设备进行监视和顺序控制，保证点火器、油枪和磨煤机系统的安全启动、停止、运行。燃料安全系统的功能是在锅炉点火前和跳闸、停炉后对炉膛进行吹扫、防止可燃物在炉膛积存，在监测到危及设备、人身安全的工况时，启动MFT，迅速切断燃料，紧急停炉。 1.炉膛安全灭火（MFT及OFT） ●MFT（Main Fuel Trip主燃料跳闸）切断进入炉膛的所有燃料（煤粉和燃油） ●OFT（Oil Fuel Trip油燃料跳闸）切断进入油燃烧器及油母管的所有燃油 锅炉跳闸后会给出首次跳闸原因的指示，这样操作员就可以进行正确的判断并采取必要的补救措施。MFT及OFT的首次跳闸原因会显示在跳闸原因画面中。当MFT继电器复位后，首次跳闸原因也就被清除。 1.1主燃料跳闸（MFT） MFT是FSSS最重要的功能，当出现可能引起炉膛爆炸或危及锅炉安全的情况时，立即切断燃料，防止炉膛爆炸，确保锅炉安全运行。FSSS逻辑需要监视以下不同的MFT条件，如果任何一个条件成立，FSSS逻辑就会跳闸。在该MFT条件消失，且锅炉吹扫结束后复位MFT。

汽机、发电机联锁试验

汽机、发电机联锁试验 实验一 实验项目：发电机跳闸，联跳汽轮机试验 实验步骤： 1、启动#1机#1EH油泵，运行正常； 2、启动#1机高压油泵、排烟风机，运行正常； 3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致； 4、确认汽机低真空跳闸保护解除； 5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置； 6、短接跳闸出口12D-7 101 12D-12 133； 实验现象： 1、励磁机未跳。 2、主汽门未关闭。 3、低调门全关。 实验二 实验项目：发电机跳闸，联跳汽轮机试验 实验步骤： 1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常； 2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常； 3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；

4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除； 5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置； 6、短接#1F保护屏935、936至汽机后备； 实验现象： 1、关闭自动主汽门1（ETS动作1）； 2、关闭自动主汽门2（ETS动作2）； 3、关闭自动主汽门3（ETS动作3）； 4、发变组故障停机； 5、启动油压已打开主汽门； 6、ETS动作。 上述现象均同时发生。 实验三 实验项目：汽轮机跳闸，联跳发电机试验 实验步骤： 1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常； 2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常； 3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致； 4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除； 5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置； 6、投入汽机低真空跳闸保护； 实验现象：

机组汽机、锅炉、发电机大联锁试验措施

300MW机组培训资料 机组汽机、锅炉、发电机大联锁试验 一、目的： 为确保机组A、B检修后，机组大联锁保护能够正确、可靠动作，需对机组进行机、炉、电大联锁进行试验。为保证试验工作安全、顺利、有效地进行，特编制本试验措施。 二、试验组织措施 1．成立试验小组： 组长： 副组长：成员：运行部：机、炉、电专工，当值运行值班人员； 技术部：机、炉、电、热专业专工； 热工：专工、工程师站、机控班有关人员； 汽机：专工、调速班技术员； 锅炉：专工、本体班技术员； 电气：专工、继电保护技术员； 2. 试验前，各成员按此措施的要求，做好各自负责的试验条件和准备工作。

3. 试验时，由试验负责人按措施要求，逐条件进行试验，并做好记录。所有参加试验的人员，必须按照试验负责人的要求，及时完成所负责的工作，严禁自行其事。 三、试验技术措施： 1、试验应具备的条件及准备工作： 1．1DEH、ETS、DCS控制系统具备投用条件； 1．2汽机润滑油系统已经启动且运行正常； 1．3EH油系统已经启动且运行正常； 1．4确认发变组出口刀闸开关均在分闸状态； 1．5为实现锅炉复归MFT,仿真下列吹扫条件,将吹扫时间改为20S , 1．5．1 仿真风量>30%； 1．5．2 仿真汽包水位合适； 1．5．3 仿真油泄漏试验完成；（根据现场实际情况）。 1．5．4 仿真火检冷却风炉膛差压合适； 1．5．5 仿真任意一台送、引风机运行； 1．5．6 仿真两台空预器运行； 1．5．7 仿真炉水循环正常。 1．6 锅炉MFT复归后汽机具备挂闸条件： 1．6．1解除汽机低真空跳闸保护。 1．7下述设备送电至试验位置： 1．7．1 A/B/C三台磨煤机； 1．7．2 A/B两台一次风机； 1．8 A1、A2、B1、B2、C1、C2六台给煤机送电； 2．试验项目及步骤： 2．1发电机跳闸，联跳汽轮机、锅炉试验 （1）炉膛吹扫复归MFT； （2）汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确， DEH各阀位指示与就地状态一致； （3）合上发变组出口开关；（两侧刀闸一定断开） （4）热工仿真一层油、一层制粉系统运行； （5）电气仿真发-变组差动保护动作：在发变组B柜差动保护A相加电流，发变组出口开关跳闸。 检查机组大联锁保护动作如下：锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“发变组开关跳闸”；汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“发电机故障”。 （6）解除油层及制粉系统运行的仿真信号，解除电气仿真的保护。 2．2汽机跳闸，发电机解列、锅炉MFT试验 （1）锅炉吹扫复归MFT； （2）汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确， DEH各阀位指示与就地状态一致； （3）合上发变组开关； （4）热工仿真一层油、一层制粉系统运行； （5）热工投入低真空汽机跳闸保护，汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭,且大机ETS首出原因为“真空低”。 检查机组大联锁保护动作如下：发变组开关自动跳闸；锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸”。 （6）热控解除油层及制粉系统运行的仿真信号，解除低真空汽机跳闸保护。

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明一．汽轮机主保护

二．DEH联锁保护 1．EH油温联锁（发讯元件：温度控制器） 油温升至54℃，冷却水出水电磁阀打开 油温升至55℃，冷却泵自启动 油温降至38℃，冷却泵自停 油温降至35℃，冷却水出水电磁阀关闭 2．油位联锁 EH油箱油位：560mm 高Ⅰ值报警（油位开关71/FL1） 430mm 低Ⅰ值报警(油位开关71/FL2) 300mm 低Ⅱ值报警(油位开关71/FL1) 200mm 串300mm证实跳机(油位开关71/FL2) 3．低油压联锁(63MP) EH油压≤11.2MPa,备用EH油泵自投，(打开20/MPT试验电磁阀或就地打开其旁路门，则备用EH油泵自启动)。 4．OPC保护：（当带部分负荷小网运行时，该保护不要求动作）(发讯设备：OPC板) 其任一条件 a.汽轮机转速≥103%，额定转速(即3090rpm)（转速探头，3取2） b.机组甩负荷≥30%,额定负荷时，发电机跳闸。（BR和IEP>30% 3取2） 满足，OPC电磁阀动作，调门快关，机组转速降至3000rpm以后，调门开启，维持空转。5．MFT RUN BACK： 其任一条件 a.机组额定参数，额定负荷运行，锅炉MFT动作(降负荷速率为67MW/min) b.发电机失磁保护动作(降负荷速率为135MW/min) 满足，机组从额定负荷125MW，自动快降至27MW。 三．其他主要保护 1．发电机断水保护：当发电机转子或定子进水流量降至5t/h，同时进水压力降至0.05MPa 或升至0.5MPa时，延时30秒保护动作，使发电机油开关跳闸、同时主汽门、调门、抽汽逆止门关闭。(流量孔板和电接点压力表) 2．抽汽逆止门保护，当主汽门关闭或发电机油开关跳闸时，通过联锁装置使抽汽逆止门电磁阀动作，气控关闭1-5级抽汽逆止门。 3．高加水位保护（电接点水位计） a.当#1、#2高加水位高至Ⅰ值(550mm加650mm)，高加危急疏水门自动打开；

锅炉联锁保护一览表

锅炉联锁保护一览表标准化工作室编码[XX968T-XX89628-XJ668-XT689N]

目录 一．炉膛安全监控系统(FSSS)控制说明 1.锅炉安全灭火（MFT及OFT）； 2.炉膛吹扫； 3.燃油泄漏试验； 4.油燃烧器控制； 5.等离子体点火系统控制； 6.煤粉燃烧器控制； 7.密封风机控制 8.火检冷却风机控制 二．锅炉侧子功能组及重要辅机保护说明 1. 风烟系统程控 2．空预器 3．引风机 4．送风机 5．一次风机 6．锅炉给水、蒸汽系统 7．过、再热器减温水 8．锅炉吹灰控制 9．锅炉排污、疏水、排汽系统 10. 锅炉炉膛烟温探针、炉膛工业电视、汽包水位电视 11. 锅炉除渣系统 FSSS（Furnace Safeguard Supervisory System），锅炉炉膛安全监控系统。它是现代大型火电机组锅炉必须具备的一种监控系统，它能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下，连续密切监视燃烧系统的大量参数与状态，不断进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，通过种种连锁装置，使燃烧设备中的有关部件严格按照既定的合理程序完成必要的操作或处理未遂事故，以保证锅炉燃烧系统的安全。 炉膛安全监控系统一般分为两个部分，即燃烧器控制BCS（Burner Control System）和燃料安全控制FSS（Fuel Safety System）。燃烧器控制系统的主要功能是

对锅炉燃烧系统设备进行监视和顺序控制，保证点火器、油枪和磨煤机系统的安全启动、停止、运行。燃料安全系统的功能是在锅炉点火前和跳闸、停炉后对炉膛进行吹扫、防止可燃物在炉膛积存，在监测到危及设备、人身安全的工况时，启动MFT，迅速切断燃料，紧急停炉。 1.炉膛安全灭火（MFT及OFT） MFT（Main Fuel Trip主燃料跳闸）切断进入炉膛的所有燃料（煤粉和燃油） OFT（Oil Fuel Trip油燃料跳闸）切断进入油燃烧器及油母管的所有燃油锅炉跳闸后会给出首次跳闸原因的指示，这样操作员就可以进行正确的判断并采取必要的补救措施。MFT及OFT的首次跳闸原因会显示在跳闸原因画面中。当MFT继电器复位后，首次跳闸原因也就被清除。 主燃料跳闸（MFT） MFT是FSSS最重要的功能，当出现可能引起炉膛爆炸或危及锅炉安全的情况时，立即切断燃料，防止炉膛爆炸，确保锅炉安全运行。FSSS逻辑需要监视以下不同的MFT条件，如果任何一个条件成立，FSSS逻辑就会跳闸。在该MFT条件消失，且锅炉吹扫结束后复位MFT。 跳闸条件如下（以下条件为或的关系）： 当发出下列条件之一时,FSSS系统则立即切断锅炉主燃料,机组停止运行，并显示记忆首出跳闸原因。 1.手动MFT 2.汽机跳闸,机组负荷<30%，且高旁未开；延时10s；（备注：此信号联开高低 旁至10%） 3.送风机全停 4.引风机全停 5.空预器均跳闸，延时3s（空预器跳闸：空预器主/副电机均停止，延时30s） 6.任一角煤粉投运，且无油枪投运时，一次风机全停 7.火检风压低低或火检风机全停（or） 1)火检冷却风机出口母管冷却风压低低（3取2，延时5s） 2)A火检冷却风机跳闸状态，且B火检冷却风机跳闸状态，延时30s 8.炉膛压力高高（3取2，延时2s）

汽机保护联锁讲解(戴立素)

汽机保护联锁讲解 针对魏桥二电、魏桥三电汽机侧主要保护联锁定值、逻辑及保护信号的一次测量元件，结合《热工主保护及联锁规范》，讲解一下汽机侧的保护联锁。我公司30MW、60MW机组保护联锁基本一致，主要结合魏桥二电实际进行讲解，魏桥三电与魏桥二电不同的地方单独进行讲解。 一、我公司30MW、60MW汽机侧保护、联锁定值 30MW汽机主保护定值 30MW汽机联锁定值 30MW公用系统联锁定值

60MW汽机主保护定值 60MW汽机联锁定值

二、30MW汽机主保护逻辑

30MW 汽机主要保护 润滑油压低停机 汽机转速高停机1（TSI 来） 汽机转速高停机3（DCS 来） 主汽门关闭（行程开关来）安全油压正常（压力开关来） 润滑油压低Ⅰ值（压力开关来）汽机转速高停机 主汽门关闭 1、润滑油压低停机 2、汽机转速高停机（魏桥二电技改后方案） 3、主汽门关闭 5、凝汽器真空低停机 与 轴向位移大停机1轴向位移大停机2 轴向位移大停机 4、轴向位移大停机 与 图 名润滑油压低Ⅱ值（压力开关来）润滑油压低Ⅲ值（压力开关来） 或 审 核 凝汽器真空低停机 凝汽器真空低Ⅰ值凝汽器真空低Ⅱ值凝汽器真空低Ⅲ值 或 与 DCS 输出 DCS 输出 与

#1推力瓦温度（品质判断后） 6、推力瓦温度高停机110℃ ≥ #2推力瓦温度（品质判断后）110℃ #3推力瓦温度（品质判断后）110℃ #4推力瓦温度（品质判断后）110℃ #5推力瓦温度（品质判断后）110℃≥≥≥≥ #6推力瓦温度（品质判断后） 110℃ ≥ #7推力瓦温度（品质判断后）110℃ #8推力瓦温度（品质判断后）110℃ #9推力瓦温度（品质判断后）110℃ #10推力瓦温度（品质判断后）110℃≥ ≥ ≥ ≥ ADD推力瓦温度高停机 ≥ 6

机组甩负荷试验方案

1 概况 公司1号汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的N135-13.24/535/535型超高压、双缸双排汽、单轴反动式纯凝汽汽轮机，其再热蒸汽采用高、低压两级串联旁路系统，配以上海汽轮发电机有限公司生产的QFS-135-2型双水内冷发电机。 该机调速保安系统采用低压透平油(DEH)数字电液控制系统、TSI汽轮机监视系统、ETS紧急跳闸系统、以及防止汽轮机甩负荷超速的OPC保护系统。 按照启规的要求，1号汽轮机在启动调试期间，应进行甩负荷试验。为此,特制定本试验方案。 2 试验目的 对新投产机组应进行甩负荷试验，保证机组投入生产后能够安全稳定地运行。试验达到如下目的： 2.1 考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能，即能否控制机组转速不超过危急保安器动作转速，且能够维持空负荷运行。 2.2 测取机组甩负荷后的动态过渡过程特性曲线。

3 依据标准 3.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》［电力部电建(1996)159号］。 3.2 《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)［DL 5011-92］。 3.3 《汽轮机甩负荷试验导则》［电力部建设协调司建质（1996）40号］。 3.4 汽轮机相关设备制造厂家图纸、说明书及设计院设计的有关图纸和资料。 4 组织与分工 甩负荷试验因参加试验的单位多,涉及面宽,要做好试验,组织协调工作十分重要。4.1 成立试验指挥组 组长：由生产单位副总经理担任 副组长：由调试单位，吐电工程部、监理单位、安装单位的主要负责人及建设单位运行部主任担任。 成员：建设单位、调试单位、监理单位，吐电工程部和安装单位各专业负责人，生产单位当班值长 4.2 分工 4.2.1 生产单位 负责甩负荷试验中厂内部各部门之间的协调及安全工作；负责与省调度中心联系运行方式及相关工作；负责甩负荷试验过程中的运行操作和设备巡检工作。

锅炉热控联锁保护

锅炉热控联锁保护 本锅炉采用北京ABB贝利公司的Symphony控制系统。包括燃烧管理系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、协调控制系统（MCS）、数据采集系统（DAS）。 3.3.1燃烧管理系统（FSSS） FSSS系统主要功能是实现炉膛安全监控，它能在锅炉正常运行和启停等各种运行方式下，连续、密切地监视燃烧系统的大量参数和状态，不断地进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，以保证锅炉燃烧系统的安全。它主要由油枪点/熄火控制、煤粉燃烧器点/熄火控制、探头冷却风控制、周界风及二次风控制、燃烧器及炉膛的火焰检测和判断、燃油泄漏试验、炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）、油燃料跳闸（OFT）、快速减负荷控制（RB）等几部分组成。 3.3.1.1燃油泄漏试验 油泄漏试验是对燃油母管、燃油跳闸阀及各层油角阀所做的严密性试验。 运行人员在每次吹扫前根据实际情况，旁路油泄漏试验，但在油系统管路经过维修，初次投运或较长时间未投运油系统时，油泄漏试验不得旁路。 1）油泄漏试验时，首先要满足以下条件： a.有MFT信号。 b.各层油角阀全关。 c.回油调节阀关闭。 d.燃油母管压力正常。 2) 步骤: 当条件满足时，可启动油泄漏试验。试验时，程序首先打开燃油跳闸阀，管路进行充油。如果1分钟之内油母管压力充至规定值2.8MPa，即充油成功，程序自动关闭燃油跳闸阀。如果1分钟内油压不满足规定值，则充油失败，并发出油泄漏试验失败的报警显示。 在充油成功燃油跳闸阀关闭之后，程序开始监视油母管压力并计时3分钟，3分钟之内如果母管油压下降至规定值2.55MPa以下，油泄漏试验失败。3分钟计时到，母管油压维持在规定值2.55MPa以上，燃油母管泄漏试验成功。 在燃油母管泄漏试验成功后，发出1秒脉冲开回油调节阀，燃油跳闸阀后油压下降至规定值后，自动关闭回油调节阀。如果1分钟内油压未降至规定值，则发出燃油母管排油失败（燃油跳闸阀泄漏试验失败），并发出燃油跳闸阀泄漏试验失败的报警显示。 在排油成功回油阀关闭之后，程序开始监视油跳闸阀前后差压并计时2分钟，2分钟之内如果燃油跳闸阀前后差压下降至规定值以下，油跳闸阀泄漏试验失败。2分钟计时到，油跳闸阀前后差压维持在规定值以上，油跳闸阀泄漏试验成功。

关于解除炉跳机炉跳电联锁保护的运行措施及注意事项

关于解除“炉跳机、炉跳电”联锁保护的 运行措施及注意事项 现#1～4机组已解除“炉跳电”、“炉跳机”联锁保护，为保证机组安全运行，应做好以下工作。 一、应急准备及日常注意工作： 1、认真执行《关于油枪点火工具的管理规定》的要求，做好交接班检查，保证油枪点火用棉纱足够，点火杆及油桶完好。保证在锅炉熄火恢复时，油枪能及时点火正常，机组快速恢复。 2、接班半小时内，认真了解本班的入炉煤质情况及进煤方式。针对本机组目前煤质状况及设备情况，精心操作、认真监盘，做好事故预想及危险点分析，保证机组安全稳定运行。 3、严格执行设备巡回检查制度，及时发现设备缺陷及时处理，确保设备运行正常。严格执行油枪定期投停实验及油枪清洗工作，发现油枪系统缺陷及时联系检修处理，保证油枪处于良好备用状态。＃4炉严格执行锅炉吹灰管理要求及《#4炉燃烧调整运行措施（2010年11月25日版）》，#3炉要求每天白班、中班负荷＞240MW时分别对锅炉全面吹灰一次。 4、加强火检信号监视维护，如火检波动大，应至就地检查燃烧器着火情况，并联系热工查看，发现燃烧不稳及时投油助燃，未经值长或专工同意，不得擅自联系热工强制火检信号。 5、遇有下层制粉系统计划检修工作，当班值长应于设备停运前8小时及时通知燃运专工，做好燃煤调配工作。下层制粉系统检修期间，

严禁将低挥发份低热值的煤种进入下层煤仓。 6、做好锅炉灭火后机组恢复的事故预想，包括具体操作注意事项及具体操作安排，相关责任及操作明确到人，定期在班组开展相关事故演习，事故处理过程中，运行人员在值长的统一协调指挥下，分工明确，专人负责调整汽包水位；专人负责调整燃烧、汽温；专人负责监视发变组参数（机组负荷、厂用电负荷、厂用电电压），机组负荷应大于厂用电负荷（控制机组负荷不低于20MW）,6kV厂用电电压应在正常范围；安排巡操到就地检查和启动设备，以保证机组安全运行，锅炉快速点火恢复，维持汽温汽压。 7、发现设备异常或燃烧不稳及时投油助燃，防止熄火，运行稳定后及时撤出油枪。锅炉濒临灭火或已灭火时严禁投油。 8、严格执行汽包事故放水门开关实验，确保事故处理时动作正常。 二、锅炉熄火后事故处理及恢复注意事项： 1、若锅炉MFT动作熄火，立即退汽机遥控，投入功率回路，快速降负荷：首先以200—300MW /min的速率降负荷至50MW，再调整速率为50MW/min降负荷至20 MW。若汽机在顺序阀运行，可在快降负荷过程中将顺序阀向单阀切换，负荷降至50MW时，待顺序阀向单阀切换完毕后继续降负荷至20MW。另外需注意： （1）降负荷时应注意主汽压力的变化情况，在降负荷的过程中不应引起主汽压力上涨，防止锅炉安全门动作，同时注意监视汽机各调阀动作情况，全面检查EH油系统运行正常。 （2）确认辅汽联箱由临机供汽，且辅汽压力、温度正常，若汽

机电炉大联锁试验方案

机电炉大联锁试验方案 一、试验前相关保护系统应具备下述条件： 1、MFT静态试验结束，动作逻辑、动作结果正确无误； 2、ETS静态试验结束，动作逻辑、动作结果正确无误； 3、发变组传动试验结束，动作逻辑、动作结果正确无误； 二、试验前现场应具备下述条件： 1、锅炉六大风机开关二次回路送电，并将手车开关切至试验位； 2、锅炉磨煤机开关二次回路送电，并将手车开关切至试验位； 3、汽机润滑油系统相关工作结束，交流启动油泵、交流润滑油泵 能正常启停； 4、汽机EH油系统相关工作结束，EH油质指标合格，高主门、 高调门、中主门、中调门动作正常； 5、抽汽逆止门、高排逆止门相关工作结束，动作正常。 6、运行送上发变组保护、励磁调节器装置电源，发电机灭磁开关 和2802开关在热备用状态。 三、试验步骤 1、由热控人员进行相关参数的强制，运行人员启动送风机、引风 机，模拟实际吹扫过程，过程结束时，MFT自动复归； 2、由热控人员进行相关参数的强制，运行人员启动一次风机、磨 煤机。 3、由热控人员进行相关参数的强制，运行人员将ETS复位 4、运行人员启动交流启动油泵、交流润滑油泵，汽轮机挂闸，运

行，开启主汽门。 5、运行检查复归发变组保护、励磁调节器装置报警信号，在确定 28021和28022闸刀断开状况下，合上发电机灭磁开关和2802 开关。 6、运行进行手动停机（集控室按紧急停机按钮或就地手动打闸）， 同时仪控部保护班通过实验仪器在发变组保护柜A柜（B柜） 的机端电流、机端电压端子加入实验量使程序逆功率保护启动，锅炉MFT应动作，相关设备联动正常，发电机灭磁开关和2802 开关跳闸。（机跳电） 7、运行人员进行手动电气跳闸（集控室按发电机灭磁开关按钮）， 2802开关跳闸，汽轮机ETS保护动，锅炉MFT动作（电跳机）

dcs、保护联锁出线表图纸总说明

工程名称 津西钢铁集团股份 1X80MW高温超高压煤气发电工程 设计专业热控 子项名称DCS出线表图号KS0202-01图名出线表图纸说明A版1次共9页第1 页 津西钢铁集团股份 1X80MW高温超高压煤气发电工程 出线表图纸说明 项目负责人： 审核： 校核： 编写： 城建煤气热电 2014年12月

工程名称 津西钢铁集团股份 1X80MW高温超高压煤气发电工程 设计专业热控 子项名称DCS出线表图号KS0202-01 图名出线表图纸说明A版1次共9 页第2 页

一、系统规模及设计参照标准 1.本工程设计规模为1台265t/h高温超高压带一次中间再热燃烧高炉煤气和转炉煤气锅炉和+1 套80MW高温超高压带一次中间再热冷凝式汽轮发电机组及配套辅机。配套的主要辅助系统有循环冷却水、取样加药系统等。 2.设计采用和参照的标准 （1）过程检测和控制流程图形符号和文字代号《GB 2625-81》。 （2）自动化仪表工程施工及验收规《GB 50093-2007》。 （3）火力发电厂设计技术规程《DL5000-2000》的热工自动化篇。 （4）小型火力发电厂设计规《GB 50019-2011》。 二、仪表位号编制 1.仪表编号的原则遵循＜过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号GB2625-81，国标＞的 编号规定。仪表位号由仪表特征码和仪表编号两部分组成。各测点的名称按照工艺的要求编制，DCS工程承包商在输入名称或位号时若要修改，可在经业主认可的前提下进行。 2.仪表位号为：仪表特征码+系统编号+XXX，XXX为流水号，无实际意义。 3.系统编号如下： 锅炉仪表位号101起 汽机仪表位号301起 除氧给水仪表位号501起 化学水仪表位号801起 水系统仪表位号701起 工程编号T1755-S-14 设计阶段施工图 工程名称 津西钢铁集团股份 1X80MW高温超高压煤气发电工程 设计专业热控 子项名称DCS出线表图号KS0202-01

汽机联锁保护逻辑

#4汽机ETS ETS条件： 1、润滑油压低（压力开关，小于0.02MPa，3取2） 2、轴承径向瓦温高（大于110℃） 3、轴承径向回油温度高（大于75℃） 4、推力瓦温高（大于110℃） 5、推力回油温度高（大于75℃） 6、TSI来超速停机 7、DEH来超速停机（大于110%） 8、发电机故障 9、轴向位移大（小于-0.7mm，大于1.3mm） 10、轴瓦振动大（大于80um） 11、差胀大（小于-3mm,大于4mm） 12、手动停机（操作界面） 13、手动停机（操作台来） 14、主变故障 15、解列转速全故障 A~D给水泵 启动允许条件（满足以下条件） 1.无电气保护故障弹簧未储能，控制电源断线，电气保护动作，SF6气压低， CT过压) 2.出口门无故障信号 3.再循环门无故障信号 4.出口门全关（投入备用时为全开） 5.再循环门全开（投入备用时屏蔽） 6.高压除氧器水位大于低1值（30LI13/14A, 30LI13/14B, 30LI13/14C,大于 2150mm）

7.稀油站出口油压正常（33PS01AL,0.1MPa） 8.电动给水泵轴承温度<80℃(32TE01A~03A) 9.电动给水泵电机轴承温度<80℃(32TE04A/05A) 10.A电动给水泵A相定子绕组温度<130℃(32TE06A~08A) 保护停止条件（满足以下条件任意一条）： 1.高压除氧器水位小于低2值（30LS13ALL/BLL/CLL,3取2，-950mm） 2.稀油站出口油压低2值(33PS01AL,0.05MPa) 3.给水泵出口流量低2值延时20s且再循环门未在全开位置（30FT01A，小于90t/h） 4.给水泵运行7s后出口门和在循环门都在关位 5.稀油齿轮泵A\B都停止 6.电动给水泵轴承温度大于>90℃(32TE01A~03A) 7.电动给水泵电机轴承端温度>90℃(32TE04A~05A) 8.A电动给水泵A相定子绕组温度>140℃(32TE06A~08A) E~F给水泵 启动允许条件（满足以下条件） 1.无电气保护故障（弹簧未储能，控制电源断线，电气保护动作，SF6气压低，CT过压) 2.出口门无故障信号 3.再循环门无故障信号 4.出口门全关（投入备用时为全开） 5.再循环门全开（投入备用时屏蔽） 6.高压除氧器水位大于低1值（30LI13/14A, 30LI13/14B, 30LI13/14C,大于2150mm） 7.稀油站出口油压正常（33PS01AL,大于0.1MPa） 8.稀油站出口油温正常（33TI04E,小于40℃） 9.电动给水泵轴承温度<80℃(32TE01E) 10.电动给水泵电机轴承温度<80℃(32TE02E/03E)

锅炉联锁保护逻辑设计中的问题及改进方法李河

锅炉联锁保护逻辑设计中的问题及改进方法李河 摘要：锅炉的联锁保护装置是锅炉的重要组成部分，对锅炉的安全运行起着十 分重要的作用，锅炉运行的自动化程度会逐步提高，锅炉联锁保护装置更普遍和 复杂。锅炉有了性能良好可靠地保护装置，就可以有效避免锅炉重大事故的发生。关键词：锅炉；联锁保护装置；安全 1前言 锅炉属于危险性较大的一类特种设备，按照《锅炉定期检验规则》的要求， 在用锅炉应按期进行定期检验。锅炉定期检验工作包括内部检验、外部检验和水 压试验三种。锅炉的外部检验是指在锅炉运行状态下，检验使用单位在锅炉使用 管理过程中对于安全技术规范的落实情况，一般每年进行一次，其中抽查锅炉安 全附件及联锁与保护投运情况是重要的一个环节。检验时，检验人员需要对安全 保护装置的功能试验进行确认，这是锅炉外部检验的难点，而且在试验过程中需 要司炉人员配合操作。经过多年的检验实践，笔者发现许多锅炉使用单位的操作 人员，不能正确或者很好的完成锅炉安全保护装置的功能模拟试验。因此，非常 有必要对锅炉安全保护装置的分类及特点，功能模拟试验方法进行介绍，以便引 起锅炉检验人员和操作人员的重视，从而避免试验过程中出现安全隐患。 2蒸汽锅炉安全保护装置的种类及特点 在工业生产中使用的燃油、燃气承压蒸汽锅炉，绝大多数都是卧式内燃室燃炉，额定出口压力一般≤1.6MPa，额定蒸发量都在10t/h以下，这种结构的锅炉安全保护装置主要有高、低水位报警和低水位联锁保护装置、蒸汽超压报警和联锁 保护装置、锅炉点火程序控制以及熄火保护装置三种。 2.1高、低水位报警和低水位联锁保护装置 锅炉常用的水位报警和低水位联锁装置有：浮力磁铁式和电极式。其中电极 式水位报警器是利用锅水导电的原理，在与锅筒连通的圆柱筒体内，装设2~3个 位于高水位、低水位及极限低水位之处的电极，主要结构由水位变换器、整流滤 波电路、晶体管放大电路、电动机电气线路等部分组成。由于电极式高低水位报 警器具有体积小，结构简单，安装维修方便等优点，目前在锅炉中使用较多。其 作用是：当锅炉内的水位高于最高安全水位或低于最低安全水位时，水位警报器 就自动发出报警声响和光信号，提醒锅炉操作人员迅速采取措施，防止事故发生。低水位联锁保护装置，不仅能自动报警，而且在水位低于低水位极限时，最迟在 最低安全水位时，控制给水设备，水位继续下降可以自动切断燃烧，保证锅炉的 安全。 2.2超压报警和联锁保护装置 超压报警和联锁装置是采用能发出电讯号的压力测量仪表、必要的电气控制 线路及音响、灯光、报警信号等组成。常用的能发出电讯号的压力测量仪表有电 接点压力表和压力控制开关。电接点压力表有三根针，当我们需要控制一定压力 范围时，可把给定值指示针借助专门钥匙调整到定值位置。当压力发生变化时， 使弹簧弯管的自由端发生移动，从而使动接点的示值指示针发生转动，当被测介 质的压力达到和超过最大（或最小）给定值时，指示针和给定值指示针重合，动 接点便和上限接点（或下限接点）相接触导电，发出电的讯号，通过电气线路闭 合（或断开）控制回路，达到报警和联锁保护的目的。其作用是：当锅炉出现超