热工联锁保护逻辑说明解析

热工联锁保护逻辑说明(汽机侧SCS 系统部分)

1 电动给水泵功能组

1.1 逻辑功能：

1.1.1 电泵启停时相关设备的逻辑控制

1.1.2 电泵温度高时，输出联锁、跳闸指令

1.1.3 电泵控制逻辑

1.2 逻辑说明：

1.2.1 启动条件同时满足以下条件时，电泵允许启动：

1.2.1.1 除氧器水位正常；

1.2.1.2 密封水与给水泵进口差压≥0.1MPa；

1.2.1.3 密封水与给水泵进口差压≤0.2MPa；

1.2.1.4 电机冷却水压力≥0.15MPa；

1.2.1.5 润滑油压力≥0.16MPa；

1.2.2 跳闸条件出现以下任一情况时，联锁电泵跳闸：

1.2.2.1 润滑油压力≤0.08MPa；

1.2.2.2 电泵跳闸联锁投入时电泵入口压力≤1.0MPa；

1.2.2.3 电泵入口温度≥190℃；

1.2.2.4 电泵出口压力≥28MPa（自CCS 来的信号)；

1.2.2.5 除氧器水位低II 值；

1.2.2.6 电泵温度高(偶合器工作油冷却出口温≥85℃或偶合器工作油冷却进口温≥130℃或偶合器润油冷却进口

温≥75℃或偶合器润油冷却出口温≥65℃或电泵轴承温度≥95℃或电泵电机轴承温度≥80℃或C 前置泵轴温

≥85℃或电泵推力轴温≥100℃或电泵出水温度≥190℃)；

1.2.2.7 电泵跳闸联锁投入时电泵进口流量≤140t/h 并延迟10s；

1.2.2.8 电泵轴承振动大跳闸(电泵转速<3000rpm 时,跳闸值为250um,转速≥3000rpm 时,跳闸值为300-0.023*n,n

为实际转速)；

1.2.3 联锁条件

1.2.3.1 电泵辅助油泵联锁投入时，电泵润滑油压力低联启电泵辅助油泵；

1.2.3.2 电泵辅助油泵联锁投入时，电泵润滑油压高于0.27MPa 或电泵停运后半小时停电泵辅助油泵；

1.2.3.3 电泵联锁投入时，任意小机跳闸，联锁启电泵；

2 汽动给水泵功能组

2.1 逻辑功能：

2.1.1 汽泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

2.1.2 汽泵温度高时，输出报警信号及跳闸指令

2.1.3 前置泵控制逻辑

2.1.4 小机油泵联锁逻辑

2.2 逻辑说明：

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2.2.1 启动条件

2.2.1.1 无跳闸条件时，汽泵允许挂闸

2.2.2 跳闸条件出现以下任一情况时,联锁汽泵跳闸：

2.2.2.1 除氧器水位≤-850mm(LL=-850mm,水箱中心线以上850mm 为零位)；

2.2.2.2 小机润滑油母管压力≤0.08MPa；

2.2.2.3 给泵跳闸联锁投入时，给泵进口压力≤1.0MPa；

2.2.2.4 给泵入口、出口温度≥190℃；

2.2.2.5 小机排汽压力≥-40KPa；

2.2.2.6 给泵转速≥6100rpm；

2.2.2.7 给泵出口压力≥28MPa（该条件与转速≥6100rpm 共用一组IO)；

2.2.2.8 给泵温度高(给泵支持轴承温度≥95℃或给泵推力轴承温度≥100℃或前置泵轴承温度≥85℃)；

2.2.2.9 小机打闸信号；

2.2.2.10 给泵跳闸联锁投入时给泵进口流量≤140t/h 并延迟10s；

2.2.2.11 MFT 跳汽泵；

2.2.2.12 给泵振动保护投入时，给泵轴承振动大跳闸(给泵转速≤3000rpm 时，跳闸定值为250um，转速≥3000rpm

时，跳闸定值为300mm-n*0.023mm/rpm，n 为实际转速)；

2.2.3 联锁条件

2.2.

3.1 小机盘车投入时，小机速关阀关到位且转速≤1000 转时，联锁开小机盘车电动门；

2.2.

3.2 小机润滑油压低≤0.02MPa 时，跳闸盘车；

2.2.4 前置泵控制

2.2.4.1 前置泵轴承温度≥85℃时，联跳前置泵

2.2.5 小机油泵控制

2.2.5.1 小机油压低联锁投入情况下，小机工作油压力≤0.15MPa 且备用主油泵运行时或备用主油泵突然停运时，

联启工作主油泵；

2.2.5.2 小机油压低联锁投入情况下，小机工作油压力≤0.15MPa 且工作主油泵运行时或工作主油泵突然停运时，

联启备用主油泵；

2.2.5.3 小机油压低联锁投入时，小机润滑油压力≤0.09MPa，联锁事故直流油泵；

2.2.5.4 小机润油压低备主油泵联锁与小机油压低联锁均投入时发信号至电气（硬接线)；

2.2.5.5 小机润油压低直流油泵联锁与小机油压低联锁均投入时发信号至电气（硬接线)；

3 凝结水泵功能组

3.1 逻辑功能：

3.1.1 凝结水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

3.1.2 凝结水泵温度高时输出报警信号及跳闸指令

3.2 逻辑说明：

3.2.1 启动条件

3.2.1.1 凝结水泵启动条件：电机在工频方式,或电机在变频方式且凝结水泵高压开关允许合闸；

3.2.1.2 凝泵变频器启动条件：电机在变频方式，凝结水泵高压开关在合闸位且凝结水泵变频器请求运行；

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3.2.2 跳闸条件

3.2.2.1 凝泵轴承温度温度≥90℃时，联跳凝泵；

3.2.3 联锁条件

3.2.3.1 凝泵联锁投入时，对侧凝泵运行且凝结水压力≤0.1MPa，或对侧凝泵跳闸，联锁启动凝泵；

3.2.3.2 凝泵运行，联锁开出口门；

3.2.3.3 凝汽器水位≤-330mm(LL=-330mm, 凝汽器底板以上435mm 为零), 联开凝汽器再循环电动门；

3.2.3.4 任一凝结水泵运行且凝升泵全停，联开凝汽器再循环电动门；

3.2.3.5 凝汽器水位≤150mm(H=150mm, 凝汽器底板以上435mm 为零)且凝结水流量≤420t/h 时,联开凝汽器再循

环电动门；

3.2.3.6 凝结水母管压力≤0.2MPa 或除盐装置进出口门未全开时，联锁开凝结水精处理旁路门；

4 凝结水升压泵功能组

4.1 逻辑功能：

4.1.1 凝升泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

4.1.2 凝升泵温度高时输出报警信号及跳闸指令

4.2 逻辑说明：

4.2.1 启动条件

4.2.1.1 凝升泵联锁没投入时任一凝结水泵运行,允许启动凝升泵

4.2.2 跳闸条件

4.2.2.1 凝升泵联锁投入时，两台凝结水泵均跳闸,联跳凝升泵

4.2.3 联锁条件

4.2.3.1 凝升泵联锁投入时，无凝升泵跳闸条件且对侧泵运行时出口压力≤1.8MPa,联锁启动凝升泵；

4.2.3.2 凝升泵联锁投入时,任意凝结水泵运行时对侧凝升泵跳闸，联锁启动凝升泵；

4.2.3.3 凝升泵联锁投入时，凝升泵运行，联锁开出口门；

5 主机油系统功能组

5.1 逻辑功能：

5.1.1 主机油系统各油泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

5.1.2 主机油箱加热器等控制

5.2 逻辑说明：

5.2.1 交/直流润滑油泵、低位油泵控制

5.2.1.1 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压≤0.085MPa,联锁启动交流润滑油泵；

5.2.1.2 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压≤0.06MPa 联锁启动直流润滑油泵；

5.2.1.3 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压≤0.08MPa, 联锁启动低位润滑油泵5.2.1.4 汽机转速≤2950rpm 且任一高主门关闭时,联锁启动低位润滑油泵；

5.2.2 顶轴油泵控制

5.2.2.1 顶轴油泵联锁投入时,主机转速≥985rpm，联锁停顶轴油泵；主机转速<980rpm,联启顶轴油泵；

5.2.2.2 顶轴油泵入口压力≤20KPa，联锁停顶轴油泵；

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5.2.2.3 #2 机组#4 轴承油膜压力<1.9MPa, 联启顶轴油泵；

5.2.3 汽机润滑油箱加热器控制

5.2.3.1 汽机油箱加热器联锁投入时，冷油器进口油温≥38℃，联锁停加热器；

5.2.3.2 汽机油箱加热器联锁投入时，冷油器进口油温≤20℃，联锁启加热器；

6 EH 油泵功能组

6.1 逻辑功能：

6.1.1 EH 油泵逻辑控制

6.1.2 EH 油泵加热器等相关设备逻辑控制

6.2 逻辑说明：

6.2.1 EH 油泵控制

6.2.1.1 EH 油泵联锁投入时，EH 油母管油压低或对侧泵跳闸，联锁启动EH 油泵

6.2.2 EH 油泵加热器控制

6.2.2.1 EH 油箱油温≤20℃，启电加热器；

6.2.2.2 EH 油箱油温≥38℃或EH 油箱油位≤300mm，停电加热器；

6.2.2.3 EH 油箱油温≤38℃，关冷却水电磁阀；

6.2.2.4 EH 油箱油温≥55℃，开冷却水电磁阀；

7 开式水泵功能组

7.1 逻辑功能：开式水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

7.2 逻辑说明：

7.2.1 联锁条件

7.2.1.1 开式水泵联锁投入时，开式泵后母管压力低或对侧开式泵停运，联锁启动开式水泵；

8 闭式水泵功能组

8.1 逻辑功能：闭式水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

8.2 逻辑说明：

8.2.1 联锁条件

8.2.1.1 闭式水泵联锁投入时，闭式泵出口母管压力低或对侧闭式泵停运，联锁启动闭式水泵；

9 真空泵功能组

9.1 逻辑功能：真空泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

9.2 逻辑说明：

9.2.1 联锁条件

9.2.1.1 真空泵联锁投入时，凝汽器真空低或对侧真空泵停运，联锁启动真空泵

9.2.1.2 真空泵停运，联锁关真空泵入口蝶阀

9.2.1.3 真空泵运行，联锁开真空泵冷却器入口门；真空泵停运30s 后联锁关此门；

9.2.1.4 并网前，条件一(中压叶片持环温度或第一级金属温度大于121℃)和条件二(高中压轴封蒸汽过热度小于

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14℃或高中压缸壁温与高压汽封蒸汽温度差大于111℃)同时满足时，禁启真空泵；

10 定子冷却水泵功能组

10.1 逻辑功能：定子冷却水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

10.2 逻辑说明：

10.2.1 联锁条件

10.2.1.1 定子冷却水泵联锁投入时，定子冷却水泵出口压力低或对侧定子冷却水泵停运，联锁启动定子冷却水泵；

11 密封油系统功能组

11.1 逻辑功能：

11.1.1 氢侧密封油泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

11.1.2 空侧密封油泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

11.2 逻辑说明：

11.2.1 氢侧密封油泵控制

11.2.1.1 氢侧密封油泵联锁投入时，氢侧密封油压力低或备用氢侧密封油泵停运，联锁启动氢侧密封油泵；

11.2.2 空侧密封油泵控制

11.2.2.1 空侧密封油泵联锁投入时，空侧密封油压力低或备用空侧密封油泵停运，联锁启动；

11.2.2.2 空侧密封油泵联锁投入时，空侧密封油压力低持续3s，联锁启动空侧直流密封油泵；

12 冷供泵功能组

12.1 逻辑功能：冷油器供水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制

12.2 逻辑说明：

12.2.1 联锁条件

12.2.1.1 冷油器供水泵联锁投入时，冷供泵出口压力低或对侧冷供泵停运，联锁启动冷供水泵；

13 高低加、除氧器及抽汽疏水系统功能组

13.1 逻辑功能：1 高低加相关设备的逻辑控制

2 除氧器相关设备的逻辑控制

3 汽机本体及管道疏水系统的逻辑控制

13.2 逻辑说明：

13.2.1 满足以下任一条件时，高加解列

13.2.1.1 任一高加水位高三值

13.2.1.2 电气保护动作（电气来)

13.2.1.3 主汽门保护投入时，任一高主门关闭

13.2.1.4 手动解列

13.2.1.5 汽机防进水

13.2.2 阀门联锁逻辑：

13.2.2.1 高加解列,联关高加进口三通阀、高加出口电动门、一抽电动门、一抽逆止门、二抽电动门、二抽逆止

门、三抽电动门、三抽逆止门；

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13.2.2.2 电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭联锁关冷再逆止门；

13.2.2.3 除氧器水位高III 值或电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭，联锁关四抽电动门、四抽逆

止门、四抽至小机逆止门；

13.2.2.4 #5 低加水位高II 值或电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭,联锁关五抽电动门、五抽逆

止门；

13.2.2.5 #6 低加水位高II 值或电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭,联锁关六抽电动门、六抽逆

止门；

13.2.2.6 #7、#8 低加水位高II 值,联锁关#7 低加出口门、#8 低加进口门，联锁开#7，8 低加旁路门；

13.2.2.7 冷再热疏水水位高,联锁开冷再热疏水气动门；冷再热疏水水位低，联锁关冷再热疏水气动门；

13.2.2.8 一段抽汽管上下汽温差≥14℃或#1 高加水位高III 值或发电机功率≤29MW，联锁开一段抽汽管道疏水

电动、气动门；

13.2.2.9 二段抽汽管上下汽温差≥14℃或#2 高加水位高III 值或发电机功率≤29MW，联锁开二段抽汽管道疏水

电动、气动门；

13.2.2.10 三段抽汽管上下汽温差≥14℃或#3 高加水位高III 值或发电机功率≤59MW，联锁开三段抽汽管道疏水

电动、气动门；

13.2.2.11 四段抽汽管上下汽温差≥14℃或主汽门保护投入时任一主汽门关闭或电气保护动作或发电机功率≤

59MW，联锁开四段抽汽管道疏水电动、气动门；

13.2.2.12 五段抽汽管上下汽温差≥14℃或主汽门保护投入时任一主汽门关闭或电气保护动作或#5 低加水位高

二值或发电机功率≤59MW，联锁开五段抽汽管道疏水电动、气动门；

13.2.2.13 六段抽汽管上下汽温差≥14℃或主汽门保护投入时任一主汽门关闭或电气保护动作或#6 低加水位高

二值或发电机功率≤59MW，联锁开六段抽汽管道疏水电动、气动门；

13.2.2.14 #1 高加水位高II 值，联锁开#1 高加危急疏水电、气动门；#1 高加水位低II 值，联锁关#1 高加危急

疏水电、气动门；

13.2.2.15 #2 高加水位高II 值,联锁开#2 高加危急疏水电、气动门；#2 高加水位低II 值,联锁关#2 高加危急疏

水电、气动门；

13.2.2.16 #3 高加水位高II 值,联锁开#3 高加危急疏水电、气动门，#3 高加水位低II 值,联锁关#3 高加危急疏

水电、气动门；

13.2.2.17 除氧器水位高III 值,联锁关#3 高加正常疏水调门前后电动门；

13.2.2.18 除氧器水位高III 值或三段抽汽压力减除氧器压力≤0.3MPa，联锁开#3 高加启停疏水前后电动门；

13.2.2.19 除氧器水位高I 值联锁开除氧器至定排放水门，除氧器水位低于高I 值联锁关除氧器至定排放水门；

13.2.2.20 除氧器水位高II 值,联锁开除氧器至疏扩溢水电动门、气动门；除氧器水位低于高

I 值联锁关除氧器

至疏扩溢水电动门、气动门；

13.2.2.21 除氧器水位高III 值,联锁开除氧器至疏扩放水门；

13.2.2.22 #5 低加水位高I 值,联锁开#5 低加危急疏水门；#5 低加水位低I 值，联锁关#5 低加危急疏水门；

13.2.2.23 #6 低加水位高I 值,联锁开#6 低加危急疏水门；#6 低加水位低I 值，联锁关#6 低加危急疏水门；

13.2.2.24 #7 低加水位高I 值，联锁开#7 低加危急疏水门；#7 低加水位低I 值,联锁关#7 低加危急疏水门；

13.2.2.25 #8 低加水位高I 值，联锁开#8 低加危急疏水门；#8 低加水位低I 值，联锁关#8 低加危急疏水门；

13.2.2.26 主蒸汽疏水联锁投入时，发电机功率≥30MW，联锁关主汽进汽导管通风气动门、主蒸汽疏水（左、右、

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总)电动、气动门、热再热疏水（左、右)电动、气动门、凝泵出口至本体疏扩电动门；13.2.2.27 高压缸本体疏水阀联锁投入时，发电机功率≥30MW，联锁关高压缸本体疏水阀；

13.2.2.28 中压缸本体疏水阀联锁投入时，发电机功率≥60MW，联锁关中压缸本体疏水阀；

13.2.2.29 汽机转速≥600rpm 且发电机功率≤45MW 或低压缸排汽温度≥79℃，联锁开后缸喷水阀；低压缸排汽温

度≤79℃且发电机功率≥45MW，联锁关后缸喷水阀；

14 主机盘车系统功能组

14.1 逻辑功能：主机盘车相关设备的逻辑控制

14.2 逻辑说明：

14.2.1 推进装置启动条件同时满足以下条件时，启盘车推进装置：

14.2.1.1 TSI 来汽机转速值≤200rpm (此条件还联锁开盘车喷油电磁阀)；

14.2.1.2 TSI 来汽机转速值≤3rpm；

14.2.1.3 零转速TSIWSO 值≤4rpm；

14.2.1.4 汽机转速值WS≤15rpm；

14.2.1.5 盘车联锁投入；

14.2.2 盘车电机启动条件满足以下情况时，联锁启动盘车电机：

14.2.2.1 推进盘车推进装置；

14.2.2.2 无盘车跳闸信号；

14.2.3 盘车电机跳闸条件出现以下情况之一时，盘车电机联锁跳闸：

14.2.3.1 汽机转速值大于4rpm；

14.2.3.2 盘车联锁退出

14.2.3.3 润滑油压力≤0.03MPa；

14.2.3.4 推进装置压缩空气压力≤140KPa；

14.2.3.5 顶轴油泵出口压力≤4.2MPa；

15 主汽门保护功能组

15.1 逻辑说明：

15.1.1 跳闸条件

15.1.1.1 主汽门保护投入时，任意一个高主门关闭行程开关动作则发送两路主汽门关闭信号至电气（程跳逆功

率)；

15.1.1.2 主汽门保护投入时，任一高主门关闭5 分钟以上则通过炉跳机信号发送至ETS 系统；

15.1.1.3 主汽门保护投入时，所有高主门、中主门关闭则发送两路机跳电信号至电气；15.1.1.4 主汽门保护投入时，所有中主门关闭则通过炉跳机信号发送至ETS 系统；

热工联锁保护逻辑说明(主机ETS 系统部分)

1 主机ETS 系统保护功能组

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1.1 逻辑说明：

1.1.1 ETS 首出及跳闸逻辑ETS 跳闸条件如下所述，共计13 条

1.1.1.1 凝汽器真空≤-81KPa。由机头压力开关发送信号，共4 个压力开关，分A、B 两组，每组至少一个开关

动作且相应保护投入时发低真空跳机信号；

1.1.1.2 主机润滑油压≤0.06MPa。由机头压力开关发送信号，共4 个压力开关，分A、B 两组，每组至少一个开

关动作且相应保护投入时发低润滑油压跳机信号；

1.1.1.3 EH 油压≤9.31MPa。由机头压力开关发送信号，共4 个压力开关，分A、B 两组，每组至少一个开关动

作且相应保护投入时发低EH 油压跳机信号；

1.1.1.4 主机轴向位移≤-1.0mm 或≥1.0mm。由TSI 系统送出2 对节点，相应保护投入时任一节点闭合即发轴位

移大跳机信号；

1.1.1.5 主机差胀≤-1.5mm 或≥16.45mm。由TSI 系统送出一对节点，相应保护投入时发差胀大跳机信号；

1.1.1.6 主机轴振≥0.254mm。由TSI 系统送出一对节点，任一轴承振动越限持续5s 且相应保护投入时发轴振大

跳机信号；

1.1.1.7 主机盖振≥0.08mm。由TSI 系统送出一对节点，任一盖振越限持续3s 且相应保护投入时发盖振大跳机

信号；

1.1.1.8 TSI 转速≥3180rpm。由安装在盘车附近的3 个TSI 超速探头提供转速信号（在DCS 中的危机跳闸系统

画面中有模拟量显示)，在TSI 系统内经过三取二处理，再由TSI 系统送出2 对节点，相应保护投入时任一节点

闭合即发TSI106%超速跳机信号；

1.1.1.9 DEH 转速≥3300rpm。由安装在主机前轴承箱内的3 个DEH 转速探头提供转速信号，在DEH 系统内经过

三取二处理，再由DEH 系统送出一对节点至ETS 系统，节点闭合发DEH 超速跳机信号；

1.1.1.10 DEH 系统失电。由DEH 控制柜电源箱输出一对节点至ETS 系统，节点闭合发DEH 失电跳机信号；

1.1.1.11 手动停机。由安装在集控室操作台的2 个手动停机按钮组成，只有同时按下两个按钮才能发出停机指

令，单独按其中任意一个不会有任何反应；

1.1.1.12 MFT 锅炉跳汽机。由锅炉MFT 系统送出一对节点，节点闭合时间持续2s 且相应保护投入时发MFT 跳机

信号；

1.1.1.13 电气差动保护。由电气送出一对节点，节点闭合且相应保护投入时发电气差动保护跳机信号；

当上述跳闸信号中任意一个动作，系统会立即切断AST 电磁阀电源，同时发出2 路汽机跳闸信号至MFT

系统，并在DCS 中显示跳闸首出原因，帮助操作员判断。

当上述条件不存在时，系统采用DCS 操作面板的复位按钮复位跳闸信号，并使AST 电磁阀重新带电。

热工联锁保护逻辑说明(锅炉侧SCS 系统部分)

1 引风机顺控功能组

1.1 逻辑功能：

1.1.1 引风机启动、停止时，相关设备的逻辑控制(含进/出口挡板、静叶)

1.1.2 引风机轴承温度高、引风机电机轴承温度高时输出报警信号及联锁、跳闸指令

1.1.3 输出引风机的状态信号，用于送风机、一次风机启、停的逻辑控制

1.1.4 引风机油站控制

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1.2 逻辑说明：

1.2.1 启动条件同时满足以下条件时，引风机允许启动：

1.2.1.1 引风机静叶关闭；

1.2.1.2 引风机入口挡板关闭；

1.2.1.3 引风机出口挡板开启；

1.2.1.4 两台引风机润滑油泵，有任意一台在运行；

1.2.1.5 引风机轴承温度<70℃；

1.2.1.6 两台冷却风机，有任意一台在运行；

1.2.1.7 两台空预器，有任意一台在运行: 当锅炉大联锁开关退出联锁位置时，该信号不作为启动条件；

1.2.1.8 两台引风机全部跳闸后吹扫时间大于15 分钟；

1.2.2 联锁条件

1.2.2.1 当引风机启动后，延时30 秒钟联锁开启入口挡板；

1.2.2.2 当引风机停止后，联锁关闭静叶和入口挡板；

1.2.2.3 当两台引风机全停时，延时5 分钟联锁打开静叶和入口挡板；

1.2.2.4 引风机主轴承温度≥75℃时，联锁启动处于停止状态的冷却风机；

1.2.3 跳闸条件出现以下情况之一时，引风机联锁跳闸:

1.2.3.1 引风机主轴承温度≥100℃时，延时15 秒钟，停止引风机。

1.2.3.2 引风机电机轴承温度≥80℃时，延时3 秒钟，停止引风机。

1.2.3.3 锅炉大联锁开关在联锁位、两台空预器全停时，引风机跳闸

1.2.3.4 炉膛后吹扫完成后跳送引风机

1.2.4 备注：

1.2.4.1 引风机各温度测点。当用于输出报警信号及联锁、跳闸指令时为三个信号相“或”，任意一个测点越限，

均有输出；当用作引风机启动条件时，为三个信号相“与”，任意一个测点越限，启动条件不成立；

1.2.4.2 FSSS 来停引风机指令，通过DCS 系统网络进入SCS 系统逻辑处理，不直接进入电动机控制回路。

2 送风机顺控功能组

2.1 逻辑功能：

2.1.1 送风机启动、停止时，相关设备的逻辑控制

2.1.2 送风机轴承温度高、电机轴承温度高时，输出报警信号及跳闸指令

2.1.3 输出送风机的状态信号，用于排粉机启、停的逻辑控制

2.1.4 送风机润滑油站控制

2.2 逻辑说明：

2.2.1 启动条件同时满足以下条件时，送风机允许启动

2.2.1.1 送风机动叶关闭；

2.2.1.2 送风机出口挡板关闭；

2.2.1.3 送风机液压油压力大于2.5MPa；

2.2.1.4 两台引风机，有任意一台在运行(当锅炉大联锁开关退出联锁位置时，该信号不作为启动条件)；

2.2.1.5 送风机轴承温度<90℃；

2.2.2 联锁条件

2.2.2.1 当送风机启动后，延时30 秒钟联锁开启出口挡板；

2.2.2.2 送风机停止后，联锁关闭动叶和出口挡板；

2.2.2.3 当两台送风机全停时，延时5 分钟联锁打开动叶和出口挡板；

2.2.3 跳闸条件出现以下情况之一时，送风机联锁跳闸：

2.2.

3.1 送风机轴承温度≥110℃时，延时3 秒钟，送风机跳闸；

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2.2.

3.2 送风机电机轴承温度≥90℃时，延时3 秒钟，送风机跳闸；

2.2.

3.3 两台引风机全停时，停止送风机；

2.2.

3.4 炉膛后吹扫完成后跳闸送风机；

2.2.4 送风机润滑油站控制

2.2.4.1 监视送风机油站润滑油压、工作油压、润滑油温

2.2.4.2 送风机油站#1、2 油泵启/停控制及备用联锁

2.2.5 备注：

2.2.5.1 送风机各温度测点。当用于输出报警信号及联锁、跳闸指令时为三个信号相“或”，任意一个测点越限，

均有输出；当用作引风机启动条件时，为三个信号相“与”，任意一个测点越限，启动条件不成立；

2.2.5.2 FSSS 来停送风机指令，通过网络进入SCS 系统逻辑处理，不直接进入电动机控制回路。

3 一次风机顺控功能组

3.1 逻辑功能：1 一次风机启动、停止时，相关设备的逻辑控制

2 一次风机轴承温度高、电机轴承温度高、电机线圈温度高时输出报警信号及跳闸指令

3 输出一次风机的状态信号，用于给粉机电源的控制

3.2 逻辑说明：

3.2.1 启动条件同时满足以下条件时，一次风机允许启动：

3.2.1.1 一次风机入口风门关闭；

3.2.1.2 一次风机出口挡板关闭；

3.2.1.3 两台引风机，有任意一台在运行(当锅炉大联锁开关退出联锁位置时，该信号不作为启动条件)；

3.2.1.4 一次风机轴承温度<75℃；

3.2.1.5 一次风机电机轴温<65℃；

3.2.1.6 一次风机电机线圈温<110℃；

3.2.2.1 当一次风机启动后，延时30 秒钟联锁开启出口挡板；

3.2.2.2 当一次风机停止后，联锁关闭出口挡板和入口挡板；

3.2.3 跳闸条件出现以下情况之一时，一次风机联锁跳闸：

3.2.3.1 一次风机轴承温度≥85℃时，延时3 秒钟，一次风机跳闸；

3.2.3.2 一次风机电机轴承温度≥75℃时，延时3 秒钟，一次风机跳闸；

3.2.3.3 锅炉联锁跳一次风机；

3.2.3.4 MFT(有粉层证实时)；

3.2.4 备注：

3.2.

4.1 一次风机各温度测点，当用于输出报警信号及跳闸指令时为信号相“或”，任意一个测点越限，均有输出；

当用作一次风机启动条件时，为信号相“与”，任意一个测点越限，启动条件不成立；

3.2.

4.2 FSSS 来MFT 动作停一次风机指令，通过网络进入SCS 系统逻辑处理，不直接进入电动机控制回路。同时

MFT 动作通过MFT 继电器直接输出接点至电气控制回路跳闸一次风机。

4 空预器顺控功能组

4.1 逻辑功能：

4.1.1 空预器启动、停止时，相关设备的逻辑控制

4.1.2 输出空预器的状态信号，用于引风机的控制

4.2 逻辑说明：

4.2.1 启动条件

4.2.1.1 空预器启动时，必须先启动辅电机，辅电机运行10 秒钟后，再启动主电机并同时停止辅电机；

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4.2.1.2 按空预器主电机的启动按钮时，如果辅电机没有在运行，辅电机自动启动；

4.2.1.3 联锁投入时，辅电机的启动必须主电机未运行，联锁退出时，主、辅电机的启动不受限制；

4.2.2 联锁条件

4.2.2.1 联锁投入时，如主电机停运，则辅电机自动联启；

4.2.2.2 当空预器启动后，空预器的烟气入口挡板，一、二次风的出口挡板自动开启；

4.2.2.3 当空预器停止后，空预器的烟气入口挡板，一、二次风的出口挡板自动关闭；

4.2.3 跳闸条件

4.2.3.1 空预器上轴承温度≥75℃，空预器跳闸；

4.2.3.2 空预器下轴承温度≥75℃，空预器跳闸；

5 排粉机控制

5.1 逻辑功能：

5.1.1 排粉机启动、停止时，相关设备的逻辑控制

5.1.2 输出排粉机的状态信号，用于磨煤机启、停的逻辑控制

5.2 逻辑说明：

5.2.1 启动条件同时满足以下条件时，排粉机允许启动：

5.2.1.1 排粉机入口风门关闭；

5.2.1.2 两台送风机，有任意一台在运行(当锅炉大联锁开关退出联锁位置时，该信号不作为启动条件)；

5.2.2.1 当排粉机启动后，延时30 秒钟联锁开启入口风门；

5.2.2.2 当排粉机停止后，联锁关闭入口风门；

5.2.3 跳闸条件

5.2.3.1 排粉机轴承温度≥85℃时排粉机跳闸；

5.2.3.2 排粉机电机轴承温度≥90℃时排粉机跳闸；

5.2.3.3 排粉机电机线圈温度≥135℃时排粉机跳闸；

5.2.3.4 锅炉大联锁开关在联锁位置，锅炉大联锁跳磨煤机和排粉机；

6 磨煤机控制

6.1 逻辑功能：

6.1.1 磨煤机启动、停止的逻辑控制

6.1.2 磨煤机出口温度高时，冷风门的联锁

6.1.3 输出磨煤机的状态信号，用于给煤机的控制

6.2 逻辑说明：

6.2.1 启动条件同时满足以下条件时，磨煤机允许启动：

6.2.1.1 磨煤机润滑油压≥0.2MPa；

6.2.1.2 磨煤机顶轴油压≥6MPa；

6.2.1.3 排粉机运行(当锅炉大联锁开关退出联锁位置时，该信号不作为启动条件)；

6.2.2 联锁条件

6.2.2.1 当磨煤机停止时，联锁开启冷风门、关闭热风门；

6.2.2.2 当磨煤机出口温度≥100℃时，联锁开启冷风门；

6.2.3 跳闸条件出现以下情况之一时，磨煤机联锁跳闸：

6.2.3.1 磨煤机润滑油温≥56℃时磨煤机跳闸；

6.2.3.2 磨煤机轴瓦温度≥55℃时磨煤机跳闸；

6.2.3.3 磨煤机电机轴承温度≥90℃时磨煤机跳闸；

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6.2.3.4 磨煤机润滑油压≤0.05MPa 时磨煤机跳闸；

6.2.3.5 锅炉大联锁开关在联锁位置，排粉机停止运行；

6.2.3.6 锅炉大联锁开关在联锁位置，锅炉大联锁跳磨煤机和排粉机；

7 给煤机控制

7.1 逻辑功能：给煤机启动、停止的逻辑控制

7.2 逻辑说明：

7.2.1 启动条件

7.2.1.1 给煤机启动时，磨煤机必须先运行(当锅炉大联锁开关退出联锁位置时，磨煤机运行信号不作为启动条

件)；

7.2.2 跳闸条件出现以下情况之一时，给煤机联锁跳闸：

7.2.2.1 联锁开关在联锁位置时，磨煤机停止运行；

7.2.2.2 锅炉大联锁开关在联锁位置，锅炉大联锁跳磨煤机和排粉机；

8 磨煤机润滑油站控制

8.1 逻辑功能：

8.1.1 润滑油站#1、2 低压油泵启/停控制，#1、2 高压油泵启/停控制，电加热器控制、喷油电磁阀控制

8.2 逻辑说明：

8.2.1 联锁条件

8.2.1.1 当磨煤机低压油泵联锁投入时，工作油泵事故停运，备用油泵立即启动；

8.2.1.2 当磨煤机低压油泵联锁投入时，润滑油压≤0.1MPa，备用润滑油泵立即启动；

8.2.1.3 当磨煤机电加热器联锁投入时，磨煤机油箱油温≤25℃时，电加热器自动投入；磨煤机油箱油温≥38℃

时,电加热器自动停运；

9 汽包紧急放水门联锁控制

9.1 逻辑说明：

9.1.1 汽包水位联锁或保护开关投入时，若汽包水位高II 值，联锁同时开启#1#2 汽包紧急放水电动门；

9.1.2 汽包水位联锁或保护开关投入时若，汽包水位非高I 值，联锁同时关闭#1#2 汽包紧急放水电动门；

9.1.3 控制台上紧急按钮可分别单操开启和关闭#1#2 汽包紧急放水电动门；

9.1.4 DCS 画面单操开#1 汽包紧急放水电动门，则20 秒后联开#2 汽包紧急放水电动门；

9.1.5 DCS 画面单操关#2 汽包紧急放水电动门，则20 秒后联关#1 汽包紧急放水电动门；

10 过再热器减温水门联锁控制

10.1 逻辑说明：

10.1.1 MFT 或主蒸汽流量小于25%或RB 延时20 秒，联锁关过热器一级减温水气动闭锁门；

10.1.2 MFT 或主蒸汽流量小于25%或RB 延时20 秒，联锁关过热器左二级减温水气动闭锁门；

10.1.3 MFT 或主蒸汽流量小于25%或RB 延时20 秒，联锁关过热器右二级减温水气动闭锁门；

10.1.4 再热器出口温度与设定值偏差大于5℃，联锁开启再热器减温水气动闭锁门；

10.1.5 再热器出口温度与设定值偏差小于-3℃，联锁关闭再热器减温水气动闭锁门；

11 PCV 阀控制

11.1 逻辑说明：

11.1.1 在压力联锁投入时，主蒸汽压力高18MPa,联锁开启PCV 阀；主蒸汽压力低于17.5MPa，联锁关闭PCV 阀；

11.1.2 在压力联锁退出时，可在集控室控制台上按钮强制手操开启和关闭PCV 阀；

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热工联锁保护逻辑说明(锅炉FSSS 系统部分)

1 前言

大唐石门发电有限责任公司(以下简称石门发电公司)单台机组FSSS 系统按照DCS 内部规范统一设计。总

体设计分为三大部分：油燃烧器控制逻辑、保护及公用逻辑和煤层(给粉机)控制逻辑。

2 锅炉本体及有关部分辅助系统的说明

石门发电公司锅炉为亚临界参数、自然循环、单炉膛、门型布置，一次中间再热，平衡通风、半露天布

置，燃用混合煤，固态排渣，汽包炉。采用直流式燃烧器、正四角布置、切圆燃烧。在每个角的燃烧器上布置A、

B、C、D、E 五层煤喷口，F、G 两层油喷口，其中F 层为小油枪，布置在A 层煤燃烧器

的上下通道中间。

3 FSSS 系统功能说明系统硬件选用上海新华控制工程有限公司的XDPS-400 分散控制系统，系统的主要功能

有：

3.1 炉膛吹扫

3.2 油燃烧器自动管理、远方及就地手操功能

3.3 煤燃烧器自动管理

3.4 二次风挡板联锁控制

3.5 火焰检测

3.6 有关辅机的启、停和保护

3.7 主燃料跳闸(MFT)

3.8 减负荷控制(RB)

3.9 联锁和报警

3.10 首次跳闸原因显示

3.11 油泄漏试验

3.12 探头冷却风机控制

4 炉膛吹扫在锅炉点火前，必须完成一个炉膛吹扫周期。当下列条件同时满足时，允许启动炉膛吹扫：

4.1 无MFT 条件

4.2 汽包水位正常当下面的条件都满足时，“汽包水位正常”信号成立：

4.2.1 汽包水位无“汽包水位低三值”信号

4.2.2 汽包水位无“汽包水位高三值”信号

4.3 油跳闸阀已关闭

4.4 所有油角阀已关闭(F 层和G 层)

4.5 任一送风机/引风机在运行(即至少送/引风机各有一台在运行)

4.6 任一空预器在运行

4.7 所有排粉机全停

4.8 再热器烟气挡板在50%位置(即开位)

4.9 油泄漏试验已完成(或油泄漏试验被旁路)

4.10 所有给粉机均停

4.11 所有辅助风挡板在调节位(指AF、AB、GB、GB1、CD、EE、EE1 七层)

4.12 所有火检无火

4.13 两台一次风机均停

当上述所有条件满足后，“吹扫准备好”信号建立并显示，启动吹扫，计时3 分钟，吹扫结束。

在吹扫计时期间，上述任一吹扫条件丧失均会中断吹扫过程，需待条件满足后重新吹扫。

5 吹扫后备保护

“吹扫后备保护”是当炉膛完成吹扫周期(包括手动吹扫或自动吹扫)，由于某种原因仍出现炉膛压力过高

或过低时，联锁送风机、引风机跳闸，从而保护炉膛免于因受过大的正、负压力而造成损坏的一种保护逻辑。

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5.1 当下述条件同时满足时，“吹扫后备跳闸准备”信号确立：

5.1.1 所有油角跳闸

5.1.2 油跳闸阀关闭

5.1.3 所有给粉机全停

5.1.4 所有排粉机全停

5.1.5 所有煤火检显示无火

5.1.6 风量>30%

5.2 当上述信号确立后，启动一个30 秒钟计时器和一个5 分钟的计时器；

5.2.1 当30 秒钟计时结束后，撤除“开上三层燃料风挡板”指令，同时启动另一个30 秒钟计时器，30 秒钟后，

撤除“开下两层燃料风挡板”指令同时启动一个5 秒钟计时器，当5 秒钟计时结束后，撤除“开辅助风挡板至最

大”指令。

5.2.2 当5 分钟计时结束后，若有“炉膛压力过高”或“炉膛压力过低”信号存在，则跳闸运行中的送、引风机。

5.3 当任一层油投运后，“吹扫后备跳闸计时到”记忆信号撤除，从而将停止“吹扫后备跳闸准备”信号的建立。

6 燃油泄漏试验

燃油泄漏试验可检查油系统的严密性，防止燃油泄漏。特别是油角阀一旦有泄漏问题存在，就会向炉膛内

漏油，引起燃料在炉膛内聚积发生局部爆燃。运行人员可利用按钮“不旁路”或“旁路”燃油泄漏试验。

6.1 燃油泄漏试验启动

在锅炉启动之前，FSSS 系统将开始启动“燃油泄漏试验”程序。

在锅炉“吹扫条件”均满足后，并且“燃油泄漏试验”没有被“旁路”，此时按“燃油泄漏试验”按钮，即

开始“燃油泄漏试验”程序。

6.2 燃油泄漏试验程序一旦燃油泄漏试验程序被启动，就将开始如下步骤：

6.2.1 开启油跳闸阀，使管道充油；

6.2.2 当充油结束(燃油母管压力大于1.57MPa,延时1 分钟)后，油跳闸阀关闭；

注意：如果在1 分钟内没有达到充油压力(0.9MPa)，燃油泄漏试验失败；

6.2.3 系统监视管道压力3 分钟，如果在3 分钟内压力降到泄漏试验失败的压力设定值(1.2MPa)，燃油泄漏试验

失败；如果 3 分钟内压力未降到失败的压力设定值(1.2MPa)，燃油泄露试验成功，并发出信号。

6.2.4 在吹扫启动前，可以旁路“燃油泄漏试验”，当吹扫和燃油泄漏试验处于程序进行中时也可以旁路“燃油

泄漏试验”。

7 燃油跳闸阀

7.1 开油跳闸阀条件当下列两组条件中有一组满足时，才允许开启油跳闸阀。

7.1.1 第一组条件：油源压力正常(高于0.9MPa)

7.1.2 第二组条件：所有油角阀均关闭且回油阀已开

7.2 开油跳闸阀方式当上列两组条件中有一组满足时，就可以手动或者自动开启油跳闸阀。

7.2.1 手动开启油跳闸阀按动“油跳闸阀开启”按钮，就可开启

7.2.2 自动开启油跳闸阀燃油泄漏试验请求开启

热工管理(试题)

热工管理（试题） 一 、 单选题 (共 37 题) 【 1 】. 火电厂发电设备检修，下面说法不妥的是______. A.采用计划、实施、检查、总结方法 B.从检修准备开始制订,各项计划和具体措施 C.到目前为止，采用的都是定期检修 D.做好施工、验收和修后评估 答案：（ ） 【 2 】. 关于热工运行中和停炉前的检查记录，规程中没有作规定的是______。 A.应使用专用记录本 B.应有检查责任人的签名和填写日期 C.集中保存不少于三个月 D.应由部门技术负责审核并签署意 见 答案：（ ） 【 3 】. 管道气压试验介质，应使用______或______。 A.空气 二氧化碳 B.二氧化碳 氮气 C.空气 氮气 D.氢气 氮气 答案：（ ） 【 4 】. 热工专业应建立的技术规程、制度中，DL/T744中未作要求的是______。 A.适合本单位的热工自动化设备检修、运行、维护规程 B.电力系统热工仪表及控制装置监督规程 C.热工控制系统定值、软件修改管理制度

D.热工技术资料管理制度（包括图纸、资料、软件的存放、修改、使用、版本更新等） 答案：（） 【5 】. 监督管理机构考核电厂热工的“四率”指标，指的是______。 A.DAS完好率仪表投入率自动投入率保护利用率 B.DAS完好率仪表准确率自动可用率保护投入率 C.DAS投入率仪表合格率自动投入率保护投入率 D.DAS投入率仪表合格率自动利用率保护动作正确率 答案：（） 【 6 】. 现场施工中，攀登阶梯的每档距离不应大于______cm。 A.30 B.40 C.45 D.60 答案：（） 【7 】. 根据规程要求，热工自动化系统设备检修、故障及损坏更换台帐，应记录的内容没有要求的是，检修、故障及损坏设备的_____。 A.更换原因 B.价格和运行时间 C.采取的措施 D.生产厂家 答案：（） 【8 】. 质量管理中，采用______的方法，把杂乱无章和错综复杂的数据、意见进行归纳汇总，使其能确切反映客观实际。 A.圆饼图 B.因果图 C.流程图 D.分层图 答案：（）

火力发电厂热工保护定值在线管理系统设计

火力发电厂热工保护定值在线管理系统设计 发表时间：2019-08-27T14:10:59.000Z 来源：《当代电力文化》2019年第7期作者：姚川 [导读] 对于智能控制技术的应用进行研究和分析有十分重要的意义。 新疆天富能源股份有限公司天河热电分公司石河子 832000 摘要：电厂热工自动化系统在近年来的运行当中经常出现问题，应用智能控制技术对于电厂热工自动化系统运行可以实现全面的提升，提高运行水平。尤其是可以加强热工设备的检测，所以对于智能控制技术的应用进行研究和分析有十分重要的意义。 关键词：SIS系统；热工保护定值；在线管理系统；设计 1智能控制技术在电厂热工中的应用方向 电厂热工工作复杂，单纯的人工控制已经不能够满足当前电厂热工的工作需求，并且增加了人工劳动力，同影响控制效率。智能控制技术的应用，可以根据实际情况调节，实现对电厂热工的远程控制。对设备的工作流程起到规范作用，尤其在受到环境影响时，实现设备的调节。既提升设备的运行效率、保证运行的安全，又能够延长设备使用寿命。智能控制可以通过计算机技术对各个仪表的数据进行自动检测，并通过计算机系统分析出各个设备在工作中是否存在异常和问题。对于电厂热工自动化的工作中，可以有效的自动检测温度、湿度、成分、流量等，为热工系统的工作运行提供安全性。另外，智能控制技术与热工系统中的自动功能结合，为系统提供系统运行的参数和实时数值，可以实现有效的自动调整，一方面便于自动报警，一方面为收益计算提供数值参考。 2系统总体设计 2.1系统设计架构 热工保护定值在线管理系统采用B/S方式，作为依托超（超）临界机组SIS系统的一个子系统进行开发与部署，嵌入SIS系统中作为一个子系统运行，其系统设计架构层次如图1所示。 2.2系统热工保护定值数据汇总 按照设备制造商给出的设备说明书、设计院的设备设计文件、经验总结、参考相似机组设备的热工保护、联锁、报警项的定值进行收集，初步形成最初的热工保护定值数据、并汇总成系统开发所要求的可导入的标准数据表格的形式，并导入进热工保护定值在线管理系统，建立初步的热工保护定值数据库。 3系统模块设计 3.1系统模块布局 热工保护定值在线管理系统针对发电厂热工保护定值精细化管理要求设计开发，并按照保护定值的在线监督、汇总管理和修编工作等需求，完成对热工保护定值精细化管理方面的研究功能，按照系统模块式的方法进行。 3.2热工保护定值展示 将机组建设初期的设备说明书及设计文件形成的设备保护设计值、联锁值、报警值或者根据经验设计的相关保护定值通过系统开发的数据采集功能，将这些数据导入进系统，导入时按照一定的规则和标准所形成的数据表格整体采集。然后对采集的数据进行归类整合，在系统内进行存储并建立保护定值项相关数据库，系统自动生成初始的热工保护定值数据清册，并且系统内的热工保护定值项数据库还具有模糊查询功能、生产系统筛选功能、SIS系统工艺流程图画链接功能，方便运维人员及时了解保护定值的数据情况。 （1）模糊功能查询。相关技术管理人员或者运维人员通过输入设备描述、KKS编码、或者保护定值项名称等查询选项，系统自动进行查询，并从数据库中罗列需要查询的相关的设备详细保护定值清单，方便用户的查看。 （2）生产系统筛选功能。相关技术管理人员或者运维人员可以输入按照设备所属系统进行查询，如查询汽轮机凝结水系统相关的保护定值，系统将自动罗列该系统相关的保护、报警、联锁等保护定值项内容，方便用户的查看。 （3）SIS系统工艺流程图画面链接功能。相关技术管理人员或者运维人员在查看SIS系统的生产工艺流程画面过程中，通过流程图中的相应设备测点右键点击查看选择其中的保护定值选项，系统自动链接进入热工保护定值在线管理系统查询界面，罗列出该测点相关的保护、报警、联锁保护定值项内容，方便用户的查看。 3.3热工保护定值智能分析 基于SIS系统平台的热工保护定值在线管理系统通过导入的保护定值标准数据表采集过来的保护定值及相关设备测点的信息进行智能分

热工保护联锁试验管理制度(2013年)1

热工保护联锁试验管理制度 为了加强和规范热工保护联锁试验工作管理，根据《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL／T 774- 2004）、《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》（DL／T 1056-2007）、集团公司《火力发电机组A级检修管理导则》（Q/CDT 106 0001-2008）、国电公司《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》及集团公司实施导则，结合我公司实际情况，制定热工保护联锁试验管理制度。 一、试验前应满足的条件： 1.对于运行机组，机组运行稳定，负荷在60%以上，各 报警系统无报警信号，保护联锁系统所涉及的单体设 备运行正常。 2.对于检修机组，检修后的单体设备检修、校验回装、 调试完毕，均在投运状态。 3.涉及保护联锁的控制逻辑检查修改工作完成。 4.各报警系统、SOE系统调试完毕在投入状态。 5.热工人员应准备好相应的试验操作卡。 6.试验涉及的相关专业、班组人员到位。 二、试验要求 1.试验方法应尽量采用物理试验方法，即在测量设备输 入端实际加入被测物理量的方法。如：汽轮机润滑油

压采用泄油的方法，汽包水位采用锅炉上水、放水的方法。 2.当现场采用物理试验方法有困难时，在测量设备校验 准确的前提下，可在现场测量设备处模拟试验条件进行。 3.机组运行期间的热工保护联锁定期试验，应在确保安 全可靠的原则下进行确保护联锁在线试验。属于发电部负责进行的试验，热工人员应积极配合。 4.锅炉汽包水位、炉膛负压、全炉膛灭火、汽轮机电超 速等保护联锁动态试验按有关规程进行。 5.试验的每一步骤，均应检查仪表或显示画面的显示、 光字牌信号和打印记录，与实际状况相符。 6.试验期间若出现异常情况，应立即中止试验并恢复系 统原状，同时必须进行分析，彻底解决后重新进行试验。 7.试验过程中，试验方案或控制逻辑如有变动必须履行 有关手续，并重新进行试验。 8.试验过程中模拟的试验条件，应有详细的记录，试验 后应立即恢复至正常状态。 9.试验应按试验操作卡逐步进行，详细填写试验数据、 试验结果、试验中出现的问题及处理结果填写完整、规范，并保存两个大周期修备查。

热工保护拒动风险控制

热工保护拒动应急措施 1.概述 热工保护装置是热控监督的重要内容之一，保证机组安全运行的重要手段，是防止机组产生重大生产事故，导致事故扩大的重要保证。在机组运行中为保证保护装置动作可靠，防止保护系统失灵，造成停机、停炉构成机组非计划停运。 机组热工保护拒动是指机组主要设备的热工保护拒动，包括锅炉及汽机、发电机、高压加热器的热工保护。对于机组热工保护拒动可能造成的后果主要有三种：一是引起爆炸、火灾或由于设备损坏造成人员伤亡；二是造成电网事故，大面积停电；三是造成设备损坏。 2.机组热工保护拒动的原因： （1）保护定值计算问题 （2）保护装置或二次回路问题 （3）保护配置问题 （4）电源问题 3. 机组热工保护拒动的预防 3.1对保护系统有关设备的检修应严格遵从热工检修标准，检修工艺符合要求。 3.2运行人员加强监视，发现涉及到机组保护系统异常的情况及时和热工分场联系，共同对存在问题进行分析，热工分场及时对问题进行处理。 3.3定期对热工电源系统进行工作/备用切换试验，保证电源切换正常，工作可靠。 3.4对涉及保护回路的仪表、压力开关、传感器等元件，应进行定期校验，校验周期符合规程规定。 3.5根据设备巡回检查制度规定，热工人员每日应对保护系统进行检查，发现问题及时消除。 3.6应对锅炉灭火保护装置定期进行保护定值的核实检查和保护试验，对锅炉灭火保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行状况达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）时间不得超过3年。 3.7在对锅炉灭火保护装置进行动态试验时必须将锅炉有关磨煤机、给煤机的连锁一并纳入试验中。 3.8加强对汽轮机仪表的监视，保证每台机组至少有两台相互独立的转速监视仪表，保证汽轮机转速监视的可靠性。

热工保护专项技能培训考试题库及答案

热工保护专项技能培训考试题库及答案 1. 问题：参与主机主保护的温度元件未见检定记录。按计量检定规程DL/T5190.4规程要求_______________进行检定，按照《华电能源股份有限公司火电机组停运管理指导意见（A版）》（华电能源生〔2019〕35号）中关于热控设备停备期间重点工作要求，停备期间根据实际情况，开展对主保护信号一次元件（TSI系统一次元件除外）校验工作，停备时间超过______周的，应对所有主保护信号一次元件进行校验（TSI系统一次元件除外）。 [填空题] 空1答案：安装前必须 空2答案：2 答案解析：按计量检定规程DL/T5190.4中11.1.2条要求安装前必须进行检定。《华电能源股份有限公司火电机组停运管理指导意见（A版）》（华电能源生〔2019〕35号）中关于热控设备停备期间重点工作要求，停备期间根据实际情况，开展对主保护信号一次元件（TSI系统一次元件除外）校验工作，停备时间超过2周的，应对所有主保护信号一次元件进行校验（TSI系统一次元件除外）。 2. 问题：1号机组大修记录中未见FSSS保护传动记录、重要辅机保护试验记录等。按DL/T 1056规程，机组A级检修（或停机时间超过______天），首次启动前应进行所有热控保护联锁试验。C级检修（或停机时间超过______天）的机组，首次启动前应进行锅炉、汽轮机、发电机的保护及其它重要热控保护的传动试验。按照《华电能源股份有限公司火电机组停运管理指导意见（A版）》停备______天后，做主机保护试验。停备时间超过______个月的，应做所有主辅机保护联锁试验，每______个月至少一次，机组启动前应重新做一次。机组启动前必须做好跳闸保护回路检查试验。 [填空题] 空1答案：30 空2答案：15

热工程控保护高级工技能鉴定考试试题(相关技能A卷)

热工程控保护高级工技能鉴定考试试题（相关技能A卷） 一、选择题（每题2分） 1、锅炉汽包事故防水门是在汽包水位（Ｄ）时打开的。 A．低二值 B．低一值 C．高一值Ｄ．高二值 2、在我厂＃2、＃ 3、＃4炉灭火保护系统中，炉膛负压高逻辑采用（D），以保证保护动作可靠性。 A．单一信号法 B．信号并联法 C．信号串并联法Ｄ．三取二信号法 3、以下参与＃3、＃4炉空预器跳闸的保护条件有（B）。 A．空预器润滑油母管油压低一值 B．空预器下轴承温度高 C．空预器润滑油泵跳闸Ｄ．空预器上轴承温度高 4、＃3机组MACS控制系统接地电阻应不大于（C） ΩΩΩΩ 5、目前我厂灭火保护系统中，以下哪一项不发出MFT信号(D)。 A.送风机全停 B.炉膛负压低三值 C.燃料中断 D.给水泵全停 6、我厂输煤程控电视监控系统的网络拓扑结构为（A） A.总线型 B.环型网 C.星型网 D.树形网 7、在＃3机组100Mbps以太网络中，所采用的网络信号传输介质为（C） A.同轴电缆 B.光纤 C.五类双绞线 D.屏蔽线 8、炉膛灭火保护系统的简称是（B） 9、汽轮机超速保护动作，汽轮机最大转速飞升不允许大于汽机额定转速的（C） ％％％％ 10、形图编程时，线圈出现在梯级中的（）。 A．任何地方 B．前部 C．中部 D．尾部 11、锅炉炉膛吹扫时间应不小于5min或相当于炉膛（包括烟道）换气（）次的时间。 A．3 B．5 C．6 D．7 12、电缆进盘时，应加保护管，电缆保护管的内径为电缆直径的（）倍。 A．~ B．~2 C．2~ D．~ 13、1151压力变送器根据其测量原理，可认为是（C）式的压力变送器。 A．电位器 B．电感 C．电容 D．应变 14、以下四种低压电器中，（）可用于控制联锁回路的接通和断开。 A．按钮 B．组合开关 C．控制开关 D．交流接触器 15、以下系统或设备中，仅用于模拟量控制的是（）。 A．DCS B．PLC C．FCS D．KMM 二、判断题（每题2分） 1.测量压力时，所使用压力表的满度值与被测压力范围越接近，压力表的指示值越精确。（╳） 2.绝对误差就是误差的绝对值。（╳） 3.熔断器在电路中起短路或过载保护。（√） 4.比例调节器是一种无差调节器。（╳） 5.＃3炉MFT动作时将使排粉机、给粉总电源、磨煤机跳闸。（╳） 6.不得以动作力矩开关的方式关闭电动阀门。（╳） 7.125MW机组中汽机危急跳闸保护系统中主要包括高缸差胀、低缸差胀、轴向位移、凝器真空、润滑油 压、汽机超速、振动等保护。（╳） 8.压力开关的回差越小越好。（╳） 9.在电动安全门控制中，若锅炉汽压不足，手动也无法打开安全门。（√） 10.我厂直流220V母线的对地电压为直流220V。（╳） 11.锅炉汽包的水位开关量信号，通常是通过电接点水位计来测量的。（） 12.屏蔽电缆应与其他电缆分层敷设，其接地要求应符合规定。（） 13.轴向位移探头现场安装调试的必要条件是：汽轮机已完全处于冷态。（） 14.取压管的粗细、长短应合适。一般内径为6~10mm，长为3~50m。（）

热工联锁保护系统配置优化方案 (1)

第四章辅机程控联锁保护系统 第一节辅机程控的基本概念 对于火电厂大型单元机组主、辅机和辅助设备的启动、停止和事故处理采用顺序控制技术，即辅机程控保护系统，是保证机组安全、经济运行的必要条件。顺序控制(简称顺控)含义是:在生产过程中，对某工艺系统或某大型主设备及与其有关的辅助设备群启动、停止和运行中的事故处理，按预先制定的序列(时间、判据等)进行相关和有序的自动控制。火电厂辅机和辅助设备系统可分为两个主要部分，一部分是直接从属于锅炉、汽轮机热力系统，其运行状况直接影响锅炉、汽轮机、发电机运行的辅机设备和系统，如烟风、燃油、制粉、给水、汽轮机油和汽、发电机氢油水等系统和设备，绝大部分位于锅炉、汽轮机主厂房内，称辅机系统或辅机;另一部分是为电厂连续生产过程提供必需条件的系统和设备，如燃料输运、化学水处理、除灰除渣等系统和设备，一般位于主厂房外，有的距主厂房较远，称为辅助设备及系统。 目前大型单元火电机组的汽轮机、锅炉及其辅机、辅助系统和设备均采用顺控技术和顺控系统。50年代后期，国外顺控系统的控制范围仅为部分主要辅机设备或局部系统，而目前国内、外顺控系统都已覆盖大型单元机组主、辅机和几乎全部辅助设备及系统。采用的硬件也由继电器、矩阵板和固态元器件发展到以微处理器为核心的PLC及先进的DCS。顺控系统功能由最初的设备间简单联锁或少数小系统孤立的局部顺控，发展为多级层次结构，各子系统和子功能有机协调运行的大型控制系统： 厂级顺控：又被称为整台机组启停的顺序控制系统。它是指在少量人工干预和确认条件下，该控制形式能自动完成机组的冷态、温态、和热态启动，直至机组带到目标负荷；或根据短期停运和长期停运的要求将机组负荷逐步降为零，并完成相关设备的停运。厂级顺控是SCS的最高级控制形式，它对外围设备的质量有很高的要求。 功能组级顺控：电厂安工艺系统的特点可将机组的辅助设备和系统分为某一特定的功能组，功能组顺控就是对这些特定的功能组进行自动顺序控制，它把在工艺上又相互联系并具有连续不断的顺序性控制特征的设备集合为功能组级控制。功能组控制可包括较多的单体和子组控制，控制程序可以在主控室内操作人工启动或由机组自启停控制系统的自动指令启动。功能组级控制对外围设备的要求也很高。以下为典型的顺控功能组划分：

成人高等教育热工测量与自动控制期末考试复习题及参考答案

成人高等教育热工测量与自动控制期末考 试复习题及参考答案 课程名称：热工测量与自动控制 年级：2019级（答案见卷后） 一、单项选择题（本大题共 10 小题，每小题 2 分，共 20 分。在每小题列出的备选项中只有一项是最符合题目要求的，请将其选出。） 1、在主蒸汽温度控制回路中引入前馈信号是为了控制（）。 （A）燃料量的扰动变化；（B）主蒸汽流量的扰动变化； （C）主蒸汽压力的扰动变化；（D）以上都是。 2、当将电动执行机构的不灵敏区调的太小时，执行机构将出现（）。 (A)实际定位与指令不符（B）反转（C）振荡（D）以上情况都可难发生 3、压力表的检定周期一般不超过（）。 A、半年 B、1年 C、1年半 D、2年 4、智能仪表是指以（）为核心的仪表。 A、单片机 B、单板机 C、微机 D、计算机 5、计算机能直接执行的程序是（） （A）源程序（B）汇编语言程序（C）机器语言程序（D）BASIC程序 6、下列不属于按误差性质分类的是（） （A）随机误差（B）相对误差（C）系统误差（D）偶然误差 7、发电厂锅炉水冷壁吸收燃料燃烧时发出热量，其主要的传热方式为（）（A）导热（B）对流（C）辐射（D）不确定 8、（）不属于自动报警装置的组成部分。 （A）显示器（B）音响器（C）控制电路（D）启动按钮 9、通过火焰图像的变化，可以（）发现火焰故障，从而防止灭火。 （A）在灭火早期（B）在灭火中期（C）在灭火晚期（D）以上三个都对10、超高压中间再热机组蒸汽系统一般采用（） （A）单元制系统（B）母管制系统（C）切换母管制系统（D）集中母管制系统 二、判断题（本大题共10小题，每小题2分，共20分） 1、热工保护装置应按系统进行分项和整套联动试验，且动作应正确、可靠。（） 2、热工保护联锁信号投入前，应先进行信号状态检查确定对机组无影响时方可投入。（） 3、控制过程质量指标可概括为稳定性、快速性和准确性几个方面。（） 4、一般情况下，单回路控制系统中，调节器的自动跟踪信号可取阀位反馈信号。（） 5、单元机组汽机跟随控制方式的特点是，功率响应快、汽压波动小，能充分利用锅炉的蓄热。（） 6、负荷指令管理回路的主要任务是根据机炉运行状态选择适当的外部负荷，并转换为机炉的负荷给定值。（） 7、零转速是指汽轮机转速为零。（）

热控保护定值逻辑管理制度(讨论稿)

华电宁夏灵武发电有限公司 热控保护定值逻辑管理制度 批准：CHIEF 审定：BOSS 审核：SURPERMAN 编写：PLAYBOY 二○一三年五月二十日 目录

热控保护定值逻辑管理制度 (1) 第一章总则 (2) 第二章职责与分工 (3) 第三章热控保护解投原则 (7) 第四章热控定值异动原则 (9) 第五章热控逻辑异动原则 (10) 第六章热控信号异动原则 (11) 第七章检查与考核 (12) 第八章附则 (12) 热控定值/逻辑异动工作流程 (13) 华电宁夏灵武发电有限责任公司 热控保护定值逻辑管理制度 第一章总则

第一条结合公司开展的“4A级标准化良好行为企业”活动，为规范华电宁夏灵武发电有限责任公司（以下简称灵武公司）热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制工作流程，明确各部门及专业管理职责，特制订本制度。 第二条本制度依据《火力发电厂热控仪表及控制系统技术监督导则》、《火力发电厂热控自动化系统检修运行维护规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》等DL系列电力行业标准和公司有关制度编制。 第三条本制度适用于灵武公司所有设备及系统的热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制等相关工作。公司有关生产部门应严格遵照执行。 第四条热控保护联锁解投、信号强制工作严格按照灵武公司《热控联锁保护解投管理办法》[2013]中的有关规定办理投退申请手续后执行；热控定值给出/变更、逻辑（联锁）提供/优化修改工作需办理书面《热控定值/逻辑修改申请表》，履行审批程序。填写《热控定值/逻辑修改申请表》必须字迹工整、清晰、不得有涂改。 《热控定值/逻辑修改申请表》一式四份，由热工专业、提出申请部门、各分场、热控检修队分别保存，若申请部门与以上规定部门重合，保存资料则递减。热控专业保留原件并负责异动申请、变更前后相关情况记录、统计及归档管理工作，其它相关部门保存复印件，热控检修队负责建立异动前后记录台帐、执行情况、异动竣工报告、联锁保护试验的交待及相关资料送达。以上所有相关资料保存期三年。

热工联锁、保护定值管理制度

陕西德源府谷能源有限公司 热工联锁、保护定值及控制逻辑管理制度（暂行） 批准： 审定： 审核：徐月浩 编写：白永奇 2008年3月

热工联锁、保护定值及控制逻辑管理制度（暂行） 1主题内容和适用范围 1.1为了确保我公司发电机组的安全稳定运行，杜绝机组非计划停运，保证热工联锁保护可靠动作，防止保护误动、拒动现象的发生，依据相关规程、规定，制定本制度。 1.2本制度适用于陕西德源府谷能源有限公司热工联锁、保护定值及控制逻辑的管理。 1.3 本管理制度的内容纳入《热工监督管理标准》，待《标准》颁布实施后，本暂行规定自行作废。 1.4本制度的解释权属技术维护部。 2热工联锁、保护定值整理流程 2.1定值来源：设计院图纸、厂家资料及我公司的集控运行规程。 2.2定值整理：查阅图纸，了解我公司各系统的联锁保护、报警情况，将涉及热工保护、报警的所有项目由技术维护部热工专业全部列出，制成表格，交由公司相关专业人员填写具体定值，最后由运行部进行统一汇总。 2.3定值会审：根据运行部汇总形成的定值表，组织公司相关专业人员或邀请有关专家进行讨论，对不合理的定值进行修改，确定定值清单。 2.4定值审批：会审后的定值清单报生产副总经理批准后，发放给各施工、调试单位实施。 2.5定值完善：在机组试运过程中，对不合理的定值要及时进行修改。试运结束后形成最终联锁、保护定值清单，报生产副总经理批准后下发执行。 3热工联锁、保护定值的管理 3.1热工联锁、保护定值经会审确定后，报生产副总经理批准。 3.2热工联锁、保护定值及控制逻辑的修改必须由提出方填写修改审批单（见附件一），经公司相关专业人员讨论通过，由生产副总经理批准后方可执行。 3.3 机组调试、试运期间的修改还需经调试单位调总审定批准后方可执行。 3.4热工联锁、保护定值及控制逻辑修改后，必须认真填写联锁、保护定值及控制逻辑修改记录表（见附件二），并由执行人和热控主管签字确认，填写时要字迹工整、清晰，不得涂改。联锁、保护定值及控制逻辑修改记录表交回热控专业统一归档管理。 4检查与考核 4.1热控人员应定期对热控设备的定值进行检查和校验，保证定值的准确性。 4.2热工联锁、保护定值及控制逻辑的修改必须履行修改审批手续，否则将依据公司经济责任制考核的有关规定进行严肃考核。

职业技能鉴定热工程控保护题库(全)

1.>电功率表示电能对时间的变化速率，所以电功率不可能为负值。( ) 答案：× 2.>线性电阻的大小与电压、电流的大小无关。( ) 答案：√ 3.>因为储能元件的存在，就某一瞬间来说，回路中一些元件吸收的总电能可能不等于其他元件发出的总电能。( ) 答案：× 4.>引起被调量变化的各种因素都是扰动。( ) 答案：√ 5.>电压互感器的原理与变压器不尽相同，电压互感器的二次侧电压恒为100V。( ) 答案：× 6.>与CMOS电路相比，TTL电路的能耗较大。( ) 答案：√ 7.>对压敏电阻而言，所加的电压越高，电阻值就越大。( ) 答案：× 8.>只要满足振幅平衡和相位平衡两个条件，正弦波振荡器就能产生持续振荡。( ) 答案：√ 9.>在整流电路中，滤波电路的作用是滤去整流输出电压中的直流成分。( ) 答案：× 10.>直流放大器中若静态工作点设在截止区，则该放大器将无任何放大信号输出。( )答案：× 11.>三极管工作在饱和区时，两个PN结的偏量是：发射结加正向电压，集电极加正向电压。( ) 答案：√ 12.>在正弦交流变量中，幅值与有效值之比约为1∶0.707。( ) 答案：√ 13.>组合开关和控制开关的控制原理相同。( ) 答案：× 14.>火力发电厂的大容量锅炉可以不装设安全门保护装置。( ) 答案：× 15.>继电器的常开触点在继电器线圈通电后处于断开的触点。( ) 答案：× 16.>热继电器是利用测量元件加热到一定温度而动作的继电器。( ) 答案：√ 17.>手动电器与自动电器分别用于控制不同的热工控制对象。( ) 答案：× 18.>热工控制系统中使用的控制开关是一种低压自动电器。( ) 答案：× 19.>接触器是一种利用电磁吸引使电路接通和断开的电器。( ) 答案：√ 20.>顺序控制所涉及的信号主要为开关量。( )

热工保护联锁(试题)

热工保护联锁（试题） 一、单选题(共159 题) 【1 】. 以下有关汽机防进水保护描述，错误的是______。 A.#1高加疏水水位高高，#1高加抽汽阀逆止门关闭。 B.发电机负荷<20%，#1高加抽汽阀后疏水阀关闭。 C.发电机负荷>25%，#1高加抽汽阀前疏水阀关闭。 D.#1高加疏水水位高高，#1高加抽汽阀后疏水阀打开 答案：（） 【2 】. 大型机组热力系统中，低加疏水一般_____。 A.打入除氧器 B.逐级自流 C.用U型水封疏入凝汽器 D.采用疏水泵打入凝结水管道 答案：（） 【3 】. 下述选项中，不属于凝结水系统功能组的顺控对象是_____。 A.凝结水泵 B.凝结水再循环调节阀 C.凝结水泵出口水阀 D.除氧器水位 答案：（） 【4 】. 不会导致凝汽器保护动作的是_____。 A.高压或低压凝汽器压力高 B.凝结水泵A和B都停运且延时后 C.循环水泵A和B都停运 D.高压或低压凝汽器温度高 答案：（）

【5 】. CRT上启动炉水循环泵的下列允许条件中，错误的是_____。 A.泵进口联箱与泵壳体温差小于38℃ B.泵所有出口阀均关闭 C.电动机腔温度大于启动允许值但小于 D.闭式泵在运行 跳闸值 答案：（） 【6 】. MFT动作后，_____档板关至设定值，延时一定时间后逐渐开启，到规定延时时间后恢复； A.送风机 B.磨煤机冷风调节 C.磨煤机热风调节 D.引风机 答案：（） 【7 】. 炉膛内爆是______爆炸。炉膛外爆是______爆炸 A.正压负压 B.负压正压 C.热态冷态 D.冷态热态 答案：（） 【8 】. 磨煤机停运过程中，当给煤机停用后，磨煤机应进行______分钟的吹扫，然后再停用磨煤机。 A.8 B.4 C.6 D.10 答案：（） 【9 】. 火焰检测系统频率设定范围，需充分考虑锅炉不同燃烧工况和不同燃料下的运行情况，通常油火焰根部的脉动频率为______Hz，煤粉火焰根部的脉动频率为______Hz。 A.20～4010～25 B.10～20 10～25 C.30～50 20～40 D.20～3010～20

热工联锁保护投退管理制度

精品 责任公司 热工联锁保护投退管理制度 批准： 审核： 编制：部 2010-5-28 发布2010-6-1 实施 责任公司

公司 热工联锁保护投退管理制度 1. 总则 1.1. 本制度适用于限责任公司热工联锁保护的投退管理，包括联锁保护信号的解除、恢复管理和审批 程序。 1.2. 本制度规范了责任公司热工联锁保护投退审批单的执行范围、申请内容和具体审批程 序。 1.3. 本制度规范了有限责任公司热工联锁保护投退审批单的格式、编号规则、保存管理要求。 1.4. 在热工联锁保护及回路上进行检修调整或试验等工作时，必须严格遵守电业安全作业 规程和相关规程的有关规定。 1.5. 按照热工技术监督相关要求，检修后的热工联锁保护装置应安装牢固，其机械及电气 部分应动作正确、灵敏、可靠，并严格执行三级验收和联锁保护传动试验，合格后随 主设备准确可靠地投入运行，运行中的热工联锁保护装置未经审批任何人都无权进行 投退操作。 1.6. 化水程控、凝结水精处理程控、除灰程控、输煤程控、斗轮机程控、翻车机程控、电除尘程控等 PLC控制系统联锁保护的投退均参照本制定执行。 2. 引用标准 2.1. 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。 3. 热工联锁保护投退原则 3.1. 根据热工联锁保护在机组热力系统中对安全、经济运行状态所起作用的重要程度，将 热工保护及联锁系统划分为重要热工联锁保护和普通热工联锁保护。重要热工联锁保

护包括：机炉电大联锁保护、锅炉MFT保护、ETS保护、METS保护、Run back保护、 锅炉AB侧大联锁保护、锅炉过热蒸汽压力高保护、高低压加热器、除氧器水位保护、抽汽逆止门保护、汽轮机30% 旁路保护、汽轮机防进水保护、发电机断水保护、脱硫FGD 保护及其它主要辅助设备联锁保护。普通热工联锁保护指一般辅助设备的联锁保护。 3.2. 在机组或设备运行过程中，重要热工联锁保护需要投退时，按照《热工联锁、保护投退审批流 程》执行。 3.3. 因检修工作需要对普通热工联锁保护投退时，由工作负责人汇报专业专工，专工对联 锁保护投退的必要性进行审定，同时请示部门主任或分管副主任/ 主任助理同意，在 工作票安全措施栏逐项填写，由当值值长征得发电部主任或分管副主任/主任助理同 意后批准执行。 3.4. 因系统工况或运行方式不能满足要求需要对普通热工联锁保护投退时，由运行专工提 出书面申请，按照《热工联锁、保护投退审批流程》执行。 3.5. 机组运行中发生热工联锁保护装置故障，检修人员必须办理工作票并迅速处理。锅炉炉膛压 力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、低油压等重要保护在机组运行过程中严禁退出，其他保护装置被迫退出运行时，必须在24 小时内恢复。 3.6. 机组启动前进行热工联锁保护试验需投退热工联锁保护或强制信号时，按照联锁保护 试验卡具体要求，由运行主、副值班员提出，并在热工联锁保护信号强制记录本记录且共同签字后，热工人员按照要求配合投退或强制，工作结束后及时恢复并注销。运行和热工人员在机组启动前认真检查保护联锁投入情况，确认所有热工联锁保护已正确投运，强制信号已释放。 3.7. 在事故处理的紧急情况下或夜间、节假日期间，发生危及机组或设备安全运行情况， 需临时投退热工联锁保护或强制信号时，由当值值长请示生产副总批准，相关检修、运行值班人员在热工联锁保护信号强制记录本登记并签字确认后，热工人员按照要求配合投退或强制，

电厂热工考试题答案

热控专业考试题 一、判断题（每题1分，共10分） 1、在差压式测量加热器水位中,如果正压侧排污门渗漏,则水位测量示值将会变小。（×） 2、氧化锆传感器的内阻与温度关系，温度低内阻大，温度高内阻小。因此，为了保证测量精确度，要求其工作温度要在700℃以上。（√ ） 3、氧化锆氧量计，当烟气温度升高时，如不采取补偿措施，则所得测量结果将小于实际含氧量。（√ ） 4、具有热电偶冷端温度自动补偿功能的显示仪表，当输入信号短接时，指示值为0℃。（×） 5、安装在取样点下方的压力变送器，应采用正迁移来修正其零点。（×） 6、热工保护联锁信号投入前，应先进行信号状态检查，确定对机组无影响时方可投入。（√ ） 7、检定0．5级仪表时，应采用0．1级及以上的标准仪表。（√ ） 8、TSI系统检测的参数较多，但从测量角度看，实际上只测量机械位移。（√ ） 9、当AST电磁阀动作时，AST油路油压下跌，OPC油路通过二个单项阀，油压也下跌，将关闭所有蒸汽进汽阀而停机。（√ ） 10、热电厂中，空气流量的测量多采用孔板。（× ） 二、选择题（每题2分，共20分） 1、有一压力测点，如被测量最大压力为10MPa，则所选压力表的量程为（ A）。 A、16MPa B、10MPa C、25Mpa D、20MPa 2、下列有关几个电阻并联的陈述中，（ D ）是正确的。 A、支路电阻越大，电压越大 B、支路电阻越大，电压越小 C、支路电阻越大，电流越大 D、支路电阻越小，电流越大 3、关于数字式电液调节系统，下列叙述不正确的是（ D ） A、调节系统中外扰是负荷变化 B、调节系统中内扰是蒸汽压力变化 C、给定值有转速给定与功率给定 D、机组启停或甩负荷时用功率回路控制 4、锅炉在正常运行中，汽包上的云母水位计所示水位与汽包内实际水位比（ C ）。 A、偏高 B、相等 C、偏低 D、不能确定 5、调节系统的稳定性是对调节系统最基本的要求，稳定调节过程的衰减率Ψ应是：（ C ）。 A、Ψ=0 B、Ψ＜0 C、0＜Ψ＜1 D、Ψ=1 6、若一台压力变送器在现场使用时发现量程偏小，将变送器量程扩大后，而DCS内该点量程未做修改，则所测压力示值比实际压力值(B)． A、偏大 B、偏小 C、不变 7、DCS系统的备用电源的切换时间应小于（ D ）ms，以保证控制器不初始化。 A、1 B、2 C、3 D、5 8、K分度的热电偶测量主蒸汽温度时，误用了E分度的补偿导线，造成的误差将会（A）。 A、指示偏大 B、指示偏小 C、指示不变 9、进行接线时，每一个端子上最多只允许接入（B） A、一根导线 B、两根导线 C、三根导线 10、炉膛火焰电视监视系统的检测部件需具有控制保护系统，其主要作用是(A)。 A、超温保护 B、控制通风 C、吹扫 D、控制方向 三、填空题（每空1分，共22分）

热机保护及定值管理制度

热机保护及定制管理制度 1 总则: 1.1.为了加强热工信号及逻辑、定值的管理工作, 有效地控制因热控信号及逻辑、定值因素对电厂安全经济运行带来的损失,制定本管理标准。 1.2.热工信号及逻辑、定值应本着合理、可靠、准确、符合实际的原则设置。热工信号包括用于保护、自动调节以及显示报警的信号。定值包括热工信号一切设定的值，其中包括用于保护、自动调节、报警等。逻辑包括DCS DEH各种PLC 内部的控制程序或控制方式。电厂热工信号及逻辑定值是机组安全、经济运行的保证。全厂各级领导及有关管理人员和工作人员都应严格按照本标准执行。 1.3.通过对热工信号及逻辑、定值的管理,努力使我厂工监督的要求,使我厂热工信号的增减、保护和自动的投退、定值、逻辑的更改有据可查、有章可循。 1.4.本标准规定了电厂各级人员职责范围、热工信号及逻辑定值的管理内容、管理程序以及有关检查考核内容。 1.5.本标准适用于黄陵煤矸石发电公司焦化园分2 职责范围:

2.1.总工程师职责: 2.1.1热工信号及逻辑、定值归属总工程师总负 2.1.2有关热工信号及逻辑、定值变更的以下情况需经总工批准: MFT 保护信号的更改; （1）各个风机、泵的P 1、P2保护的更改。 （2）热工信号中用于运行监视的重要参数、用于热工重要自动调节系统的调节参数、用于热工主要保护及（3）有关本厂热控保护定值的更改、重要监视参数定值的更改、热工自动调节参数定值的更改。 2.1.3机组运行时,热工主要保护信号强制需经总工（或总工指定的委托人）批准（主要辅机保护信号的强制可由值长批准，值长视具体情况向总工汇报）。用于保护、主要显示、报警及主要自动的信号撤出（时间》24」、时）需经总工批准。 2.1.4组织调查、分析、研究与热工信号及逻辑、定值有关的重大设备事故和缺陷,查明原因,采取措施, 组织有关人员一年一度对热工信号及逻辑、定值标准执行情况进行检查,并提出整改和考核意见。 2.2.生产技术部职责: 2.2.1协助总工不定期地检查和落实热工信号及逻辑、定值的管理,按此标准xx；

热工保护重要性

热工保护对锅炉和汽轮机的重要性 摘要：本文首先对热工保护进行了概括性的介绍，着重强调了热工保护的重要性。其次，针对锅炉汽包水位保护系统和汽轮机超速保护系统做了详细的分析。最后，对热工保护对锅炉和汽轮机的重要性做了小结。 关键字: 热工保护重要性锅炉汽轮机机电炉大联锁保护汽包水位保护系统汽轮机超速保护系统 一、热工保护概述 热工保护是指在机组启停和运行过程中，通过对机组和它主要辅助设备的工作状态和运行的热力参数及电网的运行状态的实时在线监测，在主辅设备及系统或电网发生异常或故障时，及时发出报警信号，必要时自动启动或切除某些设备或系统，使机组仍然维持原负荷运行或减负荷运行，当发生重大故障而危及机组设备安全时，自动停止机组运行并记录相关信息。它包括检测装置、报警装置、控制逻辑、保护定值、记录和打印设备、保护在线试验装置。 由于热工保护的存在，电厂中的各种热力设备在非正常运行状态下就不会出现过大的或者是毁灭性的损坏，从而大大提高了电厂的安全性和可恢复性。 热工保护可分为两级保护，即事故处理回路（包括进行局部操作和改变机组的运行方式）及事故跳闸回路的保护。事故处理的目的是维持机组继续运行。但是，当事故处理回路或其他自动

控制系统处理事故无效，致使机组设备处于危险工况下，或者这些自动控制系统本身失灵而无法处理事故时，只能被迫进行跳闸处理，使机组的局部退出工作或整套机组停止运行。跳闸处理的目的是防止机组产生机毁人亡的恶性事故，所以跳闸处理是热工保护最极端的保护手段。 热工保护的主要内容包括以下几个方面： （1）汽轮机热工保护 * 汽轮机超速保护； * 汽轮机轴瓦润滑油压低保护； * 汽轮机真空低保护； * 汽轮机转子轴向位移保护； * 汽轮机汽缸和转子膨胀差保护； * 汽轮机支持轴承或推力轴承温度高保护； * 汽轮机振动保护； * 汽轮机背压保护； * 汽轮机排汽缸高温保护。 （2）锅炉热工保护 * 锅炉主蒸汽压力高保护； * 汽包锅炉水位保护； * 锅炉灭火保护。 （3）机电炉大联锁保护 大型单元机组的特点是炉、机、电在生产中组成一个有机的

热工专工面试试题及答案

热工专工面试试题 1.电厂热工专业工程师的工作职责是什么？包括生产和基建期。 1、在部门主任、副主任的领导下,负责做好本专业安全管理和检修技术管理工作。 2、协助主任建立健全各种规章制度、规程和技术标准，完善质量及检修技术管理措施并监督执行。 3 、协调安排本专业的检修维护工作，检查指导本专业对安排工作任务的完成情况。 4、监督检查落实本专业上级文件精神和工作安排的贯彻执行情况。 5、负责审核所辖设备的《检修规程》及设备检修技术措施等，使其齐全、准确、适用。 6、掌握本专业范围内的生产设施的技术现状和长远的技改计划，合理安排实施进度。 7、负责编制、修订、审核各机组A、B、C、D级检修项目、技改项目及实施方案等，并组织质量验收工作。 8、负责设备A、B、C、D级检修及设备改造的技术指导和协调工作。 9、按时参加事故分析会，并从专业技术角度分析事故发生的原因，提出整改和防范措施并监督完成。 10、负责审核、修订本专业PID图、SAMA图、说明书、其他技术资料等。 11、协助主任编制月度生产计划，并审核本专业材料物资计划、合理

化建议、设备异动申请、设备异动通知，编制本专业总结报告、请示报告、报表等。 12、经常深入现场，巡视设备，掌握设备运行情况、缺陷情况，协调做好运行设备的检修维护工作。 13、负责本专业的定期工作修订、执行监督检查工作。 14、负责热工监督、仪表监督、技术监督等十项监督工作的技术管理，督促分场开展热工技术监督工作。 15、负责本专业外委工程和项目审批手续办理、合同立项、洽谈、签订、审查，监督合同执行情况，控制工期、进度、技术措施、质量标准、费用，并参加交接验收工作。 16、协助和配合检修分场做好本专业技术台帐、检修台帐建立健全工作，并督促定期进行更新。 17、掌握本专业主要设备缺陷和安全隐患，并督促、协助分场及时消除。 18、协助和配合本专业的生产和对外协调、联系工作。 19、负责本专业科技进步成果项目的登记、申报及签定工作，并提交厂评审委员会评审。 20、参与本专业各种安全检查、隐患排查等工作，并落实责任和整改措施，监督整改完成情况。 21、完成部门及上级交办的其他任务和工作。 2.热电偶点工作原理是什么？

中国大唐集团公司提高火电厂主设备热工保护及自动装置可靠性指导意见

附件： 中国大唐集团公司提高火电厂主设备热工保护及自动装置可靠性指导意见 2009年12月

目录 1．前言 2．编制依据 3．热工保护配臵原则 4．锅炉主保护 5．汽机主保护 6．机炉电大联锁 7．RB 逻辑 8．DCS报警 9．电源系统 10．AGC及一次调频

1 前言 为进一步规范集团公司所属企业热控专业技术工作，提高热工自动化系统可靠性，指导其在系统设计、设备选型、制定技术方案等方面工作，特制定本指导意见。本指导意见适用于集团公司所属新、扩建项目火电机组及在役火电机组。 2 编制依据 下列标准所包含的条文，通过在本方案中引用而构成为本指导意见的条文。在该标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本指导意见的各方应探讨使用下列标准或相关文件最新版本的可能性。 DL5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T 5175-2003 《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》 DL435-04 《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》 中国大唐集团公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则》 3 热工保护配臵原则 热工保护的基本配臵原则是“既要防止拒动，也要防止误动”。依据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则》，确定原则如下： （1）必备的主机保护过程开关量信号应采用“三取二”

配臵。 （2）由过程模拟量输入的保护信号，与保护输出为同一DPU的系统，输入信号经模拟/开关量转换后实现“三取二”配臵。 （3）由过程模拟量输入的保护信号，与保护输出为不同DPU的系统，输入信号经模拟/开关量转换后通过硬接线送入保护机柜，实现“三取二”配臵。 （4）需经过速率判断等计算，用于保护输出的模拟量信号，应采用“三选中”配臵。 （5）保护输入的一次元件、取样管、输入模件均应相互独立。 （6）可选保护应尽可能实现“三取二”或“三取中”，确因测点数量原因无法实现“三取二”时，可采用二取二的形式。 （7）必备保护必须投入，可选保护根据设备特点，按制造厂要求或运行要求，确实需要投入的，须履行审批程序（分子公司批准，集团公司备案）确定。 （8）各种作用于主设备停运的热工保护，必须有防止因单一测点、回路故障而导致保护误动的技术措施。 以下条款中保护定值均为参考值，实施中应根据设备制造厂及机组具体情况确定。 4 锅炉主保护