汽机联锁保护

汽机联锁保护传动试验一览表

注：延时的单位：秒

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

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

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

60MW汽机主保护定值

二、30MW汽机主保护逻辑

4 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 名日 期 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 5

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）

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

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 文档Word . 60MW汽机主保护定值 60MW汽机联锁定值

60MW公用系统联锁定值 文档Word . 14 循环水泵母管压力低联锁开关量0.13MPa 联启循环水泵 二、30MW汽机主保护逻辑文档Word . 汽机主要保护30MW1、润滑油压低停机润滑油压低Ⅰ值（压力开关来）或DCS （魏桥二电技改输出润滑油压低Ⅱ值（压力开关来）润滑油压低停机润滑油压低Ⅲ值（压力开关来） 后方案）2、汽机转速高停机TSI来）汽机转速高停机1（与汽机转速高停机DCS来）汽机转速高停机3（3、主汽门关闭主汽门关闭（行程开关来）与主汽门关闭安全油压正常（压力

开关来）4、轴向位移大停机轴向位移大停机1与轴向位移大停机轴向位移大停机25、凝汽器真空低停机凝汽器真空低Ⅰ值或DCS输出凝汽器真空低Ⅱ值凝汽器真空低停机与凝汽器真 空低Ⅲ值文档Word图名审核日期 . 6、推力瓦温度高停机#1推力瓦温度（品质判断后）≥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）≥≥ADD推力瓦温度高停机110℃6#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℃文档Word . 总保护ETS7、发电机主保护与发电机主保护动作保护投入润滑油压低停机与或润滑油压低停机保护投入S凝汽 器真空低停机与凝汽器真空低保护投入R轴向位移大1与轴向位移大2与保护复归轴向位移大保护投入与汽轮机转速高停机与汽轮机转速高保护投入或主汽门关闭与总联锁投切开关主汽门关闭保护投入S ）动作（去DEHETS推力瓦温度高停机与关磁力断路油门推力瓦温度高保护投入R手动停机自动主汽门关闭延时5秒主汽门关闭与主汽门关闭投切开关高加水位高高高或延时5秒关抽汽逆止门与高加水位高投切开关油开关跳闸（电气来）与油开关跳闸投切开关Word文档 . 三、30MW汽机主要联锁逻辑 文档Word . 1、交流高压油泵联锁Mpa)1.0主油泵出口油压低(与交流高压油泵自动启交流高压油泵联锁投入 2、 交流润滑油泵联锁Mpa)润滑油压低Ⅰ值(0.05交流润滑油泵自动启与交流润滑油泵联锁投入3、直流 润滑油泵联锁Mpa）润滑油压低Ⅱ值（0.04与直流润滑油泵自动启直流润滑油泵联锁投入4、高加保护

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

锅炉联锁保护解析

8 机组联锁保护及试验 1总则 1.1机组联锁保护及试验的一般规定 1.1.1机组正常运行期间应严格执行定期试验的有关规定。 1.1.2机组大、中、小修后重新启动或有关联锁保护及回路经过改动或检修后，应进行试验。 1.1.3试验前应确认被试验项目的有关条件已经具备。 1.1.4通知与试验有关的热控、机务、电气人员参加，做好有关岗位的联系工作。 1.1.5运行中设备的试验，应做好局部隔离工作，不得影响其他运行设备的安全，对于试验中可能 出现的问题，应做好事故预想。 1.1.6联锁试验宜在冷态下进行，应按设计逻辑进行，不得任意修改，否则应经过严格的审批手续。 1.1.7试验前应确认有关风门、挡板、油泵、气动阀、电动阀等电源、气源正常，开关及方向正常， 无机械卡涩、连杆及阀芯脱落等现象。 1.1.8对于电气开关设计具有“试验”位置的辅机，动力电源开关改至“试验位置”，送上其控制 电源。在进行联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启、停试验，并确认合格 1.1.9试验期间若出现异常情况，应立即停止试验并恢复原运行方式，待故障消除并经有关领导批 准后方可继续进行试验。 1.1.10试验结束，做好系统及设备的恢复工作，确认保护定值正确，同时应分析试验结果，做好详 细记录。 1.1.11常规试验由全能值班员负责进行，机组初次启动或大、小修后的联锁保护试验，回路经过改 动或检修的试验由机组长负责进行，特殊实验专业运行主管或发电部相关领导应在现场监护 指导进行。 2机组安全联锁保护 2.1锅炉MFT跳闸条件 2.1.1机组负荷＞300MW时，汽机跳闸；机组负荷＜300MW时，汽机跳闸，若旁路无效（任一个 旁路阀仍处在关闭位），延时3s。 2.1.2送风机全停。 2.1.3引风机全停。 2.1.4两台火检冷却风机全停，或火检冷却风压力低（三取二），延时3s。 2.1.5炉膛压力高高（三取二），延时3s。 2.1.6炉膛压力低低（三取二），延时3s。 2.1.7空预器全停，持续3s。 2.1.8全炉膛灭火。 在任一油层或任一煤层投入运行的情况下失去所有层火焰。 2.1.8.1 油层或煤层投入运行判据 a）对于煤层，给煤机已运行。 b）对于油层，该层油枪每组4支中至少有3支投入运行。 1）每层油和煤燃烧器分为两组：1、2、7、8为一组，3、4、5、6为另一组。 2）单支油枪投入运行的条件：该油枪火检有火且进油控制阀全开、吹扫阀全关且点火枪进到位。 2.1.8.2 .每层煤火焰失去判据（任一满足） a）给煤机运行120s后，该层煤火检每组4个中至少有3个无火。

汽机联锁逻辑123

汽机保护 一、润滑油压 1、润滑油压低Ⅰ值报警 条件：润滑油压低Ⅰ值0.055Mpa（TPS3200-A）满足，延时2秒报警 2、润滑油压低Ⅱ值联锁 条件：润滑油保护联锁投入 润滑油压低Ⅰ值0.055Mpa（TPS3200-A）、润滑油压低Ⅱ值0.040Mpa （TPS3200-B）都满足 结果：延时2秒去联动直流润滑油泵 3、润滑油压系统低Ⅲ值联锁 条件：润滑油保护联锁投入 润滑油压低Ⅰ值0.055Mpa（TPS3200-A）、润滑油压低Ⅱ值0.04Mpa （TPS3200-B）任意一个满足 并且润滑油压低Ⅲ值 0.03Mpa（TPS3200-C）满足 结果：延时2秒汽轮机跳闸 4、润滑油压低Ⅳ值联锁 条件：润滑油保护联锁投入 条件：润滑油压低（TPS3200-A）、（TPS3200-B）、（TPS3200-C）任一满足，并且润滑油压低Ⅳ0.015Mpa a（TPS3200-D）满足。 结果：延时2秒停盘车 重要说明：在汽机处于停机状态时，不允许投入润滑油保护联锁，一旦投入直流润滑油泵就会联动起来。 二、凝汽器真空 凝汽器真空低Ⅰ值报警 条件：凝汽器真空低Ⅰ值 -84Kpa（TPS1200A）满足，延时2秒报警 凝汽器真空低Ⅱ值联锁 条件：凝汽器真空低Ⅱ值 -60Kpa（TPS1200B） 条件：联锁投入满足 结果：延时10秒汽轮机跳闸。 三、汽机超速 条件：联锁投入并且汽轮机超速条件满足 结果：汽轮机跳闸。 四、发电机主保护动作 条件：联锁投入并且发电机主保护动作（信号来至于电气） 结果：汽轮机跳闸。 五、轴承回油温度高 条件：保护联锁投入并且TTIS4100-1， TTIS4101-1， TTIS4102-1，TTIS4103-1，TTIS4104-1，回油温度高（65℃）任一满足

25MW机组锅炉、汽机DCS控制方案

25MW机组锅炉、汽机DCS控制方案 目录 一. 系统概述 (5) 二. 锅炉、汽机DCS联锁保护及控制 (6) 1、锅炉燃油控制 (6) 1.1点火启动允许条件 (6) 1.2程序启动步骤 (6) 1.3程序停止步骤 (7) 1.4保护动作 (7) 1.5雾化阀联锁保护 (7) 1.6吹扫阀联锁保护 (7) 1.7油阀联锁保护 (8) 1.8点火枪联锁保护 (8) 1.9油枪联锁保护 (8) 1.10打火装置联锁保护 (9) 2、给煤机控制 (9) 2.1给煤机启动允许条件 (9) 2.2给煤机跳闸条件....................................................................... 错误！未定义书签。 3、锅炉安全保护（MFT） (10) 3.1锅炉主燃料切除（MFT）保护逻辑 (11) 3.2保护系统说明 (12) 3.3 MFT后执行动作 (12) 3.4炉膛的吹扫条件 (13) 4、引风机联锁保护 (14) 4.1引风机启动允许条件: (14) 4.2引风机跳闸条件 (14)

5、一次风机联锁保护 (15) 5.1一次风机启动允许条件 (15) 5.2一次风机跳闸条件 (15) 5.3一次风机跳闸后联锁保护 (15) 6、二次风机联锁保护条件 (16) 6.1二次风机启动允许条件: (16) 6.2二次风机跳闸条件 (16) 7、点火增压风机联锁保护 (16) 7.1点火增压风机启动允许条件: (16) 7.2点火增压风机跳闸条件: (17) 8、播煤增压风机联锁保护 (17) 8.1两台播煤增压风机启动允许条件: (17) 8.2播煤增压风机跳闸条件: (17) 8.3播煤增压风机旁路门联锁 (17) 8.4播煤增压风机出口电动门联锁条件 (17) 9、高压流化风机联锁保护 (18) 9.1三台高压流化风机启动允许条件 (18) 9.2高压流化风机联锁启动条件 (18) 10、锅炉胶带机联锁 (18) 10.1 1#胶带机启动允许条件: (18) 10.2 1#胶带机强制跳闸条件: (18) 10.3 2#胶带机启动允许条件: (18) 11、冷渣机联锁 (19) 11.1 1#冷渣机联锁停条件: (19) 11.2 2#冷渣机联锁停条件: ............................................................ 错误！未定义书签。 12、电动给水泵联锁保护 (19) 12.1两台电动给水泵启动允许条件 (19) 12.2电动给水泵联锁启动条件 (20)