汽机联锁保护逻辑Word版

#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)

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

汽轮机监视仪表TSI与保护系统ETS调试方案

汽轮机监视仪表T S I与保 护系统E T S调试方案 The following text is amended on 12 November 2020.

XXXXXXXXXX公司热能中心节能降耗 技改工程 汽轮机监视系统及汽轮机保护系统调试方案编写： 审查： 审批： XXXXX技术服务有限公司 2011年9月

目录

1设备系统概述 1.1系统简介： 汽轮机监视仪表系统（TSI）由无锡市厚德自动化仪表公司供货。TSI装置采用 HZD8500D监控保护系统，8500D 旋转机械保护系统系统机箱左下方四个槽位依次为系统电源2 个和8 位继电器模块2 个，其它槽位可安装功能模块，16 位继电器模块建议靠右放。系统采用双路冗余式电源，通讯控制模块采用32 位嵌入式处理器、7 英寸触摸显示屏，其运行速度快、工作可靠，采用图形用户界面，操作简单、友好方便。 ETS即汽轮机危急遮断系统，它接受来自TSI系统或汽轮发电机组其它系统来的报警或停机信号，进行逻辑处理，输出报警信号或汽轮机遮断信号。为了使用方便运行可靠，采用DEH一体化进行逻辑处理。该装置能与DEH系统融为一体，满足电厂自动化需求。 1.2系统功能简介： 汽机TSI主要监视参数有：轴向位移、偏心、键相、轴振、缸胀等。机组TSI输出的跳闸信号送入ETS中，报警信号和模拟量信号送入DCS、DEH（505控制器）。 ETS系统的相关设备主要包括保护柜，信号采样元件等。ETS逻辑还具有首出记忆功能，汽机保护紧急跳闸功能。 2编制依据 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)《电力建设施工技术规范第4部分：热工仪表及控制装置》DL —2012 c)《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 —2009。 d)《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。 e)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437—2009。 f)《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》DL/T 659—2006。 g)《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774—2015。 h)《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。 i)设计单位提供的有关I/O清册、汽轮机生产厂家提供TSI、ETS设计说明书、机柜接线图等技术资料。 3调试目的及范围 3.1调试范围

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。

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

热工保护试验管理规定

热工保护试验管理规定 The Standardization Office was revised on the afternoon of December 13, 2020

热工保护、试验、管理制度 一、热工自动调节系统、保护系统必须随着主设备（机、炉）正常运行而投入运行。 二、热工保护不得无故退出（不投）运行，因故需要退出时，必须经生产副厂长或总工同意，当班值长允许方可退出。 三、保护系统的传动试验规定如下： 1.机组遇临修或调停等停机机会，距上一次保护传动试验时间超过三个月，则机组启动前进行热工主要保护系统的传动试验； 2.机组遇临修或调停等停机机会，停机期间进行了有关热工保护系统的检修工作，则机组启动前进行有关系统的保护传动试验； 3.无论何种原因，机组停止时间超过48小时，机组启动前进行热工主要保护系统传动试验； 四、试验项目及内容： 1.主汽门关闭及联动抽汽逆止门试验 a)开启主汽门、抽汽逆止门，合发电机油开关，投入保护总联锁开关； b)同时操作汽机跳闸动作和汽机跳闸确认按纽（或在ETS画面操作停机按 纽），主汽门关闭电磁铁动作，主汽门、调速汽门关闭，并发出报警信号。 c)＃1、＃2段抽汽逆止门联动装置电磁阀随主汽门同时动作，并发出报 警信号。 d)发电机油开关同时跳闸，并发出报警信号。 e)开启主汽门，主汽门关闭信号应复位，操作ETS画面的抽汽逆止复位与 停机复位按纽，＃1、＃2段抽汽逆止门同时动作复位于运行状态。 2.轴向位移保护试验

a)开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将ETS画面轴向位 移保护联锁开关置于“投入”位置。 b)由热控检修人员短接轴向位移监测保护仪“报警”端子，应发出报警信 号； 短接“危险”端子，保护动作，关闭自动主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止门，并发出报警信号。 3.超速保护试验（3360r/min） a)开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将ETS画面超速保 护联锁开关置于“投入”位置。 b)由热控检修人员短接数字式转速表“危险”端子，超速保护动作，关闭 自动主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止门，并发出报警信号。 4.低真空保护试验 (低真空供热报警值为：－；动作值为：－ 静态试验： a)开启主汽门、抽汽逆止门。 b)投入ETS画面真空低保护，自动关闭主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止 门，并发出报警信号。 动态试验： a)开启主汽门、抽汽逆止门。 b)开启抽气器，当真空抽到大于第一限值（－）时，投入真空低保护。 c)当真空下降到第一限值（－）时,应发出报警信号。 d)当真空继续下降到第二限值时,低真空保护应动作,自动关闭主汽门和＃ 1、＃2段抽汽逆止门，并发出报警信号。 5.低油压联动保护试验

继电保护调试施工方案设计

一、编制目的及适用范围 为了确保继电保护及安全自动装置调试试验的顺利进行，保证试验工作的安全、优质、高效，特编制本施工方案。 本作业指导书仅适用于鄱北220kV变电站110kV间隔扩建工程全所继电保护及安全自动装置的调试工作及相关二次回路的整组传动工作。 二、执行的质量标准 《继电保护及安全自动装置技术规程》 《继电保护及安全自动装置检验规程》 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 中国电力建设集团江西省电力设计院施工图 五、作业条件 5.1、现场各地施工电源完好，交直流电源质量稳定。 5.2、检查所有试验仪器是否正常、合格。 5.3、试验人员身体健康，具备必要的试验相关专业知识，熟悉作业安全工作规程，并经考试合格。

5.4、试验所需的资料如：试验规程、相关图纸及装置的出厂资料。5.5、设备已到场，经开箱检查无外观问题，其中部分需安装后才进行试验。 六、施工工艺 为完成鄱北220kV变电站110KV扩建间隔的调试工作的顺利进行，我单位组织了多名具有丰富调试经验和较高专业理论水平的专业调试人员负责本工程调试任务。 本调试工作除了执行国家有关调试规程规范及交接验收规范的规定外，并根据鄱北220kV变电站110kV间隔扩建工程的设计要求、设备特点编写方案，应对调试工作的内容、范围、项目、调试步骤、操作方法、技术规定与要求等作出具体规定、说明，经审核、审批，报监理工程师、业主审批后执行。 本工程所有调试项目试验数据应符合国家有关规范、规程的规定，制造商技术说明书的要求。对试验中发现的有争议的问题、试验项目及时汇报监理单位，与制造商技术人员协商解决，做好书面记录及签证。保护装置调试工艺流程：

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

热工保护试验管理规定精编版

热工保护试验管理规定 精编版 MQS system office room 【MQS16H-TTMS2A-MQSS8Q8-MQSH16898】

热工保护、试验、管理制度 一、热工自动调节系统、保护系统必须随着主设备（机、炉）正常运行而投入运行。 二、热工保护不得无故退出（不投）运行，因故需要退出时，必须经生产副厂长或总工同意，当班值长允许方可退出。 三、保护系统的传动试验规定如下： 1.机组遇临修或调停等停机机会，距上一次保护传动试验时间超过三个月，则机组启动前进行热工主要保护系统的传动试验； 2.机组遇临修或调停等停机机会，停机期间进行了有关热工保护系统的检修工作，则机组启动前进行有关系统的保护传动试验； 3.无论何种原因，机组停止时间超过48小时，机组启动前进行热工主要保护系统传动试验； 四、试验项目及内容： 1.主汽门关闭及联动抽汽逆止门试验 a)开启主汽门、抽汽逆止门，合发电机油开关，投入保护总联锁开关； b)同时操作汽机跳闸动作和汽机跳闸确认按纽（或在ETS画面操作停机按 纽），主汽门关闭电磁铁动作，主汽门、调速汽门关闭，并发出报警信号。 c)＃1、＃2段抽汽逆止门联动装置电磁阀随主汽门同时动作，并发出报 警信号。 d)发电机油开关同时跳闸，并发出报警信号。 e)开启主汽门，主汽门关闭信号应复位，操作ETS画面的抽汽逆止复位与 停机复位按纽，＃1、＃2段抽汽逆止门同时动作复位于运行状态。

2.轴向位移保护试验 a)开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将ETS画面轴向位 移保护联锁开关置于“投入”位置。 b)由热控检修人员短接轴向位移监测保护仪“报警”端子，应发出报警信 号； 短接“危险”端子，保护动作，关闭自动主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止门，并发出报警信号。 3.超速保护试验（3360r/min） a)开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将ETS画面超速保 护联锁开关置于“投入”位置。 b)由热控检修人员短接数字式转速表“危险”端子，超速保护动作，关闭 自动主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止门，并发出报警信号。 4.低真空保护试验 (低真空供热报警值为：－；动作值为：－ 静态试验： a)开启主汽门、抽汽逆止门。 b)投入ETS画面真空低保护，自动关闭主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止 门，并发出报警信号。 动态试验： a)开启主汽门、抽汽逆止门。 b)开启抽气器，当真空抽到大于第一限值（－）时，投入真空低保护。 c)当真空下降到第一限值（－）时,应发出报警信号。

线路保护调试方案

工程施工方案审批单 包头供电局2016年主网技改-4 高新变500kV线路保护更换工程施工方案审批单批准： 生产副总审核： 生产处审核： 运行单位审核： 检修（维护）单位审核： 监理单位审核： 施工单位批准： 施工单位审核： 施工方案编制： 包头供电局2016年主网技改-4工程

高新变500kV线路保护屏更换 施工方案 （修试一处） 内蒙古电力建设集团有限责任公司 包头供电局生产处2016年主网技改、配网行动计划施工建设工程项目部 2017年8月23 日 1.编制和试验依据： 1.1包头供电局2016年主网技改工程设计图纸： 1.2 设备制造厂家的产品技术说明、资料等文件 1.3 GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》 1.4 DL/T587-2007《微机继电保护装置运行管理规程》 1.5 DL/T995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 1.6 DL/T 559-2007《220--750kV电网继电保护装置运行整定规程》

1.7 《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分） 1.8 《继电保护及电网安全自动装置反事故措施》 1.9 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 1.10 华北电网调（2006）30号《华北电网继电保护基建工程验收规范》 1.11 国家和电力行业的有关标准及规范 2.工程概况 高新变500kV线路保护屏屏更换项目共更换500kV线路保护屏4面。500kV 响高I、II回各1面线路保护屏，500kV华新I、II回各1面线路保护屏。 3. 工作计划时间、工作内容： 3.1计划工作时间：2017年09月07日——2017年12月31日 3.2工作内容 将500kV响高I、II回原L90型线路保护整屏更换，更换后的保护柜含：RCS-931AMV纵联电流差动保护装置1台，RCS-925A保护装置1台，新更换的保护柜仍放在原有屏位上。 将500kV华新I、II回原L90型线路保护整屏更换，更换后的保护柜含：CSC-103A纵联电流差动保护装置1台，CSC-125保护装置1台，新更换的保护柜仍放在原有屏位上。 3.2工作步骤 1)原保护屏拆除，更换的电缆敷设 2）安装新保护屏 3) 二次接线，回路检查 4）保护调试、传动验收、综合自动化对点、投入运行。 4. 组织机构 为了保证更换工程各项施工工作能够顺利进行，协调好与建设单位、运行单位及各有关单位的关系，组织安排本单位的施工力量，在规定的工期内圆满的完成施工任务，特成立以下施工组织机构： 项目经理：孙彪 项目总工：王欣 技术负责人：王欣 技术员：李雪飞赵旭任利辉 安全员：陈兵刘欢赵占博 5.施工方案 5.1 500kV华新I线线路保护更换方案（工期：2天） 1）500kV华新I线线路停电，华新I线5011、5012断路器转检修。断开华新I 线线路保护装置电源，断路器控制电源，测控装置电源，再从直流屏将空开断开。 2）拆除电压时认真核对相应端子，先从电压转接屏打开用绝缘胶布包好，再拆除保护屏处，防止保护电压失压，短路、接地。

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。

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；

精编热工保护试验管理制度

热工保护、试验、管理制度 一、热工自动调节系统、保护系统必须随着主设备（机、炉）正常运行而投入运行。 二、热工保护不得无故退出（不投）运行，因故需要退出时，必须经生产副厂长或总工同意，当班值长允许方可退出。 三、保护系统的传动试验规定如下： 1. 机组遇临修或调停等停机机会，距上一次保护传动试验时间超过三个月，则机组启动前进行热工主要保护系统的传动试验； 2.机组遇临修或调停等停机机会，停机期间进行了有关热工保护系统的检修工作，则机组启动前进行有关系统的保护传动试验； 3.无论何种原因，机组停止时间超过 48 小时，机组启动前进行热工主要保护系统传动试验；四、试验项目及内容： 1.主汽门关闭及联动抽汽逆止门试验 a）开启主汽门、抽汽逆止门，合发电机油开关，投入保护总联锁开关; b）同时操作汽机跳闸动作和汽机跳闸确认按纽（或在ETS画面操作停机按纽），主汽门关闭电磁铁动作，主汽门、调速汽门关闭，并发出报警信号。 c）＃1、＃2 段抽汽逆止门联动装置电磁阀随主汽门同时动作，并发出报警信号。 d）发电机油开关同时跳闸，并发出报警信号。 e）开启主汽门，主汽门关闭信号应复位，操作ETS画面的抽汽逆止复位与停机复位按纽，＃ 1、＃2 段抽汽逆止门同时动作复位于运行状态。 2.轴向位移保护试验 a）开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将 ETS画面轴向位移 保护联锁开关置于“投入”位置。 b）由热控检修人员短接轴向位移监测保护仪“报警”端子，应发出报警信 号；

短接“危险”端子，保护动作，关闭自动主汽门和# 1、# 2 段抽汽逆止门，并发出报警信号。 3.超速保护试验（ 3360r/min ） a）开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将ETS?面超速保护联锁开关置于“投入”位置。 b）由热控检修人员短接数字式转速表“危险”端子，超速保护动作，关闭自动主汽门和# 1、# 2 段抽汽逆止门，并发出报警信号。 4.低真空保护试验（低真空供热报警值为：－；动作值为：－ 静态试验： a）开启主汽门、抽汽逆止门。 b）投入ETS画面真空低保护，自动关闭主汽门和# 1、# 2段抽汽逆止门, 并发出报警信号。 动态试验： a）开启主汽门、抽汽逆止门。 b）开启抽气器，当真空抽到大于第一限值（-）时，投入真空低保护。 c）当真空下降到第一限值（-）时 , 应发出报警信号。 d）当真空继续下降到第二限值时，低真空保护应动作，自动关闭主汽门和# 1、# 2 段抽汽逆止门，并发出报警信号。 5.低油压联动保护试验 a）启动调速油泵，开启主汽门、抽汽逆止门，投入油泵联锁开关。 b）停止油泵，当油压降到时，启动交流油泵。 C）退出交流油泵联锁开关，当油压降到时，启动直流油泵。 d）退出交、直流油泵联锁开关，当油压继续降到时，润滑油压低保护动作,

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

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）

10KV电气设备调试方案

4.3调试方法 高压系统电气调试流程图： 4.3.1调试准备：根据具体工况配备调试技术人员，检查试验仪表性能，准备好施工记录、试验报告。清理施工现场，规范照明、安全、应急措施。保证试验人员、安全人员和管理人员的通讯畅通。 4.3.2设备检查：核查现场设备的规格、型式、容量、电压等级等项目。检查运输、安装过程中设备有无损伤，并做好记录。解除运输过程中的临时固

定措施，清除柜内除湿袋等异物。 4.3.3配线检查：校对开关柜、盘箱内设备仪表的连接线，将配线号编译成图纸号。检查控制回路、信号回路的绝缘，不良者应采取干燥措施。检查、确认接地装置的安装应符合规范要求。 4.3.4施工电源：建立容量、电压等级符合要求的临时电源，对于电压波动大的施工电源应采取稳压措施。确保临时电源的安全使用，包括用电申请、挂牌、漏电保护等。 4.3.5直流电源建立：依据制造厂原理图、对直流盘进行校线、检查。 调整整流装置对蓄电池的充电电流，检查蓄电池的放电容量。直流盘内引入正式或临时电源，建立直流电源系统。 4.3.6保护继电器检验及整定：目前在电气供电系统中广泛采用了微机继电保护器，取代了机械式和晶体管及电子式继电器。微机继电保护仪精度高、功能强大，可以集多种保护于一台仪器上且性能稳定，更重要的是微保具有通讯功能，为上位计算机后台监视、操控、管理开关柜提供了服务平台。 保护继电器调试方法如下图：

4.3.7电力变压器调试调试方法如下图：

4.3.8互感器（CT、PT）的调试： 互感器调试应按照流程图所示方法进行:

4.3.9断路器调试: 高压开关选用真空断路器，开关柜采用抽屉式， 调试流程图如下： 7.3.10电力电缆调试：测量每根电缆绝缘电阻；进行直流耐压试验及泄漏电

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，

继电保护试验方案

一、编制目的及适用范围 为了确保继电保护装置调试试验的顺利进行，保证试验工作的安全、优质、高效，特编制本施工方案。 本作业指导书仅110kV***变电站配电设备继电保护及安全自动装置的调试工作及相关二次回路的整组传动工作。 二、执行的质量标准 《继电保护及安全自动装置技术规程》 《继电保护及安全自动装置检验规程》 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 五、作业条件 5.1、现场各地施工电源完好，交直流电源质量稳定。 5.2、检查所有试验仪器是否正常、合格。 5.3、试验人员身体健康，具备必要的试验相关专业知识，熟悉作业安全工作规程，并经考试合格。 5.4、试验所需的资料如：试验规程、相关图纸及装置的出厂资料。 六、施工工艺 为完成110kV***变电站配电设备继电保护试验工作的顺利进行，我单位组织了多名具有丰富调试经验和较高专业理论水平的专业调试人员负责本工程调试任务。 本调试工作除了执行国家有关调试规程规范及交接验收规范的规定外，并根据工程的设计要求、设备特点编写方案。 本工程所有调试项目试验数据应符合国家有关规范、规程的规定，制造商技术说明书的要求。对试验中发现的有争议的问题，与制造商技术人员协商解决，做好书面记录。 保护装置调试工艺流程： 试验仪器准备?配电设备停电、验电、放电?保护装置定值记录?二次回路检查?整组传动试验?试验结果记录

6．1 微机保护调试 6.1.1、外观及接线检查： 6.1.1.1、检查各元件是否有松动，有无机械损伤，连线是否完好。 6.1.1.2、检查配线有无断线、接不牢或碰线。 6.1.1.3、检查各装置电气参数是否与现场一致。 6.1.2、通电检验： 6.1.2.1、通电后，全面自检，查看各指示灯应正确，液晶显示屏完好。 6.1.2.2、检验按键及查看各功能菜单。 6.1.3、软件版本与程序校验码的核查 6.1.4、定值整定： 检验定值的修改、固化功能；定值区拨轮开关检验。 6.1.5、开关量输入检验 依次进行开关量的输入和断开，同时监视液晶屏变位情况，测量相应端子的导通与断开。6.1.6、模拟量精度检验 检验装置的零漂；分别加入电流电压亮，测试装置在不同幅值下的精度，同时检验电流电压角度是否正确。 6.1.7、保护定值检验 测试装置的TV断线，TA断线；根据不同保护逻辑，测试装置在系统各种模拟故障下的动作情况，检查信号灯及触点动作。 6.1.8、按规程检查出口继电器性能指标，应满足要求。 6.1.9、整组试验： 6.1.10、模拟各种故障，从装置的总出口检查装置的整体动作情况；整组动作时间测量；线路保护重合闸功能测试； 6.1.11、与其它保护装置配合联动试验； 6.1.12、传动试验：模拟各种故障，检查各开关动作情况验证回路正确性；线路保护进行通道测试。 6．2系统保护调试 6.2.1、保护组件调试 6.2.1.1、按《检验条例》对保护装置进行外部检查，检查装置的实际构成情况是否与设计相符合，屏内连线是否正确，标号是否齐全，与图纸是否相符。 6.2.1.2、检查各插件拔、插应灵活，固定应良好，大电流端子的短接片在插件插入时应能分开，印刷电路无损伤，焊接质量应良好，无虚焊、脱焊现象，集成电路芯片应抓紧，型号正确，后板配线应无断线。 6.3、传动试验 6.3.1、断开断路器的跳、合闸回路，接入断路器模拟装置，每一套保护单独进行整定试验。按保护的动作原理通入相应的模拟故障电压、电流值，检查保护各组件的相互动作情况是否与设计原理相吻合，当出现动作情况与原设计不相符合时，应查出原因加以改正。如原设计有问题及时向技术部门反映，待有关部门研究出合理的解决措施后，应重复检查相应回路。 6.3.2、检测保护的动作时间，即自向保护屏通入模拟故障分量至保护动作向断路器发生跳闸