一期主辅机紧停条件及其保护资料.docx
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一期主辅机紧停条件及其保护资料
一、紧急停炉条件
1、遇有下列情况之一，按下“手动MFT”按钮，使锅炉跳闸：
1）达到MFT动作条件而MFT拒动时。
2）炉管爆破，不能维持汽包正常水位时。
3）所有水位计损坏，无法监视汽包水位时。
4）汽、水管道爆破，威胁人身及设备安全时。
5）尾部烟道发生二次燃烧，经处理无效时。
6）炉膛内或烟道发生爆炸，使设备遭到严重破坏时。
7）锅炉压力超过安全门动作压力而安全门拒动，同时电动排气阀无法打开时。
8）安全门动作后不回座，压力下降，温度变化到汽机不允许值时。
9）再热汽源中断。
10）锅炉受热面悬吊装置严重损坏，受热面随时有掉落危险时。
11）锅炉炉前油系统爆破，引起火灾，随时有烧毁锅炉控制系统电缆危险时。
12）当机组运行中炉水PH值小于8和凝结水中Na含量大于400μg/L时应紧急停炉。
2、遇下列情况之一，请示值长要求停炉
1）锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除时。
2）过热器或再热器管壁温度超过最高允许温度，经多方调整仍无法恢复正常时。
3）所有远方水位计均己损坏。
4）给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经努力调整仍无法恢复时。
5）蒸汽温度超过允许值，经采取一切措施仍无效时。
6）锅炉严重结渣，难以维持正常运行。
7）烟道内严重各灰，经采取措施无法维持炉膛负压。
8）锅炉安全门起座后无法使其回座时。
9）炉顶泄漏严重。
10）锅炉控制气源失去，短期内无法恢复时。
11）捞渣机发生故障短时间不能恢复，导致冷灰斗焦渣超过冷灰斗2/3以上。
12）锅炉附属设备或系统发生故障，短时间不能消除，需要停炉才能消除故障时。
二、紧急停机条件
1、破坏真空紧急停机条件
1）汽轮发电机组以下参数达到主保护动作值，保护拒动；
a轴承振动值达保护值；
b润滑油压达保护值。
c轴向位移达到保护值。
d胀差达到保护值。
2）汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声或撞击声或机组发生强烈振动；
3）汽轮机发生水冲击，或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50℃；
4）汽轮发电机组任一轴承断油冒烟或轴承回油温度突然上升至77℃；
5）汽轮机任一径向轴承金属温度达112℃或推力轴承金属温度、发电机径向轴承温度达107℃；
6）汽轮机轴封或轴承油挡严重磨擦冒火花；
7）汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行；
8）汽轮机转速升高到危急遮断装置动作转速3300rpm.而危急遮断装置未动作；
9）主蒸汽管道或其它管道破裂直接危及到主机和人身安全；
10）汽轮机主油箱油位降至1391mm，短时补油仍无效；
11）发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸。
2、非破坏真空紧急停机条件
1）主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道承压部件破裂时；
2）自动主汽门前压力＞20MPa；
3）主蒸汽、再热蒸汽温度之一升高,在额定汽压下升高至552～565℃连续运行时间超过15分钟，或超过565℃（或降至465℃）；
4）主、再热汽两主汽门前温差达到43℃或高中压外缸上、下温差达56℃；
5）汽轮机组无蒸汽运行时间超过1分钟；
6）低压缸排汽温度超过121℃；
7）任一轴承回油温度逐渐升高达到82℃；
8）DEH工作失常，汽轮机组不能控制转速或负荷；
9）EH油泵和EH油系统故障，危及机组安全运行时；
10）所有密封油泵故障，仅靠主机润滑油供给密封油时；
11）汽轮机重要运行监视表计，显示不正确或失灵，再无任何有效监视手段的情况时；
12）汽轮机打闸后，逆功率保护拒动；
13）发电机定子线圈冷却水中断30秒或定子冷却水出水温度达90℃；
14）所有OM画面失去或死机，机组失去调节和监视手段时；
15）破坏真空紧停规定中所列汽轮机主保护以外的汽轮机主保护达保护值且保护拒动时。
三、发电机紧急停运条件
1、发生下列情况之一时，应申请停机
1）发电机由于某种原因造成无主保护运行（因工作需要短时停一套保护并能很快恢复，并有相应的措施除外）。
2）发电机层间温度达到90℃或铁芯温度达到120℃，经采取措施无效。
3）转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。
4）发电机线棒出水温度大于85℃，经减负荷处理后仍不符合规定。
5）发电机定子线棒出水温差大于12℃或线棒层间温差大于14℃，经采取措施无效。
6）发电机漏氢量大，氢压无法维持时应申请停机
2、发生下列情况之一时，应立即停机
1）汽轮机打闸后，逆功率保护拒动。
2）发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。
3）机组内部冒烟、着火、爆炸。
4）发电机组有明显故障，而保护拒动。
5）发电机互感器冒烟、着火、爆炸。
6）发电机失磁，失磁保护拒动。
7）发电机定子线圈漏水，并伴有定子接地。
8）发电机主开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。
9）发生直接威胁人身安全的紧急情况。
四、锅炉MFT保护动作条件
1）
手动MFT。
2）引风机全停。
3）送风机全停。
4）两台一次风机跳闸（任意给煤机运行且各油层无任一油层投入4支油枪及以上时，两台一次风机均停。
油枪投运判断条件为油角阀开且油火检开关量为1）。
5）两台空气预热器跳闸（空预器停运判断条件为主、辅电机均停）,延时10秒。
6）炉膛压力高+1.7kPa，延时0.5秒；炉膛压力高+3.25kPa，无延时。
7）炉膛压力低-2.5kPa，延时0.5秒；炉膛压力低-3.25kPa，无延时。
8）总风量＜25%（＜575t/h），延时3秒。
9）全部火焰失去（任意给煤机运行一分钟后，各层煤火检均少于2支且各层油火检均少于2支时，延时3秒）。
10）首次点火三次失败（单只点火失败三次或多只点火失败累计达三次。
点火失败判断条件为油角阀开延时10秒且油火检开关量为0）。
11）失去全部燃料（前提条件：
MFT未触发，任意油角阀开且对应油火检开关量为1持续11秒后或任意给煤机运行过。
触发条件：
所有给煤机全停且所有油阀全关或供油速关阀关闭）。
12）火检冷却风压力低3.23kPa，延时120秒。
13）两台火检冷却风机跳闸，延时120秒。
14）汽包水位高+270mm，延时20秒；汽包水位高+300mm，无延时。
15）汽包水位低-270mm，延时20秒；汽包水位低-300mm，无延时。
16）汽包水位信号故障（3个）。
17）机组负荷大于66MW，汽轮机跳闸。
18）FSSS电源失去。
19）GGH全停，延时20分钟。
20）浆液循环泵全停，且吸收塔入口烟气温度大于160℃三取二，无延时。
21）吸收塔入口烟气温度大于180℃三取二，延时10S。
22）给水泵均停（电泵停止且两台汽泵均停）。
五、ETS通道跳闸
1）手动打闸（控制台上同时按下两个“汽机跳闸”按扭来实现停机）；
2）就地打闸（就地手打脱扣手柄实现停机）；
3）润滑油压低；
4）EH油压低；
5）高压侧或低压侧凝汽器真空低；
6）汽包水位高
值；
7）轴向位移大；
8）高压胀差；
9）低压胀差；
10）汽轮机轴承振动大（任一轴承X或Y方向轴振大于254m且任一相邻轴承X或Y方向轴振大于125m）；
11）DEH失电；
12）高压缸排汽温度高（负荷小于60MW且高排温度大于424℃）；
13）高排压比低（负荷小于60MW时调节级压力与高排压力比值＜1.7且高旁或低旁开，延时60秒报警，延时20分钟跳闸）；
14）功率负荷不平衡（中排压力*0.14－负荷*0.16＞40）；
15）旁路跳闸保护（旁路跳闸且高中压缸启动）；
16）发电机跳闸；
17）110%ETS电超速；
18）114%ETS后备电超速；
19）110%DEH电超速。
发－变组保护出口矩阵
序号
保护名称
全停
全停Ⅱ
解列灭磁
解列
程序跳闸
跳本断路器
减励磁
切换厂用
跳6KV进线A
跳6KV进线B
跳脱硫变进线
信号
1
发变组差动保护
√
2
发电机差动保护
√
3
发电机定子接地保护（95%）
√
4
发电机定子接地保护（15%）
√
5
发变组500kV开关非全相
√
√
6
发电机失磁保护
T1
√
6
T2
√
7
发电机过电压
√
8
发电机不对称过负荷
定
√
反
√
9
发电机失步保护
T1
√
T2
√
10
发电机对称过负荷保护
定
√
反
√
11
发电机过激磁保护
定
√
反
√
12
发电机低频保护
Ⅰ
√
Ⅱ
√
13
发电机过频保护
√
14
发电机转子一点接地保护
低
√
高
√
15
发电机逆功率
T1
√
T2
√
16
程序逆功率
√
17
发电机突加电压保护
√
18
母差，失灵保护
√
19
断路器断口闪络
灭磁并启动失灵
20
励磁系统故障
√
21
主变过流启动通风
√
22
主变压器差动保护
√
23
主变高压侧复压过流
√
24
主变高压侧零序过流
√
25
高厂变差动保护
√
26
高厂变高压侧复合电压过流
T1
√
√
√
T2
√
27
高厂变过流启动通风
√
28
高厂变低压侧A分支零序过流
T1
√
√
T2
√
29
高厂变低压侧B分支零序过流
T1
√
√
T2
√
30
励磁变速断
√
31
励磁变过流
√
32
励磁绕组过负荷
定
√
反
√
33
脱硫变差动
√
34
脱硫变高压侧复合电压过流
T1
√
T2
√
35
脱硫变低压侧零序过流
T1
√
T2
√
36
脱硫变过流启动通风
√
37
发电机断水
√
38
系统联跳
√
√
39
主变重瓦斯（A、B、C）
√
40
主变轻瓦斯（A、B、C）
√
41
主变冷却器全停（A、B、C）
√
42
主变压力释放（A、B、C）
√
43
主变绕温高Ⅰ、Ⅱ
√
44
主变油温高Ⅰ、Ⅱ
√
45
主变油位异常
√
46
高厂变重瓦斯
√
47
高厂变轻瓦斯
√
48
高厂变压力释放
√
49
高厂变绕温高Ⅰ、Ⅱ
√
50
高厂变油温高Ⅰ、Ⅱ
√
51
高厂变油位异常
√
52
脱硫变重瓦斯
√
53
脱硫变轻瓦斯
√
54
脱硫变压力释放
√
55
脱硫变油温高Ⅰ、Ⅱ
√
56
脱硫变绕温高Ⅰ、Ⅱ
√
57
脱硫变油位异常
√
58
发变组紧急停机
√
59
安全自动装置切机
√
一、（汽机）
一、当发生下列之一情况时，应紧急停止辅助设备的运行：
1）当发生管道破裂，严重威胁人身安全时；
2）当油系统失火，不能立即扑灭或轴承断油冒烟时；
3）运行参数超限，保护拒动时；
4）水泵发生严重汽蚀；
5）辅助设备发生强烈振动时；
6）辅助设备有明显的金属摩擦声和异常响声时；
7）电动机内有明显的焦臭味，冒烟或着火时；
8）当发生下列情况之一时，应立即启动备用辅助设备，停止故障辅助设备：
9）任一轴承温度异常升高，调整无效；
10）轴承或密封部位大量泄漏介质或密封部位冒烟；
11）辅机的冷却水或密封水系统故障；
12）水泵汽蚀，出口压力、流量晃动；
13）电机过电流；
14）辅机运行中跳闸时，应立即启动备用辅机，在无备用辅机且跳闸辅机无故障信号，同时又危及机组安全运行，允许将跳闸辅机抢合一次，抢合不成功则不允许再启动。
二、盘车装置联锁与报警、保护
1）当润滑油压≤0.034MPa，停盘车。
2）在机组启动时，当机组转速≥2050rpm时，通过电磁阀关闭盘车润滑油，停顶轴油泵。
3）停机时，当机组转速≤2500rpm时,通过电磁阀开启盘车润滑油（或就地旁路门开启），启顶轴油泵。
三、直流事故油泵联动条件（满足下列任意条件）
4）润滑油压力低于0.06MPa。
5）交流润滑油泵跳闸。
四、交流润滑油泵联动条件（满足下列任意条件）
6）润滑油压力低于0.082MPa。
7）汽机跳闸。
8）汽机转速小于2850rpm。
五、顶轴油泵联锁
当汽机转速下降<2500rpm时，满足下列条件顶轴油泵将自启动：
9）顶轴油泵在遥控位置。
10）润滑油压力>0.10MPa。
11）无电机事故跳闸指令。
12）润滑油压力<0.08MPa顶轴油泵闭锁启动。
13）汽机挂闸且汽机转速>2050rpm时，顶轴油泵将自动停止。
六、盘车装置联锁与保护
14）汽轮机冲转，转速>2.4rpm,盘车装置自行脱扣、停用。
15）顶轴油泵出口压力小于4.2MPa，盘车装置保护跳闸。
七、高压密封油备用泵联锁启条件
16）汽机转速＜2850rpm延时5秒。
17）汽机跳闸（三取二）。
18）备用差压阀差压低。
表1汽动给水泵组运行参数限额
项目
单位
正常值
高限
低限
备注
油箱油位
mm
350
150
550
离油箱顶部
工作油泵出口压力
MPa
1.0
1.2
—
—
润滑油压力
MPa
0.25
—
—
—
润滑油进油温度
℃
45
48
43
—
顶轴油压
MPa
8
—
—
—
滤油器前后差压
MPa
0.035
0.08
—
—
安全油压
MPa
0.9
—
—
—
直流油泵出口压力
MPa
0.3
—
—
—
小机前、后支持轴承温度
℃
＜90
105
—
—
小机推力轴承温度
℃
＜90
105
—
—
调速油压力
MPa
0.9
—
0.65
—
小机轴封压力
KPa
3～6
—
—
—
排汽压力
KPa
6.27
70
—
—
排汽温度
℃
45
80
—
—
汽泵参数
前置泵前、后支持轴承温度
℃
＜75
90
—
—
给水泵前、后支持轴承温度
℃
＜80
90
—
—
给水泵推力轴承温度
℃
＜90
105
—
—
前置泵进口压力
MPa
1.05
—
—
—
前置泵出口压力
MPa
>1.4
—
1.4
—
前置泵进口滤网前后差压
MPa
0.06
—
—
给水泵进口压力
MPa
>1.4
—
1.25
—
给水泵出口压力
MPa
20.2
28
—
—
中间抽头压力
MPa
11.4
—
—
增压级出口压力
MPa
23
—
—
增压级出口流量
t/h
50
136.5
—
—
给水流量
t/h
1268
—
—
给水泵进口滤网前后差压
MPa
0.06
—
—
八、小机破坏真空紧急停机条件
1）汽泵组发生剧烈振动或清楚地听到小机内或泵内有金属摩擦声或撞击声时。
2）小机转速上升至5920rpm危急保安器不动作。
3）小机发生水冲击。
4）小机油系统着火不能及时扑灭，严重威胁机组安全运行。
5）汽泵组任何一道轴承金属温度或回油温度超限，或轴承断油、冒烟。
6）小机油箱油位下降至低限，虽加油仍无法恢复时。
7）前置泵电动机冒烟、着火时。
8）厂用电中断。
9）任一参数达汽泵组保护动作值而保护拒动时。
九、小机不破坏真空紧急停机条件
1）小机调速系统大幅度晃动，无法维持稳定转速，严重威胁汽包水位安全。
2）供汽管道或给水管道破裂，无法隔离时。
3）小机排汽压力持续上升至70KPa。
4）给水泵发生严重汽化。
5）油系统漏油无法维持运行。
6）给泵本体部位泄漏严重，汽水大量喷出，威胁泵组安全运行时。
7）轴封处冒火花。
8）前置泵电流超限又无法降低时。
十、小汽机跳闸条件（满足下列任一条件）
1）汽泵前置泵已停；
2）汽泵推力轴承温度大于110℃（两点与）延时3s；
3）小机轴向位移大＞±0.8mm；
4）电超速＞5800rpm；
5）机械超速＞5880rpm；
6）后备电超速＞5920rpm；
7）速关油压低＜0.15MPa；
8）润滑油压低＜0.08MPa；
9）排气压力高＞70KPa；
10）汽泵后轴承振动大＞180μm；
11）汽泵前轴承振动大＞180μm；
12）小汽机前轴承振动大＞130μm；
13）小汽机后轴承振动大＞130μm；
14）小汽机推力轴承温度高＞105℃。
15）就地打闸；
十一、电动给水泵跳闸条件（满足以下任一条件）
1）电泵运行时入口门关（泵启动60秒后两个通道都不畅）；
2）电泵运行60秒后,电泵最小流量调节阀开度＜80％且入口流量＜210t/h延时10s；
3）电泵润滑油压力低II值＜0.10MPa；
4）除氧器水箱水位低二值＜1100mm（3取2且）且两个水位模拟量取平均＜950mm；
5）电动给水泵运行60秒后出口压力＞28MPa延时2秒；
6）电泵工作油冷却器入口油温度＞125℃延时3秒；
7）电泵润滑油冷却器出口油温度＞60℃延时3秒；
8）任意一相电泵电机绕组温度＞135℃；（手停）；
9）电泵偶合器＃10径向轴承温度＞95℃（手停）；
10）电泵偶合器＃9径向轴承温度＞95℃（手停）；
11）电泵偶合器＃8径向轴承温度＞95℃（手停）；
12）电泵偶合器＃7径向轴承温度＞95℃（手停）；
13）电泵偶合器＃6径向轴承温度＞95℃（手停）；
14）电泵偶合器＃5径向轴承温度＞95℃（手停）；
15）电泵偶合器＃4径向轴承温度＞95℃（手停）；
16）电泵偶合器＃3径向轴承温度＞95℃（手停）；
17）电泵偶合器＃2径向轴承温度＞95℃（手停）；
18）电泵偶合器＃1径向轴承温度＞95℃（手停）；
19）电泵电机前置泵端轴承温度≥90℃（手停）；
20）电泵电机偶合器端轴承温度＞90℃（手停）；
21）电泵前置泵驱动端机械密封循环液温度≥90℃（手停）；
22）电泵前置泵非驱动端机械密封循环液温度≥90℃（手停）；
23）电泵前置泵驱动端径向轴承温度＞90℃（手停）；
24）电泵前置泵非驱动端径向轴承温度＞90℃（手停）；
25）电泵前置泵推力轴承温度≥100℃（手停）；
26）电泵驱动端径向轴承温度＞90℃（手停）；
27）电泵非驱动端径向轴承温度＞90℃（手停）；
28）电泵推力轴承温度≥105℃（手停）；
29）电泵进水端机械密封液温度≥90℃（手停）；
30）电泵出水端机械密封液温度≥90℃（手停）；
31）电泵工作油冷却器出口油温度＞85℃（手停）；
32）电泵润滑油冷却器入口油温度＞75℃（手停）；
33）就地事故停止按钮。
十二、高加紧急停运条件
1）汽水管道破裂，直接威胁设备及人身安全；
2）高加水位高处理无效，且保护未动；
3）高加水位显示失灵，无法监视水位。
十三、循环水泵保护跳闸
1）循泵运行60s后,循泵出口蝶阀关或不在全开位且开度在15°位置,延时3s，保护发；
2）循环水泵电机轴承温度大于90
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