单元机组大联锁讲义.docx
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单元机组大联锁讲义
单元机组大联锁
单元机组的锅炉、汽轮机、发电机三大主机是一个完整的整体。
每一部分都具有自己的保护系统，而任何部分的保护系统动作都将影响其它部分的安全运行。
因此需要综合处理故障情况下的炉、机、电三者之间的关系，目前大型单元机组逐渐发展成具有较完整的逻辑判断和控制功能的专用装置进行处理，这就是单元机组的大联锁保护系统。
单元机组大联锁保护系统主要是指锅炉、汽轮机、发电机等主机之间以及与给水泵、送风机、引风机等主要辅机之间的联锁保护。
根据电网故障或机组主要设备故障情况自动进行减负荷、投旁路系统、停机、停炉等事故处理。
一、炉、机、电大联锁保护系统：
1．图1为炉、机、电大联锁保护系统框图。
2．炉、机、电、脱硫大联锁保护系统的动作如下：
（1）当锅炉故障而产生锅炉MFT跳闸条件时，发出“MFT”信号联锁汽轮机跳闸；锅炉MFT动作后还会使BMS系统OFT保护动作，油、煤跳闸。
“MFT”信号没有直接发至发变组保护装置。
（2）当汽机故障跳闸，发出“主汽门关闭”信号联锁发电机跳闸，当主汽门故障没有全部关闭到位时则通过发电部程序逆功率保护或逆功率保护动作来联跳发变组；而当锅炉负荷大于40％时联锁锅炉MFT。
汽轮机ETS保护动作后，使AST电磁阀失电，泄掉AST油，从而使主汽门关掉，实现汽轮机跳闸。
另一方面，也会使OPC油泄掉，调门关闭。
OPC油泄掉后还会使空气引导阀动作，关闭抽汽逆止门及高排逆止门。
汽机“主汽门关闭“信号没有直接发至脱硫。
（3）当电气发变组保护动作导致发电机跳闸时发出“发变组解列”信号，联锁汽机跳闸，在锅炉负荷大于30％时导致锅炉MFT。
“发变组解列”信号没有直接发至锅炉和脱硫。
（4）当脱硫故障跳闸，如浆液循环泵全停或原烟气温度高于180度时，联锁锅炉MFT，但锅炉MFT不会联跳脱硫装置。
脱硫吸收塔跳闸信号没有直接发至汽机、发变组。
炉、机、电、脱硫保护系统具有自己的独立回路，且与其它系统相互隔离．以免产生误操作。
但炉、机、电、脱硫的大联锁应该是直接动作的，不受人为干预。
二、机炉电脱硫保护动作逻辑：
1．MFT动作后的联锁
MFT动作后，将MFT指令送至各子系统实现锅炉跳闸，它包括：
停磨煤机；停给煤机；停一次风机；关过热器一级减温水母管电动门；关过热器二级减温水母管电动门；关再热器减温水母管电动门；关磨各风、粉隔绝门；关燃油快关阀；关回油快关阀；关所有燃油角阀；至ETS跳闸；停汽动给水泵；停吹灰；停电除尘器；停等离子点火器；燃烧器、SOFA风摆角回水平位置；二次小风门切手动自动全开。
2．汽机跳闸后的联锁：
锅炉负荷大于40％时：
锅炉MFT；电气动作；SOE；送信号至MCS，关减温水门；DEH；BPC；关抽汽或排汽逆止门；关抽汽电动门；关四抽到除氧器、小汽轮机进汽电动门；开汽机本体疏水；开主汽、再热汽疏水阀；开小机的相关疏水；开除氧器进汽疏水阀；关高排逆止门；开高排通风阀。
3．发变组跳闸后的联锁：
导致发变组跳闸的条件分两种：
电气全停保护和电气程序跳闸保护。
电气全停保护后的动作有：
跳出口开关；跳灭磁开关；跳高厂变A分支、启动快切；跳高厂变B分支、启动快切；跳脱硫变工作分支并启动快切（一期如此）；送信号至DCS；远动；故障录波；电气程序跳闸保护后的动作有：
送信号至DCS；远动；故障录波。
4．脱硫吸收塔跳闸后的联锁：
导致脱硫吸收塔跳闸的条件分四种：
A、增压风机入口烟气温度或增压风机旁路挡板门前温度高于180℃（三取中），延时3S，停止主机；
B、五台浆液循环泵全停且事故喷淋泵运行，延时1800S；
C、五台浆液循环泵全停且事故喷淋泵停止，延时10S；
D、任意一台浆液循环泵运行且净烟气挡板门关闭且不在开位。
脱硫吸收塔跳闸后锅炉MFT；汽机跳闸；发变组跳闸。
三、机炉电保护动作逻辑（以#1机组为例）：
1、试验目的和周期
目的：
通过试验检查以下逻辑关系是否正确，跳闸通道是否正常：
⏹发电机跳闸→汽机跳闸→MFT；
⏹汽机跳闸联跳发电机、锅炉。
⏹锅炉MFT→汽机跳闸→发变组跳闸；
⏹脱硫FGD跳闸→锅炉MFT→汽机跳闸→发变组跳闸。
周期：
⏹机组遇临修或调停等机会距上一次保护传动试验时间超过3个月，则在机组启动前必须进行大联锁试验；
⏹无论何种原因，机组停止运行时间超过7天则在机组启动前必须进行大联锁试验；
⏹停机期间内进行有关电气、热控主保护系统的检修工作，在机组启动前必须进行大联锁试验；
2、试验范围
#1机组汽轮机/锅炉/发电机以及对应的控制和保护设备。
3、试验前状态要求
5.1发电机组状态要求：
⏹发电机保护试验已完成
⏹发电机所有保护已经复位
⏹变压器所有保护已经复位
⏹励磁调节器工作正常没有告警信号
⏹#1发电机组处于冷备用状态
5.2锅炉状态要求：
⏹FSSS试验已完成
⏹无锅炉MFT条件
⏹油泄漏试验完成或旁路
⏹炉膛吹扫完成
5.3汽机状态要求：
⏹汽机保护试验已完成
⏹润滑油压已建立
⏹EH控制油压已建立
⏹汽机真空已建立或真空低信号已强制屏蔽
⏹汽机已挂闸
4、试验前检查清单，并依据要求状态完成相关操作
4.1发变组保护压板投退检查
序号
设备名称
要求状态
检查结果
检查人
1
500KV＃1主变50136隔离刀闸
断开
2
＃1发电机灭磁开关
合闸
3
＃1发变组保护A柜投跳高压侧开关5013－1压板1TLP1
退出
4
＃1发变组保护A柜投跳高压侧开关5013－2压板1TLP2
退出
5
＃1发变组保护A柜投跳高压侧开关5012－1压板1TLP3
退出
6
＃1发变组保护A柜投跳高压侧开关5012－2压板1TLP4
退出
7
＃1发变组保护A柜RCS-985G保护装置投启动失灵5013压板1TLP9
退出
8
＃1发变组保护A柜RCS-985G保护装置投启动失灵5012压板1TLP10
退出
9
＃1发变组保护B柜投跳高压侧开关5013－1压板1TLP1
退出
10
＃1发变组保护B柜投跳高压侧开关5013－2压板1TLP2
退出
11
＃1发变组保护B柜投跳高压侧开关5012－1压板1TLP3
退出
12
＃1发变组保护B柜投跳高压侧开关5012－2压板1TLP4
退出
13
＃1发变组保护B柜RCS-985B保护装置投启动失灵5013压板1TLP9
退出
14
＃1发变组保护B柜RCS-985B保护装置投启动失灵5012压板1TLP10
退出
15
＃2发变组保护C柜DGT-801B保护装置投跳高压侧开关5013－Ⅰ压板1XB
退出
16
＃1发变组保护C柜DGT-801B保护装置投跳高压侧开关5012－Ⅰ压板2XB
退出
17
＃1发变组保护C柜DGT-801B保护装置投跳高压侧开关5013－Ⅱ压板21XB
退出
18
＃1发变组保护C柜DGT-801B保护装置投跳高压侧开关5012－Ⅱ压板22XB
退出
19
＃1发变组保护C柜DGT-801B保护装置投启动失灵5013压板23XB
退出
20
＃1发变组保护C柜DGT-801B保护装置投启动失灵5012压板24XB
退出
21
＃1发变组保护D柜DGT-801C保护装置投跳高压侧开关5013－Ⅰ压板1XB
退出
22
＃1发变组保护D柜DGT-801C保护装置投跳高压侧开关5012－Ⅰ压板2XB
退出
23
＃1发变组保护D柜DGT-801C保护装置投跳高压侧开关5013－Ⅱ压板14XB
退出
24
＃1发变组保护D柜DGT-801C保护装置投跳高压侧开关5012－Ⅱ压板15XB
退出
25
＃1发变组保护D柜DGT-801C保护装置投启动失灵5013压板3XB
退出
26
＃1发变组保护D柜DGT-801C保护装置投启动失灵5012压板20XB
退出
27
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量延时保护7LP3（失灵延时时间）
投入
28
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投5012/5013失灵启动跳闸7LP6
投入
29
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5013－1压板7TLP1
退出
30
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5013－2压板7TLP2
退出
31
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5012－1压板7TLP3
退出
32
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5012－2压板7TLP4
退出
33
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量关主汽门压板7TLP5
投入
34
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量跳灭磁开关I组压板7TLP7
投入
35
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量跳灭磁开关II组压板7TLP8
投入
36
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5013－1压板8TLP1
退出
37
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5013－2压板8TLP2
退出
38
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5012－1压板8TLP3
退出
39
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投投非电量跳高压侧5012－2压板8TLP4
退出
40
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量延时保护压板8LP3
a）定冷水系统正常投运，则压板投入。
b）定冷水系统未正常投运，则压板退出。
41
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投发电机断水保护起动跳闸压板8LP4
a）定冷水系统正常投运，则压板投入。
b）定冷水系统未正常投运，则压板退出。
42
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量关主汽门压板8TLP5
投入
43
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量跳灭磁开关I组压板8TLP7
投入
44
＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量跳灭磁开关II组压板8TLP8
投入
45
励磁控制电源
（一）Q15
合上
46
励磁控制电源
（二）Q25
合上
47
24V电源开关Q51
合上
48
风机辅助电源Q21
合上
49
励磁装置电源Q05
合上
50
启励装置电源Q03
断开
51
三相交流电源Q90
断开
4.2锅炉吹扫条件检查
序号
设备名称
要求状态
检查结果
检查人
1
任意一台送风机运行
运行
2
任意一台引风机运行
运行
3
一次风机全停
停运
4
所有火检无火
无火
5
所有燃油角阀关闭
关闭
6
两台空预器运行
运行
7
给煤机全停
停运
8
燃油遮断阀关闭
关闭
9
锅炉风量＞30%MCR
正常
10
锅炉风量＜40%MCR
正常
11
所有磨煤机出口门关闭
正常
12
Sofa风门挡板全关
关闭
13
二次风档板在吹扫位
开启
14
给水流量正常
正常
15
磨煤机全停
停运
16
除尘器全停
停运
17
油泄漏试验旁路
旁路
18
无MFT条件
无
注：
如果为静态联锁时，风机电源开关转试验位置。
同时引风机应切工频回路运行，避免启动后跳闸。
4.3无MFT条件检查
序号
设备名称
要求状态
检查结果
检查人
1
TURBINTRIP（汽机跳闸）
“0”
2
BOTHFDFSTOP（送风机全停）
“0”
3
BOTHIDFSTOP（引风机全停）
“0”
4
BOTHPAFSTOP（一次风机全停）
“0”
5
BOTHCOOLFANSTOP（火检冷却风机全停）
“0”
6
COOLAIRPRESSLO（火检冷却风压力低）
“0”
7
FURNACEPRESSHI（炉膛压力高）
“0”
8
FURNACEPRESSLO（炉膛压力低）
“0”
9
BOTHBFPRTRIPMFT（）
“0”
10
FWFLOWLLTRIP（给水流量低）
“0”
11
BOTHAPHSTOP（空预器全停）
“0”
12
AIRFLOW<25%（总风量低于25%）
“0”
13
OPERATORTRIP（手动MFT）
“0”
14
ALLBFPNORUN（给泵全停）（采用强制）
“0”
15
THIRDFIREFAIL（三次点火失败）
“0”
16
DELAYFLIGHT（延迟点火）
“0”
17
LOSSOFALLFUEL（全燃料失去）
“0”
18
LOSSOFALLFLAME（炉膛无火）
“0”
19
SEPLVLHH（汽水分离器液位高）
“0”
20
BOILERTEMPPROT（锅炉汽温高）
“0”
21
4.4汽机、发电机系统检查
1
汽轮机润滑油系统投运
正常
2
汽轮机EH油系统投运
正常
3
真空建立
□热工强制
□正常建立
4
定冷水系统投入
5
灭磁开关处于合位
正常
6
＃1高加出口电动门处于开位
全开
7
高加旁路三通阀处于开位
全开
8
5、强制或短接清单
序号
内容
执行
恢复
执行人
时间
恢复人
时间
试验前所需强制信号
1.
给水泵未全停：
DROP6-005中的SH009-006强制为0
2.
强制给水流量低信号：
DROP6-005中的SH008-005强制为0
3.
炉膛吹扫时间更改：
Drop6-007中的PURGE-TIME2由300改为5
4.
强制OFT条件为“0”：
强制DROP6-sheet23中雾化蒸汽压力低信号，即强制模块0269036ONDELAY的输出为“0”（点名SH023-11）
5.
真空强制信号：
□短接ETS柜U1端子排和U3端子排的第9-10/11-12/13-14/15-16
□逻辑强制：
真空LV11、LV12、LV13、LV14、LV21、LV22、LV23、LV24强制为ON
6.
6、试验程序及记录
6.1发电机跳闸→汽机跳闸→锅炉MFT。
6.1.1发电机跳闸条件：
发电机断水保护动作
注：
试验实际由DCS侧发出发电机断水保护，发变组保护装置会动作并发令联动灭磁开关及6KV开关，灭磁开关联动后可不参与余下的试验。
步序
试验步骤
结果
执行人
1
检查无MFT条件
2
检查吹扫条件并完成吹扫
3
汽机挂闸
4
发电机保护复位
5
强制负荷信号大于40％：
强制DROP6-sheet008中的BLRLOAD>40点为1
6
1、若定冷水系统正常运行，则关闭定冷水流量开关二次门（发出发电机断水信号）
2、若定冷水系统未运行，则投入＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量延时保护压板8LP3，投入＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投发电机断水保护起动跳闸压板8LP4（断水信号已在，仅需投入压板就会发令）
7
检查锅炉、汽机、发电机、灭磁开关信号
锅炉：
汽机：
发电机：
灭磁开关：
8
1、若定冷水系统正常运行，开启定冷水流量开关二次门
2、若定冷水系统未运行，退出＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投非电量延时保护压板8LP3，投入＃1发变组保护E柜RCS-974AG保护装置投发电机断水保护起动跳闸压板8LP4
9
解除drop6-sheet008中BLRLOAD>40的强制
6.1.2发电机跳闸条件：
特高压安控装置保护动作
注：
本次试验由电气专业模拟“特高压安控保护装置发出#1机组发电机出口开关保护动作”信号”，发变组保护装置会动作并发令联动灭磁开关及6KV开关、关闭主汽门。
步序
试验步骤
结果
执行人
11
检查无MFT条件
2
检查吹扫条件并完成吹扫
3
汽机挂闸
4
灭磁开关处于合位
5
发电机保护复位
6
强制负荷信号大于40％：
强制DROP6-sheet008中的BLRLOAD>40点为1
7
电气二次人员在500kV继保间5012断路器保护屏右短接以下端子（模拟特高压安控装置动作）：
B1013D：
40及B1053D：
51；
电缆号：
AKW12-151
8
检查锅炉、汽机、发电机、灭磁开关信号
锅炉：
汽机：
发电机：
灭磁开关：
9
检查发变组保护E柜动作信号
10
电气二次人员在500kV继保间5012断路器保护屏右恢复以下端子（模拟特高压安控装置动作）：
B1013D：
40及B1053D：
51；
11
解除drop6-sheet008中BLRLOAD>40的强制
6.2汽机跳闸联跳锅炉、发电机。
汽机跳闸条件：
凝汽器真空低保护
注：
本次试验发变组保护装置有收到主汽门关闭信号就说明保护动作正常（光字牌不会发出发电机跳闸信号）。
步序
试验步骤
结果
执行人
1
检查无MFT条件
2
检查吹扫条件并完成吹扫
3
汽机挂闸
4
发电机保护复位
5
强制负荷信号大于40％：
强制drop6-sheet008中的BLRLOAD>40点为1
6
热工人员解除真空强制信号
7
检查锅炉、汽机和发电机（发变组接收到主汽门关闭信号即可，灭磁开关不联动）动作情况
锅炉：
汽机：
发电机：
8
解除drop6-sheet008中BLRLOAD>40的强制
9
热工强制真空信号
6.3FGD跳闸→锅炉MFT→汽机跳闸→发电机跳闸。
FGD跳闸条件为：
增压风机烟前压力高（2500Pa）保护信号
送引风机跳闸条件为：
炉膛负压高
注：
本次试验发变组保护装置有收到主汽门关闭信号就说明保护动作正常（光字牌不会发出发电机跳闸信号），但需联动燃油速断阀、抽汽逆止门、送引风机。
步序
试验步骤
结果
执行人
1
检查无MFT条件
2
检查吹扫条件并完成吹扫
3
开启燃油速断阀
4
汽机挂闸
5
开启汽轮机#1~6抽汽逆止门
6
发电机保护复位
7
热工人员强制增压风机烟前压力高（2500Pa）信号
8
热工人员强制炉膛负压高信号（延时30S，以联跳风机）
9
检查锅炉、汽机、发电机（发变组接收到主汽门关闭信号即可）、燃油速断阀、抽汽逆止门、送引风机动作情况
锅炉：
汽机：
发电机：
燃油速断阀：
抽汽逆止门：
送引风机：
10
热工人员解除炉膛负压高强制信号
11
热工人员解除增压风机烟前压力高（2500Pa）信号
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