锅炉、汽机、电气主保护及机炉电大联锁

1、京能集团京能集团实训课件实训课件 No.No.锅炉、汽机、电气主保护及机炉电大联锁张吉利张吉利 锅炉主保护锅炉主保护1 1、MFTMFT2 2、MFTMFT后跳闸的设备后跳闸的设备MFT硬硬接接线联停设备线联停设备:1.MFT至ETS联跳汽机。2.停吹灰程控。3.停所以磨煤机。4.停所有给煤机。5.停两台一次风机。6.关过热器减温水调门前速关电动门（4个）。7.关再热器减温水总门（2个）。8.关燃油快关阀。MFT逻辑联停设备逻辑联停设备：1. 关过热器减温水电动门及调门（超驰关至0）。2. 关再热器减温水电动门及调门（超驰关至0）。3. 关磨煤机出口快关门。4. 关闭磨煤机入口快关门及冷热风调

2、节挡板。5. 关各角油角阀。6. 禁止微油点火枪点火。7. 停止脱硝装置运行。8. 联关主给水电动门、旁路门及其前后电动门。（汽泵不跳闸，再循环门是由于汽泵出口流量低于某个值，再循环门联开的逻辑）9. 至二次风挡板全开位。10. 全开过热、再热烟气挡板。3、OFT1.锅炉MFT2.手动OFT3.任一油枪运行时，燃油跳闸阀关闭4.任一油枪运行时，燃油压力低值(P0.6MPa，3取2)油燃料跳闸（OFT）联锁：1.关闭燃油母管供油快关阀；2.关闭所有油角阀；3.退点火枪，禁止高能点火器打火；4.关闭燃油吹扫阀。4、锅炉点火具备以下条件1.锅炉MFT复位。2.汽泵已投运且工作正常。3.冷、热态冲洗结

3、束，水质合格。4.主给水量大于568.8t/h。5.炉前燃油系统压力控制在1.3MPa左右。6.微油点火系统已具备点火条件。7.总风量：30%总风量40%BMCR。8.火检冷却风机已投运且火检冷却风压力正常。9.炉膛烟温检测装置运行正常。10. 炉膛火焰电视送电，冷却风正常。11. 锅炉吹扫完成。12. 按照锅炉启动前检查卡要求全面检查锅炉各系统阀门状态正确。13. 将高、低压旁路阀及高、低旁减温水投入自动控制。14. 投入辅汽供空气预热器吹灰系统。15. 根据实际情况决定是否投入暖风器系统。16. 全面检查记录锅炉膨胀指示数据汽机主保护汽机主保护汽轮机ETS保护1、EH油压低2、主机润滑油压

4、低3、主机润滑油箱液位低4、轴向位移大5、凝汽器背压高保护(65 kPa（a）)6、轴承振动大7、轴承温度高。8、汽轮机超速（电超速），3300RPM9、高压缸或中压缸进汽中断10、两个 FM458 控制器都故障11、盘前停机按钮动作12、就地停机按钮动作（汽轮机跳闸保护系统）13、油系统紧急停运按钮动作14、DEH（汽轮机数字电液调节系统）系统失电。15、发电机保护动作16、锅炉MFT17、高压缸排汽温度高（530）18、低压缸排汽温度高（120）汽机跳闸后动作对象1. 发变组跳闸、锅炉MFT（发电机负荷大于10%）。2. 高、中压主汽门、调门关闭。3. 所有抽汽电动门、逆止门关闭。4. 高

5、排逆止门关闭、高排通风阀（VV阀）开启。5. 汽机防进水保护动作（汽机相关疏水阀全开）。6. 润滑油泵、高压备用密封油泵联启。7. 高旁自动投自动调节。发变组的保护发变组的保护发电机和励磁变电气量保护包括以下保护功能：发电机差动保护、发电机匝间保护、发电机短路后备保护、定子过负荷保护、负序过负荷保护、90%定子接地保护、10%定子接地保护、转子一点接地保护、转子两点接地保护、励磁变差动保护、励磁变后备保护、转子过负荷保护、失磁保护、过电压保护、过激磁保护、逆功率保护、程跳逆功率保护、启停机保护、误上电保护、频率异常保护、失步保护、零功率保护。主变、高厂变电气量保护包括以下保护功能：主变差动保护

6、、主变高压侧短路后备保护、主变零流保护、主变低压侧过流保护、开入闭锁过流保护、主变过激磁保护、低压零压告警、失灵启动（备用）、断口闪络保护、系统联跳、高厂变差动保护、高厂变速断保护、高厂变后备保护、高厂变低压侧A分支零流保护、高厂变低压侧B分支零流保护、高厂变低压侧A分支后备保护、高厂变低压侧B分支后备保护。发变组非电气量保护包括以下保护功能：高厂变冷却器全停延时II、高厂变重瓦斯、高厂变压力释放、高厂变突发压力高、高厂变绕组温度高跳闸、高厂变油温高跳闸、高厂变有载调压重瓦斯、高厂变有载调压压力释放、高厂变冷却器全停延时I、高厂变轻瓦斯、高厂变油位高、高厂变油位低、高厂变绕组温度高I、高厂变油

7、温高I、高厂变静油压力、主变冷却器全停延时II（A、B、C）、主变重瓦斯（A、B、C）、主变压力释放（A、B、C）、主变突发压力高（A、B、C）、主变绕组温度高II（A、B、C）、主变油温高II（A、B、C）、主变冷却器全停延时I（A、B、C）、主变轻瓦斯（A、B、C）、主变绕组温度高I（A、B、C）、主变油温高I（A、B、C）、主变油位异常、汽轮机跳闸、灭磁开关跳闸、发电机断水、励磁变绕组超温跳闸。机组机组RBRB机组RB（ RUNBACK ）就是指当锅炉主要辅机（汽动给水泵、送风机、引风机、一次风机、空预器及磨煤机）发生局部故障时，辅机出力不能满足机组当前出力要求，机组自动把负荷快速降至辅

8、机允许最大出力以下的功能。1、RB出现的现象 有重要辅机设备跳闸报警和RB动作报警，跳闸辅助设备所控制的参数发生波动。 部分运行磨煤机跳闸，按照RB程序执行。 机组负荷快速下降至目标负荷并稳定。 主蒸汽流量、给水流量、主汽压力大幅度下降。2、产生RB的原因（1）运行磨煤机跳闸（BMCR五台磨煤机运行） 一台磨煤机跳闸，目标负荷80%额定负荷。 二台磨煤机跳闸，目标负荷60%额定负荷。 三台磨煤机跳闸，目标负荷40%额定负荷。磨煤机RB：负荷80%，协调方式下，5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行），发生磨煤机或给煤机跳闸导致剩余制粉系统运行台数为4台（5台制粉系统运

9、行跳1台、6台制粉系统运行跳2台），且瞬时煤量超过单台磨煤机最大出力时，触发单台磨跳闸RB。自动减负荷20%。（2）两台引风机运行时，其中一台引风机故障跳闸，在协调CCS方式下，且锅炉主控的负荷指令大于420MW时，将产生引风机跳闸的RB。（3）两台送风机运行时，其中一台送风机故障跳闸，在协调CCS方式下，且锅炉主控的负荷指令大于420MW时，将产生送风机跳闸的RB。（4）两台一次风机运行时，其中一台一次风机故障跳闸，在协调CCS方式下，且锅炉主控的负荷指令大于420MW时，将产生一次风机跳闸的RB。（5）汽动给水泵两台运行时，其中一台跳闸，在协调CCS方式下，且锅炉主控的负荷指令大于420M

10、W时，将产生汽动给水泵跳闸的RB。（6）两台空预器运行，其中一台空预器跳闸（主、辅马达均跳闸）。3、RB的处理（1）RB发生，检查协调自动跟踪情况，如果协调跟踪正常，要密切监视协调的工作 情况，不得解除协调进行手动调整。如果协调跟踪不正常，应立即解除协调，转为TF方式运行。（2）除磨煤机局部故障，切除故障磨煤机，实现磨煤机RB外，其余辅机发生局部故障，则实现50%负荷（与运行辅机容量相适应）。按照50%RB信号，留三层煤粉燃烧器切除多余煤粉燃烧器。 对于四角切圆燃烧的锅炉，从上至下依次切除煤粉燃烧器，留下部三层煤粉燃烧器，例如运行磨煤机为F、E、D、C、B，出现50%RB，依次切除F、E层燃烧

11、器，50%RB信号出现，自动跳闸F煤层，在有CCS的RB信号时，且F煤层停运3S后，自动跳闸E煤层。 对于对冲燃烧的旋流燃烧器，出现50%RB，也留三层煤层，自上而下切除煤层，留用三层煤层中，必须有两层煤层处于对冲燃烧。（3）磨煤机故障出现RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率降至相应的负荷。（4）汽动给水泵RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率降至50%，应立即将运行的给水泵出力加到最大。当四段抽汽压力不足时，应立即切换到冷段汽源运行，并使燃料、给水自动降至对应值。（5）送风机RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率降至50%，燃料、给水自动降至对应值

12、。同侧引风机跳闸，立即将运行送风机的出力加到最大，检查跳闸送风机出口空气挡板关闭严密。检查联络挡板自动打开，否则手动打开。（6）引风机RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率降至50%，燃料、给水自动降至对应值。同侧送风机跳闸，立即将运行引风机的出力加到最大，检查跳闸送风机出口、入口烟气挡板关闭严密。检查联络挡板自动打开，否则手动打开。（7）一次风机RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率降至50%，燃料、给水自动降至对应值。检查跳闸一次风机出口空气挡板关闭严密。检查联络挡板不开。（正常运行时挂禁操）（8）空预器RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率降至5

13、0%，燃料、给水自动降至对应值。同侧送、引风机、一次风机跳闸，关闭跳闸空预器的出入口风烟挡板，在空预器入口烟气温度120以上时，要维持空预器连续盘车。4、机组RB时，运行操作和注意事项（1）机组发生RB时，如无异常现象，运行人员不必手动干预。（2）机组发生RB时，给煤机给煤量跟踪为短时间脉冲，之后可以根据实际情况手动增减给煤机给煤量。（3）如发生MFT，按MFT动作处理。（4）RB发生时，运行操作要点： 检查设备联动正常，如相关设备没有按照要求动作，说明RB失败，应立即手动干预，按照RB工况要求进行手动处理。 监视锅炉燃烧稳定，炉膛负压、主再热汽温度、制粉系统等参数正常，必要时投等离子或微油稳

14、燃。 严密监视运行各设备工作正常，发现运行设备异常时，应及时手动干预。 及时调节二次风门开度，关小跳闸磨煤机对应燃烧器附近的二次风门，保证二次风箱与炉膛差压大于0.5KPa。 及时开大再热器烟温调节挡板，保证再热汽温正常。 监视锅炉各受热面温度正常。 严密监视各自动装置自动跟踪正常，发现参数变化较大，接近设备跳闸值前仍不能稳定时，应解除相应自动进行手动干预。 如出现风机超电流、失速或喘振，给水泵出现超流量等情况时，应解除相应自动进行手动干预。 启动跳闸磨煤机时，由于磨煤机内有大量的存煤首先确认该磨煤机点火能量满足，缓慢将磨煤机内部的存煤吹入炉膛，当磨煤机内部存煤吹扫干净后，才可启动该制粉系统，

15、以防止发生煤粉爆燃。5、RB后恢复操作（1）当主汽压力、给煤量、负荷稳定后，机组负荷降至390MW以下，RB自动复位，表明RB动作过程已结束，可以进行RB后的恢复工作。（2）检查跳闸设备具备启动条件，启动跳闸设备，将跳闸设备并入系统运行，操作过程要缓慢，防止相关参数发生大幅度波动。（3）启动跳闸设备前，应根据锅炉燃烧情况，选择稳燃方式。（4）跳闸设备并入系统稳定后，恢复机组正常运行方式，及时投入CCS、AGC方式。6、RB退出条件和注意事项（1）当机组CCS方式退出后，RB自动退出。（2）发生以下情况时，应该手动将RB功能退出： 5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行

16、），因故需停运磨煤机或给煤机时，在停运磨煤机或给煤机前，应将RB功能退出。 单台送风机、引风机、一次风机、空预器、汽动给水泵需停运，在停运前，应将RB功能退出。 单台送风机、引风机、一次风机、空预器、给水泵停运检修时，RB功能禁止投入。机炉电大联锁试验机炉电大联锁试验1、试验目的：检查机、炉、电之间的保护联锁是否正确。2、试验应试验应具备的条件及准备工作（1）DCS、DEH、主机 ETS、电气发变组保护等相关的控制系统已全部完成调试且具备投用条件，各项联锁/保护试验完成，设备间的联锁/保护联动功能正常；MFT 及主机 ETS 的保护试验完成，保护动作后的设备联动功能正常。（2）汽轮机润滑油系统

17、已经启动且运行正常。（3）EH 油系统已经启动且运行正常。（4）发电机定、转子冷却水泵已经启动且运行正常。（5）微油火装置在模拟位置。（6）确认发变组出口刀闸、励磁开关、起励开关均在分闸状态。（7）确认发变组出口开关的控制、信号、保护及励磁开关的控制电源已送上。（8）发变组出口开关在合闸状态，灭磁开关具备合闸条件。（退出发变组保护装置出口开关跳闸压板、启动失灵保护压板、灭磁开关联跳压板。）（9）将 10kV 厂用两段工作进线开关送至“试验”位置并合上。（10）锅炉具备吹扫条件。 空预器运行。 送、引风机运行（在试验位）。 风量30；40。 火检冷却风机启动，冷却风压力合适。 一次风机、磨煤机在

18、试验位。（11）强制（或退出）以下联锁保护 脱硫系统 MFT(三个） 锅炉总风量25MFT（强制锅炉总风量为 800t/h） MFT 联跳小机 省煤器入口流量低锅炉 MFT(三个） 全燃料丧失锅炉 MFT 全炉膛灭火锅炉 MFT 磨煤机启动允许条件 给煤机启动允许条件（12）进行炉膛吹扫，锅炉 MFT 复归后汽轮机具备挂闸条件。3、试验项目（1）锅炉跳闸,联跳汽轮机、发电机试验 锅炉吹扫复归 MFT。 复归汽机，确认高、中压主汽阀跳闸状态恢复。 按“400r/min”目标转速按钮，使高中压主汽阀、调阀在开启状态，就地检查各阀位指示正确且与就地状态一致。 手动打开高、低加抽汽电动阀。 运行人员手动 MFT，检查联锁动作如下：锅炉 MFT；汽轮机跳闸，汽机各阀门关闭；发电机跳闸。（2）发电机跳闸，联跳汽轮机、锅炉试验 炉膛吹扫复归 MFT。 汽机复归，检查 DEH 操作画面上各电磁阀指示正确。 仿真汽轮机 3000r/min。 合上发电机灭磁开关，投入灭磁开关联跳压板。 高旁阀开度小于 3。 在发变组保护柜仿真“保护动作”，检查联锁保护动作如下：发变组保护动作，发电机灭磁开关跳闸、10kV 厂用两段工作电源开关跳闸；汽轮机跳闸，各阀门关闭；锅炉 MF