机组供热抽汽系统保护控制逻辑
主保护逻辑MFT、ETS
国电电力酒泉热电厂2×330MW机组主保护（MFT、ETS）说明一、MFT跳闸条件：（或）1.汽机跳闸，10S脉冲，延时5S；（#1、#2机已退出此保护）2.两台送风机全停，延时3秒；3.两台引风机全停，延时3秒；4.锅炉总风量小于30%，延时3秒；5.炉膛压力高2值（≥1960Pa），三取二，延时3秒；6.炉膛压力低2值（≤-1960Pa），三取二，延时3秒；7.汽包水位高3值（≥300mm），延时2秒；8.汽包水位低3值（≤-300mm），延时2秒；9.两台空预器全停，延时20秒；10.全炉膛灭火；有燃烧记忆(任一油层投运或任一煤层投运)情况下且所有煤层3/4无火且所有油层火焰丧失且等离子断弧3/4；①油层或煤层投入运行判据：煤层投运：同一层的四只煤粉燃烧器至少有三只投运(同一层的四个煤火焰中有三个有火且该层的磨煤机已运行，作为此煤层投运)（对A层：正常模式下，同其余层判据；等离子模式下，由A给煤机运行且2/4等离子启弧成功判据）油层投运：同一层的四只油枪至少有三只投运(油角阀已开且该角的油火检已有火且油枪进到位作为该角投运)。
②每层煤火焰失去判据：该层煤燃烧器四个火检中至少有三个火检无火；（对A层：正常模式下，同其余层判据；等离子模式下，由A给煤机运行且3/4等离子启弧未成功判据）③每层油火焰失去判据：该层油燃烧器四个火检中至少有三个火检无火④燃烧器无火判据：该燃烧器火检无火（有火取非）；11.失去所有燃料；有燃烧记忆(任一油层投运或是任一煤层投运) 且（所有油角阀关闭或炉前油进油快关阀关闭)且所有磨煤机全停；12.给水泵全停；（或）①负荷<70%，延时10S；②负荷>70%，延时3S）；③给水泵全停延时5S且负荷<70% 且汽包水位小于-200mm。
13.一次风机全停；任一煤层投运且两台一次风机停运且任一油角都未投运；14.失去火检冷却风；（或）①煤火检冷却风机全停，延时20S；②煤火检冷却风母管压力低低（三取二）且任一煤火检冷却风机运行，延时120S且火检冷却风压力低。
浅析超临界抽凝供热机组供热和协调控制逻辑的实现
中突然 关闭 ． 造 成 四抽 压力低 于供 热母 管压 力 可 能使母 管 中低品质蒸汽 倒流进入 汽轮机 中低压缸 ． 造成汽 轮机进 水等
严 重事故 。 因此需 要设置快速 切断机组 中低压缸 和供热 管道
先后 于 ２ ０ １ ０年 和 ２ ０ １ １年投产 ． 日均供 热量保 持在 ６ ０ ０ ｔ ／ ｈ以 上 。作为 国内首台高参数 大容量抽 汽供 热机组 ， 没有成 熟 的
福建 省鸿 山热 电厂采用 东方 汽轮机 厂超 临界抽 汽凝 汽 式 汽轮 机 ． 单 机额 定 出力 ６ ０ ０ ＭＷ． 额定 工 业抽 汽 量 为 ６ ０ Ｏ ｄ ｈ ， 两 台机组最 大供气 量可达 １ ３ ０ ０ ｔ ／ ｈ 。机组 为泉州 石狮 市祥 芝、 鸿 山、 锦 尚沿海 三镇的 印染企 业提供工 业用热 ， 两 台机组
受 影 响
轮机供 汽 ； 另外 ７段分别 为高 、 低压加热器供 汽 。 机 组运行模
式分 为单机供热 和双机联合供 热 ， 当 处 于 双 机 联 合 供 热 模 式
下． 两 台机组 四抽蒸 汽经 减温减压后 连接 至供 热母管对 外联
合供 汽。两 台机 组母 管 中间设 置联络 门。 单元机 组设 置两根抽 汽管道 。 分 为 Ａ侧 和 Ｂ侧 ： 每根 管
道 上安 装有 ３个 阀门 ， 沿着 蒸汽流 向， 依次 为供 热抽 汽逆 止
阀（ 带 气动快关 功能 ） 、 供热抽 汽快关调节 阀 （ 液 动 阎） 和供 热
抽汽减温水 后隔离 门。
机 组 中低 压 缸 之 间 的 连 通 管 上 安 装 了 Ｌ Ｃ Ｖ 阀 ．该 阀 的
（ ３ ） 中压缸 出口排汽 压力保护 。 当中压缸 出 １ ３压力低 于 ０ ． ６ ０ ＭＰ ａ或者高 于 １ ． ２ ５ ＭＰ ａ时 。 发 出停 机指令 （ ４ ） 低压缸 人１ ２ １ 压力保护。 当低 匮缸的入 口压力低于 ０ ２ ｌ ＭＰ ａ 。 发 出报警并请 求手动停机 。
汽机保护定值
1、工业抽汽快关阀前压力 0.981MPa 正常 、工业抽汽快关阀前压力 ≤ 0.70MPa 低Ⅱ值报警
4、工业抽汽快关阀前压力 ≤ 0. 70MPa 自动切除供热
8、PVC总调要求电厂值长调整工业抽汽时，需向电厂值长说明所需工业抽汽压力与流量，在此期间不得私自改变工业抽汽压力与流量，以防因工业抽汽压力高、低，造成机组保护动作跳机。如需改变热负荷须和电厂值长联系，待电厂做好相应措施后，方可进行相关操作。
9、电厂值长应与PVC调度加强联系，保证供热负荷与系统的平稳运行。监督值班员加强现场设备的巡回检查，根据室外气温变化及时做好恶劣天气下的事故预想。
关于#1、2机组工业抽汽供热控制系统保护定值、控制逻辑
的说明及暂行规定
各值长、汽机运行值班员：
根据2010年4月16日副总经理高飞、总工程师吴贵荣、内蒙电科院郭挺、运行部、热工试验室、检修部等有关人员，对#1、2机组工业抽汽供热控制系统
保护定值、控制逻辑讨论会议，最终将#1、2机组工业抽汽供热控制系统保护定值、控制逻辑确定如下
二、 控制逻辑说明：
（一）DCS部分
1、负荷大于105MW时可以投入“供热请求”，“ 供热请求”投入后只有手动退出方可解除“ 供热请求”，负荷小于105MW不自动退出“供热请求”。
2、“ 供热请求”投入后，工业抽汽压力≥1.25Mpa，工业抽汽压力高报警；工业抽汽压力≤ 0.736Mpa，工业抽汽压力低Ⅰ值报警；工业抽汽压力≤ 0.7Mpa，工业抽汽压力低Ⅱ值报警，联关工业抽汽快关门、工业抽汽逆止门、工业抽汽电动门。当工业抽汽快关阀或逆止阀关到位信号反馈到DCS盘时，自动切除DEH “供热控制”；如“供热请求”未投入，上述报警及保护联动逻辑不起作用。
确保供热抽汽系统安全运行措施及事故预案
确保供热抽汽系统安全运行措施及事故预案2011年8月13日#4机因中压缸排汽蝶阀未全开造成中压缸排汽管因压力高爆开，严重影响了机组安全运行，针对此情况为确保机组的安全运行，对全厂各机组供热系统的保护逻辑及操作规程进行了完善，编写了事故预案，并对运行人员操作进行了集中培训，主要安全保障如下：一、完善了热控联锁保护1、供热热控联锁保护：1)当汽水换热汽出口温度大于150度后保护关闭进汽电动门。
2)所有循环水泵停止运行后延5秒后关闭换热器进汽电动门。
3)抽汽关断阀开到位，低压缸排汽温度升高至65℃时报警。
4)抽汽关断阀开到位，抽汽压力1高于0.56 MPa报警，同时联开快速关断阀。
5)机组运行中当中压缸排汽压力高于0.58 MPa 时联开低压缸入口蝶阀；中压缸排气压力高于0.6 MPa时闭锁机组加负荷。
6)机组启动时若低压缸入口蝶阀开度小于75%开度，则闭锁机组挂闸。
7)抽汽关断阀开到位5分钟后，抽汽压力低1于0.334MPa报警；8)抽汽关断阀开到位10分钟后，抽汽压力1及抽汽压力2均低于0.2MPa时，延时3秒，关闭抽汽逆止门、快关阀、截止阀；9)抽汽关断阀开到位5分钟后，抽汽管道上、下壁温差大于10℃报警；10)汽机跳闸，关闭抽汽逆止门、快关阀、截止阀。
11)中压缸排气压力高于0.65MPa时，触发RB条件即：机组快速降负荷，降负荷率为150MW/min,直至中压排汽压力降低至0.5MPa或目标负荷降至150MW时RB复位。
RB复位后中排压力如仍持续升高，运行人员继续手动降负荷至50MW，RB动作时运行的两台电泵切手动，待汽包水为回升至+50mm时投入给水自动，RB动作时联跳上排磨，并降低B磨组出力，保持A、B磨运行方式，维持锅炉给煤量70T/h。
12)中排压力异常异常升高至1MPa时，机组自动打闸停机。
压力测点检测采用三取二检测方式。
2、非供热期的保护逻辑：1)抽汽关断阀关到位，低压缸排汽温度升至65℃时报警。
汽机二篇十章一节：汽机顺序控制系统(SCS)的联锁及保护内容(戚红霞)
第二篇检修部分第十章汽轮机热工部分第一节汽机顺序控制系统（SCS）的联锁及保护内容一、#1、#2机组汽机顺序控制系统（SCS）的联锁及保护内容（一）汽机主、再热蒸汽系统汽机主、再蒸汽系统带联锁、保护的设备有高排逆止门前疏水门、高排逆止门后疏水门、高压缸排汽逆止门。
1.高排逆止门前疏水门有2种控制方式，分别是：手动操作、联锁。
（1）手动操作：运行人员在DCS画面上进行手动操作，开关高排逆止门前疏水门。
（2）联锁：●相应疏水罐液位低报警(<526mm)，联关此门。
●相应疏水罐液位高报警(>676mm)，联开此门。
2.高排逆止门后疏水门有2种控制方式，分别是：手动操作、联锁。
（1）手动操作：运行人员在DCS画面上进行手动操作，开关高排逆止门后疏水门。
（2）联锁：●相应高排逆止门疏水罐液位低报警(< 526 mm)且上下管壁温差正常且高排逆止门全开，联关此门。
●相应高排逆止门疏水罐液位高报警(>676mm)或上下管壁温差大(>20℃)，联开此门。
3.高排逆止门有2种控制方式，分别是：手动操作、保护。
（1）手动操作：运行人员在DCS画面上进行手动操作，开关高排逆止门。
（2）保护：●主汽门关闭（4取3），关此门。
（二）汽机抽汽系统汽机抽汽系统带联锁、保护的设备有一～三抽电磁阀、四抽电磁阀、五～七抽电磁阀、一抽逆止阀后电动门、二抽逆止阀后电动门、三抽逆止阀后电动门、四抽至母管电动门、五抽逆止阀后电动门、五抽至母管电动门、六抽逆止阀后电动门、七抽逆止阀后电动门。
1. 一～三抽电磁阀有2种控制方式，分别是：手动操作、保护。
（1）手动操作：运行人员在DCS画面上进行手动操作，开关一～三抽电磁阀。
（2）保护：●主汽门关闭（4取3），开此阀。
●#1、#2、#3高加中水位有任一高二值(>1150mm)且高三值(>1250mm)，开此阀。
●高加蒸汽冷却器水位高二值(>1000mm)且高三值(>1400mm)，开此阀。
热电厂汽机机组主保护及主要控制逻辑介绍学习资料
热电厂汽机机组主保护及主要控制逻辑介绍学习资料2.1 汽机主保护及汽机DEH控制逻辑2.1.1汽机调速保安系统汽轮机调速系统是由测速元件或测功元件、放大元件、执行元件及调节对象（汽轮机转子）四部分组成的带负反馈的自动调节系统。
该系统是通过测速元件或测功元件获得电气信号，通过DEH与给定信号做比较，若两信号不一样，DEH 对其进行计算、校验等综合处理，并将其差值信号经功率放大后，送到调节阀油动机电液伺服阀，通过电液伺服阀控制油缸下腔的进、排油量，从而控制阀门的开度，同时与油动机活塞相连的LVDT将其指令和LVDT反馈信号综合处理后使调节阀油动机电液伺服阀回到平衡位置，使阀门停留在指定的位置上。
调压系统采用以热定电方式，即在供热工况下，机组以热负荷为调节对象，满足外界供热需求后，剩余的蒸汽用来发电。
汽轮机调压系统与汽轮机调速系统节基本一致，由测压元件、放大元件、执行元件及调节对象（抽汽压力）四部分组成，系统根据抽汽压力的变化自动调整供热蝶阀的开度以适应外界供热需求的变化，也可通过手动增减按钮，由操作员控制蝶阀的开度。
测压传感器获得抽汽压力信号（电气信号），通过DEH对其进行计算、校验等综合处理，并将其差值信号经功率放大后，送到蝶阀执行机构电液伺服阀，通过电液伺服阀控制油缸下腔的油量，使活塞上下移动，从而控制蝶阀的开度（蝶阀的关闭靠弹簧力来保证）；同时与油动机活塞相连的角位移传感器将其行程信号反馈至DEH，当阀门开大或关系到所需要的位置时，DEH将其指令和角位移传感器反馈信号综合处理后，使蝶阀执行机构电液伺服阀回到平衡位置，使阀门停留在指定位置上。
（1）为确保供热机组的安全运行，防止热电联供甩负荷时，若抽汽管道上的阀门因故不能关闭，供热系统蒸汽大量倒灌，引起严重超速，要求工程具有多重冗余安全功能的设计，使可靠性获得切实保证。
（2）每根供热抽汽管道上除按常规要求设置一个逆止阀及一个电动阀外，还串联一个具有快关功能的抽汽调节阀，其目的是为甩负荷（包括只甩热负荷）时快关而设。
机组DEH、ETS、FSSS、MEH、METS系统逻辑
DEH控制系统功能
并网前：DEH为转速闭环无差调节系统。给定转速与实际转速 之差，经PID调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度， 使实际转速跟随给定转速变化。操作员通过操作员站上的软操 盘设置升速率、目标转速后，给定转速自动以设定的升速率向 目标转速逼近，实际转速随之变化。当进入临界转速区时，自 动将升速率改为≥ 400r/min快速冲过去。在升速过程中，通常 需对汽轮机进行暖机，以减小热应力。 同期并网时：总阀位给定立即阶跃增加4~6%，使发电机带上 初负荷，并由转速PI控制方式转为阀位控制方式。 并网后：DEH的控制方式可在阀位控制、功率控制、主汽压力 控制方式之间方便地无扰切换。并且可与协调控制主控器配合， 完成协调控制功能。
DEH控制系统功能
阀控方式：操作员通过设置目标阀位或按阀位增减按钮控制油 动机的开度。在阀位不变时，发电机功率将随蒸汽参数变化而 变化。 功控方式：操作员通过设置负荷率、目标功率来改变功率给定 值，给定功率与实际功率之差，经PI运算后控制油动机的开度。 在给定功率不变时，油动机开度自动随蒸汽参数变化而变化， 以保持发电机功率不变。 压控方式：操作员通过设置压变率、目标压力来改变压力给定 值，给定压力与实际功率之差，经PI运算后控制油动机的开度。 在给定压力不变时，油动机开度自动随蒸汽参数变化而变化， 以保持主汽压力不变。 为了确保机组的安全，还设置了多种超速限制、负荷限制及打 闸保护功能。有的还可进行试验，以验证其正确性。
机组DEH、ETS、FSSS、 MEH、METS系统
汽轮机数字电液控制系统
DEH
介绍
DEH简介
DEH——汽轮机数字电液控制系统。 DEH的主要任务：调节汽轮发电机组的转速、功率，使其满足 电网的要求。 汽轮机控制系统的控制对象为汽轮发电机组，它通过控制 汽轮机进汽阀门的开度来改变进汽流量，从而控制汽轮发电机 组的转速和功率。在紧急情况下，其保安系统迅速关闭进汽阀 门，以保护机组的安全。 由于液压油动机独特的优点，驱动力大、响应速度快、定 位精度高，汽轮机进汽阀门均采用油动机驱动。汽轮机控制系 统与其液压调节保安系统是密不可分的。
热工联锁保护逻辑说明讲解
热工联锁保护逻辑说明（汽机侧SCS 系统部分）1 电动给水泵功能组1.1 逻辑功能：1.1.1 电泵启停时相关设备的逻辑控制1.1.2 电泵温度高时，输出联锁、跳闸指令1.1.3 电泵控制逻辑1.2 逻辑说明：1.2.1 启动条件同时满足以下条件时，电泵允许启动：1.2.1.1 除氧器水位正常；121.2密封水与给水泵进口差压> O.IMPa121.3密封水与给水泵进口差压< 0.2MPa121.4电机冷却水压力 > 0.15MPa1.2.1.5润滑油压力 > 0.6MPa ;1.2.2 跳闸条件出现以下任一情况时，联锁电泵跳闸：1.2.2.1润滑油压力 < 0.08MPa1.2.2.2电泵跳闸联锁投入时电泵入口压力< 1.0MPa1.2.2.3电泵入口温度 > 19圧；1.2.2.4电泵出口压力 > 28MPa（自CCS来的信号）;1.2.2.5 除氧器水位低II 值；1.2.2.6电泵温度高（偶合器工作油冷却出口温> 8史或偶合器工作油冷却进口温> 13/或偶合器润油冷却进口温》7/或偶合器润油冷却出口温> 6/或电泵轴承温度 > 9/或电泵电机轴承温度> 80S或C 前置泵轴温> 8/或电泵推力轴温 > 10/或电泵出水温度 > 19/ ）;1.2.2.7电泵跳闸联锁投入时电泵进口流量< 140t/h并延迟10s；1.2.2.8电泵轴承振动大跳闸（电泵转速<3000rpm时,跳闸值为250um,转速》3000rpm时,跳闸值为300-0.023*n,n为实际转速）；1.2.3 联锁条件1.2.3.1 电泵辅助油泵联锁投入时，电泵润滑油压力低联启电泵辅助油泵；1.2.3.2 电泵辅助油泵联锁投入时，电泵润滑油压高于0.27MPa 或电泵停运后半小时停电泵辅助油泵；1.2.3.3 电泵联锁投入时，任意小机跳闸，联锁启电泵；2 汽动给水泵功能组2.1 逻辑功能：2.1.1 汽泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制2.1.2 汽泵温度高时，输出报警信号及跳闸指令2.1.3 前置泵控制逻辑2.1.4 小机油泵联锁逻辑2.2 逻辑说明：大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009 年10 月版）大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009年10月版）第2页2.2.1 启动条件2.2.1.1 无跳闸条件时，汽泵允许挂闸2.2.2 跳闸条件出现以下任一情况时,联锁汽泵跳闸：2.2.2.1除氧器水位冬850mm（LL=-850mm,水箱中心线以上850mm 为零位）;2222小机润滑油母管压力 < 0.08MPa2.2.2.3给泵跳闸联锁投入时，给泵进口压力< 1.0MPa2.2.2.4给泵入口、出口温度 > 19@;2.2.2.5小机排汽压力=40KPa;2.2.2.6 给泵转速 > 6100rpm2.2.2.7给泵出口压力 > 28MPa（该条件与转速 > 6100rpm共用一组10）;2.2.2.8给泵温度高（给泵支持轴承温度 > 9艮或给泵推力轴承温度> 100E或前置泵轴承温度> 8&）;2.2.2.9 小机打闸信号；2.2.2.10给泵跳闸联锁投入时给泵进口流量< 140t/h并延迟10s；2.2.2.11 MFT 跳汽泵；2.2.2.12给泵振动保护投入时，给泵轴承振动大跳闸（给泵转速< 3000rpm时，跳闸定值为250um，转速 > 3000rpm时，跳闸定值为300mm-n*0.023mm/rpm ，n 为实际转速）；2.2.3 联锁条件2.2.3.1小机盘车投入时，小机速关阀关到位且转速< 1000转时，联锁开小机盘车电动门；2.2.3.2小机润滑油压低 < 0.02MPa时，跳闸盘车；2.2.4 前置泵控制2.2.4.1前置泵轴承温度> 8艮时，联跳前置泵2.2.5 小机油泵控制2.2.5.1小机油压低联锁投入情况下，小机工作油压力< 0.15MPa且备用主油泵运行时或备用主油泵突然停运时，联启工作主油泵；2.2.5.2小机油压低联锁投入情况下，小机工作油压力< 0.15MPa且工作主油泵运行时或工作主油泵突然停运时，联启备用主油泵；2.2.5.3小机油压低联锁投入时，小机润滑油压力< 0.09MPa联锁事故直流油泵；2.2.5.4 小机润油压低备主油泵联锁与小机油压低联锁均投入时发信号至电气（硬接线）；2.2.5.5 小机润油压低直流油泵联锁与小机油压低联锁均投入时发信号至电气（硬接线）；3 凝结水泵功能组3.1 逻辑功能：3.1.1 凝结水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制3.1.2 凝结水泵温度高时输出报警信号及跳闸指令3.2 逻辑说明：3.2.1 启动条件3.2.1.1 凝结水泵启动条件：电机在工频方式,或电机在变频方式且凝结水泵高压开关允许合闸；3.2.1.2 凝泵变频器启动条件：电机在变频方式，凝结水泵高压开关在合闸位且凝结水泵变频器请求运行；大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009 年10 月版）大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009年10月版）第3页3.2.2 跳闸条件< 0.085MPS 联锁启动交流润滑油泵;< 0.06MPa 联锁启动直流润滑油泵；3.221凝泵轴承温度温度 > 9@时，联跳凝泵； 3.2.3 联锁条件3.2.3.1凝泵联锁投入时， 对侧凝泵运行且凝结水压力 < 0.1MPa 或对侧凝泵跳闸， 联锁启动凝泵；3.2.3.2 凝泵运行，联锁开出口门；323.3凝汽器水位冬330mm （LL=-330mm,凝汽器底板以上 435mm 为零）,联开凝汽器再循 环电动门； 3.2.3.4 任一凝结水泵运行且凝升泵全停，联开凝汽器再循环电动门；3.2.3.5凝汽器水位< 150mm （H=150mm,凝汽器底板以上 435mm 为零）且凝结水流量 < 420t/h 时,联开凝汽器再循 环电动门；3.2.3.6凝结水母管压力 < 0.2MPa 或除盐装置进出口门未全开时，联锁开凝结水精处理旁路 门； 4 凝结水升压泵功能组4.1 逻辑功能：4.1.1 凝升泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制 4.1.2 凝升泵温度高时输出报警信号及跳闸指令 4.2逻辑说明： 4.2.1 启动条件4.2.1.1 凝升泵联锁没投入时任一凝结水泵运行 ,允许启动凝升泵 4.2.2 跳闸条件4.2.2.1 凝升泵联锁投入时，两台凝结水泵均跳闸 ,联跳凝升泵 4.2.3 联锁条件4.2.3.1凝升泵联锁投入时，无凝升泵跳闸条件且对侧泵运行时出口压力 < 1.8MPa 联锁启动凝升泵；4.2.3.2 凝升泵联锁投入时 ,任意凝结水泵运行时对侧凝升泵跳闸，联锁启动凝升泵； 4.2.3.3 凝升泵联锁投入时，凝升泵运行，联锁开出口门； 5 主机油系统功能组5.1 逻辑功能：5.1.1 主机油系统各油泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制 5.1.2 主机油箱加热器等控制 5.2逻辑说明：5.2.1 交/直流润滑油泵、低位油泵控制5.2.1.1 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压 5.2.1.2 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压 5.2.1.3 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压 5.2.1.4汽机转速< 2950rpm 且任一高主门关闭时，联锁启动低位润滑油泵;5.2.2 顶轴油泵控制5.2.2.1顶轴油泵联锁投入时，主机转速> 985rpm 联锁停顶轴油泵；主机转速 <980rpm,联启 顶轴油泵； 5.2.2.2顶轴油泵入口压力< 20KPa 联锁停顶轴油泵； 大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明 （2009 年 10 月版） 大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明 （2009年10月版）第4页5.2.2.3 #2 机组 #4 轴承油膜压力 <1.9MPa, 联启顶轴油泵； 5.2.3 汽机润滑油箱加热器控制523.1汽机油箱加热器联锁投入时，冷油器进口油温＞ 3@，联锁停加热器；523.2汽机油箱加热器联锁投入时，冷油器进口油温＜2@，联锁启加热器；6 EH 油泵功能组6.1 逻辑功能：6.1.1 EH 油泵逻辑控制6.1.2 EH 油泵加热器等相关设备逻辑控制6.2 逻辑说明：6.2.1 EH 油泵控制6.2.1.1 EH 油泵联锁投入时，EH 油母管油压低或对侧泵跳闸，联锁启动EH 油泵6.2.2 EH 油泵加热器控制6.2.2.1 EH油箱油温＜20E，启电加热器；6.222 EH油箱油温＞3@或EH油箱油位＜300mm停电加热器；6.223 EH油箱油温＜3@，关冷却水电磁阀；6.224 EH油箱油温＞5&，开冷却水电磁阀；7 开式水泵功能组7.1 逻辑功能：开式水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制7.2 逻辑说明：7.2.1 联锁条件7.2.1.1 开式水泵联锁投入时，开式泵后母管压力低或对侧开式泵停运，联锁启动开式水泵；8 闭式水泵功能组8.1 逻辑功能：闭式水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制8.2 逻辑说明：8.2.1 联锁条件8.2.1.1 闭式水泵联锁投入时，闭式泵出口母管压力低或对侧闭式泵停运，联锁启动闭式水泵；9 真空泵功能组9.1 逻辑功能：真空泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制9.2 逻辑说明：9.2.1 联锁条件9.2.1.1 真空泵联锁投入时，凝汽器真空低或对侧真空泵停运，联锁启动真空泵9.2.1.2 真空泵停运，联锁关真空泵入口蝶阀9.2.1.3 真空泵运行，联锁开真空泵冷却器入口门；真空泵停运30s 后联锁关此门；9.2.1.4并网前，条件一（中压叶片持环温度或第一级金属温度大于121 C ）和条件二（高中压轴封蒸汽过热度小于大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009 年10 月版）大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009年10月版）第5页14C或高中压缸壁温与高压汽封蒸汽温度差大于111 C ）同时满足时，禁启真空泵；10 定子冷却水泵功能组10.1 逻辑功能：定子冷却水泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制10.2 逻辑说明：10.2.1 联锁条件10.2.1.1 定子冷却水泵联锁投入时，定子冷却水泵出口压力低或对侧定子冷却水泵停运，联锁启动定子冷却水泵；11 密封油系统功能组11.1 逻辑功能：11.1.1 氢侧密封油泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制11.1.2 空侧密封油泵启动、停止时，相关设备的逻辑控制11.2 逻辑说明：11.2.1 氢侧密封油泵控制11.2.1.1 氢侧密封油泵联锁投入时，氢侧密封油压力低或备用氢侧密封油泵停运，联锁启动氢侧密封油泵；11.2.2 空侧密封油泵控制11.2.2.1 空侧密封油泵联锁投入时，空侧密封油压力低或备用空侧密封油泵停运，联锁启动；1122.2空侧密封油泵联锁投入时，空侧密封油压力低持续3s,联锁启动空侧直流密封油泵；12 冷供泵功能组12.1 逻辑功能：冷油器供水泵启动、停止时,相关设备的逻辑控制12.2 逻辑说明：12.2.1 联锁条件12.2.1.1 冷油器供水泵联锁投入时,冷供泵出口压力低或对侧冷供泵停运,联锁启动冷供水泵；13 高低加、除氧器及抽汽疏水系统功能组13.1 逻辑功能：1 高低加相关设备的逻辑控制2 除氧器相关设备的逻辑控制3 汽机本体及管道疏水系统的逻辑控制13.2 逻辑说明：13.2.1 满足以下任一条件时,高加解列13.2.1.1 任一高加水位高三值13.2.1.2 电气保护动作（电气来）13.2.1.3 主汽门保护投入时,任一高主门关闭13.2.1.4 手动解列13.2.1.5 汽机防进水13.2.2 阀门联锁逻辑：13.2.2.1 高加解列,联关高加进口三通阀、高加出口电动门、一抽电动门、一抽逆止门、二抽电动门、二抽逆止门、三抽电动门、三抽逆止门；大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009 年10 月版）大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009年10月版）第6页13.2.2.2 电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭联锁关冷再逆止门；13.2.2.3 除氧器水位高III 值或电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭,联锁关四抽电动门、四抽逆止门、四抽至小机逆止门；13.2.2.4 #5 低加水位高II 值或电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭,联锁关五抽电动门、五抽逆止门；13.2.2.5 #6 低加水位高II 值或电气保护动作或主汽门保护投入时任一主汽门关闭,联锁关六抽电动门、六抽逆止门；13.2.2.14 #1 高加水位高 II 值 联锁开 #1 高加危急疏水电、气动门； 联锁关 #1 高加危急 疏水电、气动门；13.2.2.15 #2 高加水位高 II 值,联锁开 #2 高加危急疏水电、气动门； 联锁关 #2 高加危急疏 水电、气动门；13.2.2.16 #3 高加水位高 II 值,联锁开 #3 高加危急疏水电、气动门 联锁关 #3 高加危急疏 #1 高加水位低 II 值#2 高加水位低 II 值,#3 高加水位低 II 值,13.2.2.17 除氧器水位高III 值或三段抽汽压力减除氧器压力w 0.3MPa 联锁开 #3 高加启停 13.2.2.6 #7、#8 低加水位高 II 值,联锁关 #7 低加出口门、 #8 低加进口门，联锁开 #7，8 低 加旁路门；13.2.2.7 冷再热疏水水位高 ,联锁开冷再热疏水气动门； 冷再热疏水水位低， 联锁关冷再热疏 水气动门；1322.8 —段抽汽管上下汽温差 > 1C 或#1高加水位高III 值或发电机功率 < 29MW 联锁开一段抽汽管道疏水 电动、气动门；13.2.2.9二段抽汽管上下汽温差 > 1C 或#2高加水位高III 值或发电机功率 < 29MW 联锁开 二段抽汽管道疏水 电动、气动门；13.2.2.10三段抽汽管上下汽温差 > 1兀或#3高加水位高III 值或发电机功率 < 59MW 联锁 开三段抽汽管道疏水 电动、气动门；13.2.2.11四段抽汽管上下汽温差 > 体或主汽门保护投入时任一主汽门关闭或电气保护动 作或发电机功率w59MW ，联锁开四段抽汽管道疏水电动、气动门； 13.2.2.12五段抽汽管上下汽温差 > 1兀或主汽门保护投入时任一主汽门关闭或电气保护动作或 #5 低加水位高二值或发电机功率 w 59MW 联锁开五段抽汽管道疏水电动、气动门； 13.2.2.13六段抽汽管上下汽温差 > 1兀或主汽门保护投入时任一主汽门关闭或电气保护动 作或 #6 低加水位高二值或发电机功率 w 59MW 联锁开六段抽汽管道疏水电动、气动门; 水电、气动门；III 值,联锁关 #3 高加正常疏水调门前后电动门；13.2.2.18 除氧器水位高 疏水前后电动门；13.2.2.19 除氧器水位高 I 值联锁开除氧器至定排放水门 除氧器水位低于高 I 值联锁关除 氧器至定排放水门；13.2.2.20 除氧器水位高 II 值,联锁开除氧器至疏扩溢水电动门、 气动门； 除氧器水位低于高I 值联锁关除氧器 至疏扩溢水电动门、气动门；13.2.2.21 除氧器水位高III 值,联锁开除氧器至疏扩放水门；13.2.2.22 #5 低加水位高I 值,联锁开#5 低加危急疏水门；#5 低加水位低I 值联锁关#5 低加危急疏水门；13.2.2.23 #6 低加水位高I 值,联锁开#6 低加危急疏水门；#6 低加水位低I 值联锁关#6 低加危急疏水门；13.2.2.24 #7 低加水位高I 值，联锁开#7 低加危急疏水门；#7 低加水位低I 值,联锁关#7 低加危急疏水门；13.2.2.25 #8 低加水位高I 值，联锁开#8 低加危急疏水门；#8 低加水位低I 值，联锁关#8 低加危急疏水门；1322.26主蒸汽疏水联锁投入时，发电机功率> 30MW联锁关主汽进汽导管通风气动门、主蒸汽疏水（左、右、大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009 年10 月版）大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009年10月版）第7页总）电动、气动门、热再热疏水（左、右）电动、气动门、凝泵出口至本体疏扩电动门；13.2.2.27高压缸本体疏水阀联锁投入时，发电机功率> 30MW 联锁关高压缸本体疏水阀；13.2.2.28中压缸本体疏水阀联锁投入时，发电机功率> 60MW 联锁关中压缸本体疏水阀；13.2.2.29汽机转速> 600rpm且发电机功率< 45MW或低压缸排汽温度 > 7© ,联锁开后缸喷水阀；低压缸排汽温度W79C且发电机功率 >45MW,联锁关后缸喷水阀；14 主机盘车系统功能组14.1 逻辑功能：主机盘车相关设备的逻辑控制14.2 逻辑说明：14.2.1 推进装置启动条件同时满足以下条件时，启盘车推进装置：14.2.1.1 TSI来汽机转速值< 200rpm此条件还联锁开盘车喷油电磁阀）;14.2.1.2 TSI来汽机转速值< 3rpm14.2.1.3 零转速TSIWSO 值w 4rpm14.2.1.4 汽机转速值WSC 15rpm;14.2.1.5 盘车联锁投入；14.2.2 盘车电机启动条件满足以下情况时，联锁启动盘车电机：14.2.2.1 推进盘车推进装置；14.2.2.2 无盘车跳闸信号；14.2.3 盘车电机跳闸条件出现以下情况之一时，盘车电机联锁跳闸：14.2.3.1 汽机转速值大于4rpm；14.2.3.2 盘车联锁退出14.2.3.3 润滑油压力w 0.03MPa；14.2.3.4 推进装置压缩空气压力w 140KPa；14.2.3.5 顶轴油泵出口压力w 4.2MPa；15 主汽门保护功能组15.1 逻辑说明：15.1.1 跳闸条件15.1.1.1 主汽门保护投入时，任意一个高主门关闭行程开关动作则发送两路主汽门关闭信号至电气（程跳逆功率）；15.1.1.2 主汽门保护投入时，任一高主门关闭5 分钟以上则通过炉跳机信号发送至ETS 系统；15.1.1.3 主汽门保护投入时，所有高主门、中主门关闭则发送两路机跳电信号至电气；15.1.1.4 主汽门保护投入时，所有中主门关闭则通过炉跳机信号发送至ETS 系统；热工联锁保护逻辑说明（主机ETS 系统部分）1 主机ETS 系统保护功能组大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009 年10 月版）大唐石门发电有限责任公司热工联锁保护逻辑说明（2009年10月版）第8页1.1 逻辑说明：1.1.1 ETS 首出及跳闸逻辑ETS 跳闸条件如下所述，共计13 条1.1.1.1凝汽器真空冬81KPa。
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6
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
7
机组并网后，供热抽汽电动门关闭
8
机组并网后，供热抽汽快关调节阀(LEV)关闭
9
运行人员操作站手动操作“抽汽切除”
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机已跳闸
5
DEH开出打闸
6
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
7
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
8
中压缸排汽压力(三选二)大于1.0MPa
9
运行人员手动操作“抽汽切除”
东北电力科学研究院有限公司(辽宁东科电力有限公司)：
汽机所：黄润泽
热自所：张天放
会议主要内容和决定：
一、会议主要内容：
1.由辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司供热办孙佳喜对逻辑讨论的依据和原则提出要求。
2.由东北电力科学研究院有限公司黄润泽逐项介绍本期热网改造工程机组供热抽汽系统保护控制逻辑。
3.与会各单位、各部门技术人员针对上述逻辑内容展开讨论，通过逻辑讨论会，各方达成如下共识。
3
DEH操作“抽汽供热准备”按钮按下
4
供热抽汽系统阀门没有故障条件
二、抽汽已供热判断条件：下列条件同时满足（“与”逻辑）
1
抽汽供热准备投入条件已满足
2
连通管快开调节阀（EGV）已开
3
供热抽汽气动逆止门已开
4
供热抽汽电动门已开
三、机组供热“抽汽切除”条件：下列条任一件满足（“或”逻辑）
1
汽机OPC动作
十、连通管快开调节阀(EGV)在线活动试验控制逻辑
1
发电机并网后、DEH系统在自动控制方式下、机组协调控制系统(CCS)投入，可以进行EGV活动试验，连通管快开阀开启5%后延时2s，复位
十一、供热抽汽快关调节阀(LEV)在线活动试验控制逻辑
1
发电机并网后、DEH系统在自动控制方式下、机组协调控制系统(CCS)投入、LEV阀位反馈大于70%，可以进行活动试验，关闭5%后复位
会议纪要
NO:编号：
会议名称
机组供热抽汽系统保护控制逻辑讨论会
附页
会议时间
2014年10月4日14:00
会议地点
办公楼4楼会议室
主持人
孙佳喜
记录人
黄润泽
参加单位及
人员：
辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司：
供热办：孙佳喜；
发电部：王新蕾、王亮、王文强、谭兴、孙利民；
设备部：蒋昇、杨振宇、张艳庆；
值长室：王福财、王刚
7.目前供热抽汽系统DEH控制逻辑中的定值为暂定值，正式定值详见电厂颁布的本期改造工程热控整定值。
三、逻辑讨论的依据和原则：
1.本次逻辑讨论的主要依据是哈尔滨汽轮机厂的相关传真、电子版资料（非正式书面材料）、相关设备系统资料、相关类似电厂改造工程控制逻辑等。
2.本次逻辑讨论的原则主要是考虑对汽轮机主机的保护，尤其是对中压缸闷缸、低压缸最低冷却蒸汽流量等的相关考虑。
四、附件：
附表1-机组供热抽汽系统保护控制逻辑试验确认表
编制人/日期
审核人/日期
批准人/日期
附表1机组供热抽汽系统保护控制逻辑试验确认表
序号
试验项目
试验结果
试验日期
一、机组供热抽汽投入允许条件：下列条件同时满足（“与”逻辑）
1
连通管快开调节阀（EGV）开度大于95%
2
机组负荷大于60%（180MW）
11
运行人员手动快开请求（5s脉冲）
连通管快开调节阀（EGV）关允许及投自动条件（“与”逻辑）
1
无热网故障信号
2
供热抽汽快关调节阀（LEV）已开启
五、供热抽汽快关调节阀（LEV）控制逻辑
供热抽汽快关调节阀(LEV)开允许及投自动条件（“与”逻辑）
1
无热网故障信号
2
连通管快开调节阀（EGV）已开启或开度大于75%
二、会议决定：
1.机组供热抽汽投入允许条件中取消调节级压力判断逻辑、只采用机组负荷判断；
2.机组供热抽汽投入允许条件中关于供热抽汽快关调节阀、逆止门及电动门的开关状态采用运行操作人员人为判断的方式、不作为抽汽投入允许的闭锁条件；
3.机组供热抽汽投入允许条件中关于热网首站热网加热器的汽侧进汽阀门的开关状态采用运行操作人员人为判断的方式、不作为抽汽投入允许的闭锁条件（热网首站与主机DEH系统通信目前也无法实现）；
10
供热抽汽快关调节阀已关闭
11
供热抽汽气动逆止门关闭
12
供热抽汽电动门关闭
四、连通管快开调节阀（EGV）控制逻辑
连通管快开调节阀（EGV）保护快开逻辑：下述条件辑），机组切换至纯凝汽工况运行
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
七、供热抽汽电动门控制逻辑
供热抽汽电动门开允许
1
无热网故障信号
供热抽汽电动门联锁关闭逻辑：下述条件之一满足时，供热抽汽逆止门关闭
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机跳闸
5
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
6
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
7
机组并网后，供热抽汽电动门关闭
8
机组并网后，供热抽汽气动逆止门关闭
9
运行人员操作站手动操作“抽汽切除”
六、供热抽汽气动逆止门控制逻辑
供热抽汽逆止门开允许
1
无热网故障信号
供热抽汽逆止门联锁关闭逻辑：下述条件之一满足时，供热抽汽逆止门关闭
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机跳闸
5
供热抽汽快关调节阀(LEV)联锁关闭逻辑：下述条件之一满足时，供热抽汽快关调节阀(LEV)保护快关
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机跳闸
5
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
6
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
7
机组并网后，供热抽汽气动逆止门关闭
8
机组并网后，供热抽汽快关调节阀(LEV)关闭
9
运行人员操作站手动操作“抽汽切除”
八、汽轮机跳闸保护逻辑
1
中压缸排汽压力高（抽汽压力三取二逻辑大于1.5MPa，），汽轮机跳闸
九、热网抽汽控制回路自动切手动控制逻辑
1
三个中压缸排汽压力变送器中有两个故障时，切除热网抽汽控制回路自动，（切自动，不关阀门EGV阀及LEV阀、保持阀位），发报警
4
汽机跳闸
5
DEH开出打闸
6
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
7
机组并网后，供热抽汽电动门关闭
8
机组并网后，供热抽汽气动逆止门关闭
9
机组并网后，供热抽汽快关调节阀(LEV)关闭
10
中压缸排汽压力(三选二)大于1.0MPa（高于0.9MPa报警）；
额定值0.89MPa(abs.)
4.本机组对应任一投运的热网加热器高三值(液位三取二)不作为抽汽切除条件（热网首站与主机DEH系统通信目前也无法实现）；
5.中压缸排汽温度高(额定值338.8℃)不作为抽汽切除条件、高于350℃时做报警输出；
6.建议增加汽轮机跳闸主保护：中压缸排汽压力高（抽汽压力三取二逻辑大于1.5MPa时），汽轮机跳闸；但是目前该信号只有模拟量、没有开关量信号，建议以后机组大修期间增加压力开关、作为保护信号；