12辅机联锁保护系统调试方案

许昌禹龙发电有限责任公司
2×660MW 超超临界燃煤机组
3#热控专业辅机联锁保护系统调试方案
辽宁东科电力有限公司
2008年10月 编 号： XCYL-TSFA-3RK-12
密 级：
目录
1 系统概况及设备规范参数 (131)
2 调试前期准备工作 (131)
3 电力法规及标准对调试的具体要求 (131)
4 试验目的及试验项目 (132)
5 联锁保护试验基本条件 (132)
6 联锁保护控制系统的调试程序 (132)
7 动态投入 (137)
1 系统概况及设备规范参数
汽轮发电机组联锁保护控制系统是非常重要的热工控制系统，在机组启动和运行中具有举足轻重的作用，其一是将局部系统运行不正常的影响减低到最小范围，保证整个机组的安全稳定运行，减少机组的停机次数。

其二是在发生严重影响到整个机组设备安全的条件时，迅速可靠地将机组停下来，将机组主要设备隔离开来，保护机组主要设备的安全。

整个机组的联锁保护控制系统由三个互相独立又互相联系的三个部分组成：
1.1锅炉联锁保护控制系统。

其中包括锅炉主保护和辅机联锁保护。

1.2汽机联锁保护控制系统。

其中包括汽机主保护和辅机联锁保护。

1.3机炉电大联锁保护控制系统。

锅炉、汽机和发电机之间的联锁保护是保证机组主设备安全运行的重要保证。

主要控制设备包括：锅炉侧送风机、引风机、一次风机、空预器、密封风机、给煤机、磨煤机等；汽机侧小汽机、电动给水泵、循环水泵、凝结水泵、交直流润滑油泵和盘车等。

另外，还包括化学水控制系统、气力除灰及灰库系统、除渣控制系统、输煤控制系统、工业电视/火焰电视系统等。

2 调试前期准备工作
2.1收集设计图纸和设备资料。

主要包括：锅炉主保护控制系统设计原理图，汽机主保护控制系统设计原理图，锅炉辅机联锁保护控制系统设计原理图，汽机联锁保护控制系统设计原理图，机炉大联锁保护控制系统设计原理图，联锁保护控制系统的硬件说明书，联锁保护控制系统的I/O清单，有关一次测量元件和执行元件的设备说明书。

2.2参加新控制设备的技术培训，对新技术和设备进行调研。

2.3参加控制设备出厂调试。

2.4到现场熟悉热控设备和热力系统。

2.5准备调试用仪器设备。

3 电力法规及标准对调试的具体要求
3.1查线正确率：100%。

3.2接地系统和接地电阻值符合设计规定或厂家规定。

3.3电气绝缘符合国家仪表行业标准或仪表安装使用说明书的规定。

3.4220V交流电源和48V直流电源的电压波动不超过±10%，24V直流电源的电压波动
不超过±15%。

3.5I/O通道正确率：≧95%。

3.6静态试验结果正确，动态试验动作正确。

3.7辅机联锁保护投入率：≧90%，辅机联锁保护正确率：≧90%。

4 试验目的及试验项目
4.1试验目的：保证联锁保护控制系统硬件工作正常，保证各个保护元件如一次测量元件和电磁阀等性能稳定。

保证设计的全部联锁保护条件都能按照设计的原理正确动作。

4.2试验项目：
4.2.1电源系统检查。

4.2.2联锁保护装置送电。

4.2.3联锁保护静态试验。

a)审查设计图纸，核对设备联锁和保护控制逻辑图，与机务专业共同讨论系统控制逻辑的正确性。

与安装公司共同讨论此控制系统与就地执行机构、电磁阀、电动阀门、低压电机和高压电机接口方式的正确性。

b)依照机组分部试运进度制定调试计划，准备联锁保护试验确认表。

5 联锁保护试验基本条件
5.1联锁保护系统的控制设备安装完毕，一次测量元件的一次校验记录检查合格，执行元件的安装和调试工作全部完成。

5.2联锁保护系统的供电电源系统投入正常运行。

5.3电动执行元件的电源投入正常运行。

5.4系统电源受电及软件恢复完成，系统模件和通讯模件工作正常，所涉及的I/O通道检查结束并合格。

6 联锁保护控制系统的调试程序
6.1电源系统检查及送电
按照热工电源系统图检查控制机柜的供电电源电缆接线应正确，对于直流电源和有极性有要求的应注意极性的正确。

检查电源电缆的绝缘电阻应不小于1兆欧。

首先断开所有主电源和分电源开关，确认控制机柜电源入口无电压。

在热工电源盘处投入总电源开关及各分电源开关，在控制机柜电源入口处检查送
入的电源电压应正确。

投入各个机柜电源开关及分电源开关，检查电源装置指示灯及电压正常。

对于直流电源测试时应注意极性正确。

以上送电方法使用于直流电源和交流电源。

6.2联锁保护静态试验
6.2.1系统检查
a)对控制系统的盘、台、柜间全部电缆接线的正确性进行检查，机柜电源系统绝缘应符合要求。

b)对所要调试系统的I/O接口模件涉及的外部接线进行检查，确认正确后，进行绝缘测试。

c)插入所要调试系统的I/O接口模件。

d)模拟启动/停止条件对控制系统的阀门、电磁阀等设备进行远方操作试验。

e)模拟启动/停止条件对控制系统低压电机或高压电机进行远方启、停操作试验。

试验前电机小车开关应放在试验位置。

f)结合单体试验，检查确认各设备返回状态信号，应正确无误。

g)模拟启动/停止条件在操作站操作驱动设备，CRT画面上的设备状态应与驱动设备的实际状态相一致。

6.2.2逻辑试验
在安装公司试验人员的配合下，对可动部分如阀门、电磁阀等，可送电进行实际联动检查，对不适合频繁启动的设备如电动机等，可以设置到试验位置进行检查。

对不具备条件的信号采用模拟方法。

a)确定联锁、保护信号整定值，确定控制逻辑，操作画面、报警系统、事件顺序记录系统工作正常，所涉及的系统具备试验条件。

b)整定保护、联锁信号定值。

重要保护信号必须在一次元件处加信号，就地实际值应与CRT显示值相一致，以防止信号传输通道的故障。

c)每一项功能试验应以现场各单位共同讨论后的逻辑图为基础。

d)逻辑试验需现场各单位共同确认的原则进行。

e)保证CRT、报警光字牌与实际设备动作结果一致。

f)保护动作结果应在报警记录或事故追忆显示。

g)如保护动产生误动或拒动现象，应查明原因后，方可继续试验。

保护试验验收工作由工程部协同调试、安装、运行和检修几方共同确认，将确认结果形成文件、验收表格形式。

静态调试完毕后，联锁保护系统应具备投入条件，控制联锁逻辑中需修改之处，以文件的形式提交工程部，由工程部组织监理和有关专家共同研究决定。

联锁保护试验应在试运指挥部的安排下进行，机务专业负责联系各个单位和各个专业的专业人员，并坚守岗位。

热工专业负责具体的试验工作。

6.2.3锅炉辅机联锁保护试验项目
锅炉辅机联锁保护试验主要包括：空预器，引风机，送风机，一次风机，密封风机，给煤机，磨煤机，锅炉大联锁等。

a)送风机联锁保护
当发生MFT和炉膛压力高高、送风机全停、手动停指令时；程序将自动关闭入口挡板、调节挡板、出口门、停止送风机。

b)引风机联锁保护
当发生MFT和炉膛压力低低、引风机全停、手动停命令；程序将自动关闭入口挡板、调节挡板、出口门、停止引风机。

c)一次风机联锁保护
当送风机或引风机全停、MFT发生，则执行下列动作：跳闸一次风机，停止磨煤机、给煤机，关闭磨煤机出口挡扳，关闭磨煤机热风门，打开冷风门。

d)磨煤机联锁保护
磨煤机润滑站联锁试验:
投入联锁开关，启动一台润滑油泵，短接就地油压低开关，将联启另一台润滑油泵。

e)锅炉大联锁试验
将所有引风机、送风机、一次风机推到“试验位置”，将所有给煤机和磨煤机推到“试验”位置。

通过做条件的方法满足以上所有辅机的启动条件，然后在“试验”位置启动空气预热器和以上辅机。

MFT动作，所有给煤机和一次风机应停止运行。

同时停止两台引风机，所有送风机应停止运行。

同时停止两台送风机，所有引风机应停止运行。

停止A侧送风机，A侧引风机应停止运行。

停止B侧送风机，B侧引风机应停止运行。

6.2.4汽机辅机联锁保护试验
汽机辅机联锁保护试验主要包括：给水泵联锁保护，循环水泵联锁保护，凝结水
泵联锁保护，润滑油泵联锁保护，除氧给水联锁保护，高加联锁保护等。

6.2.4.1电动给水泵联锁保护
首先启动辅助润滑油泵，全开再循环阀门，将电泵的电机放在“试验”位置，然后远方启动“试验”位置电泵的电机。

a)温度保护试验。

在就地温度接线盒处，用信号发生器模拟热电偶或热电阻信号，缓慢增加信号至温度高保护定值，电机应跳闸，如果电机不跳闸，则继续增加信号强度，直到电机跳闸为止，并检查不跳闸的原因。

对所有温度测点进行相同的试验程序。

主要温度保护条件包括：电机线圈温度；电机轴承温度；润滑油和工作油冷油器出、入口温度；电泵轴承温度；偶合器轴承温度和机械密封水温度。

b)油压保护试验。

采用放油或停辅助油泵的方法降低润滑油压，直至油压低于保护定值，电机应跳闸。

c)低流量保护试验。

首先解除再循环阀联锁条件，然后全关再循环阀，用信号发生器模拟电泵入口流量，当流量降低至最小流量保护定值时，电机应跳闸。

d)电泵入口滤网差压保护试验。

用短路线短接入口滤网差压开关，电机应跳闸。

应分别对主泵和前置泵的滤网差压开关进行试验。

如果电泵入口滤网差压不参与保护，则进行其报警试验。

e)在就地短接除氧器水位低Ⅱ值信号，则电泵应联锁跳闸。

6.2.4.2凝结水泵保护联锁
凝结水泵保护设计为凝汽器水位低保护和凝结水泵电器保护.联锁设置了泵电机跳闸备用自动投入联锁和泵出口压力低备用自动投入联锁。

a)凝汽器液位低保护试验:模拟凝汽器液位低信号，凝结水泵应跳闸，同时应发出液位低报警信号。

b)凝结水泵电机电气保护试验：在电气6KV控制柜模拟电气保护信号，凝结水泵应跳闸。

c)将备用凝结水泵投入自动状态，模拟运行泵跳闸和出口压力低信号，备用凝结水泵应自动启动。

6.2.4.3润滑油泵联锁保护。

启动任何一个润滑油泵使润滑油母管的油压达到工作油压，然后关闭保护用润滑油压变送器或油压开关的二次门，停止所有运行的润滑油泵。

a)缓慢开启变送器或油压开关的放油门，观察就地油压表的变化，当润滑油压力降低到低Ⅰ值时，交流润滑油泵应联锁启动。

b)缓慢开启变送器或油压开关的放油门，观察就地油压表的变化，当润滑油压力
降低到低Ⅱ值时，直流润滑油泵应联锁启动
c)启动交流润滑油泵并稳定一段时间，然后停止交流润滑油泵，直流油泵应联锁启动，
试验完成后关闭放油门，打开变送器或油压开关的二次门。

6.2.4.4除氧器联锁保护。

关闭除氧器放水电动门，打开至除氧器抽汽电动门，打开高加正常疏水调节门，将电泵放在“试验”位置上并启动。

a)在就地短接除氧器水位高Ⅱ值信号，则除氧器放水电动门应联锁开启。

b)在就地短接除氧器水位高Ⅲ值信号，则至除氧器抽汽逆止门、抽汽电动门应联锁关闭，高加正常疏水调节门应联锁关闭。

c)在就地短接除氧器水位低Ⅱ值信号，则电泵应联锁跳闸。

6.2.4.5高加水位联锁保护。

开启高加水侧出入口门，关闭高加旁路门，开启高加抽汽电动门和高加抽汽逆止门。

a)短接高加水位高Ⅰ值接点，高加事故放水门应联锁开启。

b)短接高加水位高Ⅱ值接点，高加水侧出入口门应联锁关闭，高加旁路门应联锁开启，高加抽汽电动门和高加抽汽逆止门应联锁关闭。

6.2.5机炉电大联锁试验。

机炉电大联锁试验应在主辅机所有单项联锁试验全部完成后，于机组整套启动前进行。

首先进行锅炉MFT复位，在“试验”位置启动引风机、送风机、一次风机、给煤机和磨煤机，开启燃油快关阀，进行汽机复位挂闸，启动交流润滑油泵，开启所有抽汽逆止门和抽汽电动门，在发电机侧合上发电机同期开关。

a)短接任意发电机主保护动作信号的接点，则发电机同期开关应断开，汽机应跳闸，汽机所有主汽门和调速汽门应联锁关闭，汽机所有抽汽逆止门和抽汽电动门应联锁关闭，锅炉MFT应动作，锅炉所有一次风机、给煤机和磨煤机应联锁跳闸，锅炉燃油快关阀应联锁关闭。

b)远方操作汽机跳闸按钮，则锅炉MFT应动作，发电机出口断路器跳闸。

c)远方操作锅炉MFT按钮，则汽机应跳闸，发电机出口断路器跳闸。

d)硬接线跳闸机组按钮。

独立于DCS之外，当DCS死机或断电，可以跳闸锅炉、汽机和发电机出口开关。

6.2.6本期水处理控制系统包括原一期2X350MW机组化学除盐水两个系列和二期2X600MW机组化学除盐水新增加的一个系列设备，该三个系列设备向4台机组提供全部的锅炉补给水，主要由三套高效过滤器、强酸阳离子交换器、除二氧化碳器、强碱阴离子交换器、混合离子交换器以及除盐水箱、除盐水泵等设备组成。

化学水控制系
统按照化学工艺流程实现程控制水，及集控监视功能。

6.2.7除灰方式采用内旁通（双套管）气力除灰系统将电除尘器排灰输送至储灰库进行储存。

按每台锅炉配置1套气力输灰系统进行设计，系统出力在连续运行时按满足设计煤种排灰量的150％设计。

除灰控制系统能对整个工艺系统进行集中监视、管理和自动顺序控制，并可实现远方软手操。

顺序控制采用以微处理器为基础的可编程程序控制器（PLC），顺控逻辑设计应符合工艺系统的控制要求。

在除灰控制室采用CRT操作站进行监视控制，即通过CRT画面和键盘鼠标对整个工艺系统进行监视控制，不设常规的模拟盘。

在压力输送设备等就地处应设就地控制柜（箱），可对相应子系统或单个设备进行就地操作。

在就地控制柜（箱）上设远方/就地切换开关。

每套气力除灰系统配置一套PLC，运行人员操作员站具有组态、编程功能。

本工程共设3座直径为15m 的灰库，脉冲袋式库顶除尘器、真空压力释放阀，均露天安装在灰库的顶部；灰库气化板均匀并以一定角度，倾斜安装在灰库储灰段的底部；干灰散装机及双轴搅拌机，安装在干灰库运转层内。

气力除灰及灰库系统按照工艺流程实现程控并投入。

6.2.8除渣控制系统按照工艺流程实现程控。

6.2.9本电厂输煤系统,包括从斗轮机卸煤经输煤皮带再到电厂煤仓间配煤的全过程。

输煤程控系统有三种运行方式：自动、远方软手操和就地手动。

自动方式为主要运行手段，应尽量减少运行人员的操作步骤，做到简洁，明嘹。

远方软手操是辅助手段，自动与远方软手操方式的切换通过软件来完成。

就地按钮箱上手动操作不通过PLC，仅作为试验操作及软操的后备手段。

输煤控制系统按照工艺流程实现程控并投入。

6.2.10工业电视/火焰电视系统在机组启动前投入。

6.3动态调试
在动态调试过程中，根据辅机系统的试运情况，逐步投入各个系统的联锁保护功能，并适当修改动态参数以满足主辅机系统的实际运行情况。

在机组整套时，应投入全部联锁保护功能。

7 动态投入
辅机联锁保护随该系统运行投入，保证系统安全稳定运行。