热工联锁保护系统配置优化方案 (1)

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火电厂保护、联锁和报警系统管理实施细则(3篇)

火电厂保护、联锁和报警系统管理实施细则第一章总则第一条为了规范____热电厂(以下简称____热电厂)生产管理过程中保护、联锁和报警系统的管理程序，明确权限职责，确保保护、联锁投退时不出现意外事故，同时使保护、联锁和报警系统在设备出现故障和人为操作不当等异常状况时能及时准确地动作或报警，确保发电机组安全、可靠和稳定运行，依据公司《管控体系》特制定本细则。

第二条本制度适用于____热电厂在生产全过程中涉及联锁保护管理的规定。

第三条名词解释保护。

反应于电力系统中电气设备故障或不正常的工作情况，而作用于系统内开关跳闸或发出告警信号的一种电工应用技术或电工装置，又称为继电保护、或者继电器、或者热工保护等。

联锁：为了保证设备运行安全，通过技术方法，使各个设备和系统之间按一定程序、一定条件建立起的既相互联系，而又制约关系，这种制约关系即联锁。

报警：因设备运行参数、工况或相关条件超过一定安全界限后有可能造成设备、人员、控制品质等威胁而通过声光信号、动1作指示提醒相关人员引起重视的一种行为。

第四条依据电力生产安全二十五项反措和电业安全规程及各级安监单位对安全生产的相关要求和“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，在生产全过程中必须完全符合安全要求。

第五条本制度适用于____热电厂设备维护部各班组。

第二章____与职责第六条保护、联锁和报警系统定值一般是由生产技术部主管____相关专业人员进行计算和整定。

发电机组正常运行时，任何人不得擅自改动保护、联锁和报警系统参数设置定值。

第七条当保护、联锁和报警系统出现故障，特殊情况下需要对设置的参数重新修改时，应由设备维护部保护负责人员提出并填写保护、联锁和报警系统定值修改申请单，说明原因及定值更改的时间，并根据定值修改的性质和要求，制定技术措施和安全措施，依次经设备维护部主管、发电部专业主管、生产技术部专业主管和主管生产厂长或总工审批。

如果系调管设备的保护系统，由当班值长以书面或口头形式申请电网调度同意后方可执行，同时汇报电力公司调度中心。

XXXXX电厂保护、联锁和报警系统管理制度

XXXX电厂保护、联锁和报警系统管理制度（热工）第一章总则第一条本制度规范XXXX电厂(以下简称XXXX电厂)热工保护、联锁和报警系统运行和投退的管理程序，明确热工保护、联锁和报警定值的审批及管理程序。

强化热工保护、联锁和报警装置的管理，确保发电机组和电网的稳定运行，尤其是加强关键发电设备热工保护系统的管理，使保护装置在关键设备出现故障和异常时及时准确的动作或报警，确保关键设备的安全。

第二条本制度适用XXXX电厂所有带有热工保护、联锁和报警装置的发电设备和系统。

适用于XXXX电厂关键设备保护系统的管理，包括职责划分、工作要求及试验与维护。

适用于识别关键设备保护系统的设备和系统，且确立其维护职责，明确了热工保护审批流程、维护职责、投入和退出管理的流程、职责和管理要求。

制度执行坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，遵循“保人身、保设备、保电网”的原则，以安全作业规程、相关规程规范为准绳，严格执行“三票三制”，严格规范人员行为，杜绝违章，防止事故的发生。

第二章执行依据与规定第三条引用标准及关联制度：（一）《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》（DL/T 1056）（二）《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL/T 774）（三）国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号）（四）XX公司《火力发电厂热工技术监督标准》（五）XX公司《火力发电厂技术监督通用管理标准》（六）XX公司公司《火力发电厂全过程技术监督考核标准（试行）》(七)《XXXXXXX热工保护投退管理制度》第四条专用术语定义（一）主保护：指直接引发锅炉BT、MFT，直接使汽轮机跳闸、发电机解列的保护及炉、机、电之间的大联锁。

XXXX 电厂主保护为BT、MFT、ETS（包含DEH）以及与发电机跳闸相关保护。

（二）主要辅机保护、联锁：指直接引发发电机组主要辅助设备停运或系统退出运行的保护功能，以及主要辅机和设备间的联锁功能。

大型火电机组热工保护及联锁逻辑的优化

摘要：合理设置火电机组热工保护与联锁系统的逻辑定值，是防止系统误拒动、保障机组安全安全可靠运行极其重要的一环。

因此，对逻辑进行优化和对定值进行核查也就显得尤为必要。

本文就如何优化一些热工保护联锁系统的逻辑和正确制定热工保护与联锁的定值谈一些体会，希望能够为提升火电厂热工保护联锁系统的可靠性提供一定的参考。

关键词：热工保护与联锁；逻辑；定值；优化0 前言由于发电企业管理考核和生产经营等多方面的压力，热工保护与联锁系统的逻辑和定值设置都比较偏向于防止误动，这样相对增大了拒动的风险。

下面将如何正确地去确定保护逻辑和定值，防止机组热工保护联锁系统发生拒动、误动的对策进行探讨，并针对一些比较典型热工保护联锁逻辑提出相应的优化措施。

1 火电厂热工保护联锁系统的任务和组成热工保护与联锁的主要作用是在机组启停和运行过程中，当发生危机设备安全的危险工况时，自动采取保护或者联锁措施，防止故障扩大。

联锁则是一种处理故障的控制方式，属于保护范畴的控制功能，因此热工保护系统有时也称为保护联锁系统，它传输的信号通常为热力过程中的开关量信号。

当前火电机组的热工保护及联锁系统基本上都是由DCS 或PLC实现，主要包含有测量发信回路、输入回路、逻辑运算回路、信号输出回路、执行回路。

其中，测量发信回路的任务就是通过检测热力过程或设备的运行参数，判断发出保护或联锁启动所需信号，通过输入回路传输到控制器之中的逻辑运算回路，控制器根据事先设置好的联锁或保护逻辑进行运算，并通过输出回路输出运算结果给现场执行回路执行，以保障热力系统安全运行，从而为机组的安全稳定运行奠定基础。

由此可见，其中的任意一个环节出现问题，均会影响到保护联锁系统的可靠性。

2 热工保护联锁逻辑和定值优化热工保护与联锁所针对的对象是热力系统，它包含了热力过程和热力设备，因此，热工保护与联锁逻辑设计和定值制定的依据必然是热力系统的相关特性和运行要求。

具体的主要有：热力系统的设计说明（SDD）、热力设备厂家所提供的控制保护说明或运行说明、防止电力生产事故的二十五项重点要求、热工保护联锁设计和运行维护的相关规程、热控系统可靠性评估技术导则等。

300MW热工主保护及联锁规范最终版

＞0.12Mpa
2
汽泵前置泵径向轴承温度高
【65℃】
3
汽动给水泵径向轴承温度高
【65℃】
4
汽动给水泵径向轴承温度高高
90℃
6
汽泵推力轴承温度
90℃
7
汽动给水泵推力轴承温度高
送风机踹振报警
电动给水泵 1 2 3 4 5 6 7
电泵径向轴承温度高电泵前置泵径向轴承温度
电泵正推力轴承温度电泵负推力轴承温度电泵电机线圈温度高电泵出口侧密封水温度高
液偶轴承温度高
8
液偶润滑油冷油器入口油温高
9
液偶润滑油冷油器出口油温高
10
液偶工作油冷油器入口油温高
11
液偶工作油冷油器出口油温高
热工主保护及联锁规范
第一章热工主保护及联锁定值
报警及保护定值
编号
设备名称
动作定值
炉侧
1
火焰工业电视压缩空气压力低
≤0.2MPa
2
火检冷却风母管压力低Ⅰ值
≤4.5KPa
3
火检冷却风母管压力低Ⅱ值
≤2KPa
4
#1 炉1-1 火检冷却风机进口滤网差压高高 ≥1000Pa
5
炉膛压力低Ⅰ值
≤-996Pa
6
炉膛压力低Ⅱ值（#4 炉）
新加新加新加 19.84 MPa 18.95MPa 18.57 MPa 新加新加 +100mm +150mm +250mm -100mm -150mm -250mm 70℃ 长山新加长山新加
30
空预器低部轴承温度高
85℃
报警
无
31
燃油快关阀前压力高
5.4MPa

热工逻辑保护可靠性优化

热工逻辑保护可靠性优化摘要：提高热工逻辑保护系统的可靠性，需要从热工控制系统的设计、安装、调试阶段就全程贯彻冗余的思想，从根源上杜绝保护回路上的单一环节，做好自动回路的设计与调试，并在系统运行后加强专业技术管理，持续进行控制逻辑保护的优化，从而提高机组的运行稳定性。

基于此，对热工逻辑保护可靠性优化进行研究，仅供参考。

关键词：热工逻辑保护；可靠性；优化引言电厂恒温器保护装置的可靠性直接影响发电机组的安全稳定运行。

保护锁逻辑和回路配置策略确定保护逻辑是否正常工作。

“25预防发电事故的重点要求”以及电力行业热自动化系统的相关说明、标准等，对热保护逻辑和控制回路提出了特殊要求。

1热工保护可靠性的常见错误1.1设计、安装、调试存在缺陷许多电机由于机械热保护的设计、安装、调试和调试中存在质量缺陷，造成了不正常或排斥现象。

有证据表明，一些电站在基本调试中，负压炉进气道未按设计安装，致使进气道因进气道安装角度不足或水平而严重堵塞，无法测量，导致炉压保护失效。

1.2关键硬件设备时钟频率故障硬件系统与供电设施之间的紧密联系必须确保系统硬件更加可靠，尤其是保护出口类型。

工作人员应直接检查原件和原件，并确保其正常工作。

当应用中出现温度效应时，如果中间存储卡出现故障，可能会出现设备故障，主要原因是多输出设备本身存在问题。

当电子设备的使用寿命超过正常使用寿命时会出现此错误。

过了一段时间后，机器和设备还会出现许多其他问题，如果散热系统出现问题，可能会导致误报。

、2热工逻辑保护可靠性优化措施2.1电源系统可靠性优化电源可靠性是热工控制系统可靠性的基础。

作为热工控制系统的一个重要组成部分，电源系统是控制系统长期、稳定地保持正常工作能力的基础。

电源系统需要日夜不停地连续运行，还要经受环境条件变化、供电和负载冲击等考验，而且运行中往往难以进行检修，这一切都使得电源系统的可靠性变得十分重要。

其可靠性及故障的预防和处理，直接影响机组的安全经济稳定运行。

热工保护及其配置原则说明

热工保护及其配置原则说明1、热工保护1.1热工保护定义热工保护是通过分析实际工作中发生的热力学状态参数发生异常或者超过或低于设定的限值，而对热力系统中的生产设备通过逻辑自动控制或顺序启停的方式自动控制热力系统中设备及状态参数的程序和设备的总称。

讨论了热工程控保护信号在逻辑实现时要注意的问题及一些提高可靠性的实施策略。

1.2、热工保护的作用。

热工保护的主要作用是当机组在启动和运行过程中发生危及设备安全的状态及情景时，使其能自动采取保护或联联，防止事故扩大而保护机组设备的安全。

2、火电厂热工保护的原则。

2.1、热工保护是通过对机组工作状态和运行参数进行监视和控制而起保护作用的，当机组发生异常时，保护装置及时发出报警信号，必要时自动启动或切除某些设备或系统，使机组仍然维持原负荷运行或者减负荷运行。

当发生重大故障而危及机组设备安全时，停止机组（或某一部分）运行避免事故进一步扩大。

热工保护系统是火力发电厂一个十分重要的、不可缺少的组成部分，对提高机组的可靠性和安全性具有十分重要的作用。

随着DCS控制系统的日益发展，热工自动化程度越来越高，使机组的安全、可靠性得到了很大的提高。

但热工保护误动和拒动的情况还时有发生，如何提高热工保护的可靠性，使其”该动时则动，不该动就不动”。

2.2、热工保护的基本配置原则是“既要防止拒动，也要防止误动”。

为防止单个部件或设备故障和控制逻辑不完善而造成机组跳闸，在新机组逻辑设计或运行机组检修时，应采用容错逻辑设计方法。

对运行中易出现故障的设备、部件和元件，从控制逻辑上进行优化和完善。

通过预先设置的逻辑容错措施来降低或避免控制逻辑的误动作。

运行机组应对热控保护连锁信号取样点的可靠性进行论证确认。

对控制系统的硬件、逻辑条件、定值进行可靠性梳理和评估分析，对机组设备安全运行有严重影响的热控保护逻辑从提高可靠性角度进行优化，例如：a.条件许可的单点信号保护逻辑，改为信号三取二选择逻辑——即采用三个一次元件进行测量，当其时两个或两个以上的信号动作时，信号单元就有输出，这样大大降低了信号的误动作率和拒动作率，提高了系统的可靠性。

热工联锁保护系统配置优化方案六章

第六章机炉联锁保护配置优化方案示例
由于热工联锁保护在热力生产过程中处于特别重要的地位，每台机组不仅应根据生产过程要求配置完整的热工联锁保护功能、设计严谨的联动逻辑，还要考虑选择合适的控制设备、跳闸信号来源、信号测量安装位置等，以保证热工联锁保护系统在投入运行后能够功能齐全，且准确、灵敏、完善、可靠地确保机组安全经济运行。

同时热工联锁保护系统还要考虑具有防止保护误动、拒动的相关措施。

本章在总结前几章内容基础上给出300MW机组、135MW（125MW）机组及100MW机组的基本热工联锁保护配置优化方案示例，阐述了火电机组需设置哪些热工联锁保护项目，根据设备实际情况给予了较佳保护设定建议值，与热工保护相关的联锁条件和联动顺序、热工保护动作后需要联动的设备启动或停止及其它相关动作，保护信号来源于压力开关还是变送器，测点安装在什么位置信号较准确可靠、测点安装时需要考虑的一系列问题（比如防堵要求、防堵效果、保温情况、保温的最佳位置或其它特殊要求等），该项保护是否需要独立于DCS 的单独硬操作回路、是否需要直接硬手操（即防止热工保护拒动的措施）等等方面的参考。

并给出了与该热工联锁保护相关的（设计）标准规程。

第一节 300MW机组机炉保护配置优化方案示例
1、炉侧主重要保护
2、炉侧主要辅机保护。

火电厂保护、联锁和报警系统管理实施细则范文（4篇）

火电厂保护、联锁和报警系统管理实施细则范文1. 简介本文旨在规范火电厂保护、联锁和报警系统的管理实施细则。

这些系统的有效运行对于保障火电厂的安全运行至关重要，因此必须加强管理和维护工作，确保系统的可靠性和稳定性。

2. 系统划分2.1 保护系统：保护系统是用于监测和保护火电厂设备、线路和人员安全的系统。

包括发电机保护、变压器保护、线路保护等。

2.2 联锁系统：联锁系统用于设备之间的相互制约与配合，确保设备的安全运行。

包括设备间联锁、序列控制联锁等。

2.3 报警系统：报警系统用于监测和识别火电厂设备的异常状态，及时发出警报并采取相应措施。

包括设备报警、火警报警等。

3. 管理实施细则3.1 技术要求3.1.1 保护系统应满足国家相关标准和规范要求，并经过专业人员的设计与调试。

3.1.2 联锁系统应确保设备间的联动控制准确可靠，避免设备运行冲突或安全隐患。

3.1.3 报警系统应具有灵敏的监测和识别能力，能够及时发出警报并记录相关信息。

3.2 设备管理3.2.1 所有保护、联锁和报警设备应进行定期检验和维护，确保其正常工作。

3.2.2 新设备投入使用前，应进行试运行和调试，并确保其满足技术要求。

3.2.3 各类设备应有相应的检测标准和操作规程，并严格按照标准和规程进行操作和维护。

3.3 系统管理3.3.1 系统管理员应具备相关专业知识和技能，并定期接受培训和考核。

3.3.2 对于系统的变更和升级，应进行详细记录并重新测试，确保变更无误。

3.3.3 对于系统的故障和警报，应及时进行分析和处理，并详细记录相关信息。

3.4 应急预案3.4.1 火电厂保护、联锁和报警系统应制定完善的应急预案，明确各级人员的责任和任务。

3.4.2 应急预案应定期检查和更新，确保其与火电厂的实际情况相适应。

3.4.3 应急演练应定期组织，以检验应急预案的有效性和操作人员的应急能力。

4. 管理评估4.1 定期对火电厂的保护、联锁和报警系统进行综合评估，发现问题及时解决。

热工联锁保护逻辑说明

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；1.2.1.2 密封水与给水泵进口差压≥0.1MPa；1.2.1.3 密封水与给水泵进口差压≤0.2MPa；1.2.1.4 电机冷却水压力≥0.15MPa；1.2.1.5 润滑油压力≥0.16MPa；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≤0.08MPa；1.2.2.2 电泵跳闸联锁投入时电泵入口压力≤1.0MPa；1.2.2.3 电泵入口温度≥190℃；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≥85℃或偶合器工作油冷却进口温≥130℃或偶合器润油冷却进口温≥75℃或偶合器润油冷却出口温≥65℃或电泵轴承温度≥95℃或电泵电机轴承温度≥80℃或C 前置泵轴温≥85℃或电泵推力轴温≥100℃或电泵出水温度≥190℃)；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≤-850mm(LL=-850mm,水箱中心线以上850mm 为零位)；2.2.2.2 小机润滑油母管压力≤0.08MPa；2.2.2.3 给泵跳闸联锁投入时，给泵进口压力≤1.0MPa；2.2.2.4 给泵入口、出口温度≥190℃；2.2.2.5 小机排汽压力≥-40KPa；2.2.2.6 给泵转速≥6100rpm；2.2.2.7 给泵出口压力≥28MPa（该条件与转速≥6100rpm 共用一组IO)；2.2.2.8 给泵温度高(给泵支持轴承温度≥95℃或给泵推力轴承温度≥100℃或前置泵轴承温度≥85℃)；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≥85℃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3.2.2.1 凝泵轴承温度温度≥90℃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；3.2.3.3 凝汽器水位≤-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≤0.085MPa,联锁启动交流润滑油泵；5.2.1.2 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压≤0.06MPa 联锁启动直流润滑油泵；5.2.1.3 润滑油压低联锁投入时，汽机润滑油母管油压≤0.08MPa, 联锁启动低位润滑油泵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5.2.3.1 汽机油箱加热器联锁投入时，冷油器进口油温≥38℃，联锁停加热器；5.2.3.2 汽机油箱加热器联锁投入时，冷油器进口油温≤20℃，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≤20℃，启电加热器；6.2.2.2 EH 油箱油温≥38℃或EH 油箱油位≤300mm，停电加热器；6.2.2.3 EH 油箱油温≤38℃，关冷却水电磁阀；6.2.2.4 EH 油箱油温≥55℃，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℃)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14℃或高中压缸壁温与高压汽封蒸汽温度差大于111℃)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；11.2.2.2 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；13.2.2.6 #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；13.2.2.8 一段抽汽管上下汽温差≥14℃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≥14℃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≥14℃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≥14℃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≤59MW，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≥14℃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≤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≥14℃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≤59MW，联锁开六段抽汽管道疏水电动、气动门；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；#1 高加水位低II 值，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；#2 高加水位低II 值,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，#3 高加水位低II 值,联锁关#3 高加危急疏水电、气动门；13.2.2.17 除氧器水位高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III 值或三段抽汽压力减除氧器压力≤0.3MPa，联锁开#3 高加启停疏水前后电动门；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；13.2.2.26 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≥79℃，联锁开后缸喷水阀；低压缸排汽温度≤79℃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≤3rpm；14.2.1.3 零转速TSIWSO 值≤4rpm；14.2.1.4 汽机转速值WS≤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≤0.03MPa；14.2.3.4 推进装置压缩空气压力≤140KPa；14.2.3.5 顶轴油泵出口压力≤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≤-81KPa。

火电厂主设备热工保护优化

火电厂主设备热工保护优化火电厂主设备热工保护优化从效果上讲，是提高火电厂设备可靠运行的有效手段。

在火电厂运行中，主设备发生故障的主要原因是由于长期运行，机械应力和热应力的积累，使得材料发生损伤或疲劳断裂。

这些问题的发生不仅会降低设备的可靠性和运行效率，还可能导致严重的安全事故。

为了保证火电厂设备的安全可靠运行，需要进行热工保护。

传统的热工保护方法主要包括超温保护、低温保护、高压保护和低油压保护等，但这些方法都存在一定的局限性。

例如，超温保护只能控制温度过高，而不能防止热应力产生；低温保护也只能防止机组启动时冷态下出现故障，而对长时间运行中的设备保护作用较小。

因此，火电厂主设备热工保护需要采用更加细致和全面的方法。

在现代火电厂中，基于数学模型的智能化控制系统是一种更加有效的热工保护方法。

这种方法在机组运行中可以实时监测关键参数，如温度、压力等，通过对运行数据的分析和处理，预测机组可能出现的故障，并作出合理的保护措施。

这种智能化控制系统可以提供以下热工保护功能：1. 实时监测主设备状态。

通过监测设备的运行状态和关键参数，例如温度、压力、转速等，判定设备是否正常运行，及时发现并提醒操作人员设备的异常情况。

2. 分析主要故障模式。

通过对设备的大量运行数据进行分析，识别并确定主要的故障模式，以及造成故障的因素和规律，为预测设备故障提供依据。

3. 基于数据模型进行故障预测。

根据获得的运行数据和历史数据建立设备的数据模型，预测设备可能出现的故障类型、发生时间，提前采取保护措施，并提醒操作人员进行更细致的检查。

4. 自动调整控制参数。

在运行过程中，随着工况的变化，设备的热应力也会发生变化。

通过智能化控制系统，可以自动地调节操作参数，以避免因热应力引起的设备故障。

总之，针对火电厂主设备热工保护的优化问题，采用现代智能化控制系统是十分有效的一个途径。

它能够通过整合多种数据源、分析设备运行数据、实时预测设备运行状态、自动调整操作参数等措施，提高火电厂设备的可靠性，确保其安全稳定运行。

热工保护、联锁、报警管理规定(2016年)

3.9系统或设备联锁保护、报警项目的设置或取消，需由申请单位提出设备异动申请，报总工程师批准后，方可实施。调试负责人经过试验传动并确认正确无误后，书面通知申请单位同时向运行人员进行保护逻辑修改书面交底，热工、发电部及相关专业备案。
4
明确热工保护、联锁的试验、检查、定值修改的要求以及热工保护系统投、退及相关记录的批转流程，提高热工保护的投入率及正确动作率。
DLT656-2006火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程
3
3.1 热工保护、联锁、报警定值管理包括发电机组工艺系统和设备联锁保护设置的取消、修改、检修、维护、投退、定值确定、传动试验及有关技术管理等所有与保护、联锁装置有关的管理工作。
3.2 热工保护、联锁、报警确定或变更时需填写设备异动申请单，经总工程师批准后，由调试部门具体实施，保护、联锁、报警定值变更后要向相关专业及运行人员以书面形式交底。
6.3基建期间热工保护传动管理流程图见附录C。
6.4基建期间热工保护、联锁、报警定值管理流程图见附录D。
7
7.1热工保护投、退操作票（一联），热工保护投、退操作票（二联）见表1.
7.2设备异动申请单。
表1 热工保护投、退操作票（一联）
编号：
申请人：
投、退保护名称：
投、退保护原因：
投、退保护方式：
（软开关、逻辑强制、解接线端子）
异动内容
异动原因
异动前情况
异动后情况
可能出现的问题及注意事项
调试初审
签名：日期：
设备异动会申表
申请单位
主设备专业
申请人
申请时间
设备名称
需配合专业
会审
签字日期：
签字日期
签字日期
签字日期

热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度.doc

热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度7 热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度
批准：
审核：
编制：
2014-1-1发布2014-1-1实施
****电厂
热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度
1、主辅机联锁保护定值是制造厂对设备运行规定的安全保证值，联锁保护逻辑及设定值一经投运，原则上不得随意修改。

2、确因需要必须对主辅设备联锁保护逻辑和保护定值作修改时，应由
要求修改部门提出异动申请，填写《联锁保护逻辑和定值修改申请表》，报有关部门审核后，经总工程师批准，由热工人员实施。

实施完成的《联锁保护逻辑和定值修改申请表》应妥善保管。

3、热工人员根据修改、变更的性质和要求，编写详细步骤和措施，在实施异动修改后做好记录，工作结束3天内将修改后的组态图经生产技术部门校审后送厂资料室存档。

4、主辅设备联锁保护逻辑和保护定值的修改应尽量安排在机组停运时实施。

运行中因主辅设备或热控设备需要临时更改主辅设备联锁保护逻辑或保护定值时，需解除保护的应按《热工联锁保护投退出管理制度》的有关规定执行。

5、因动力设备试运或特殊运行工况的要求，需强制DCS组态部分启动条件时，由当值值长填写《强制DCS部分组态条件通知单》，通知热工人员执行。

热工人员接当值值长通知后，工作人员在集控室对通知单内容进行确认无误后，签字并执行。

解除强制条件仍由当值值长填写《解除强制DCS部分组态条件通知单》，通知热工人员执行。

6、《强制DCS部分组态条件通知单》和《解除强制DCS部分组态条件通知单》记录本存放在运行值长处。

热工保护联锁【锅炉保护与联锁】

7、屏蔽送引风设定值与测量值偏差大切手动 8、引送风机跳闸RB后，由于送风量骤减，未跳闸送风机会在自动调节的作用下迅速开大，可能造成炉膛压力过高，可利用炉膛压力高来限制，等炉膛压力恢复正常后，由于负荷的下降风量设定值持续下降，这时过程值与给定值已比较接近，送风机调节会比较平缓。压力高值可根据现场试验情况确定。（#3机组设为130，#4为150，压力值为惯性后的值） 9、屏蔽送引风机动叶指令和反馈偏差大切手动 10、屏蔽炉膛负压信号故障切引风自动 11、中断并禁止吹灰（长吹、短吹、空预器吹灰） 12、压力设定切滑压方式，（为保证切换成功，加RS触发器，复位条件为：1定压投入，2MFT，3机、炉主控均未投入自动）直接加在主蒸汽压力设定手操器PA项上即可，滑压值根据当前负荷得出。
电泵抢水试验
•投入抢水按钮、联泵按钮，当任一汽泵跳闸时，触发动作条件，联启电动给水泵 •电动给水泵联启后，跟踪指令为负荷---电泵液偶对应函数（此函数根据实际运行数据得出）
一次风机RB动作情况：
1、延时5S跳#3磨煤机 2、置二次风门关到DE=30%，EF=10%， OFA1=20%，OFA2=0%，OFA3=0（#4机组逻辑）， #1-3为：OFA2=0, OFA1=0, C-OFA=30, FF=60, EF=60, E=10, DE=10, D=10,(根据风门关闭时间加15S脉冲)投入AA层#1、#3大油枪，延时5S后投入AA层#2、#4大油枪 3、关闭所有减温水调节阀并切除减温水自动 4、屏蔽送引风设定值与测量值偏差大切手动 5、屏蔽送引风机动叶指令和反馈偏差大切手动 6、屏蔽炉膛负压信号故障切引风自动 7、屏蔽一次风机变频指令与反馈偏差大切手动 8、屏蔽一次风自动设定值与测量值偏差大切手动 9、中断并禁止吹灰（长吹、短吹、空预器吹灰） 10、压力设定切滑压方式 11、CCS切为TF方式 12、锅炉主控跟踪RB指令注：因一次风机为变频控制，无过流保护

热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度7.doc

热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度7 热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度批准：审核：编制：2014-1-1发布2014-1-1实施****电厂热工联锁保护逻辑和定值修改管理制度1、主辅机联锁保护定值是制造厂对设备运行规定的安全保证值，联锁保护逻辑及设定值一经投运，原则上不得随意修改。

2、确因需要必须对主辅设备联锁保护逻辑和保护定值作修改时，应由要求修改部门提出异动申请，填写《联锁保护逻辑和定值修改申请表》，报有关部门审核后，经总工程师批准，由热工人员实施。

实施完成的《联锁保护逻辑和定值修改申请表》应妥善保管。

4、主辅设备联锁保护逻辑和保护定值的修改应尽量安排在机组停运时实施。

5、因动力设备试运或特殊运行工况的要求，需强制DCS组态部分启动条件时，由当值值长填写《强制DCS部分组态条件通知单》，通知热工人员执行。

热工人员接当值值长通知后，工作人员在集控室对通知单内容进行确认无误后，签字并执行。

解除强制条件仍由当值值长填写《解除强制DCS部分组态条件通知单》，通知热工人员执行。

6、《强制DCS部分组态条件通知单》和《解除强制DCS部分组态条件通知单》记录本存放在运行值长处。

热工试验室管理制度1热工试验室管理制度实验室管理制度1．非本室工作人员未经许可不得入内，外单位学习、参观人员应持有介绍信，按厂部有关规定办理手续后方能接待。

2．室内必须保持清洁卫生，出入更衣换鞋，不准将雨、雨伞等潮湿物品带入计量室，准在室内吸烟，吃零食，不准大声喧哗。

3．被校仪器，仪表须经清扫无尘后，方可进入室内检定。

4．室内的仪器、仪表与设备未经许可不得随意移动或携带出门。

火力发电厂热工保护误动拒动原因分析及处理措施

火力发电厂热工保护误动拒动原因分析及处理措施摘要：火力发电厂作为重要的能源供应单位，承担着供应电力的重要任务。

热工保护系统在发电厂中起着至关重要的作用，能够及时保护设备，保证发电过程的安全和稳定。

然而，在实际运行中，热工保护系统出现误动和拒动的情况时有发生。

基于此，文章深入探究热工保护误动拒动的原因，然后提出相应的处理措施，希望可以为相关人员提供参考。

关键词:火力发电厂；热工保护；误动拒动引言热工保护系统作为发电行日常运行中重要的组成部分，不仅能够提高机组主辅设备的安全与可靠性，同时还能对设备故障进行有效保护，及时停止设备运转，有效缩小故障范围，为检修和维护工作提供了极大便利，进而极大降低因机械故障造成的财产与人身损失。

一、火力发电厂热工保护误动拒动原因分析（一）系统设计热工保护系统误动和拒动的原因主要是系统设计中冗余不足。

在热工保护系统中，各个CPU处理器和数据交换装置并没有采用冗余配置的模式，缺乏备用装置。

这就意味着当某个CPU处理器或数据交换装置发生故障时，系统无法自动切换到备用装置，从而可能导致误动或拒动的出现。

同时，单通道采用的输入和输出信号没有进行充分的保护。

与此同时，单一模件采用了单模件或TSI的振动设计，当通道或模件发生损坏时，就会导致误动的情况发生[1]。

这说明系统对于输入和输出信号以及模件的保护措施仍然有所欠缺。

此外，机架、CPU和卡件都采用了单一的电源供应，如果电源发生故障，设备和模件的运行就会受到影响。

（二）工作环境火力发电厂作为一个特殊的工作环境，其热工保护系统在运行中面临一些挑战。

工作环境的湿度要求对保护系统的正常运行至关重要，然而，在火力发电厂中，湿度往往难以控制在一个理想的范围内。

特别是在潮湿混浊的环境条件下，一些就地设备容易发生结露现象，例如端子板等。

这就会对热工保护系统产生严重的影响，可能导致误动和拒动的发生。

结露现象会导致火力发电厂的DCS系统受到直接影响。

热工联锁保护系统配置优化方案(五章).doc

第五章保护用控制设备与测量元件第一节概述随着我国电力工业的迅速发展，火电厂的装机容量和单机容量都日益增大，运行参数越来越高，发电机组的安全可靠性对本机组、对电网乃至对国民经济来说更显得极为重要，热工保护系统的规模也大幅度上升，对热工保护系统的控制方式、运行水平的要求也越来越高，保护控制系统的安全可靠性，对保障机组的安全稳定运行显得十分关键。

热工保护系统肩负着保护主、辅设备，保证机组安全运行和防止事故扩大的重任，它是机组自动化控制的重要组成部分，热工保护是通过对设备工作状态和机组运行参数的严密监视，发生异常情况时，及时发出报警信号，必要时自动启动或切除某些设备或系统，使机组维持原负荷运行或减负荷运行。

机组在启停和运行过程中，当发生重大故障而危及机组设备和人身安全的故障时，及时采取相应的措施或加以保护，软化故障，停止机组（或某一部分）运行，避免事故进一步扩大，保证机组的正常启停和安全运行，从而避免发生重大的设备损坏和人员伤亡事故。

为了实现机组热工保护的任务，其核心是热工保护控制设备，以及具有向热工保护控制设备提供信息的热工保护测量元件，合理地选用可靠的热工保护控制设备与测量元件，对提高机组自动控制水平，减轻运行人员的负担，增加机组运行的可靠性具有重大意义。

在我国火力发电厂应用DCS和PLC的初期，人们对采用可编程序软逻辑实现保护功能，在动作速度和可靠性上存在疑虑，因此与机组安全有关的功能（如汽轮机危急跳闸系统ETS，主燃料跳闸MFT、汽机防进水保护、主要辅机的联锁保护等）大多数情况下采用电磁继电器或固态集成电路组成的硬接线逻辑。

由于采用电磁继电器或固态集成电路组成的硬接线逻辑对于较复杂的控制是相当困难和不可能的，并且电磁继电器或固态集成电路本身具有不足之处，影响控制系统的各项性能。

上个世纪80年代未国内,火力发电厂DCS应用范围开始扩大到炉膛安全监控系统FSSS和SCS(包括了辅机联锁保护和汽机防进水保护), 于是形成了DCS完成四大功能(DAS、MCS、SCS、FSSS) 的模式.机组运行的安全可靠，不仅依赖于各设备的安全可靠性能，而且同各类保护控制装置的准确性和可靠性密切相关。

火电厂保护、联锁和报警系统管理实施细则（3篇）

火电厂保护、联锁和报警系统管理实施细则一、引言本文旨在对火电厂的保护、联锁和报警系统管理实施细则进行详细阐述，以确保火电厂运行安全稳定、保护设备得到有效的保障。

二、保护系统管理1.保护系统的分类与功能划分保护系统分为主保护系统和辅助保护系统。

主保护系统包括发电机保护、发电机变压器保护等，辅助保护系统包括火电厂发电机励磁、线路保护等。

在保护系统的设计中，需要明确各个保护功能的范围和触发条件。

2.保护装置的选型和设置根据火电厂的实际情况，需要选用具有可靠性、灵敏性和适应性的保护装置。

在设置保护装置时，需要考虑设备的特性和相关的运行参数，以确保保护装置能够在故障发生时迅速、可靠地触发。

3.保护参数及设备的定期检测保护参数是保护装置触发的条件，需要根据设备的特性和运行情况进行定期检测和校准。

定期检测可以采用设备自检或者外部检测设备进行，以确保保护参数的准确性。

4.保护装置的测试和试验为确保保护装置的可靠性和灵敏性，需要定期进行保护装置的测试和试验。

测试和试验的内容包括保护装置的触发响应时间、保护范围和功能等。

5.保护事件的记录和分析对于发生的保护事件，需要及时记录并进行分析。

记录的内容包括保护装置的触发时间、故障类型和处理情况等。

分析可以根据记录的数据，找出保护装置的问题，并提出相应的解决方案。

三、联锁系统管理1.联锁系统的设计和布置联锁系统是保障设备运行安全的重要手段，需要根据设备的特性和运行情况进行合理的设计和布置。

在设计时，需要明确各个联锁逻辑关系，并设置相应的接触器或传感器。

2.联锁参数的设定和调试联锁参数是联锁系统触发的条件，需要根据设备的特性和运行情况进行合理的设定和调试。

调试时可以使用设备自检或者外部检测设备进行，以确保联锁参数的准确性和可靠性。

3.联锁设备的定期检修和维护为确保联锁设备的正常运行，需要定期进行检修和维护。

检修和维护的内容包括清洁联锁设备、检查接触器的可靠性和调整传感器的灵敏度等。

火电厂热工保护系统的优化

2.4电缆接线短路、断路、虚接
电缆接线断路、断路、虚接引起的保护误动主要原因是电缆老化绝缘破坏、接线柱进水、空气潮湿腐蚀等引起。
2.5人为因素
因人为因素引起的保护误动大多是由于热工人员走错间隔、看错端子排接线、错强制或漏强制信号、万用表使用不当等误操作等引起烧损。
3火电厂热工保护系统优化研究
火电厂热工设备保护系统地位非常重要，是系统中的重要内容。传统开关控制系统存在很多不足之处，其在设计的时候往往都是从火电厂生产方面需求考虑的，在提高热工系统的运行能力方面则有所欠缺，其合理的设计思路并没有过多的体现[3]。
关键词：火电厂；设备；热工保护；可靠性
1当前我国的电厂设备发展现状
当前，电力行业已逐步形成大电网、大机组、高参数、高自动化的发展格局，火电机组越大，其设备结构就越复杂，自动化程度也要求越高。随着火电机组容量的提高及参数的增加，机组在启停及运行过程中需要监视的参数及控制的项目越来越多，热控系统监控功能不断增强，范围迅速扩大，故障的离散性也增大。当热控系统的控制逻辑、测量和执行设备、电缆、电源、热控设备的外部环境，以及安装、调试、运行、维护，检修人员的素质等，这中间任一环节出现问题，都会引发热控保护系统的误动或机组跳闸，影响机组的安全运行。因此，如何进一步做好热控系统，提高热控设备和系统运行的安全可靠性至关重要。
火电厂热工保护系统本身的容错能力只有在具备容错技术的前提下才能发挥出来，借助其能够对故障作出科学的检测、识别与隔离措施，从而在发生故障之后使得整个开关控制系统进行重构，逐步提升系统运行的可靠性和稳定性[5]。就当前的情况而言，一般说来，容错控制技术就是为了针对变动器和执行器出现故障而发挥有效的作用的。然而在火电厂的热工保护系统中，该技术本身的逻辑参数一般都是通过对电机线圈和轴承的温度进行的，一旦温度信号在设定值之上时，则就会对保护动作产生触动[6]。然而因温度测量回路会出现断线故障和接触不良等情况，有时候就会诱发拒动、误动等问题，所以需要全面监测测量回路，当回路正常时再依据设定的值对保护动作进行设计触发，当回路不正常时则就会触发报警信号，等到回路故障消除之后再将其切换为正常的状态，从而保证其能稳定运行。该容错设计思路不仅能采用温度控制，还能在风量保护系统和风烟系统压力中使用，从而防止出现误动的问题。