1、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、
2、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，
3、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：1MFT 动作后的联锁MFT 动作后
4、，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
5、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 1800
6、S；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
7、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
8、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 500KV1 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 50131 压板 1TLP1 退出4 1 发变组保护 A 柜投跳高压侧开关 50132 压板 1TLP2 退出5 1 发变组保护 A 柜投跳高压侧开关 50121 压板 1TLP3 退出6 1 发变组保护 A 柜投跳高压侧开关 50122 压板 1TLP4 退出71 发变组保护 A 柜 RCS-985G 保护装置投启动失灵5013 压板 1TLP9退出81 发变组保护
9、 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 50131 压板 1TLP1 退出10 1 发变组保护 B 柜投跳高压侧开关 50132 压板 1TLP2 退出11 1 发变组保护 B 柜投跳高压侧开关 50121 压板 1TLP3 退出12 1 发变组保护 B 柜投跳高压侧开关 50122 压板 1TLP4 退出131 发变组保护 B 柜 RCS-985B 保护装置投启动失灵5013 压板 1TLP9退出141 发变组保护 B 柜 RCS-985B 保护装置投启动失灵5012 压板 1TLP10退出152 发变组保护 C
10、 柜 DGT-801B 保护装置投跳高压侧开关5013压板 1XB退出161 发变组保护 C 柜 DGT-801B 保护装置投跳高压侧开关5012压板 2XB退出171 发变组保护 C 柜 DGT-801B 保护装置投跳高压侧开关5013压板 21XB退出181 发变组保护 C 柜 DGT-801B 保护装置投跳高压侧开关5012压板 22XB退出191 发变组保护 C 柜 DGT-801B 保护装置投启动失灵5013 压板 23XB退出201 发变组保护 C 柜 DGT-801B 保护装置投启动失灵5012 压板 24XB退出211 发变组保护 D 柜 DGT-801C 保护装置投跳高压侧开
11、关5013压板 1XB退出221 发变组保护 D 柜 DGT-801C 保护装置投跳高压侧开关5012压板 2XB退出231 发变组保护 D 柜 DGT-801C 保护装置投跳高压侧开关5013压板 14XB退出241 发变组保护 D 柜 DGT-801C 保护装置投跳高压侧开关5012压板 15XB退出251 发变组保护 D 柜 DGT-801C 保护装置投启动失灵5013 压板 3XB退出261 发变组保护 D 柜 DGT-801C 保护装置投启动失灵5012 压板 20XB退出271 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281 发
12、变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投 5012/5013失灵启动跳闸 7LP6投入291 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投投非电量跳高压侧 50131 压板 7TLP1退出301 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投投非电量跳高压侧 50132 压板 7TLP2退出311 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投投非电量跳高压侧 50121 压板 7TLP3退出321 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投投非电量跳高压侧 50122 压板 7TLP4退出331 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置 投非电量关主汽门
13、压板 7TLP5投入341 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351 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361 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投投非电量跳高压侧 50131 压板 8TLP1退出371 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投投非电量跳高压侧 50132 压板 8TLP2退出381 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置投投非电量跳高压侧 50121 压板 8TLP3退出391 发变组保护 E 柜 RCS-974AG
14、 保护装置投投非电量跳高压侧 50122 压板 8TLP4退出401 发变组保护 E 柜 RCS-974AG 保护装置 投非电量延时保护压板 8LP3a) 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。411 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 8LP4a) 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。421 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431 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
15、441 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
16、闭序号 设备名称 要求状态 检查结果 检查人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 TURBIN TRIP（汽机跳闸） “0”2 BOTH FDF STOP（送风机全停） “0”3 BOTH IDF
17、 STOP（引风机全停） “0”4 BOTH PAF STOP（一次风机全停） “0”5 BOTH COOL FAN STOP（火检冷却风机全停） “0” 6 COOL AIR PRESS LO（火检冷却风压力低） “0” 7 FURNACE PRESS HI（炉膛压力高） “0”8 FURNACE PRESS LO（炉膛压力低） “0”9 BOTH BFPR TRIP MFT（） “0”10 FW FLOW LL TRIP（给水流量低） “0”11 BOTH APH STOP（空预器全停） “0”12 AIR FLOW40 点为 161、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
18、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：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。6.2 汽机跳闸联跳锅炉、发电机。 汽机跳闸条件：凝汽
19、器真空低保护81、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 8LP49 解除 drop6-sheet008 中 BLRLOAD40 的强制步序 试验步骤 结果 执行人1 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 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 BLRLOAD40 点为 17电气二次人员在 500kV 继
20、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）：B101 3D：40 及 B105 3D：51；电缆号：AKW12-1518 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）：B101 3D：40 及 B105 3D：51；11 解除 drop6-sheet008 中 BLRLOAD40 的强制注：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） 。6.3 FGD 跳闸 锅炉
21、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#16 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） 、
22、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 BLRLOAD40 点为 16 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 BLRLOAD40 的强制9 热工强制真空信号11 热工人员解除增压风机烟前压力高（2500Pa）信号
