汽机连 锁与电气规程.doc

1润滑油系统联锁与保护润滑油系统联锁与保护 2.3.1 润滑油压 1） 润滑油压低至0.082MPa，报警，联起主机交流油泵（BOP）、高压备用密封油泵 （SOB） 2） 润滑油压低至0.075MPa，报警，联起直流事故油泵（EOP） 3） 润滑油压低至0.06MPa，汽轮机预脱扣报警；润滑油压低至0.048MPa，汽轮机脱扣 4） 连锁投入，交流润滑油泵跳闸，联启直流润滑油泵 2.3.2 交流润滑油泵联锁： 1） 联锁投入，汽机转速＜2800，联启交流润滑油泵 2） 联锁投入，润滑油压低至0.082MPa，联启交流润滑油泵 2.3.3 直流润滑油泵联锁： 1） 联锁投入，润滑油压低至0.075MPa，联启直流润滑油泵 2） 交流润滑油泵跳闸，联启直流润滑油泵 2.3.4 高压备用密封油泵： 1） 润滑油压低至0.082MPa，联锁启动高压备用密封油泵（SOB） 2） 联锁投入汽机转速＜2850r/min, 联锁启动高压备用密封油泵（SOB） 2.3.5 盘车联锁 1) 主机冲转后转速大于2.38rpm 时盘车装置自动退出，否则手动退出后投自动备用 2) 当主机转速降到≤1r/min 时，“汽机零转速”报警发出检查盘车自动投入，否则手动 投入。

2.3.6 顶轴油泵联锁： 1） 顶轴油泵出口母管压力≤6.5 Mpa，联启备用泵 2） 顶轴油泵出口母管压力＜4.2 Mpa，禁止启盘车 3） 顶轴油压正常（≥4.2MPa）和润滑油压正常（＞0.031MPa）时允许启动盘车 4） 润滑油压低（≤0.031MPa）时跳顶轴油泵 5） 主机升速＞2500r/min 时顶轴油泵自动停止，否则手动停止后投入联锁 6） 主机转速降＜2000r/min 时联启顶轴油泵A/B；如果A/B 顶轴油泵任一启动失败，联启 顶轴油泵C，否则手动方式启动一台顶轴油泵 7） 顶轴油泵在备用状态，若运行泵跳闸，备用泵联启；顶轴油母管压力低于6.5MPa 时， 联启备用泵 8） 顶轴油泵停止条件：顶轴油母管压力不低或盘车已停 2.3.7 主油箱油位联锁 1） 主油箱油位高报警：152.4 mm 2） 主油箱油位低报警：-152.4 mm 3） 主油箱油位低低报警：-417mm子控制回路自动投入条件子控制回路自动投入条件 4.6.1 锅炉主控自动投入条件 1） 给水自动：至少一台给水泵在自动状态； 2） 燃料自动：至少一台磨煤机在自动状态； 3） 发电机出口断路器闭合； 4） 风量自动：所有二次风控制挡板自动，送风压力控制自动，炉膛压力控制自动。

4.6.2 汽机主控自动投入条件 1） 控制指令无异常；22） 汽机初始负荷完成； 3） 汽机主控限制条件已经设置好； 4） DEH 控制在“远方”位 4.6.3 协调方式投入的条件： 1） 锅炉主控投入（燃料主控自动、给水自动、相关测量信号自动）； 2） 汽机主控投入； 3） 协调投入允许 4.6.4 AGC 投入的条件： 1） 机组在协调运行方式； 2） 机组实际负荷大于300MW； 3） 实际负荷与ADS 指令偏差不大； 4） ADS 指令正常； 5） “AGC 调整信号投入”信号满足； 6） 获得网调指令允许一次调频：一次调频： 4.7.6.1 当机组投入一次调频时，机组将根据电网频率的变化自动进行快速负荷调整，以 快速响 应电网周波变化 4.7.6.2 一次调频动作条件（以下条件相与）： 1） 汽机主控在自动方式； 2） DEH 控制方式在 REMOTE 方式； 3） 电网周波超限（50.05Hz） ； 4） RB 信号未发讯； 5） 锅炉主控在自动方式； 6） 一次调频投入； 7） 机组负荷大于 50%额定负荷 4.7.6.3 一次调频动作结果： 一次调频动作后，将根据系统频率偏差计算出一个负荷偏差信号，分别送给锅炉主控及 汽机主控，使机组出力发生快速变化，快速响应电网周波的变化。

EHEH 油系统联锁保护油系统联锁保护 3.3.1 EH 油压： 1） 正常维持 EH 油压：12.4~15.2MPa 2） EH 油压低至 11.03 MPa，联启备用泵 3） EH 油压低至 9.3 MPa，脱扣汽轮机 4） EH 油压高至 16.4 MPa，报警 3.3.1.2 EH 油箱油位联锁： 1） 油箱油位高报警 914.4 mm 2） 油箱油位低 I 值报警：438.15 mm 3） 油箱油位低 II 值报警：295.15 mm 4） 油箱油位低 III 值报警：193.55 mm 3.3.2 EH 油加热器联锁： 3.3.2.1 EH 油箱油位不低于低 I 值，EH 油加热器投运许可：33.3.2.2 EH 油箱温度≤21℃，联锁投运 EH 油加热器； 3.3.2.3 EH 油箱温度≥43℃或油位达低 I 值，联停 EH 油加热器 3.3.3 EH 油泵联锁： 3.3.3.1 EH 油泵启动许可条件： 1） EH 油箱油位不低于低 III 值 2） 油温不低（＞21℃） 3） EH 油泵无综合保护动作 3.3.3.2 联启备用 EH 油泵条件： 1） EH 油泵出口母管压力降至 11.03MPa； 2） 运行泵跳闸。

3.3.4 EH 油泵出口滤网差压达到 0.69MPa，滤网差压高报警旁路系统的联锁及保护旁路系统的联锁及保护 4.3.1 高旁联锁保护 1） 高旁阀关闭，高旁喷水阀联关 2） 高旁后蒸汽温度超限（≥420℃） ，高旁阀联锁关闭 3） 高旁阀开启，延时 s 开启高旁喷水阀 4.3.2 低旁联锁保护 1） 低压缸排汽温度超限（≥80℃） ，快关低旁阀 2） 低压旁路阀开启，喷水阀联开 3） 凝汽器真空低超限（≥-76.6kPa） ，快速关闭低旁阀 4） 低旁喷水压力低至 2.0MPa，报警 4.3.3 低压旁路进入凝汽器三级减温减压装置温度限制：低于 158℃ 4.3.4 当低压旁路阀快速关闭时，高旁则不需随动，但可手动（遥控）关闭 4.44.4 系统投入前检查 1） 检查仪用气压力正常； 2） 检查高、低压旁路均在关闭位置； 3） 检查主机真空系统、凝结水系统、给水系统运行正常 4） 按阀门检查卡检查系统各阀门状态正确 4.54.5 旁路系统投入与退出 4.5.1 汽轮机高中压缸联合启动时采用该旁路运行方式 4.5.2 锅炉点火后，锅炉压力达 0.2MPa，高旁开启至最小开度 20%，保持开度直至主汽门 前 压力达 0.5MPa；维持压力，高旁阀逐渐开启至 75%时保持开度；主汽门前压力达到冲 转压力 8.48MPa 后，高旁阀在自动方式维持定压运行；机组负荷达到大约 26%额定负荷， 高旁逐渐关闭后，机组进入滑压运行阶段。

4.5.3 锅炉点火后，再热汽压力达 0.2MPa，开启低旁至最小开度 20%，保持开度直至再热 汽 压达 0.5MPa，低旁阀自动维持此压力运行，机组负荷达到大约 26%额定负荷，高、低 旁逐渐关闭后，机组进入滑压运行阶段 4.5.4 高旁喷水调节阀控制高旁后温度，高旁后温度设定如上表所示 4.5.5 低旁喷水调节阀控制低旁后温度，低旁后温度设定在 171℃ 4.5.6 旁路控制主汽压力应符合锅炉启动曲线的要求 4.5.7 在汽轮机冲转过程中，尤其要注意维持高、低旁前主、再热蒸汽压力的稳定，以便4于 DEH 的状态记忆凝汽器真空下降凝汽器真空下降6.7.1.1 现象： 1） 真空下降，低压缸排汽温度升高 2） 机组负荷减少 3） 轴向位移增大 4） 主蒸汽流量增大各监视段压力升高 6.7.1.2 原因 5） 循环水中断或水量不足 6） 循环水入口温度升高 7） 大、小机真空系统泄漏 8） 凝汽器满水 9） 轴封供汽不足或中断 10） 真空泵故障或真空泵密封水温度高； 11） 真空系统阀门操作不当或误操作 12） 真空破坏门密封水门运行中误关，防进水保护误动或凝汽器热负荷过大 13） 真空破坏门误开。

14） 低压缸安全门薄膜破损 15） 旁路系统误开 3.3.3.3 处理 1） 发现真空下降时，应核对表计，并对照排汽温度，检查轴封供汽压力、循环水母管压 力 和凝汽器水位等，迅速查明原因，及时进行相应的处理，同时汇报值长； 2） 若真空系统有操作，应立即停止操作，并恢复操作前状态； 3） 启动备用真空泵，如真空继续下降至－766kPa 以下时，应联系值长机组开始减负荷维 持 真空（最低不低于－70Kpa） ，减负荷速率视真空下降的速度决定 4） 检查凝泵密封水是否正常，凝泵是否漏空； 5） 检查凝汽器水位是否过高； 6） 若真空泵故障，切换至备用真空泵运行，隔离故障泵； 7） 若轴封供汽压力异常；应检查轴封进汽阀、溢流阀是否正常，轴加水封是否正常，轴 加 风机是否工作正常； 8） 真空破坏门是否误开或水封不良 9） 如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至-70kpa 时，应汇报值长立即紧 急 停机，并注意一、二级旁路，主、再热蒸汽管道所有疏水严禁开启 10） 检查小机真空系统是否正常 11） 注意低压缸排汽温度的变化，达到 79℃时，喷水阀全开，温度达 121℃时持续 15min，5或超过 121℃，故障停机。

12） 事故处理过程中，应密切监视下列各项： a） 各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值 b） 倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度的变 化1电气系统电气系统励磁系统的运行方式励磁系统的运行方式 1） #1、2 发电机采用机端自并励静止可控硅励磁方式，励磁设备由调节柜、可控硅功率 柜、 灭磁设备以及励磁变压器等组成自动电压调节器具有励磁电流限制器和负荷角限制器 以防止过励和欠励 2） 调节器由两个完全分开的通道保证其冗余度，即自动通道（通道 I）和手动通道（通 道 II） 装有四个独立的功率柜（N－1 冗余） 3） 正常情况下，调节器应选择“远方控制” 、 “自动通道”运行方式 31.1.2.2 正常运行方式 1） 调节器“远方控制” 2） 整流柜全部运行 3） 调节柜主通道 1（2）AVR 运行，FCR 跟踪 AVR 4） 调节柜主通道 2（1）AVR 跟踪主通道 1（2）AVR，FCR 跟踪 AVR 5） 转子接地保护投入 6） 各限制器投入 7） 叠加控制、PSS 根据调度要求投入 31.1.2.3 非正常运行方式 1） 整流柜缺柜运行。

2） 调节器 FCR 方式运行 3） 调节柜主通道 1（2）故障 31.1.3 正常运行时，系统提供了两个自动通道的跟踪在自动通道无故障时，备用通道自 动跟 踪工作通道，这时可从任一通道切换至另一通道 31.1.4 自动通道故障检测出故障后，将自动切换到手动通道运行并将发电机 P.F 控制 退出运行 31.1.5 在手动通道运行时，应有运行人员对发电机励磁进行连续监视，按照功率图小心调 整确 保不超过转子和发电机的运行极限 31.1.6 当任一台功率柜故障后，其它功率柜将承担其工作电流，满足强励和 1.1 倍励磁 电流要 求两台功率柜故障后，励磁电流限制器设定值将自动减少，不能进行强励如果三台 功率柜故障则自动切断励磁 31.1.7 运行中严禁打开功率柜柜阀，否则，该功率柜将自动退出运行 31.1.8 当发电机电压低于 90%额定电压时，调节器强励 10 秒，强励电流 9540A励磁系统启动操作流程励磁系统启动操作流程 1） 检查号发电机 UNITROL- 5000 型调节器、励磁变已具备投入条件，投入励磁变各保护2） 合上号发电机励磁柜加热及照明电源开关 3） 合上号发电机磁柜风机电源（1）电源开关。

24） 合上号发电机磁柜风机电源（2）电源开关 5） 合上号发电机 UNITROL 5000 型 AVR 调节器 DC220V 起励电源开关。