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热控运行培训手册(中文版)


印尼棉兰 2× 200MW 燃煤电厂项目

热控运行手册

第 一 版

2013 年 11 月

印尼棉兰 2× 200MW 燃煤电厂项目

热控运行手册

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第一版 第二版 第三版 第四版

陈龙

2013.11.13

批准 审核 校对

周利民 宋荣茂 张继锋 王小宁

日期 日期 日期

2013.11.13 2013.11.13 2013.11.13

编制

陈龙

日期

2013.11.13

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本 《热控运行手册》 是根据印尼棉兰 2×200MW 燃煤电站项目说明书 和相关资料编制的, 仅适用于印尼棉兰 2×200MW 燃煤电站项目热控设备 的运行。 本手册对热控专业 DCS 分散 ovation 系统、汽轮机控制系统、顺控 系统 SCS、锅炉 BMS 系统、数据采集系统 DAS、协调控制系统、TSI 系统、等系统进行了说明。 注:本手册涉及数据仅供参考,最终数据以厂家调试数据及保护定值为 准.

2


1 1.1 1.2 1.3 2 2.1 2.2 2.3 3 3.1 3.2 3.3 4



OVATION 系统 ........................................................................................................................................................ 4 系统概述............................................................................................................................................................ 4 典型的 OVATION 系统结构 .................................................................................................................................. 6 OVATION 系统诊断 ............................................................................................................................................... 7 数据采集系统 (DAS) ........................................................................................................................................ 9 概述 ................................................................................................................................................................... 9 流程图画面结构 .............................................................................................................................................. 10 流程图画面分类 .............................................................................................................................................. 10 锅炉燃烧器管理系统(BMS) ......................................................................................................................... 14 概述 ................................................................................................................................................................. 14 BMS 系统主要设备 ........................................................................................................................................... 15 系统功能.......................................................................................................................................................... 16

汽轮机控制系统 ...................................................................................................................................................... 38 4.1 4.2 4.3 汽轮机检测保护装置 TSI ............................................................................................................................... 38 DEH 数字电液调节系统 ................................................................................................................................... 46 汽轮机危急遮断保护系统(ETS) ................................................................................................................ 73

5

协调控制系统 .......................................................................................................................................................... 77 5.1 5.2 5.3 5.4 系统概述.......................................................................................................................................................... 77 系统控制原理.................................................................................................................................................. 77 负荷指令处理系统: ...................................................................................................................................... 78 锅炉—汽机协调控制: .................................................................................................................................. 80

3

5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12 6 6.1 6.2

燃烧调节系统.................................................................................................................................................. 85 锅炉给水自动调节系统 .................................................................................................................................. 95 过热汽温控制系统 .......................................................................................................................................... 98 再热汽温控制系统 ........................................................................................................................................ 100 高加水位系统控制 ........................................................................................................................................ 101 低压加热器系统 ........................................................................................................................................... 106 除氧器水位控制系统 ................................................................................................................................... 114 凝结水控制系统 ........................................................................................................................................... 116

顺控系统(SCS) ................................................................................................................................................ 118 锅炉顺控设计说明 ........................................................................................................................................ 118 汽机顺序控制系统 ........................................................................................................................................ 132

1 1.1

Ovation 系统 系统概述 Ovation 系统是集过程控制及企业管理信息技术为一体的融合了当今世界最先进 的计算机与通讯技术于一身的典范。其采用了高速度、高可靠性、高开放性的通 讯网络,具有多任务、多数据采集及潜在的控制能力。OVATION 系统利用当前最 新的分布式、全局型的相关数据库完成对系统的组态。全局分布式数据库将功能 分散到多个可并行运行的独立站点,而非集中到一个中央处理器上,不因其他事 件的干扰而影响系统性能。 系统特点: ? ? 高速、高容量的网络主干采用商业化的硬件。 基于开放式工业标准,Ovation 系统能将第三方的产品很容易地集成在一起。

4

?

分布式全局数据库将功能分散到多个独立站点,而不是集中在一个中央处理

器中。 网络特点: ? ? ? ? Ovation 站点直接和高速公路通讯,以便发送和接收实时数据和控制命令。 Ovation 网络提供具有确定性的和非确定性的两种数据传输方式。 具有 LAN 和 WAN 互联能力的桥路和监视器。 PLC 可成为 Ovation 数据高速公路的直接站点。

控制器特点: ? ? 通过开放式计算机技术标准带来了高度的灵活性。 为执行简单的和复杂的调节和顺序控制策略提供了功能强大和大容量的控制

手段。 ? ? 高可靠性使过程和利用率达到最高。 站点内每个测点的数值和状态以合适的频率传播。

工作站特点: ? 标准平台有两种可选: 采用 Solaris 操作系统的 SUN 工作站, 或者以 PC 机

为基础的 Windows 操作系统。 ? ? 多任务的工作方式,可通过单 CRT 和双 CRT 来实现。 将 Ovation 各种功能结合在一起,使所需的硬件数量减到最小。

相关数据库: 作为 Ovation 系统心脏的相关数据库管理系统(RDBMS)是数据控制的主要手段。 Ovation 是第一个采用这种全嵌入式数据管理系统的过程控制和采集系统。 除了实时的和历史的过程数据值外,RDBMS 还存储了 Ovation 的每一个信息,包 5

括:系统组态、历史储存和重新建立的数据、报表格式、控制算法信息、I/O 控 制器原始数据以及过程数据库。 Ovation 的 RDBMS 有能力很方便地将大量原始数据加以综合的编排,所有编程 工具和 Ovation 应用有关的数据都保存在这个集中管理的、 定义明确的 RDBMS 结 构中,然后将运行信息分配到控制系统,使控制系统能独立于 Ovation 相关数据 库运行,且所有系统和过程信息被保存并不断更新。 功能强大的工具库: Ovation 功能强大的工具库完全是一组先进软件程序的集成,用于生成和保存系 统的控制策略、过程画面、测点记录、I/O 设置、报表生成以及全系统的组态。 工具库同嵌入式相关数据库管理系统相辅相成,协调维护系统内部组态数据的总 汇编,同时又能容易地实现同其它工厂和商业信息网的互联。

1.2

典型的 Ovation 系统结构

图 1.1

典型的 OVATION 系统图 6

系统状态图上站点的状态系统三大部分的组成: 网络部分:由图 1.1 可看出 OVATION 分散控制系统网络由互为冗余网、数据交 换站以及操作员站、工程师站、历史站、控制器等各节点构成。 工作站:根据站的使用功能不同分为几种不同功能站,包括:数据库服务器、工 程服务器、操作员站、历史报表站、以及其他功能站。 控制器:作为控制中心,控制器采用了冗余的方式达到最大的可靠性、安全性。 控制器采用与 PC 兼容的实时操作系统(全 32 位优先级多任务系统) ,以及标 准的 PC 结构和无源的 PCI/ISA 总线接口。

1.3

Ovation 系统诊断 内嵌的容错和诊断程序使 Ovation 系统的维护保持在最低水平, 诊断出的问题以 各种方式告知操作员:系统各部件上的指示灯、音响报警系统以及系统操作员能 迅速看到的系统状态图。 控制器和 I/O 部件上都装有状态指示灯,每个 I/O 接口卡上都有每条支线 的状态指示灯及用数码管指示的控制器状态及出错代码,能方便地发现问题。直 观的诊断方法通过采用出错代码及其它信息进一步的提示。对系统的各种错误将 显示不同的出错信息,可能发生的错误信息包括: ? ? ? ? 在控制器的 I/O 接口卡上用 LED 显示出错代码。 在操作员工作站上以画面形式显示。 同时将出错信息存储在控制器的闪存中。 出错信息发送到操作员站上的系统信息窗。 系统状态图是系统诊断最直观的画面图, 状态图上提供整个系统的一般信息, 同时也提供站点的特殊信息,图上的各种颜色区分了各个站点的不同工作状态, 图形分为二种:系统状态和站点详细信息图。图中颜色显示如表 1.1-1。 7

颜色

图 1.2

系统状态图

8

图 1.3 2 2.1 数据采集系统 (DAS) 概述

系统详细状态图

DAS 系统即数据采集系统,作为 DCS 的人机接口,为机组的操作运行提供监视画 面,并对机组的运行信息进行处理,DAS 系统包括以下功能: 2.1.1 工艺系统画面显示,包括所有运行操作界面显示,所有操作设备的操作功能、状 态显示,操作切换功能,报警确认功能. 2.1.2 模拟图显示,包括所有测点实时数据显示,棒状图显示,趋势图显示,开关量状 态显示等) ; 2.1.3 历史数据记录,对机组的主要运行参数记录作为历史数据存档,并以曲线和报表 形式查询、屏幕拷贝和数据打印。 2.1.4 事故追忆(SOE)记录与显示,以 1ms 的分辨率,对机组主要跳闸信号按时间顺 序记忆,并存档以便查询。 2.1.5 2.1.6 报表功能,可以实现班报、日报和月报,并实现存档、查询和打印功能。 报警功能, 参数故障、 越限和主辅机保护动作跳闸发出报警信号并存档以便查询。 9

2.2

流程图画面结构 DAS 流程画面的结构是这样的:最上面一行为主要画面“快捷按键”区;中间部 分为流程图画面显示区;最下面是及机组主要参数区。 流程图顶部为所有画面统一的菜单条,包括主要画面的快捷按键区。快捷按钮包 括:锅炉,汽机,电气,公用;最下面机组主要参数区包括:机组负荷、给水流 量、总燃料量、主汽压、主汽温、再热汽压、再热汽温、炉膛负压、凝汽器真空、 转速、总风量等主要参数的显示。 用户单击各快捷按钮,会弹出各相关显示画面。 流程图中部是主画面区。

2.3

流程图画面分类 流程画面分为锅炉画面、汽机画面、电气画面、DEH、公共系统等部分。由总菜 单可切换到具体的流程图画面中。

2.3.1

锅炉主要流程画面(包括 FSSS) 编号 01 02 03 04 05 06 07 08 09 烟气系统 空气系统 密封风系统 一次风机本体系统 送风机本体系统 引风机本体系统 蒸汽吹扫系统 火检冷却风系统 锅炉给水系统 10 名称

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

锅炉过热蒸汽系统 锅炉再热蒸汽系统 锅炉疏水系统 空气预热器系统 燃烧器系统 燃油系统 1#磨煤机系统 2#磨煤机系统 3#磨煤机系统 4#磨煤机系统 5#磨煤机系统

2.3.2

汽机主要流程画面显示

编号 01 02 03 04 05 06 高压蒸汽系统 中压蒸汽系统 抽气系统 高加疏水与排汽系统 低加疏水与排汽系统 辅汽系统

名称

11

07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

轴封系统 循环水及胶球清洗系统 凝结水系统 1 凝结水系统 2 除氧给水系统 1#给水泵润滑油系统 2#给水泵润滑油系统 1#给水泵冷却水系统 2#给水泵冷却水系统 凝汽器真空系统 DEH 系统 TSI 系统 润滑油系统 润滑油存储净化系统 汽轮机本体疏水系统 闭式循环水系统 开式循环水系统 EH 油系统 发电机密封油系统 发电机水冷系统 发电机氢冷系统

12

2.3.3

电气系统主要流程画面 电气 01 02 03 04 05 06 07 名 发电机变压器主接线图 低压厂用电系统 反渗透高压水泵变压器 备用电源 电除尘变 UPS 110DC 称

2.3.4

DEH 主要画面 DEH 01 02 03 04 05 06 07 08 转速控制 高中压调门开度控制 同步控制 阀门泄漏实验 负荷控制 负荷与频率回路 协调控制(CCS) 超速实验 名 称

2.3.5

公共系统主要流程画面 13

公共系统 01 02 03 燃油系统 循环水系统 空压机系统

名称

3 3.1

锅炉燃烧器管理系统(BMS) 概述 锅炉燃烧器管理系统简称 BMS, 是现代化大型发电机组必须具备的一种监控系统, 他能在锅炉正常运行及启停等各种运行方式下,连续密切的监视燃烧系统的大量 参数及状态,不断的进行逻辑运算和判断,必要时发出动作指令,使燃烧系统中 的有关设备按照既定、 合理的程序完成必要的动作, 以保证锅炉燃烧系统的安全。 BMS 系统的主要功能由四部分构成: 1) 安全监控功能。对炉膛火焰、负压、水位等参数及有关设备的状态进行连续 的监控,在有危及锅炉安全的状态,例如锅炉熄火、汽包水位过高或过低、 炉膛压力过高或过低、两台送风机全部跳闸或两台引风机全部跳闸等状态出 现时,使主燃料跳闸(Main Fuel Trip) ,简称 MFT,及燃油跳闸(Oil Fuel Trip) ,简称 OFT,以及使相关设备跳闸,如磨煤机跳闸,MTR,快速切断进 入炉膛的燃料,以防止爆炸性燃料和空气混合物在锅炉的任何部分的积聚, 确保锅炉的安全;无论什么时候,当锅炉有关设备安全遭受危险时,运行人 员都可直接启动 MFT,而不需由 BMS 自动逻辑来启动跳闸。 2) 炉膛吹扫。在锅炉点火前或停炉后,用合适的风量,扫清炉膛及烟道中可能 积聚的可燃物质,以避免锅炉爆燃或爆炸事故的发生。一般采用 30%的额定 风量,吹扫 5 分钟。进行吹扫时,必须满足规定的吹扫许可条件,如油母管 跳闸阀关闭、所有的一次风机停运、所有的油枪油阀关闭、所有的磨煤机停 运、所有的给煤机停运、炉膛无火焰、吹扫通道上所有的挡板打开等。这实 际上是对燃料供应设备、火焰检测器指示、风门档板的一次全面检查。当这 14

些条件满足后可启动 5 分钟的吹扫,这些条件结合起来将能保证有足够的空 气流量将可能积聚在炉膛和锅炉任何部分的燃料和空气混合物清除掉。 3) 燃油及油枪管理。实现燃油泄漏试验、油枪的投入(点火)与切除等功能。 在满足一定的许可条件后,油枪才可投入运行,典型的许可条件有,MFT 已 复位、燃油压力正常、燃油温度正常等。点火顺序可自动进行,点火顺序将 包括对油枪油阀、雾化蒸汽阀、高能点火器等设备的控制。 4) 主燃料(煤粉)的引入及磨组的管理。实现煤燃烧器的切投,对于直吹式制 粉系统还将实现给煤机、磨煤机等设备的启停管理功能。煤粉的引入必须满 足一定的许可条件,这些条件主要有:足够的点火能量,一次风压正常、密 封空气压力正常等。 3.2 BMS 系统主要设备 BMS 系统可看成是由三部分组成,包括控制部分、现场设备、控制逻辑。现场设 备主要包括油燃烧器及制粉系统的电动、气动执行机构以及火检、压力开关、温 度开关、流量开关、限位开关等就地元件。 3.2.1 炉四角燃油装置 点火控制装置由 8 个启动燃烧控制柜构成,控制点火器的点火、熄火。就地控制 柜在炉前完成(单步)手动点/熄火功能,同时送出状态信号至 DCS。也可接受 DCS 发出的操作指令,实现远程点/熄火功能。主要控制设备为油枪推进装置、点 火枪推进装置、高能点火器、油阀、吹扫阀等。主要完成锅炉启动点火及故障投 油等功能。 3.2.2 火检装置 棉兰电厂火检装置包括智能前端、控制电缆、火检板件等设备,单台机组共有火 检 28 套,其中油燃烧器火检 8 只,煤燃烧器火检 20 只。火检信号通过硬接线方 式进入 DCS 系统,参与油、煤燃烧器的管理及炉膛安全保护。 3.2.3 制粉系统设备 每台机组制粉系统共包括 5 台磨煤机及给煤机,主要设备包括给煤机控制柜,给 15

煤机出入口挡板、磨煤机风门挡板、执行器以及相关的仪表及一次元件。 3.3 3.3.1 系统功能 主燃料跳闸(MFT)功能,当发生任何一种危及锅炉安全运行的工况时,系统自动 切断主燃料供给,紧急停炉,输出 20 对 MFT 常开接点,保证锅炉安全运行,其 跳闸条件如下: 3.3.1.1 3.3.1.2 3.3.1.3 3.3.1.4 3.3.1.5 3.3.1.6 3.3.1.7 3.3.1.8 3.3.1.9 空预器全停 送风机全跳 引风机全跳 炉膛压力高高, (2/3 延时 2s) 炉膛压力低低(2/3 延时 2s) 操作员手动紧急停炉(2 个按钮) 丧失火检冷却风 锅炉总风量过低(总风量<30%开关量 2/3) 全燃料丧失: (延时 2S)所有油角阀关或炉前进油快关阀关到位)且(燃料投运 记忆)且(所有磨煤机均停运) 3.3.1.10 3.3.1.11 3.3.1.12 3.3.1.13 3.3.1.14 3.3.1.15 3.3.1.16 3.3.1.17 失去全部火焰:在油枪投运或任意煤层投运前提下,所有煤层油层火检无火 2 台一次风机跳闸且任一煤层投运和无启动油运行 汽机跳闸且锅炉负荷>30% 火检冷却风压力低低 再热器失去保护 汽包水位高高 汽包水位低低 再热器出口温度高高 16

3.3.1.18 3.3.1.19 3.3.1.20 3.3.1.21

过热器出口温度高高 主蒸汽压力高高 MFT 复位后,3 次点火失败 延时点火:当任一点火油枪均不在投用状态,在 MFT 复位后(初次点火允许), 同时进油快关 阀全开,15 分钟之内炉膛没有建立第一个火焰

3.3.1.22

给水泵全停延时 2S(待讨论。建议取消) 以下条件全部满足,复位 MFT 继电器:

? ? ? 3.3.2 3.3.2.1 3.3.2.2

炉膛吹扫完成 MFT 继电器已跳闸 无 MFT 跳闸条件存在 当 MFT 发生后,联锁以下设备动作: 跳闸 MFT 硬继电器 跳闸所有油燃烧器 包括:1、所有点火枪直接切除退出并禁止点火(不吹扫) 2、所有油角阀

3.3.2.3 3.3.2.4 3.3.2.5 3.3.2.6 3.3.2.7 3.3.2.8 3.3.2.9

关闭所有进油快关阀 跳闸所有磨煤机 跳闸所有给煤机 关闭所有磨煤机出口关断门 关闭所有磨煤机冷、热风关断门 跳闸所有一次风机 关闭一级减温水隔离门 17

3.3.2.10 3.3.2.11 3.3.2.12 3.3.2.13 3.3.2.14 3.3.2.15

关闭二级减温水隔离门 关闭再热器减温水隔离门 关闭事故减温水隔离门 二次风挡板置于吹扫位置 送 MFT 指令至 ETS、旁路、吹灰、除尘系统 切送、引风自动,送引风按预定方案动作静叶、液偶;送风机、引风机、空预 器全停引起的 MFT 要全停送、 引风机, 并将锅炉置于自然通风状态。 延时 1min, 自然通风保持 15min{自然通风结果:开送风机 A、B 出口挡板(脉冲) ,开引 风机 A、B 出口挡板 A/B,开引风机 A、B 进口挡板 A/B}[MCS、SCS 处理]

3.3.2.16 3.3.3 3.3.3.1 3.3.3.2 3.3.3.3 3.3.4 3.3.4.1 3.3.4.2 3.3.4.3 3.3.5 3.3.5.1

当 MFT 条件出现时软件会送出相应的信号来跳闸相关的设备 油燃料跳闸(OFT)功能,下列条件满足时,OFT 动作 MFT 任意油角阀未关时供油快关阀关 任意油角阀未关且供油快关阀未关时供油母管压力低低 当点火油OFT发生后,联锁以下设备动作: 关供油快关阀 跳闸所有点火油燃烧器 当 OFT 条件出现时软件会送出相应的信号来跳闸相关的设备。 炉膛吹扫 吹扫目的 锅炉点火前,必须进行炉膛吹扫,这是锅炉防爆规程中基本的防爆保护措施.在 锅炉对流烟井、烟道和将烟气送至烟囱的引风机等处均有可能积聚过量的可 燃 物,当这种可燃物与适当比例空气混合,遇到点火源时,即可能引燃而导致 18

炉膛爆炸。 炉膛吹扫的目的是将炉膛内的残留可燃物质清除掉,以防止锅炉点火时发生 爆燃。 3.3.5.2 吹扫条件 在整个吹扫过程中 FSSS 逻辑要监视一次吹扫及二次吹扫的允许条件。一次 吹扫允许条件是 FSSS 进入吹扫模式所必需具备的条件;二次吹扫允许条件 是启动吹扫计时器所必需具备的条件。在吹扫过程中如果某个二次吹扫条件 突然不满足了,吹扫计时器就会复位,但并不中断吹扫;但如果某个一次吹 扫条件不满足了就会导致吹扫中断、吹扫计时器复位。如果吹扫中断,操作 员就需要重新启动吹扫程序。 一次吹扫条件: 1)无 MFT 条件存在 2) 全炉无火焰 3) 至少各一台送、引风机运行 4) 任一空预器运行 5) 一次风机全停 6) 进油快关阀全关 7) 所有油燃烧器油角阀关 8) 所有磨煤机和给煤机停 9) 10) 11) 12) 所有磨煤机出口关断阀关闭 所有磨煤机冷、热风关断门关闭 两台电除尘均跳闸 二次风挡板均在吹扫位(开度大于 80%) 19

二次吹扫条件 1) 2) 3) 4) 5) 摆动火嘴水平位 油泄漏试验成功信号 炉膛总风量≥30% 炉膛压力正常 汽包水位正常

当一次吹扫条件全部满足后,在 CRT 上指示“吹扫准备就绪”信号,这时操 作员就可以启动吹扫。 3.3.5.3 吹扫过程 主燃料跳闸(MFT)后,自动产生“请求炉膛吹扫”信号。运行人员在 CRT 上 发出“启动炉膛吹扫”指令,炉膛吹扫开始,CRT 上指示“炉膛吹扫进行中” , 吹扫计时器开始倒计时,时间为 300S。 为了使炉膛吹扫彻底、干净,吹扫过程必须在 30%以上额定风量下持续 5 分 钟。 在吹扫过程中,FSSS 逻辑连续监视吹扫允许条件,如果一次吹扫允许条件不满 足,就会导致吹扫中断,同时吹扫计时器复位;如果二次吹扫条件不满足,吹 扫计时器复位,但不中断吹扫。如果吹扫中断,操作员就要重新启动吹扫程序。 当所有吹扫条件全部满足并且持续 5 分钟,吹扫完成,在 CRT 上指示“炉膛吹 扫成功”信号,吹扫结束。 MFT 发生时,通过一个 MFT 脉冲信号清除“炉膛吹扫成功”信号。 3.3.6 3.3.6.1 油系统泄漏试验 概 述 为防止供油管路泄漏(包括漏入炉膛) ,油系统泄漏试验是针对进油快关阀、及 20

单个油角阀的密闭性所做的试验。操作员直接在 CRT 上发出启动油泄漏试验指 令。 油泄漏试验成功是炉膛吹扫条件之一。按照规程,严禁旁路油泄漏试验。 3.3.6.2 点火油试验过程: 以下条件全部满足,认为点火油母管泄漏试验准备就绪: ? ? ? ? [MFT 继电器已跳闸]或[两台磨以上运行] 点火油 OFT 进油快关阀关状态 油角阀全关 若允许条件满足,将在 CRT 上指示“点火油泄漏试验允许条件”满足,这时可 以从 CRT 上发出“油泄漏试验”指令,指令发出后,关闭回油阀,旁路 MFT 硬 接线跳点火油快关阀指令、打开点火油快关阀、压力调整阀,同时在 CRT 上指 示“油泄漏试验在进行中” ,并自动进行下列步序: (1)打开进油快关阀充压,待点火油快关阀前压力正常后(高 于 3MPa)关闭点火油进油快关阀;若在 60S 内,油压未达到规定值(3MPa) , 则发出“充油失败”信号。检查泄漏点,消除后重新做燃油泄漏试验。 (2) 若燃油母管压力合格,关闭点火油进油快关阀,开始 180s 的油压监视。 若燃油压力低于 2.5MPa,则发出“燃油母管及油角阀泄漏”信号,检查泄漏点, 消除后重新做燃油泄漏试验。 (3) 若充油成功, 开回油快关阀, 管路泄油。 若 90 秒内, 燃油压力高于 0.05MPa 或回油快关阀未打开,则发出“泄油失败”信号。 (4) 若泄油成功, 开始 5.120 秒的油压监视, 若燃油压力≥0.1MPa, 则发出 “进 油快关阀泄漏”信号。 (5) 若在这期间,无任何泄漏号发生,则发出油泄漏试验成功信号。 21

3.3.6.3

在试验的过程中,以下任一条件取消点火油泄漏试验启动信号: ? ? ? ? ? ? ? ? MFT 继电器复位脉冲 MFT 跳闸脉冲 OFT 跳闸脉冲 充油失败脉冲 泄油失败脉冲 燃油母管及油角阀泄漏脉冲 进油快关阀泄漏脉冲 油泄漏试验成功脉冲

3.3.6.4

以下任一条件复位点火油泄漏试验成功信号: ?MFT 继电器跳闸脉冲 ?油泄漏试验进行脉冲 ? OFT 脉冲

3.3.7 3.3.7.1

锅炉点火功能 点火允许 以下条件满足,产生“点火允许”信号: ? MFT 复位 ? 炉膛吹扫成功 ? 30%<炉膛总风量<50%或任一油层投运或任一煤层投运 ? 火检冷却风压力合适 ? 汽包水位正常 22

? 炉膛压力正常

3.3.7.2

油层点火允许 以下条件全部满足,产生“油点火允许”信号: ? ? ? ? ? 点火允许 燃烧器喷嘴摆角水平 进油快关阀全开 燃油母管进油压力正常 燃油母管供油温度正常(建议取消)

3.3.7.3

煤层点火允许 以下条件全部满足,产生“煤点火允许”信号: ? ? ? 点火允许 一次风机运行且一次风机出口压力合适 任一密封风机已运行 60 秒

3.3.7.4

点火燃油控制逻辑(以下以 AB 层 AB1 燃烧器为例) 锅炉经过炉膛吹扫,并且所有点火油点火条件全部满足后,锅炉才能点火启 动.点火油燃烧器只能依靠自己所属的高能点火器进行点火, 不允许依靠其它 煤燃烧器的火焰进行点火。其控制分为油层控制、单独控制。

3.3.7.4.1

油层控制 以下任一条件满足,产生 AB 油层启动指令: ? ? 油层点火允许 运行人员启动 AB 油层 23

当 AB 油层启动时,FSSS 逻辑将按照 1-3-2-4 的顺序自动投运 AB 油层,每个 油枪之间的间隔时间为 10s。 以下任一条件满足,复位 AB 油层启动指令: ? ? ? ? MFT OFT AB 油层启动完成信号,脉冲信号 AB 油层停止指令

以下条件满足,产生 AB 油层停止指令: ? 运行人员停止 AB 油层 当运行人员停运 AB 油层时,FSSS 逻辑将按照 4-2-3-1 的顺序自动停运 AB 油层,每个油枪之间的间隔时间为 30S。 当 AB 层油中有至少 3 角投运时,认为 AB 层油投运。 3.3.7.4.2 单支点火油燃烧器的控制(以 AB1 点火油燃烧器控制为例) 以下条件全部满足,允许 AB1 点火油燃烧器启动 ? ? ? ? ? ? ? 油层点火允许 AB1 层燃油阀关位置 无 AB1 油燃烧器跳闸条件 无油燃料跳闸条件 NO.1 角 AB 层点火控制箱电源正常 燃烧器首次点火允许 AB1 层点火控制箱远控 (当没有远控信号时, 允许点火控制箱就地)

24

解释一下“燃烧器首次点火允许”的概念。 当第一支点火油枪点火失败,为了确保在炉膛内不积聚燃料(点油枪时进 入炉膛的油) , FSSS 逻辑要启动 1 分钟的吹扫。 因此任一油枪点火失败, “初 始点火允许”条件就中断 1 分钟,在这 1 分钟内,不允许点任何油枪。1 分 钟之后, “初始点火允许”条件再次满足,运行人员又可以点油枪了。当炉 膛内已有油枪投运后, “初始点火允许”条件一直满足。系统允许两次点火 失败,第三次点火失败产生 MFT。 在 AB1 点火油燃烧器允许条件满足的前提下,以下任一条件满足启动 AB1 燃烧器,并发出“AB1 燃烧器投运过程”信号 ? ? 操作员手动启动 层操指令来启动 AB1 油燃烧器点火的步序为: 1、伸入油枪 2、开启油枪吹扫阀,时间 5s,关闭吹扫阀。 3、进点火枪点火 4、开燃油阀 5、5.12s 内检测到火焰,停止点火枪点火并退出,油枪投运成功。 以下条件全部满足,认为 AB1 角油燃烧器有火: ? ? ? AB1 火焰检测有火 AB1 火检无故障 AB1 燃油阀全开

以下条件全部满足,认为 AB1 角油燃烧器投运:

25

? ? ?

AB1 油燃烧器有火 AB1 油枪进到位 AB1 吹扫阀关闭 以下条件全部满足,认为 AB1 角油燃烧器运行中故障:

? ?

AB1 吹扫阀没有关到位或 AB1 油枪没有进到位 AB1 油燃烧器投运

注:当油枪进油门开启后 xxs 内未能检测到火焰,则为点火失败,属油燃 烧器的一种故障,即关闭油枪进油门、退点火枪;若无 MFT /OFT,则开吹扫 阀,进行吹扫,吹扫完成后退出油枪。若发生 MFT,则关闭吹扫阀,并停止 发火器发火、退出高能点火器和退出油枪。 AB1 点火油燃烧器顺控停用的步骤 1、关闭燃油阀 2、进点火枪 3、打开吹扫阀,吹扫 60s 4、退出点火枪。 5、关闭吹扫阀 6、退出油枪 以下任意情况都将产生“AB1 油燃烧器跳闸”信号: ? ? ? ? MFT 发生 OFT 发生 AB1 油燃烧器投运过程 10s 后,AB1 油枪仍未进到位 AB1 油燃烧器在投运过程中,AB1 油枪已推进 15s,AB1 燃油阀仍 26

未打开 ? ? AB1 油角阀在开位 5.12s 后,AB1 油燃烧器火检无火 AB1 燃烧器投运过程并且 AB1 角油枪进到位 25s,AB1 燃烧器仍未 投运成功 ? ? AB1 油燃烧器运行中故障 AB1 油燃烧器切除指令

“AB1 油燃烧器切除过程”信号复位“AB1 油燃烧器投运过程” 。当 AB1 油燃 烧器在切除时,FSSS 逻辑将发出关闭 AB1 油阀指令,切除 AB1 油燃烧器。 如果不是由于 MFT、OFT发生而引起油燃烧器切除,FSSS 逻辑还将开始一个 60s 的 AB1 油燃烧器吹扫程序。60s 后发 AB1 油燃烧器吹扫完成信号,并退 回 AB1 油枪。 AB1 油燃烧器吹扫请求(或) : ? ? AB1 燃油阀关位置(脉冲) AB1 油燃烧器投运(脉冲)

AB1 油燃烧器吹扫请求复位(或) : ? ? ? ? ? 3.3.7.5 MFT AB1 油枪吹扫完成 AB1 油枪吹扫超时 AB1 油枪未进到位(脉冲) AB1 油枪退到位

燃煤控制逻辑 燃煤控制逻辑完成各制粉系统的投入、切除操作,并在正常运行时密切监视 27

各煤层的重要参数,必要时切断进入炉膛的煤粉,以保证炉膛安全。以下以 A 磨为例说明。 以下条件全部满足,认为 A 煤层投运: ? ? ? 3.3.7.5.1 A 磨煤机合闸 A 给煤机运行达 2 分钟 A1、A2、A3、A4 角中至少 3 角有火焰检测

磨煤机启动允许条件: A 磨煤机启动允许条件(与) :

?

润滑油系统OK(1、磨煤机A润滑油压力不低,延时180s;2、磨煤机A润滑油流 量不低;3、磨煤机A润滑油滤网差压不高;4、任一润滑油泵已启;5、磨煤机 A润滑油箱温度正常(30 ℃到45℃))。 t/h)

? ? 置; 确认 ?

一次风量OK(1、任一一次风机运行;2、磨煤机A进口一次风量大于

阀门位置OK(1、磨煤机A出口门全开;2、删除;3、磨煤机A冷风关断门开位 4、磨煤机 A热风关断门开位置;5、磨煤机A灭火蒸汽门关位置) (逐个

手动门或电动门) 排渣系统OK(1、磨煤机A排渣门开位置;2、磨煤机A石子煤斗排渣门关位置) (待确认手动门或电动门)

? ? ? ? ?

任一密封风机运行 密封风与一次风差压OK(磨煤机A密封风与磨碗下部差压大于2kPa,延时5s) 煤层点火允许 出口风粉混合温度正常(三取中,大于65℃小于85℃) 一次风压正常(任一一次风机已启与上磨煤机A进口风压力低选高于一定值)

28

? ? ?

煤层点火能量OK(具体在下面单独说明) 磨煤机A电机轴承、减速机轴承、分离器轴承温度都低于60℃ 没有磨煤机A跳闸条件 煤层点火能量OK具体定义如下: 第一种情况为:

?

锅炉负荷>50%且有 2 台以上磨煤机运行 第二种情况为(与) :

? ?

锅炉负荷>25% 相邻的任一层的磨煤机运行且给煤机转速> 第三种情况为: r/min(待确定用哪个信号)

? 3.3.7.5.2

相邻的油层投运(对于磨煤机 A 即,AB 油层投运) A 煤层顺序控制 A 制粉系统的顺控启动步序: 一、制粉系统顺控启动

? ?

启动磨煤机润滑油系统(启动润滑油泵) 操作除冷热风门外的磨相关门(开密封风门;开入口阀密封风门;开磨煤机排 渣门;关灭 火蒸汽门;关石子煤斗排渣门)

? ? ? ?

开启磨煤机出口门 开启磨煤机冷热风关断门(对于磨煤机 A 在二次风温低于 160 度) 吹扫磨煤机 50s 满足磨煤机启动条件后,暖磨 45s

29

? ? ? ? ?

启动磨煤机电机,延时 60s 开给煤机密封门及出口闸阀,同时将给煤机转速置最小 启动给煤机,延时 2s 开启给煤机入口闸阀,延时 40s 将给煤机投自动 一、A 制粉系统的顺控停止步序: 在煤层点火能量满足条件下:

? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 3.3.7.5.3

将给煤机 A 指令置最小值 控制磨煤机出口温度:逐渐开冷风调节门、关闭热风调节门。 磨煤机出口温度≤70℃,关给煤机入口门, (延时 15s) 停止给煤机运行 关闭给煤机出口门,延时 5.120s 停止磨煤机、分离器运行 关闭磨煤机热风关断门 关闭磨煤机 4 个出口门中的 3 个 关闭冷风关断门 关闭磨煤机出口门,停运润滑油泵 磨 A 跳闸条件(或) : (1) MFT (2) 煤层 3/4 角丢失火焰(给煤机在给煤量大于__t/h 下运行 180s 情况下, A 层煤燃烧器丢失 3 角及以上火焰)

30

(3)失去 A 煤层点火能量(与) ? ? 给煤机给煤量低于__t/h 磨煤机点火能量不满足 (4)一次风机全部跳闸 (5)磨煤机出口门 2 个以上关闭 (6)一次风量低于 51.2t/h 的同时给煤机 A 运行,延时 5s (7)两台润滑油泵都跳闸,延时 2s (8)润滑油压力低低,延时 15s (9)润滑油温度>65℃,延时 15s (10)润滑油箱温度<25℃,延时 15s(是否必要,待核实厂家资料) (11)润滑油箱液位低,延时 15s(是否必要,待核实厂家资料,建议取消) (5.12)密封风与磨碗下部差压低于 1.25kPa,延时 60s (13)密封风机全停,延时 10s (14)磨煤机出口温度>110℃,延时 5s (16)磨煤机减速机轴承温度>80℃ (17)磨煤机电机轴承温度>80℃ (18)磨煤机分离器轴承温度>80℃ (19)磨煤机电机线圈温度>5.125℃ 3.3.7.5.4 磨 A 逻辑: 启动允许: A 磨启动条件 顺控启动: A 煤层顺控来启动 A 磨煤机指令。 31

顺控停:A 煤层顺控来停止 A 磨煤机指令。 超驰停:A 磨跳闸条件 手/自动切换,运行人员通过 CRT 操作 3.3.7.5.5 给煤机 A 启动允许条件: (1)磨煤机 A 运行 (2)65℃<磨煤机 A 出口温度<82℃ (3)磨煤机 A 出口门全开 (4)无给煤机 A 堵煤信号 (5)无给煤机 A 内部超温信号 (6)给煤机 A 出口门开 (7)给煤机 A 密封风门开 (8)磨煤机A启动条件之一次风量OK(1、任一一次风机运行;2、磨煤机A进口 一次风量大于51.2t/h) (9)无给煤机 A 跳闸条件 3.3.7.5.6 给煤机 A 跳闸条件: (1)给煤机 A 运行时,磨煤机 A 跳闸 2s (2)给煤机 A 运行时,给煤机 A 出口门关闭,延时 5s (3)给煤机 A 运行时,给煤机 A 出口堵煤,延时 20s (4)给煤机 A 运行时,给煤机 A 内部超温,延时 5s (5)给煤机 A 运行信号延时 300s,与上给煤机 A 断煤信号延时 60s 3.3.7.5.7 给煤机 A 逻辑:

32

启动允许: 给煤机 A 启动允许 顺控启动: A 煤层顺控来启动给煤机 A 指令。 顺控停:A 煤层顺控来停止给煤机 A 指令。 超驰停:给煤机 A 跳闸条件 手/自动切换,运行人员通过 CRT 操作 3.3.7.6 3.3.7.6.1 设备驱动 A 磨煤机润滑油泵 备启条件: ? ? 润滑油压力低,延时 2s B 泵运行中跳闸 选择启动: ? A 磨顺控启动润滑油系统 1.润滑油泵 A 控制 启动允许: ? 润滑油液位不低,延时 2s 顺控启动: ? 润滑油泵 A 联锁启动指令 联锁启动: ? 润滑油泵 A 联锁启动指令 停允许(或) : ? A 磨跳闸,延时 5.120s 33

?

润滑油泵 B 合闸 顺控停:

?

煤层顺控停润滑油泵指令 2.润滑油泵 B 控制 逻辑同 A。只是逻辑中 A、B 分别改为 B、A。

3.3.7.6.2

磨 A 润滑油冷却水电磁阀 自动开:

?

磨 A 润滑油温度高于 45℃ 自动关:

? 3.3.7.6.3

磨 A 润滑油温度低于 35℃ 磨煤机 A 润滑油箱加热器 启动允许:

?

磨 A 润滑油箱液位正常 自动启动:

?

磨 A 润滑油温度低于 30℃ 自动停:

?

磨 A 润滑油温度高于 40℃ 自动切换,运行人员通过 CRT 操作

3.3.7.6.4

A 磨煤机冷风关断门 开允许:

?

A 磨煤机出口门打开 34

顺控开: ? A 煤层顺控来打开 A 磨煤机冷风关断门指令 关允许(与) : ? ? 磨煤机 A 跳闸 A 磨出口温度低于 60℃ 顺控关: ? A 煤层顺控来关闭 A 磨煤机冷风关断门指令 超驰关(或) : ? ? ? 3.3.7.6.5 MFT A 磨跳闸条件 磨煤机 A 故障跳闸状态信号 A 磨煤机热风关断门 开允许(与) : ? ? A 磨煤机出口门全开 A 磨出口温度<90℃ 顺控开: ? A 煤层顺控来打开 A 磨煤机热风关断门指令 顺控关: ? A 煤层顺控来关闭 A 磨煤机热风关断门指令 超驰关(或) : ? MFT 35

? ? 3.3.7.6.6

A 磨跳闸条件 磨煤机 A 故障跳闸状态信号 A 磨煤机出口门 开允许(与):

? ? ?

磨煤机 A 启动点火能量满足 无 MFT A 煤层顺控来打开 A 磨煤机出口门指令 联锁开:

?

磨煤机 A 出口门同开操作指令 关允许:

?

磨煤机 A 跳闸 顺控关:

?

A 煤层顺控来关闭 A 磨煤机出口门指令 联锁关:

?

磨煤机 A 出口门同关操作指令 超驰关(或) :

? ? 3.3.7.6.7

A 磨跳闸条件 磨煤机 A 故障跳闸状态 A 磨煤机灭火蒸汽门 顺控关:

?

A 煤层顺控来关闭 A 磨煤机灭火蒸汽门指令 36

3.3.7.6.8

A 给煤机密封风门 顺控开:

?

A 煤层顺控来打开 A 给煤机密封风门指令 关允许:

?

给煤机跳闸 联锁关:

? 3.3.7.6.9

给煤机跳闸信号,延时 60s,脉冲 A 给煤机入口门 顺控开:

?

A 煤层顺控来打开 A 给煤机入口门指令 顺控关:

?

A 煤层顺控来关闭 A 给煤机入口门指令 联锁关:

? 3.3.7.6.10

给煤机跳闸,脉冲 A 给煤机出口门 顺控开:

?

A 煤层顺控来打开 A 给煤机出口门指令 关允许:

?

给煤机跳闸 顺控关:

?

A 煤层顺控来关闭 A 给煤机出口门指令 37

超驰关(或) : ? ? 3.3.7.6.11 磨煤机 A 跳闸 给煤机 A 内部超温,延时 5s A 磨煤机排渣出口门 顺控开: ? 3.3.7.6.5.12 A 煤层顺控来打开 A 磨煤机排渣出口门指令 A 磨煤机石子煤斗排渣门 顺控开: ? A 煤层顺控来打开 A 磨煤机石子煤斗排渣出口门指令 联锁开: ? 磨煤机 A 石子煤斗料位高 顺控关: ? A 煤层顺控来关闭 A 磨煤机石子煤斗排渣出口门指令 联锁关: ? 磨煤机 A 石子煤斗料位低

4 4.1 4.1.1

汽轮机控制系统 汽轮机检测保护装置 TSI 概述 随着汽轮发电机组容量的不断增大,需要监视和保护的项目越来越多,现代 化大型汽轮机的金属材料大部分在接近极限值的情况下工作,运行中如产生接近 极限值的热应力,就很容易造成汽轮机的损坏。同时大功率机组为了提高经济运 38

行,级间间隙,轴封间隙等比较小,机组在异常工况下,很容易造成动静碰磨, 引起主轴弯曲等严重损坏事故。因此,为了保证大功率机组的安全,需要对汽轮 发电机组本体的运行状况及运行参数进行监视和保护。应用 TSI 系统,可对运行 中的汽轮发电机组进行有效而准确的监视,一旦被检测的参数超越允许极限值, 保护装置即可准确可靠的动作。 本汽轮机安全监视装置由转速鉴相监视器、偏心监视器、轴位移监视器、胀 差监视器、轴振动监视器、盖振监视器、热膨胀监视器、超速监视器组成。除热 膨胀外都采用 MMS6000 监控系统。其中瞬态转速表用 WZ-1D。MMS6000 系统由适 合标准 19 英寸柜架的插入式模件组成,采用成熟的振动感应技术,安装简便, 可免维护运行。每块模件上都装有微处理器,能提供标准的处理手段,也能解决 用户的特殊问题。MMS6000 系统适合于各种标准的涡轮机械的监测。 环境要求: 参考温度+25℃ 正常工作温度范围0~+65℃ 相对湿度5%~95%无冷凝 主要技术数据: 模件符合 DIN 41494(100×160mm)标准

前面板尺寸 30mm(6TE)×5.128.4(3HE) 净重 320 克 一个 19 英寸框架,装 14 个插件/28 个通道 通过 RS232 串口,读取数据,组态 通过 RS485 接口通讯 4.1.2 4.1.2.1 TSI 系统功能及组成 电源部分

39

外部电源由主副两路输入,任一路工作,其余一路作备用,任何一路或两路电源 故障均有报警指示输出。外部电源经处理后进入两块 24VDC QUINT 电源模块,其 中任何一块电源故障均有报警输出。 电源 PS1、PS2 经端子 L1、L3、PE 接收外部电源而开始工作。PS1 输出的 24VDC 作为系统的第一路 24V 直流电源分别接至两块电源母线条的 24VDC(1) , PS2 输出的 24VDC 作为系统的第二路 24V 直流电源分别 接 至 两 块 电 源 母 线 条 的 24VDC(2) 。PS1、PS2 输出的 24VDC 各通过一个二极管后汇成一路电源到端子, 供系统继电器工作。PS 板件均有电源故障输出,正常情况下触点闭合。下图为电 源模块的接线图。

4.1.2.2

电涡流传感器 电涡流传感器是通过传感器端部线圈与被测物体(导电体)间的间隙变化来 测物体的振动和静位移的。在传感器的端部有一线圈,线圈通以频率较高(一般 为 1MHZ~2MHZ)的交变电压(见下图 1) ,当线圈平面靠近某一导体面时,由于 线圈磁通链穿过导体,使导体的表面层感应出一涡流 ie,而 ie 所形成的磁通链 又穿过原线圈,这样原线圈与涡流“线圈”形成了有一定耦合的互感、耦合系数 40

的大小又与二者之间的距离及导体的材料有关,当材料给定时,耦合系数 K 与距 离 d 有关,K=K(d),距离 d 增加,耦合减弱,K 值减小,使等效电感增加,因此, 测定等效电感的变化,也就间接测定 d 的变化。 由于探头输出电压是一调幅信号,需检波,才能得到间隙随时间变化的电压 波形,而且,传感器还需高频振荡源,因此,涡流传感器还需加一测量线路(前 置器) :如下图 2 所示,从前置器输出的电压Vd 是正比于间隙 d 的电压,它可分 两部分:一为直流电压Vde,对应于平均间隙(或初始间隙) ,一为交流电压V ac,对应于振动间隙。

涡流传感器原理简图

前置器原理简图 4.1.2.3 轴承盖振动 41

整个汽轮发电机组共有盖振监测点七个,每个模件监测两个点,该装置共需 MMS65.120 监视器四块,当盖振超越危险值时发至 DCS 系统进行报警。

盖振测量示意图 4.1.2.4 转速 用来测量汽轮发电机组轴系的转动速度,其中转速和 OS1 使用同一块模件, 鉴相和 OS2 使用一块模件,OS3 使用一块模块。该装置共用三块 MMS635.12 监视 器完成转速监测及超速控制。传感器全部采用 PR9376。

速度传感器简图

42

超速测量示意图

4.1.2.5

胀差 由于汽机转子与汽缸的膨胀变化不同,测量汽机转子相对于汽缸的膨胀。测 点位置应遵从汽机制造厂要求。本机组的胀差监测有高压缸胀差和低压缸胀差。 高压缸胀差和低压缸胀差使用 3 块 MMS6210,其传感器均采用 PR6426。

胀差测量示意图 4.1.2.6 轴向位移 测量汽机转子相对于缸体的轴向位移量。本机组的轴位移测量采用一块 MMS6210,传感器采用 PR6424,前置器采用 CON021。单台机组有 2 个测点,超限 信号送 ETS 经逻辑运算后输出轴向位移大跳机信号。

43

轴位移测量示意图 4.1.2.7 轴振 测量汽轮机大轴相对于轴承座的振动(相对振动) 。轴振动测量采用 MMS6110 模件,每块模件监测一个点,整个汽轮-发电机组监测七点。模件的两个通道分 别监测每个点的 X 与 Y 方向的振动值,传感器采用 PR6423/010。当振动值超过允 许值时输出的报警信号在操作员站 CRT 上显示及热工信号光子牌报警。其模拟量 的输出送至 DEH, 供其显示并且当位移量超过允许值时输出报警信号及跳机信号。

轴振测量示意图 4.1.2.8 偏心 测量汽机低速转动时(小于 5.120 转/分)大轴弯曲的瞬时值及峰峰值。偏心监 测模件采用 MMS6220,采用 PR6423/010 涡流传感器。偏心检测板接受两路信号, 44

一路用于偏心的测量,一路用于键相的测量,它用在峰一峰信号调节电路上。键 相探头观察轴上的一个键槽,当轴每转一转时,就产生一个脉冲电压,这个脉冲 可用来控制计算峰一峰值。当然,键相信号也可用来指示振动的相位,当知道了 测振探头与键相探头的夹角时,就可找出不平衡质量的位置。

振动相位测量示意图

偏心测量示意图 4.1.2.9 热膨胀 测量汽机缸体的绝对膨胀。在机头两侧分别设置一个测点。采用 DF9032 双通道 热膨胀监视仪表。

45

热膨胀测量示意图 4.2 4.2.1 DEH 数字电液调节系统 系统组成 DEH 控制系统均采用了上海西屋控制系统有限公司的 OVATION 系统。 DEH 由两个控制柜 (DPU41/91 、 DPU42/92); 一套 Ovation 工程师工作站;一套 Ovation 操作员工作站组成。 DEH 所使用 I/O 模件(见下表) DPU 介绍在 DCS 系统内

电子模块 Electronic module 1C31194G01 1C31194G01

特性模块 Property module 1C31197G01 1C31197G01

名称 Name

用途 Application

阀定位模块

控制电液伺服阀

Valve positioning Electro-hydraulic servo module valve control 转速测量

1C31189G01 1C31189G01

1C31192G01 1C31192G01

速度检测器模块 Speed 46

detection Speed detection

module 1C35.1234G01 1C35.1234G01 1C35.1238H01 数字量输入模块 1C35.1238H01 DI module 开关量输入 Input quantity 1C35.1224G01 1C35.1224G01 1C35.1227G01 模拟量输入模块 1C35.1227G01 AI module 模拟量输入(4~20mA) Analog quantity input the on-off

(4~20mA) 5X00070G03 5X00070G03 1C315.129G03 1C315.129G03 1C35.1227G02 模拟量输入模块 1C35.1227G02 AI module 1C31132G01 1C31132G01 模拟量输出模块 AO module 模拟量输出(4~20mA) Analog quantity output (4~20mA) 1C31147G01 1C31150G01 脉冲累加器 模拟量输入(±5V,±10V)

5X00070G04 5X00070G04

1C31116G04 1C31116G04

热电偶输入模块 Thermocouple input module 表:DEH 所使用 I/O 模件

温度信号输入(TC) Temperature signal input (TC)

4.2.2

DEH 组成模件

47

图 3.3 DEH 控制模块 Figure 3.3 DEH Control Module 4.2.2.1 阀定位模块 (VCC 卡) 1C31194G01,1C31197G01 Ovation 阀定位 I/O 模块提供汽轮机可调蒸汽阀门闭环位置控制。I/O 模块为电 液伺服阀执行器和 Ovation 控制器之间的接口。 主汽阀、高压调 节阀及再热调节阀均由阀定位模块控制。它实际上是一块智能 I/O 模件, 通过其上的处理器完成蒸汽阀门的精确定位控制。 阀定位模块可以设定阀的位置设定值。在模块内部,微处理器提供实时阀位的闭 环 PI(比例-积分)控制,阀位设定值引起 I/O 模块 产生冗余输出控制信号,这 些控制信号驱动电液伺服阀执行器上的线圈, 和安装在阀杆上的 LVDT 而检测到 的阀位信号一起构成闭环回路。 每块控制一个可调蒸汽阀门(modulated steam valve) ,DEH 配置了 16 块阀位模 块。? 4.2.2.2 速度检测器模块

48

1C31189G01 1C31192G01 Ovation 速度检测器 I/O 模块通过检测安装在汽轮机前箱内磁阻式转速探头输 出信号的频率而得到汽轮机的转速。速度检测器模块由一个现场卡和一个逻辑卡 组成。现场卡内有一个 信号处理电路,用来读取转速探头送来的脉冲输入信号。 在转速探头和 逻辑卡信号之间采用光电耦合器连接使信号之间电子隔离。现场 卡内的电路可以检测在低阻抗源(小于 5000 欧姆)时回路的开路状态。逻辑卡 提供所有的逻辑功能,包括将从现场卡接收的转速信号转换成 Ovation 系统可 以读入的 数字信号。每块接受一路转速脉冲信号,因此 DEH 配置了三块转速测 量模件。 4.2.2.3 数字量输入模块 1C35.1234G01 1C35.1238H01

Ovation 数字量输入系统带有电子模块和相应的特性模块。 特性: 数字量输入模块的通道为 16 路开关量(干接点) 。 查询电压为 48VDC。 电子模块实现信号转换。 特性模块实现信号处理。 4.2.2.4 数字量输出模块 5A26458G02 特性:为 16 路开关量输出子模块。 4.2.2.5 模拟量输入模块 1C35.1224G01 1C35.1227G01 ( 4 ~20mA ) ;1C35.1227G02 5X00070G03 (± 5V,± 10V) 特性:为 8 路模拟量输入模块,专门用于 4~20mA 或 1~5V(10V)DC 模拟量 49

输入测量通过不同的接线方式,可实现电流输入方式(外部提供 24VDC)或者变 送器输入方式(机柜内部提供 24VDC) 。 4.2.2.6 模拟量输出模块 5X00062G01 5X00063G01 特性:为 4 路模拟量输出模块,专门用于 4~20mA 信号输出。 4.2.2.7 热电阻输入模块 5X00119G01 5X005.121G01 特性:为 8 路热电阻输入模块,专门用于热电阻(RTD)温度信号测量。 4.2.2.8 热电偶输入模块 5X00070G041C31116G04 特性:为 8 路热电偶输入模块,专门用于热电偶(TC)温度信号。 4.2.3 4.2.3 DEH 控制系统自动保护 Automatic Protection of DEH Control System —— 103%超速保护 —— 110%超速保护 (OPC 电磁阀) (AST 电磁阀)

—— 机械超速和手动脱扣(隔膜阀) 4.2.3.1 103%保护(OPC) n > 103%→ OPC 电磁阀动作(打开)→ 泄 OPC 油→ 关调门→ n < 103%→ OP 电磁阀复位(关闭) (↑延时) 目的:n = 3000 rpm OPC 电磁阀: (2 个) —— 不常带电 —— 并联(防止电磁阀拒动作) 50

4.2.3.2

110%保护(AST) (↓ETS 条件触发) n > 110%→ AST 电磁阀动作(打开)→ 泄 AST 油(关所有阀门)→ 停机(脱扣) 目的:紧急停机保护(ETS) AST 电磁阀: (4 个) —— 常带电 —— 串联(防止电磁阀误动作) —— 并联(防止电磁阀拒动作)

4.2.3.3

机械超速和手动脱扣 机械超速/手动脱扣→ 泄透平油安全油压→ 隔膜阀动作 (打开) → 泄 AST 油 (关 所有阀门)→ 停机(脱扣)

4.2.3.4

保护逻辑 保护:软件——控制逻辑 硬件——卡件

图 3.14 保护逻辑图 51

30%以上甩负荷 中压缸排汽压力 > 30%(调节级压力 > 30%)且,油开关动作,转速在不到 103% 时 OPC 电磁阀提前动作 n < 103% 时 OPC 电磁阀复位 目的:防止汽机超速 4.2.4 4.2.4.1 EH 油系统简介 高压抗燃油 ●供油装置 ●执行机构 ●危急遮断系统 供油装置由油箱、油泵、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、冷油 器、EH 端子箱和一些对油压、油温、油位的报警、指示和控制的标准设备以及一 套自循环滤油系统和自循环冷却系统组成。 4.2.4.2 供油装置的作用 提供控制部分所需要的液压油及压力,同时保持液压油的正常理化特性和运行特 性。 4.2.4.3 4.2.4.3 高压抗燃油 EH Oil 成份:三芳基磷酸酯 工作温度:20℃~60 ℃ 自燃点:566 ℃ 燃点:352℃ 含水量:最大 0.03% 52

酸值: 0.03(最大 0.1) mg KOH/g 腐蚀性:勿用带创口的手接触 4.2.4.4 供油装置设备 1 不锈钢油箱 容量:900L 能满足一台大机和两台小机正常控制用油。 2 电机泵组 电源:汽机 MCCA、MCCB 段 二套主油泵:380V 30KW

恒压变量柱塞泵,全流量 85L/min 输出压力可在 0~21MPa 调整(通过变量机构) 本系统正常额定工作压力为 14.5MPa 3 供油泵工作状态 输出压力为 14.5MPa 时→高压油推动控制阀→Q↓输出流量等于所需流量时→ 变量机构维持某一位置系统需增加或减少流量时→变量机构改变输出流量→ 维持系统压力 14.5MPa 系统瞬时需要增加流量时→蓄能器参与供油

53

图 3.15 恒压变量柱塞泵外形图 建议:1两台泵 2 周至一个月互相切换一次。 2长期停机后,挂闸前 10 小时启动主油泵,主油泵启动前 8 小时启动滤油泵。 4 滤油泵:一台 电源:380V 功率:1KW

型式:叶片泵, 流量:20L/min 手动控制 5 冷却油泵:一台 电源:380V 功率: 2KW 型式:叶片泵 流量:50L/min 可自动(由温度开关 23/CW 控制)或手动启动

54

油质要求: 6 滤油器 泵入口处: 每年更换两次 泵出口处: 10μ m 140μ m

累计工作 4 个月或每年更换两次 油质要求: 7 伺服机构前: 每年更换两次 回油路中: 每年更换两次 自循环滤油系统中: 累计工作 3~4 个月更换 8 冷却系统 冷油器 :两只 型式:管式 冷却面积:2.6m2 9 加热器 :一组 电源:220V 功率:5KW 油温< 20℃投入 油温> 20℃停止 55 1μ m 3μ m 10μ m

10 蓄能器:系统瞬间用油量很大时,参与供油 泵出口处一套:25L 执行机构中四套:40L 回油路中四套:10L (高压) (高压) (低压)

图 3.16 蓄能器原理图 系统瞬间用油量很大时,参与供油。

图 3.17 高压蓄能和低压蓄能器参数 56

11 磁性过滤器 作用:清除油中的金属垃圾 清洗:隔年一次,在无尘车间用无水乙醇或 丙酮进行清洗。 5.12 溢流阀 位置:高压油母管上 作用:系统压力 > 17 ±0.2MPa 时,打开泄油回油箱起到过压保护作用 4.2.4.5 抗燃油再生装置 构成:硅藻土滤器和波纹纤维滤器 投运条件:酸值>0.08(建议每周投运 8 小时) 更换条件: 任一个滤器的油温在 43~54℃之间,筒内油压高达 0.21MPa,应更换滤芯。 2 投运再生装置 48 小时后,抗燃油酸值不再下降或连续使用六个月后,硅藻土 滤芯应更换。 3 更换前建议在 5.120℃烘箱中烘 8 小时或在 110℃干燥箱内烘 5.12 小时,并 在箱内冷却至 20 ~30 ℃后,立即装入过滤筒内 .

57

图 3.18 再生装置

再生装置投运步骤: 1开波纹纤维进油门充满油; 2开硅藻土进油门; 3关波纹纤维进油门; 4维持两滤器压力不大于 0.21MPa: 4.2.4.6 控制信号 1 液位开关 液位高报警 液位低报警 560mm 430mm

58

液位低低报警 液位低低遮断 2 压力开关:

300mm 200mm

两个压力高报警(63/HP)16.2 ±0.2 MPa 两个压力低报警(63/LP)11.2 ±0.2 MPa 两个压力低联泵(63/MP)11.2 ±0.2 MPa 一个回油压力高报警(63/PR) 3 压差开关 (63/MPC-1,63/MPC-2)监视油泵是否运转 (63/MPF-1,63/MPF-2)油泵出口滤网压差高 0.55MPa 压力传感器:远传油压信号(一个) 4 压力式温度开关(23/HER) 油温低禁止启动主油泵 20℃ 0.21 MPa

油温低于 20℃,接通加热器,同时切断主油泵电机电源:油温高于 20℃,停 止加热器,同时接通主油泵电机电源。 5 温度控制回路: 测温开关(20/CW) 油箱油温 55℃,启动冷却油泵开电磁水阀 油箱油温 38℃,停止冷却油泵关电磁水阀 4.2.5 执行机构 包括:伺服阀,快速泄荷阀,LVDT 等。 4.2.5.1 执行机构作用 响应从 DEH 送来电指令信号,以调节汽机各蒸汽阀门开度与指令保持一致。

59

4.2.5.2

执行机构分类 开关型 阀门在全开全关位置工作 由油缸、液压块、二位二通电磁阀、快速卸荷阀、逆止阀组成 例如:再热主汽门 控制型 可将汽阀控制在任意中间位置上,成比例调节进汽量适应负荷的需要。 组成:比开关型多电液伺服阀 例如:主汽门、调节汽门、再热调节汽门

图 3.19 快速卸荷阀结构图

60

ETS oil

Cylinder pressure oil

Oil returning

图 3.20 泄油阀 4.2.5.3 快速泄荷阀 ◆正常工作: AST 电磁阀带电 遮断油建立 → P1 度加大 出现遮断信号: 出现遮断信号: AST 电磁阀失电 P2 ↓ 速关门。 4.2.5.4 伺服阀 → O 杯形阀↑ →③、④导通油缸下腔与回油接通 快 = P2 杯形阀↓ →③、④隔开 HP 与油缸下腔接通→阀门开

61

图 3.21 伺服阀

Return spring

Filter net Throttling port

图 3.22 伺服阀示意图 伺服阀工作原理 ◆给一指令 (减小开度) : DEH 指令 →线圈→挡板偏转→P 右> P 左→滑阀左移→HP 62

与油缸上腔接通开度↓△V=0 滑阀回中位→阀门在某一新的工作位置。

图 3.23 伺服阀工作原理示意图

◆给一指令(加大开度)DEH 指令→线圈→挡板偏转→P 左>P 右→滑阀右移→HP 与油缸下腔接通→开度↑△V=0 滑阀回中位→ 阀门在某一新的工作位置。

63

图 3.24 伺服阀工作原理示意图

图 3.25 控制型执行机构液压原理图 64

4.2.5.5

LVDT 位移传感器

Filter core

图 3.26 LVDT 位移传感器示意图 4.2.5.5.1 使用该传感器原因 LVDT:线性可变差动变压器 1 2 3 长期安装在油动机上,环境温度高,振动大。 要求精度比较高。 要求能够反复安装使用。

4.2.5.5.2 该传感器特点 1 2 3 4 5 原理直观,结构简单,使用寿命长,抗高温,振动。 分辨率高,能反映出微小位移变化。 结构对称,灵位可恢复性好,能重复安装。 灵敏度高,线性范围宽,重复性好。 输入和输出隔离,看干扰性能好。

4.2.5.5.3 工作原理 分三线制和六线制 三线制:如右图所示,由铁芯,线圈以及外壳,骨架组成。 65

铁芯上下移动时,在 ab 和 bc 间的感应电势产生压差,该压差可反映线圈的位移 量。 通过测量 ab 和 bc 间的电阻可以判断该 LVDT 的好坏。 安装简单,上下移动即可定出 a 和 c 的位置。

图 3.27 三线制和六线制工作原理 六线制工作原理 组成:由一个初级线圈,两个次级线圈,骨架,铁芯,及外壳组成。 铁芯处于中间位置时,两个次级线圈感应电势相同,电压为零。 2 3 4 铁芯便宜中间位置时,有电压输出。 为提高灵敏度,线性范围,将次级线圈反向串接。 LVDT 输出电压是两个次级线圈电压值和,该电压值与位移量成正比。

4.2.5.5.4 常见故障及处理 1 LVDT 铁芯卡死: 2 断线 3 插头接触不良 4 连接电缆损坏 66

两个 LVDT 互相干扰,导致调门摆动。办法:安装时,人为加大反馈信号不一致。 4.2.5.6 危急遮断系统 危急遮断系统包括: OPC 电磁阀,AST 电磁阀,隔膜阀,空气引导阀等 4.2.5.6.1 危急遮断系统作用 由汽机遮断参数所控制,当这些参数超过其运行限制值时,该系统全部关闭汽机 进汽阀门,或只关闭调节汽门。 4.2.5.6.2 危急遮断系统组成 主要由四只自动停机电磁阀 AST、两只超速保护控制阀 OPC、隔膜阀和控制块组 成. 4.2.5.6.3 AST 电磁阀 正常通电励磁关闭, 封闭遮断油泄油通道,使各油动机下腔油压建立,失电打开, 泄遮断油,关闭各阀门。 四只组成串并联布置,组成两个通道,每个、通道至少一只打开,才能导致停机, 任意一只损坏或据动均不会引起停机,提高了可靠性。 4.2.5.6.4 OPC 电磁阀 正常不带电关闭,封闭 OPC 油泄油通道,使调节气门下腔油压建立,通电打开, 泄 OPC 油,关闭各调节气门。 两只组成并联布置,任何一只打开,就能导致 OPC 泄油,提高了安全性。

67

图 3.29 AST 及 OPC 电磁阀原理示意图 4.2.5.6.5 隔膜阀 联接安全油系统与 EH 油系统,当安全油压力降低到停机值时,通过 EH 油系统遮断 汽机。 机械超速或手动超速, 均能使安全油降低,通过隔膜阀泄 AST 遮断油,遮断汽机。

68

图 3.30 隔膜阀结构示意图

Diaphragm

69

Spring

图 3.31 隔膜阀示意图

4.2.5.6.6 自动停机保护 由 AST 电磁阀实现正常工作:AST 电磁阀带电(110V 交流电) 110%超速:AST 电磁阀失电→泄 AST 油(同时泄 OPC 油)→快速卸荷阀卸荷→关闭 所有阀门→自动停机。 4.2.5.6.7 机械超速及手动脱扣 由隔膜阀实现 正常工作:透平油压建立→关闭隔膜阀汽机; 出现故障: 泄保安油→隔膜阀打开→泄 AST 油→快速卸荷阀卸荷→关闭所有阀门。 4.2.5.6.8 保护逻辑

70

图 3.33 保护逻辑图 Figure 3.33Protection logic diagram

Manual trip

Diaphragm valve open

AST solenoid valve open

图 3.34 危急遮断系统原理图 4.2.5.7 DEH 常见故障分析

4.2.5.7.1 LVDT 故障 71

DEH 每个阀门上的位置反馈变送器(LVDT)共有两只,在 VCC 卡内部高选处理后, 与阀门的控制指令在综合放大器处进行比较,从而产生控制电液伺服阀的指令。 1 只 LVDT 故障不影响阀门的反馈值及机组的正常运行,可等停机更换,如果影响 调门的开关,则必须在线更换。 检查步骤: 判断故障,用万用表测试 LVDT 的红蓝黄三线之间的电压,如果 V 红黄=V 红蓝+V 蓝黄,说明 LVDT 正常,否则为损坏。 将该调门切为手动并强制该调门为全开或全关。 根据原来的位置安装新的 LVDT。 4.2.5.7.2 VCC 卡故障 VCC 卡是调门控制卡,不管 DEH 系统处于自动还是手动状态,控制调门的指令均 由 VCC 卡输出。 因此 VCC 卡一旦故障则相应的阀门就会失去控制, 必须马上处理。 一般处理方法为更换新的 VCC 卡。 处理步骤如下 停机处理: 拔下该 VCC 卡,确认新的 VCC 卡型号及跳线与原卡相同。 插入新卡,按照 VCC 卡 LVDT 的调整方法,调整零位,量程。 运行状态: 强制调门全关; 将该调门开环运行; 更换新的 VCC 卡; 开环状态调量程及零位; 将该条门闭环运行; 缓慢强制开该调门。 72

4.2.5.7.3 伺服阀故障 电液伺服阀本身故障是指伺服阀控制系统短路或断线,零部件腐蚀、密封件损坏 造成泄漏,滤油器堵塞造成油流不畅等。造成伺服阀本身故障的原因较多,如抗 燃油油质不合格,抗燃油油温过高,其颗粒度、酸性等指标超过规定标准等,都 会导致抗燃油油质下降,使电液伺服阀工作不正常。综上所述,高压抗燃油油质 不合格,油温过高及水解、酸性腐蚀等是造成伺服阀故障的主要原因,但也不能 忽略其它原因的存在。 安装在高压集成块上的高调门伺服阀与高调门油动机连体安装,形成一个整体, 伺服阀受到流经高调门高温蒸气的传导热与辐射热,在夏季伺服阀处在高温环境 下运行,伺服阀阀体温度有时竟能高达 90U 以上,轻易造成伺服阀内位置反馈装 置电子元件的损坏,导致调门控制失灵。 预防方法:保证 EH 油的油质; 经常检查伺服阀的温度。 处理方法:更换伺服阀。 4.3 4.3.1 汽轮机危急遮断保护系统(ETS) 概述 ETS 即汽轮机危急遮断系统(Emergency Trip System) 。当汽机故障以及发电机 跳闸、锅炉主燃料跳闸时,它能自动启动关断回路快速关闭进汽阀(各主汽阀、 调节阀) 。本 ETS 由机械-液压、电气-液压二种方式构成。即故障的检测可采用 机械、电气二种方式。但进汽阀的关闭最终总有赖于液压调节保安系统。 4.3.2 机械-液压式危急遮断 危急遮断器是机械式的超速故障检测器。当汽机的转速 n≥3300r/min 时,在离 心力作用下有一环飞出,使危急遮断装置掉闸。危急遮断装置牵动遮断隔离阀组 中的遮断阀换向,卸掉高压安全油;高压安全油泄压后经一单向阀将使超速限制 安全油也泄压从而使汽机各进汽阀油动机的卸荷阀上的控制油压消失、各卸荷阀 开启。于是,各汽阀油动机活塞上、下压力油经其开启的卸荷阀与排油口接通, 73

从而使各进汽阀快速关闭。主汽阀全关后将给出限位开关信号,经电气控制回路 使各止回阀关闭。 4.3.3 电气-液压式危急遮断 它采用电气方式来检测汽机的各种故障以及发电机跳闸、锅炉主燃料跳闸等故 障,再将电气遮断信号同时作用到机械遮断电磁铁。 电气遮断信号作用到机械遮断电磁铁上,使机械遮断电磁铁通电,电磁铁牵动停 机机构使危急遮断装置掉闸。 虽然主汽阀全关后的信号可使抽汽止回阀关闭,但各种电气遮断信号作用到上述 各电磁阀的同时,将直接作用到各止回阀上,使它们迅速关闭。 4.3.4 4.3.4.1 4.3.4.2 ETS 电气遮断信号如下: 主控室手动停机按钮; 汽轮机超速停机:当汽机转速升至 3300r/min 及以上时,TSI 中超速监视通道各 自的超速继电器动作,输出接点在 ETS 中进行三取二处理后给出遮断信号; 4.3.4.3 润滑油压低: 当润滑油路油压 P≤0.107MPa (如前所述, 压力开关的设定值为 P≤ 0.107MPa)时,低润滑油压遮断装置中代号为 PSxx~PSxx 的三只压力开关复位, 三个闭合的常闭接点在 ETS 中进行三取二处理后给出遮断信号; 4.3.4.4 EH 油压低:当抗燃油路油压 P≤ 7.8 MPa 时,抗燃油母管上的三只压力开关复位, 三个闭合的常闭接点在 ETS 中进行三取二处理后给出遮断信号; 4.3.4.5 凝汽器真空低:当凝汽器压力 P≥ 19.7 KPa 时,凝汽器低真空遮断器中的三个 代号为 PSxx~PSxx 的真空开关动作,三个闭合的常开接点在 ETS 中进行三取二 处理后给出遮断信号; 4.3.4.6 轴向位移过大:当机组的轴相对推力轴承的位移增大时(≥1.2mm 或≤-1.65mm) , TSI 输出一个接点至 ETS 遮断信号; 4.3.4.7 汽机轴振动大:1#~7#轴承中,任一轴承的 X 方向轴振过大(≥0.25mm)或 1#~ 7#轴承中,任一轴承的 Y 方向轴振过大(≥0.25mm)时 TSI 输出轴振过大信号。 74

上述组合逻辑已在 TSI 中完成,TSI 输出一个接点至 ETS 遮断汽机。 4.3.4.8 DEH 故障停机:它是 DEH 厂家提供的汽机遮断信号(它包括 DEH 监测到汽机超速、 DEH 转速信号故障等)输出停机开关量给遮断汽机。 4.3.4.9 4.3.4.10 4.3.4.11 锅炉主燃料跳闸:它是锅炉送出的开关量信号至 ETS 遮断汽机; 发电机故障停机:它是发电机送出的开关量信号至 ETS 遮断汽机; 排汽缸温度超限信号:它是 DCS 送出的开关量信号至 ETS 遮断汽机; 1) 轴承金属温度超限:它是DCS送出的开关量信号至ETS遮断汽机 4.3.5 ETS 系统结构 ETS 即汽轮机危急遮断系统,选用了双机 PLC(可编程控制器)进行逻辑处理。双 机 PLC 同时工作,任一动作均可输出报警信号。当任一台故障时,PLC 发出本机故 障报警信号,并自动切断其停机逻辑输出,而另外一台仍能正常工作。该装置能与 其它系统通讯,满足电厂自动化需求。 4.3.6 硬件配置 ETS 装置包括一个控制柜,内部逻辑采用了 SIEMENS 可编程控制器(PLC)实现, 取代了传统的继电器逻辑。为了提高 ETS 装置的可靠性、安全性,采用了双 PLC 结构。硬件配置如下: PLC 处理器 输入模块 输出模块 PLC 电源 4.3.7 工作原理 ETS 装置的双机 PLC 同时工作。 从现场来的输入信号进入本装置后同时到 A 机和 B 机 , 经 过内 部 逻辑 自 动处 理 后 , 给 出相 应 的输 出 信号 。 以 “ 汽 机超 速”为例 , 当电超速停机信号输入本装置后 , 同时进入 A 机和 B 机进行处理 , 75

同时输出停机信号。 任一机 A ( B )发生故障时 , 都会给出本机的报警信号 , 同时自动切断本机的 停机输出接点 , 而由另一机正常工作。双机工作停机逻辑见图。

该 ETS 装置设有双路电源切换回路 , 在某一电源出现故障时 , 自动切换到另 一电源回路中继续工作,如果主副电源同时故障,则输出一交流电源失电 报警信号。 4.3.8 4.3.8.1 4.3.8.2 操作 上电,合上主,副电源断路器,主,副电源指示灯亮,电压表示正常。 上电自检 将两路 230VAC 电源线接至 ETS 装置主、副电源断路器输入端,合上断路器开关, 装置面板上的电压表指示正确,主、 副电源指示灯亮,且装置+24V 电源指示正常。 此时 PLC 进入自检,自检完成后,CPU 的“RUN“指示灯点亮。此时 ETS 装置进入 正常工作状态,即可进行现场投运。 4.3.8.3 停机项:当有下列任一情况, PLC 将送出停机信号,汽机将跳闸停机。 a) b) c) d) e) 汽机超速(三取二) ; 轴向位移大停机; EH 油压过低停机(三取二) ; 凝汽器真空低停机(三取二) ; 润滑油压过低停机(三取二) ;

76

5 5.1

协调控制系统 系统概述 机、炉协调控制系统就是根据机、炉的运行状态和控制要求,选择适应机组控制 的运行方式。具体要求就是快速适应大范围负荷变化率,在整个负荷变化范围内 要求机组有良好的负荷适应能力,机组主要运行参数在负荷变化过程中保持相对 稳定,保证机组在整个负荷变化范围内有较高的效率,即锅炉、汽机和主要辅机 (送风机、引风机、一次风机、给煤机、给水泵等)参数保持较小范围的波动且 能快速适应机组负荷变动。

5.2

系统控制原理 200MW 机组协调控制系统的主控制系统是由机组“负荷管理中心”和机炉主控制 器两部分组成。 机炉主控制器接受机组“负荷管理中心”送来的机组负荷指令,该指令具有最大 /最小负荷限制和变化率限制。负荷指令经机炉主控制器的作用,分别对锅炉和 汽机控制系统送出指令,使机组的输出功率适应负荷指令的要求,同时保持机前 压力为给定值。 棉兰电厂机组协调控制系统采用了西屋公司的典型设计-LDC。 LDC 主要包括机主 控、炉主控,负荷、压力设定,协调方式切换,RUNBACK 等功能。对应于机、炉 主控,共有表 1 所给出的七种运行方式。 表 1 LDC 的七种运行方式

运行方式 基本 机跟随 1 炉跟随 1

汽机主控 手动 自动(调压) 手动

锅炉主控 手动 手动 自动(调压)

说明

77

机跟随 2

自动(调压)

自动(跟踪)

属中间过渡或 RB 时方 式 属中间过渡过程

炉跟随 2 炉跟机协 调 机跟炉协 调

自动(跟踪)

自动(调压)

自动(调功)

自动(调压) 机组协调方式,可投入 AGC

自动(调压)

自动(调功)

基本方式(BASE) :指锅炉、汽机主控均处于手动控制方式,由操作员设定汽机 主汽门阀位指令和锅炉燃料指令来控制机前压力和机组负荷。如果汽机控制在 “非远操方式时,汽机主汽阀门开度交给 DEH 系统控制,汽机主控输出跟踪主 汽门阀位反馈。 锅炉跟随(BF) :是汽机局部故障时的一种辅助运行方式,此时汽机主控在手动 方式,由操作员手动设定汽机调门开度指令,控制机组负荷。锅炉主控在自动方 式,该方式下机组负荷响应快,但以牺牲主汽压力为代价,不管是内扰还是外扰 的影响,动态过程压力波动相对较大,系统抗干扰能力较差,因此锅炉侧引入了 汽机主汽阀门指令前馈,对外扰有一定的抑制作用。 汽机跟随(TF):是在锅炉局部故障时或启、停磨煤机等工况变动大时的一种辅 助运行方式,此时锅炉主控在手动控制方式,由操作员手动设定燃料指令,汽机 主控自动调整机前压力,该方式下动态过程压力波动较小,机组运行稳定,但是 机组负荷响应慢。 协调方式(CCS) :机、炉协调控制系统 CCS 是一种以锅炉跟随为基础的协调控制 方式,是基于直接能量平衡原理的协调控制系统,该方式下汽机主控自动控制机 组负荷,锅炉主控主要是来维持汽机能量需求与锅炉放热量的平衡。这种协调控 制系统策略的特点是机组负荷响应快,负荷控制精度高,动态过程压力相对锅炉 跟随方式波动较大。 5.3 负荷指令处理系统: 78

LDC 目标值在不同的状态下输出值也不一样:当机组处于 CCS 方式时,机组可以 接受中调指令(ADS) ,也可以接受运行人员的负荷设定;当机组处于 RB(甩负荷 功能) 、RD(负荷迫降功能)时,负荷指令就是 RB 或 RD 功能组产生的负荷指令 100MW(RB)或 0(RD) 。 当机组处于基本方式、TF、BF 方式时,LDC 输出跟踪机组实发功率。 当有闭锁增或闭锁减信号时速率设定为零。 5.3.1 RUNBACK 产生条件(甩负荷功能) : 1、LDC 输出大于一台送风机限值(100MW)且一台送风机跳闸; 2、LDC 输出大于一台引风机限值(100MW)且一台引风机跳闸; 3、LDC 输出大于一台一次风机限值(100MW)且一台一次风机跳闸; 4、LDC 输出大于一台给水泵限值(100MW)且锅炉给水泵一台以上跳闸; 5、LDC 输出大于一台空预器限值(100MW)且一台空预器跳闸。

当机组处于 LDC 自动状态时,主要辅机设备发生故障,单元机组要求尽可能的降 低负荷, 使机组的目标负荷下降到运行的辅机设备所能承担的负荷水平。 When the 5.3.2 RUNDOWN 产生条件(负荷迫降功能) : 1、给水 RD; 2、燃料 RD; 3、送风机 RD; 4、引风机 RD; 5、一次风机 RD。 这是一种在机组故障不明确条件下采取的保护性措施。在 LDC 自动状态时,当故 障间接指标值已较大(如汽包水位比设定值低的很多)情况严重时,则迫使实际 负荷指令负荷下降以减小间接负荷指标值,直到间接负荷指标值降到不太严重时 79

为止。 当 RB 和 RD 同时发生时,取速率大者进行控制。 5.3.3 目标负荷的最大/最小限值: 当目标负荷达到最大(220MW)或最小限值(0MW)时,系统将不接受 ADS 指令,而 最大/最小限值对运行人员的负荷设定和 RB、RD 时的指令将不产生任何影响。 5.3.4 负荷变化率管理: 对于 ADS 指令或运行人员的负荷设定必须按照规定的速率变化,进而形成目标负 荷,这个变化率的大小可由运行人员设定,并可视具体情况设定不同的升负荷速 率和降负荷速率,RB、RD 时,目标负荷的变化率可在 RB、RD 功能子组中设定, 来自 DEH 的负荷率限值将限制所有情况下目标负荷的变化速率。 5.3.5 一次调频所需功率的校正: 通过改变机组的负荷指令去纠正电网频率偏差,具有一次调频能力。频率变送器 采集的频率信号通过一函数修正与机组目标负荷 LDC 输出相加,经机组的实测功 率和主汽压力修正,作为协调方式下汽机主控调节器的给定值。此函数设有一定 的死区(±0.15Hz),只有在电网频率偏差超过死区时频率校正才起作用。 一次调频的条件:频率变送器正常且机组处于协调方式。 5.3.6 负荷闭锁增/闭锁减 引起负荷闭锁增/闭锁减指令的项目:给水、燃料、送风机、引风机、一次风机。 这也是在故障不明确条件下采取的一种方法,当机组处于 LDC 自动状态,检测到 子系统的目标值与实际负荷偏差较大,则产生闭锁指令使不向扩大故障的方向变 化,但向非扩大故障的方向变化还是自由的。

5.4

锅炉—汽机协调控制: 机、炉主控制器又称机、炉主控制回路。它接受三方面来的信号,即负荷管理中 心来的 LDC 输出指令,机组实发功率,机前压力信号,根据不同的控制方式发出 80

对汽机调节阀开度的指令和对锅炉给煤量及送风量的调节指令。

5.4.1

汽机主控 汽机主控制器又称汽机主控回路。它主要实现机组负荷控制、主汽压力控制、汽 机主控制器与 DEH 的接口的功能。

5.4.1.1

机组负荷控制 机组在协调控制方式时,由汽机来控制机组的实发功率,使其等于机组实际负荷 指令。 由负荷管理中心来的 LDC 输出指令同时送到汽机主控制器和锅炉主控制器,在汽 机主控 LDC 输出经过频率校正后与机组实发功率比较后,在经过主汽压力修正, 经调节器输出后,通过 DEH 去控制汽机进汽阀的开度,使机组按照负荷指令要求 运行。

5.4.1.2

主汽压力控制 机组控制在汽机跟随方式时,由汽机来调节主汽压力,通过 DEH 控制汽机进汽阀 开度,使主汽压力等于设定值。

5.4.1.3

汽机主控器的手动控制 在出现以下条件时,汽机主控器将切为手动控制方式:

5.4.1.3.1 主汽压力变送器故障; 5.4.1.3.2 汽轮机跳闸; 5.4.1.3.3 主燃料跳闸; 5.4.1.3.4 主汽压力高; 5.4.1.3.5 旁路开模式; 5.4.1.3.6 汽机非远操方式; 5.4.1.3.7 汽机主汽阀位偏差经延迟; 81

5.4.1.3.8 机侧压力调节器入口偏差手动报警; 5.4.1.3.9 选择基本方式; 协调控制方式下功率变送器坏或机侧控制器偏差报警。 5.4.1.4 汽机主控制器与 DEH 的接口关系 从 CCS 系统发“CCS 远控 DEH”信号到 DEH 系统,与 DEH 条件和 DEH 运行人员操 作相与后回送一个“DEH 选择遥控”信号到 CCS 系统,表明 DEH 系统可接受 CCS 系统负荷增/减脉冲信号。由 DEH 系统到 CCS 系统的“DEH 功率控制/调节级压力 控制回路”信号表明 DEH 所处的控制回路和工作状态。 5.4.2 锅炉主控制器 锅炉控制器又称主控制回路,它主要实现辅机故障甩负荷时的锅炉控制、燃料量 跟踪等功能。 5.4.2.1 主汽压力控制 在机组处于非“辅机故障甩负荷” (RUN BACK)运行功况下,机组实际负荷指令 也送到锅炉主控制回路作为前馈信号,使锅炉燃烧率随机组负荷指令变化而变 化。 在协调运行方式时, 机组负荷指令为机组实际负荷指令, 在锅炉跟随方式时, 机组负荷指令为机组实发功率。主汽压力偏差信号经比例积分调节器校正,最终 使得主汽压力跟踪主汽压力设定,主汽压力与其设定值经减法器比较后,得到锅 炉主控指令,它送到锅炉燃烧控制系统,改变燃料量和风量,从而使得主汽压力 等于主汽压力设定值。 5.4.2.2 辅机故障甩负荷时的锅炉控制 在机组因辅机故障发生甩负荷时,机组实际负荷指令按一定甩负荷速率下降到甩 负荷目标值。这时主汽压力校正回路切除,锅炉主指令直接为甩负荷指令。 5.4.2.3 燃料量跟踪方式 锅炉负荷主要由燃料量来决定,当燃料控制为手动时,锅炉主控实际已失去锅炉 负荷控制能力,所以此时锅炉主控指令必须对实际燃料量信号进行跟踪。 82

5.4.2.4

机组定压/滑压设定值: 为满足机组经济运行的要求,系统设置了定压/滑压运行方式。

5.4.2.4.1 滑压运行方式: 机组只能在 BF 及 CCS 下投入滑压运行方式。 在 BF 方式下投入滑压运行,可实现汽机阀门固定在某一位置,蒸汽压力随负荷 的增加而上升,至 90%负荷,压力达到额定植,此时系统应进入定压运行方式, 再增加负荷,须手动开大汽机阀门或将汽机控制器投自动,接受目标负荷指令。 在 LDC 自动情况下,滑压模式只能在协调方式或 BF 方式下使用,在 TF 方式下投 入滑压运行,系统会自动切换至 BF 方式. 在 LDC 自动情况下,机组的滑压运行模式实际上一种联合变压运行模式:在低负 荷时,机组在较低的压力下定值运行,当负荷在 25%-90%之间时,机组进入滑压 状态,主汽阀开度固定在 91%附近,主汽压力随负荷成正比例变化,当主汽压力 达到额定值时,机组又进入定压运行模式。 进入滑压运行模式的充分必要条件是炉主控自动,操作员发出投入滑压运行指 令。当以下任一条件满足时,机组会退出滑压运行,进入定压运行: 1、操作员发出投入定压运行指令 2、机组进入基本模式 3、旁路启动 4、进入汽机跟随模式 5.4.2.4.2 定压运行模式 5.4.2.4.2 Fix pressure operation mode 机组退出滑压运行,即进入定压运行。在定压运行时,当主汽压力设定值偏离目 标值时,将引起主汽压力设定值爬坡;爬坡速率由运行员设定,当下述情况发生 时,爬坡速率将被置为零。

83

人工请求主汽压力设定值爬坡保持 1、进入基本模式 2、RB 状态 3、旁路启动 5.4.2.5 锅炉主控切手动条件: 1、速度级压力变送器故障; 2、主汽压力变送器故障; 3、汽轮机跳闸; 4、主燃料跳闸; 5、主汽压力高;

5.4.2.6

DEH 与 ADS 的接口 在 LDC 自动时,操作员发出远方请求后,机组即进入远操方式,但在下列条件下 机组退出远操方式: 1、LDC 非自动状态; 2、负荷闭锁增; 3、负荷闭锁减; 4、ADS 指令品质坏; 5、发生 RB 或 RD; 6、ADS 未发出允许信号。

84

5.5 5.5.1

燃烧调节系统 系统功能 锅炉燃烧控制系统的基本任务是:使燃料燃烧所提供的热量适应锅炉蒸汽负荷的 需要,同时要保证锅炉安全经济运行,最终保持锅炉的汽压为给定值,以满足汽 机负荷的要求;保持炉膛过剩空气系数为最佳值,以满足锅炉燃烧的经济性;保 持炉膛压力为给定值,以保证机组的安全性和经济性。根据其具体功能,我们将 燃烧调节系统可以分为三个相互协调配合的子系统来研究,即燃料调节系统、送 风调节系统、引风调节系统。它们系统之间通过紧密配合来共同完成和保障机组 的稳定、安全运行: 1 汽机的变化表示锅炉的蒸汽产量和负荷的耗汽量不相适应,这时必须相应的 改变燃料的供应量,以改变锅炉的蒸汽量; 2 在燃料量改变时,必须相应的调整送风量,使之与燃料量相配合,保证燃烧 过程有较高的经济性; 3 锅炉的引风量和送风量,使之与燃料量相配合,保证炉膛压力在规定值,炉 膛压力的高低关系着锅炉的安全经济运行。

下面我们就结合三个子系统的控制原理对燃烧调节系统做以详细说明。 5.5.2 引风调节系统 引风控制系统主要任务是保证锅炉的炉膛负压在正常范围之内,调整好送风量与 引风量的配比关系,使之能够满足燃料量的需要。影响炉膛压力的因素很多,但 主要因素有两个:一是进入炉膛的送风量,二是引风量。送风量的调整须随锅炉 主指令变化,因此炉膛压力控制的手段则选择引风量的调整。 5.5.2.1 引风调节系统控制原理 鉴于炉膛压力控制的重要性,为防止因变送器故障或信号堵塞影响信号的质量, 进而影响炉膛压力控制的正常运行,炉膛压力信号采用三个压力变送器进行测 量,经三取二的炉膛压力变送器出来的炉膛负压信号作为反馈信号与运行值班员 85

所给的给定值比较,再同作为前馈信号的送风量求和,其结果作为引风机挡板动 作指令。 为了平衡引风机 A、B 的出力,采用了偏置控制回路。偏置控制回路中有两个切 换模块,均为在事故或特殊情况下运行的方式,操作回路设有 M/A 手操站、闭锁 升、闭锁降、操作员的优先升、优先降操作,防喘振通过优先降实现。当炉膛压 力低Ⅰ值时,形成升禁止信号,限制引风机挡板进一步打开;同时将炉膛压力低 Ⅰ值信号引至送风机系统,闭锁送风机动叶关小;当炉膛压力低Ⅱ值时或 CCS 强 降信号来时,强制关小引风机挡板;当炉膛压力高Ⅰ值时,形成降禁止信号,限 制引风机挡板进一步关小;同时将炉膛压力高Ⅰ值信号引至送风机系统,闭锁送 风机动叶开大; 当炉膛压力高Ⅱ值时或 CCS 强升信号来时, 强制开大引风机挡板。 由于炉膛压力信号总是带有小幅度的噪声干扰信号,直接采用这样的测量信号会 引起引风机挡板动作过于频繁不利于机组安全运行,而如果对炉膛压力信号进行 惯性滤波,增加了炉膛压力测量值的反应时间,使调节变的不灵敏,因此宜采用 调节器内的死区来改善调节性能,死区设置为 0.02KPa 左右。 5.5.2.2 引风调节系统保护功能: 1) 超驰动作功能 炉膛压力控制回路中,最为突出的特点是对炉膛压力控制回路设计了一个超驰动 作回路,是为了防止 MFT 动作后,炉膛灭火事故引起的锅炉内爆事故的发生。 当发生 MFT 或单侧送风机跳闸,引风机挡板会迅速关小原开度的 30%,而当超驰 设定的时间过后,引风机挡板释放到超驰回路动作前的记忆值,恢复正常的炉膛 压力控制。 2) 引风系统 RB 功能(负荷快速返回功能) : 当机组在 LDC 自动状态下运行,满负荷或负荷大于 50%时,若出现一台引风机跳 闸时,机组只允许 50%负荷运行,此时,控制回路将产生负荷快速返回指令,这 样将避免停机,等故障解除后继续恢复运行。 3) 引风系统 RD 功能(负荷迫降功能) : 86

当机组在 LDC 自动状态下运行,若出现引风机控制量已达最大,但炉膛负压仍大 于炉膛压力指令时,控制回路将会产生负荷迫降指令,迫使负荷指令缓慢下降, 使负荷降至炉膛压力可控范围之内。 4) 负荷闭锁增/闭锁减功能: 当机组在 LDC 自动状态下运行,若出现引风机控制量达最小,或炉膛负压远远小 于炉膛压力指令时, 控制回路将产生闭锁减指令; 当机组在 LDC 自动状态下运行, 若出现引风机控制量达最大,或炉膛负压远远大于炉膛压力指令时,控制回路将 产生闭锁增指令。 5) 引风调节系统切除自动条件 (1) 本侧引风机未运行; (2) 炉膛压力变送器异常; (3) 过程量与设定值偏差大; (4) 引风机 A、B 执行器指令/反馈偏差大; (5) 炉膛压力主控器切手动; (6) RAL (7) LWI (增闭锁); (减闭锁);

(8) 引风机跳闸。 5.5.3 送风调节系统 送风量在燃烧系统中起到很重要的作用,通过调节送风机动叶保证锅炉经济燃烧 所 需的二次风量,满足锅炉能量输入的要求。 5.5.3.1 送风调节系统控制原理 锅炉主控命令经过动态校正、函数变换、氧量修正后与修正后的实际燃料量,与 30%的最小风量经大选后形成最后的风量指令,确保富氧工况运行。总风量信号 为一次风量和送风量二者之和,该信号作为反馈信号与风量指令信号相比较,而 87

改变送风机的动叶位置达到送风量的目的;当炉膛压力低时,送风机入口挡板降 禁止,当炉膛压力高时,送风机入口挡板升禁止;当送风机指令达最大值且送风 量远小于指令,送风机 RD 送至 LDC,同时送风机闭锁增;送风机指令达最小且送 风量远小于指令,送风机闭锁减至 LDC。 5.5.3.2 送风系统自动切除、超驰、保护动作条件 1) 自动切除条件: (1)侧二次风流量信号故障 (2)侧二次风流量信号故障 (3)侧二次风温度信号故障 (4)侧二次风温度信号故障 (5)总一次风信号故障 (6)总燃料量信号故障 (7)相应送风机未运行时 (8)MFT (9)引风控制在手动时 2) 降禁止条件:炉膛压力低 3) 升禁止条件:炉膛压力高 4) 送风系统 RB 功能(负荷快速返回功能) : 当机组在 LDC 自动状态下运行,满负荷或负荷大于 50%时,若出现一台送风机跳 闸时,机组只允许 50%负荷运行,此时,控制回路将产生负荷快速返回指令,这 样将避免停机,等故障解除后继续恢复运行。 5) 送风系统 RD 功能(负荷迫降功能) : 当机组在 LDC 自动状态下运行,若出现送风机控制量已达最大,但所需送风量人 达不到要求时,控制回路将会产生负荷迫降指令,迫使负荷指令缓慢下降,使负 88

荷降至送风量可控范围之内。 6) 送风机闭锁增条件: a送风量小于指令。 b送风机 A 指令达最大值或送风机 A 手动并送风机 B 指令达最大值或送风机 B 手 动。 7) 送风机闭锁减条件: a送风量大于指令。 b 送风机 A 指令达最小值或送风机 A 手动并送风机 B 指令达最小值或送风 机 B 手动。 8) 二次风量保护: 二次风量小于 40%时,将形成吹扫条件,并在操作员站报警。 5.5.4 燃料调节系统 燃料调节系统的主要任务是按锅炉指令的要求随时调整进入炉膛的燃料量,以及 相适应的送风量。 一方面满足锅炉能量输入的要求, 另一方面保证燃烧的经济性。 锅炉主控输出与修正后的实际风量经低选形成最后的燃料命令,以保证负荷增加 时,风量调节先动作,燃料指令跟踪风量信号,减负荷时燃料调节器先动作,风 量指令跟踪实际燃料信号,达到空气/燃料交叉限制的目的。 燃料调节系统主要是由以下几个功能组来共同配合完成:一次风控制、二次风控 制、燃料控制、冷/热风挡板控制。 5.5.4.1 一次风控制系统

5.5.4.1.1 一次风控制原理 锅炉燃料量的控制实际伴随一次风量的控制,一次风量由一次风压和一次风挡板 开度两个因素决定,即在一次风压不变时,一次风量随一次风挡板开度而增加。 此系统属前馈加反馈的单回路调节系统,前馈控制信号是五台给煤机的煤量之 89

和。通过前馈控制加快了给煤机煤量变化时一次风道压力响应的速度,起粗调作 用。反馈调节器的被调量为一次风压力信号,一次风压力取自热一次风风压,一 次风压测点三个,三取二运算后作为调节器的测量值,校正过的蒸汽流量值经函 数运算器后与偏置叠加,作为调节器的设定值,当负荷增加时,设定值增大;当 负荷减小时,设定值减小。设定值和测量值经 PID 调节器运算,送到平衡回路, 最终通过 M/A 站将控制指令输出至 A、B 侧挡板执行器。 操作回路设有操作员的优先升、优先降,当一次风挡板开度已达最大,而一次风 压仍远小于设定值时,逻辑回路将产生“一次风 RUNDOWN”信号送至 LDC 的负荷 指令回路迫使负荷指令缓慢下降;对于并列运行的两台风机,通常由于风机的输 出-输入特性曲线上存在差异,往往在控制信号相同,调节机构(挡板或叶片) 开度也一样的情况下,而风机出力不同,因此对控制指令加入偏置信号(BIAS) 来进行校正(在某一路上加上 BIAS,而某一路上减去 BIAS) ,该偏置信号的另一 作用是改变两台风机的负荷分配大小。它可由操作人员通过 B 风机入口挡板 M/A 控制站来调整。 5.5.4.1.2 当出现下列情况时,一次风机挡板操作站强制切到手动控制: (1)一次风压信号故障 (2)当顺控系统来“关闭相应一次风机挡板”信号时 (3)锅炉发生 MFT (4)对应的一次风机停 5.5.4.1.3 一次风系统闭锁增条件: 一次风机 A 指令达最大值或一次风机 A 手动并一次风机 B 指令达最大值或一次风 机 B 手动。 5.5.4.1.4 一次风系统闭锁减条件: 一次风机 A 指令达最小值或一次风机 A 手动并一次风机 B 指令达最小值或一次风 机 B 手动。 5.5.4.1.5 一次风系统 RB 功能(负荷快速返回功能) : 90

当机组在 LDC 自动状态下运行,满负荷或负荷大于 50%时,若出现一台一次风机 跳闸时,机组只允许 50%负荷运行,此时,控制回路将产生负荷快速返回指令, 这样将避免停机,等故障解除后继续恢复运行。 5.5.4.1.6 一次风系统 RD 功能(负荷迫降功能) : 当机组在 LDC 自动状态下运行,若出现一次风机控制量已达最大,但一次风压压 仍小于压力指令时,控制回路将会产生负荷迫降指令,迫使负荷指令缓慢下降, 使负荷降至一次压力可控范围之内。 5.5.5 二次风控制 送风机出口的冷风经空气预热器加热,热风经锅炉两侧的二次风总风管道进入二 次风大风箱再分配至每个角燃烧器的二次风箱,最后由二次风箱分配至每组燃烧 器的二次风室。 燃烧器采用四角布置,切圆燃烧,直流固定式煤粉燃烧器。油燃烧器两组布置, 每组间均有水冷壁保护,每组燃烧器有两个一次风喷口,一台磨煤机带一层一次 风喷口,采用均等配风,在燃烧器风箱顶部设置了一层燃烬风喷嘴,调整燃烧中 心,满足锅炉再热汽温的调节需要,燃烧器与二次风大风箱连接,二次风在风箱 内风速很低,使炉膛四角二次风压较均衡。 油燃烧器每组一层,油枪采用高能点火器直接点燃 #0柴油,再点燃煤粉的两级 点火系统。 5.5.5.1 二次风控制原理 以风箱与炉膛差压信号作为反馈量,用校正过的蒸汽流量经函数变换作为给定输 出二次风档板控制指令。燃烬风档板的控制是以校正过的蒸汽流量经函数变换作 为燃烬风档板的控制指令。 燃煤层二次风档板是由燃料量信号经滞后和函数变换作为控制指令。燃油层档板 控制是由油压力经滞后和函数变换, 当相应油层投入信号有时, 作为控制指令的。 5.5.5.2 燃油层自动切除条件: 1、风箱与炉膛差压变送器报警; 91

2、燃油层不投油; 3、MFT; 4、吹扫结束。 5.5.5.3 二次风层自动切除条件: 1、MFT; 2、吹扫结束。 5.5.5.4 燃烬风层自动切除条件: 1、MFT; 2、吹扫结束; 3、风箱与炉膛差压变送器报警。 5.5.6 5.5.6.1 燃料控制系统 燃料控制原理 总燃料量反馈是将各个磨煤机的给煤量信号及燃油流量信号分别整定后相加得 出的,煤发热值、油发热值由人工设定燃料命令经动态修正后作为给煤机主控制 器的设定值,总燃料量信号与燃料命令修正值经 PID 运算输出经均衡模块算法送 至各个给煤机的 M/A 站,M/A 自动时,各给煤机 M/A 站的输出相等。 当磨煤机停运时,对给煤机信号将选择不带滞后的零流量信号,当磨煤机运行且 给煤机停转时对给煤量信号将选择带滞后环节的零流量信号。MFT 时将强制关小 给煤机转速。当给煤机主控指令已达最大值,而燃料量仍小于设定值时,逻辑回 路将产生“燃料 RD”信号送至 LDC 的负荷指令回路,迫使负荷指令缓慢下降,各 层给煤机都手动,任何一个煤量变送器品质坏,给煤机主调节器的过程量和设定 值偏差大,送风机手动,MFT 都形成给煤机主控切手动的信号,给煤机对应的磨 煤机停运或磨煤机的热风挡板手动或磨煤机的冷风挡板手动或 FSSS 发来得强制 信号都将使该给煤机 M/A 站切手动。 当给煤机转速偏差超限时, 将产生报警信号。 燃料油控制采用了两个PI 调节器,其中一个PI调节器是对燃油压力调节,另 92

一个是对进油流量与回油流量之差进行调节,对两者输出进行小选来控制回油阀 阀位。 MFT或OFT时强制关小燃油调节阀,燃料油调节器 PV 与SP偏差,燃料油 调节阀位置偏差,MFT或OFT都将形成燃料油调节阀切手动的信号。该系统 是由两个调节器(油压和油量调节器)组成典型的选择调节系统。燃油压力与最 小设定值进行比较,一旦低于最小给定值,燃油压力控制器输出经小选模块选中 调节燃油阀开度,以保证油压不低于限值,油压正常时,由油量调节器根据负荷 的大小来控制燃油。 5.5.6.2 系统煤主控切除自动条件: 1、任何一个给煤率坏点; 2、给煤机主调过程量和设定值偏差大; 3、 送风机均手动; 4、 给煤机手动; 5、 MFT。 * 隐含情况是与燃料控制相关信号,如炉主控输出信号送风量,给煤量,主 汽 流量等信号坏点也会使给煤机主控手动。 5.5.6.3 系统给煤机切除自动条件: 1、给煤机给煤量减到最小; 2、磨冷、热风挡板手动; 3、FSSS 发来的强制信号; 4、正常停磨; 5、MFT。 * 隐含条件是燃料控制器切手动也会使给煤机切手动。 5.5.6.4 燃料控制超驰逻辑: 93

燃料量远大于(小于)指令,而煤主控指令达最小(最大)值,产生燃料闭锁减 (增)信号送至 LDC。 5.5.6.5 燃料系统 RD 功能(负荷迫降功能) 当给煤机主控指令已达最大值,而燃料量仍小于设定值时,逻辑回路将产生“燃 料 RD”信号送至 LDC 的负荷指令回路,迫使负荷指令缓慢下降,使负荷降至燃料 量可控范围之内。 5.5.7 冷/热风挡板控制 进入磨煤机的风主要是一次风,它的作用是作为煤粉输送的动力,风量的大小不 仅影响到煤粉输送的多少,而且涉及到煤粉的细度,同时为了保证磨煤机的安全 运行,煤粉的温度不能太高,这就要适当的调整冷/热风挡板,保证磨煤机正常 运行。 一次风机出口的冷风分两路: 一路经暖风器、 空预器一次风侧加热至 ℃B-MCR

工况)后送至磨煤机入口的热风环形母管,由母管分别接至各台磨煤机;另一路 作为压力冷风由一次风机出口的联络风管上引出,至环形冷风母管,再由冷风支 管接入热风支管,与热风均匀分配至各个磨煤机外,还具有平衡风压的作用。 5.5.7.1 冷/热风挡板控制原理 热风挡板的的控制指令是由给煤机给煤指令作为给定,磨煤机入口一次风温修 正,磨煤机入口一次风流量为反馈,来控制热风挡板。 冷风挡板的控制指令以磨煤机出口风粉混合物温度三取二后作为反馈,与给定值 比较,再与热风挡板控制信号求和后控制冷风挡板。在这里热风挡板控制指令作 为前馈信号。 来自 FSSS 的强制信号对磨煤机冷、热风挡板具有优先控制权,实现所谓的超驰 控制,使冷、热风挡板调节器切为手动同时将在操作员站上报警。 5.5.7.2 冷/热风挡板控制切除自动条件: ①.挡板位置偏差;

94

②.调节器 PV、SP 偏差; ③. 5.5.7.3 MFT。

冷/热风挡板控制超驰逻辑: ①.来自 BMS 的强制对磨冷、热风挡板实现超驰控制,使其切手动并报警; ②.磨出口温度〉 ℃,强开冷风,强关热风挡板;

③. 磨吹扫时,强开冷风挡板。 5.5.7.4 磨风量的连锁保护 ①.磨风量小于 ②.磨风量小于 m3/s 时,快速停磨煤机; m3/s 时,跳磨煤机。

5.6 5.6.1.

锅炉给水自动调节系统 系统功能 给水自动调节系统的主要功能是控制锅炉的给水量,以保持汽包水位在允许的范 围内。锅炉在不同负荷和参数下,其给水被控对象的动态特性不同。低负荷时, 由于蒸汽参数低,负荷变化小,虚假水位现象不太严重,对维持汽包水位恒定的 要求不高,因此采用单冲量给水控制系统;而高负荷时汽包水位动态特性复杂, 且汽包水位虚假水位现象十分严重,为保证锅炉的安全运行,采用串级三冲量控 制。三冲量包括:汽包水位、蒸汽流量、给水流量。 主信号汽包水位(三取中,此信号取汽包中心线为零水位) ,调节系统中作为主 调量,前馈信号蒸汽流量是其调节级压力经过计算后得出的结果与旁路蒸汽流量 之和,内回路反馈信号给水流量由给水泵出口流量和过热器各级减温水流量之和 形成。

5.6.2

系统控制原理: 给水控制系统为全程自动控制系统。锅炉在启、停或低负荷时,采用单冲量控制 95

系统,只接受汽包水位信号 DRUMLVL(经过汽包压力修正) ,DRUMLVL 高时减少给 水流量,DRUMLVL 低时增加给水流量,水位定值由运行人员通过手操站进行设定, 单冲量控制系统能使水位维持在定值的±50mm 之内。当水位变化, 其信号与水位 给定值送入单冲量调节器,经过求差和比例积分运算后,输出信号分别去控制给 水调节阀或电动给水泵转速,来改变给水流量。锅炉在启、停或低负荷时,由于 给水流量小于电动给水泵低限,此时电动给水泵的转速不变,给水流量的改变是 由给水调节阀的开度来控制的。 当负荷大于 30%的额定负荷时, 电动给水泵控制由单冲量控制切换成三冲量控制, 此时的控制为串级三冲量控制系统,调节手段仍然是电动给水泵转速。汽包水位 与运行人员设定的水位给定值送入三冲量调节器, 经过调节器 (水位校正调节器, 即串级控制系统的主调节器)运算后,在加法块与主蒸汽流量信号(采用汽机速 度级压力经过主汽温度修正后的信号来代表)相加,其输出信号作为给水流量的 给定值,测量值为给水流量(省煤器入口流量经过给水温度修正)加上过热器减 温水流量之和,即总给水流量,送入串级控制系统的副调节器,经过求差和比例 积分运算后, 去控制电动给水泵转速, 从而控制给水流量, 以维持汽包水位恒定, 当负荷小于 28%的额定负荷时,电动给水泵控制系统将自动由三冲量控制切换成 单冲量控制。 5.6.2.1 5.6.2.2 汽包水位设定值可由运行人员在操作画面上手动设定。 在单冲量控制系统工作时,汽包水位控制指令由汽包水位和运行人员设定值的 偏差形成。 5.6.2.3 在三冲量控制系统工作时,汽包水位控制指令由两个串级的调节器根据汽包水 位偏差、给水流量和主蒸汽流量三个信号形成 5.6.3 强制手动 当出现下列情况时,给水调节阀控制强制切到手动: (1)汽包水位偏差大 (2)汽包水位信号故障

96

(3)电泵未运行 (4)给水旁路截止阀关闭 当出现下列情况时,电动给水泵强制切到手动: (1)汽包水位偏差大 (2)汽包水位信号故障 (3)电泵未运行 (4)入口流量信号故障 (5)三冲量调节时,给水流量信号故障 (6)三冲量调节时,喷水流量信号故障 (7)蒸汽流量信号故障 5.6.4 5.6.4.1 给水泵再循环控制 控制目的 当电动给水泵运行时,为了保证给水泵的安全,在任何工况下都不允许通过给水 泵的流量低于最小允许流量。本控制系统给出给水泵再循环流量控制阀门的开度 指令,以保证通过每台给水泵的给水流量不低于最小允许流量。

5.6.4.2.1 给水泵再循环为单回路控制系统。电动给水泵的再循环流量控制系统互相独立, 结构完全相同。 5.6.4.2.2 电动给水泵最小允许流量由额定的最小流量加上运行人员在操作画面上手动偏 置设定产生。 5.6.4.2.3 电动给水泵的入口流量由电动给水泵的出口流量和再循环流量相加而得, 电动 给水泵最小允许流量设定值和电泵入口流量信号的偏差经 PID 调节器进行比例 积分运算后给出电泵再循环流量控制阀门的开度指令。 5.6.4.3 强制输出 97

5.6.4.3.1 当控制系统来信号要求“打开电泵再循环流量控制阀”时,电泵再循环流量阀 操作站将强制输出 100%。 5.6.4.3.2 当有强制输出信号或操作站在手动状态时,PID 调节器输出跟踪操作站输出, 以保证无扰切换。 5.6.4.4 强制手动

5.6.4.4.1 当电泵入口流量信号丢失时,电泵再循环控制强制切到手动控制

5.7 5.7.1

过热汽温控制系统 系统控制原理 过热汽温调节系统的任务是分别维持过热汽温和再热汽温在允许范围内。过热汽 温的偏差不超过额定值的+5——-10 摄氏度。过热汽温过高,容易引起保爆管影 响生产过程的安全性;过热汽温过低,会降低全厂热效率,同时还将使汽轮机最 后几级蒸汽温度降低,浸蚀汽轮机叶片。 过热蒸汽温度分两级 A、B 侧独立喷水减温控制。一级减温为过热汽温的粗调, 二级减温为过热汽温的细调

5.7.2

一级减温控制说明 A、B 侧一级喷水减温控制系统的结构相同。 A、B 侧一级过热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号,正常选择均值信号。 下面以 A 侧一级减温控制为例说明控制系统结构: A 侧一级减温控制为串级控制系统结构,控制目的是维持 A 侧一级过热器出口 的蒸汽温度在设定值上。一级过热器出口蒸汽温度的设定值由两部分组成,由 蒸汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出基本设定值,运行人员可根据机 组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。 串级控制系统主环控制的过程变量为一级过热器出口蒸汽温度,付环控制的过 程变量为一级减温器出口蒸汽温度。主环控制的输出加上两个前馈信号后作为 98

副环的设定值,一个前馈信号由蒸汽流量代表的机组负荷函数发生器后给出, 另一个前馈信号喷燃器摆角经函数发生器给出。 5.7.3 5.7.3.1 5.7.3.2 5.7.4 一级减温控制强制输出 当锅炉主燃料跳闸(MFT)时,一级减温阀门操作站强制输出为 0% 当汽机跳闸时,二级减温阀门操作站强制输出为 0% 一级减温控制强制手动 当出现下列情况时,一级减温阀门操作站强制切到手动状态: (1)一级过热器出口汽温信号故障 (2)一级减温器出口汽温信号故障 (3)蒸汽流量信号故障 (4)喷燃器摆角信号故障 (5)MFT 5.7.5 二级减温控制说明 A、B 侧二级喷水减温控制系统的结构相同。 A、B 侧二级过热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号,正常选择均值信号。 下面以 A 侧二级减温控制为例说明控制系统结构: A 侧二级减温控制为串级控制系统结构,控制目的是维持 A 侧二级过热器出口 的蒸汽温度在设定值上。二级过热器出口蒸汽温度的设定值由两部分组成,由 蒸汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出基本设定值,运行人员可根据机 组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。 串级控制系统主环控制的过程变量为二级过热器出口蒸汽温度,副环控制的过 程变量为二级减温器出口蒸汽温度。主环控制的输出加上两个前馈信号后作为 副环的设定值,一个前馈信号由蒸汽流量代表的机组负荷函数发生器后给出, 另一个前馈信号由喷燃器摆角经函数发生器给出。 99

5.7.6 5.7.6.1 5.7.6.2 5.7.7

二级减温控制强制输出 当锅炉主燃料跳闸(MFT)时,二级减温阀门操作站强制输出为 0% 当汽机跳闸时,二级减温阀门操作站强制输出为 0% 二级减温控制强制手动 当出现下列情况时,二级减温阀门操作站强制切到手动状态: (1)二级过热器出口汽温信号故障 (2)二级减温器出口汽温信号故障 (3)蒸汽流量信号故障 (4)MFT

5.8

再热汽温控制系统 系统控制原理 再热器一般都安装在炉的纯对流传热区,汽温受烟气量和烟气流速影响较大,同 时又受汽轮机高压缸排气压力和温度影响,当负荷变化时,再热汽温变化幅度较 过热汽温大,所以,为了整个机组的安全经济运行,必须将锅炉再热器出口的蒸 汽温度控制在运行人员设定的数值上。再热蒸汽温度正常情况下由烟气挡板控 制。如果因各种原因引起再热器出口汽温超温,再由 A、B 两侧的再热器喷水减 温控制再热汽温。

5.8.1

烟气调节挡板控制说明 A、B 侧再热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号,正常分别选择均值信号后再 平均作为喷燃器摆角控制的过程变量。 烟气挡板控制为单回路控制系统,再热器出口蒸汽温度设定值由两部分组成, 由蒸汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出基本设定值,运行人员可根据 机组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。 100

再热器出口蒸汽温度设定值和实际值的偏差经 PID 调节器后再加上前馈信号作 为烟气挡板的控制指令。前馈信号由蒸汽流量代表的机组负荷经函数发生器后 给出。 当烟气挡板在手动控制方式时,PID 调节器跟踪烟气挡板控制站的输出。 5.8.2 5.8.2.1 5.8.3 烟气挡板强制输出 当锅炉主燃料跳闸(MFT)时,烟气挡板控制站强制输出为全开位置。 烟气挡板强制手动 当出现下列情况时,烟气挡板控制站强制切到手动状态: (1)任一侧再热器出口汽温信号故障 (2)蒸汽流量信号故障 (3)MFT 5.8.4 5.8.4.1 5.8.4.1.1 5.8.4.1.2 5.8.4.2 再热器喷水控制说明 再热器喷水控制强制输出 当锅炉主燃料跳闸 (MFT) 时, A 侧再热器喷水减温阀门操作站强制输出为 0%。 当汽机跳闸时,二级减温阀门操作站强制输出为 0% 再热器喷水控制强制手动: 当出现下列情况时,A 侧再热器喷水减温阀门操作站强制切到手动状态: (1)A 侧再热器出口汽温信号故障 (2)A 侧再热器喷水后汽温信号故障 (3)蒸汽流量信号故障 (4)MFT 5.9 5.9.1 高加水位系统控制 系统概述 101

高压加热器采用小旁路系统,当 3 台高压加热器中任何 1 台发生故障时,则可 以单独解列故障加热器进行检修,其他高压加热器正常投用。相对于大旁路系 统运行方式更加灵活。 高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式, 即从较高压力的加热器排到较低压力 的加热器,直至排到除氧器。各级高加疏水均设一事故疏水管道去凝汽器疏水 扩容器,最终排到凝汽器。 5.9.2 高加解列 当以下任一情况发生时,高加解列: 任一高加水位高高高(1 号高加水位高高高 400mm、2 号高加水位高高高 400mm、 3 号高加水位高高高 400mm) 手动高加解列 汽机停机 5.9.2.1 高加解列后动作: 高加入口三通阀切至旁路 入口阀切至旁路后,关闭高加出口阀 关 1/2/3 号高压加热器进汽电动门 关一/二/三段抽汽逆止门 关一/二/三抽汽逆止门后电动门 开一/二/三抽汽逆止门疏水门 1、2 开 1/2/3 号高加危急疏水阀 5.9.2.2 一/二/三段抽汽逆止门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

102

(2)打开允许条件 高加入口三通阀切至工作位 高加出口阀打开 (3)联锁关闭条件(OR) 高加解列 抽汽管壁温度差大(定值待定) 高加出口阀关 汽轮机跳闸 发电机跳闸 OPC 动作 5.9.2.3 一段抽汽逆止门后电动门(二、三段同) (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件 一段抽汽逆止门开 (3)联锁关闭条件(OR) 高加解列 抽汽管壁温度差大(定值待定) 高加出口阀关 OPC 动作 5.9.2.4 一段抽汽逆止门后疏水门 1、2(二、三段同) (1)操作 103

1.手动开/关

2. 顺控开/关

3.联锁开/关

(2)联锁打开条件(OR) 高加解列 汽机负荷小于 10% 一段抽汽逆止门已关 一段抽汽电动门已关 (3)联锁关闭条件 凝汽器背压高(真空低) (﹥60kPa 绝对压力) OPC 动作 5.9.2.5 5.9.2.5.1 5.9.2.5.2 #1、#2 髙压加热器进汽电动门(以一段为例) 可单操/程控启停; 开允许条件: 一段抽汽逆止门已开 无汽侧高加解列信号 5.9.2.5.3 联锁关条件: 汽侧高加解列 一段抽汽逆止门已关 5.9.2.6 5.9.2.6.1 5.9.2.6.2 高加抽汽逆止门(以一段为例) 可单操/程控启停; 开允许条件: 无汽侧高加解列信号 5.9.2.6.3 联锁关条件: 104

汽侧高加解列 5.9.2.7 5.9.2.8 5.9.2.9 5.9.2.9.1 #3 高压加热器蒸汽冷却器进汽电动门 高压加热器疏水至低压加热器电动门 高加电动三通阀 操作 1.手动开/关 5.9.2.9.2 打开允许条件 高加出口电动门已开 5.9.2.9.3 联锁关闭条件(或) 高加解列 1 号高加出口电动门关位 5.9.2.10 5.9.2.10.1 高压加热器出口电动门 操作 1.手动开/关 5.9.2.10.2 5.9.2.10.3 打开允许条件 关闭允许条件 高加电动三通阀关闭 5.9.2.10.4 联锁关闭条件 高加解列 5.9.2.11 5.9.2.11.1 #1 高加紧急放水门 操作 1.手动开/关 105 2. 顺控开/关 3.联锁关 2. 顺控开/关 3.联锁关

5.9.2.11.2

联锁打开条件 高加水位高于 350mm

5.9.2.5.12

#2 高加紧急放水门

5.9.2.5.12.1 操作 1.手动开/关 5.9.2.5.12.2 联锁打开条件 高加水位高于 350mm 5.9.2.13 5.9.2.13.1 #3 高加紧急放水门 操作 1.手动开/关 5.9.2.13.2 联锁打开条件 高加水位高于 350mm 5.10 低压加热器系统 系统设置四台低压加热器, 疏水采用逐级疏水方式由 5#低加逐级经过 6#低加、 7#低加、8#低加进入凝汽器。各低压加热器还设有危急事故疏水气控门,当正 常疏水不能维持加热器正常水位时,危急疏水门动作以维持加热器正常水位。 5.10.1 #5 低加解列 解列条件(条件之一发生,就解列) 汽机跳闸 手动解列 OPC 动作 5 号低加水位高高(﹥1485mm) 解列动作 106

关 5 段抽汽逆止阀 关 5 段抽汽电动门 开 5 段抽汽疏水阀 1、2 5.10.2 #6-7 低加解列 解列条件(条件之一发生,就解列) 手动解列 OPC 动作 6 号低加水位高高(﹥1565mm)或 7 号低加水位高高(﹥1600mm) 解列动作 关 6、7 段抽汽逆止门 关 6、7 段抽汽电动门 开 6、7 段抽汽疏水阀 1、2 5.10.3 5.10.3.1 五段抽汽逆止门 操作 1.手动开/关 5.10.3.2 5.10.3.3 2. 顺控开/关 3.联锁关

打开允许条件(AND)无 联锁关闭条件(OR) #5 低加解列 抽汽管壁温度差大(定值待定) 汽机跳闸 发电机跳闸 OPC 动作 107

5.10.4 5.10.4.1

五段抽汽电动门 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

5.10.4.2

联锁关闭条件(OR) #5 低加解列 抽汽管壁温度差大 汽机跳闸 OPC 动作

5.10.5 5.10.5.1

五段抽汽疏水阀 1、2 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁开/关

5.10.5.2

联锁打开条件(OR) #5 低加解列 汽机负荷小于 20% 5 号低加水位高高 五段抽汽逆止门已关 五段抽汽电动门已关

5.10.5.3

联锁关闭条件 凝气器背压高(真空低) (﹥60kPa 绝对压力) 汽机负荷大于 20%延时 60S OPC 动作

5.10.6

8 号低加旁路电动门 108

5.10.6.1

操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁开

5.10.6.2

关闭允许条件(AND) 8 号低加入口电动门开 8 号低加出口电动门开

5.10.6.3

联锁打开(OR) #8 低加水位高高 主路进口阀或出口阀任一关闭

5.10.7 5.10.7.1

8 号低加入口电动门 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关

5.10.7.2

打开允许条件 8 号低加出口电动门已开

5.10.7.3

关闭允许条件 8 号低加旁路电动门已开

5.10.7.4

联关条件(先切换到旁路)(是否有必要?) 8 号低加水位高高

5.10.8 5.10.8.1

8 号低加出口电动门 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关

5.10.8.2

关闭允许条件 8 号低加旁路电动门已开 109

5.10.8.3

联关条件(先切换到旁路)(是否有必要?) 8 号低加水位高高

5.10.9 5.10.9.1

四段抽汽至辅助蒸汽联箱逆止门(确定有无此阀门) 操作 1.手动开/关

5.10.9.2

联锁关闭条件 汽机跳闸

5.10.10 5.10.10.1

四段抽汽至辅助蒸汽联箱电动门 操作 1.手动开/关

5.10.10.2

联锁关闭条件 汽机跳闸

5.10.11 5.10.11.1

六、七段抽汽逆止门 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

5.10.11.2 5.10.11.3

打开允许条件 联锁关闭条件(OR) 低加解列 抽汽管壁温度差大( 定值待定) 汽机跳闸 OPC 动作

5.10.5.12

六、七段段抽汽电动门 110

5.10.5.12.1

操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

5.10.5.12.2 5.10.5.12.3

打开允许条件 联锁关闭条件(OR) 低加解列 抽汽管壁温度差大( 定值待定) 汽机跳闸 OPC 动作

5.10.13 5.10.13.1

六、七段抽汽疏水阀 1、2 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁开/关

5.10.13.2

联锁打开条件(OR) 低加解列 汽机负荷小于 20% 对应低加水位高高 六(七)段抽汽逆止门已关 六(七)段抽汽电动门已关

5.10.13.3

联锁关闭条件 凝汽器背压高(真空低) 汽机负荷大于 20%延时 60s

5.10.14 5.10.14.1

八段抽汽疏水阀 操作 111

1.手动开/关 5.10.14.2

2. 顺控开/关

3.联锁开/关

联锁打开条件(OR) 汽机负荷小于 20% 对应低加水位高高

5.10.14.3

联锁关闭条件 凝汽器背压高(真空低) 汽机负荷大于 20%延时 60s

5.10.15 5.10.15

#5 低加紧急疏水电动门 操作 1.手动开/关 2.联锁打开

5.10.15

联锁打开条件 5 低加水位高

5.10.16 5.10.16

#6 低加紧急疏水电动门 操作 1.手动开/关 2.联锁打开

5.10.16

联锁打开条件 6 低加水位高

5.10.17 5.10.17

#7 低加紧急疏水电动门 操作 1.手动开/关 2.联锁打开

5.10.17

联锁打开条件 7 低加水位高 112

5.10.18 5.10.18.1

#8 低加紧急疏水电动门 操作 1.手动开/关 2.联锁打开

5.10.18.2

联锁打开条件 8 低加水位高

5.10.19 5.10.19.1

低加疏水泵 A 操作 1.手动启/停 2.联锁启/停

5.10.19.2 5.10.19.3

启动允许条件 联锁启条件(OR) 7 号低加水位高 B 泵运行中跳闸

5.10.19.4 5.10.20 5.10.20.1

联锁停 低加疏水泵 B 操作 1.手动启/停 2.联锁启/停

5.10.20.2 5.10.20.3

启动允许条件 联锁启条件(OR) 7 号低加水位高 A 泵运行中跳闸

5.10.20.4

联锁停

113

5.11 5.11.1.

除氧器水位控制系统 系统简介 除氧器启动及低负荷采用定压运行,由辅助蒸汽系统供汽;正常运行时采用 滑压运行,由汽机四段抽汽供汽。 除氧器控制系统分为两个子系统:一个是除氧器水箱水位调节,它是通过除氧 器水位主/副调阀来调节水位的;另一个是除氧器压力调节,它是通过对辅助 蒸汽中压联箱引入除氧器的辅助蒸汽管道上的两只除氧器压力主/副调阀来调 节除氧器工作压力的。

5.11.2 5.11.2.1 5.11.2.1.1

除氧器及四段抽汽系统 四段抽汽逆止门 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关闭

5.11.2.1.2

联锁关闭(或) 汽机跳闸 除氧器水位高(>950mm) OPC 动作

5.11.2.1.3 5.11.2.2 5.11.2.2.1

联锁打开 除氧器进汽电动门 操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关闭

5.11.2.2.2

开允许条件 四段抽汽压力比除氧器压力高 0.2MPa

5.11.2.2.3

联锁关闭(或) 114

汽机跳闸 除氧器水位≥950mm 四段抽汽压力-除氧器压力≤0.05MPa OPC 动作 5.11.2.3 5.11.2.3.1 四段抽汽疏水阀 1、2 操作 1.手动开/关 5.11.2.3.2 联锁打开(OR) 汽机跳闸 除氧器水位高三值(按定值,950mm) 汽机负荷小于 20% 四段抽汽逆止门已关 四段逆止门后电动门已关 5.11.2.3.3 联锁关闭 凝汽器背压高(真空低) (﹥60kPa 绝对压力) 5.11.2.4 5.11.2.4.1 除氧器放水阀 操作 1.手动开/关 5.11.2.4.2 5.11.2.4.3 5.11.2.5 5.11.2.5.1 联锁打开(无) 联锁关闭 凝结水至除氧器旁路阀 操作 115 2.联锁关 2.联锁开

1.手动开/关 5.11.2.6 5.11.2.6.1 除氧器溢流阀 操作 1.手动开/关 5.11.2.6.2 联锁打开 除氧器水位>950mm 5.11.2.6.3 联锁关闭 除氧器水位<850mm 5.12 5.12.1. 凝结水控制系统 系统简介 凝汽器控制分为两个子系统:一是凝汽器热井水位控制,通过控制凝汽器补给 水主阀和凝汽器补给水副阀来调节凝汽器进水量;二是凝汽器最小流量控制, 通过控制凝汽器最小流量再循环阀来实现。 5.12.2. 系统功能 在机组启动初期或需补水量较大时,由凝结水输送泵经热井水位主、副调阀进行 凝汽器热井水位调节,正常运行中,通过凝结水输送泵旁路管经热井水位主、副 调阀靠凝结水负压向凝汽器自流补水,当凝汽器水位低低时,将会引起凝结泵跳 闸,影响锅炉上水,危机机组安全。 凝汽器热井水位属单冲量控制系统, 主要由凝汽器热井水位主、 副调阀进行控制, 凝汽器热井水位信号作为主信号与其给定值进行 PI 运算,送入 F1(x)、F2(x)分 配主、副调节阀之间的调节关系,从而完成热井水位控制。 5.12.3 5.12.3.1 凝结水系统 凝结水泵 A 2.联锁开

5.12.3.1.1 操作 116

1.手动启/停 5.12.3.1.2 启动允许条件

2. 顺控启/停

3.联锁启/停

4. 互为备用

凝结水泵 A 远方控制 凝结水泵 A 电机无电气故障 凝结水热井水位正常(≥330mm) 凝结水泵 A 电机上轴承温度<__℃ 凝结水泵 A 电机下轴承温度<__℃ 凝结水泵 A 定子绕组温度 U1/U2,V1/V2,W1/W2 <110℃ A 凝结水泵推力轴承温度<70℃ 无跳闸条件 5.12.3.1.3 联锁启动条件(OR) 备用投入,运行泵跳闸时,联启 备用投入,运行泵运行且凝结水泵出口母管压力低(≤0.8MPa) ,延时 3s,联 启 5.12.3.1.4 联锁跳闸条件(OR) 凝汽器热井水位低低(≤180mm) 凝结水泵 A 运行, 凝结水流量小于 130t/h,且最小流量再循环调≤80%, 延时 20S 凝结水泵 A 电机上轴承温度〉80℃延时 3s 凝结水泵 A 电机下轴承温度〉80℃延时 3s 凝结水泵推力轴承温度〉80℃延时 3s 凝结水泵 A 运行时,出口门关闭,延时 30 秒 5.12.3.2 凝汽器热井补水调节阀

117

5.12.3.2.1 操作 1.手动开/关 5.12.3.2.2 联锁打开条件 热井水位低于 330mm 5.12.3.2.3 联锁关闭条件 热井水位高于 5.1200mm 联锁开关

6 6.1 6.1.1

顺控系统(scs) 锅炉顺控设计说明 概述 印尼棉兰电厂 200MW 机组锅炉顺序控制系统包括锅炉烟风系统、锅炉疏水放气 系统、汽水系统系统控制及相关辅机设备的控制和顺序启停。BSCS 部分共划分 为 多个功能子组 , 其中设计了 8 台(套)设备的顺序控制。顺序控制具体 如下: 空预器 A 空预器 B 引风机 A 引风机 B 送风机 A 118

送风机 B 一次风机 A 一次风机 B 顺控部分功能:包含设备级的操作;保护及联锁功能,操作人员通过 CRT 可对所 有的设备进行单个手操作、实现单台设备的启、停(开、关) ,在出现故障情况 时,自动启/停(开/关)设备;联锁是指几个设备之间的联动。无特别说明的操 作,则由操作员根据具体情况进行手动操作。 允许条件为所有条件相与, 联锁条件为所有条件相或。 顺控的每一步指令发出后, 只有当前一步反馈信号在一定的时间内到达后,才会发出第二步的指令。否则, 顺控失败。 6.1.2 锅炉烟风系统 锅炉烟风系统控制逻辑包括空预器、引风机、送风机、一次风机及其相关设备的 启停;同时设计有可实现单侧空预器、引风机、送风机的顺序启动,也可用功能 组顺控逐个进行顺控启停。 6.1.2.1 空预器子功能组 空预器 A 顺控 6.1.2.1.1 顺序启动 步一:指令:启动空预器 A 导向轴承润滑油泵 启动空预器 A 支持轴承润滑油泵 开空预器 A 气动马达气源门 步二:条件:空预器 A 导向轴承润滑油泵已运行 空预器 A 支持轴承润滑油泵已运行(延时 10s) 空预器 A 气动马达气源门已开 指令:开空预器 A 马达 119

步三:条件:空预器 A 主马达运行(延时 90s) 指令:开空预器 A 二次风出口挡板 步四:条件:空预器 A 二次风出口挡板已开 指令:开空预器 A 一次风出口挡板 步五:条件:空预器 A 一次风出口挡板已开 指令:开空预器 A 入口烟气挡板 空预器 A 入口烟气挡板已开 程启完成 6.1.2.1.2 顺控停止 步一:条件:A 空预器进口烟气温度小于 150℃ 指令:关空预器 A 入口烟气挡板 步二:条件:空预器 A 入口烟气挡板已关 指令:关 A 侧冷一次风出口挡板 关 A 侧热二次风出口挡板 步三:条件:A 侧冷一次风出口挡板已关 A 侧热二次风出口挡板已关 指令:停空预器 A 主马达 空预器 A 主马达停 程停完成 6.1.2.2 6.1.2.2.1 空预器 A 相关设备逻辑 空预器 A 主马达 空预器 A 主马达停止允许条件 120

? ? ? 6.1.2.2.2

引风机 A 停止 送风机 A 停止 空预器 A 入口烟温小于 150℃ 空预器 A 辅助马达 空预器 A 辅助马达停止允许条件

? ? ?

引风机 A 停止 送风机 A 停止 空预器 A 入口烟温小于 150℃或空预器 A 主马达运行 空预器 A 辅助马达联锁启动条件

? 6.1.2.2.3

辅助马达备用投入时,空预器 A 主马达停 空预器 A 气动马达气源门 手操

6.1.2.2.4

空预器 A 入口烟气挡板(A-D) 空预器 A 入口烟气挡板联锁开条件

?

FSSS 自然通风请求 空预器 A 入口烟气挡板联锁关条件

? 6.1.2.2.5

空预器 B 运行,空预器 A 未运行 A 侧热一次风出口挡板 A 侧热一次风出口挡板开允许条件

?

空预器 A 运行 A 侧热一次风出口挡板关允许条件

?

一次风机 A 停止 121

A 侧热一次风出口挡板联锁关条件 ? 6.1.2.2.6 空预器 A 停止(脉冲) A 侧热二次风出口挡板 A 侧热二次风出口挡板联锁开条件 ? FSSS 自然通风请求 A 侧热二次风出口挡板联锁关条件 ? 6.1.2.2.7 空预器 B 运行,空预器 A 停止 空预器 A 导向轴承润滑油泵 空预器 A 导向轴承润滑油泵联锁启动条件 ? 空预器 A 导向轴承润滑油温高于 55 ℃ 空预器 A 导向轴承润滑油泵联锁停止条件 ? 6.1.2.2.8 空预器 A 导向轴承润滑油温低于 45 ℃ 空预器 A 支撑轴承润滑油泵 空预器 A 支撑轴承润滑油泵联锁启动条件 ? 空预器 A 支撑轴承润滑油温高于 55 ℃ 空预器 A 支撑轴承润滑油泵联锁停止条件 ? 6.1.2.2.9 空预器 A 支撑轴承润滑油温低于 45 ℃ 空预器 A 高压冲洗水泵 手操 6.1.2.2.10 空预器 A 冲洗水关断门 手操 6.1.2.2.11 空预器 A 冲洗水疏水门 122

手操 6.1.2.2.12 空预器 A 热端吹灰器冲洗水门 手操 6.1.2.2.13 空预器 A 冷端吹灰器冲洗水门 手操 6.1.2.2.14 空预器 A 冲洗水门 手操 6.1.2.2.15 空预器 A 消防水门 手操 6.1.2.3 6.1.2.3.1 6.1.2.3.2 6.1.2.3.2.1 6.1.2.3.2.2 6.1.2.3.2.3 6.1.2.3.2.4 空预器 B 子功能组 (逻辑同空预器 A 子功能组) 空预器 B 侧系统无以下设备: 空预器 A 高压冲洗水泵 空预器 A 冲洗水关断门 空预器 A 冲洗水疏水门 空预器 A 冲洗水门

6.1.2.4

引风机子功能组 引风机 A 顺控

6.1.2.4.1

顺序启动 步一:条件:引风机 A 停止 无 FSSS 自然通风请求 123

引风机 B 停止或引风机 B 运行时任一送风机运行 指令: 建立空气通道 步二:条件: 空气通道已建立 指令:启动引风机 A 冷却风机 步三:条件:引风机 A 冷却风机已启动 指令:关引风机 A 入口烟气挡板 关引风机 A 入口静叶 开引风机 A 出口烟气挡板 步四:条件:引风机 A 出口挡板已开 引风机 A 入口挡板已关 引风机 A 入口静叶位置最小 指令:启动引风机 A 步五:条件:引风机 A 运行延时 15s 指令:开引风机 A 入口挡板 引风机 A 入口挡板已开 程启完成 6.1.2.4.2 顺控停止 步一:条件:送风机、一次风机均停或者引风机 B 运行 指令:关引风机 A 入口静叶 步二:条件:引风机 A 入口静叶在最小位置 124

指令:停引风机 A 步三:条件:引风机 A 已停 指令:关引风机 A 入口挡板 步四:条件:引风机 A 入口挡板已关 指令:关引风机 A 出口挡板 引风机 A 出口挡板已关 程控完成。 6.1.2.5 6.1.2.5.1 引风机 A 相关设备逻辑 引风机 A 逻辑: 引风机 A 启动允许条件(与) ? ? ? ? ? ? ? 引风机 A 入口挡板已关; 引风机 A 出口挡板已开; 引风机 A 入口静叶在最小位置; 空预器 A 或 B 运行; 引风机 A 冷却风机运行; 无跳闸条件; 引风机 A 轴承温度正常; 引风机 A 跳闸条件(或) ? ? ? ? 空预器 A 停且引风机 B 运行(延迟 8s) 空预器 A/B 均停 引风机 A 运行且进出口挡板均在关位(延迟 60s) 引风机 A 冷却风机均停(延迟 2s) 125

? ? ? 6.1.2.5.2

引风机 A 轴承温度保护跳闸 送风机 A 停 MFT 且炉膛压力低低低跳引风机 引风机 A 入口烟气挡板 引风机 A 入口烟气挡板关允许条件 引风机 A 停止且无 FSSS 自然通风请求 引风机 A 入口烟气挡板联锁开条件(或) FSSS 自然通风请求 引风机 A 运行延时 15S (脉冲) 引风机 A 入口烟气挡板联锁关条件 引风机 B 运行(延迟 60s)引风机 A 停止(延迟 3s)(脉冲)

6.1.2.5.3

引风机 A 出口烟气挡板 引风机 A 出口烟气挡板关允许条件(与)

? ?

引风机 A 停止 无 FSSS 自然通风请求 引风机 A 出口烟气挡板联锁开条件

?

FSSS 自然通风请求 引风机 A 出口烟气挡板联锁关条件

? 6.1.2.5.4

引风机 B 运行(延迟 60s)引风机 A 停止(延迟 3s)(脉冲) 引风机 A 冷却风机 A 引风机 A 冷却风机 A 停止允许条件

?

引风机 A 冷却风机 B 运行或引风机 A 停止 126

引风机 A 冷却风机 A 联锁启动条件 ? ? 6.1.2.5.5 引风机 A 冷却风机 A 在备用,引风机 A 冷却风机 B 停 引风机 A 冷却风机 A 在备用,引风机 A 轴承温度高 引风机 A 冷却风机 B 引风机 A 冷却风机 B 停止允许条件 ? 引风机 A 冷却风机 A 运行或引风机 A 停止 引风机 A 冷却风机 B 联锁启动条件 ? ? ? 6.1.2.6 6.1.2.6.1 6.1.2.7 引风机 A 冷却风机 B 在备用,引风机 A 冷却风机 A 停 引风机 A 冷却 风机 B 在备用,引风机 A 轴承温度高 引风机 B 子功能组 (逻辑同引风机 A 子功能组) 送风机子功能组 送风机 A 顺控 6.1.2.7.1 顺序启动 步一:条件:送风机 A 停止 指令:关送风机 A 液偶 关送风机 A 出口挡板 关送风机入口调节挡板 步二:条件:送风机 A 液偶位置最小且送风机 A 出口挡板已关且入口 调节挡板已关 指令:启动送风机 A

127

步四:条件:送风机 A 已运行延时 20 s 指令:开送风机 A 出口挡板送风机 A 出口挡板已开 顺控完成 6.1.2.7.2 顺控停止 步一:条件:少于四层煤层运行 指令:关闭送风机 A 液偶 步二:条件:送风机 A 液偶在最小位置 指令:关入口调节挡板 步三:条件:入口挡板关到位 指令:停送风机 A 步四:条件:送风机 A 已停 指令:关送风机 A 出口挡板 送风机 A 出口挡板已关 顺控完成 6.1.2.8 6.1.2.8.1 送风机 A 相关设备逻辑 送风机 A 逻辑: 送风机 A 启动允许条件 ? ? ? ? 送风机 A 液偶在最小位置; 送风机 A 出口挡板在关位且入口挡板在开位; 空预器 A 或 B 运行; 引风机 A 或 B 运行 128

? ? ?

无送风机 A 跳闸条件存在; A 侧二次风挡板开或联络门打开 B 侧二次风挡板开 送风机 A 轴承温度正常 送风机 A 跳闸条件(或)

? ? ? ? ? ? 6.1.2.8.2

空预器 A\B 均停 空预器 A 停且送风机 B 运行(延迟 5s) 送风机 A 运行其出口挡板还在关位(延时 60S) 引风机 A 停 MFT 且炉膛压力高高高跳闸送风机 送风机 A 轴承温度保护跳闸 送风机 A 出口挡板 送风机 A 出口挡板开允许条件

?

无送风机 A 停止且送风机 B 运行 送风机 A 出口挡板关允许条件

?

送风机 A 停止且无 FSSS 通风请求 送风机 A 出口挡板联锁开条件

? ?

送风机 A 运行 FSSS 通风请求 送风机 A 出口挡板联锁关条件

? 6.1.2.8.3

送风机 B 运行且出口挡板已开,送风机 A 停止 冷二次风联络门 冷二次风联络门联锁开条件 129

? ?

空预器运行且送风机交叉运行 空气通道建立 冷二次风联络门联锁关条件

? 6.1.2.9 6.1.2.9.1 6.1.2.10

单侧空预器、送风机均停止 送风机 B 子功能组 (逻辑同送风机 A 子功能组) 一次风机子功能组 一次风机 A 顺控

6.1.2.10.1

顺控启动 步一:条件:一次风机 A 停止 指令:关闭一次风机 A 入口调节门 关闭一次风机 A 出口挡板 步二:条件:一次风机 A 入口调节门在最小位置 一次风机 A 出口挡板已关 指令:启动一次风机 A 步四:条件:一次风机 A 已启延时 20s 指令:开一次风机 A 出口挡板 一次风机 A 出口挡板已开 程控完成

6.1.2.10.2

顺控停止 步一:指令:关一次风机 A 入口调节门 步二:条件:一次风机 A 入口调节门在最小位置 130

指令:停一次风机 A 步三:条件:一次风机 A 已停 指令:关一次风机 A 出口挡板 一次风机 A 出口挡板已关 程控完成 6.1.2.11 6.1.2.11.1 一次风机 A 相关设备逻辑 一次风机 A 逻辑: 一次风机 A 启动允许条件(与) ? ? ? ? ? ? ? 次风机 A 入口调节门在最小位置; 一次风机 A 出口挡板在关位; 空预器 A 运行 引风机 A 或 B 运行 送风机 A 或 B 运行 无一次风机 A 跳闸条件 一次风机 A 温度正常(轴承 75℃及绕组温度 110℃以下) 一次风机 A 跳闸条件(或) ? ? ? ? ? ? 一次风机 A 运行且出口挡板已关(延时 60S) 空预器 A 停(延迟 5s) 引风机 A、B 均停 送风机 A、B 均停 MFT 要求跳闸一次风机 一次风机 A 温度保护跳闸 131

6.1.2.11.2

一次风机 A 出口挡板 一次风机 A 出口挡板允许关条件

?

一次风机 A 停止 一次风机 A 出口挡板联锁开条件

?

一次风机 A 运行后延时 20S(视情况调整) 一次风机 A 出口挡板联锁关条件

? 6.1.2.11.3

一次风机 A 停止(脉冲) A 侧冷一次风门 手操

6.1.2.5.12 6.1.2.5.12.1

一次风机 B 子功能组 (逻辑同一次风机 A 子功能组)

6.2 6.2.1

汽机顺序控制系统 概述 印尼棉兰电厂 200MW 机组汽机顺序控制系统包括电动给水泵系统、凝结水系统、 凝汽器循环水系统、高压加热器系统、低压加热器系统、除氧器及四段抽汽系 统、辅助蒸汽系统、闭式冷却水系统、开式冷却水系统、凝汽器及抽真空系 统、汽机润滑油及油净化系统、 EH 油系统、汽机防进水保护旁路系统、 定冷 水、密封油、氢气系统

6.2.2 6.2.2.1

电动给水泵系统 电泵控制功能组 两台 100%机组额定容量的电动给水泵,一台运行,另一台备用。当运行泵因 故跳闸时,在控制室报警,并且备用泵应自启动,以维持机组的运行。每台给 水泵设有“备用联锁”切投按钮。 132

6.2.2.1.1

电动给水泵子组启动步序: (1)启动电动给水泵润滑油辅助油泵 (2)开给水泵再循环调节门 (3)电泵润滑油压力(不低为正常)正常,置电泵耦合器勺管位置最小位 (4)关电动给水泵出口电动门 (5)启动电动给水泵

6.2.2.1.2

电动给水泵子组停止步序: (1)开给水泵再循环调节门,电泵耦合器勺管位置降到最低 (2)关电动给水泵出口电动门 (3)启动辅助油泵 (4)停止电动给水泵

6.2.2.2

电动给水泵 (1)操作 1.手动启/停 2. 顺控启/停 3.联锁跳 4. 投切备用

(2)启动允许条件 ? ? ? ? ? ? ? 电动给水泵远方控制 电动给水泵无电气故障 再循环调节门已开(90%) 辅助油泵在运行且油压正常(≥0.5.12MPa) 除氧水箱水位正常(≥450mm) 勺管位置最小(<3%) 电动给水泵出口电动门已关或备用已投入 133

? ? ? ? ? ? ? ? ?

电泵电动机定子 A 相绕组温度<90℃ 电泵电动机定子 B 相绕组温度<90℃ 电泵电动机定子 C 相绕组温度<90℃ 电动给水泵 A 液力耦合器轴承 1/2/3/4/5/6 温度<90℃ 电动给水泵 A 推力轴承(内侧)温度<80℃ 电动给水泵 A 推力轴承(外侧)温度<80℃ 电动给水泵 A 工作油冷油器进油/出油温度<115℃/75℃ 电动给水泵 A 润滑油冷油器进油/出油温度<65℃/55℃ 无跳闸条件 (3)联锁启动条件 投入备用时,运行泵停跳闸 (4)联锁跳闸条件

? ? ? ? ? ? ? ? 6.2.2.3

电泵润滑油压低低(<0.08MPa) 电泵运行时,电泵进口压力低低(<0.9MPa)延时 30s 电泵运行时,再循环调节门<80%且电动给水泵入口流量小于 138t/h,延时 15s 电动给水泵 A 液力耦合器轴承 1/2/3/4/5/6 温度>95℃延时 3s 电动给水泵 A 推力轴承(内侧)温度>95℃延时 3s 电动给水泵 A 推力轴承(外侧)温度>95℃延时 3s 电动给水泵 A 工作油冷油器进油/出油温度>135℃/80℃延时 3s 除氧器水位低低(<-900mm),延时 3 秒 电泵辅助润滑油泵 (1)操作 134

1.手动启/停

2. 顺控启/停

3.联锁启/停

(2)启动允许条件 ? 电泵辅助油泵远方控制 (3)联锁启动条件(OR) ? ? 电泵运行且电泵润滑油压力低(<0.1MPa) 本侧给水泵停运。(脉冲 3 秒) (4)联锁停运条件 ? 6.2.2.4 电泵电动机运行,电泵润滑油压力高高(≥0.22MPa) 延时 5.120s 电动给水泵出口电动门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁开/关

(2)关闭允许条件 (3)联锁打开条件(OR) ? 电泵投备用 (4)联锁关闭条件 ? 6.2.2.5 电动给水泵停运 电动给水泵再循环调节门 (1)操作 1.手动开/关 2.顺控开/关 3.联锁开

(2)联锁打开条件 ? 电动给水泵入口流量小于 138t/h 时 (3)联锁关闭条件 135

? ? 6.2.3 6.2.3.1

电动给水泵入口流量大于 300t/h 时 (具体根据泵入口流量定点选择开度,可用选择功能块实现) 凝结水系统 凝结水泵 A (1)操作 1.手动启/停 2. 顺控启/停 3.联锁启/停 4. 互为备用

(2)启动允许条件 ? ? ? ? ? ? ? ? 凝结水泵 A 远方控制 凝结水泵 A 电机无电气故障 凝结水热井水位正常(≥330mm) 凝结水泵 A 电机上轴承温度<__℃ 凝结水泵 A 电机下轴承温度<__℃ 凝结水泵 A 定子绕组温度 U1/U2,V1/V2,W1/W2 <110℃ A 凝结水泵推力轴承温度<70℃ 无跳闸条件 (3)联锁启动条件(OR) ? ? 备用投入,运行泵跳闸时,联启 备用投入,运行泵运行且凝结水泵出口母管压力低(≤0.8MPa) ,延时 3s,联启 (4)联锁跳闸条件(OR) ? ? ? 凝汽器热井水位低低(≤180mm) 凝结水泵 A 运行,凝结水流量小于 130t/h,且最小流量再循环调≤80%,延时20S 凝结水泵 A 电机上轴承温度〉80℃延时 3s 136

? ? ? 6.2.3.2

凝结水泵 A 电机下轴承温度〉80℃延时 3s 凝结水泵推力轴承温度〉80℃延时 3s 凝结水泵 A 运行时,出口门关闭,延时 30 秒 凝汽器热井补水调节阀 (1)操作 1.手动开/关 联锁开关

(2)联锁打开条件 ? 热井水位低于 330mm (3)联锁关闭条件 ? 6.2.4 6.2.4.1 6.2.4.2 6.2.4.3 热井水位高于 5.1200mm 凝汽器循环水系统 左/右侧凝汽器进水电动门 左/右侧凝汽器出水电动门 凝汽器真空破坏阀 (1)操作 1.手动开/关 (2)打开允许条件 ? 6.2.5 6.2.5.1 汽机跳闸 高压加热器系统 高加解列 当以下任一情况发生时,高加解列: ? 任一高加水位高高高(1 号高加水位高高高 400mm、2 号高加水位高高高 400mm、 137

3 号高加水位高高高 400mm) ? ? 手动高加解列 汽机停机

6.2.5.1.1 高加解列后动作: ? ? ? ? ? ? ? 6.2.5.2 高加入口三通阀切至旁路 入口阀切至旁路后,关闭高加出口阀 关 1/2/3 号高压加热器进汽电动门 关一/二/三段抽汽逆止门 关一/二/三抽汽逆止门后电动门 开一/二/三抽汽逆止门疏水门 1、2 开 1/2/3 号高加危急疏水阀 一/二/三段抽汽逆止门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件 ? ? 高加入口三通阀切至工作位 高加出口阀打开 (3)联锁关闭条件(OR) ? ? ? ? 高加解列 抽汽管壁温度差大(定值待定) 高加出口阀关 汽轮机跳闸 138

? ? 6.2.5.3

发电机跳闸 OPC 动作 一段抽汽逆止门后电动门(二、三段同) (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件 ? 一段抽汽逆止门开 (3)联锁关闭条件(OR) ? ? ? ? 6.2.5.4 高加解列 抽汽管壁温度差大(定值待定) 高加出口阀关 OPC 动作 一段抽汽逆止门后疏水门 1、2(二、三段同) (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁开/关

(2)联锁打开条件(OR) ? ? ? ? 高加解列 汽机负荷小于 10% 一段抽汽逆止门已关 一段抽汽电动门已关 (3)联锁关闭条件 ? 凝汽器背压高(真空低) (﹥60kPa 绝对压力) 139

? 6.2.5.5

OPC 动作 #1、#2 髙压加热器进汽电动门(以一段为例) 1.可单操/程控启停; 2.开允许条件:

? ?

一段抽汽逆止门已开 无汽侧高加解列信号 3.联锁关条件:

? ? 6.2.5.6

汽侧高加解列 一段抽汽逆止门已关 高加抽汽逆止门(以一段为例) 1.可单操/程控启停; 2.开允许条件:

?

无汽侧高加解列信号 3.联锁关条件:

? 6.2.5.7 6.2.5.8 6.2.5.9

汽侧高加解列 #3 高压加热器蒸汽冷却器进汽电动门 高压加热器疏水至低压加热器电动门 高加电动三通阀 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件 ? 高加出口电动门已开 140

(3)联锁关闭条件(或) ? ? 6.2.5.10 高加解列 1 号高加出口电动门关位 高压加热器出口电动门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件 (3)关闭允许条件 ? 高加电动三通阀关闭 (4)联锁关闭条件 ? 6.2.5.11 高加解列 #1 高加紧急放水门 (1)操作 1.手动开/关 (2)联锁打开条件 ? 6.2.5.5.12 高加水位高于 350mm #2 高加紧急放水门 (1)操作 1.手动开/关 (2)联锁打开条件 ? 6.2.5.13 高加水位高于 350mm #3 高加紧急放水门 141

(1)操作 1.手动开/关 (2)联锁打开条件 ? 6.2.6 6.2.6.1 高加水位高于 350mm 低压加热器系统 #5 低加解列 解列条件(条件之一发生,就解列) ? ? ? ? 汽机跳闸 手动解列 OPC 动作 5 号低加水位高高(﹥1485mm) 解列动作 ? ? ? 6.2.6.2 关 5 段抽汽逆止阀 关 5 段抽汽电动门 开 5 段抽汽疏水阀 1、2 #6-7 低加解列 解列条件(条件之一发生,就解列) ? ? ? 解列动作 ? 关 6、7 段抽汽逆止门 142 手动解列 OPC 动作 6 号低加水位高高(﹥1565mm)或 7 号低加水位高高(﹥1600mm)

? ? 6.2.6.3

关 6、7 段抽汽电动门 开 6、7 段抽汽疏水阀 1、2 五段抽汽逆止门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件(AND)无 (3)联锁关闭条件(OR) ? ? ? ? ? 6.2.6.4 #5 低加解列 抽汽管壁温度差大(定值待定) 汽机跳闸 发电机跳闸 OPC 动作 五段抽汽电动门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)联锁关闭条件(OR) ? ? ? ? 6.2.6.5 #5 低加解列 抽汽管壁温度差大 汽机跳闸 OPC 动作 五段抽汽疏水阀 1、2 (1)操作 143

1.手动开/关

2. 顺控开/关

3.联锁开/关

(2)联锁打开条件(OR) ? ? ? ? ? #5 低加解列 汽机负荷小于 20% 5 号低加水位高高 五段抽汽逆止门已关 五段抽汽电动门已关 (3)联锁关闭条件 ? ? ? 6.2.6.6 凝气器背压高(真空低) (﹥60kPa 绝对压力) 汽机负荷大于 20%延时 60S OPC 动作 8 号低加旁路电动门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁开

(2)关闭允许条件(AND) ? ? 8 号低加入口电动门开 8 号低加出口电动门开 (3)联锁打开(OR) ? ? 6.2.6.7 #8 低加水位高高 主路进口阀或出口阀任一关闭 8 号低加入口电动门 (1)操作 144

1.手动开/关

2. 顺控开/关

(2)打开允许条件 ? 8 号低加出口电动门已开 (3)关闭允许条件 ? 8 号低加旁路电动门已开 (4)联关条件(先切换到旁路)(是否有必要?) ? 6.2.6.8 8 号低加水位高高 8 号低加出口电动门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关

(2)关闭允许条件 ? 8 号低加旁路电动门已开 (3)联关条件(先切换到旁路)(是否有必要?) ? 6.2.6.9 8 号低加水位高高 四段抽汽至辅助蒸汽联箱逆止门(确定有无此阀门) (1)操作 1.手动开/关 (2)联锁关闭条件 ? 6.2.6.10 汽机跳闸 四段抽汽至辅助蒸汽联箱电动门 (1)操作 1.手动开/关 145

(2)联锁关闭条件 ? 6.2.6.11 汽机跳闸 六、七段抽汽逆止门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件 (3)联锁关闭条件(OR) ? ? ? ? 6.2.6.5.12 低加解列 抽汽管壁温度差大( 定值待定) 汽机跳闸 OPC 动作 六、七段段抽汽电动门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关

(2)打开允许条件 (3)联锁关闭条件(OR) ? ? ? ? 6.2.6.13 低加解列 抽汽管壁温度差大( 定值待定) 汽机跳闸 OPC 动作 六、七段抽汽疏水阀 1、2 (1)操作 146

1.手动开/关

2. 顺控开/关

3.联锁开/关

(2)联锁打开条件(OR) ? ? ? ? ? 低加解列 汽机负荷小于 20% 对应低加水位高高 六(七)段抽汽逆止门已关 六(七)段抽汽电动门已关 (3)联锁关闭条件 ? ? 6.2.6.14 凝汽器背压高(真空低) 汽机负荷大于 20%延时 60s 八段抽汽疏水阀 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁开/关

(2)联锁打开条件(OR) ? ? 汽机负荷小于 20% 对应低加水位高高 (3)联锁关闭条件 ? ? 6.2.6.15 凝汽器背压高(真空低) 汽机负荷大于 20%延时 60s #5 低加紧急疏水电动门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁打开 147

(2)联锁打开条件 ? 6.2.6.16 5 低加水位高 #6 低加紧急疏水电动门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁打开

(2)联锁打开条件 ? 6.2.6.17 6 低加水位高 #7 低加紧急疏水电动门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁打开

(2)联锁打开条件 ? 6.2.6.18 7 低加水位高 #8 低加紧急疏水电动门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁打开

(2)联锁打开条件 ? 6.2.6.19 8 低加水位高 低加疏水泵 A (1)操作 1.手动启/停 2.联锁启/停

(2)启动允许条件 (3)联锁启条件(OR) 148

? ?

7 号低加水位高 B 泵运行中跳闸 (4)联锁停

6.2.6.20

低加疏水泵 B (1)操作 1.手动启/停 2.联锁启/停

(2)启动允许条件 (3)联锁启条件(OR) ? ? 7 号低加水位高 A 泵运行中跳闸 (4)联锁停 6.2.7 6.2.7.1 除氧器及四段抽汽系统 四段抽汽逆止门 (1)操作 1.手动开/关 2. 顺控开/关 3.联锁关闭

(2)联锁关闭(或) ? ? ? 汽机跳闸 除氧器水位高(>950mm) OPC 动作 (3)联锁打开 6.2.7.2 除氧器进汽电动门 (1)操作 149

1.手动开/关 (2)开允许条件 ?

2. 顺控开/关

3.联锁关闭

四段抽汽压力比除氧器压力高 0.2MPa (3)联锁关闭(或)

? ? ? ? 6.2.7.3

汽机跳闸 除氧器水位≥950mm 四段抽汽压力-除氧器压力≤0.05MPa OPC 动作 四段抽汽疏水阀 1、2 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开

(2)联锁打开(OR) ? ? ? ? ? 汽机跳闸 除氧器水位高三值(按定值,950mm) 汽机负荷小于 20% 四段抽汽逆止门已关 四段逆止门后电动门已关 (3)联锁关闭 ? 6.2.7.4 凝汽器背压高(真空低) (﹥60kPa 绝对压力) 除氧器放水阀 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁关 150

(2)联锁打开(无) (3)联锁关闭 6.2.7.5 凝结水至除氧器旁路阀 (1)操作 1.手动开/关 6.2.7.6 除氧器溢流阀 (1)操作 1.手动开/关 (2)联锁打开 ? 除氧器水位>950mm (3)联锁关闭 ? 6.2.8 6.2.8.1 除氧器水位<850mm 辅助蒸汽系统 消防蒸汽电动门 (1)操作 1.手动开/关 6.2.8.2 辅汽至除氧器电动门 (1)操作 1.手动开/关 (2)联锁关闭 ? 6.2.8.3 除氧器水位高三值(950mm) 辅助蒸汽至轴封母管电动门 151 2.联锁开

(1)操作 1.手动开/关 6.2.8.4 辅汽至轴封蒸汽调节阀前电动门 (1)操作 1.手动开/关 6.2.8.5 冷段来至辅汽电动门 (1)操作 1.手动开/关 6.2.8.6 6.2.8.7 低温再热蒸汽至辅助蒸汽集箱电动门 启动锅炉房来汽管道电动门 (1)操作 1.手动开/关 6.2.8.8 6.2.9 6.2.9.1 辅助蒸汽至燃油系统吹扫用电动门(因缺少图纸,待补充) 闭式冷却水系统 #1 闭式冷却水泵 (1)操作 1.手动启/停 (2)允许启动 (3)联锁启动 ? 备用投入,运行泵跳闸或出口母管压力低低 (4)联锁停止(无) 6.2.9.2 #2 闭式冷却水泵(同#1) 152 2.联锁启停

6.2.10 6.2.10.1

开式冷却水系统 #1 开式冷却水泵 (1)操作 1.手动启/停 (2)允许启动 (3)联锁启动 2.联锁启停

?

备用投入,运行泵跳闸或出口母管压力低低 (4)联锁停止(无)

6.2.10.2

#2 开式冷却水泵(同#1)

6.2.10.3

循环水坑排污泵 (1)操作 1.手动启/停 (2)启允许 (3)停允许 (4)联锁启 水坑液位高高 (5)联锁停 水坑液位正常 2.联锁启停

6.2.11 6.2.11.1

凝汽器及抽真空系统 A/B 真空泵(待确认最新的变更情况) (1)操作 153

1.手动开/关

2.联锁启停

(2)启动允许条件 ? ? ? ? A/B 真空泵远方控制 A/B 真空泵无保护动作 A/B 分离器水位正常 A/B 真空泵入口门关闭 (3)联锁跳闸条件 (4)联锁启动条件 ? ? 备用投入,运行真空泵跳联启备用泵 备用投入,一真空泵运行,凝汽器真空低(-81.4KPa)报警,联启备 用泵 6.2.11.2 1 号真空泵入口气动门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关

(2)联锁打开条件(AND) ? 入口气动门 1 后压力小于 5.12KPa(绝压) 压高) ? 真空泵运行 (3)联锁关闭条件 ? 6.2.11.3 对应真空泵停运,联关 2 号真空泵入口气动门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关 154 (建议用入口气动门前后差

(2)联锁打开条件(AND) ? 入口气动门 2 后压力小于 5.12KPa(绝压) 差压高) ? 真空泵运行 (3)联锁关闭条件 ? 6.2.11.4 对应真空泵停运,联关 A/B 真空泵汽水分离器补水阀(待确认是否电动的或机械式的) (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关 (建议用入口气动门前后

(2)联锁打开条件 ? A/B 分离器水位低(500mm) ,联开 (3)联锁关闭条件 ? 6.2.5.12 6.2.5.12.1 A/B 分离器水位高(620mm) ,联关 汽机润滑油及油净化系统 交流润滑油泵 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启/停

(2)启动允许条件 ? ? 交流润滑油泵远方控制 交流润滑油泵无保护动作 (3)停止允许(OR) ? 汽机润滑油母管压力不低(0.1MPa)且(汽机转速大于 2900rpm)

155

?

汽机零转速且顶轴油泵、盘车均跳闸(已停止) (4)联锁启动条件(OR)

? ? 6.2.5.12.2

联锁投入,汽机润滑油母管压力低(0.05MPa) 联锁投入,汽机转速<2900rpm 直流事故油泵 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启/停

(2)启动允许条件 (3)停止允许(OR) ? ? 汽机润滑油母管压力不低且(汽机转速大于 2900rpm) 汽机零转速且顶轴油泵、盘车均跳闸(已停止) (4)联锁启动条件(OR) ? ? 6.2.5.12.3 汽机润滑油母管压力低(0.04MPa) 交流润滑油泵跳闸且汽机转速<2900rpm 高压启动油泵 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启/停

(2)启动允许条件 ? ? 高压启动油泵远方控制 高压启动油泵无保护动作 (3)联锁启动条件 ? 主油泵出口压力低(待讨论) 156

6.2.5.12.4

盘车 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁停

(2)启动允许条件 ? ? 润滑油压不低 顶轴油压不低 (3)联锁停 ? ? 6.2.5.12.5 顶轴油压低 润滑油压低(0.02MPa) 轴封风机 A/B (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启动

(2)启动允许条件 ? 轴风风机 A/B 远方控制 (3)联锁启动条件 ? ? 6.2.5.12.6 备用投入,运行风机跳闸,联启备用风机 轴封冷却器压力> 顶轴油泵 A/B (1)操作 1.手动启/停 2. 联锁启动 /停止 待定

(2)启动允许条件 ? 顶轴油泵远方控制 157

? ?

顶轴油泵无保护动作 顶轴油泵 A/B 入口压力正常(按定值) (3)联锁启动条件(OR)

? ?

汽机转速小于定值时(5.1200rpm) ,联启指定的工作泵 联锁投入,顶轴油泵出口母管压力低(试验定)且汽机转速小于定值 (5.1200rpm) ,联启指定备用泵

?

联锁投入,两台工作泵任一跳闸时,联启备用泵 (4)联锁跳闸条件(OR)

? ? 6.2.5.12.7

联锁投入,汽机转速大于定值(5.1200rpm) 联锁投入,油泵入口油压低(0.021MPa) 润滑油箱排烟风机 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启动

(2)启动允许条件 ? 润滑油箱排烟风机远方控制 (3)联锁启动条件 ? ? 6.2.5.12.8 联锁投入,交流油泵、直流油泵、交流启动油泵、顶轴油泵任一启动 运行风机跳闸 润滑油输送泵 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启动

(2)启动允许条件

158

?

输送泵远方控制 (3)联锁停条件

? 6.2.13 6.2.13.1

联锁投入,净油室/脏油室油位低(-100mm) EH 油系统 EH 主油泵 1/2 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启/停

(2)启动允许条件 (3)停运条件 ? 汽机跳闸或另一泵运行 (4)联锁启动条件 ? ? 备用投入,运行泵跳闸,联启备用泵 备用投入,运行泵运行,汽机 EH 油压低(11.8MPa) ,联启备用泵 (5)联锁跳闸条件 ? 6.2.13.2 EH 油箱油位低低低(LL 与 LLL) (<370mm、230mm) EH 油循环泵 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启/停 (2)启动允许条件 ? EH 油箱油位不低 II (3)联锁启动条件 ? 联锁投入,EH 油箱油温高于 55 度 159

(4)联锁跳闸条件 ? 6.2.13.3 联锁投入,EH 油箱油位低 III EH 油箱加热器 (1)操作 1. 手动启/停 2. 联锁启/停

(2)联锁启动条件 (3)联锁跳闸条件(OR) ? ? 6.2.13.4 EH 油温>55℃ EH 油箱油位低 III EH 油冷却水电磁阀 (1)操作 1. 手动开/关 2. 联锁开/关

(2)联锁打开条件 ? EH 油温>45℃ (3)联锁关闭条件(OR) ? 6.2.14 6.2.14.1 EH 油温<40℃ 汽机防进水保护 防进水控制的划分原则(再热主汽门前后划分) (1)将汽机汽源管系、汽机本体及汽机各抽汽管系的疏水阀划分为高 压、中低压疏水二组 (2)作为防进水的成组操作对象,不包括各抽汽的逆止门 (3)各高、中低压组的疏水按负荷大小来确定各阀门的开、关。负荷 按 10%(高压) ,20%(中低压) MCR 来划分 160

(4)相关逻辑简要介绍如下: 可手动成组开/关高压、中压、低压疏水阀; 若汽机蒸汽管道疏水阀自动投入时: 汽机跳闸、发电机跳闸、OPC 动作自动开高压、中低压疏水阀; 机组负荷小于一定值自动开高压、中低压疏水阀(定值暂定为 10%MCR, 20%MCR); 无汽机跳闸且机组负荷大于一定值自动关高压、中低压疏水阀,延时 5.120s(定值暂定为 10%MCR,20%MCR)。 (5)高压段 ? ? ? ? ? ? ? 右侧主汽门前气动疏水阀 左侧主汽门前气动疏水阀 高压主汽门气动疏水阀 高压缸本体气动疏水阀 1 高压缸本体气动疏水阀 2 高压缸启动疏水阀 1、2、3、4 高压旁路疏水罐气动疏水阀(疏水罐液位高高自动开及液位正常自动 关)左侧高压缸排汽疏水罐气动疏水阀(疏水罐液位高高自动开及液 位正常自动关) ? 右侧高压缸排汽疏水罐气动疏水阀(疏水罐液位高高自动开及液位正 常自动关) (6)中低压段 ? ? 低压旁路阀前气动疏水阀 中压主汽门疏水阀

161

? ? ?

中压调节门疏水阀 中压缸本体疏水阀 左侧中压缸进汽疏水罐气动疏水阀(疏水罐液位高高自动开及液位正 常自动关) ? 右侧中压缸进汽疏水罐气动疏水阀(疏水罐液位高高自动开及液位正 常自动关)

6.2.14.2

左/右高排逆止门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关

(2)手动开允许 ? 无汽机跳闸信号 (3)手动关允许条件(AND) ? ? 汽机跳闸 再热器压力低于 0.01MPa (4)联锁关闭条件(OR) ? 6.2.15 6.2.15.1 汽机跳闸 旁路系统 高压旁路减温水电动隔离阀 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关

(2)自动打开条件 ? 跟高压旁路调节阀(>5%)联开 (3)自动关闭条件 162

? 6.2.15.2

跟高压旁路调节阀(<5%)联关 低压旁路减温水电动隔离阀 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关

(2)自动打开条件 ? 跟低压旁路调节阀 (>5%)联开 (3)自动关闭条件 ? 6.2.15.3 跟低压旁路调节阀(<5%)联关 高压旁路阀(快开/关) (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关

(2)开关允许条件 (3)联锁快开条件 ? ? ? ? 主汽门前压力>__MPa 汽机跳闸 发电机跳闸 110%超速 (4)联锁快关条件(OR) ? ? ? 6.2.15.4 高旁后温度>390℃ 高旁喷水压力低(待定) 低旁快关保护动作 低压旁路阀(快开/关) 163

(1)操作 1.手动开/关 2.联锁开/关

(2)开关允许条件 (3)联锁快开条件(OR) ? ? ? ? 再热器压力>__MPa 汽机跳闸 发电机跳闸 110%超速 (4)联锁快关条件 ? ? ? ? 6.2.15.5 凝汽器压力高于 40kPa 凝汽器排汽温度高于 80℃ 凝汽器液位高于 1680mm 低旁减温水压力低(待定) 低压缸喷水气动门 (1)操作 1.手动开/关 2.联锁开

(2)联锁打开条件 ? 凝汽器排汽温度高于 75℃ (3)联锁关闭条件 ? 6.2.16 6.2.16.1 凝汽器排汽温度低于 45℃ 定冷水、密封油、氢气系统 发电机定子冷却水泵 164

(1)可单操启停; (2)联锁启条件: ? ? 6.2.16.2 备用投入时,B 泵跳闸 备用投入时,运行泵出口压力低 发电机定子冷却水补水电磁阀 (1)可单操启停; (2)联锁开条件: ? 发电机定子冷却水箱液位低 (3)联锁关条件: ? 6.2.16.3 发电机定子冷却水箱液位不低 氢侧密封油交流油泵 (1)可单操启停; (2)启允许条件: ? 氢侧回油密封油箱液位不低 (3)联锁启条件 6.2.16.4 氢侧密封油直流油泵 (1)可单操启停; (2)联锁启条件: ? ? 6.2.16.5 备用投入时,密封油备用油压低 交流油泵跳闸。 A/B 密封油系统排油烟风机 (1)可单操启停; 165

(2)联锁启条件: ? 运行风机跳闸 (3)联锁停条件:无 6.2.16.6 A/B 空侧交流密封油泵 (1)可单操启停; (2)联锁启条件: ? ? 运行泵跳闸 空侧密封油压力低 (3)联锁停条件:无 6.2.16.7 空侧直流密封油泵 (1)可单操启停; (2)联锁启条件: ? ? 备用投入时,两台空侧交流密封油泵均跳闸 备用投入时,空侧密封油泵出口母管压力低(但首先启动备用交流油 泵) 6.2.16.8 A/B 定子冷却水泵 (1)可单操启停; (2)联锁启条件: ? ? ? 运行泵跳闸 定子冷却水压力低 定子冷却水流量低一值 联锁停条件:无

166

167


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