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汽轮机的联锁和保护操作规程1. 汽轮机具有下列保护装置1.1超速保护1.1.1 DEH中设计了103％超速（OPC）和110％～112％机械超速跳闸。
1.1.2 103％超速保护：汽机任何情况下转速超过3090r/min时，OPC电磁阀动作，调门立刻关闭，保持数秒或转速降低到3000r/min后重新打开。
103％超速保护动作只关调门。
1.1.3 110％～112％机械超速跳闸保护：转速超过3300～3360r/min时，机械撞击子在离心力的作用下飞出，使保安系统动作，关闭主汽门、调门，联关各段抽汽逆止门。
1.2 低油压保护：1.2.1 调速油压低于1.76MPa时联起调速油泵。
1.2.2 润滑油压低于0.07MPa时，发出报警信号；润滑油压低于0.055MPa时联交流润滑油泵；润滑油压低于0.04MPa时联直流润滑油泵；润滑油压低于0.03MPa时跳机；润滑油压低于0.02MPa时联跳盘车。
1.3 轴向位移大保护：当轴向位移达-1.0mm或1.0mm时，发出报警信号；当轴向位移达-1.5mm或1.5mm时，保护动作，主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。
1.4.轴承温度高保护：轴承回油温度达65℃时，发出报警信号；轴承回油温度达75℃时，保护动作，主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。
1.5差胀保护：当相对差胀达-1mm或2.0mm时，发出报警信号；当相对差胀达-2.0mm或3.0mm时，保护动作停机。
1.6 低真空保护：当排汽真空低于-86.0KPa时，发出报警信号；当排汽真空低于-67.0KPa时，跳机。
1.7 就地手打按钮：当出现异常情况时，手打停机按钮，泄掉附加安全油使危急遮断滑阀动作停机。
1.8 发电机差动保护：当发电机内部发生故障时，发电机差动保护动作，汽机跳闸。
1.9轴振动大保护：当轴承振动值达0.17mm时，发出报警信号；当轴承振动值达0.26mm时，保护动作。
1.10 远方紧急停机按钮：当机组出现其他异常情况时，手击紧急停机按钮，关自动主汽门和调速汽门。
发电机电制动闭锁保护措施是确保发电机安全运行的重要措施。
以下是一份发电机电制动闭锁保护措施的800字方案：一、制动电流保护1. 设置合理的制动电流值，确保在发电机减速过程中，能够及时切断电源，防止过载。
2. 配置电流传感器，实时监测发电机的制动电流，当电流超过设定值时，立即发出报警信号。
3. 在制动电路中设置闭锁装置，确保在制动过程中电流传感器出现故障时，能够及时切断电源，防止事故扩大。
二、转速保护1. 配置转速传感器，实时监测发电机的转速。
2. 设置合理的转速保护值，当发电机转速超过设定值时，自动切断电源，防止发电机超速。
3. 在发电机控制系统中设置闭锁装置，确保在转速传感器出现故障时，能够及时切断电源，防止事故扩大。
三、过压保护1. 配置电压传感器，实时监测发电机的输出电压。
2. 设置合理的过压保护值，当发电机输出电压超过设定值时，自动切断电源，防止电压过高对设备造成损坏。
3. 在发电机控制系统中设置闭锁装置，确保在电压传感器出现故障时，能够及时切断电源，防止事故扩大。
四、失步保护1. 配置同步检测装置，实时监测发电机的同步状态。
2. 设置合理的失步保护值，当发电机失步时，自动触发保护措施，如切换励磁电源、调整磁极周波等。
3. 在失步保护装置中设置闭锁装置，确保在同步检测装置出现故障时，能够及时发出报警信号并启动相应的保护措施。
五、电气闭锁保护措施的实施与管理为确保发电机电制动闭锁保护措施的有效实施和管理，应采取以下措施：1. 定期对发电机控制系统进行检查和维护，确保各项保护装置的正常运行。
2. 建立完善的故障记录和报告制度，及时处理和记录各种故障情况。
3. 加强对员工的安全培训，提高员工对发电机电制动闭锁保护措施的认识和理解。
4. 在操作过程中严格执行相关规定和标准，确保各项保护措施得到有效执行。
总之，发电机电制动闭锁保护措施是发电机安全运行的重要保障，需要在实际工作中认真执行和管理。
通过加强对保护装置的维护和管理，提高员工的安全意识和操作水平，可以有效减少事故的发生，保证发电机安全稳定地运行。
变电运行中的继电保护问题分析孟艳卿摘要：科技在不断的发展，社会在不断的进步，对于变电运行来说，继电保护是确保电力系统安全稳定运行最为重要的设备。
继电保护是电力系统运行中反事故发生的自动化运行装置，一旦电力系统设备出现故障，继电保护就可以及时将故障元件切除，或者发出相应警告从而避免故障扩大造成更大的问题。
可以说继电保护在很大程度上影响着变电运行的质量，因此本文重点分析变电运行中继电保护存在的问题，在此基础上提出相应的应对措施，希望能够对相关人士有所帮助。
关键词：变电运行；继电保护；问题；对策引言在我国社会中，电力系统的作用越来越重要，提高电力系统稳定性成为了行业内探讨的重要课题。
在电力系统中，变电运行十分关键，变电设备容易被一些外在因素干扰，影响变电的正常运行。
因此，加强变电继电保护十分重要，还需要加强对变电继电保护中存在的故障进行分析，找到解决措施。
1继电器保护装置的构成继电器保护装置由三部分构成，分别是测量部分、逻辑部分和命令执行部分。
测量部分是收集电气量、电流量、阻抗值等数据信息，比较该测量结果和正常运行时的整定值，根据比较结果，给出不同性质的逻辑信号，从而判断是否启动继电保护装置。
逻辑部分是对收集来的变电信息逻辑分析，分析其输出电流的次序、大小及性质是否属于正常范围，决定是否发送报警信号或断路器跳闸信号，并将有关命令传递给执行部分。
命令执行部分是根据逻辑部分传递过来的信息，分辨变电系统是否正常运行，完成保护装置所担负的任务。
2变电运行中继电保护存在的问题2.1继电保护装置自身故障问题继电保护装置自身存在的故障问题更多是因为装置在设计和制造过程中存在不合格的情况。
主要是因为装置在设计过程中没有充分考虑到后续实际使用可能遇到的情况，在制造过程中没有按照相应的标准规范进行。
同时，设备在正式进入电网之前缺少必要的检查以及测试，从而引发整个变电系统的安全性和稳定性。
2.2运行故障在继电保护装置中，运行性故障是一种比较常见的故障。
主机1.机组大联锁逻辑：1)锅炉MFT动作,汽机联锁跳闸;2)发电机故障跳闸,汽机联锁跳闸;3)汽机跳闸,发电机联锁跳闸;4)负荷＞15％额定负荷时,汽机跳闸,锅炉MFT动作;5)负荷≤15％额定负荷且旁路A、B侧调节阀全关时,汽机跳闸,锅炉MFT动作; 2.汽轮机自动跳闸条件：1)主机超速保护动作;2)主机润滑油压力＜;3)EH油压力＜;4)AST母管油压＜7MPa;5)凝汽器真空＜70KPa;6)主机串轴＞±1.0mm;7)主机各轴承轴振＞250μm;8)主机胀差＞20.3mm或＜-4.8mm;9)锅炉MFT动作;10)发电机跳闸;11)DEH失电;12)手动停机;循环水系统1.循环水泵启动允许条件：1)循环水泵冷却水流量正常;2)循环水泵控制回路无故障;3)循环水泵没有跳泵条件;4)循环水泵在远方位;5)循环水通道畅通凝汽器A侧循环水出入口电动蝶阀未关,或凝汽器B侧循环水出入口电动蝶阀未关,或5、6号机供水联络门未关;2.循环水泵联锁逻辑：1)循环水泵停止或跳闸,联关循环水泵出口门;2)循环水泵启动,联开循环水泵出口门;3)循环水泵跳闸,联锁启动备用的循环水泵;4)按循环水泵启动按钮后,出口门先开,当出口门开到15°时循环水泵启动,出口门继续全开到位;5)停循环水泵时按出口门关闭按钮,出口门关闭;当出口门关到15°后循环水泵自动停止,出口门继续关闭到位;6)循环水泵启动超时联关循环水泵出口门;7)循环水泵出口门在就地和远方在任意位置按中停按钮都可以停留;8)冷却润滑水泵出口压力≤ Mpa,联启备用润滑水泵;9)五、六号机循环水泵大联锁：当某台机组的凝汽器A、B两侧循环水供水压力均低于Mpa并且循环水联络井1、2、3、4号门开信号同时存在,延时5秒发出联启另一台机组循环水泵的信号,另一台机组某台循环水泵的大联锁开关投入时,联启此台循环水泵;3.循环水泵跳闸条件：1)循环水泵温度保护动作;2)循环水泵运行时间大于30秒,出口门开度≤15°;3)冷却润滑水压力低低;4)循环水泵出口压力≥,延时20秒;5)循环水泵电机轴承振动大延时5秒;6)电气保护动作;4.在下列4种情况下,循环水泵冷却润滑水压力低低信号发出：1)1号润滑水泵出口压力＜且1号润滑水泵出口门已开、2号润滑水泵出口门已关;2)2号润滑水泵出口压力＜且2号润滑水泵出口门已开、1号润滑水泵出口门已关;3)1、2号润滑水泵出口压力均＜且1、2号润滑水泵出口门均在开位;4)1、2号润滑水泵出口门均不在开位;5.清污机控制逻辑：1)就地旋钮打到“远方”位,DCS中联锁投入,就地水位超差信号来清污机前后水位差达300mm,联启本台清污机,前后水位差低于80mm,联停清污机;2)就地旋钮打到“自动”位,PLC里面由厂家设定好程序：每隔8小时清污机自动启动,运行30分钟后自动停止;开式水系统1.开式水泵启动允许条件：1)开式水泵入口电动门开;2)开式水滤网出入口门开启或旁路电动门开启或补给水至开式泵门开启;3)开式水泵出口电动门关或另一台泵运行;4)任一台闭式水冷却器出、入口门未关;5)开式水泵无跳闸条件;2.开式水泵跳闸条件：1)开式水泵运行时泵入口门关闭;2)开式水滤网出入口门和旁路门与补水门全关;3)开式水泵运行,30秒后泵出口门在关位;4)开式水泵温度保护动作;5)电气保护动作;6)按下事故按钮;3.开式水泵联锁关系：1)开式水泵启动联开泵出口门;2)开式水泵停止联关泵出口门;3)开式水泵运行、开式水母管压力低于,延时5秒联启备用开式水泵;4)开式水泵停止或跳闸,联启备用的开式水泵;闭式水系统1.闭式水泵启动允许条件：1)膨胀水箱水位＞800mm开关量;2)闭式泵入口电动门开启;3)闭式泵出口电动门关闭或另一台闭式泵运行;4)闭式泵无跳闸条件;5)任一台闭式水冷却器的闭式水出、入口门未关;2.闭式水泵跳闸条件：1)闭式水泵入口门关闭;2)闭式水泵运行,出口门关闭延时30秒;3)膨胀水箱水位低一、低二信号同时来;4)闭式水泵温度保护动作;5)电气保护动作;6)按下事故按钮;3.闭式水泵联锁关系：1)闭式水泵停止或跳闸联启备用闭式水泵;2)闭式水泵运行时,闭式水母管压力＜延时5s;3)闭式水泵启动,联开闭式水泵出口门;4)闭式使泵停止;联关闭式水泵出口门;凝结水系统1.凝输泵控制逻辑：1)凝输泵启动条件：凝补水箱水位≥2000mm;2)凝输泵跳闸条件：凝补水箱水位≤500mm;3)凝输泵联启条件：凝汽器水位≤330mm且任一台凝结水泵运行;2. 凝结水泵启动允许条件：1)凝结水泵入口门开启;2)凝结水泵出口门关闭或另一台凝结水泵运行;3)无凝结水泵跳闸条件;4)凝汽器水位≥330mm;3. 凝结水泵联启条件：1)凝结水泵停止或跳闸,联启备用凝结水泵;2)凝结水泵运行时,凝结水母管压力＜ Mpa;4. 凝结水泵出、入口门控制逻辑：1)凝结水泵启动,联开出口门;2)凝结水泵停止或跳闸,联关出口门;3)凝结水泵运行,凝结水泵入口门无关允许;5. 凝结水泵跳闸条件：1)凝结水泵入口门关闭;2)凝结水泵运行30s,出口门关闭;3)凝汽器水位≤180mm;4)凝结水泵轴承温度保护动作;5)凝结水泵电机轴承温度保护动作;6)凝结水泵电机线圈温度保护动作;7)凝结水泵电机振动大保护动作;8)电气保护动作;6. 低压缸喷水气动门控制逻辑：1)低压缸排汽温度≥70℃联开;2)主机转速≥600r/min联开;3)负荷＜90MW联开;4)负荷≥90MW且低压缸排汽温度＜70℃联关;低压加热器系统1.5、6段抽汽电动门联关条件：1)汽机跳闸;2)发电机解列;3)低加水位高1、高2值同时发出;4)水侧旁路门未关闭;5)相应的抽汽逆止门关闭;2.5、6段抽汽逆止门联关条件：1)汽机跳闸;2)发电机解列;3)低加水位高1、高2值同时发出;4)水侧旁路门未关闭;5)OPC保护动作;3.5号低加水位高1、高2值同时发出,保护动作过程：1)关闭5段抽汽逆止门、电动门;2)开启5号低加旁路门;3)5号低加旁路门全开后,出入口门自动关闭;4.6号低加水位高1、高2值同时发出,保护动作过程：1)关闭6段抽汽逆止门、电动门;2)开启6号低加旁路门;3)6号低加旁路门全开后,出入口门自动关闭;5.低加出入口门、旁路门联锁关系：1)低加旁路门关闭,出入口门无关允许;2)低加出入口门关闭,旁路门无关允许;3)低加出口门或入口门不在开位,旁路门联开,同时联关进汽逆止门、电动门;4)低加出入口门全开后,联关其旁路门;5)7号或8号低加水位高1、高2值同时发出,开启7、8号低加旁路门,然后关闭出入口门;除氧器系统1.除氧器水位≥2730mm开关量,报警与模拟量2600 mm同时来,联关除氧器再沸腾电动门、四抽到除氧器电动门、辅助至除氧器电动门;2.除氧器水位高≥2600mm模拟量三取中,联锁开除氧器危机放水电动门,除氧器水位＜2500mm模拟量三取中,联关除氧器危机放水电动门;3.除氧器水位≥2500mm模拟量三取中,联锁打开除氧器溢流电动门,除氧器水位达2200～2400mm联关除氧器溢流电动门;4.除氧器水位≤1200 mm模拟量和开关量同时来, A/B汽泵、电泵跳闸;5.四段抽汽至除氧器供汽电动门联关条件：1)汽轮机跳闸;2)除氧器水位高２、高３值同时来;3)发电机解列;6.再沸腾电动门联关条件：1)除氧器水位高2、高3值同时来;7.四段抽汽电动门联关条件：1)四抽逆止门1号或2号关闭;2)汽机跳闸;3)发电机解列;8.四段抽汽逆止门联关条件：1)汽机跳闸;2)发电机解列;3)OPC保护动作;电泵系统1.电泵启动条件：1)前置泵入口门开启;2)再循环门开度≥85％;3)抽头门关闭;4)电泵出口门关闭;5)除氧器水位正常≥2170mm;6)电泵无反转信号;7)电泵无跳闸条件;8)润滑油压正常＞;9)勺管开度≤5％;10)壳体温差≤28℃;2.电泵跳闸条件：1)电泵温度保护动作;2)除氧器水位≤1200mm;3)前置泵入口门关闭;4)电泵运行220s、再循环门开度＜85％且前置泵出口流量≤160t/h,延时30s;5)润滑油压低1值、低2值同时发出;6)给水泵轴承振动大;7)电机轴承振动大;8)电气保护动作;3.电动门联锁关系：1)电泵出口门不在开位,联开再循环门;2)电泵停止或跳闸,联开再循环门;3)前置泵出口流量≤160t/h,联开再循环门;4)电泵启动联开出口门;5)电泵停止或反转联关出口门;6)电泵反转联关抽头门,联开再循环门;4.辅助油泵控制逻辑：1)润滑油压≤且电泵运行,联启辅助油泵;2)电泵停止或反转,联启辅助油泵;3)电泵运行且润滑油压≥,联停辅助油泵;4)润滑油压≥或电泵停止300s后,允许停辅助油泵;汽泵及小机系统1.前置泵启动允许条件：1)前置泵入口电动门开启;2)汽泵出口电动门、抽头电动门关闭;3)汽泵再循环门开度≥85%;4)除氧器水位正常;5)小机润滑油压力≥;6)前置泵温度允许;7)无前置泵跳闸条件;2.前置泵跳闸条件：1)前置泵入口电动门关闭;2)前置泵温度保护动作;3)前置泵电机电气保护动作;3.汽泵启动允许条件：1)前置泵已运行;2)汽泵出口门关闭;3)汽泵再循环门开度≥85%;4)汽泵上、下壳体温差＜28℃；5)无汽泵跳闸条件;4.小机跳闸条件：1)前置泵停止或跳闸;2)前置泵入口门关闭;3)除氧器水位≤1200mm;4)汽泵入口流量＜250t/h,延时40s且再循环门开度≤85％;5)润滑油母管压力达跳闸值开关量,三取二;6)给水泵润滑油压力达跳闸值;7)给水泵温度保护动作;8)小机真空低达跳闸值;9)小机轴向位移达跳闸值;10)小机轴振达跳闸值;11)给水泵瓦振达跳闸值;12)小机超速保护动作;13)锅炉MFT动作;14)MEH故障跳闸;15)小机排汽温度高;5.给水泵及小机各阀门联锁关系：1)汽泵跳闸或反转,联关汽泵出口门;2)汽泵跳闸联关汽泵抽头门;3)汽泵跳闸联开汽泵再循环门;4)汽泵出口流量＜250t/h,联开再循环门;5)小机跳闸联关小机进汽门;6)小机跳闸联开小机疏水门;7)主机真空＜70Kpa,禁开小机疏水门;6.小机油泵联锁关系：1)交流油泵停止或跳闸,联启备用交流油泵,否则延时2s联启备用直流油泵;2)交流油泵停止或跳闸,若备用交流油泵未投联锁,联启备用直流油泵;3)润滑油压力≤,联启备用交流油泵;4)润滑油压力≤,联启备用直流油泵;5)小机油泵停止运行允许条件：小机跳闸5分钟后或有其他油泵在运行;7.小机盘车投入运行条件：1)润滑油压力＞;2)小机转速为0;3)小机已跳闸;4)小机主汽门、调门关闭信号来;8.小机盘车跳闸条件：1)小机主汽门、调门未关;2)润滑油压力＜;高加系统1.高加水位高2值信号发出,本台高加事故疏水气动门自动开启;2.任一台高加的水位高2、高3值信号开关量同时发出,高加保护动作,1、2、3段抽汽逆止门、电动门、高加出入口电动门同时关闭;3.汽轮机跳闸,联关1、2、3段抽汽逆止门、电动门,然后关闭高加出入口电动门;4.发电机跳闸,联关1、2、3段抽汽逆止门、电动门,然后关闭高加出入口电动门;5.高加出入口电动门在开位,允许开1、2、3段抽汽逆止门、电动门;6.高加入口或出口电动门关闭,联关1、2、3段抽汽逆止门、电动门;7.高加出口电动门关闭,联关高加入口电动门;主机润滑油系统1.交流润滑油泵自动启动条件：1)汽轮机跳闸;2)汽机转速＜2850 r/min;3)润滑油压力≤ Mpa 前箱处压力开关;4)润滑油压力≤ Mpa 四瓦处压力开关;5)润滑油压力≤ Mpa 模拟量;2.直流润滑油泵自动启动条件：1)交流润滑油泵停止或跳闸;2)汽轮机跳闸且交流润滑油泵未运行;3)汽机转速＜2850 r/min且交流油泵未运行;4)润滑油压力≤ Mpa 前箱处压力开关;5)润滑油压力≤ Mpa 四瓦处压力开关;6)润滑油压力≤模拟量;3.高压备用密封油泵自动启动条件：1)汽轮机跳闸;2)汽机转速＜2850 r/min;3)润滑油压力≤ Mpa 前箱处压力开关;4)润滑油压力≤ Mpa 四瓦处压力开关;5)发电机氢、油压差开关量＜ Mpa;6)备用密封油母管压力＜;4.主油箱排烟风机控制逻辑：1)排烟风机停止或跳闸,备用排烟风机联锁启动;2)主油箱内部压力＞－500Pa,备用排烟风机联锁启动;3)交、直流润滑油泵任一油泵运行,备用排烟风机联锁启动;5.主油箱电加热器控制逻辑：1)主油箱油温≤27℃,电加热器自动启动;2)主油箱油温≥38℃,电加热器自动停止;3)主油箱油位≤-200 mm,电加热器自动停止;密封油系统1.空侧直流密封油泵联启条件：1)空侧交流密封油泵停止或跳闸;2)空侧交流密封油泵运行,交流油泵出入口压差＜ Mpa;3)空侧交流密封油泵运行,氢、油压差＜ Mpa;4)空侧交流密封油泵运行,空侧密封油供油压力＜ Mpa;2.氢侧直流密封油泵联启条件：1)氢侧直流密封油泵停止或跳闸;2)氢侧交流密封油泵运行,交流油泵出入口压差＜ Mpa;3)氢侧交流密封油泵运行,氢侧密封油供油压力＜;1.顶轴油泵启动允许条件：1)顶轴油泵入口油压＞ Mpa;2.顶轴油泵自启动条件：1)主机惰走时转速＜995 r/min,联启备用顶轴油泵;2)主机惰走时转速＜995 r/min且备用顶轴油泵自启动失败,联启另一台顶轴油泵;3)主机转速＜995 r/min时,顶轴油泵停止或跳闸联启备用顶轴油泵;4)主机转速＜995 r/min时,顶轴油母管压力＜10 MPa联启备用顶轴油泵;3.顶轴油泵自动跳闸条件：1)顶轴油泵入口油压＜ Mpa;2)主机转速＞1000 r/min;4.主机盘车启动条件：1)主机润滑油压力＞ Mpa;2)发电机氢、油压差＞;3)顶轴油母管压力＞10Mpa;4)3号轴承顶轴油压力＞;5)4号轴承顶轴油压力＞;6)5号轴承顶轴油压力＞;7)6号轴承顶轴油压力＞;8)主机零转速信号发出;5.主机盘车跳闸条件：1)主机润滑油压力＜ Mpa;2)顶轴油母管压力＜10Mpa;3)3号轴承顶轴油压力＜;4)4号轴承顶轴油压力＜;5)5号轴承顶轴油压力＜;6)6号轴承顶轴油压力＜;7)主机零转速信号消失;8)盘车装置啮合信号消失;9)盘车装置电机故障;EH油系统1.EH油泵启动允许条件：1)EH油箱油温＞20℃;2)EH油箱油位＞450mm;2.备用EH油泵自启动条件：1)运行泵跳闸;2)EH油母管压力＜;3.EH油泵跳闸条件：1)EH油箱油位＜230mm延时5秒;2)EH油泵电机故障;4.EH油循环泵自启动条件：1)EH油箱电加热器投入;2)EH油箱油温＞55℃;5.EH油循环泵跳闸条件：1)EH油箱油位＜230mm;2)EH油箱油温＜20℃;6.EH油箱温度控制联锁关系：1)EH油箱温度＜20℃,联投电加热器;2)EH油箱油位＜370mm,联停电加热器;3)EH油箱温度＞55℃,联停电加热器;4)EH油泵、EH油再循环泵、再生泵任一运行且EH油箱油位＞370mm,允许电加热器投入;5)EH油箱温度＜40℃,冷却水电磁阀联关;6)EH油箱温度＞55℃,冷却水电磁阀联开;真空系统1.轴封蒸汽管道疏水气动门联锁：1)高压轴封供汽管道疏水罐水位高联开疏水气动门,水位高信号消失延时10秒联关疏水气动门;2)1号轴承轴封回汽管疏水罐水位高联开疏水气动门,水位高信号消失延时10秒联关疏水气动门;3)2～4号轴承轴封回汽管疏水罐水位高联开疏水气动门,水位高信号消失延时10秒联关疏水气动门;2.真空泵启动允许条件：1)真空泵入口气动门关闭;2)真空泵汽水分离器水位正常;3)凝汽器水位正常;4)真空泵无跳闸条件;3.备用真空泵自启动条件：1)真空泵停止或跳闸,联启备用真空泵;2)运行中的真空泵入口管真空＜85KPa,联启备用真空泵;3)任一台真空泵运行,凝汽器真空＜80KPa,联启备用真空泵;4.真空泵跳闸条件：1)运行中真空泵入口气动门关闭延时120秒,联跳真空泵;5.真空泵入口气动门控制逻辑：1)真空泵启动后,入口气动门后真空＞90KPa,联开入口气动门;2)真空泵停止或跳闸,联关入口气动门;6.真空泵补水电磁阀控制逻辑：1)真空泵汽水分离器水位＜50mm,联开真空泵补水电磁阀;2)真空泵汽水分离器水位＞250mm,联关真空泵补水电磁阀;7.真空破坏门开允许条件：1)汽机已跳闸;2)发电机未并网;内冷水系统1.内冷水泵启动允许条件：1)内冷水箱水位＞450mm;2.备用内冷水泵自启动条件：1)内冷水泵停止或跳闸,备用内冷水泵联锁启动;2)运行的内冷水泵出入口压差＜,备用内冷水泵联锁启动;3)内冷水流量＜ m3/h开关量,备用内冷水泵联锁启动;4)内冷水流量＜ m3/h模拟量,备用内冷水泵联锁启动;5)内冷水流量＜ m3/h开关量3取2,备用内冷水泵联锁启动;3.内冷水补水电磁阀逻辑：1)内冷水箱水位＜450mm,补水电磁阀自动开启;2)内冷水箱水位＞650mm,补水电磁阀自动关闭;4.内冷水保护：1)内冷水流量＜ m3/h开关量3取2,延时30s内冷水保护动作,发电机跳闸;旁路系统控制逻辑：1.旁路阀自动关闭的条件：1)旁路减压阀后压力＞;2)旁路减压阀后温度＞180℃;3)主机真空＜70Kpa;4)旁路减温水压力＜;2.旁路联锁关系：1)A或B侧旁路减压阀开度＞2％,旁路电动门无开关允许;2)旁路减压阀开度＞5％联开喷水隔离阀、二级减温水阀;3)A、B两侧旁路减压阀开度均＜5％,允许喷水隔离阀关闭;4)旁路减压阀后温度＞180℃,联开喷水隔离阀;5)旁路减压阀后温度＞160℃,联开二级减温水阀;。
华能营口电厂二期2×600MW机组汽机专业DCS控制逻辑东北电力科学研究院Northeast Electric Power Research Institute2007年3月6日目录一辅助蒸汽系统电动门逻辑二汽动给水泵联锁保护逻辑三电动给水泵联锁保护逻辑四高加水位保护联锁逻辑五低加水位保护联锁逻辑六除氧器联锁保护逻辑七循环水泵联锁保护逻辑八闭式循环水系统联锁逻辑九凝结水系统联锁保护逻辑（包括凝结水输送泵）十发电机定子水系统联锁保护逻辑十一真空泵联锁保护逻辑十二润滑油系统、顶轴盘车联锁保护逻辑十三主机保护系统静态试验表十四发电机密封油系统联锁保护逻辑十五 EH油系统联锁保护逻辑十六旁路系统联锁保护逻辑十七轴封系统联锁保护逻辑十八抽汽系统联锁保护逻辑一辅助蒸汽系统电动门逻辑1 四段抽汽至辅汽减温器出、入口电动门3LBS10AA151YB01、3LBS10AA153YB01自动关：汽机跳闸（脉冲）。
2 冷段至辅汽用汽电动门3LBG15AA130自动开：汽机挂闸，冷段至辅汽压力＞1.0Mpa。
自动关：汽机跳闸（脉冲），或冷段至辅汽压力＜0.8Mpa。
3 辅汽至除氧器调节门前、后电动门3LBG20AA101YB01自动关：汽机跳闸或压力低；4 一期来汽电动门3LBG80AA102YB01无。
5 辅汽疏水扩容器疏水至凝汽器气动阀3LBG18AA061（辅汽疏水扩容器疏水至锅炉排污扩容器气动阀3LBG18AA060，与此逻辑同）自动开：辅汽疏水扩容器水位（0－1800mm）＞650mm；自动开信号复位：辅汽疏水扩容器水位（0－1800mm）＜150mm。
6 辅汽至除氧器压力调节阀3LBG90AA001自动关：除氧器压力>0.8Mpa（长信号）；关闭信号复位：除氧器压力<0.5Mpa。
7冷再热蒸汽至辅汽减温器出、入口电动门自动关：汽机跳闸、压力低8手动操作电动门辅汽至磨煤机消防用汽总电动门3LBG40AA130辅汽至空预器吹灰用汽电动门3LBG30AA130辅汽至炉前油加热雾化用汽电动门3LBG80AA130辅汽至空调用汽电动门3LBG70AA130辅汽至汽机轴封蒸汽电动门3LBG60AA130辅汽至A小汽机启动调试用汽电动门3LBG50AA130辅汽至B小汽机启动调试用汽电动门3LBG50AA131二汽动给水泵联锁保护逻辑1 A汽动给水泵的前置泵1.1 启动允许条件1)入口电动门全开；2)给水泵再循环调门全开；3)给水泵出口门关闭，4)前置泵入口差压<20Kpa；5)除氧器水位正常；6)无前置泵跳闸条件；7)无电气故障；8)无保护装置故障；9)控制回路无故障。
作者： 颜俊
作者机构： 中蓝连海设计研究院
出版物刊名： 科技传播
页码： 160-160页
年卷期： 2011年 第24期
主题词： 小型 热电站 汽轮机 保护系统
摘要：伴随着现代科学技术的完善与经济社会的不断进步,人民日益增长的物质与精神文化需求对新时期热电站的整体运行性能提出了更为严格要求。
如何在确保热电站自动化水平的基础上,利用各种先进技术与手段,对其安全性能进行逐步的健全与完善已成为当前业内人士最亟待解决的问题之一。
本文依据这一实际情况,以小规模热电站汽轮机为着眼点,对其保护系统在基本作用、现存缺陷以及相应的改造技术这三方面内容进行了较为详细的分析与阐述,并据此论证了不断对保护系统性能进行研究与完善在维护小型热电站汽轮机正常、稳定运行过程中所起到的至关重要的作用与意义。
火力发电厂汽轮机的优化运行对策浅议孟新峰摘要：作为一个非常重要的能源转换基地，火力发电厂对于人们的生活是非常重要的，人们的生活几乎已经离不开电力，那么如何能够始终保证火力发电厂始终正常的运行，变成了相关工作人员一直在研究的问题。
对火力发电厂有一定了解的人都知道，汽轮机是保证火力发电厂正常运行的一个很重要的环节，对于火力发电厂的运行效果有着很重要的作用，因此应该受到相关工作人员的重视，不断加强在汽轮机的优化方面的工作。
本文通过对火力发电厂中的汽轮机的原理进行阐述，希望可以让更多的人了解汽轮机，了解汽轮机对于火力发电厂的重要性，进一步对火力发电厂汽轮机的优化运行对策进行了深入的分析，希望可以对火力发电厂的进一步发展、建设有一定的帮助，推动火力发电厂的发展。
关键词：火力发电厂；汽轮机；原理；优化运行；对策；研究随着我国在各个方面的发展，我国的公众生活有了大幅度的提高，随之而来的就是对电力的需求变得越来越迫切。
面对这种现状，我国的相关部门应该重视电力建设，在推动经济发展的同时，重视我国的电力建设，不断完善我国的电力建设。
在当前，我国的用电结构正在逐渐发生一些变化，电网的负荷在迅速的增加，且昼夜的峰值谷差变得非常明显。
相关的部门应该根据实际情况，对电力建设做出适当的调整，优化汽轮机的运行。
一、汽轮机工作原理分析汽轮机是一种通过蒸汽的热能来完成做功的机械，它的工作原理主要是讲热能转化为机械能的理论，是比较容易：主要有两种作用原理，一种是冲动作用原理，另一种是反动作用原理。
对于冲动作用原理，主要指的是在汽轮机中，从喷嘴中流出的蒸汽在通过相应的动叶气道的时候，其流动的方向会发生一定的变化，从而对叶片产生一定的动力，推动叶轮的转动，做出机械功，这就是冲动作用。
而反动作用原理指的是，蒸汽在由相关的动叶片所构成的气道内膨胀加速的过程中，其汽流必然会对动叶产生一定的加速的反动力，，从而使得叶轮因推动而做出机械功，这就是反冲作用。
电力系统继电保护常见故障分析与检修技术探讨孟艳卿摘要：电力系统有两种不同的类型，一是高压系统，二是低压系统。
前者，多是利用继电保护其他设备或是线路，确保供电系统的顺畅运行，降低事故的出现率。
然而，电力网络的级数、设备均比较复杂，继电保护有多种不同的类别，继电保护故障时常会出现，随即产生断路器误动或是越级动作，严重时还会有各类不同程度的控制回路故障。
我们将重点分析继电保护故障，探讨背后的维修技术。
关键词：电力系统；继电保护；常见故障；检修技术引言对继电保护装置而言，自动化、数字化是最显著的优势。
同时，它在故障排除或是维修中也得到全面的运用，对电力行业的创新发展有一定的推动意义。
由于继电保护故障诊断技术涵盖面偏广，包括物理或是数学，诊断和维修技术也比较多元化。
故而，我们必须对继电保护系统的功能和特征展开系统地探究，确保该系统可以保障电力行业的稳定。
1概述1.1继电保护基本原理继电保护是电力系统的重要保护装置，其主要是有测量、逻辑及执行三部分构成。
其中，测量部分也就是将保护对象的输入信号与设置的数据进行对比，从而保证保护装置相应逻辑功能的实现，再经过执行部分发出相应的警报信号，做自动跳闸处理等，以此保护电力系统安全。
从多个角度进行分析，可以将继电保护装置分为如下几种：按照继电器的制造工艺可以分成机电型、整流型等几种；按照其逻辑判断原理进行划分，可以分成电流型、电压型等几种。
不管是以上哪种类型的装置，都需要满足可靠性、安全性、灵敏性等要求。
一旦电力系统出现故障，能够立刻做出反映，保障电力系统运行安全。
1.2继电保护的要求（1）可靠性：在该动作时立即动作，在不该动作的情况下不动作，及时对故障线路或是设备进行切除。
（2）选择性：利用和故障设备或是线路距离偏短的断路器，对故障予以切除。
如果故障线路或是保护拒动，由周边设备或者某个断路器启动失灵保护，及时地切除故障。
该种做法，可以防止越级跳闸。
（3）灵敏性：在线路或是设备合理的被保护范围，出现接地或者是短路故障，此时保护装置应当达到相应的灵敏系数，确保故障出现时可以安全地接触。
大型汽轮发电机匝间保护技术的研究发布时间：2022-08-15T08:47:07.586Z 来源：《中国电业与能源》2022年第7期作者：周宇森，邓燕妮[导读] 我国国民经济发展十分迅速，反应其发展速度的电力容量也随之不断发展，周宇森，邓燕妮武汉理工大学，武汉0 引言我国国民经济发展十分迅速，反应其发展速度的电力容量也随之不断发展，其发电机组装机容量屡破新高，600MW及以上火电机组也逐渐成为火电行业的主力机组。
通常这类机组具备以下特点：(1)短路比减小，电抗增大，发电机的静稳储备系数减小，容易失去静态稳定。
同时电抗增大，发电机平均异步转矩降低，失磁后异步运行滑差增大，吸收的无功也增大。
(2)发电机定子回路时间常数和比值增大，短路时定子非周期电流的衰减较慢，短路电流偏移在时间周一侧若干工频周期，电流互感器容易饱和，影响机组安全动作。
(3)材料利用率高，机组惯性常数降低，扰动后易发生振荡，过负荷能力明显下降。
由于机组容量的不断增大，发电机轴向与直径比增大，振动也会增大，汇水管处线棒开焊、同相不同分支及不同相之间绝缘破损的可能性增大，环流的产生会继续加重绝缘的损坏，最终电流变大、线圈发热、机组振动剧烈且带负荷能力下降。
虽然目前发电机线圈每匝、匝与匝之间均有绝缘层，同时定子接地保护可以反应线圈接地故障，但从主保护配置的可靠性与灵敏性看，配置一套灵敏有效的匝间保护是及其必要的。
1纵向零序电压保护大型发电机机组可配备的匝间保护有横差保护、纵向零序电压保护与转子二次谐波电流保护等。
由于横差保护需要引出中性点较多，经济成本高、占地面积大，通常在实际生产过程中少有采用。
而转子二次谐波电流保护需要采用负序功率方向元件作为制动条件，运行中可靠性差，整定计算复杂，且需要使用专用的转子回路电抗变压器，其应用受到极大的限制。
采用零序电压保护构成的匝间保护已实际工业生产中的首选保护。
纵向零序电压保护原理如图1所示，发电机中性点经二次侧接有电阻的接地变压器接地，实质是经大电阻接地，同时机端装设三相对地的平波电容和氧化锌避雷器以排除冲击过电压造成的匝间绝缘损坏。
燃气轮发电机同期回路加装闭锁继电器的研究与应用
张庚午;潘亚英
【期刊名称】《山东电力高等专科学校学报》
【年(卷),期】2024(27)2
【摘要】某些燃气轮发电机同期回路未配置闭锁继电器,存在非同期并网的安全隐患。
为解决此问题,对某电厂燃气轮发电机同期回路进行研究,提出了在其同期回路中加装闭锁继电器的方案,进行闭锁继电器和中间继电器选型。
现场试验证明,该方案能够提高燃气轮发电机同期并列的可靠性,达到了消除非同期并列安全隐患的目的,可为同类型燃气轮发电机同期回路加装闭锁继电器提供借鉴。
【总页数】4页(P34-37)
【作者】张庚午;潘亚英
【作者单位】河北华电石家庄热电有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TM62
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1.发电机并列冲击电流分析及同期闭锁继电器整定
2.浅析发电机电磁型同期闭锁继电器闭锁合闸角的整定计算
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5.负序电流继电器用于发电机纵差保护电流回路断线闭锁
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汽机、发电机联锁试验实验一实验项目：发电机跳闸，联跳汽轮机试验实验步骤：1、启动#1机#1EH油泵，运行正常；2、启动#1机高压油泵、排烟风机，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机低真空跳闸保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、短接跳闸出口12D-7 101 12D-12 133；实验现象：1、励磁机未跳。
2、主汽门未关闭。
3、低调门全关。
实验二实验项目：发电机跳闸，联跳汽轮机试验实验步骤：1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常；2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、短接#1F保护屏935、936至汽机后备；实验现象：1、关闭自动主汽门1（ETS动作1）；2、关闭自动主汽门2（ETS动作2）；3、关闭自动主汽门3（ETS动作3）；4、发变组故障停机；5、启动油压已打开主汽门；6、ETS动作。
上述现象均同时发生。
实验三实验项目：汽轮机跳闸，联跳发电机试验实验步骤：1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常；2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、投入汽机低真空跳闸保护；实验现象：1、关闭自动主汽门1（ETS动作1）；2、关闭自动主汽门2（ETS动作2）；3、关闭自动主汽门3（ETS动作3）；4、ETS动作，报警灯亮，首出灯亮；5、低真空报警灯亮；实验四实验项目：汽轮机跳闸，联跳发电机试验实验步骤：1、确认#1机#1EH油泵启动，运行正常；2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动，运行正常；3、汽机挂闸，已挂闸指示灯亮，汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致；4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入，其他保护解除；5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置；6、按操作盘上#1发电机解列按钮，没有什么现象；7、按#1机停机按钮。
大型发电机内部短路主保护性能分析及配置方案的选择戈宝军;文茹馨;杨崑;吕艳玲
【期刊名称】《大电机技术》
【年(卷),期】2014(000)001
【摘要】大型发电机内部短路主保护方案的配置是大型发电机安全可靠运行的前提基础,是电力设计者的重要任务.本文对大型发电机内部短路四种主保护的原理进行了详细的叙述,通过灵敏度计算分析软件对四种主保护的灵敏度进行分析,并根据对匝间短路和相间短路的分析结果总结了灵敏度的变化规律,并将定子绕组分为两个中性点和三个中性点两种情况讨论分支组合方式,归纳了主保护方案的配置方法及最终方案的确定方法,为大型发电机配置高性能的主保护方案提供了理论基础.【总页数】6页(P10-14,17)
【作者】戈宝军;文茹馨;杨崑;吕艳玲
【作者单位】哈尔滨理工大学,哈尔滨150080;哈尔滨理工大学,哈尔滨150080;哈尔滨电机厂有限责任公司,哈尔滨150040;哈尔滨理工大学,哈尔滨150080
【正文语种】中文
【中图分类】TM31
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4.大型发电机,变压器内部短路主保护比较 [J], 陈晶
5.三峡水电站发电机变压器组内部短路主保护方案的理论分析和试验研究 [J], 王维俭;刘俊宏
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