增压风机联锁保护试验单

淮南平圩电力有限责任公司2×600MW烟气脱硫工程FGD装置保护联锁试验方案中电投远达环保工程有限公司工程部二00六年十月十三日调试作业文件审批表批准：会签：审核：编写：FGD装置保护联锁试验方案1、概述淮南平圩第二发电有限责任公司2×600MW机组烟气脱硫工程，石灰石－石膏湿法、一炉一塔脱硫装置，脱硫率不小于95％。

本期脱硫装置主要有以下系统构成：工艺系统、仪表与控制系统、电气系统、土建部分、其他部分。

2、调试试验的目的及内容FGD装置保护联锁试验调试的目的是为了检查FGD装置各重要设备间的保护联锁关系是否正确，保护联锁动作结果是否正常可靠，同时检查FGD装置保护联锁信号以及锅炉侧与FGD信号交换是否正确。

通过调试试验确认FGD装置联锁保护达到设计要求，以达到满足锅炉主机设备及FGD装置安全可靠运行的目的。

调试试验内容主要包括锅炉侧与FGD信号交换正确性试验、FGD主设备跳闸联锁保护试验、FGD故障联锁保护试验、烟气温度超温联锁保护试验，烟气压力超压联锁保护试验，FGD紧急停车保护试验，旁路挡板联锁保护试验等。

3、调试试验应具备的条件3.1各分系统调试完毕，程序功能组具备投入条件。

3.2锅炉侧与FGD信号交换接线安装、校验完毕。

3.3烟气系统各阀门，出、入口挡板，旁路挡板，排气挡板安装调试完毕，烟控程序功能组调试完毕，具备投入条件。

3.4增压风机油站、开关试验完成，CRT状态显示正常。

3.5循环泵操作试验完成，循环泵功能组程序调试完成，具备投入条件。

3.6 石灰石浆液泵、浆掖排浆泵操作试验完成、泵组程序功能调试完成，具备投入条件。

3.7仪用空压机系统调试试验完成，具备投入条件。

3.8工艺水泵、除雾器冲洗水泵调试完成，具备投入条件。

3.9氧化风机系统调试完成，开关试验正常。

3.10GGH系统调试完毕，各马达开关操作试验正常，具备投入条件。

3.10锅炉侧引风机、送风机静态操作试验正常，锅炉灭火保护静态试验合格，具备投入条件。

表四设备（装置）联锁实验确认单车间：空分车间装置：空冷系统-真空泵 _____年___月___日车间：空分车间装置：空冷系统-疏水泵 _____年___月___日车间：空分车间装置：空冷系统-凝结水泵 _____年___月___日表四设备（装置）联锁实验确认单车间：空分车间装置：空冷系统-空冷岛风机4台 _____年___月___日车间：空分车间装置：空压机组-ITCC开车条件 _____年___月___日车间：空分车间装置：空压机组-ITCC调试控制MODE（ITCC工程师试验） _____年___月___日车间：空分车间装置：空压机组-ITCC防喘振控制 _____年___月___日车间：空分车间装置：空压机组-ITCC停车联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：空压机组-ITCC油泵联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：空压机组-ITCC加热器联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：预冷系统-停车联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：纯化系统-压差联锁 _____年___月___日表四设备（装置）联锁实验确认单车间：空分车间装置：纯化系统-温度联锁 _____年___月___日表四设备（装置）联锁实验确认单车间：空分车间装置：增压透平膨胀机系统-油泵联锁 _____年___月___日表四设备（装置）联锁实验确认单车间：空分车间装置：增压透平膨胀机系统-允许启动联锁 _____年___月___日表四设备（装置）联锁实验确认单车间：空分车间装置：增压透平膨胀机系统-停机联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：增压透平膨胀机系统-电加热器联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：氧压机系统-油泵联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：氧压机系统-加热器联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：氧压机系统-允许启动联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：氧压机系统-停机联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：液氩泵联锁 _____年___月___日车间：空分车间装置：消防水系统-启、停联锁 _____年___月___日。

增压风机油站联锁说明及油泵试验操作图一：油站的联锁开关【左1键位】：是#1油泵为主泵，#2油泵备用，当#1油泵跳闸或油泵出口母管油压低于1.2Mpa 时，#2油泵联启。

（图二）油泵压力调节和及其表计【0键位】：是强启#1油泵，不论在远方或就地位置，只有有油泵运行，当把联锁开关旋转至此位置时，#1油泵启动运行，#2油泵自停。

【右1键位】：是强启#2油泵，不论在远方或就地位置，只有有油泵运行，当把联锁开关旋转至此位置时，#2油泵启动运行，#1油泵自停。

【2键位】：是#2油泵为主泵，#1油泵备用，当#2油泵跳闸或油泵出口母管油压低于1.2Mpa 时，#1油泵联启。

图三：就地油站油泵的出口压力由溢流阀(8)来调定，当压力高于调定压力时，油液通过该阀溢流回油箱。

压力调节阀(19、21)用于调节限定压力油的工作压力，其中一只工作一只备用，可通过切换三通换向阀来实现。

压力调节阀(58、73)用于调节限定风机和电机的润滑油压力，其中一只工作一只备用，当旋转一个无效时，将其恢复原位，调节另一个，保证润滑油供油总管压力在0.4Mpa左右，【注意：调节风机润滑油流量高了，电机的润滑油流量就降低了，一定要均衡调整。

】另外电机轴承两端各有一个压力调节手轮，调节电机润滑油压力，（尽量不要自己调节此手轮，以防轴承两端压力、流量不均，即使调节，也要注意轴承油位不高于2/3，不低于1/3位置。

）压力表(10、12)分别显示油泵出口和压力油供油压力，压力表(68)用于显示润滑油供油总管压力，压力表(38)用于显示供风机润滑油压力。

各个编号如图三所示。

过滤器为双筒结构，一只工作一只备用，过滤器前后接有差压变送器，当工作滤芯需清洗或更换时，只需扳动过滤器上的换向手柄，即可使备用滤芯工作，保证油站能连续工作。

1、油泵工作方式在左“1”位置时的低油压试验及联锁试验：低油压试验：逆时针旋转#8按钮，使表12的压力低于1.2Mpa，检查#2油泵联启，然后顺时针旋转#8按钮，使表12的压力高于2.5Mpa，检查#1油泵自停，最后把联锁开关旋转至2键位置。

目录1．增压风机技术指标2．编写依据3．调试范围4．组织及分工5．调试前应具备的条件6．调试程序7．调试质量的检验标准8．风险评估9．预防措施10．安全注意事项XX发电厂1号FGD增压风机冷态调试方案XX电厂烟气脱硫装置的增压风机是全厂功率最大的风机，它是脱硫装置与机组烟气系统连接的重要部件，由于机组近期不能停机，致使增压风机无法进行冷态调试。

脱硫工期又十分紧张，为了加快工程进度，采用在增压风机入口膨胀节作为风机临时入口,启动增压风机进行冷态调试。

为在启动期间保证机组和设备的安全，制定本方案指导1号增压风机的冷态调试。

1．增压风机技术指标增压风机用来增加引风机的出口烟气压力, 以克服FGD系统的压力损失的设备。

风机为轴流动叶可调式风机。

增压风机系统技术规范2．编写依据2.1 增压风机、密封风机、液压油系统、润滑油系统、电机说明书2.2 增压风机系统联锁保护试验卡2.3 DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)2.4 国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》2.5 吸收塔系统资料3．调试范围3.1增压风机及辅助设备，包括润滑油站、液压油站、密封风机及加热器、闭式冷却水等3.2烟气系统和吸收塔系统烟道4．组织及分工4.1北京博奇电力科技有限公司负责冷态启动的总指挥，协调各方的工作安排，确定启动条件。

4.2广东省电力试验研究所负责编写调试方案，检查增压风机启动试运应具备的条件，负责组织实施启动调试方案和启动试运的现场指挥工作。

4.3广东火电工程公司负责风机的启动操作和运行期间的设备参数测试、监控。

4.4荏原负责对调试进行技术指导，解决在调试中的技术问题，并指导对设备参数的调整。

4.5生产单位参与设备的参数测试、检查工作。

5．调试前应具备的条件5.1烟道安装完毕，烟道内的杂物已清理干净，防腐完成。

5.2 GGH安装完毕，防腐完成。

5.3楼梯、平台、栏杆完好，道路畅通。

青海100万吨钾肥项目供热中心锅炉联锁保护逻辑说明一、J阀风机子组1、.顺序启动步序⑴、开J阀风机2、顺序停止步序⑴、停止J阀风机3、J阀风机逻辑---启动条件（与）出口门全关本体温度正常---跳闸条件（或）本体温度高高二、一次风机子组1、顺序启动步序⑴、关入口挡板<5%⑵、启动一次风机⑶、开出口风门2、顺序停止步序⑴、关入口动叶<5%⑵、停止一次风机⑶、延时1800s解除油站联锁⑷、停止油站3、一次风机逻辑---启动条件（与）本体温度正常无保护动作信号入口挡板<5%至少1台二次风机运行---跳闸条件（或）本体温度高高振动保护定值引风机全停三、二次风机子组1、顺序启动步序⑴、关入口挡板<5%⑵、启动送风机2、顺序停止步序⑴、关入口挡板<5%⑵、停止送风机3、二次风机逻辑---启动条件（与）本体温度正常无保护动作信号入口挡板<5%至少1台引风机运行---跳闸条件（或）本体温度高高振动保护定值引风机全停四、引风机顺控子组1、顺序启动步序⑴、关出口电动挡板⑵、关入口挡板<5%⑶、启动引风机⑷、开出口电动挡板2、顺序停止步序⑴、关入口动叶<5%⑵、关出口电动挡板⑶、停止引风机3、引风机逻辑---启动条件（与）(1)、本体温度正常(2)、无保护动作信号(3)、入口挡板开度<5%(4)、出口电动挡板已关---跳闸条件（或）本体温度高高振动保护定值炉膛负压低低引风机运行10s后入入口挡板开度<5% 4、引风机出口烟门逻辑引风机运行，联开出口门，禁止关闭有“自然通风要求”(300秒脉冲)，打开五、给煤机启停条件给煤机启动允许条件如下：给煤机指令在最小值给煤机出口门开给煤机远方控制煤层点火允许无MFT跳闸信号给煤机无跳闸条件给煤机无故障信号给煤机跳闸条件如下：MFT动作给煤机运行时出口门关闭超过5秒给煤机运行20秒后皮带仍断煤超过5秒(交由运行人员确认是否跳闸)给煤机运行20秒后给煤机堵煤超过2秒给煤机运行20秒后给煤机机内超温超过5秒给煤机启动前必须保证无给煤机跳闸信号，且所有的允许条件满足。

锅炉辅机联锁保护试验
表1 二次风机联锁保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
表2 引风机联锁保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
表3 一次风机联锁保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
表4 返料风机联锁保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
表5 ＃1给煤机联锁保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
表6 ＃2给煤机联锁保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
表7 ＃3给煤机联锁保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
表8 锅炉侧电动阀门联锁试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
锅炉MFT（主燃料跳闸）保护试验
表1 MFT保护试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：
锅炉炉膛吹扫试验
表2 炉膛吹扫试验项目
试验人员：试验时间：
生产单位：监理单位：调试单位：安装单位：。

河南神火发电有限公
司1×600MW超临界机组
试验单
锅炉联锁保护试验单
MFT试验验证单
OFT试验验证单
炉膛吹扫保护试验验证单
燃油系统联锁保护试验验证单
油燃烧器联锁保护试验验证单
微油点火系统联锁保护试验验证单
火检冷却风机联锁保护试验验证单
密封风机联锁保护试验验证单
制粉系统联锁保护试验验证单
空预器联锁保护试验验证单
引风机联锁保护试验验证单
送风机联锁保护试验验证单
一次风机联锁保护试验验证单
锅炉汽水系统联锁保护试验验证单
除渣系统联锁保护试验验证单。

汽机联锁保护确认表（循环水系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（工业水系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（凝结水系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（凝结水系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（辅汽、除氧器系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（电动给水泵系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（电动给水泵系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（电动给水泵系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（电动给水泵系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（真空系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（高、低压加热器系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（轴封系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（润滑油系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（润滑油系统）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机汽机联锁保护确认表（主机保护）顺序号：编号：Q/NWPCCRQ001-2010 机组名称：神木县洁能综合利用发电厂2×50MW工程一号机组专业名称：汽机。

印尼泗水BKR项目3×75t/h抛煤炉+2×15MW机组工程Indonesia BKR Project3×75t/h Coal-Spread Boiler+2×15MW Sets Project1#锅炉联锁试验报告编制：张友宝Compiled:审核：于凤忠Audited:批准：Ratified:陕西英华印尼BKR项目部Sanxi Yinghua Indonesia BKR Site Project Department2009年12月22日目录1、设备概况2、试验的依据3、锅炉联锁、保护逻辑程序4、试验步骤5、试验记录6、试验结论和建议印尼泗水BKR项目3×75t/h抛煤炉+2×15MW机组工程1#锅炉联锁试验报告1.锅炉概况印尼BKR项目为3×75t/h抛煤炉+2×15MW机组项目，本工程为三台无锡华光锅炉股份有限公工业司生产的型号XG-75/5.3-M中温次高压双炉排倒转抛煤机锅炉。

锅炉配备的主要辅机设备有：引风机1台、一次风机1台、二次风机1台、回燃风机1台、给煤机2台、抛煤机6台、除渣机2台。

2.试验的依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)及相关规程》2.2DL／T5047—95《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》2.31996年版《火电工程调整试运质量检验及评定标堆》2.4《无锡华光工业锅炉股份有限公司XG－75／5.3—M锅炉使用说明书(3K75－SM1)》2.5DCS厂家有关SCS逻辑说明技术资料。

3.锅炉联锁、保护逻辑程序*汽包水位指差压式水位计水位*所有的保护联锁均设有“投切开关”和“复位开关”，在保护联锁动作后，必须进行复位操作才能重新启动设备投入运行4.试验步骤4.1确定转动机械及其电气设备检查完毕后，联系电气人员将各风机、给煤机切换到试验位置。

4.2从DCS上启动引风机、一次风机、二次风机、回燃风机、给煤机。

目录一. 电动给水泵联锁保护二. 高加热器系统联锁保护三. 除氧器及五段抽汽系统联锁保护四. 凝结水系统联锁保护五. 循环水系统联锁保护六.开式冷却水系统七.工业水系统八.发电机定子冷却水系统九.轴封系统十.顶轴盘车系统十一. 润滑油系统十二.真空系统十三.密封油系统十四.汽机放防进水保护十五. EH油系统十六.ETS主机保护十七.旁路系统一. 电动给水泵联锁保护（一）给水泵A、B、C的跳闸保护1、耦合器温度TAZ（1，3，4，5+6，7，8，9,10+11，12）>95度（高二值）且>90度（高一值）2、润滑油冷油器入口温度TAZ>70度（高二值）且>65度（高一值）3、润滑油冷油器出口温度TAZ>60度（高二值）且>55度（高一值）4、工作油冷油器入口温度TAZ>130度（高二值）且>110度（高一值）5、工作油冷油器出口温度TAZ>85度（高二值）且>75度（高一值）6、电机耦合器端径向轴承温度>90度7、电机前置泵端径向轴承温度>90度8、电泵自由端径向轴承温度>90度9、电泵传动端径向轴承温度>90度10、电泵自由端上部推力轴承温度>90度11、电泵自由端下部推力轴承温度>90度12、前置泵自由端径向轴承温度>90度13、前置泵传动端径向轴承温度>90度14、电机线圈温度(三相6点) >130度15、电泵吐出端，吸入端密封循环水温度TAZ>95度（高二值）且>80度（高一值）16、前置泵吐出端，吸入端密封循环水温度TAZ>95度（高二值）且>80度（高一值）17、润滑油压力低低（≤0.08Mpa）18、除氧器水位低且低低19、给水泵流量≤130T/H，并且再循环阀未全开，延时30秒（二）给水泵的启动允许1、勺管位置≤10%2、除氧器水位不低（低一值）3、再循环阀开4、润滑油压力正常（≥0.12Mpa）5、泵不在反转6、前置泵入口门开7、暖泵上下温差≤20度（三）给水泵的启动顺控1、启动辅助油泵2、开入口阀3、关闭出口阀4、勺管关至最小位5、开最小流量阀6、启动电机(四)给水泵投备用顺控1、再循环阀投自动2、启动辅助油泵3、勺置最小位4、开入口阀5、开出口阀（五）给水泵停顺控1、再循环阀投自动2、启动辅助油泵3、勺管手动并且置最小位10%4、关出口阀5、停电机（六）给水泵入口门允许关检查马达停（七）给水泵出口门自动关1、给水泵跳闸2、给水泵停且泵反转（八）给水泵辅助油泵联启1、给水泵运行且润滑油压力低时自动启2、给水泵停且反转时保护启3、给水泵停止时保护启（脉冲）（九）给水泵辅助油泵联停（联锁投入时有效），以下条件相与1、给水泵运行2、给水泵润滑油压力高3、给水泵停顺控指令消失后300秒（十）给水泵跳闸后联锁A给水泵运行，B、C泵投备用1、A泵跳闸，联启B泵2、A泵跳闸，联启B泵失败后，联启C泵A段3、A泵跳闸，联启B泵和C泵A段相继失败后，联启C泵B段B给水泵运行，A、C泵投备用1、B泵跳闸，联启C泵A段2、B泵跳闸，联启C泵A段失败后，联启C泵B段3、B泵跳闸，联启C泵A段和C泵B段相继失败后，联启A泵C给水泵（包括A、B段）运行，A、B泵投备用1、C泵跳闸，联启A泵2、C泵跳闸，联启A泵失败后，联启B泵A、B泵同时运行，C泵投联锁1、A泵跳闸，联启C泵A段2、A泵跳闸，联启C泵A段失败后，联启C泵B段3、B泵跳闸，联启C泵B段4、B泵跳闸，联启C泵B段失败后，联启C泵A段A、C泵（包括A、B段）同时运行，B泵投联锁任意一台运行泵跳闸后，联启B泵B、C泵（包括A、B段）同时运行，A泵投联锁任意一台运行泵跳闸后，联启A泵（十一）给水泵机械密封水门1、电泵启动联开2、电泵停止后，延时180秒联关二. 高加热器系统联锁保护高加水位高解列条件检查1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高高压加热器顺控投入步骤检查1、#6、＃7加热器紧急疏水阀投自动2、关高加泄压阀3、开给水入口阀（实际为检测开信号）4、#6、＃7加热器正常疏水阀投自动5、开六段抽汽电动门前疏水门、六段抽汽逆止门后疏水门6、开六段抽汽#1、#2逆止门7、开六段抽汽电动门（包括暖高加功能）8、延时5分钟，关六段抽汽电动门前疏水门和六段抽汽逆止门后疏水门9、开七段抽汽电动门前疏水门10、开七段抽汽逆止门11、开七段抽汽电动门（包括暖高加功能）12、延时5分钟，关七段抽汽电动门前疏水门＃6加热器水位高高或高高高，保护开＃6加热器紧急疏水阀，水位正常联关＃7加热器水位高高或高高高，保护开＃7加热器紧急疏水阀，水位正常联关高加泄压阀自动开1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高电负荷≤20%，自动开七段抽汽电动门前疏水门电负荷≥22%，自动关七段抽汽电动门前疏水门七段抽汽电动门保护关1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高4、汽机跳闸5、OPC动作七段抽汽逆止门保护关1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高4、汽机跳闸5、OPC动作七段抽汽电动门前疏水门保护开1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高4、汽机跳闸5、OPC动作六段抽汽电动门保护关1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高4、汽机跳闸5、OPC动作六段抽汽#1、#2逆止门保护关1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高4、汽机跳闸5、OPC动作电负荷≤20%，自动开六段抽汽电动门前、逆止门后疏水电负荷≥22%，自动关六段抽汽电动门前、逆止门后疏水六段抽汽电动门前、逆止门后疏水门保护开1、加热器＃6水位高高高且高高2、加热器＃7水位高高高且高高3、＃6高加外置式蒸汽冷却器水位高高4、汽机跳闸5、OPC动作三.除氧器及五段抽汽系统联锁保护辅汽至除氧器电动门联锁开1、发电机甩负荷2、汽机跳闸3、五段抽汽压力≤0.147Mpa五段抽汽电动门正在关且除氧器水位非高二，自动开辅汽到除氧器的电动阀除氧器水位高高高且高高，保护关辅汽到除氧器的电动阀五段抽汽至除氧器电动门（两个门）保护关1、除氧器水位高高高且高高2、汽机跳闸3、OPC动作电负荷≤20%或除氧器解列，自动开五段抽汽电动门前疏水阀电负荷≥22%，自动关五段抽汽电动门前疏水阀五段抽汽至除氧器逆止门保护关1、除氧器水位高高高且高高2、汽机跳闸3、OPC动作电负荷≤20%或除氧器解列，自动开五段抽汽至除氧器逆止门后疏水阀除氧器水位高高高或高高，保护开除氧器溢流阀除氧器水位不高，自动关除氧器溢流阀除氧器由于水位高解列，联关#6高加至除氧器正常疏水，联开#6高加危机疏水，水位非高后联关#6高加危机疏水，联开#6高加至除氧器正常疏水四. 凝结水系统联锁保护（一）凝泵联启A凝泵自动启投联锁，运行泵事故跳闸投联锁，B泵运行中出口母管压力小于1.6MPaB凝泵自动启投联锁，运行泵事故跳闸投联锁，A泵运行中出口母管压力小于1.6MPa（二）凝结水泵保护跳闸条件检查1、凝汽器热井水位低I与低II值2、凝结水泵推力轴承温度≥70℃报警, 80℃跳泵3、凝结水泵电动机轴承温度≥70℃报警, 80℃跳泵4、凝结水泵电机绕组温度≥130℃报警, 140℃跳泵5、A泵在运行中入口门关闭（三）凝结水泵启动允许条件检查1、泵入口门已开2、凝汽器热井水位非低（热井底板上大于616mm）3、出口门已关4、密封水压力不低（大于0.25MPa）（四）凝结水泵入口电动门条件检查门1、凝泵投备用，联锁开本阀门2、凝泵运行时禁关（五）凝结水泵出口电动门条件检查1、凝泵运行，联开本阀门2、凝泵停运，联关本阀门3、凝泵投备用，联开本阀门（六）低压缸减温喷水门自动开1、负荷<20%（脉冲）自动开2、低压缸排汽温度>80度自动开3、低压缸排汽温度<60度且负荷>20%，低压缸减温喷水门自动关（七）凝结水储水箱补水阀条件检查1、可手动开关本阀门2、凝结水储水箱水位低(700mm)报警，联锁本阀全开3、水箱水位高(2350)，联锁关本阀（八）凝汽器热井水位补水调节阀条件检查1、热井水位低，联锁开本阀门2、热井水位高，联锁关本阀门（九）凝结泵最小流量阀1、凝结水流量高（大于300T/H），联关本阀2、凝结水流量低（小于160T/H），联开本阀（十）凝结水输送泵旁路电动门凝结水储水箱水位低联关（十一）凝结水至低压疏水扩容器减温水门1、低压疏水扩容器温度≥70联开2、低压疏水扩容器温度≤55联关3、汽机跳闸联开（十二）凝结水至高压疏水扩容器Ⅰ减温水门1、高压疏水扩容器Ⅰ温度≥70联开2、高压疏水扩容器Ⅰ温度≤55联关3、汽机跳闸联开（十三）凝结水至高压疏水扩容器Ⅱ减温水门1、高压疏水扩容器Ⅱ温度≥70联开2、高压疏水扩容器Ⅱ温度≤55联关3、汽机跳闸联开五. 循环水系统联锁保护（一）循泵联启A泵事故跳闸，B泵投备用，自动启B循环水泵B泵事故跳闸，A泵投备用，自动启A循环水泵（二）循泵启动顺控1、关循泵出口阀2、开循泵出口阀3、出口阀到15度后，或有一台泵运行，启动循泵（三）循环水泵顺控停止步骤1、关出口阀到75度2、停循泵电机（四）循泵跳闸保护1、循泵运行120秒之后出口阀未全开2、循环水泵电机上导轴承温度>80度3、循环水泵电机下导轴承温度>80度4、循环水泵电机推力轴承温度>80度5、循环水泵电机下轴承温度>95度6、循环水泵电机线圈温度>125度7、循环泵运行，且在非顺停过程中出口阀关到75度（五）循环水泵出口阀1、循环水泵电机停，保护关循环水泵出口阀2、循环水泵联启时，自动开循环水泵出口阀（六）循环水泵启动允许1、循环泵吸水井清污机后水位不低2、首台循环水泵运行60秒之后3、循环水泵出口阀在远控位六.开式冷却水系统（一）冷却水升压泵自启动投联锁，运行泵的出口压力低投联锁且运行泵事故跳闸（二）冷却水升压泵出口电动阀冷却水升压泵启动，自动开升压泵出口电动阀冷却水升压泵停止，自动关升压泵出口电动阀（二）冷却水升压泵入口门冷却水升压泵运行禁关运行泵入口门（三）冷却水升压泵投联锁冷却水升压泵投联锁，自动开泵进、出口电动门（四）冷却水升压泵启动允许条件1、入口门开2、出口门关七.工业水系统（一）工业水升压泵自启动1、投联锁，运行泵的出口压力低2、投联锁且运行泵事故跳闸（二）工业水升压泵出口电动阀工业水升压泵启动，自动开升压泵出口电动阀工业水升压泵停止，自动关升压泵出口电动阀（三）工业水升压泵投联锁冷却水升压泵投联锁，自动开备用泵出口电动门（四）工业水升压泵启动允许冷却水升压泵出口电动门关，允许启动八.发电机定子冷却水系统（一）定子冷却水泵启动允许冷却水箱水位非低低，允许启发电机定子冷却水泵（二）定子冷却水泵自启动1、投联锁且定子冷却水压力低2、投联锁且运行泵事故跳闸九.轴封系统（一）轴封风机自启动投联锁且运行泵事故跳闸（二）辅汽至轴封母管气动隔离阀1、负荷大于60%（脉冲）自动关2、负荷小于58%（脉冲）自动开（三）轴加压力高（开关量）报警十.顶轴盘车系统（一）顶轴油泵启动允许油箱油位非低低，允许启动顶轴油泵（二）顶轴油泵自动启1、备用泵投联锁，两台泵运行，任一台运行泵事故跳闸2、投联锁，汽机转速<2900（三）顶轴油泵允许停1、汽机转速>2900转延时2秒2、汽机零转速延时60秒，且联锁切除3、三台泵都在运行，可任停一台泵（四）顶轴油泵联锁停联锁投入，交、直流泵都没有运行，且转速>2900转延时2秒（五）盘车电机允许启动条件：1、任两台顶轴油泵运行延迟15秒2、润滑油压力不小于0.1Mpa3、油氢差压非低低4、盘车马达保护盖有盖5、盘车马达就地开关闭合汽机转速>40且<2900，自动启盘车电机（六）自动停盘车电机1、润滑油压小于0.1Mpa，自动停盘车电机2、三台顶轴油泵均停止3、运行顶轴油泵小于2台，延时30s4、连接器油温高十一. 润滑油系统润滑油压力大于0.1Mpa，联锁投入，若选择主油箱排烟风机A为主，自动启主油箱排烟风机A投联锁， B事故跳闸，且润滑油压力大于0.1Mpa，自启动主油箱排烟风机A润滑油压力大于0.1Mpa，联锁投入，若选择主油箱排烟风机B为主，自动启主油箱排烟风机B投联锁， A事故跳闸，且润滑油压力大于0.1Mpa，自启动主油箱排烟风机B润滑油压力≤0.1Mp，延时60分钟或排烟风机B运行允许停主油箱排烟风机A润滑油压力≤0.1Mp，延时60分钟或排烟风机A允许停主油箱排烟风机B 辅助润滑油泵自启动润滑油功能组投入1、汽机跳闸（脉冲），且润滑油功能组投入2、汽机非零转速且润滑油压小于0.12Mpa辅助润滑油泵允许停条件（润滑油功能组切除有效）1、汽机零转速延时60秒2、转速大于2900并且润滑油压不低于0.12Mpa事故润滑油泵自启动1、不允许停辅助润滑油泵时，辅助润滑油泵事故跳闸（脉冲）2、汽机跳闸（脉冲），且润滑油功能组投入3、汽机不是零转速，且润滑油压小于0.1Mpa事故润滑油泵允许停条件1、允许停辅助润滑油泵时2、辅助润滑油泵运行并且润滑油压不小于0.1Mpa十二.真空系统真空泵A自动启1、投联锁且B泵事故跳闸2、投联锁且真空泵A入口母管真空低真空泵B自动启1、投联锁且A泵事故跳闸2、投联锁且真空泵B入口母管真空低A真空泵停止，自动关A真空泵入口阀B真空泵停止，自动关B真空泵入口阀真空泵A入口压力低，且A泵运行，联开A泵入口阀真空泵B入口压力低，且B泵运行，联开B泵入口阀真空泵A在运行且分离器水位低，自动开汽水分离器补水阀A真空泵水位高，自动关汽水分离器补水阀真空泵B在运行且分离器水位低，自动开汽水分离器补水阀B真空泵水位高，自动关汽水分离器补水阀十三.密封油系统真空油箱油位不低，允许启主密封油泵交流备用密封油泵自启动（联锁投入有效）1、主密封油泵跳闸2、主密封油泵运行10s之后出口压力低交流备用密封油泵停允许联锁切除，油氢差压非低低，且主油泵出口压力不低直流备用密封油泵自启动1、投联锁，主密封油泵、交流备用密封油泵出口压力均低3、投联锁，主密封油泵跳闸延时4秒，且交流备用密封油泵跳闸5、投联锁，氢油压差低低直流备用密封油泵停止允许联锁解除，油氢差压非低且非低低，且交流油泵出口压力不低真空油箱液位不高且主密封油泵出口压力不低，允许启真空油箱真空泵真空油箱液位高，自动停真空油箱真空泵密封油排烟风机自动启（以下条件或）1、主密封油泵运行2、交流备用密封油泵运行3、直流备用密封油泵运行十四.汽机放防进水保护负荷＜20%，自动开以下阀门1、主汽母管疏水阀2、左侧主汽管道疏水阀3、右侧主汽管道疏水阀4、再热汽母管疏水阀5、左侧再热汽管道疏水阀6、右侧再热汽管道疏水阀7、高排逆止门后疏水阀8、高压缸调节级后疏水阀9、高压调门上游疏水阀10、高压调门下游疏水阀11、中联门上游疏水阀12、中联门下游疏水阀负荷≥22%，自动关以下阀门1、主汽母管疏水阀2、左侧主汽管道疏水阀3、右侧主汽管道疏水阀4、再热汽母管疏水阀5、左侧再热汽管道疏水阀6、右侧再热汽管道疏水阀7、高排逆止门后疏水阀8、高压缸调节级后疏水阀9、高压调门上游疏水阀10、高压调门下游疏水阀11、中联门上游疏水阀12、中联门下游疏水阀汽机跳闸或发电机甩负荷保护关高压缸左侧排汽逆止阀汽机跳闸或发电机甩负荷保护关高压缸右侧排汽逆止阀高压缸排汽母管疏水罐液位高高，自动开高压缸排汽母管疏水阀高压缸排汽母管疏水罐液位不高，自动关高压缸排汽母管疏水阀左侧再热汽管道疏水罐液位高高，自动开左侧再热汽管道疏水左侧再热汽管道疏水罐液位不高，自动关左侧再热汽管道疏水右侧再热汽管道疏水罐液位高高，自动开左侧再热汽管道疏水右侧再热汽管道疏水罐液位不高，自动关左侧再热汽管道疏水十五. EH油系统（一）EH油泵联锁保护1、EH油箱油温高于20℃时, EH油泵允许启动2、EH油母管压力低至11.2MPa低报警,并且联动备用EH油泵3、运行EH油泵跳闸,备用油泵自动启动4、EH油箱油位低于200mm,联跳EH油泵（二）EH油箱油位报警1、EH油箱油位高于560mm,油箱油位高报警2、EH油箱油位低于430mm,油箱油位低报警3、EH油箱油位低于300mm,油箱油位低低报警（三）EH油压力报警1、EH油母管压力高至16.2MPa,压力高报警2、EH系统回油压力大于0.21Mpa时报警（四）冷却油泵、冷却水回水电磁阀联锁1、EH油温小于38℃,冷却油泵停止,冷却水回水电磁阀关闭2、EH油温大于55℃,冷却油泵启动,冷却水回水电磁阀打开EH油箱加热器联锁EH油箱油温低于20℃时,油箱加热器通电加热；当油温高于40℃时,停加热器十六.ETS主机保护（一）110％超速保护1、ETS超速保护2、TSI超速保护3、DEH超速保护（二）高压缸保护1、高压缸暖缸期间的保护：汽机转速＜1050rpm，高压缸排汽压力≥1.7MPa,汽机跳闸。

# 机A修后启动前主要联锁保护试验一览表汽机部分试验日期：年月日运行部1、检查热工联锁保护调试工作票结束，查对与该设备系统相关工作票已结束或押回；2、就地检查热工相关压力表、流量变送器一次门全开，环境卫生合格，收回相关一次门“禁止操作”标牌；3、联锁、保护传动要求相关监视仪表恢复且指示正常、音响报警、光字信号恢复、CRT报警及操作恢复。

4、联锁、保护传动具备实传条件的，一定实传；不具备实传条件的，在信号短接传动正常后，核实确认将表计联锁、保护动作定值恢复正常，并在有条件的情况下进行一次实传。

5、所有转机联锁、保护传动，均在电机试验位进行（6KV设备使用仿真开关）。

每次联动条件只应有一个，其它相关联动条件具备时应联系热工先解除，逐一条件进行传动，检查信号发出及报警信号相对应，动作正常，并做好记录。

6、联锁保护传动时，热工与运行人员在就地及远方共同确认动作正常否，并核准表计报警、保护动作值恢复至规程定值。

7、锅炉BT、MFT出口设备联跳动作试验正常后，在做主保护试验时，可不再参与联动，避免开关多次动作。

8、联锁试验时，必须考虑相关设备的动作情况，避免联动后改变设备状况，引发人身及设备事故。

设备名称试验项目试验方法试验结果试验时间试验人缺陷处理结果运行热控电动给水泵联锁1.投入备用时，机组负荷＞50%，任一汽泵跳闸时，联启2.投入备用时，两台汽动给水泵跳闸，联启3.电动给水泵合闸30秒后且电动给水泵入口流量低于114t/h且电动给水泵再循环阀阀位<5%或关到位，延时15S 4.电动给水泵合闸且前置泵入口电动门全关且全开信号消失，延时5S5.电动给水泵合闸且（入口压力-除氧器压力≤0.2MPa）延时15秒跳闸6.电动给水泵液偶工作油冷却器进油温度≥130℃,延时10秒跳闸（速率闭锁）7.电动给水泵液偶轴承温度≥95℃,延时10秒跳闸（速率闭锁）8.电动给水泵前置泵轴承温度≥100℃,延时10秒跳闸（速率闭锁）9.电动给水泵电机轴温≥95℃,延时10秒跳闸（速率闭锁）10.电动给水泵电机绕组温度≥145℃,延时10秒跳闸（速率闭锁，各相2取2）11.电动给水泵径向轴承温度≥100℃,延时10秒跳闸（速率闭锁）12.电动给水泵推力轴承温度≥100℃,延时10秒跳闸（速率闭锁）13.除氧器水位≤600mm ，延时5秒跳闸14.电动给水泵润滑油压力低≤0.08MPa延时5秒跳闸15.电动给水泵机械密封循环液温度≥90℃，延时10秒跳闸(速率闭锁)电动给水泵辅助油泵1.联锁投入，电动给水泵跳闸，联启2.联锁投入，电动给水泵合闸且电动给水泵润滑油压力低（0.08Mpa），联启设备名称试验项目试验方法试验结果试验时间试验人缺陷处理结果运行热控联锁 3.联锁投入，电动给水泵未合闸且电动给水泵反转，联启4.联锁投入，电动给水泵合闸且电动给水泵润滑油压力高二（0.22Mpa），联停A小机油泵联锁1.联锁投入， A小机润滑油压力＜0.10Mpa，备用油泵联启2.联锁投入，运行油泵跳闸，备用油泵联启3.联锁投入，小机油泵已运行10S，其出口压力低（0.58MPa），备用油泵联启B小机油泵联锁1.联锁投入， A小机润滑油压力＜0.10Mpa，备用油泵联启2.联锁投入，运行油泵跳闸，备用油泵联启3.联锁投入，小机主油泵已运行10S，其出口压力低（0.58MPa），备用油泵联启A小机直流油泵1.联锁投入，A小机润滑油低（0.09MPa），联启2.联锁投入，小机A、B主油泵全部跳闸，联启B小机直流油泵1.联锁投入，B小机润滑油低（0.09MPa），联启2.联锁投入，小机A、B主油泵全部跳闸，联启前置稀油泵1.联锁投入，运行前置稀油泵跳闸，备用油泵联启2.联锁投入，汽给前置泵稀油站出口油压低（0.10MPa）,备用油泵联启A小机油箱加热器1.联锁投入，A小机冷油器进口油温≥35℃，跳闸2.联锁投入，A小机润滑油箱油位低，跳闸B小机油箱加热器1.联锁投入，B小机冷油器进口油温≥35℃，跳闸2.联锁投入，B小机润滑油箱油位低，跳闸A小机油箱排油烟机联锁投入， A小机任一主油泵运行或直流油泵运行，联启设备名称试验项目试验方法试验结果试验时间试验人缺陷处理结果运行热控B小机油箱排油烟机联锁投入， B小机任一主油泵运行或直流油泵运行，联启A 汽给前置泵联锁1.除氧器水位低二值≤600 mm延时5秒跳闸2.A汽泵再循环调节阀已关且开度<5%，且A汽泵入口流量小于150T/H，延时15秒跳闸3.A汽给前置泵运行时，A汽给前置泵入口电动门已关，延时5秒跳闸4.A汽给前置泵驱动端径向轴承温度≥100℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)5.A汽给前置泵非驱动端径向轴承温≥100℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)6.A汽给前置泵电机驱动端径向轴承温度≥95℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)7.A汽给前置泵电机非驱动端径向轴承温≥95℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)8.A汽给前置泵电机线圈温度≥130℃，延时10秒跳闸 (速率闭锁)9.前置泵稀油站出口母管压力低低跳闸B 汽给前置泵联锁1.除氧器水位低二值≤600 mm延时5秒跳闸2.B汽泵再循环调节阀已关且开度<5%，且B汽泵入口流量小于150T/H，延时15秒跳闸3.B汽给前置泵运行时，B汽给前置泵入口电动门已关，延时5秒跳闸4.B汽给前置泵驱动端径向轴承温度≥100℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)5.B汽给前置泵非驱动端径向轴承温≥100℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)6.B汽给前置泵电机驱动端径向轴承温度≥95℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)设备名称试验项目试验方法试验结果试验时间试验人缺陷处理结果运行热控7.B汽给前置泵电机非驱动端径向轴承温≥95℃，延时2秒跳闸(速率闭锁)8.B汽给前置泵电机线圈温度≥130℃，延时10秒跳闸(速率闭锁)9.前置泵稀油站出口母管压力非正常且低低，延时2秒跳闸A 汽动给水泵联锁1.除氧器水位低二值≤600 mm（速率闭锁）延时5秒跳闸2.A汽泵再循环调节阀已关，且A小汽机入口流量小于141T/H，延时15秒跳闸3.A汽给前置泵运行时，A汽给前置泵入口电动门已关，延时5秒跳闸4.A汽动给水泵推力轴承温度(主推力瓦)≥100℃跳闸5.A汽动给水泵推力轴承温度(辅推力瓦)≥100℃跳闸6.A汽动给水泵进水端径向轴承温度(顶部) ≥100℃跳闸7.A汽动给水泵出水端径向轴承温度(顶部) ≥100℃跳闸8.A汽给前置泵已停止，跳闸9.A汽动给水泵入口压力值）-除氧器压力≤0.3MPa延时15秒跳闸10.主机负荷>30%且两台汽泵运行时主机跳闸11.A汽动给水泵进水端机械密封循环液温度≥90℃，延时10秒跳闸(速率闭锁)12.A汽动给水泵出水端机械密封循环液温度≥90℃，延时10秒跳闸(速率闭锁)13.润滑油压≤0.08MPa（3取2）跳闸（MEH）14.真空≤61.3Kpa(3取2) 跳闸（MEH）15.转速≥6000rpm（3取2）跳闸（MEH）16.轴向位移大（±1.2mm）(2取2) 跳闸（MEH）设备名称试验项目试验方法试验结果试验时间试验人缺陷处理结果运行热控17.小机1#轴承X轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）18.小机1#轴承Y轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）19.小机2#轴承X轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）20.小机2#轴承Y轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）21.汽泵前轴承轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）22.汽泵后轴承轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）B 汽动给水泵联锁1.除氧器水位低二值≤600 mm延时15秒跳闸2.B汽泵再循环调节阀已关，且B小汽机入口流量小于141T/H，延时15秒跳闸3.B汽给前置泵运行时，B汽给前置泵入口电动门已关，延时15秒跳闸4.B汽动给水泵推力轴承温度(主推力瓦)≥100℃跳闸5.B汽动给水泵推力轴承温度(辅推力瓦)≥100℃跳闸6.B汽动给水泵进水端径向轴承温度(顶部)≥100℃跳闸7.B汽动给水泵出水端径向轴承温度(顶部)≥100℃跳闸8.B汽给前置泵已停止，跳闸9.B汽动给水泵入口压力-除氧器压力≤0.2MPa延时15秒跳闸10.A汽动给水泵进水端机械密封循环液温度≥90℃，延时10秒跳闸(速率闭锁)11.A汽动给水泵出水端机械密封循环液温度≥90℃，延时10秒跳闸(速率闭锁)12.润滑油压≤0.08MPa（3取2）跳闸（MEH）13.真空≤61.3Kpa(3取2) 跳闸（MEH）14.转速≥6000rpm（3取2）跳闸（MEH）设备名称试验项目试验方法试验结果试验时间试验人缺陷处理结果运行热控15.轴向位移大（±1.2mm）(2取2) 跳闸（MEH）16.小机1#轴承X轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）17.小机1#轴承Y轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）18.小机2#轴承X轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）19.小机2#轴承Y轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）20.汽泵前轴承轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）21.汽泵后轴承轴振≥0.125mm延时3秒跳闸（MTSI）A小机静态试验1.就地挂闸与打闸试验正常2.低压主汽门活动试验正常3.远方挂闸与打闸试验正常4.油动机开关试验正常B小机静态试验1.就地挂闸与打闸试验正常2.低压主汽门活动试验正常3.远方挂闸与打闸试验正常4.油动机开关试验正常高加联1.高加水位≥+40mm（#3高加水位≥+40mm），二取二全开高加正常疏水调节阀。