火电厂顺序控制与联锁保护.ppt

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1、火电厂顺序控制与联锁保护第一章 绪论一、大型火电机组的自动化技术 热工自动化包括：监测（Monitor）、控制（Control）、报警（Alarm）、保护（Protection）。简称（CAMP）。1 热工自动化技术的发展过程 a.50年代，就地指示仪表。b.80年代，集中的模拟显示仪表（DDZII,DDZIII）c.微机化的组件式仪表。（SPEC-200)d.分散控制系统（DCS）。ABB的INFI-90，西屋的WDPF，新华电站的（XDPS-2000），华北电力大学的LN2000等。2 热工自动化包括的内容及缩写 计算机监视系统（DAS）模拟量控制系统（MCS）炉膛安全监控系统（FSSS）

2、汽轮机控制系统（TCS）汽轮机监视仪表（TSI）旁路控制系统（BPC）顺序控制系统（SCS）二、热工联锁保护的作用及组成定义：机组出现危险工况时，自动采取措施，防止事 故产生和避免事故扩大，保证设备及人身安全。当故障发生时，热工保护系统的优先级最高。超越运行人员的手动操作，按照预先规定的方式处理事故。联锁：热工保护系统的一种重要技术。联：联动；锁：闭锁。1 锅炉热工保护 汽压保护、水位保护、温度保护、炉膛安全监控系统（FSSS）。2 汽轮机的热工保护 轴向位移保护、缸胀和差胀保护、超速（零转速保护）、振动监测及保护、主轴弯曲保护、轴承温度高和润滑油压力低保护、真空度低保护、汽轮机进水保护等。3

3、 机、炉、电大联锁保护 单元机组是一个整体。燃料 锅炉 汽轮机 发电机 电网 任何一个故障都会影响整个系统。三、火电厂顺序控制系统作用及组成 1 定义：将生产过程的部分工艺按照事先规定好的条件及顺序进行自动操作。可以是闭环的，也可以是开环的。2 组成 锅炉定期排污顺控系统 炉膛吹灰系统 化学水处理顺控系统 输煤程控系统第一章 开关量控制系统的基本知识 重点（1）理解开关量切换差的含义。（2）了解常用热工开关的工作原理 （3）掌握常用电器的工作原理，包括继电器，接触器等。1-1 热工开关量变送器一、开关特性 切换差：被测物理量上升时开关动作值与下降时开关动作值之差。切换差例子切换差误差，切换差大

4、小应按使用场合确定。二、热工开关变送器 1 压力开关 图1-3 2 流量开关 水、蒸汽等，用孔板或喷嘴测量流量，由流量整定值得到开关信号，测量精确。煤流，断煤开关。3 液位开关 浮子式，图1-8 电接触式，图1-9 4 温度开关。0100度：固体膨胀式温度开关；100250度：气体膨胀式温度开关；250度：热电偶、热电阻 模拟量 开关量5 行程开关 反映运动部件的位置信息。1-2 常用控制电器一、手动电器（开关）1 按钮 主令电器 2 组合开关 闸刀开关 3 控制开关 多个触点，不同触点接通产生不同命令。二、自动电器 有两个回路，工作线圈回路接通时，产生电流，产生磁场，吸合衔铁，执行元件回路接

5、通工作。小功率回路控制大功率回路。1 电磁式继电器 图1-15 电流继电器、电压继电器、中间继电器、时间继电器 2 接触器 频繁接通断开大功率设备的自动开关常用控制电器符号第二章 锅炉机组的热工保护 2-1 概述一、保护系统的特点 1 优先级最高。2 应采用独立的信号检测传感器。3 保护系统具有可维护性，有一定的实验手段。4 保护动作是单方向的。保护系统动作后，必须排除故 障后，设备才能重新启动。二、保护系统的手段 （1）限值保护。根据锅炉和辅机的运行工况对锅炉的 最大出力进行限值。（2）联锁保护 （3）紧急停炉三、锅炉及其辅机的主要保护 汽压保护 给水泵保护参数保护 汽温保护 设备保护 磨煤

6、机保护 水位保护 给煤机保护 灭火保护 点火系统保护2-2 锅炉汽压保护重点（1）掌握脉冲式安全门的工作原理。（2）理解不同部位安全门启动压力的关系。（3）学会分析继电器控制电路。一、安全门 当锅炉介质超过允许压力时，安全门开启，排出蒸汽，保证安全。汽压降到安全值以下后，自动关闭。汽包、过热器、再热器都安装有安全门。过热器安全门：1.02倍工作压力 汽包安全门：1.05倍工作压力 过热器安全门先于汽包安全门打开。脉冲安全门控制框图：1 正常情况：5-6通，7-8通。2 超压情况：P高通 J带电 J1通自保持 P低断 J2通，5-6通 KC带电KC1通 BJ带电 BJ1通（为关阀准备）KC2通

7、DCK带电开阀 BJ2通（为安全门关准备）自动关阀 汽压下降 P低闭合 J掉电 J2断 KC失电 KC2断 J3通BJ2通 GC带电 DCK失电。GC4通 DCG带电（关阀门）GC3断 GC2通 闪烁。正在关阀 GC1通 启动定时SJ 10s后SJ断 BJ失电 BJ2断 GC失电 GC3闭合 LD亮 GC4断 DCG失电 关阀动作结束。二、汽压保护系统 汽压高一、高二、高三值。保护动作 图2-42-3 锅炉水位保护 重点（1）锅炉汽包水位保护的重要性。（2）掌握水位高和水位低的保护方法。（3）理解水位保护的继电器原理图。一、水位保护的重要性（汽包锅炉）汽包是汽水的分界处。水位过高：汽包内蒸汽和

8、水的分离行程变短，造成蒸汽带水带盐、导致汽机进水，过热器汽机结垢。水位过低：锅炉的自然循环被破坏，造成水冷壁干烧。二、水位保护系统 水位高一、高二、高三（+50，+150，+250），水位低一、低二、低三（-50，-150，-250）水位保护原理图 图2-5 安全门动作时，会引起汽包压力的变化，使汽包产生虚假水位现象。安全门动作时，有60秒的禁止信号。三、继电器原理图水位高一 23ZJ带电水位高二 4ZJ带电1ZJ闭合（无安全门动作）2ZJ闭合（无计算机指令）相与 6ZJ带电 开放水门安全门动作时间逻辑。安全门动作 DKJ闭合 SJ带电 60s后SJ触点 1ZJ失电 解锁 1ZJ带电禁止事故放

9、水门四 直流锅炉的断水保护 直流炉无汽包，水在水冷壁一次循环直接变为蒸汽，无明显的汽水分界面。必须建立一定的给水压力。由给水泵流量信号进行监视。图2-7汽包水位事故案例 水位表计失灵、指示不正确，引起误判断误操作，水位保护拒动。1 某厂2炉（HG670t/h）在负荷由15万千瓦升至16万千瓦时，燃烧不稳，水位波动大，运行监视失误，误判断、误操作，锅炉先满水后干锅严重损坏。水冷壁爆管6根另有9根损坏。水冷壁鳍间焊口裂缝，后墙6米，前墙20米。2 某厂4炉（SG400t/h）检修后启动过程中，负荷由4万千瓦猛增到7万千瓦时，由于给水调节操作不当，造成严重缺水，173根水冷壁管烧坏。3 某厂2炉（苏

10、制670t/h）在大修后启动中1218kg/cm2时，锅炉负荷60t/h，差压水位表及差压水位记录表不能投入运行，电接点水位计因测量筒水脏亦不正常作为参考，靠司水手拨水位调整水位。司水监视云母水位计技术不熟练，未能准确报告水位，加之给水流量表因小信号切除无指示，调整给水操作失误，导致锅炉长时间缺水，烧坏249根水冷壁管，构成重大损坏事故 2-4 再热器保护一、再热器壁温高保护 在机组启动时，产生蒸汽量少，再热器的蒸汽冷却作 用弱。如果锅炉再热器布置在烟道的高温部分，必须进行保护。图2-8二、再热器汽温高保护 再热器汽温高的保护手段：改变燃烧器角度、切除上层燃烧器。喷水减温作为事故保护手段（会引

11、起锅炉效率降低）。2-5 炉膛安全监控系统 重点（1）FSSS系统的组成和作用 （2）炉膛爆炸的原因和防止措施 （3）火焰检测系统的工作原理 （4）煤、油燃烧器的控制 （5）燃料安全系统 一、概述 作用：在锅炉运行的各个阶段对炉膛状态参数进行连续监视；按照安全规定对采集到的状态参数进行判断、运算。遇到危险工况，能自动的启动有关设备进行紧急跳闸，切断燃料，实现紧急停炉，保证主、辅设备不受损害。组成 a 燃料安全系统（Furnace Safeguard System,FSS）重要参数监测（如炉膛中是否有火焰）、主燃料跳闸（MFT）及首出原因、炉膛吹扫。b 燃烧器管理系统（BCS）点火及暖炉油枪控制

12、、煤燃烧器控制 c 炉水循环泵控制 强制循环 结构：现场设备：检测元件（压力开关、温度流量开关、火焰检测器），执行机构（阀门驱动机构、油枪伸缩机构）逻辑控制：过程控制计算机FSSS在不同阶段的作用：二、炉膛的主要事故炉膛爆炸 1 外爆 当锅炉灭火或燃烧不稳定时，进入炉膛的部分燃料未燃尽，和空气形成可燃混合物，当遇到点火火源时，发生爆炸。外爆 冷态放炮 Q高 T低 危害严重 热态放炮 Q低 T高 爆燃2 内爆 炉膛内压力突然降低，炉膛负压过大，炉膛向内塌陷 在高负荷时炉膛突然灭火 送引风机联锁失败3 可燃物堆积原因 （1）空气不足或点火能量暂时中断失去火焰。（2）炉膛灭火，没有及时切断燃料。（3

13、）停运期间，有泄漏4 防爆措施 （1）主燃料与空气混合物进口处有足够的点火能量。（2）对于已进入炉膛的可燃混合物应尽快冲淡。（3）当进入炉膛的燃料只有部分燃烧时，应继续冲淡，使之成为不可燃的混合物。油枪泄漏实验 1主油阀开,回油阀关,燃油压力调整门手动关,等待5min充压30%;2主油阀关;3等待5min,测试油压不低(P1非)、不高(P4非);4油泄漏测试OK;5回油阀开,燃油压力控制投自动;6主油阀开结束。如果测试压力高则主油阀泄漏;反之则回油阀或油枪泄漏。三、火焰检测系统 1 火焰检测器原理 不同燃料燃烧时发出不同的火焰。煤：可见光，红外线，脉动频率10Hz 油：可见光，紫外线 天然气：

14、紫外线,30Hz以上 针对不同的燃料火焰采用不同的火焰检测器。CE公司的可见光火焰检测器的敏感波长在400 700nm之间，对512Hz最为敏感。火焰检测器安装在二次风口里，并有冷却风机送风冷却。2 火焰检测器组成 光电转换 图2-15 强度检测 图2-16 频率检测 图2-17 故障检测 图2-183 层火焰监视 典型600MW机组安装20只火检，分为五层，每层四只。安装在二次风口中，并有冷却风机送风冷却。监视上下层火焰。每一层通过2/4，或3/4指示本层有火焰。4 火检的问题 火检安装位置。燃烧器喷出煤燃烧经过四个阶段。第一段为预热区第二段是初始燃烧区,亮度不是最大,但变化频率达到最大值;

15、第三段为完全燃烧区,亮度最高且稳定;第四段为燃烬区亮度和变化频率较低。火检探头的安装必须使其视线落在初始燃烧区中,如果视线在预热区,势必造成盲火;若在燃烧区靠近炉膛中心,则必然偷看其他燃烧器的火焰,不能反应本燃烧器的真实情况。火检视线应落在初始燃烧区内。火检灵敏度要调整恰当,过低,火检不能足够灵敏地检测火焰状况,易造成误动;过高,又易使火检误发有火 火检可靠性不高的原因 火检探头镜面被烟灰污染；火检传感器及接线由于高温老化损伤；火检炉墙测孔积灰结渣；火检装置的整定值（强度、频率）和实际运行工况不符；火检探头的视角小，检测不到火焰。5 提高灭火保护功能可靠性的途径（1）提高火焰检测器的可靠性 火

16、检安装位置恰当；采用“火焰亮度”和“火焰频率”双信号判定有火信号；光纤要可靠且要保证冷却风通畅；保证探头清洁；火检探头要标定合适；探头的数量要合适。（2）加强入炉煤质管理，减少煤质的突然变化（3）提高逻辑系统的可靠性。四 燃烧器管理系统 包括油层控制和煤层控制。燃烧器布置 温州发电厂#3机组的锅炉是上海锅炉厂生产的亚临界、中间一次再热、控制循环汽包锅炉，型号为SG-1025/18.3-M843。该锅炉采用型布置、单炉膛、平衡通风、炉膛四角切圆燃烧，采用正压直吹式系统。锅炉配有五台碗式中速磨煤机，每台磨煤机各对应一层煤粉喷嘴（煤粉喷嘴共分五层，从下到上依次为A、B、C、D、E，对应制粉系统也称为

17、A、B、C、D、E），在正常生产运行时，四层制粉系统运行就可使机组带满负荷。设有三层轻油枪（从下到上分别称为AB、BC、DE），采用机械雾化，二级点火方式。本燃烧系统的点火方式为二级点火，即高能点火装置点燃轻油，轻油点燃煤粉。系统配有12支蒸汽雾化的轻油枪。油枪前雾化压力恒定在0.8MPa，雾化蒸汽温度小于250，且有28的过热度，油枪出力按30%MCR负荷设计。1 油层控制 a 油层启动 按照1-3-2-4间隔15秒对角启动。当一角油枪燃烧不正常时，对角油枪应退出。单个油角启动（1）进油枪；（2）开吹扫阀并计时；（3）完成吹扫后关吹扫阀；（4）进点火枪打火；（5）开油角阀；（6）火焰建立后停

18、止打火，推点火枪；b 油层停止按照1-3-2-4顺序间隔30秒依次退出。油角自动停止步骤（1）关油角阀；（2）进点火枪；（3）点火枪打火。（4）开吹扫阀。（5）完成吹扫后关吹扫阀。（6）退点火枪。（7）退油枪。2 煤层控制 大型机组一般采用直吹式磨煤机，磨好的煤粉由一次风直接送入炉膛燃烧。和球磨机相比，设备少，耗电省。1 磨煤机启动2 煤层启动 煤层启动顺序是由下到上。启动该煤层按钮下层启动完毕 发出启动命令若有三台磨煤机运行，启动另一台风机两台风机均已运行少于三台磨煤机，一台以上风机运行 启动润滑油泵五 燃料安全系统 1 炉膛吹扫逻辑 锅炉MFT后，必须进行炉膛吹扫，将炉膛和烟道中可能积聚的

19、可燃混合物清除，防止再次点火时发生爆炸。吹扫条件1-14当14个条件有一个不满足时吹扫中断，重新吹扫并计时2 主燃料跳闸 锅炉在失去燃料或其它设备，运行参数出现异常的情况下，必须立即切断进入炉膛内的燃料，以防止锅炉熄灭后生成爆燃物，以达到保护锅炉本体的目的，该逻辑设有以下条件，在任一条件出现时，将引起MFT动作。1)炉膛压力高高(大于3.24KPa)延时2秒。2)炉膛压力低低(小于2.49KPa)延时2秒。3)汽包水位高高(+200MM)延时3秒。4)汽包水位低低(250MM)延时3秒。5)手动紧急停炉（冗余）。6)两台引风机均跳闸。7)两台送风机均跳闸。8)空预器全跳闸。9)汽机跳闸（蒸汽流

20、量20%）。10)炉膛内已投入煤粉燃烧时丧失所有一次风机。11)总风量300r/min，适用2 测周法 适合测量低转速，启动盘车装置用转速保护 汽机超速103%，3090r/min,全关调门（GV、IV）机械超速110%3300r/min,主、调门全关 ETS电超速110%3300 r/min,主、调门全关3-5 振动监视 重点（1）振动产生的原因 （2）地震传感器的工作原理 （3）机组振动的幅值、频率和相位的监视 一、振动监视的目的 旋转机械在运行过程中，由于各种原因，都会发生振动，当振动在允许范围内，属正常；当超过设定值，保护应动作。对于600MW汽轮机，汽轮机在工作转速下。各轴承振动最大

21、许可值为0.05mm。汽轮机在越过临界转速时，轴承振动最大许可值为0.15mm。振动产生原因：（1）启动时暖机时间不足或升降负荷过快；（2）主轴弯曲；（3）轴承油膜不稳或破坏；（4）动静摩擦；（5）水冲击；(6)真空度下降二、监视项目与参数 监视项目（1）轴承座绝对振动；（2）轴与轴承座相对振动；（3）轴承绝对振动；监视参数（1）振动幅值，用作保护值；（2）振动频率；（3）振动相位 三、磁电式速度传感器 当物体振动频率远远 大于线圈频率时，线 圈处于相对静止状态 地震传感器 四、复合式振动传感器速度传感器：轴承座的绝对振动电涡流传感器：轴承相对于轴承座的相对振动合成器：两个信号进行矢量相加，得

22、到轴承绝对震动。四、振动分析（1）幅值分析由X,Y方向两个探头，可以确定轴心的运动轨迹。（2）频率分析由X，Y探头得到的轴振动是一个通频信号。为了分析，通常把它进行分解。基频即为同步转速50Hz。把频率分解为同步转速的倍频形式。不同波段的频率信号包含有转子不同的信息。如1倍频信号反映转子的运动轨迹；2、3倍频反映转子的内部结构信息；高倍频则反映转子转动过程中的摩擦、激振（油膜激振、汽流激振）等问题。（3）相位分析 键相器键相器是一个电涡流传感器，每当转子上的凹槽经过键相器下方时，传感器就会有一个脉冲变化。可以对转子进行精确的定位。相角：从键相器脉冲到振动信号的下一个正峰值转子转过的角度。转子正

23、常运行时，相角基本不变。当振动加大时，相角就会发生较大变化。可以用来监视汽轮机的振动。3-6 偏心度监视偏心度是指轴表面外径与轴真实几何中心线之间的弯曲度。当偏心度过大时，转子运行过程中会发生晃动。柔性转子；刚性转子 3-7 汽轮机进水防护 机组容量的增大，失机组热力系统越来越复杂。和汽轮机连接的管道都有可能造成汽轮机进水（进冷气）。一、进水危害（1）动静摩擦（2）引起金属疲劳裂纹。（3）使阀门与汽缸结合面漏气。（4）推力瓦烧毁。二、防止 造成汽轮机进水的原因（1）（8）1、冷再热蒸汽管道 图3-58 设置疏水罐，疏水阀门控制，AutoCAD再热二、再热减温系统 图3-59 喷水控制阀、闭锁阀

24、、手动实验阀控制三、给水加热系统（1）当给水加热器正常时，正常疏水至下级。当某一级加热器水位高时，关上级加热器来水，同时开事故放水门。（2）汽侧，当水位高二值时，自动将汽机与加热器的抽汽逆止阀关闭，防止水倒流。（3）对于低压加热器，直接旁路。3-8 辅助系统监视与保护一、轴承温度和油压监视与保护 汽机在运行时，汽机轴与轴承之间有一层油膜，起到润滑和降温的作用。当轴承温度高时，润滑油变稀，油膜不稳，发生干摩擦。润滑油进口温度3545度，出口温度小于65度，当大于75度时，保护动作停机。当润滑油压力低时，启动相应保护装置。主油泵 交流润滑油泵 直流润滑油泵 停机二、凝汽器真空度低监视。凝汽器真空下

25、降的原因引起凝汽器真空下降的原因较多，主要有以下几个方面：(1)循环水泵发生故障，使冷却水量减少或下降；(2)抽气装置发生故障，不能正常抽气；(3)凝汽器水位升高，淹没了部分铜管和抽气口；(4)凝汽器铜管脏污，使传热效率降低或铜管堵塞；危害：(1)使汽轮机组的热经济性和出力下降；(2)使排汽温度增高，造成低压缸热膨胀变形，和低压缸后面的轴承上抬，破坏机组的的中心，使振动增大；(3)使凝汽器铜管的内应力增大，破坏凝汽器的严密性；(4)使汽轮机内蒸汽焓降减少，增大级的反动度，使轴向推力增大，可能造成推力瓦损坏。当凝汽器真空低时，应相应减负荷，并启动备用循环泵和备用抽汽器。当真空降低到极限值时，应马

26、上破坏真空，打闸停机。3-9 汽轮机紧急跳闸保护系统 一、引起ETS的原因：（1）（12）二、紧急跳闸逻辑 第四章 单元机组的热工保护现代大型锅炉都是单元制的，一台锅炉产生的蒸汽供给一台汽轮机，作为一个整体，调节、运行方便。但任何一部分的故障都会影响其他部分。机组的故障可以分为：（1）锅炉侧故障。锅炉超压、炉膛灭火、送引风机全停等引起MFT。汽轮机、发电机相应跳闸。（2）汽机侧故障。汽机本身故障，停机。如果是电网故障，汽机带8厂用电。此时锅炉维持在最低负荷。（3）辅机故障。根据辅机出力决定机组的实发功率，减负荷运行（RB）。重点 （1）机、炉、电大联锁的原理 （2）旁路系统的作用和分类 （3）

27、旁路系统协调机组启动的工作过程 4-1 机炉电大联锁保护一、定义：锅炉、汽轮机、发电机等主机之间以及与给水泵、送引风机等主要辅机之间的联锁保护。二、保护动作 1 减负荷2 投旁路 3 停机、停炉（1）锅炉MFT，延时跳汽轮机、发电机（2）汽轮机和发电机互为联锁，引起机组FCB，若FCB不成功，锅炉MFT。若成功，锅炉维持最低负荷。（3）若主断路器跳闸导致FCB，若发电机无故障，带5%厂用电。三、机炉电大联锁实例（1）锅炉停炉保护动作 给水泵全停 停炉 停给水泵（2）发电机内部故障 汽机保护动作 紧急停炉 紧急停机 跳发电机断路器（3）停机 锅炉减负荷 发电机甩负荷 投旁路 锅炉汽压高 开凝汽器

28、喷水门（4）给水压力低 1或2号泵停 启动电泵（5）1、2号泵全停 电泵启动成功 减负荷至30 1或2号泵停 电泵启动失败 减负荷至50 辅机出力不足 减负荷 4-2 旁路系统一、旁路系统的主要功能（1）启动阶段协调机组启动（2）适用于滑参数启动方式，加快启动速度（3）甩负荷运行，协调锅炉与汽机关系。（4）保护再热器（5）协助MCS控制主蒸汽、再热蒸汽压力。二、旁路系统形式 （1）高压旁路（I级旁路）（2）低压旁路（II级旁路）（3）大旁路AutoCAD图三、高压旁路协调机组启动高压旁路在启动过程中有三个运行阶段：阀位方式、定位方式、滑压方式。点火初期设定旁路阀门开度为最小值Ymin，使蒸汽加

29、热整个系统，暖管；压力逐渐增大至Pmin，为保持Pmin逐步开启高旁阀门，使蒸汽维持在Pmin；当高旁阀门全开后，汽压超过Pmin，逐渐升高；当压力达到冲转压力时，主汽门开冲转，为保证汽压维持在冲转压力，逐步关小高旁阀门，蒸汽由高旁进入汽轮机。汽机同步，带负荷，高旁全关，滑压阶段；第六章 火电机组顺序控制 顺序控制定义：将生产过程的部分工艺，按照事先规定的条件及顺序进行自动进行操作。电厂典型的顺控系统包括：输煤顺控、炉膛吹灰顺控、化学水处理顺控的。6-1 输煤系统顺序控制 火力发电厂的输煤系统是辅机系统的一个重要部分。承担从煤码头或卸煤沟至煤场或主厂房原煤仓的运煤任务。输煤系统特点：运行环境查、劳动强度大。一次启动设备多，并且互相联锁要求高。设备必须保持完好状态。