第一节概述
发电机组在正常启停和运行过程中，通过热工监测和自动调节等手段，使各个系统的运行参数维持在规定值或按一定规律变化。然而由于煤种变化、设备故障、运行人员操作不当或汽轮机突然甩负荷等原因，往往会造成运行参数超过规定的限值，甚至发生设备或人身事故。热工保护的任务就在于当某台设备或系统运行工况不正常出现危险情况时，如主蒸汽压力过高、汽包水位过高或过低等情况发生时，及时采取极端措施，制止危险工况的发展，或自动停止某些设备的运行，以保护设备和防止事故的发生和扩大，便于设备尽快恢复正常运行。如：事故停炉保护、事故停机保护、汽轮机防进水保护、辅机故障自动减负荷保护、自动甩负荷保护等。 联锁是一种处理事故的控制方式，是属于保护范畴的控制功能，联锁控制就是当某一参数达到规定值或某一设备启、停时，同时控制另一设备的控制。联锁控制有简单的，控制对象一般仅1~2个；也有复杂的，根据运行要求规定了多级启停顺序，在火力发电厂中通常称为大联锁。联锁控制实际上起保护作用，热力设备的安全或自动保护常通过联锁来实现。对于备用设备的自启动、故障设备的自动停运、条件不具备时的禁止控制和条件满足时的自行动作等控制功能，均可用联锁控制来实现；因此热工保护系统有时也称为热工联锁保护系统。
DL612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》、DL435-91《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》、DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等电力行业标准规程中均对发电机组应设置热工联锁保护的基本原则做了专门规定和要求，因而在机组设计时一定要充分考虑机组容量、锅炉（汽轮机）型式、燃料特性等因素，配置合理、完善的热工联锁保护系统。
保护系统一般由保护信号输入回路、保护逻辑运算回路和保护输出动作回路三部分组成。保护信号输入回路一般由信号源（如温度开关、压力开关、行程开关、继电器接点、其他系统输出）、输入部件和连接电缆组成。一般采用无源开关量仪表提供跳闸信号，重要保护的输入应多重化，使用2~3个检测回路或检测元件，经过二取二或三取二等逻辑处理后送出可靠的信号，联动相关联设备。保护逻辑运算回路由控制器完成（也可以由继电器组成），大机组的保护逻辑通常由专用可编程控制器或分散控制系统实现。保护输出回路一般由输出部件通过中间继电器跳闸被保护的设备，或关断/打开相应的阀门和挡板。重要的热工保护动作时，应设置有事件顺序记录，以便于事后查分析事故原因，采取正确的处理或预防措施。
由于热工联锁保护在热力生产过程中处于特别重要的地位，不仅应选择合理配置、根据生产过程要求设计严谨的联动逻辑，还要考虑选择合适的控制设备、跳闸信号来源、信号测量安装位置等，以保证保护系统在投入运行后能够准确、灵敏、功能齐全、系统完善、可靠地确保机组安全经济运行。热工
保护系统还要考虑具有防止保护误动、拒动的相关措施。对于停机、停炉等重要保护要具有相互独立的可靠的后备措施。本书通过分析热工保护联锁可靠性，在总结电力行业标准规程对热工联锁保护设置基本原则要求的基础上，结合实际运行中经验教训，从既完善机组热工联锁保护功能又防止热工保护误动、拒动角度出发，探讨解剖了热工联锁保护各环节情况、实施措施，整理出的一本热工联锁保护系统方面的参考资料；以使从事热工联锁保护配置、设计、运行、维护工作的人员熟悉了解机组应配置的热工联锁保护系统，联锁保护动作后联动的相关设备、动作结果，采取怎样的信号取源装置、信号源测点安装合理位置要求、可靠的后备措施等方面知识。
第二节热工保护联锁系统可靠性分析
热工保护联锁系统一般由就地控制设备（压力开关、温度开关、行程开关、火焰检测器等测量元件做信号源，阀门、档板、油、电动机等为控制机构）、控制电源、二次线路（电缆线路、端子排等）、控制装置（机柜、卡件、控制元器件等）、取样管路、气源（油源）等组成。由系统组成可见，就地控制设备、控制电源、卡件故障、接线松动或短路及管路泄漏或不畅等都会引起事故或障碍，从而影响机组安全可靠运行。热工保护系统误动（拒动）的原因大致有下列几方面。
1、就地控制设备问题
就地控制设备，如各种检测元件、敏感开关以及挡板、阀门的驱动装置等外围设备故障引起的MFT 及
异常情况很多。造成这些设备的原因，一是产品质量差，不能满足机组连续运转的要求。如：聊城热电厂1999年两次MFT都是因为吸风机挡板操作器的问题引发停机。由于此类操作器按钮长时间运行，操作频繁，但该操作器按钮却没有消弧装置，造成操作器按钮接点击穿、黏结，引发停机。二是设备老化损坏，可靠性差，易造成卡涩。如济宁电厂#3机组1998年2月10日，运行人员在恢复甲水冷泵备用，开启甲水冷泵进、出口门过程中，因逆止门卡涩，造成水压瞬间降低，致使机组因“静子水压低”跳闸。三是因气源泄漏或堵塞造成气动执行机构故障，从而操作失灵。如邹县电厂#5、6机组自1997年底至1998年初几个月里多次发生因一次风机档板下滑使“一次风压低II值”锅炉MFT 保护动作事件，开始原因分析不清，认为档板下滑系天气寒冷卡涩不灵所致，虽然采取措施，但未取得成效；又发生了几次类似情况后经过各方人员多方位反复检查分析试验，发现引起档板下滑的真正原因是阀门压缩空气内漏，空气压力支撑不住阀门造成的；为此采取了修改逻辑补气的措施，并要求运行人员加强运行监督，一旦阀门开始下滑，必须重新开启一次阀门，杜绝档板关到位的现象；采取这些措施后，类似事件未再发生。四是安装位置不当及调整不到位，致使控制设备性能达不到要求。如南定电厂#2炉多次由于火检位置不合理、调整不当等问题发生MFT灭火事件。五是阀门泄漏成为多发性故障源。最典型的事例如青岛8.15因油阀泄漏导致炉膛爆燃事件。六是汽包水位测量装置不可靠是“汽包水位保护”误动或拒动的原因。如“保温不当、补偿值设定不准等致使测量存在误差，监视仪表及保护动作值无余度造成误判，测量信号源未完全按原则分布，使“三取二”逻辑易实现”，等等均会致使汽包水位保护误动或拒动。另外因雨、水或蒸汽等漏入，造成电气设备接地或短路造成保护误动的事例也不少；给粉机
掉电、转速失控、自流等造成燃烧不稳、灭火事件时有发生。振动元件故障、安装位置不合理（如保温不合格、环境温度过高等）等问题更是引起振动保护误动跳机联锁MFT甚至振动保护无法投运的主要原因。
由上述情况看出，关注热工保护系统的可靠性，首先要注意热工就地控制设备的可靠性，上述几类因素一旦出现，就会严重影响热控系统的可靠性。
2、控制电源问题：
连锁系统控制装置的电源是热控系统重要组成部分。由电源问题引起保护误动作事件近几年时有发生，其原因有以下几种，一是电源线路接触不良、线路松动或开关质量不好，致使电源断路或短路，从而引起保护误动。如： 1999年10月28日16点47分南定电厂#2机#1、#2热工盘表计无指示，原因是电源零线连接片松动造成了热工总电源消失；1999年7月15日21：04，临沂电厂#4机组热控盘电源失电，原因为电源开关接线松动；1998年6月3日某电厂#3机组因“FSSS电源丧失”MFT，原因为给粉机一开关质量有问题，造成系统电源不好，使FSSS电源丧失。二是电源保险容量不匹配，如1999年9月9日南定电厂甲站#15炉运行中因热工总电源保险熔断导致停炉灭火，热工电源保险熔断的原因就是选择的保险容量偏小。三是电源设计不合理，所供电源有的未考虑附件的耐压程度，如1998年11月24日十里泉电厂#7机组汽机TSI是引进的美国本特利3300系列保护装置，其振动卡件说明书要求输出继电器接点容量
为120VAC 3A 50/60HZ，而汽机保护柜设计保护回路为220VAC，导致电源波动时，造成消弧电容击穿，保护误动；因此为避免此接点并联电容的击穿，造成保护误动，省局在1999年补充《反事故措施》中要求各厂对本特利3300系统保护装置的回路进行整改，确认其外部保护回路电压低于120VAC。有的系统整个机柜通过一路保险供所有输入信号或一路电源外接负载很大，还有的控制电源既未接UPS又未有冗余备用，如2000年7月25日6时25分，华威电厂#1机组FSSS操作盘失电，锅炉MFT事件，就是因为FSSS专用24V供电电源仅接动力电源A相上，未有其它备用手段，而就地油接线端子排接地，造成动力电源A相保险熔断，从而造成FSSS专用24V电
源失电。邹县电厂2000年9月27日13：05发生一次FSSS电源瞬间晃动，锅炉MFT动作停炉事件。检查发现邹县#5炉FSSS系统内有220VAC、220VDC、110VDC三路电源，220VAC电源不仅带机柜内的设备，同时还带外围设备，负载较大，与其它直流电源不具备真正意义上的备用，起不到真正的安全作用。
3、控制装置卡件问题：
由控制装置受干扰误发信号、因控制卡件故障使保护误动的情况，也是一个不可忽视的问题。外部环境不能满足要求是很多热控装置可靠性差的主要原因，由于环境温度过高造成卡件过早老化、损坏或逻辑功能失常的事件时有发生。如XX电厂1999年4月18日20：55分，#3炉发出“MFT动作”信号，锅炉
灭火，经检查发现灭火保护系统逻辑封锁电压及设定信号板的监控电压设定值产生漂移，当电源电压波动严重时不能进行封锁，以至使灭火保护误动。对环境温度进行调节，更换了老化较为严重的元器件，对各种参数设定值进行了检查整定，系统工作恢复正常。1999年底由于青岛地区罕见的低温，致使输煤系统远程站设备性能失常，装置受外围设备的干扰常误发信号，更换了故障器件、远程站内增加了保温设备后，性能稳定；XX电厂1999年10月9日，#4炉SCS#2DPUBC板故障，导致送风机停，更换BC板及部分I/O卡件后恢复正常。继电器等元器件虚接、虚焊等接触不良现象是装置可靠的大敌；而控制柜内积灰、潮湿，特别是屏蔽线接地不良，很容易造成控制卡件故障，抗干扰能力下降，导致误发信号。
4、控制系统DCS本身问题
虽然计算机技术取得了很大进步，可靠性也有了明显提高，但由于计算机质量或元件造成的DCS 故障或死机事件在国内电厂中也时有发生，如山东莱城发电厂在机组试运行过程中就曾经发生近15分钟的DCS故障，无法对机组进行监控；山东石横发电厂＃3机组调试中，DCS系统由于通讯故障造成所有测点显示变坏无法监视；某制造厂生产的DCS系统一段时间内由于在国内某电厂通讯故障造成机组重大设备损坏，被原国家电力部禁止使用。而2003年DCS失灵成了引起山东电网热工专业造成不安全事件的主导问题，导致多次锅炉或机组被迫停运事故。
可见DCS故障或死机是造成影响机组安全性的重大原因，必须在DCS设计中予以考虑。涉及到安全停机停炉的热工保护一定要考虑设置可靠的后备手段。
5、信号干扰
6、控制汽源
第三节热工保护联锁系统配置基本原则
根据中华人民共和国电力行业标准DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》及NDGJ 16-89《火力发电厂热工自动化设计技术规定》等技术规程规定的要求，热工保护配置联锁系统应遵守下列基本原则。
1．热工保护应符合的要求。
1．1热工保护系统的设计应有防止误动、拒动的措施，保护系统电源中断以及恢复不会发出误动作指令。
1．2 热工保护系统遵守下列“独立性”原则：
1）炉、机跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置。
2）保护系统应有独立的I/O通道，并有电隔离措施。
3）冗余的I/O信号应通过不同的I/O模件引入。
4）触发机组跳闸的保护信号的开关量仪表以及变送器应单独设置，当确有困难而需要与其他系统合用时，其信号应首先进入保护系统；同时，该信号宜采用“三取二”的方
式进行选取。
5）机组跳闸指令不应通过通信总线进行传送。
1．3 300MW及以上容量机组跳闸保护回路在机组正常运行中宜在不解列保护功能和不影响机组正常运行的动作试验；
1．4停炉、停机保护动作动作原因应有事件顺序记录。单元机组应有事故追忆功能。
1．5热工保护系统输出的操作指令应优先于其它任何指令，即执行“保护优先”的原则。
1．6 控制台上必须有总燃料跳闸、停止汽轮机和解列发电机的跳闸按钮，跳闸按钮应直接接至停机、停炉的驱动回路。除此之外，还应设置下列设备独立于DCS系统的后备操作手段
1.6.1汽包事故放水门；
1.6.2汽轮机真空破坏门；
1.6.3直流润滑油泵；
1.6.4交流润滑油泵；
1.6.5发电机灭磁开关。
1.7机组主保护系统中不宜设置供运行人员切、投保护的任何操作；保护切投指令宜进入事件记录。
1.8重点热工保护回路在机组正常运行中，系统具备在线试验功能且不影响机组正常运行的，可在线进行相应的功能试验。
1．9被控对象接受保护动作改变状态后，不会自动恢复到接受保护作用前的状态。
1．10 对机组保护功能不能纳入分散控制系统的机组，其功能可采用可编程控制器或继电器实现。当采用可编程控制器时，宜与分散控制系统有通信接口，将监视信息送入分散控制系统。
2．热工基本保护设置
2．1单元制机组发生下列情况之一时，应有停止机组运行的保护。
1）锅炉事故停炉；
2）汽轮机事故停机；
3）发电机主保护动作；
4）单元机组未设置快速切负荷（FCB）功能时，无论何种原因引起的发电机解列。
2．2 锅炉应设有的保护。
2．2．1 锅炉给水系统应有下列热工保护：
1）汽包锅炉的汽包水位保护（高、低）.
2）直流锅炉的给水流量过低保护。
2．2．2 锅炉蒸汽系统应有下列热工保护：
1）主汽压力高（超压）保护；应能自动打开相应的安全门
2）再热汽压力高（超压）保护；应能自动打开相应的安全门
3）再热汽温度高喷水保护。
2．2．3 锅炉炉膛安全保护应包括下列功能：
1）锅炉吹扫；
2）油系统泄漏试验；
3）灭火保护；
4）炉膛压力保护。
2．2．4 在运行中锅炉发生下列情况之一时，应发出总燃料跳闸指令，实现紧急停炉保护：1）手动停炉指令；
2）全炉膛火焰丧失；
3）炉膛压力过高/过低；
4）汽包水位过高/过低；
5）全部送风机跳闸；
6）全部引风机跳闸；
7）煤粉燃烧器投运时，全部一次风机跳闸；
8）燃料全部中断；
9）总风量过低；
10）锅炉炉膛安全监控系统失电；
11）根据锅炉特点要求的其它停炉保护条件，如不允许干烧的再热器超温和强迫循环炉的
全部炉水循环泵跳闸等。
2．2．5当MFT动作时，应动作以下主要项目
1）关闭所有油电磁阀以及电动门；
2）停止所有给粉机（直吹式制粉系统停止所有给煤机、磨煤机）
3）停止所有排粉机（直吹式制粉系统停止所有一次风机）；
4）停汽轮机（母管制除外）；
5）关闭所有过热器、再热器事故喷水电动门；
6）根据生产工艺要求需要动作的其它设备。
2．2．6 炉膛压力等于或者超过限值时，严禁送风机、引风机的挡板向扩大事故的方向动作2．3汽轮机应设有下列保护：
2．3．1 在运行中汽轮发电机组发生以下情况之一时应实现紧急停机保护：
1）汽轮机超速；
2）凝结器真空过低；
3）润滑油压力过低；
4）轴承振动大；
5）轴向位移大；
6）发电机冷却系统故障（水冷机组冷却水流量低于定值时，经延时后跳发电机）；
7）手动停机；
8）DEH系统失电；
9）汽轮机、发电机等制造厂家提供的其他保护项目。
2．3．2 汽轮机还应设有以下热工保护：
1）抽汽防止逆流保护；
2）低压缸排汽防止超温保护；
3）汽轮机防止进水保护；
4）汽轮机真空低保护等。
2．4发电厂的热力系统在中还应有下列热工保护：
1）除氧器水位压力保护；
2）高、低压加热器水位保护；
3）汽轮机旁路系统的减温水压力低和出口温度高保护；
4）汽包水位保护(高二值开事故放水门)；
5）空冷机组的有关保护。
2．5 发电厂重要辅机的保护（如给水泵、送风机、引风机等）的热工保护应按发电厂热力系统和燃料系统的运行要求，并参照辅机制造厂的技术要求进行设计。
2．6 DL435-91《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》规定锅炉基本配置。
炉膛安全保护装置应按机组容量的大小和燃料的特性配置，基本原则如下。
2．6．1 蒸发量为75t/h及以下的煤粉锅炉：炉膛和后部烟道应设置能密封的防爆门。防爆门的部位、大小和动作压力，由锅炉制造厂和设计部门按有关标准确定。同时，在司炉操作台处，有能观测到炉膛火焰的设施及炉膛压力表。
2．6．2 120～210t/h锅炉应有：
a.全炉膛火焰监测装置。
b.炉膛压力保护装置(越限时主燃料跳闸)；
c.在司炉操作台有炉膛压力、火焰的显示，有压力越限、火焰熄灭的报警信号。
2．6．3 220～400t/h锅炉应有：
a.全炉膛火焰监测装置。
b炉膛压力保护装置(越限时主燃料跳闸)。
c.炉膛灭火保护装置(全炉膛灭火地主燃料跳闸)。对400t/h及以上的锅炉，在炉膛灭火、保护动作后，应闭锁主燃料并实现对炉膛的吹扫。
d.在司炉操作台处，有炉膛压力、火焰的显示，有压力越限信号和火焰熄灭的声、光报警信号。2．6．4 670～1025t/h锅炉应配有炉膛安全监控装置，即FSSS(Furnace Safeguard Super Visory System)，包括：
a.炉膛火焰监测装置(包括各单火嘴及各层火焰监测)。
b.炉膛压力和灭火保护装置及主燃料跳闸系统。
c.炉膛定时吹扫功能。
d.自动点火和油点火程序控制系统。
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