保护管理规定.docx

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保护管理规定

保护管理制度

1总则

为进一步规范对保护的管理，提高对保护的认识，保证保护的严肃性，正确履行投入、解除保护的程序，特制定本办法。

2保护的分类

2.1一类保护

2.1.1电气

2.1.1.1#1、2机组

发变组差动保护、复合过流保护、次灵敏匝间保护、灵敏匝间保护、转子两点接地保护、励磁变过流、变压器重瓦斯保护、变压器压力释放保护、变压器压力突发、励磁变差动、失磁T1保护、失磁T2保护、反时限负序过流、逆变灭磁、失磁保护。

2.1.1.2#3机组

发电机差动保护、主变差动保护、发变组差动保护、灵敏匝间保护、转子两点接地保护、逆功率保护、程跳逆功率保护、定子过负荷（反时限）、定子接地（3U0）、过电压、过激磁（高值）、失步、阻抗（t2）、主变间隙、主变零序（It2）、主变零序（It4）、励磁变速断、励磁变过流、励磁回路过负荷（反时限）、高厂变差动、高厂变复压过流、高厂变重瓦斯、高厂变压力释放、高厂变绕组温度高、高厂变油温高、高厂变冷却器故障、发电机断水、起停机、主变压器重瓦斯保护、主变压器压力释放保护、主变压器压力突发、主变冷却器故障、主变绕组温度高、主变油温高、励磁变差动、失磁T2保护、失磁T3保护、反时限负序过流、失磁保护、误上电保护。

2.1.2汽机

2.1.2.1#1、#2机组

轴向位移保护、低真空保护、低油压保护、超速保护、差胀保护、推力瓦温保护、支撑轴承温度保护、振动保护、独立油源油压保护、主汽温度高低保护、炉跳机。

2.1.2.2#3机组

轴向位移保护、低真空保护、低油压保护、超速保护、差胀保护、推力瓦温保护、支撑轴承温度保护、振动保护、独立油源油压保护、主汽温度高低保护、炉跳机、高排温度高保护、高排压力高保护。

2.1.3锅炉

2.1.3.1#1、2炉

FSSS（炉膛压力保护、水位保护、全炉膛火焰丧失、燃料中断、风量小于25%、机跳炉、引风机全跳、送风机全跳、手动MFT、点火延迟30分钟）、安全阀。

2.1.3.2#3炉

FSSS（手动MFT、送风机全停、引风机全停、火检风机全停延时10秒、全炉膛熄火、全燃料中断、一次风机全停且所有油层火焰信号全无、汽包水位大于250mm延时2秒、汽包水位低于-300mm延时2秒、炉膛压力高二值、炉膛压力低二值、锅炉总风量小于300T/H）、安全阀（过热器、再热器）、PCV阀。

2.1.4横向联锁

2.1.4.1电跳机、机跳炉、炉跳机、机跳电。

2.2二类保护

2.2.1主变间隙零序T0保护、主变零序T1保护、主变零序T2保护、主变零序T3保护、主变零序T4保护、110KV母线及线路高频、距离、零序保护。

2.3三类保护：

除一、二类保护外的所有保护。

3保护的管理

3.1保护解除的权限

3.1.1一类保护的解除必须经总工的批准。

3.1.2二类保护的解除必须经总工、市调调度员批准。

3.1.3三类保护的解除必须经运行管理部门负责人批准。

3.2保护的运行要求

3.2.1正常情况下，各种保护均应投入，不得漏投或随意解除。

3.2.2保护必须重视其完整性，对报警、联锁回路有故障的必须立即联系有关人员消除，并制定预防措施和做好事故预想，根据保护管理权限，汇报有关领导。

3.2.3任何保护有异常时运行人员应及时联系热工人员或继电保护人员到场处理和汇报相关领导。

3.2.4在确认保护装置本身故障而主设备又没有异常的情况下，可由热工人员或继电保护人员开票处理。

在任何保护回路上工作，不论是否需要解除保护，均应开工作票。

3.3保护解除程序

3.3.1如规程有规定的按规定执行，否则由有关专业提出申请，值长向总工程师请示，批准后方可解除。

同时值长应做好记录，记录内容包括：

何种保护、批准人、解除的时间及时限、处理情况、投入时间等。

3.3.2机组启停中热工保护的解除和投入由专业班长书面联系热工人员，执行后由热工人员通知运行人员并签字，由运行班长汇报值长。

事故处理经总工程师批准后，可先执行，事后必须补办手续。

4重大保护退出后的防范措施

4.1电气部分

4.1.1发变组的纵差保护

4.1.1.1本保护作为发变组及引出线相间短路的主保护，其范围为差动变流器之间的连结和设备。

在一次设备发生异常，有可能引起短路，纵差保护不应解除，应停电处理。

只有在二次线和纵差保护装置本身发生异常时或继保工作需要方可经总工批准，解除纵差保护。

纵差保护被停用时，发变组的后备保护应完好投入，运行人员应加强一次设备的检查，各设备的电流、温度不应超过铭牌限额。

发电机静子和铁芯温度也不应超过规定，以防静子绝缘损坏短路，此时应防止空冷器断水，引起风温严重超标。

如发生一点接地，应尽快隔离或停机处理，以防发展为两相短路，如纵差保护范围发生短路，静子电流指向最大，电压剧烈降低时应立即将发变组解列，如发电机着火，也应立即将发变组解列。

4.1.2发电机定子匝间保护

4.1.2.1该保护分为灵敏匝间保护和次灵敏匝间保护，作为发电机定子绕组匝间故障的主保护。

此保护解除时发电机内部应无绝缘损伤缺陷，发电机内部无一点接地故障存在。

该保护如因装置异常或PT异常应及时汇报总工，联系检修人员处理，经总工程师批准退出后，运行应监视静子电流不超过规定，加强对发电机特别静子和铁芯温度的检查，确保仪表指示准确可靠并根据负荷的变化，仔细分析静子和铁芯的温度变化情况，及时发现静子局部超温等异常，如发电机内部有焦臭味和通过窥视孔发现内部有放电现象，应及时停机处理。

4.1.3主变压器瓦斯保护

4.1.3.1该保护是反映变压器内部故障的主保护，该保护解除时，后备保护应完好投入，变压器应无明显异常。

保护解除后，运行应监视变压器各侧的电流不超过额定，对变压器加强检查，特别要注意以下各项：

--内部声音有无异常。

--油色有无变化，有无漏油，油位有无过低。

--变压器温度是否不正常的上升，或超过规定。

--轻瓦斯是否动作，瓦斯继电器里有无气体，必要时进行气体分析。

--瓷套管是否有破裂放电现象。

同时尽量减少变压器的操作，以防操作过电压；尽量不要切换变压器的分接头，以防接触不良。

即使切换分接头，也应在低负荷时切换。

如运行中发现变压器有以下各项应立即停用：

--变压器外壳爆破。

--油枕或防爆管喷油、套管爆裂。

--变压器着火。

4.1.4发电机失磁

4.1.4.1本保护作为发电机励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障保护。

由发电机定子阻抗判据。

系统母线低电压判据及闭锁元件共同构成，有TV断线闭锁功能。

当PT回路一相断线或保护装置异常应由总工批准解除保护。

解除后应加强发电机励磁系统的检查，各元件无发热过载现象，加强对发电机的静子电压无功、转子电压、转子电流的监视，如仪表反映出转子电流到"0"或接近于"0"，无功表反映为吸收，信号光字牌指示为"A通道故障""B通道故障""调节器故障"，应判断为发电机失励。

立即调厂干线将发电机解列。

4.1.5110KV母线差动保护

4.1.5.1110KV母线装设两套高速、灵敏、中阻抗带比率制特性的PMH→150（RADSS/S）型电流差动保护装置，一套是110KV双母线差动保护，另一套为110KV单母线不分段（暂未用），它的电流瞬间值作测量比较，在母线外侧故障时，不论电流互感器是否饱和，差动继电器均可靠不动作。

若母线内故障时，差动继电器能在1～3ms时间内动作。

母线保护因CT断线装置异常等原因经调度同意解除后，应加强母线等相关设备的巡查，特别注意110KVPT的情况，应无发热冒烟的情况发生。

监视各设备及联络线的电流不超过规定，如发生母线故障，应先拉开母联开关，再拉开故障母线上的所有开关。

4.2汽机部分

4.2.1汽轮机的超速保护

4.2.1.1汽轮机设有OPC超速保护、电超速保护和机械超速保护（危急遮断器），当转速达到3090转/分，OPC超速动作，转速达到额定转速的10%时，电超速保护应动作，转速达到额定转速的11～12%时，危急遮断器动作。

运行如某种原因经总工同意解除电超速保护，调节系统应调节正常、主汽门上下活动正常，各抽汽逆止门开关灵活、严密。

运行人员应检查跳机保护投入（单元机组），电气保护动作"汽机全甩负荷"压板投入，汽机各保护投入，联动主汽门、调门联锁投入。

同时运行人员要加强调节系统、油系统及主要油压检查，油系统无漏油、缺油现象，如运行中发现汽轮机超速，应立即破坏真空停机。

若转速仍上升，应立即关闭主蒸汽隔离阀和供热隔离阀，并检查各抽汽逆止门应关闭，否则应进行相应的有效隔离，只有在消除调节系统，危急遮断器、主汽门、调节汽门和旋转隔板以及抽汽逆止门的所有缺陷后，方可重新启动汽轮机，并在危急遮断器超速试验合格及调速正常后，才可重新并列带负荷。

如汽轮机在解列过程中，应先关主汽门，当有功负荷?

quot;0"并略有负值时，再解列发电机。

三种超速保护不可同时退出运行。

4.2.1.2《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（以下简称"要求"）中规定各种超速保护应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。

4.2.2汽轮机的真空保护

4.2.2.1本保护是根据汽轮机凝汽器真空设定的一个报警、跳机的保护。

正常应维持不小于-0.096MPa，运行中如果种种原因经总工同意解除后，运行人员应加强监视调整，特别是启停循泵的时候，负荷不要变化太大，对轴加要及时调整检查，保证轴封压力，当真空下降时，要核对不同表计，排汽温度，操作情况，分析判断，找出下降的原因，作相应处理。

当真空下降到0.0863MPa报警，启动备用射水器，真空下降到0.0863MPa以下时，应相应减少负荷，直到减少到"0"，如真空下降至-0.0686MPa，立即停机。

4.2.3汽轮机的震动保护

4.2.3.1机组的震动原因很多，危害很大，得总工同意该保护解除后，运行人员从DCS上对轴瓦的震动值加强监视，用手持测震仪定期测量，并按以下步骤处理：

4.2.3.1.1突然发生震动和清楚的听到机组内部有金属响声时，应立即破坏真空停机，在惰走时注意倾听机组内部声响，并记录惰走时间。

4.2.3.1.2在负荷变动的情况下，机组震动增大或发生异常时，应降低负荷，直到震动消除为止，同时分析以下各项:

--主蒸汽温度是否过高或过低。

--汽缸的各部温差和膨胀情况。

--润滑油压是否下降。

--进口油温是否过高或低。

--轴承出口油温是否过高。

4.2.3.1.3冲转后，在轴封两端或蒸汽通流部分听到清楚的金属磨擦声时，应停止冲转并进行检修，停机时发生该情况，应在下次启动前修好。

4.2.3.1.4如在冲转后，震动明显增大（不在临界转速下），应打闸停机。

测量大轴弯曲值。

如弯曲超过标准，应盘车直轴，直到弯曲合格方可启动。

4.2.3.1.5启动中汽缸单侧膨胀，则应检查调节汽门开度，法兰螺栓加热装置以及滑销系统的情况。

4.2.3.1.6机组在低转速的情况下出现0.04mm震动，应立即停止启动，通过临界转速时各瓦垂直震动不得超过0.15mm。

4.2.4汽轮机相对膨胀保护

4.2.4.1汽机的启停和变工况运行中，由于转子和静子之间热膨胀不一样而产生胀差，胀差保护分负值和正值，主要是防胀差值超过了规定值，使汽轮机的动、静部分的轴向间隙消失，发生动、静间的磨擦。

胀差保护得由总工批准退出后，运行人要加强监视胀差的变化，影响正胀差的主要原因有：

--主汽温升高过快。

--启动时升速或加负荷过快。

--轴封温度或压力太高。

--法兰螺栓加热装置温度低。

抽汽量减少。

影响负胀差的原因有：

--负荷下降太快。

--汽温急剧下降或水冲击。

--热态启动时，选择参数过低。

--法兰螺栓加热装