机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
6
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
7
机组并网后，供热抽汽电动门关闭
8
机组并网后，供热抽汽快关调节阀(LEV)关闭
9
运行人员操作站手动操作“抽汽切除”
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机已跳闸
5
DEH开出打闸
6
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
7
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
8
中压缸排汽压力(三选二)大于1.0MPa
9
运行人员手动操作“抽汽切除”
东北电力科学研究院有限公司(辽宁东科电力有限公司)：
汽机所：黄润泽
热自所：张天放
会议主要内容和决定：
一、会议主要内容：
1.由辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司供热办孙佳喜对逻辑讨论的依据和原则提出要求。
2.由东北电力科学研究院有限公司黄润泽逐项介绍本期热网改造工程机组供热抽汽系统保护控制逻辑。
3.与会各单位、各部门技术人员针对上述逻辑内容展开讨论，通过逻辑讨论会，各方达成如下共识。
3
DEH操作“抽汽供热准备”按钮按下
4
供热抽汽系统阀门没有故障条件
二、抽汽已供热判断条件：下列条件同时满足（“与”逻辑）
1
抽汽供热准备投入条件已满足
2
连通管快开调节阀（EGV）已开
3
供热抽汽气动逆止门已开
4
供热抽汽电动门已开
三、机组供热“抽汽切除”条件：下列条任一件满足（“或”逻辑）
1
汽机OPC动作
十、连通管快开调节阀(EGV)在线活动试验控制逻辑
1
发电机并网后、DEH系统在自动控制方式下、机组协调控制系统(CCS)投入，可以进行EGV活动试验，连通管快开阀开启5%后延时2s，复位
十一、供热抽汽快关调节阀(LEV)在线活动试验控制逻辑
1
发电机并网后、DEH系统在自动控制方式下、机组协调控制系统(CCS)投入、LEV阀位反馈大于70%，可以进行活动试验，关闭5%后复位
会议纪要
NO:编号：
会议名称
机组供热抽汽系统保护控制逻辑讨论会
附页
会议时间
2014年10月4日14:00
会议地点
办公楼4楼会议室
主持人
孙佳喜
记录人
黄润泽
参加单位及
人员：
辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司：
供热办：孙佳喜；
发电部：王新蕾、王亮、王文强、谭兴、孙利民；
设备部：蒋昇、杨振宇、张艳庆；
值长室：王福财、王刚
7.目前供热抽汽系统DEH控制逻辑中的定值为暂定值，正式定值详见电厂颁布的本期改造工程热控整定值。
三、逻辑讨论的依据和原则：
1.本次逻辑讨论的主要依据是哈尔滨汽轮机厂的相关传真、电子版资料（非正式书面材料）、相关设备系统资料、相关类似电厂改造工程控制逻辑等。
2.本次逻辑讨论的原则主要是考虑对汽轮机主机的保护，尤其是对中压缸闷缸、低压缸最低冷却蒸汽流量等的相关考虑。
四、附件：
附表1-机组供热抽汽系统保护控制逻辑试验确认表
编制人/日期
审核人/日期
批准人/日期
附表1机组供热抽汽系统保护控制逻辑试验确认表
序号
试验项目
试验结果
试验日期
一、机组供热抽汽投入允许条件：下列条件同时满足（“与”逻辑）
1
连通管快开调节阀（EGV）开度大于95%
2
机组负荷大于60%（180MW）
11
运行人员手动快开请求（5s脉冲）
连通管快开调节阀（EGV）关允许及投自动条件（“与”逻辑）
1
无热网故障信号
2
供热抽汽快关调节阀（LEV）已开启
五、供热抽汽快关调节阀（LEV）控制逻辑
供热抽汽快关调节阀(LEV)开允许及投自动条件（“与”逻辑）
1
无热网故障信号
2
连通管快开调节阀（EGV）已开启或开度大于75%
二、会议决定：
1.机组供热抽汽投入允许条件中取消调节级压力判断逻辑、只采用机组负荷判断；
2.机组供热抽汽投入允许条件中关于供热抽汽快关调节阀、逆止门及电动门的开关状态采用运行操作人员人为判断的方式、不作为抽汽投入允许的闭锁条件；
3.机组供热抽汽投入允许条件中关于热网首站热网加热器的汽侧进汽阀门的开关状态采用运行操作人员人为判断的方式、不作为抽汽投入允许的闭锁条件（热网首站与主机DEH系统通信目前也无法实现）；
10
供热抽汽快关调节阀已关闭
11
供热抽汽气动逆止门关闭
12
供热抽汽电动门关闭
四、连通管快开调节阀（EGV）控制逻辑
连通管快开调节阀（EGV）保护快开逻辑：下述条件辑），机组切换至纯凝汽工况运行
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
七、供热抽汽电动门控制逻辑
供热抽汽电动门开允许
1
无热网故障信号
供热抽汽电动门联锁关闭逻辑：下述条件之一满足时，供热抽汽逆止门关闭
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机跳闸
5
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
6
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
7
机组并网后，供热抽汽电动门关闭
8
机组并网后，供热抽汽气动逆止门关闭
9
运行人员操作站手动操作“抽汽切除”
六、供热抽汽气动逆止门控制逻辑
供热抽汽逆止门开允许
1
无热网故障信号
供热抽汽逆止门联锁关闭逻辑：下述条件之一满足时，供热抽汽逆止门关闭
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机跳闸
5
供热抽汽快关调节阀(LEV)联锁关闭逻辑：下述条件之一满足时，供热抽汽快关调节阀(LEV)保护快关
1
汽机OPC保护动作
2
锅炉MFT保护动作
3
发电机解列
4
汽机跳闸
5
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
6
中排压力低于跳闸值0.35MPa（与）连通管快开调节阀(EGV)关闭至最小开度20%、（与）供热抽汽快关调节阀(LEV)阀位开度>5%
7
机组并网后，供热抽汽气动逆止门关闭
8
机组并网后，供热抽汽快关调节阀(LEV)关闭
9
运行人员操作站手动操作“抽汽切除”
八、汽轮机跳闸保护逻辑
1
中压缸排汽压力高（抽汽压力三取二逻辑大于1.5MPa，），汽轮机跳闸
九、热网抽汽控制回路自动切手动控制逻辑
1
三个中压缸排汽压力变送器中有两个故障时，切除热网抽汽控制回路自动，（切自动，不关阀门EGV阀及LEV阀、保持阀位），发报警
4
汽机跳闸
5
DEH开出打闸
6
机组负荷低于140MW，延时5秒（负荷由高到低触发动作）
7
机组并网后，供热抽汽电动门关闭
8
机组并网后，供热抽汽气动逆止门关闭
9
机组并网后，供热抽汽快关调节阀(LEV)关闭
10
中压缸排汽压力(三选二)大于1.0MPa（高于0.9MPa报警）；
额定值0.89MPa(abs.)
4.本机组对应任一投运的热网加热器高三值(液位三取二)不作为抽汽切除条件（热网首站与主机DEH系统通信目前也无法实现）；
5.中压缸排汽温度高(额定值338.8℃)不作为抽汽切除条件、高于350℃时做报警输出；
6.建议增加汽轮机跳闸主保护：中压缸排汽压力高（抽汽压力三取二逻辑大于1.5MPa时），汽轮机跳闸；但是目前该信号只有模拟量、没有开关量信号，建议以后机组大修期间增加压力开关、作为保护信号；