2022水电站热工与自动化技术监控管理制度

水电厂自动化技术监控管理制度作者：职场人目录19175_WPSOffice_Level11、总则 325716_WPSOffice_Level12、监督范围与内容 326751_WPSOffice_Level2（一）程序控制调节器、人机接口、各I/O输入模块、功率驱动模块、电源模块等 424005_WPSOffice_Level2（二）电液转换机构、主配压阀、紧急停机阀、事故配压阀、两段关闭阀 521010_WPSOffice_Level2（三）油压装置（含油罐、阀组、油泵、控制设备等） 56788_WPSOffice_Level2（四）高压空机系统 511279_WPSOffice_Level2（五）导叶（轮叶）接力器 526104_WPSOffice_Level2（六）主令开关 57952_WPSOffice_Level2（七）测频用电压互感器(或永磁发电机) 526625_WPSOffice_Level2（八）反馈装置（导叶开度、轮叶开度、有功功率） 530323_WPSOffice_Level2（九）水头自动测量装置 532123_WPSOffice_Level2（十）齿盘与测速装置 518105_WPSOffice_Level2（十一）机组过速保护装置 512210_WPSOffice_Level2（十二）连接油管与阀门 518333_WPSOffice_Level2（十三）快速闸门或蝴蝶阀等 525738_WPSOffice_Level13、水电厂热工与监控、调速系统的主要控制装置 57375_WPSOffice_Level2（一）监控系统、自动控制系统、调速系统检修规程； 730886_WPSOffice_Level2（二）热工仪表、监控系统与调速系统测量通道（参数）调校规程； 73993_WPSOffice_Level2（三）监控系统、自动控制系统、调速系统运行维护规程； 75765_WPSOffice_Level2（四）施工质量验收规程； 731972_WPSOffice_Level2（五）试验用仪器仪表操作（使用）规程； 732020_WPSOffice_Level2（六）安全工作规程； 713456_WPSOffice_Level2（七）岗位责任制度； 712325_WPSOffice_Level2（八）现场巡回检查制度和清洁制度； 714522_WPSOffice_Level2（九）检修工作票和验收制度； 718608_WPSOffice_Level2（十）现场定期试验、校验和抽检制度； 72204_WPSOffice_Level2（十一）热工设备、监控系统、调速系统缺陷和事故统计管理制度； 729347_WPSOffice_Level2（十二）工具、材科、备品备件管理制度； 72975_WPSOffice_Level2（十三）热工设备、监控系统、调速系统评级统计细则； 732295_WPSOffice_Level2（十四）计算机软件管理制度； 726119_WPSOffice_Level2（十五）技术资料、图纸管理制度； 718478_WPSOffice_Level2（十六）热工与自动化人员技术考核培训制度； 73029_WPSOffice_Level2（十七）热工计量标准器具检定规程（有效期内）； 77232_WPSOffice_Level2（十八）热工与自动化技术监督制度实施细则； 719407_WPSOffice_Level2（十九）水轮机保护运行、试验、管理制度； 7481_WPSOffice_Level2（二十）试验用仪器仪表管理制度； 77130_WPSOffice_Level2（二十一）设备质量监督检查签字验收制度； 714863_WPSOffice_Level2（二十二）热工与自动化技术监督告警制度； 730980_WPSOffice_Level2（二十三）热工与自动化技术监督工作考核奖励制度。 7一、水电厂热工与自动化技术监督的工作范围1、总则热工与自动化技术监督工作应认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针，实行技术监督责任制。按照依法监督、分级管理的原则，要从设计审查、设备选型、安装、调试、试生产到运行、停用、检修和技术改造的全过程实施技术监督。热工与自动化技术监督的主要任务是通过对热工仪表及控制装置、监控系统、辅助设备等自动控制系统、调速系统进行正确的系统设计、设备选型、安装调试、维护、检修、检定、调整、技术改造和技术管理等工作，保证热工与自动化设备完好与正确可靠工作。依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高热工与自动化技术监督专业水平。热工与自动化技术监督实行四级管理，第一级为集团公司，第二级为集团公司各分、子公司，第三级为各技术监督管理服务单位，第四级为发电企业。2、监督范围与内容2.1热工及设备（一）检测元件(温度、压力、压差、液位、流量、示流、转速、振动、位移等一次传感器)；（二）二次线路(补偿导线、电缆、二次接线盒及端子排等)；（三）计量标准器具及装置；（四）热工量值传递。2.2监控系统（一）数据采集与处理[模拟量输入（电气模拟量、非电气模拟量、温度量）、开关量输入（中断开关量、非中断开关量）、脉冲量（有功电量、无功电量）、数码量（水位输入）、交流量、计算量（功率或电量等的累加值）、模拟量输出、开关量输出、人工设定值等]（二）运行安全监视[越限与复限监视、事故顺序判断、故障顺序判别、趋势分析等]（三）设备操作监视[开机过程监视、停机过程监视、设备操作监视、厂用电操作监视、辅助设备控制与统计等]（四）控制权限[操作权、控制权等]（五）自动功率控制－AGC（六）自动电压控制－AVC（七）运行日志报表[运行日志、操作记录、其他记录（事故记录、故障记录、报警记录、保护工作记录、自诊断记录等）]（八）事件统计[开机与停机成功率、事故或故障、参数越限与复限、设备投退等]（九）数据通讯及安全防护[硬件设备、内部通讯、外部通讯（省调、网调、梯调）、其他（调速系统、励磁系统等）以及系统安全防护]（十）人机界面（十一）多媒体[视频监视、语音报警、远方电话查询等]（十二）自诊断与远方诊断（十三）数据存储设备及历史工作站（十四）电源系统（十五）外部时钟（十六）控制器及程序（十七）自动控制流程[机组开机流程、停机流程、事故停机流程、其他控制流程等]（十八）控制回路2.3辅助设备等自动控制系统（一）技术供水、排水系统等控制装置[增压泵、冷却水切换装置、滤水器、渗漏泵、检修排水泵、顶盖排水泵、深井泵、污水泵等控制装置]（二）同期装置（三）各执行元件[电磁阀、气动阀]等2.4调速系统（一）程序控制调节器、人机接口、各I/O输入模块、功率驱动模块、电源模块等（二）电液转换机构、主配压阀、紧急停机阀、事故配压阀、两段关闭阀（三）油压装置（含油罐、阀组、油泵、控制设备等）（四）高压空机系统（五）导叶（轮叶）接力器（六）主令开关（七）测频用电压互感器(或永磁发电机)（八）反馈装置（导叶开度、轮叶开度、有功功率）（九）水头自动测量装置（十）齿盘与测速装置（十一）机组过速保护装置（十二）连接油管与阀门（十三）快速闸门或蝴蝶阀等各企业对热工设备、监控系统、辅助设备等自动控制系统、调速系统与其他相关设备必须有明确的责任分工，各个水电厂视具体情况由主管部门会同相关检修、维护等部门协商确定。根据我们目前的情况调速器的主要工作一般由水机专业负责，但调速系统的辅机仍旧是热工专业负责的，主要是汽（水）轮机技术监督中包括调保方面的内容，这方面有个交叉点。3、水电厂热工与监控、调速系统的主要控制装置水电厂热工与监控系统、调速系统的主要控制装置系指关系到机组安全运行、经济运行状态的监控仪表、调节、控制和保护装置。各发电厂应根据本厂机组的具体型式结构、监控系统（水轮机盘）、调速系统控制装置的实际配备情况,参照下列划分项目对全厂主要控制装置进行统汁造册。3.1主要检测参数水轮机：顶盖水位、水导瓦温、水导油温、水导油位、锁定位置、空气围带压力、蜗壳水压、顶盖水压、尾水水压。发电机：上导瓦温度、上导油槽油温、上导油槽油位、下导瓦温度、下导油槽油温、下导油槽油位、推力瓦温度、推力油槽油温、推力油槽油位、定子线圈与铁芯温度、冷风温度、热风温度、冷却水示流信号、冷却水压、发电机有功功率、发电机无功功率、机组转速、转子电压、转子电流、定子电压、定子电流、风闸位置、风闸制动压力。调速系统：机组频率、电网频率、机组功率、导叶开度、轮叶开度、上游水位、下游水位、工作水头、油罐油压、油罐油位、高压气罐气压、滤油器压差、主配行程、主配拒动位置。监控系统的其他参数：拦污栅压差、漏油箱油位、集水井水位、渗漏井水位、廊道水位、消防池水位、冷却水滤网前后压力、低压气罐压力、开关操作液压压力、主令开关位置、主变温度、近区变温度、蓄电池室温度、中控室温度、发电机层温度、厂用母线电压、主变低压侧电压、蓄电池直流电压、控制母线电压、合闸母线电压、线路负荷、线路电流。3.2主要自动调节控制系统调速器转速控制、调速器开度控制、调速器负荷控制、调速器协联跟随控制、AGC控制、AVC控制统、油压装置油泵控制、顶盖水泵控制、漏油泵控制、集水井水泵控制、风闸制动控制、空气围带控制、高压风机控制、低压风机控制。3.3主要水机保护系统推力轴瓦瓦温过高、上导轴瓦瓦温过高、下导轴瓦瓦温过高、水导轴瓦瓦温过高、发电机冷热风温度过高、推力油槽液位过高或过低、上导油槽液位过高或过低、下导油槽液位过高或过低、水导油槽液位过高或过低、各轴承油槽外循环油流中断、各轴承油槽冷却水中断、主轴密封润滑水中断、导叶剪断销剪断、水轮机顶盖水位过高、事故低油压。发电机过负荷、发电机定子接地、发电机转子一点接地。调速器紧急事故停机电磁阀（装设失电动作电磁阀）、发电机电气保护回路直流电源消失、机组控制回路直流电源消失、机组励磁回路直流电源消失。机组出口断路器原动力降低至保护极限值、机组进水阀或快速闸门等油压降低至保护极限值。3.4主要顺序控制系统自动开机至空转控制、自动开机至空载控制、自动开机至并网控制、正常停机控制、事故停机控制、冷却水倒换控制、开关与刀闸操作控制、同期控制、厂用母线备自投控制、厂用电自动切换控制。4电厂应制订的规程制度各单位应严格贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。结合本单位情况建议制定和执行下列相应的规程制度：（一）监控系统、自动控制系统、调速系统检修规程；（二）热工仪表、监控系统与调速系统测量通道（参数）调校规程；（三）监控系统、自动控制系统、调速系统运行维护规程；（四）施工质量验收规程；（五）试验用仪器仪表操作（使用）规程；（六）安全工作规程；（七）岗位责任制度；（八）现场巡回检查制度和清洁制度；（九）检修工作票和验收制度；（十）现场定期试验、校验和抽检制度；（十一）热工设备、监控系统、调速系统缺陷和事故统计管理制度；（十二）工具、材科、备品备件管理制度；（十三）热工设备、监控系统、调速系统评级统计细则；（十四）计算机软件管理制度；（十五）技术资料、图纸管理制度；（十六）热工与自动化人员技术考核培训制度；（十七）热工计量标准器具检定规程（有效期内）；（十八）热工与自动化技术监督制度实施细则；（十九）水轮机保护运行、试验、管理制度；（二十）试验用仪器仪表管理制度；（二十一）设备质量监督检查签字验收制度；（二十二）热工与自动化技术监督告警制度；（二十三）热工与自动化技术监督工作考核奖励制度。考虑到实际情况，热工技术监督的相关制度至少有：序号制度名称1人员岗位责任制；2热工设备现场巡回检查和清洁制度；3热工设备检修工作票制度及验收制度；4热工设备（仪表及控制装置）现场定期校验、抽检制度；5热工设备缺陷和事故统计管理制度；6热工设备技术资料、图纸管理制度；7热工人员技术培训及考核制度；8热工设备评级统计制度；9计算机监控系统实施细则（LCU、上位机等）10热工技术监督实施细则11工程师站和监控系统管理制度12热工设备、备品备件管理制度；13热工仪表检修规程（实施细则）14热工标准室管理制度15热工保护和报警的定值表热工标准室管理制度应包括：实验室岗位责任制度；计量标准使用维护制度；周期检定制度；原始记录及证书核验制度；事故报告制度；计量标准档案管理制度。5技术档案建立健全电力建设和生产全过程的热工设备、监控系统、自动控制系统、调速系统的清册和技术档案，并努力作到档案管理规范化、微机化。清册和技术档案建议包括以下内容：（一）热工设备、监控系统、自动控制系统、调速系统装置设备的清册、台帐及出厂说明书；（二）热工计量标准仪器仪表清册；（三）监控系统、自动控制系统与调速系统的装置系统图、原理图、实际安装接线图；（四）监控系统、调速系统的电源系统图；（五）主要仪表测点实际安装图；（六）监控系统、调速系统的运行日志；（七）各种技术改进图纸和资料；（八）热工设备、监控系统、调速系统的缺陷及处理记录；（九）热工设备、监控系统、调速系统的异常、障碍、事故记录；（十）全厂热工设备、监控系统、调速系统的检修、检定和试验调整记录；（十一）热工标准仪器仪表维修、检定记录；（十二）备用热工设备、监控系统、调速系统的零部件清册；（十三）计算机系统软件和应用软件备份；（十四）监控系统、调速系统的硬件配制清册；（十五）监控系统、调速系统的故障及死机记录。二、《国家电网公司发电厂重大反事故措施》热工相关内容12防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故12.1防止机组飞逸

12.1.1设置完善的停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。目前存在的主要问题是测速装置的定期检验工作开展不正常，检验项目漏项，机械过速没有进行定期实际试验，也没有进行回路的模拟试验。12.1.2机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律检验等，各项指标合格方可投入运行。调保试验项目不全。12.2防止立式水轮发电机组旋转部分抬机。立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置，当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。抬机监控、保护装置的安装不少厂没有开展12.3.1.2水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不大于《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564－2003）规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。目前振摆测量问题多多，作为保护停机难度很大。12.3.2.2水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常，水导润滑水应能够自动切换主、备用供水，流量计、压力变送器和示流器等装置应正常工作。示流器的问题比较多。12.3.2.3应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常,信号整定值正确。对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。外循环油系统控制系统设计有不合理的问题，一是部分油位开关不可靠，二是部分机组没有表证油泵真正启动的压力或差压的参数。

12.3.3.2压力油罐油位计应选择钢质磁翻板液位计或其它不易老化破裂的原料生产的液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。目前还有个别机组采用有机玻璃管型磁珠液位计。12.3.3.3机组大修后应做低油压事故停机试验。个别电厂没有进行实际试验。12.4.5.2主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。机组运行中失去监控时，必须停机。个别电厂的运行规程和反事故措施没有严格规定12.4.6.2润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。个别机组润滑油油位还不具备远方自动监测功能12.4.7.4定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸及其供气油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。各厂目前机械制动存在的问题比较多，主要是个别风闸不到位，为防止手动投风闸可能发生的误操作，建议在温度制动柜上安装一个转速显示表。12.5.3.3紧急停机应设置为与DCS分开的独立操作回路。个别电厂没有中控室紧急停机的手动按钮。

12.5.3.4加强水泵水轮机机械保护跳闸系统和主要监视仪表巡视、检查和试验，跳闸电源必须可靠，跳闸保护信号作用于出口跳主开关、关工作闸门（进水阀）、关导叶的控制通道必须多路配置，闭锁继电器、输出继电器必须做到定期校验。常规水机保护回路中的跳闸保护信号一般有多路配置，但举一反三，监控出口的回路有多路配置吗（不需要同时输出）？13防止分散控制系统（DCS）及热工保护拒动、误动事故13.1加强分散控制系统运行维护管理

13.1.1工程师站及分散控制系统机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《热工自动化设备检修规程》（DL/T774-2004）的要求，保证热工控制设备在良好的环境条件下运行。工程师站及现地控制单元机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《水电厂计算机监控系统基本技术条件》（DL/T578-2008）的要求，保证热工控制设备在良好的环境条件下运行。13.1.2分散控制系统接地应满足设备技术要求，并应定期对接地系统进行检测，确保接地系统测试参数应符合规程规定要求。13.1.3修改热工保护必须在严格履行申报、审批手续后实施，并限时恢复投运。不得擅自改动保护定值和退出热工保护。13.1.4规范分散控制系统软件管理。软件修改、更新和升级必须严格履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行操作和编程组态。13.1.5分散控制系统的系统操作软件安装盘应至少备份2套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少2份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于5年。13.1.6用户应用组态软件变更后,应对各控制站、操作站、通讯网络等进行负荷率测试，负荷率应满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的相关要求。13.1.7建立严格的分散控制系统安全防护措施。分散控制系统中严禁拷贝、存放、运行非分散控制系统软件。单元机组通讯网络不得与社会网络联网。除调度端AGC系统外，分散控制系统与厂内MIS、SIS信息管理系统等联网必须采取可靠的隔离措施，并应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委30号令）、《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会[2004]第5号令），《电力二次系统安全防护总体方案》、《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34号）等规定的要求。13.1.8分散控制系统应与全厂时钟系统(或GPS时钟)同步，并结合机组停运进行电源、网络、控制器切换试验。13.2合理配置分散控制系统资源

13.2.1分散控制系统配置应能满足机组任何工况下的监控（包括紧急故障处理）的要求，CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。13.2.2主要控制器应采用冗余配置，冗余的I/O信号应通过不同的I/O模件引入。冗余配置的过程控制单元、通信接口、通信网络应处于良好的热备用状态。13.2.3分散控制系统应由两路电源（其中一路来自UPS电源）供电，电源切换时间小于5毫秒，控制室内应设置独立于分散控制系统的电源故障声光报警。分散控制系统UPS电源严禁接入非分散控制系统设备。公用系统DCS的控制器、网络切换器所用电源应采取冗余配置，并且取自不同机组的UPS电源。CSCS系统现地控制单元（LCU）和常规水机保护电源应设计有可靠的两路供电电源（如一路为工作段电源，一路为直流电源)，并可自动切换，切换时应保证控制器不能初始化。LCU的工作电源必须满足220VAC（85－115％），220VDC（80－115％）的电压要求，满足50HZ±2％的频率要求。人机接口站如无双路电源切换装置，则必须将两路供电电源分别连接于不同的操作员站，系统电源故障（LCU、水机保护和人机接口站）必须在中控制室内设有声光报警。定期检查电源回路端子排、配线、电缆接线螺丝无松动和过热现象，电源保险丝容量是否保持与设计图纸相一致。加强对CSCS系统的UPS电源管理，UPS的输出电源必须满足220VAC±2％，50HZ±1％的要求，定期对用于UPS的蓄电池进行充放电试验。严禁非CSCS系统用电设备，接到CSCS系统的UPS电源装置上。网络交换机所用电源应采取冗余配置，并且取自不同机组的电源。定期检查CSCS系统现地控制单元(LCU)内置电池，及时更换超期内置电池。13.2.4主系统通讯负荷率必须满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的要求，所有相关系统（包括专用装置）与主系统连接后，应保证主系统通讯负荷率控制在合理范围内。主系统通讯负荷率必须满足《DLT578-2008水电厂计算机监控系统基本技术条件》的要求。13.2.5分散控制系统的接地必须严格遵守相关技术要求，接入分散控制系统的模拟量信号必须采用屏蔽电缆，开关量输入信号宜采用屏蔽电缆，且屏蔽电缆应具有可靠的单端接地。13.2.6操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求。紧急停机、停炉按钮配置应采用与分散控制系统分开的单独操作回路。操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求，紧急停机下闸的按钮配置，应采用与CSCS分开的单独操作回路。13.3完善分散控制系统故障紧急处理措施

13.3.1根据机组具体情况，制订在各种情况下分散控制系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。13.3.2部分操作员站发生故障时，应由其它可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障。若故障无法排除，应根据有关规程及机组运行状况酌情处理。13.3.3全部操作员站发生故障时，如主要后备硬手操及监视仪表可用且能够维持机组安全运行，应及时转后备操作方式运行，同时迅速排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。13.3.4系统中的控制器或相应电源发生故障时，应采取以下对策:

13.3.4.1辅机控制器或其电源发生故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理故障，如条件不允许，应将该辅机退出运行或根据处理情况采取相应措施。13.3.4.2调节回路控制器或其电源发生故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理故障，并根据处理情况采取相应措施。13.3.4.3涉及机炉保护的控制器发生故障时，应立即更换或修复控制器模件；涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应注意防止控制器初始化。如恢复失败应紧急停机停炉。应根据机组具体情况，制订在各种情况下CSCS控制系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。当全部操作员站出现故障时（所有上位机"黑屏"或"死机"），若主要后备硬手操及现地控制单元(LCU)可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式。当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据有关规程及机组运行状况酌情处理。当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动或就地维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。涉及到机组保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到水机保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施，若恢复失败则应紧急停机。加强对CSCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。规范CSCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的CSCS系统中使用，必须建立有针对性的CSCS系统防病毒措施，严格管理CSCS系统的网络地址。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行操作和编程组态。计算机监控系统的系统操作软件安装盘应至少备份2套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少2份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于5年。13.4防止热工保护拒动

13.4.1独立配置的锅炉灭火保护装置必须符合相应技术规范要求，所配电源必须可靠，系统涉及的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。对于独立配置的常规水机保护应保证装置（系统)本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，能互为备用和自动切换。重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。系统涉及到的事故低油压的取压装置、压力开关、传感器等外围设备必须处于完好状态。13.4.2热工主保护系统进行机、炉、电联锁、联动试验时，必须将全部软逻辑纳入相关系统的试验范围。定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，水机过速、事故低油压等保护(装置)应定期或每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。在进行机组大联锁与流程试验时，必须将全部逻辑纳入到相关系统的试验中。水机保护试验必须建立技术档案登记本，做到保护跳闸条件试验不逾期，不漏项。13.4.3汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5%。TSI的重要跳闸保护信号和通道必须冗余配置，ETS控制的跳闸电磁阀应单独设置电源。13.4.4检修机组启动前，应对相关热工保护装置进行静态模拟试验，检查跳闸逻辑、报警及保护定值。对于配置有双通道四跳闸线圈ETS的机组，应定期进行ETS在线不停机跳闸动作试验。13.4.5处理热工保护装置故障必须严格履行审批程序。炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置严禁随意退出，如被迫退出运行必须采取相应安全技术措施，并在8小时内恢复；其它保护装置被迫退出运行，必须在24小时内恢复。否则应立即停机、停炉处理。处理水机保护装置（包括系统、一次检测设备)故障时，必须严格履行审批程序。水机过速、事故低油压等重要保护装置在机组运行中严禁随意退出，当其故障被迫退出运行时，必须制定可靠的安全措施，并在8小时内恢复。其它水机保护装置被迫退出运行时，必须在及时恢复，否则应立即停机处理。13.4.6热工保护回路不应设置供运行人员切、投保护的任何操作手段。除非十分必要，只可在热工保护回路软件编程组态中，设置由热控专业人员操作的置位开关。每次置位解除保护必须得到本单位生产（技术）负责人批准，规定复位时限，并记入运行日志留档备查。定期检查CSCS系统中存在的“被强制点”，与批准手续核对并做记录。13.5防止热工保护误动

13.5.1机组运行中进行热工保护装置检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。机组运行中进行热工保护装置检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。机柜内监控系统和水机保护的电源端子排及重要保护端子排应做明显标志，防止误触误碰。13.5.2机柜内热控电源端子排及重要保护端子排应做明显标志，防止误触误碰。13.5.3定期检查分散控制系统过程控制单元(PCU)内置电池，及时更换超期内置电池。13.5.4使用厂用蓄电池直流电源作为主保护电源的机组，应改造为可自动切换的双路供电电源，防止直流电源系统查找接地故障点时误跳热控保护。13.5.5汽轮机润滑油压低(对于液压调速系统，还包括一次油压低)进行传动或在线动作试验时，应在仪表管路加装泄压阀泄油，禁止采用拨压力开关电接点或卸压力开关表管接头的方式泄油。13.5.6对于“润滑油压”、“真空”、“抗燃油压”等保护信号，一次元件取压回路均应独立设置。13.5.7炉膛压力高、低保护开关应安装于具有稳固底座的平台或运行层，以防止环境振动造成压力保护开关误动。13.5.8露天热工保护开关接点、阀位反馈接点等设备应设有有效的防雨防潮设施，露天敷设仪表管的伴热设施必须可靠，在仪表管路上应做好防冻措施。露天布置热工保护开关接点、位置反馈接点等设备应设有有效的防雨防潮设施；现场就地安装的一次检测元件、位置开关、接线端子箱等装备，也应有良好的防水、防尘设施。热工保护的压力、流量开关应安装于具有稳固底座的平台或管道上，以防止环境振动造成压力保护开关误动。13.5.9热控系统现场就地安装的一次检测元件、位置开关、接线端子箱等装备，应有良好的防水、防尘设施。所有进入热工保护系统的就地一次检测元件以及可能造成机组跳闸的就地元部件，都应有明显的标志。以防止人为原因造成热工保护误动。三、自动化元件的基本要求主要是两个规程《水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件》和《DLT1107-2009水电厂自动化元件基本技术条件》，以及《DLT5413-2009水力发电厂测量装置配置设计规范》水电厂机组自动化元件（或装置）:是指机组开机、运行、停机、备用、事故停机及事故报警所用的自动化装置。主要指温度、转速、液位、物位、压力，液流等非电量的监测、转换、操作所使用的控制装置和显示仪表及轴电流信号装置等。一般不包括电气二次回路、发电机继电保护、调速器及励磁系统及中控室需要的自动化元件。自动化元件的一般要求一般自动化元件的技术要求和相关热工仪表的要求相同，主要包括各种流量开关、液位开关、电磁阀、转速信号器、机械过速装置和过速限制器、蠕动监视装置、压力（差压）开关、电阻式温度计、温度数显示表（最好带4-20mA信号）、油混水监测装置、轴电流监测装置、限位开关、导叶位置开关、滤水器、减压阀、电动阀、振动（摆度）监测装置、发电机气隙监测装置、发电机局部放电监测装置、大轴轴向位移监测装置、推力轴承负荷测量仪、水轮机压力脉动测量仪、轴承油位监测仪、水轮机上下游水位测量仪、水轮机水头测量仪、水轮机流量测量仪、水轮机效率测量仪、水轮机耗水率测量仪、冷却水或润滑水流量测量仪、火灾报警系统、自动灭火装置、各种变送器。技术要求与以前版本有比较大区别的是转速信号器。1、齿盘的齿数为发电机极对数的1-3倍，齿的宽度号高度应大于20mm；探头与齿盘的间隙，不小于3mm；基本误差不超过0.5%的额定转速；分辨力不大于0.1%的额定转速；具备断电记忆、过速记忆、参数自动保护功能。2、机械过速开关的动作误差不大于3%，电气转速信号器(或装置)的误差不大于1%（零转速触点除外），返回系数对转速下降时发信号的触点，应不大于1.1；对转速上升时发信号的触点，应不小于0.9(零转速触点除外)，这些指标比以前要求都严格多了。3、对电气型转速信号器，要求具有可调整的4对0～200%额定转速之间的触点和一对零转速触点；对机械型转速信号器，应满足机组过速保护的要求。转速信号器应同时采用机端残压测频和齿盘测频，如果只有一种，应选择齿盘测频，对于机端残压测频能够适应0.2V的残压值。4、机械液压过速保护装置在整定转速时，过速摆及换向阀应准确动作，可手动返回，动作误差不大于3%；机械转速信号装置应采取可消除主轴摆动影响的结构；蠕动监测装置，在机组停机的情况下。当转动达到1.5度时，应有报警输出。四、《水电厂计算机监控系统的验收方法和试验》中的数据采集系统的测试方法。1、超限诊断报警功能的检查在I/O柜模拟量通道输入端，逐渐增加（或减少）输入信号至画面报警。继续增加（或减少）输入信号后再减少（或增加）输入信号，至CRT画面报警信号消失，记录报警信号产生和报警信号消失时的输入信号值，注意过程中画面的变化。报警信号产生时的输入信号值与设定点的差值，称为报警设定点动作误差；报警消失时的输入信号值与设定点的差值，称为报警设定点恢复差；报警设定点动作差和恢复差均应不大于模件的允许误差。当超限产生或消失时，画面上相应点应显示报警、数据或底色变色，声光报警提示。2、热电阻输入信号短路或断路诊断功能检查在I/O柜热电阻信号通道的输入端输入一信号后，短路或断开输入信号，画面上相应点的显示值及颜色应迅速变化至规定值，故障报警应符合实际。3、输入信号断路诊断功能检查在I/O柜的模拟量输入端输入一信号后，断开输入信号，画面上相应点的故障显示、报警应符合实际。4、SOE记录和事故追忆系统（可选项）在操作员站上进入SOE组态画面，检查系统的SOE信号内容描述正确，配置符合设计且留有一定余量。SOE应包括水机保护信号、电气保护信号、重要状态量。检查事故追忆功能，其表征机组主设备特征的变量信号记录应完整。设置了不少于20个重要变量的跳闸前10min、跳闸后5min，以1s时间间隔的快速记录，以及一些时间间隔为3～5s的相关变量的记录（可选项）。事件分辨率测试方法任意选择3～5点的SOE信号输入通道，连接SOE信号发生器，让信号发生器送出时间间隔在1～5m间的开关量信号，改变信号发生器信号的间隔时间，直至SOE记录的时间间隔与实际不符时止。事件顺序记录的分辨力应≤l-2ms。小型水电机组满足5ms或10ms的要求。检查报警显示、打印信号的内容、次序及时间顺序，应与输入信号一致；重复打印时，时序应无变化；事故追忆显示符合设计要求。雪崩处理能力测试方法在现地控制单元的事件顺序记录量中任意抽选n点，接入同一状态量输入信号，改变输入信号状态，检查所记录的事件名称应与所选测点名称一致且无遗漏，所记录的状态及事件发生时间应一致。对于机组现地控制单元，宜选n＝8点；对于开关站及公用现地控制单元，宜选n＝32点。5、I/O信号处理精度检查测试模件信号处理精度测试前，应先确认所用的标准信号源的（校准仪）计量传递在有效检定周期内，其阻抗与模件阻抗相匹配，内外供电电源相对应。监控系统的信号，分模拟量输入（AI）、模拟量输出（AO）、数字量输入（DI）、数字量输出（DO）、脉冲量输入（PI）五大类。测试开始时先检查每个通道的转换系数，应符合测量系统量值转换要求。检查模拟量测量参数的采样周期、显示周期和“不灵敏区”设置，应满足机组运行的需要。测试模件供电质量、模件适应电源及负载变化能力，当直流电源电压在额定值的±5％范围内变化时，I/O模件功能和基本误差应符合规定要求。（1）模拟量输入（AI）信号精度测试。AI信号有热电阻RTD（Pt100、Cu50）、电流（4～20mADC、0～10mADC、0～20mADC等）、电压(1～5VDC、0～5VDC、0～10VDC等）。工程中常用的有RTD(Pt100）、4～20mADC。测试按以下步骤进行：l）关闭所用信号发生器电源，接线。2）打开所需信号发生器电源，特别要注意模拟输入量的供电方式：现场供电（FIELD）或系统供电（SYSTEM）。若是FIELD方式，信号发生器切至有源（24VDC）档，两表棒直接与输入端子相连，正端接正端，负端接负端；若是SYSTEM方式，信号发生器切至无源档，表棒正端接输入端子负端，负端接机柜直流接地棒。3）通过相应的标准信号源，在相应的输入信号线端子上分别输入量程的0％、25％、50％、75％、100％信号，在操作员站或工程师站上读取信号显示值（注意该信号数据变化的响应时间应符合运行要求），与输入的标准值进行比较（若被测试的模件共享1个AD转换器，则每个模件可仅选一个通