1、满天星电站改造技术方案湖北兴发集团满天星电站计算机监控系统升级改造技 术 方 案2010年10月目录1 概况 11.1 标准及规范 11.2 设计原则 21.3 改造范围 32 系统组成 33 系统硬件设备 43.1 集中控制层硬件设备配置 43.1.1 主站/操作员站 43.1.2 远控站 43.1.3 模拟屏通信机 53.1.4 GPS时钟同步装置 53.2 现地控制层辅控控制箱硬件设备配置 63.2.1 电源选择 63.2.2 现场主站可编程控制器 73.2.3 继电器 83.2.4 柜体 93.3 现地控制层自动化元件硬件设备配置 94 系统功能设计 94.1 概述 94.2 控制层功
2、能说明 104.2.1 计算机监控系统控制权 104.2.2 电站控制中心功能 104.2.3 数据采集与处理 104.2.4 安全运行监视 114.2.5 实时控制和调节 124.2.6 监视、记录、报告 134.2.7 事件顺序记录 164.2.8 正常操作指导和事故处理操作指导 164.2.9 数据通信 164.2.10 屏幕显示 174.2.11 电站设备运行维护管理 174.2.12 控制和调节 174.2.13 系统自诊断 184.2.14 语音报警 185 系统性能指标 185.1 实时性 185.2 CPU负载率 195.3 可靠性 195.4 可维护性 195.5 可用率 2
3、05.6 系统安全 205.7 可扩充性 215.8 工艺 215.9 材料和部件 266 质量保证措施 277 设备配置明细表 288 技术附件 281 概况兴发集团满天星电站位于湖北省兴山县古夫镇满天星, 电站共有两台轴流转桨式立式机组,2*5500KW,与2000年投产发电,电站计算机监控系统、线路保护设备原采用宜昌能达公司研制生产LD-200监控系统,原系统共有3个现地LCU,采用公司生产的SLC 5/05 1747-L551触摸屏电量采集装置和后台。变压器及发电机保护采用万力达公司生产的微机测控一体化保护，该站监控系统已运行十年之久，部分设备已经老化和损坏，部分器件的已经淘汰和停产了
4、，并且兴发集团要求其下所有电站的信息通过光纤以太网集中上传至古夫镇办公大楼内。为使整个电厂的设计安全可靠、发电质量满足电网的要求，并满足信息集中上传要求。其控制系统也必须达到可靠、先进，实现“无人值班、少人值守”的目标。为此本公司决定对满天星电站监控系统、保护设备技术升级进行技术升级改造并增加电站监控系统信息集中上传并控制的功能。1.1 应执行的标准及规范严格按照国际标准、中华人民共和国标准和规范的要求进行满天星电站计算机监控系统、线路保护设备的设计、制造、供货、指导安装及调试、试运行。所遵循的技术标准的名称及标准代号：DL/T 578-95 水电厂计算机监控系统基本技术条件DL5003 电力
5、系统调度自动化设计技术规范DL5002 地区电网调度自动化设计技术规范GB3453 数据通信基本型控制规程GB3454 数据终端（DTE）和数据电路终端设备（DCE之间的接口定义）DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程GB4208-93 外壳防护等级的分类IEEE 802.3 网络技术标准GB23128 操作系统标准DL476 电力系统实时数据通信应用层协议JB/T5234 工业控制计算机系统验收大纲DL/T5065-1996 水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T5081-1997 水力发电厂自动化设计规范DL478-92 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件GB
6、50171 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB4026 电气设备接线端子和特定导线线端的识别及应用字母数字系统的通则GB5080 设备可靠性试验 在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准。在国内相关标准缺项时，可参考选用相应的国际标准。当标准不一致时，采用技术水平高者。设备为进口设备时采用IEC标准或该设备制造商企业标准。1.2 改造基本原则根据满天星电站的特点，满天星电站计算机监控系统、线路保护设备在设计时整体规划，充分考虑到与外部系统的接口，同时，整个系统具备可靠性、先进性和可扩展性等特点。1) 系统易于组态、易于使用，易于修改，易于扩展。软件能方便地
7、升级。2) 系统通过高性能的工业控制网络及分散处理单元、人机接口和过程控制软件等来完成各工段生产装置的控制。系统硬件安全、可靠、先进。3) 系统的设计采用合适的冗余配置和诊断至模件级的自诊断功能，使其具有高度的可靠性。系统内任一组件发生故障均不影响整个系统的工作。4) 系统的监视、报警和自诊断功能高度集中在LCD上显示和在打印机上打印。5) 控制系统在功能和物理上适当分散。6) 网络采用以太网，传输速率100/10Mbps，由于网络上的任一节点都独立于其它节点，因此极大的提高了网络的可用性和可靠性；7) 提供的设备，其质量标准一致，机柜尺寸、颜色、外形结构相同。所有外部接线至少满足2.5mm2
8、线芯截面的接线要求。预制电缆插件连接可靠并可承受一定的外力。8) 中控室控制主机采用二台冗余操作员站及二台冗余通信员站，选用具有较高可靠性、抗干扰性很强的优质工作站。实现主机冗余热备。9) 辅控设备选用具备高可靠性、先进性、可扩充性的高性能PLC。10) 中控室操作员站采用WINDOWS中文操作系统，采用动态多窗口图形显示技术，友好的全中文界面，免编程全图形开发工具与强有力的组态工具平台，方便用户的系统运行与维护，达到用户直接参与系统应用开发的需要。1.3 具体改造范围其改造范围涵盖：2套主机兼操作员工作站、2套远控工作站、1套语音报警、1套模拟屏通信机、1套低压气空压机控制箱、1套高压气空压
9、机控制箱、1套压油装置控制PLC、1套漏油箱控制PLC、电站部分自动化元件、中控室操作台桌面、与发变组保护设备通信及远程通信（104规约），并完成上述改造现场调试、试验等相关服务。2 系统组成改造后的湖北兴发集团满天星电站计算机监控系统、线路保护设备及网络均采用目前国际上先进的PLC及MB网络。采用目前最先进的计算机监控系统；上层集中控制级由2台冗余主站/操作员站、2台冗余远控站等设备组成；下层为现地控制层，其系统按照电站控制对象的功能及分布位置共设置3套现地控制主站单元（主及触摸屏及电量采集装置不改造，只改造温度信号采集及上传及机组部分压力信号采集及上传），根据现场情况改造4套辅机控制箱。改
10、造后湖北兴发集团满天星电站计算机监控系统网络结构图见附件1；模拟屏改造。集中控制层节点配置如下：1) 2台系统监控主站/操作员站及外围设备；2) 2台系统监控远控站及外围设备；3) 1套操作员控制台桌面；4) 1套模拟屏通信管理机及仪表；5) 1套计算机监控系统所有设备之间所需的连接屏蔽电缆、适配器、光电转换器以及其他附件（现场已部分提供）；现地控制层节点配置如下：1) 4套辅机控制箱；2) 部分自动化元件；3 系统硬件设备3.1 集中控制层硬件设备配置3.1.1 主站/操作员站系统设置2套系统监控主机/操作员站，每台主站/操作员站均可完成整个计算机监控系统的数据采集和处理功能，并均能完成监控
11、系统的全部人机联系功能，主要包括对整个处理流程的运行监视和控制，发布操作命令，各图表曲线显示，事故、故障信号的分析处理等功能。其配置如下：操作员站型号：研华工作站 IPC610CPU型号：Intel 酷睿2双核CPU时钟频率：2.6GHz内存：2GB (2x1GB)内存硬盘：320GB SATA * 2DVD-ROM：16x DVD-ROM SATA 光驱显示器：1台，27英寸三星液晶显示器分辨率1280102410/100以太网卡：集成 Broadcom(R) 57780 千兆以太网卡其它配置：串行口、并行口、USB口通用键盘和鼠标：各1个，USB 键盘 (简体中文)，戴尔(TM) USB
12、光电鼠标操作系统：WINDOWS XP3.1.2 远控站系统设置2套远控站，每台远控站均可完成整个计算机监控系统的数据上传和监控系统控制数据转发功能。其配置同主站/操作员。3.1.3 模拟屏通信机中控室原来配置一套马赛克模拟屏，数据由现地控制单元PLC的DO和AO传输数据。由于现场干扰其模拟量数据显示有跳变现象。拟改造为在模拟屏中增加通信管理机与远控站通信方式，保证模拟屏画面数据的正确。控制系统采用盒子结构，屏后布线简洁，维护方便，其工作原理图下图。湖北兴发集团满天星电站监控系统马赛克模拟屏工作原理图3.1.4 GPS时钟同步装置GPS电子卫星时钟作为电站计算机监控系统的同步时钟。装置具备RS
13、232/485、PPS/PPM、IRIG-B等输出方式，且输出方式可调。上位机设备分别通过串行通讯接口与GPS同步时钟相连接，获得相应的时间信息，天线的射频灵敏度：-165dbw，天线配带30米馈线（可加长）捕获时间：热启动15秒 重新捕获2秒冷启动45秒 自动搜索300秒GPS精度：280nS输出：4个RS232，2个RS422串行口输出，32路PPS/PPM输出可调或IRIG-B选择输出 3.2 现地控制层辅控控制箱硬件设备配置现地控制层辅机控制箱主要由可编程控制器(PLC)构成。现地控制PLC可编程控制器均选用西门子S7-200系列。各站I/O测点统计如下：现场I/O测点统计表编号名称点
14、数统计DIDOAIAO1低压气空压机控制箱24164-2高压气空压机控制箱24164-3漏油控制箱24164-4调速器油压控制箱24164-说明：DI: 数字开关量输入信号，DC24V输入。DO: 数字开关量输出信号，继电器输出信号AC250V，5A。AI: 模拟量输入信号，420 mA DC。AO: 模拟量输出信号，420mA DC。3.2.1 电源选择开关电源选用台湾明纬S-150-24工业电源，输入AC220V，输出DC24V，10.4A，完全满足直流负载需要。3.2.2 现场主站可编程控制器现地控制箱选用西门子S7-200系列CPU226可编程控制器。2个通讯端口（1个自由口，一个MO
15、DBUS口），CPU模块CPU226，集成24 输入/16 输出共40 个数字量I/O 点；2 个RS485 通讯/编程口，具有PPI 通讯协议、MPI 通讯协议、MODBUS协议和自由方式通讯能力3.2.3 继电器继电器选用施耐德RXL2A12B2BD+RXZE1M2C中间继电器。3.2.4 柜体共有2套辅机控制箱柜体，尺寸为1000mm600mm400mm。具体可根据用户要求定制。3.3 现地控制层自动化元件硬件设备配置现地控制层自动化元件主要采用法国塞尔瑟斯或麦克及德国图尔克的产品。主要配置数量见附件2产品配置清单。4 系统功能要求4.1 概述改造后的满天星电站监控系统按照“集中管理，分
16、散控制”原则设计，操作员站上安装iFix组态软件，是一种基于WindowsXP操作系统下开放式、面向对象软件开发平台，投标单位的应用软件应建立在这个基础上，并结合电厂实际特点开发一整套上位机软件。运行人员在操作员站上可对全厂流程进行模拟图形显视、实时数据监测，完成控制目标值设定、报警显示记录、操作状态记录、累计值计算、趋势曲线绘制、打印制表等功能；实现设备远程控制；存贮并管理系统生产数据，实现与外部系统数据的通讯。现地控制单元，采集模拟量、数字量等信号，并通过工业以太网将信号传输到主站/操作员站，并接收主站/操作员站的控制设定指令。4.2 控制层功能说明4.2.1 计算机监控系统控制权控制权分
17、远方、中控室、现地三级，可以进行切换。远方控制是指调度中心发出控制命令直接对现地单元进行控制，中控室控制指在电站主控级的操作员工作站上的直接操作，现地控制指在现地LCU上的操作。控制权由电厂端设置，优先顺序为“现地，中控室，远方”，通过电厂的运行值班人员可以将控制权移交给上级调度和管理部门。当有事故发生或其它原因需电厂运行值班人员进行干预时，控制权将能自动切换到电厂端。监控系统能保证在进行控制权切换时电厂运行无扰动。4.2.2 电站控制中心功能电站主控级设备布置在计算机中控室。具有下列功能： 数据采集与处理 运行监视、控制、调节与操作 记录、报告、统计制表、打印 运行参数计算 自动发电控制与自
18、动电压控制 通讯控制 系统自诊断 系统维护 语音报警4.2.3 数据采集与处理 收集电厂内现地控制单元（LCU）采集的模拟量、数字量（包括状态量、SOE、脉冲量）。 采集LCU各模拟量数据，进行有效性校对、工程系数变换，生成和实时更新数据库。 对模拟值进行限值检查。每个模拟量一般可设置两个高限值和两个低限值，超限时报警或根据需要并作用于停机。 根据需要，可设模拟量变化梯度检查。 采集LCU各开关量，进行检查核对后，更新实时数据库。 对中断输入立即响应，并立即记下时标，经检查确认后存入数据库。 根据开关量输入变位性质进行逻辑处理如报警等。4.2.4 安全运行监视安全运行监视包括全厂运行实时监视、
19、参数在线修改、状变监视、越限检查、过程监视、趋势分析和监控系统异常监视。 全厂运行实时监视及参数在线修改：用户能通过两台操作员站对全厂各主设备及辅助设备的运行状态进行实时监视控制及在线修改参数。操作权限主要分为三级：系统管理员、高级操作员、一般操作员（也可根据用户的需求分级）。系统管理员拥有对整个系统的权限，如：可增加或删除用户、离线和在线修改等操作；高级操作员拥有修改参数等操作权限；一般操作员进行部分控制操作。 状变监视：状变分成两类。一类为自动状变即自动控制或保护装置动作所导致的状变，如断路器事故跳闸，机组的自动起动等，另一类为受控状变，即由来自人工控制的命令所引起的状变。发生这两种状变时
20、，均能在操作员站上显示。状变量以数字量形式采入； 越限检查：检查设备异常状态并发出报警，异常状态信号在操作员站上显示并记录。同时，主控级还接受现地控制单元的越限报警信号。其设备异常状态共分为两类：一类为异常程度较轻，称为一段越限；另一类为异常程度较重，称为二段越限。一段越限只发报警信号，不作用于停机；二段越限除发报警信号外，还作用于事故停机。一段和二段越限有音响和光字信号，运行人员能通过颜色和声音轻易区别两类； 过程监视：监视机组各种运行工况（发电、调相、停机等）的转换过程所经历的各主要操作步骤，并在操作员站上显示；当发生过程阻滞时，在操作员站上给出阻滞原因，并由机组现地控制单元将机组转换到安
21、全状态或停机； 趋势分析：分析机组运行参数的变化，及时发现故障征兆，提高机组运行的安全性。其主要的趋势监视有： 机组轴承温度升高发展趋势监视、 机组轴承温度变化率T/t监视、推力轴承瓦间温差监视以及电压、频率、负荷等的变化趋势； 间歇运行的辅助设备的运行监视和分析：监视机组及电站各间歇运行的辅助设备（如压油泵、排水泵、空压机等），并统计其起动次数、运行时间和间歇时间，并形成报表定时或召唤打印； 监控系统异常监视：监控系统的硬件或软件发生事故则立即发出报警信号，并在操作员站上弹出异常报警记录，指示故障部位，对重要的信息可进行语音报警，并能进行定时或召唤打印其报警内容。4.2.5 实时控制和调节操
22、作员可以在中控室上做发电、停机、空载和开关（或刀闸）的合、分等控制操作。对操作员的任何操作，计算机都将作命令的合法性检查和控制的闭锁条件检查，对非法命令和不满足闭锁条件的控制操作，监控系统将拒绝执行，并在屏幕上的信息区提示操作员拒绝执行的具体原因。操作员通过主机兼操作员工作站的显示器、键盘等，能对监控对象进行下列控制与调节： 机组启动、停机； 同步并网； 机组各种运行方式选择； 机组有功功率、无功功率增减； 全厂总有功、总无功功率的增减； 断路器、隔离刀、接地开关的合/分以及闭锁； 10KV、35KV或110KV线路的监控； 厂用电装置设备的操作； 主变的监控； 公用设备的监控； 各种整定值和
23、限制值的设定； 显示器的显示图形、表格、参数限值、报警信息、状态量变化等画面和表格、报表的选择与调用； 在各个显示器屏间实行主操作屏和画面显示屏的分配； 打印记录； 计算机系统设备的投/切； 报警复归：当电站设备发生事故或事件后，在操作员站上自动推出事故或事件画面发出报警信号，当运行人员已了解事故或事件的情况后，能对报警信号手动复归； 在电站控制中心对监控对象进行操作控制时，在屏幕显示器上能显示整个操作过程中的每一步骤和执行情况； 提供设备安全标记系统，可由操作员手动或应用程序自动实现禁止对被选中设备的控制。4.2.6 监视、记录、报告(1) 监视在中控室装有彩色CRT显示器，用于显示电站的运
24、行情况。主要的监视内容有： 发电机运行工况； 发电机组辅助设备运行情况； 变压器运行工况； 电度量累计； 线路运行工况； 公用设备运行工况； 机组冷却水控制阀位置； 厂用电运行方式； 越复限、故障、事故的显示、报警并自动显示有关参数并推出相关画面；上位机PQ调节操作画面 过程监视：监视机组运行工况的转换过程，并在CRT上显示。当发生过程阻滞时，在CRT上给出阻滞原因，并能由操作员改变运行工况，如实行停机； 监控系统异常监视：监控系统的硬件或软件发生事故则能立即发出报警信号，并在CRT显示及打印记录，指示故障部位。(2) 记录、报表全厂所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表能记录下来，并能以
25、中文格式在CRT上显示，在打印机上打印。打印记录分为定时打印记录、事故故障打印记录、操作打印记录及召唤打印记录等工作方式。其记录、报告的主要内容如下。上位机报警记录查询画面 操作事件记录将所有操作自动按其操作顺序记录下来，包括操作对象、操作指令、操作开始时间、执行过程、执行结果及操作完成的时间、操作员的姓名等。 报警事件记录自动将各种报警事件按时间顺序记录其发生的时间、内容和项目等，生成报警事件汇总表。 定值变更记录自动将所有的定值变更情况作记录，包括变更对象、变更数值、操作员的姓名等，以备能随时查询。 报表按时、日、月生成各种统计报表，也可根据操作员的指令随时生成各种报表。 趋势记录记录重要
26、监视量的运行变化趋势。4.2.7 事件顺序记录在电站发生事故时，各现地控制单元采集继电保护、自动装置及电站主设备的状态量，并上送电站控制中心，完成事件顺序排列、显示、打印和存档。每个事件的记录和打印包括点名称、状变描述和时标。4.2.8 正常操作指导和事故处理操作指导(1) 正常操作 操作顺序提示，能根据当前的运行状态判断设备是否允许操作并给出相应的标志，如操作是不允许的，则提示其闭锁原因并尽可能提出相应的处理办法； 运行报表显示、打印等。(2) 事故处理在出现故障征兆或发生事故时，监控系统能提出事故处理和恢复运行的指导性意见，同时可根据事先设定的事故追忆点形成事故追忆记录。4.2.9 数据通
27、信(1) 与外部和厂内其它系统通信与大坝监测通讯等系统的通信可以采用串行通讯或者局域网路由的方式。(2) 与各现地控制单元通信通过10/100M自适应以太网向各现地控制单元发送指令，并接收各现地控制单元上送的各种信息。4.2.10 屏幕显示画面显示是计算机监控系统的主要功能之一，画面调用有自动或召唤两种方式实现。自动方式是指当有事故发生时或进行某些操作时有关画面能够自动推出，召唤方式则指操作某些功能键或以菜单方式调用所需画面。画面种类包括各种系统图、棒形图、曲线、表格、提示语句等。画面清晰稳定、构图合理、刷新速度快且操作简单。4.2.11 电站设备运行维护管理积累电站运行数据，能为提高电站运行
28、、维护水平提供依据。累计数据如下： 累计机组各种工况运行时间、工况变换次数、变换成功和失败次数； 累计机组正常停运时间、检修次数及时间； 累计主变压器、厂用变压器、断路器等主设备运行时间、动作次数、正常停运时间、检修次数和时间；累计压油泵、漏油泵、排水泵、空压机等间歇运行的辅助设备动作次数、检修次数和检修时间； 分类统计机组、主变压器、厂用变压器、线路等主设备所发生的事故、故障； 电气、机械保护整定值修改记录；4.2.12 控制和调节(1) 机组现地控制单元能自动完成开、停机操作和有功、无功功率的调节，而不需依赖于电站控制中心。在接受电站控制中心命令后，工况转换及调节能自动完成，也能分步自动完
29、成。机组现地控制单元也能执行现地人机接口发出的现场命令；(2) 机旁设控制权切换开关（上行信息不受切换开关位置影响）。开关置于“中控室”时，则机组仅受控于电站控制中心，置于“现地”时则仅可由运行人员通过现地控制单元对机组进行控制，但电站控制中心仍可以监视现地单元的工作状态； 紧急停机；对于事故停机能根据事故紧急程度分别作用到不同的自动停机程序。反应主设备事故的继电保护动作信号，除作用于事故停机外，还能通过后备控制设备直接作用于断路器和灭磁开关的跳闸回路。 机组同步并网；发电机出口侧断路器和主变高压侧断路器均可作为机组的同步并网点，机组同步并网方式为自动准同步和手动准同步。 机组辅助设备的自动控
30、制、监视。4.2.13 系统自诊断 电站控制中心系统设备如工作站、通讯网络、主站外设等设备的故障自诊断，故障时能发出信号；对有冗余的设备进行无扰动的自动切换并能将结果记录和打印；对计算机系统的软件进行在线诊断，诊断出故障软件功能块。4.2.14 语音报警当需要对重要操作进行提示，以及电厂发生事故或故障时，能用准确、清晰的语言向有关人员发出报警。5 系统性能指标5.1 实时性现地控制单元的响应能力能够满足对生产过程的数据采集和控制命令执行的时间要求。其响应能力为：1) 模拟量采集周期：a) 电量1s；b) 非电量2s。2) 数字量采集周期1s；3) 控制命令响应时间：a) 控制命令回答响应时间1s；b) 接受控制命令到开始执行的时间2s。控制中心的响应能力能够满足系统数据采集、人机通信、控制功能和系统通信的时间要求。其响应能力为： 1) 人机通信响应时间：a) 调用新画面的响应时间：从运行人员发出一个新的图像调用指令开始到图像完全显示在CRT上为止的响应时间小于2s；b) 在已显示画面上动态数据更新周期从数据库刷新后算起为12s；c) 报警或事件发生到CRT
