计算机监控保护屏-深圳市国立旭振电气技术有限公司手机版

详细介绍

1.1系列水电站计算机监控系统设计原则
(1) 系统按无人值班、少人值守的运行方式进行总体设计。
(2) 采用全计算机控制，确保把整个电站所有设备组成一个完整的自动控制系统。
(3) 系统配置和设备选型适应计算机技术迅速发展的特点，采用*的硬件、软件及网络技术，使整体性能达到同类产品当年的*水平。
(4) 采用开放、分层分布式结构，既便于功能和硬件的扩充，又能充分保护用户的投资。
(5) 人机界面采用中文或英文、功能强、操作简洁、方便，灵活，便于二次开发。
(6) 采用综合信息管理系统，除确保与电力调度（或梯级调度）自动化系统进行通讯实现“四遥”（遥测、遥信、遥调、遥控）功能外，还可增加水情测报、视频监视和语音报警等功能。
(7) 安全可靠。关键设备冗余配置、设置自诊断自恢复功能、完备的“三防”（防误操作、防干扰、防雷）措施等等，确保系统安全运行。
(8) 系统特性符合国家电力行业标准(DL/T578-2008)的要求。
(9) 系统具有*的性价比，经济实用。

系统功能和操作要求:

2.1 数据采集
2.1.1 数据类型
a) 模拟输入量（含RTD信号）；
b) 数字输入状态量；
c) 数字输入累加量；
d) 数字输入编码（如BCD码）；
e) 数字输入事件顺序量；
f) 模拟输出量；
g) 数字输出量。
2.1.2 现地控制级数据采集
a) 应能实时采集以上各类输入量数据；
b) 应能实时采集所辖智能电子设备的数据；
c) 接收来自电站主控级的命令信息和数据。
2.1.3 电厂控制级数据采集
a) 实时采集各现地控制级的各类数据；
b) 接收各调度级的命令信息和数据；
c) 接收电厂计算机监控系统以外的其他系统数据信息。
2.2 数据处理
数据处理应定义对每一设备和每种数据类型的数据处理能力和方式，以用于支持系统完成检测、控制和记录功能。
2.2.1 模拟量数据处理
应包括地址/标记名处理、扫查允许/禁止处理、工程量变换处理、测量零值处理、测量死区处理、测量上下限值处理、测量合理性处理、测量上下限值死区处理、越限及梯度越限报警处理、数据质量码处理等。
2.2.2 状态数据处理
应包括地址/标记名处理、扫查允许/禁止处理、状态变位处理、防接点抖动处理、报警处理、数据质量码处理等。
2.2.3 事件顺序记录数据处理
应包括地址/标记名处理、扫查允许/禁止处理、状态变位处理、防接点抖动处理、时间标记处理、报警处理、数据质量码处理等。
2.2.4 数据计算
a) 功率总加；
b) 脉冲累积、电能量和/或分时电能量的累计；
c) 机组温度综合分析计算；
d) 主辅设备动作次数、运行时间和运行间隔时间等维护管理统计；
e) 具有用于通用目的的状态逻辑计算、模拟量计算和多源点计算功能；
f) 频率考核计算、母线电压考核计算；
g) 功率不平衡度计算；
h) 厂用电率计算；
i) 水量、耗水率、效率等计算。
2.2.5 主要参数趋势分析处理
对电站的一些主要参数如机组出力、轴承温度、油槽油温、主变压器油温、水位等的变化趋势，可以按不同的间隔时间（采样时间）进行记录，形成趋势显示曲线。
2.2.6 事故追忆处理
对各种事故的相关量进行短时段的记录，遇到事故发生就将此记录保存下来。事故追忆记录分事故前和事故后两时段，两个时段的长短和采样间隔应可调整。一般，追忆记录采样速率为1次/s,记录时间长度不少于180s，事故前60s,事故后120s。
2.2.7 历史数据处理
对实时数据进行统计分析和计算处理，形成历史数据记录，并提供历史数据检索和查询手段。历史数据按如下分类定义：趋势类、累加值、平均值类、/最小值类。
2.3 报警处理
a) 当对象处于事故和故障状态，应立即发出报警音响、语音报警和显示信息。报警音响或语音报警应将事故和故障区别开来。声音可人工或延时自动解除。
b) 报警显示信息应在当前画面上显示报警报文（包括报警发生时间、对象名称、性质等）。显示颜色应随报警信息类别而改变。若当前画面具有该报警对象，则该对象标志（或参数）闪光及其颜色变化。闪光信号应在运行人员确认后方可将解除。
c) 对于确认的误报警，运行人员可以禁止该点产生报警音响和显示信息。
d) 可对事故信号进行预定义，在事故发生时自动推出事故画面，并提供画面软拷贝手段。
e) 为事故和故障报警信息提供方便的配置画面，使事故和故障报警信息能通过电话系统以语音形式对有关人员报警。
f) 为事故和故障报警信息提供方便的配置手段，使事故和故障报警信息能通过手机短信平台发送到的手机上。
2.4 控制与调节
计算机监控系统按照电厂当前运行控制方式和预定的决策参数进行控制调节，以满足电力调度发电控制要求。
2.4.1 对运行设备控制方式的设置
a) 远程调度端/电厂控制级控制/调节方式设置（控制和调节方式是否分别设置，应根据调度具体要求进行）；
b) 电厂控制级/现地控制级控制方式设置；
c) 运行设备自动/手动控制方式设置；
d) 机组单控/辅助设备的控制权限可根据电站的管理模式确定。
2.4.2 对单台被控设备人工操作
运行人员通过电厂控制级或现地控制级的人机接口设备进行操作，完成对单台设备的控制与调节，并考虑安全闭锁。
2.4.3 现地控制单元的顺序控制和调节
(1) 机组现地控制单元的顺序控制和调节
机组现地控制单元应具有以下顺序控制和调节功能：
a) 机组正常开/停机顺序控制及紧急停机顺序控制；
b) 机组转速及有功功率调节；
c) 机组电压及无功功率调节；
d) 导叶开限调节。
(2) 开关站现地控制单元的顺序控制
开关站现地控制单元应能实现相关隔离开关的倒闸顺序控制和断路器的合闸顺序控制功能。
(3) 厂用电现地控制单元的顺序控制
厂用电现地控制单元应能实现高压厂用电系统进线和母以联断路器的备自投顺序控制功能。
(4) 公用设备现地控制单元的顺序控制；
(5) 泄水闸现地控制单元的顺序控制和调节；
泄水闸现地控制单元应能实现闸门启/闭的顺序控制和闸门开度的调节。
2.4.4 自动发电控制或有功功率联合控制的调节方式
a) 按系统调度给定的日负荷曲线调整功率；
b) 按电网AGC设定值自动调整功率；
c) 按电厂运行值班员设定的有功功率值自动调整功率；
d) 按系统频率控制方式；
e) 按水位控制方式。
自动发电控制宜按等功率法、水轮机综合特性曲线焦点法、动态规划法等优化算法进行计算并在应运行机组间实现有功功率的自动经济分配和调整。在进行计算时，应根据给定的电站输出功率，考虑调频和备用容量的需要，计算当前水头下电站运行的机组数；应根据电站供电的可靠性、设备（特别是水轮发电机组）的当前安全和经济状况，确定应运行机组台号；应校核各项限制条件，如机组空蚀振动区、机组负荷限制、线路负荷限制、下游最小流量、下游水位单位时间内的变幅、用水量计算等，不满足时进行各种修正。
2.4.5 自动电压控制或机组无功功率联合控制的调节方式
a) 按系统调度给定的电厂高压母线电压日调节曲线进行调整；
b) 按运行人员给定的高压母线电压值或总无功进行调整；
c) 按电厂高压母线电压限值进行调整。
自动电压控制宜按等无功功率或等功率因数算法进行计算，并在运行机组间实现无功功率的自动分配和调整。在进行计算时应对运行机组进行各项限制条件校核，如机组励磁电流限制、母线电压限制、机组定子电流限制、机组进相深度限制等，不满足时进行各种修正。
2.4.6 低频控制和高频控制
计算机监控系统根据系统频率降低和升高的程度以及机组的运行方式，自动改变机组的运行方式以恢复系统的频率正常。
2.5 人机接口及操作要求
计算机监控系统均通过以下接口设备完成画面显示、打印制表、设置参数、操作控制及维护管理等人机接口功能。
a) 电厂控制级操作员站、工程师站、打印机等；
b) 现地操作屏；
c) 模拟屏；
d) 大屏幕；
e) 便携式工作站或移动式操作员站。
2.5.1 电厂控制级人机接口及操作要求
作为电厂运行人员监视和控制电厂运行的主要手段，运行人员与计算机监控系统的交互作用将通过操作员站等的显示器、键盘和鼠标以及打印机等来实现。
(1) 人机接口原则
a) 操作员只允许完成对电厂设备运行监视、控制调节和参数设置等操作，而不能修改或测试各种应用软件；
b) 人机联系应有汉字显示和打印功能，汉字应符合GB 18030 要求；
c) 人机接口操作方法应友好、简便、灵活、可靠，对话提示说明应清楚准确，在整个系统对话运用中保持一致；
d) 被控对象的选择和控制职能在同一个操作员站上进行；
e) 操作过程中的操作步骤应尽可能简化且应有必要的可靠性校核及闭锁功能；
f) 画面调用方式应满足灵活可靠、响应速度快的原则；画面的调用应有自动和召唤两种方式，自动方式用于事故、故障及过程监视等情况，召唤方式为运行人员随机调用；
g) 应给不同职责的运行管理人员提供不同安全等级操作权限，操作权限可分为4级，即系统管理员级、维护管理员级、运行人员级、和一般级别，一般级别只可进行监视不可进行任何的控制操作；
h) 任何人机接口请求无效时应显示出错信息；
i) 任何人机操作（包括参数修改和配置修改）均应记入操作记录；
j) 任何操作命令进行到某一步时，如不进行下一步操作（在执行之前）则应能自动删除或人工删除。
(2) 显示器功能
a) 画面显示；
b) 画面实时刷新（包括设备状态、运行参数及实时时钟的刷新）；
c) 报警与操作信息报告显示；
d) 人机对话提示以及操作命令出错信息提示；
e) 光标显示与控制；
f) 画面窗口变换与局部放大；
g) 画面的平移与滚动。
(3) 画面显示
运行人员通过键盘或鼠标选择和调用画面显示。画面内容应精炼、清晰、直观，以便于监视和保证动态特性。画面主要包括：
a) 各类菜单（或索引表）显示；
b) 电厂电器接线图；
c) 机组及其风、水、油等主要辅助设备状态模拟图；
d) 机组运行状态转换顺序流程图；
e) 机组运行工况图（P-Q图）；
f) AGC/AVC画面；
g) 各类棒图；
h) 各类曲线图；
i) 各类记录报告；
j) 各类运行报表；
k) 事故处理指导；
l) 计算机系统各类设备运行状态图；
m) 各类维护管理报表。
(4) 屏幕显示画面的编排
a) 时间显示区；
b) 画面静态及动态信息主显示区；
c) 报警信息显示区；
d) 人机对话显示区。
(5) 画面图符及显示颜色定义
a) 画面中各电气设备图符应符合DL/T 5350有关规定。
b) 画面中各电压等级颜色应符合GB 11920 有关规定。
c) 画面中图符的动态刷新颜色定义：
机组空转状态：紫罗兰色；
机组空载状态：黄色；
机组发电状态：红色；
机组调相状态：蓝色；
机组停机备用状态：绿色；
机组停机检修状态：白色；
机组水泵状态：粉红色；
机组不定状态：红色；
断路器、隔离机关、接地开关合闸状态：红色；
断路器、隔离机关、接地开关分闸状态：绿色；
一般设备正常启动状态：红色；
一般设备正常停止状态：绿色。
d) 报警与操作信息显示颜色定义：
事故信息：红色；
故障信息：黄色；
复归信息：白色；
操作信息：绿色。
e) 参数刷新颜色定义：
参数正常：绿色；
参数越限：黄色（越上限或下限）；
红色（或闪光）（越上上限或下下限）。
(6) 操作与控制
运行人员通过键盘或鼠标进行选择画面和屏幕管理操作之外，主要是完成5.4条中的操作控制任务，还包括：
a) 设置或修改运行方式、负荷给定值及运行参数限制等；
b) 报警监视和处理；
c) 下述各种记录的打印：
——各类操作记录（包括操作人员登录/退出、设备操作等）；
——各类事故及故障记录；
——各类报表；
——各类曲线；
——趋势记录；
——事故追忆及相关量记录；
——各种典型操作票；
——画面拷贝。
2.5.2 现地控制级人机接口机操作要求
a) 运行人员应能通过现地操作屏的人机接口设备或移动式操作员站或便携工作站实现对所辖设备的监视和控制；
b) 操作屏应具有远方和现地控制方式的切换功能，在现地控制级控制方式下，远方命令被闭锁，但不影响数据采集和传送；
c) 在现地控制级控制方式下，相关操作应做到安全、可靠和简便，应为触摸屏（可选）上的相关控制操作提供操作权限；
d) 在远方控制方式下，运行人员只能通过现地人机接口设备进行监视，不能进行除紧急操作外的其他控制操作；
e) 机组紧急停机（包括手动和顺控流程）操作和关机组进水口快速门/蝴蝶阀操作不受远方/现地控制方式的影响。
2.6 工程师/编程员站基本功能
a) 系统生成和启动；
b) 故障诊断；
c) 系统管理维护；
d) 应用软件的开发和修改，以及数据库修改、画面编制和报告格式的生成。
2.7 电厂设备运行管理及指导
a) 历史数据存储；
b) 自动统计机组工况转换次数及运行、备用、检修时间累计；
c）被控设备操作动作次数累计以及事故动作次数累计；
d) 峰谷负荷时的发电量分时累计；
e) 运行参数及经济指标等计算；
f) 操作指导；
g) 事故处理指导；
h）电厂设备运行状况实时电话查询。
2.8 系统通信
2.8.1 计算机监控系统与各调度级的调度自动化系统间的通信
为满足调度自动化系统（包括梯级调度）对电厂的遥测、遥信、遥调及遥控功能，监控系统应可随时接受各级调度的命令信息，并向它们发送电厂实时工况、运行参数及有关信息。
2.8.2 计算机监控系统与电厂其他计算机系统之间的通信
a) 与厂内电能计量系统的通信；
b) 与枢纽闸门控制系统的通信；
c) 与厂内继电保护及故障录波管理系统的通信；
d) 与厂内消防报警系统的通信；
e）与厂内工业电视监控系统的通信；
f) 与水情自动化测报系统的通信；
g) 与培训仿真系统的通信；
h) 与电力市场竞价上网系统的通信；
i) 电站状态检测系统；
j) 与厂内信息管理系统的通信；
k) 与Web服务器的通信。
2.8.3 电厂控制级与现地控制级的通信
a) 数据采集；
b) 传送控制/调节命令及其他需要的信息（如机组水头）；
c) 通信诊断。
2.8.4 现地控制单元之间的通信
现地控制单元之间应能实现通信，传送相互之间所需要的信息。
2.8.5 现地控制单元与所辖智能电子设备之间的通信
现地控制单元能分别于所辖控制设备（如调速器、励磁系统、开关站智能设备、厂用电系统智能电子设备、直流系统监控装置、排水控制系统、空气压缩机控制系统及暖通空调控制系统等）实现通信。
2.8.6 时钟同步
计算机监控系统应能正确接收GPS时钟信息，并实现系统内各节点的时钟同步。
2.9 系统自诊断及自恢复
a) 计算机监控系统在线运行时，应对计算机监控系统内的硬件及软件进行自诊断，当诊断出故障时，应自动发出信号；对于冗余设备，应自动切换到备用设备。
b) 自恢复功能，包括软件及硬件的监控定时器（看门狗）及自启动功能。
c) 掉电保护功能。
2.10 远程诊断与维护
计算机监控系统具有远程诊断与维护功能。维护工程师可通过拨号方式连接至本计算机监控系统，远程维护能够实现用户级的维护。远程维护的安全保护有密码保护、防火墙技术及回呼服务。
2.11 培训仿真
计算机监控系统内可配置培训仿真台，用以仿真电厂各种运行工况，对运行操作人员进行各种操作及维护培训。
计算机监控系统内也可不专门配置培训仿真台，可通过工程师站对运行人员进行简单的操作培训。
2.12 试验与维修操作
计算机监控系统应具有方便地进行试验与维修操作的手段。
3使用条件
3.1 环境温度
a) 电厂控制级计算机房和中控室：18℃-25℃；
b) 现地控制单元：0℃-40℃；
c) 允许温度变化率：5℃/h。
3.2 相对湿度
a) 电厂控制级计算机房：45%-65%；
b) 现地控制单元：20%-90%（无凝结）。
3.3 尘埃
计算机监控系统设备应根据不同的安装场地考虑防尘措施，特别是在施工初期和现地控制单元分期投运时应采取临时保护措施。设备使用场地尘埃参数的参考值为：尘埃粒度大于0.5µ的个数小于18000粒/L。
3.4 海拔高度
小于2500m，超过2500米时，应按相关规定采取相应措施。
3.5 振动和冲击
a) 电厂控制级计算机房和中控室：振动频率在5Hz-200Hz范围内，加速度不大于5m/s2 ;
b) 现地控制单元：振动频率在10Hz-500Hz范围内，加速度不大于10m/s2 ;
3.6 地震
计算机监控系统设备用于地震多发地区时，设备的结构应有相应的特殊考虑。

4产品的质量承诺和服务承诺
4.1产品质量承诺
(1) 产品生产的全过程严格按ISO9001－2000质量管理体系的要求进行；
(2) 产品的质量符合国家标准、符合供需双方签订的技术协议所规定的技术要求；
(3) 我方提供的产品（包括产品内的所有元器件和合同规定的备品配件）是全新的；
(4) 我方确保技术文件的完整，正确、有效；
(5) 产品从现场验收合格并投入运行之日起，我方对产品质量“三包”壹年；
(6) 产品质量“三包”期内，由于我方产品质量原因造成的损失，均由我方承担。
4.2 服务承诺
4.2.1 产品出厂前的服务
•设立项目专责小组，认真做好与业主、设计部门和其他厂家的协调工作，并按时按质完成协调结果规定给我方的各项任务。
•积极配合业主做好产品生产过程的监督检查工作和电站人员来厂培训工作。
•认真做好产品出厂试验。
4.2.2 现场服务
① 现场技术服务的目的是确保我方设备安全、正常投运。服务内容是指导安装、负责调试。
② 我方确保服务的快速性和及时性
在电站条件具备的前提下，接到业主通知，我方技术人员会选择最近的交通班次出发赶赴现场，并欢迎用户监督。
③ 我方将派合格的现场服务人员，具有下列资质：
•遵守法纪、遵守现场的各项规章制度；
•有较强的责任感和事业心，按时到位；
•了解合同设备的设计，熟悉其结构，并能正确地进行现场指导；
•身体健康，适应现场工作条件。
④ 我方现场技术服务人员的职责：
•设备质量问题处理、调试、参加试运行和交接验收试验；
•调试前，向需方进行技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法；
•向电站运行维护人员讲解系统工作原理操作和维护方法，解答有关的疑问；
•全权处理现场出现的一切技术和商务问题。
⑤ 我方对现场技术服务人员的一切行为负全部责任。
⑥ 由电站对我方现场服务人员进行考核：由电站填写现场服务人员考核记录表，作为我公司对现场服务人员进行考核的依据。
4.2.3 跟踪服务
① 长期供应备品配件
② 定期回访用户，虚心听取用户意见
4.2.4 服务费用
① 在电站条件具备的情况下，免费指导安装，免费负责调试。
② 质量“三包”期内的服务，一切免费。
③ 质量“三包”期后，只收取服务成本费（包括材料费、服务人员差旅费和工资）。
(注：由于电站现场条件特殊，我方派往现场的技术人员在现场期间的食宿由电站方负责)
4.3 培训
4.3.1 培训内容
•产品的工作原理
•讲解说明书、图纸等资料
•产品的出厂试验和现场交接试验的内容和试验方法
•产品的使用方法
•产品的维护
4.3.2 电站现场技术培训
结合现场调试、试验和试运行，我方派往现场的调试人员会进行全面技术交底，协助电站技术人员掌握设备的运行和维护技能。
4.3.3 工厂培训
结合产品的出厂试验，我公司为电站派来的技术人员进行培训，培训的人数和时间双方商定。
4.3.4 培训的费用
电站现场培训和工厂培训均免收学费。但工厂培训时学员的往返差旅费和培训期间的伙食费由用户负担。同时工厂培训期间学员因病所产生的费用由用户（需方）负担。