综合自动化监控保护系统技术规范

'附件1（C）综合自动化监控保护系统技术规范1.1电站概述精河三级水电站共安装2台机组，总容量1.6MW。电气主接线为：发电机二台，容量（2×0.8）MW，出口电压6.3kV，主变设置一台，容量为1×2MVA，电压等级为38.5/6.3kV，35kV出线一回，送至精河35kV中心变电所。6.3kV直配线一回。35kV侧采用线路-变压器组接线形式，6.3kV采用单母线接线形式。电站厂用变接于6.3kV母线侧。（详见“电气二次保护监控配置图”）。为使电站建成后整个系统安全、稳定、可靠，使用、维护方便。该电站采用综合自动化监控保护系统，以实现无人值班，少人值守的现代化管理的要求。水电站综合自动化监控保护系统能达到以下目标：接受电力调度系统的调度指令，实现厂内经济，自动监测和自动控制，提高电厂的经济效益，提高电厂安全运行的水平，提高劳动生产率、减轻运行人员的劳动强度，实现无人值班，少人值守。水电站综合自动化监控保护系统能满足以下主要功能：（1）监视控制：水轮发电机组的起动、停止、同期并列，发电、运行方式的转换；功率、频率和电压的调整；35kV、6.3kV线路断路器、主变压器、厂用变压器高压侧断路器的控制；电站综合自动装置的投入、切除和整定值的改变；电站上、下游水位、水头、闸门位置及拦污栅压差的测量与监视。 （2）自动检测：需要检测的设备包括机组及其辅助设备、变电和开关设备、电站的公用设备、水工建筑物及工作操作设备等，检测的电量有电流、电压、功率、电能、频率、功率因数等，非电量有温度、转速、液位、压力、流量、振动、转角等。（3）自动操作：机组的自动操作，要求自动按照预定的顺序完成机组自动开机到并网、停机等操作；电站公用设备的自动操作包括压缩空气系统、技术供水系统、直流电源系统、厂用电系统等；电站厂房进水阀的自动操作；全厂性操作，如报警信号系统、远动、通信系统，开关设备的操作等。（4）自动控制：励磁和调速器控制。（5）自动保护：动作于报警，如发电机定子温度超限、推力轴承温度升高、油槽油温过高或过低、机组冷却水源中断等，保护自动发出警告或同时投入备用设备；动作用于跳闸停机，当机组发生推力轴承、导轴承温度过高或压油装置油压过低等不允许继续运行的事故情况时，保护就自动断开断路器并停机；动作于快速关闭进水阀；在事故停机时遇上导水叶剪断销剪断，机组过速且调速器失灵，或压力钢管破裂等，自动保护除断开断路器并停机外，还要关闭机组的进水阀或动作事故配压阀。水电站综合自动化系统能完成的基本任务如下：（1）实现机组的自动起、停、自动并网和带负荷。（2）根据电力系统的要求，自动改变机组的运行工况和自动投入备用机组；（3）进行有、无功功率、频率和电压的调节。（4）完成水力机械系统的安全监视与保护。（5）实时采集电站主要设备的运行状态、参数，对电站各控制点和监视点进行自动安全检测、越限报警、事件顺序记录、事故、故障原因提示。（6）具有灵活、友好的人机接口界面以及各种运行数据统计和报表的生成。（7）实现全厂优化的自动发电控制（AGC）和自动电压控制（AVC）。（8）实现水轮发电机组的自动顺序起、停控制等；断路器、隔离刀闸等重要电气设备的投、切操作以及辅助设备的自动控制监视功能等。（9）实现电气设备的保护功能。（10）实现电站直流系统正常运行。 2水电站综合自动化监控保护系统引用的规范和标准SDJ337-89《小型水力发电站自动化设计规程》DL/T578-95《水电厂计算机监控系统基本技术条件》GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》T15145-94《微机线路保护装置通用技术条件》DL5002《地区电网调度自动化设计规程》DL478-92《电力系统继电保护及安全自动装置评价规程》GB7261-87《继电器及继电保护装置基本试验方法》GB6162《静态继电器及保护装置的电气干扰实验》GB7260《不间断电源设备》GB50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》DL451—91《中华人民共和国行业标准》DL/T5081-1997《水力发电厂自动化设计技术规范》GB/T15145—1994《中华人民共和国国家标准》GB/T13926《工业过程测量和控制装置的电磁兼容性》DL5002-1991《电力系统自动化设计技术规程》DL/T578-1995《水电厂计算机监控系统基本技术条件》DL5003-1991《电力系统调度自动化设计技术规范》GB9361-88《计算机场地安全要求》DL5002《地区电网调度自动化设计技术规程》IEEE730.1-1989《软件质量保证设计标准》CCITTX.25《通信协议》DL482-1992《静态继电器保护及安全自动装置通用技术条件》DL476-92《电力系统实时通信应用层协议》DL/T720-2000《电力系统继电保护柜、屏通用技术条例》 IEC807-5-1992《远动传输规约》DL/T634-1997《问答式传输规约》DL451-1991《循环式远动规约》DL/T822-2002《水电厂计算机监控系统试验验收规程》DL-478《绝缘耐压行业标准》JB/T5234《工业控制计算机系统验收大纲》GB-6162《抗干扰国家标准》DL/5137-2001《电测量仪表装置设计规程》DL476《电力系统实时数据通信应用层协议》GB3453《数据通信基本型控制规程》GB50168-92《电气安装工程电缆线路施工及验收规范》GB3454《数据终端(DTE)和数据电路终端设备(DCE)之间的接口定义》GB2318《操作系统标准》GB/T7408-1994《数据元的交换格式、信息交换、试运行、日期的时间表示法》IEEE802.3《网络技术标准》GB2887-89《计算机场地技术条件》GB7450-92《电子设备雷击保护导则》DL/T5065-1996《水力发电厂计算机监控系统设计规定》GB9813-88《微型数字电子计算机通用技术条件》（1）3水电站综合自动化监控保护系统设计原则根据本站“无人值班,少人值守” 的原则，结合当前水电站计算机监控系统的发展现状，本站按全计算机监控的方式进行总体设计和系统配置，采用最新的计算机硬件、软件及网络技术。系统为符合国际开放系统标准的分层分布式结构，本系统具有相互可操作性，系统的可扩展性及设备更新时的可移植性。系统可通过电站控制层的网络通信服务器与上级调度中心进行通信，完成对本站的遥控、遥调、遥信、遥测等所有远动功能。各间隔层相互独立，互不影响，能在电站控制层故障或退出运行的情况下，不会影响各间隔层控制的功能和可靠性，系统采用模块化计算机为基础的全分布开放式监视、控制及通信系统。本系统按以下主要原则设计：（1）实现本站计算机监控系统与上级调度中心之间的通信。（2）系统采用通用化、标准化的设计与软件开发，模块化、分层分布式结构。（3）系统配置和设备选型符合计算机发展迅速的特点，充分利用计算机领域的先进技术，由标准化、结构化的软硬件组成，系统组态灵活，兼容性、扩充性、互换性好。（4）系统采用信号隔离技术，软、硬件滤波，防雷击、屏蔽接地等一系列抗干扰措施齐全。（5）系统的人机接口功能强，操作简单、方便、灵活、易学。（6）系统的软件采用开放性的设计思想，具有标准、开放的现场总线接口，可将通讯协议不同的其它公司设备的信息接入本系统。（7）系统具备防误操作功能和完备的自诊断、自恢复功能。（8）系统所有的交流和直流输入量进系统前均有完善的抗干扰措施。（9）系统高度可靠、冗余，其本身的局部故障不影响现场设备的正常运行，系统的MTBF、MTTR及各项可用性指标均达到部颁DL/T578-95《水电站计算机监控系统基本技术条件》及DL/T5065-1996《水力发电厂计算机监控系统设计技术条件》的规定。4水电站综合自动化监控保护系统的结构及配置4.1水电站综合自动化监控保护系统的结构 按照本站的规模，为达到安全可靠、先进实用、经济合理的目的，本电站选用分层分布式计算机监控系统结构，分为现地控制层（LCU）和电站控制层。电站控制层与现地控制层之间采用100Mbps工业光纤以太网进行连接。详见“计算机监控系统结构图”。系统结构及配置特点：（1）采用全分布的开放系统采用全分布开放系统结构。各计算机采用开放Windows2000系统，网络采用工业以太网络。监控系统的全部计算机及PLC直接接入网络，系统具有高速的通讯能力和信息资源共享能力。PLC直接入网使系统具有更高的可靠性。（2）分布式技术，可靠性的保证网络上接入的每一设备都具有自己特定的功能，实现功能的分布，既保证了某一设备故障只影响局部功能，又利于今后功能的扩充，这一技术的采用使系统变成总是可控的，使系统具有极强的可用性。（3）冗余技术为了满足“无人值班（少人值守）”对系统可靠性的要求，整个系统的重要设备采用冗余技术，如：操作员工作站为冗余配置，机组、开关站、公用系统等现地控制单元(LCU)采用了冗余电源的结构等。（4）采用成熟、可靠、标准化的硬件设备各硬件设备要求估通用性强，维护方便的设备。采用较高档次的计算机配置，使得系统运算速度快，实时性高，能保证系统的各方面性能要求。PLC设备选用成熟可靠设备，以确保现地LCU单元控制的可靠性。（5）多种通讯功能的实现系统具有与调度系统、厂内系统的通讯能力。 现地LCU控制单元通过智能多串口通讯装置NC608实现与其它系统，如：保护装置、励磁调节器、调速器、温度巡检装置、交流采样装置、辅助控制系统等的通讯。4.2水电站综合自动化监控保护系统的配置4.2.1电站控制层全站控制层为水电站的实时监控中心，负责整个电站的主要电气设备的实时控制和调节、数据采集及处理、安全运行监视、数据通信、电站运行维护管理、系统诊断等功能。同时通过GPS卫星时钟同步装置实现全系统的时钟同步。正常情况下，电站设备的运行监视和控制在中控室的主机兼操作员工作站上进行。由值班人员用计算机系统的显示器和键盘、鼠标进行人机对话，对电站的水轮发电机组、主变压器、线路、厂用电、进水阀等主要设备进行控制和监视，可由计算机监控系统按运行值班人员设定的负荷、负荷曲线、母线电压自动进行开机、停机、并网操作、分配负荷、调整电压、频率、监视电站主要设备的运行。各现地控制层LCU通过人机联系终端实现对所监控设备进行监视和控制。各系统的现地控制柜上设有控制开关以及操作按钮，以实现设备的现地和远方的切换。这样在充分发挥计算机监控系统自动化程度高、可靠性高的优势外，在某些环节故障时，仍可进行监控，提高电站的系统可靠性。考虑到计算机系统的可靠性，由三台研华工业控制计算机组成主机兼操作员工作站和通讯工作站。其中操作员工作站计算机两台，互为热备用，通讯工作站计算机一台。4.2.1.1主机兼操作员工作站及通讯服务器 计算机监控系统设置两套监控工作站，采用主/备热备用工作方式，运行值班主机可以任意设定，双机通过以太网进行通信。正常情况下，监控命令输出只由一台取得控制权的主机工作执行，作为热备用的另一台主机兼操作员工作站只做监测而无控制输出,工作机与备用机互相跟踪，控制权可在工作机和备用机之间手动或自动切换，保证在一台监控工作机故障或退出运行的情况下，另一台备用站能自动在线取得控制权，并独立完成各被控站的监控功能。系统软件根据工作机的运行状态、通信、硬件、软件等状态，进行跟踪判别，一旦工作机出现异常，系统自动给出切换信号，由备用机代为工作机，同时给出工作机故障提示。工作机修复启动后，备用机自动检测到工作机并自动将数据输入，并重新处于监测状态。主机兼操作员工作站功能包括对整个电站计算机监控系统的管理，AGC、AVC功能，数据库的管理，图表及曲线的生成、事故故障信号的分析处理、在线及离线的计算、定值修改、语音报警等。具有图形显示、全厂运行监视和控制功能。监控系统同时通过系统通讯服务器与调度系统数据网络进行通讯，通讯通道为光纤或载波通道，通讯速率为600-19200bps。1、主机兼操作员工作站配置(2套)其主要性能如下：a)计算机型号：研华工业控制计算机2台配置：Core2DuoE64002.13GHz，1GB（2×512M）双通道DDR2667内存，硬盘SATA160G，显卡128MBPCIex16NVIDIAQuadroFX540(D)，软驱1.44MB，16XDVD+/-RW光驱，集成网卡、声卡，DellA425立体声音箱，小型微塔式机箱，配研华光电鼠标(2键带滚轮)（5个），配研华工业级键盘。b)Dell21英寸液晶显示器2台c)HP5200LA3激光打印机1台d)GPS装置1套e)多级电源插座板3套2、通讯服务器配置(1套)其主要性能如下：a)计算机型号：研华工业控制计算机1台配置：Core2DuoE64002.13GHz，1GB（2×512M）双通道DDR2667内存，硬盘SATA160G，显卡128MBPCIex16NVIDIAQuadroFX540(D)，软驱1.44MB，16XDVD+/-RW光驱，集成网卡、声卡，DellA425立体声音箱，小型微塔式机箱，配研华光电鼠标(2键带滚轮)（2个），配研华工业级键盘。 a)Dell21英寸液晶显示器1台b)电话语音报警卡1套4.2.1.2主控制台计算机监控系统设置一套双席运行人员主控制台，每席装设一套工作站人机对话设备和必要的配电盒、小型断路器等。主控制台台面采用机制高压成型木质5cm厚台板，台座采用钢结构，控制台设置有专用的键盘抽屉和文件资料抽屉/箱，以及专用计算机电缆孔，整体美观大方，布局合理，符合水电站运行人员的操作习惯。主控制台台面尺寸3席位豪华型、钢结构：1100mm(宽）×4000mm（长）×740mm（高）（计算机监控系统专用）。4.2.1.3汉字打印机计算机监控系统设置1台HPLaserJet5200L的打印机。负责全站的报表、画面、报警及事故打印。可实现定时打印及召唤打印。带有以太网接口。4.2.1.4GPS时钟同步装置计算机监控系统设GPS时钟同步装置一套，装置能接收卫星时钟信息，并使电站控制层和现地控制层、继电保护装置时钟与卫星时钟同步，时钟精度满足事件顺序记录分辨率的要求。GPS的主要性能：可提供精确的北京时间时、分、秒及日期年、月、日等。可输出多路秒（1PPS）、分钟（1PPM）、小时（1PPH）等时钟同步脉冲信号。秒脉冲精度2*10-6秒。通信方式为广播和应答方式任选，并可相互切换具有RS-232、RS-422等多种接口形式，波特率可选能同时接收不同的GPS卫星数量：8个捕获时间范围：20s-3min天线接收灵敏度：-166分贝天线最大允许长度：100m时间精度：10µs 串行口数量：4个脉冲输出（分脉冲、秒脉冲）16路4.2.1.5语音报警系统计算机监控系统设两套语音报警系统，分别与每套工作站相联，系统可以在中控室对电站故障和事故发语音告警信号及音响报警。系统具有完整的调音和测试功能。运行人员还可对系统数据库进行设置，定义发生哪些事故时，监控系统需要进行自动报警，当发生事故及故障时，系统自动启动系统进行报警，同时记录事件发生的时间、类型、名称、设备动作情况。在通讯工作站设置电话语音报警卡实现电话语音报警、手机发布短信功能，同时通过电话可以进行事故、故障查询。4.2.2网络结构和设备网络结构形式采用工业光纤以太网，网络通信介质为光纤。网络传输采用符合工业通用的国际标准IEEE802系列以及TCP/IP协议，网络传输速率为100Mbps。网络系统完成电站控制层各个工作站之间和来自现地控制层(LCU)的全部数据的传输和各种访问请求。其网络协议符合国际标准化组织OSI模型。具有良好的开放性。计算机监控系统不会因任何一个器件发生故障而引起系统的误操作。网络成熟可靠，符合国际标准。有关接口的配置说明：⑴系统时钟接口配置独立的GPS时钟系统，通过串口方式向操作员工作站并通过网络传送时钟信息，采用脉冲方式向各台LCU的发送时钟分同步信号。⑵智能通讯接口现地LCU通过智能通讯装置NC608实现与交流电量采集装置、温度巡检装置、调速器、微机励磁、微机保护和辅机系统等设备的通讯。⑶外部通讯接口（通道方式） 监控系统通过系统通讯服务器与调度系统数据网络进行通讯，通讯通道为光纤。设备采用以太网交换机（桌面式）和光纤作为通讯介质，实现电站控制层和现地控制单元的网络互连。4.2.3现地控制层（LCU）现地控制层负责对水轮发电机组、电气一次设备及公用设备等实时控制及监视，当电站控制层因故退出运行时，现地控制层可以独立运行而不受影响。现地控制层按被控对象共设3套现地控制层（LCU），2台机组每台配置一个LCU，厂用、公用设备配置一个LCU。各现地控制层与电站控制相对独立，可直接完成生产过程的实时数据采集和预处理，以及本单元设备状态的监视、调整和控制等功能。通过工业光纤以太网络实现各现地控制层与全站控制层连接交换信息，实现现地设备的监视、控制及数据共享。微机保护装置、转速、温度巡检、调速器、励磁系统、电度表等设备通过智能通信装置NC608与以太网连接，实现相应参数的监视和控制。部分没有通讯接口的设备则通过现地控制单元的I/O模块实现设备的控制和状态检测。现地控制层是站内控制机组运行的最高一级自动控制单元。各现地控制单元对所管辖的生产过程进行完善的监控，它们经过输入、输出接口与生产过程相连；通过以太网卡接到以太网络上，与电站控制层交换信息，同时现地控制单元彼此间亦可交换所有信息。现地控制层对电站控制层有相对独立性，即使电站层出现故障或退出运行时，它也能保证机组正常完成生产过程的实时数据采集及预处理、单元设备状态监视、调整和控制等功能。现地控制层(LCU)按被控对象设置机组LCU（LCU1-LCU2）、公用LCU（LCU3）。现地控制层可以作为独立的自动化系统运行，当现地控制层与电站控制层失去联系时，可独立完成对所属设备的监控。现地控制层（LCU）采用人机界面终端和智能控制器组成。1、人机界面终端 采用MT510T10.4″彩色(TFT)触摸屏，具体配置为：LCD显示器：10.4″TFTLCD明亮度：250cd/m2色彩：256色明暗对比度：100：1液晶寿命：50000h串线通讯口：RS-232（连接PC或附属装置）、RS232/485（PLC）处理器：32位RISCCPU133Hz输入电压：21-48V2、智能I/O控制器采用可编程序控制器GE(PLC)作为现地控制层LCU的智能I/O控制器，实现机组的顺序控制、数据采集、事件顺序记录（SOE）及输出控制功能。GE(PLC)可编程控制器,具有高性能、高可靠性及软硬件的兼容性，并具有组网通信能力。数据总线的任何故障均不影响总线的正常工作。主机的主要技术指标如下：内存容量512k开关量点数:4096I/O模拟量通道:8KIN/8KOUT寄存器字:16K用户逻辑区:240K可组态程序运行速度:0.22ms/K内部线圈:4096定时器/计数器:>2000高速计数器：有轴定位模块：有可编程协处理器模块：有可选通信：Serial-SNP/SNPX、Modbus RTU、CCM、LAN-Genius、Ethernet现场总线：Genius,Profibus,DP,WorldFIP,InterbusS,Lonworks,DeviceNet,SDS串行通信口：1个内嵌以太接口：有后备电池：有口令保护：有中断：有存储器类型：RAM、Flash诊断：I/O、CPU浮点运算：有SOE功能：有以太网广播通信方式：支持3、I/O模块选型PLC输入/输出模块(采用光电隔离方式)；开关量输入模块：64点DC24V输入模块中断开关量输入：32点DC24V快速输入模块模拟量输入：4(8)路12bit模入模块开关量输出模块：64点DC24V输出模块4、自动准同期装置绝对保证发电机或两解列系统联络线在无相差的情况下并入电网。具有自同期的速度、准同期的精度。保证电力系统事故解列后快速再并网，确保系统安全稳定运行，适用于任何开环点的合环并网。5．机组有功、无功变送器 虽然机组配置有微机电量交流采样装置进行所有电气量的测量，但由于通过串口通讯，有一定时间延迟。为提高机组功率调节速度，在机组单元专门配置一套有功、无功变送器。6．LCU单元双套DC24V供电电源现地LCU采用交直流双套DC24V供电电源增加PLC设备供电的可靠性。电源选用的交流AC220V/DC24V的电源一块、直流DC220V/DC24V的电源一块及配套切换装置组成双供电系统。对于模拟量等其它要求DC24V供电的设备，采用另外一组DC24V供电电源，以提高系统供电的可靠性。7．数字式多功能电量表选型及性能指标如下：设备技术参数：PT：AC100VCT：5A电压、电流精度：±0.3%(10-120%范围)频率、功率因数精度：±0.1%功率精度：±0.5%电度精度：±0.5%通讯端口：RS485通讯协议：MODBUS或DNP3.0可选4.2.3.1机组LCU每台发电机组设有一套现地控制LCU，由人机界面终端、智能I/O单元、交直流供电部件、紧急停机按钮、控制开关等必要的常规操作器具等组成机组LCU。智能I/O单元配有以太网卡与电站控制层进行数据通信。对水电站的机组运行方式预置，通过全站控控制层计算机显示机组的运行状态；接受水电站控制层或常规设备的自动或手动开机操作控制指令。用于实现机组正常启、停及机械保护功能； 在机组启动过程中，能实现对机组的顺序操作和信号判断，并能发出相应信号至现地工控机和监控工作站显示；机组运行状态下各种电气参数的采集和显示，以及故障、事故信号的报警处理；机组运行状态下各种非电量参数采集和显示，以及故障、事故信号的报警处理；在机组停机过程中，能实现对机组的顺序操作和信号判断，并能发出相应信号至现地工控机和监控工作站显示；能接受微机保护装置的停机信号，并按停机顺序停机；机组现在控制单元配置如下：（以下为每套LCU单元的配置，共二套）EviewMT510T(10.4")彩色(TFT)触摸屏1台GEPLC1套单对象微机自动准同期装置1套手动准同期装置1套交流供电电源1套直流供电电源1套OMRON继电器、控制开关、端子等附件1套智能多串口通讯装置(NC608)1套有功、无功变送器1套机组LCU屏2面机组I/O测点配置如下：序号名称机组监测备注 1开关量输入（DI）64PLC输入2SOE（事件顺序记录）32PLC输入3模拟量输入（AI）8PLC输入4开关量输出（DO）64PLC输出备注：上述点数按1面机组LCU屏配置4.2.3.2公用LCU全站设有一套公用LCU单元，由人机界面终端、智能I/O单元、交直流供电部件、按钮、控制开关等必要的常规操作器具等组成。智能I/O单元配有以太网口与电站控制层进行数据通信。实现对35kV、10.5kV线路继路器、隔离开关、母线电压互感器、400V厂用配电装置、厂用变压器、厂房渗漏排水泵、技术供水泵、生活供水泵等设备的数据采集及控制。公用控制单元配置如下：EviewMT510T(10.4")彩色(TFT)触摸屏1台GEPLC1套交流供电电源1套直流供电电源1套多对象微机自动准同期装置1套手动准同期装置1套OMRON继电器、控制开关、端子等附件1套智能多串口通讯装置(NC608)1套公用LCU屏1面公用I/O测点配置如下：序号名称公用监测备注 1开关量输入（DI）48PLC输入2SOE32PLC输入3模拟量输入（AI）4PLC输入4开关量输出（DO）32PLC输出4.2.4自动化元件4.2.4.1液位变送器概述液位变送器采用麦克公司MPM426W型投入式静压液位变送器。该产品由高性能扩散硅压阻式压力传感器作为测量元件、精度高、体积小、使用方便，直接投入水中即可测量出变送器末端到液面的液位高度。4.3.2液位变送器配置MPM426W液位变送器配置厂内检修集水井MPM426W(两线制)1套前池水位MPM426W(两线制)1套4.2.5前池摄像监控系统精河三级水电站摄像监控系统由前端摄像、信号传输、信号显示及控制等三个主要部分组成。本系统按全天候完成对电站前池环境空间的安全防范监控设计，可以对重要生产设备实现可视化管理。4.4.1监视范围及布置安装位置摄像机类型观察目标数量前池彩色室外一体化摄像机前池的闸门及水工建筑物1 4.3继电保护系统的配置4.3.1继电保护设备的功能1、发电机保护装置（1）发电机纵联差动保护装置作为发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障的主保护，保护瞬时动作于：a)瞬时跳发电机出口断路器b)停机c)跳灭磁开关d)发事故信号（2）发电机复合电压启动过电流保护（可带记忆）作为发电机外部短路故障和发电机定子绕组相间短路主保护的后备保护，保护带两段时限，动作于：a)跳发电机出口断路器b)停机c)跳灭磁开关d)发事故信号（3）发电机定子绕组单相接地保护作为发电机定子绕组级发电机电压回路一点接地故障的保护，由三次谐波电压式和基波零序电压式接地保护共同构成100%定子接地保护。保护可动作于:a)延时跳发电机出口断路器b)停机c)跳灭磁开关d)发事故信号（4）发电机过电压保护保护反应发电机机端电压的大小，作为发电机定子绕组异常过电压的保护。可动作于： a)延时跳发电机出口断路器b)停机c)跳灭磁开关d)发事故信号（5）发电机过负荷保护作为发电机过负荷时的保护，保护带时限动作于:a)延时发预告信号（6）发电机失磁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，或动作于：a)延时跳发电机出口断路器b)停机c)跳灭磁开关d)发事故信号（7）励磁回路一点接地保护作为发电机励磁回路发生一点接地时的保护，动作于：a)延时发预告信号（8）PT断线保护作为电压互感器回路断线故障造成保护装置误动或引起其它异常情况的保护。动作于：a)闭锁可能误动的保护装置b)发预告信号（9）CT断线保护作为电流互感器回路断线故障造成保护装置的误动或产生的高压保护，可动作于：a)闭锁可能误动的保护装置b)发预告信号 2、三相操作箱（1）面板具有直流监视(运行)、跳闸、重合、合后指示信号并有手动复归按钮。（2）操作箱可引入操作机构压力降低禁止跳闸、压力降低禁止重合闸、压力降低禁止合闸和压力异常禁止操作接点。（3）断路器跳、合闸回路监视。（4）手合及重合闸回路。（5）手跳及保护跳闸回路。（6）防跳回路。3、主变压器差动保护装置（1）主变差动保护作为变压器绕组及其引出线相间短路的主保护,采用二次谐波制动原理的比率差动,动用于：a)瞬时动作跳主变38.5kV侧、6.3kV侧断路器b)发事故信号（2）CT断线保护作为电流互感器回路断线故障造成保护装置的误动或产生的高压保护，可动作于：a)闭锁可能误动的保护装置b)发预告信号4、主变高压侧后备保护装置（1）高压侧三相式复合电压过电流保护作为变压器38.5kV侧外部相间短路时变压器的后备保护，可带方向。动作于：a)跳开主变两侧断路器b)发事故信号 （2）PT断线保护作为电压互感器回路断线故障造成保护装置误动或引起其它异常情况的保护。动作于：a)闭锁可能误动的保护装置b)发预告信号c)过负荷保护5、主变本体保护装置（1）主变瓦斯保护a)重瓦斯：瞬时动作于跳开主变两侧断路器，并发事故信号。b)轻瓦斯：瞬时动作于发信号（2）主变温度保护作为主变温度升高时的保护，动用于：a)主变温度稍高延时发预告信号b)主变温度过高延时动作于跳开主变38.5kV侧、6.3kV侧断路器，发预告信号。6、35kV线路保护装置（1）带功率方向电流闭锁电压速断保护（2）限时速断保护；（3）过流保护；（4）检同期、无压三相一次自动重合闸；（5）零序保护功能；动作于跳闸：电流速断、过电流。动作于预告信号：单相接地。 7、6.3kV线路保护装置（1）延时过电流保护；（2）过流保护；（3）检同期、无压三相一次自动重合闸；（4）零序保护功能。动作于跳闸：带功率方向电流闭锁电压速断保护、方向过流保护过电流。动作于预告信号：单相接地。要求采集三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因素等。带有断路器手动合闸、手动跳闸、保护跳闸引入回路和防跳回路，可对断路器跳闸信号及各种位置信号监视。4.3.2保护监控设备数量（1）主变压器保护监控屏主变压器保护设备与微机综合自动化系统成套设备，单元箱设备与屏体一同提供。屏体采用全封闭式柜体结构，型号：PK-30/800，尺寸：宽×厚×高，800mm×600mm×2260mm，主变压器保护监控屏共1面。（2）35kV、6.3kV线路保护监控屏35kV、6.3kV线路设备、电度表（配置0.2S级DSX331威胜表1块，0.5级DSX331威胜表1块）与微机综合自动化系统成套设备，单元箱设备与屏体一同提供。屏体采用全封闭式柜体结构，型号：PK-30/800，尺寸：宽×厚×高，800mm×600mm×2260mm，35kV、6.3kV线路屏共1面。（3）发电机保护监控屏 发电机保护设备、电度表（配置0.5级DSX331威胜表2块）与微机综合自动化系统成套设备，单元箱设备与屏体一同提供。屏体采用全封闭式柜体结构，型号：PK-30/800，尺寸：宽×厚×高，800mm×600mm×2260mm，保护监控屏共1面。备注：用于厂用电计量的0.5级DSX341威胜表1块装于低压配电屏。5技术条件5.1系统的一般要求5.1.1周围环境温度和湿度环境温度机房（有空调）夏季40±2℃，冬季30±2℃现场-5-55℃相对湿度机房（有空调）45%-65%现场10%-95%抗震强度：控制室0.25g（静态垂直加速度）现场0.25g（静态垂直加速度）尘埃根据不同安装场地考虑防尘埃措施，采用密闭机柜和带过滤器的通风孔。5.1.2工作电源 电站计算机监控系统设备所采用的UPS电源、稳压电源以及开关电源能在下列厂用电源电压范围内不遭损坏且正常工作。当输入电压下降到下限值以下或正负极性颠倒时，各系统设备不受到破坏。（1）交流电源：单相220V+10%，50Hz+2%三相380V+10%50，Hz+2%中性点接地（2）直流电源：直流220V-20%~220V+15%5.1.3绝缘阻抗（1）设备安装、连接完毕后，交流外部端子对地阻抗>10MΩ。（2）不接地直流回路对地阻抗>1MΩ。5.1.4介质强度l500V以下、60V及以上端子与外壳间应能承受交流2000V电压1min。l60V以下端子与外壳间应能承受交流500V电压1min。5.1.5电磁干扰和电磁兼容性l传导干扰抑制能力：²1~1.5MHz衰减振荡电压不低于0.5kV。²2/50μs冲击波不低于1kV。l抗无线电干扰能力应不低于1V/m（30~500MHz）l抗静电干扰能力应不低于4kV。l硬盘、软盘使用和贮存在磁通密度不大于70*10-4T的环境中应安全不受破坏。lCRT应在磁通密度≥1*10-4T的环境中其显示效果不受影响。5.1.6浪涌冲击抑制能力浪涌冲击抑制能力：3级。5.2工艺5.2.1屏柜1) 屏、柜由钢架（或铝型材架）和光滑钢板构成，每台屏柜内，外面均进行磷化处理，达到真正的防蚀目的。防护等级为IP54，结构牢固、有适当的钢度、保证内元器件组装后不变形、其结构便于维修和更换内部的元器件，并有扩展设备的余地。1)屏、柜高2260mm，宽800mm，厚600mm。屏上操作开关、仪表、指示器距地面以上1.2~1.8m，所有屏、柜的门锁是统一型号，并带有限位装置。屏、柜由螺栓与预埋的基础槽钢固定（槽钢不属于本供货范围）。屏顶有吊环，屏体用防锈涂层保护，屏柜面平整，不眩目。2)屏、柜为前后开门、封闭式，前门为单扇玻璃门，屏后为双扇门。并有通风孔及防止灰尘进入的措施，底部留有电缆入口，电缆安装完毕后可封底。3)全部设备均喷有底漆，一层填嵌，然后喷两薄层业主指定颜色的漆。屏柜表面清理干净，并涂有保护层。4)柜内设备布置柜内设备的布置充分考虑到安装、调试、维护、更换及设备投/退运行的要求，柜内主带电回路与接地部分隔离，柜内设有接地铜排，所有装置的外壳与接地铜排相连。端子排的最低位置距地面≥400mm，留给用户接电缆的一侧边的距离≥100mm。5.2.2端子及配线1)屏内端子采用优质可靠的产品(菲尼克思端子)，并有20%的备用端子。交流端子采用实验端子，端子之间有隔板分开，且任一端子排上的端子的接线不会多于两根。2)柜内配线采用硬线，按单元分开设置。强电、弱电在不同的配线槽内走线且端子也分开布置，导线在槽内中所占空间不超过70%，各连接点牢固、抗震动、保证设备运到现场后不出现接线脱落或断线现象。3)柜内配线的线径、颜色符合有关的规定，互连标专取两接点的部件代号或端子号。（远端和本端均表示）。标示字符采用专用工具打印，长期保持清晰、且不退色。 5.2.3铭牌和标志5.2.3.1铭牌计算机监控系统的每个独立设备都应有铭牌。铭牌的内容包括：设备名称、型号、制造厂名称、主要技术参数、出厂编号及出厂日期等。字迹清晰、耐用，采用中文书写。5.2.3.2识别标志每台设备都应有易于辨识的识别标志，以便与说明书文件对照，分布不同部位的同型号设备识别标志保持一致。5.2.3.3警告标识为了使用安全，要注意和特别说明的地方均有警告标志或安全标志。警告标志醒目，不易与其它标志混淆。5.2.4接插件接插件接触良好，不松动。5.2.5继电器继电器选用动作可靠的优质产品。5.2.6印刷板印刷板采用标准化产品，以便更换。板面光洁平整，无划伤和破损缺陷。5.2.7接地为了避免产生接地环流或地噪声干扰,同时为了设备的安全防护,本系统设备的外壳、交流电源、逻辑回路、信号回路和电缆屏蔽层都按如下原则接地。a)计算机监控系统接地与电站设备公用接地网相连，连接电阻≤1.5Ω，接地网电位在4000~5000V之间。b)计算机监控系统设备外壳或裸露的非载流金属部分必须接地。c)未隔离开的所有计算机直流回路（包括直流电源、逻辑回路、信号回路）中一般只有一个接地点。 a)本系统所属设备屏内接地线l断面尺寸＞35mm2l安装措施装于屏底与屏体不绝缘b)各个系统的接地分为保护接地、工作电源接地、屏蔽接地等，各种接地独立地与本盘的静态接地体连接。然后用的铜导线连接至就近的电站公用接地网。c)经过隔离的交流电源电压超过150V时必须接地。d)信号和电缆屏蔽层的接地考虑相应酬传感器或其它连接设备的接地点，避免两点接地，并且尽可能选择本系统接收设备端接地。6计算机监控系统的功能6.1全站控制层电站控制层设备设在中央控制室，电站控制层负责协调和管理各现地控制层的工作；收集有关信息并作相应处理和存储；迅速、准确、有效地完成对本站被控对象的安全监视和控制。操作员可以在主控制台上通过人机接口对数据库和画面在线修改，进行人工设定、设置监控状态、修改限值、事故处理指导和恢复操作指导等功能，并可下装至LCU。6.1.1数据采集和处理电站控制层自动实时采集和处理来自各现地控制层及调度系统的数据。主要包括：机组、主变、母线、出线回路、厂用电、闸门及全厂公用系统的电气模拟量、非电气模拟量（温度、水位、压力等）、脉冲量、开关量的采集，对这些数据进行处理，处理包括工程量的转换、零漂处理、人工设置处理、越限处理、报警处理及事故追忆处理，处理后的数据以一定的格式存入实时数据库,形成实时数据库和历史数据库,以备系统调用和随时查询。并提供标准的访问接接口,可以直接将数据引入到EMS、MIS等其它系统。1.数据采集 （1）电气量：电站控制层根据采集的电气量自动计算机组和输电线路三相电流不平衡度；机组有功、无功功率在机组容量坐标上的工作位置、机组功率因素计算；电站各机组有功功率、无功功率总和及全站有功功率定时平衡计算；转子电流、电压、转子绕组温度。（2）数字量：电站控制层自动从各现地控制单元采集各数字量，掌握主、辅设备动作情况，收集越限报警信息。（3）脉冲量：电站控制层自动从各现地控制单元采集各脉冲量，进行全厂有功电度和无功电度的定时平衡计算，全厂发电电度的分时累计和总计，电站运行效率及经营结果计算。（4）非电量：电站控制层自动从各现地控制单元采集各温度、压力等非电量，供数据分析和定期制表打印。1.数据处理计算机监控系统对监视的模拟量、开关量、脉冲量进行统计分析计算（含变位、越限等）作为历史数据存入历史数据库，并作为报表输出的主要数据来源。当出现异常事件记录和出现事故时，计算机监控系统根据目前的情况自动作出处理。实时监视图如下。2.电站电气主接线图。显示电站的主接线模拟图和系统时钟以及相关变量(如：I,P,Q,U,COS，温度，水压等)，主接线图是由用户编辑生成的，根据需要可以把系统所有能够采集的变量有选择的放到主接线图上显示。主接线图上的电流，功率为负数时表示反向送电，刀闸，断路器开关为红色时表示合闸位置，绿色表示分闸位置，蓝色表示控电消失或没有接线。在主接线图上直接控制开关、断路器的开合闸。3.单机监控画面以多种形式显示各台发电机组相关的电气量，模拟量值，监视其运行状态： 1.画面上部一排五个表盘分别显示当前机组的A相电流I、有功功率P、无功功率Q、功率因数角COS，机组电压，蓝色框中显示的数字代表此时的值（每个表盘显示的变量可以自定义，在图形界面组态中定义）。2.下一排温度计显示当前机组的相关温度值（如：定子温度，轴瓦温度等）点击更多显示全部的温度参数值。3.下一排像水压计一样的标度尺显示当前机组相关的模拟量值（如水压，油压，水位等）点击更多显示全部信息。4.画面下部分为当前机组某一实时量（如电流，温度，水位）在当前十分钟、30分钟、一个小时内的实时曲线，左边“实时曲线”上部的蓝色数字“300”表示该实时量的上限值（该值可以设定,修改）。右边方框内三个按钮用于选择不同时间段的曲线类型，红色灯表示当前曲线类型。“当前值” 表示这一时刻的值，“平均值”表示这一时段的值。5.左边凸起的方框内有两个断路器分别反映当前机组的油开关位置和灭磁开关状态。1.测量汇总画面显示各机组、线路电气量实时值(I,P,Q,COS,Ua,Ub,Uc,Uab)及其他实时值(如：励磁、直流等)。2.计量汇总表显示各线路的实时电能量值（半个小时刷新一次），用户可编辑。3.调速系统画面显示每台机组调速器的电气量，模拟量和开关量。4.励磁系统画面显示每台机组励磁系统的电气量，模拟量和开关量。5.直流系统画面；最上一排六个表盘显示系统电流和电压，中间一栏为控制项，可以对直流系统进行遥控和遥调，最下一排信号灯显示系统的工作状态。6.辅机系统画面；主要显示与系统连接的油压、气压系统的工作状态，并可以对其进行控制。 1.开关量画面：显示系统各个开关量的状态（主要是与PLC连接的开关量），红色灯表示状态为“1”（譬如：开关处于关位置，条件满足）绿色灯则表示相反情况，每台机组占用两竖排，“上一页”、“下一页”两个按钮可以可以来回切换，对于那些公共的开关量放在最后显示。信号灯为红色表示该开关点处于“1”的状态，绿色表示处于“0”的状态。2.开机流程画面显示发电机组在开机过程中各设备的状态、信号、相关电气量的参数值，形象的反映PLC的工作流程,能可靠执行发电机的开机操作。在流程图上部左右两方分别显示母线电压、发电机电压、母线频率（功率）、发电机频率（功率）等。3.停机流程画面显示发电机组在停机过程中各设备的状态、信号、相关电气量的参数值，形象的反映PLC的停机工作流程,能可靠执行发电机的停机操作。4.以上显示的图象和参数是动态的，并随着输入信号的状态改变颜色的数值以及闪光,同时向用户提供交互式图形编辑软件以及与数据处理功能连接的编制软件，达到用户可根据运行需要自行绘制和改变画面的目的。5.CRT：发生事故或重要故障时，则自动转入事故、故障显示画面。16.语音报警运行人员可对系统数据库进行设置,定义发生哪些事故发生时，监控系统需要进行语音报警，当发生事故时，系统能根据设置情况发出声光、语音报警信息。6.1.2综合参数统计、计算与分析 计算机监控系统根据实时采集到的数据进行周期、定时或召唤计算与分析形成计算数据库与历史数据库，帮助运行人员对电厂设备的运行进行全面监视与综合管理，可及时发现故障征兆，提高机组运行的安全性。计算包括算术运算、逻辑运算和条件运算三种方式，对现场实时数据按照不同的要求和用途通过三种方式的配合完成计算、统计及判断功能，计算生成的计算数据也作为实时数据处理，存入相应的实时数据库和历史数据库，进行越限报警、启动相关处理程序等操作。6.1.2.1温度量分析计算LCU周期获得温度巡检仪采集的温度数据，进行预处理，并作下列计算后将数据存入LCU数据库，实现全系统数据共享，可显示、制表打印。1)温度最高值、最低值、平均值、标准差值及温度变异系数。2)温度变化趋势分析。3)温度越限追忆记录。4)正常（理论）值与实测值的比较分析。6.1.2.2电量累积计算计算机监控系统对全厂各有功电度量、无功电度量进行周期分项分时累加，并存入数据库，供显示并制表打印。累加计算（其初始值可由一定级别的运行人员设置和修改）包括：1)各发电机按分时计费的不同时限段以及按日、月、年进行电能累加，厂用电按日、月、年进行电能累加。2)单台主发电机的日、月、年发送电有无功电能累加。3)单回送电线路的日、月、年发送电有无功电能累加。4)全厂日、月、年总发电能累加，全厂线路日、月、年总送电能累加。5)全厂总厂用电日、月、年电能累加。6)全厂日、月、年平均厂用电率。7)设定时间段内的全厂总发电能和总送电能累加。6.1.2.3耗水量累积计算1.耗水量累加1)单台水轮机发电日、月、年耗水量累加2)单台机组冷却水日、月、年耗水量累加3)全厂总发电耗水、总冷却耗水日、月、年耗水量累加 1.效率计算及耗水量1)计算每台机组和全厂的即时效率，并计算出日、月、年的平均效率2)计算每台机组和全厂的即时耗水率，以及日、月、年的平均耗水率6.1.2.4设备运行统计计算对机组、断路器、机组油压装置等重要动力设备，以及间歇运行的辅助设备的运行工况（包括启动次数、运行时间、间歇时间等）进行统计，对继电保护及自动装置动作情况进行统计。统计值可由一定级别的运行人员进行初始值设备和修改。6.1.2.5定值管理计算机监控系统对所有定值作统计，定值修改、变更情况统计，并存入数据库，以备查询。6.1.2.6生产报表计算机监控系统进行电气量参数报表，非电气量参数报表，温度、日发电量、厂用电量统计报表，生产综合统计报表等。6.1.3电站主要设备安全运行监视及事件报警6.1.3.1全站主要设备安全运行实时监视计算机监控系统可以使运行人员通过主机兼操作员工作站屏幕对全厂主要设备运行状态和运行参数进行实时监视，包括状态变化监视、越限检查、过程监视、趋势分析和监控系统异常监视。1)状态变化监视：自动控制或保护装置动作所导致的自动状态、来自人工控制的受控状态变化。2)越限检查：检查设备异常状态并发出报警，异常状态信号TFT上显示并打印记录。3)过程监视：监视机组各种运行工况（发电、调停、停机）的转换过程所需要的操作步骤，并显示于TFT上。在发生过程阻滞时，TFT显示阻滞原因，并由机组现地控制单元将机组转换到安全状态。 1)趋势分析：分析机组运行参数的变化。包括机组轴承温度升高发展趋势监视、轴承温度变化率监视、推力轴承瓦间温差监视、机组轴承允许温升曲线及温度随时间的容许变化率的实时监视等。2)监控系统异常监视：实时监视监控系统本身的工作状况，通信状态等。6.1.3.2事件报警（1）故障报警记录计算机监控系统周期性扫查故障信号，故障发生时，立即响应并处理，同时记录故障发生时间（时、分、秒、毫秒）、动作设备器件名称、事故内容等信息，并显示、打印故障报警语句，发出声光报警信号，按故障发生的先后次序排列，形成故障记录并存入数据库。故障记录表格为故障汇总记录表，可供值班人员查寻，并定时打印，也可召唤打印或显示。（2）参数越限、复限报警记录计算机监控系统在设备运行参数超越其限值时，立即报警，越限值恢复正常值时，进行复限提示。参数越、复限时，记录发生时间（时、分、秒）、参数名称、参数值等信息，并显示、打印故障报警语句，发出音响报警信号，形成全厂参数越复线记录并存入数据库。全天（当班）参数越复限报警记录为全天（当班）的汇总记录表，可供值班运行人员查看设备运行情况，可自动定时打印或召唤打印或显示。6.1.3.3事件顺序记录当电站重要设备发生事故时，计算机监控系统立即响应中断信号，同时记录事故发生时标（时、分、秒、毫秒）、动作设备器件名称、事故内容等信息，并显示、打印事故报警语句，发出声光报警信号，按事故发生的先后次序排列，形成事件记录并存入数据库，可按设备进行搜索事件记录。分辨率＜2ms。6.1.3.4事故追忆及相关量记录 电站发生事故时，需对事故发生前后的某些重要参数进行追忆记录，以供运行人员事故分析。事故追忆由操作员工作站完成，记录事故前10秒钟和事故后20秒钟的数据组，记录间隔为事故前1秒、事故后0.2秒。事故发生时，计算机将按顺序将事故报警信息、事故的名称及这些追忆数据保存于磁盘中，形成历史数据。并自动显示、打印这些数据。通过上位机人机接口设备，运行人员可随时对事故追忆的参数点进行增、减设定，并可实时显示进行追忆各点的变化趋势曲线。对事故追忆历史数据可随时召唤显示与打印。事故追忆的重要参数有：线路及母线三相电流和电压；主变的零序电流和温度；发电机定子三相电流和电压、机组推力轴瓦最高温度等。相关量记录为：当线路、发电机、主变压器发生事故时，监控系统同时记录各参数对应值。当机组推力、上导、下导、水导轴瓦温度，定子线圈温度及机组振动和摆动越限报警时，同时记录机组的上述参数。6.1.3.5电气设备操作记录计算机监控系统对电站机组的开/停机、断路器的投/切、隔离开关和接地刀闸的合/跳操作、电站运行方式转换、系统诊断信息等按先后顺序进行记录，形成全天（当班）汇总记录表，可召唤显示、打印，或自动定时打印。6.1.4电厂设备运行指导运行指导是计算机监控系统区别常规控制系统的特殊功能。运行指导可以将电站的重要而复杂操作的操作条件以及进行这些操作形成的专家经验输入计算机，当进行这些操作时，计算机根据当前的状态进行条件判断，提出操作知道意见，这样可以大大减轻运行人员的劳动强度，提高电站的安全运行水平。运行指导的内容很多，主要包括：6.1.4.1机组开、停机过程监视 机组开、停机时（命令发出），计算机监控系统自动推出相应机组的开、停机过程监视画面。画面包括：机组编号、自动/手动标记、开（停）机条件、用流程图表示的开（停）机步骤、每步操作的时间及总时间。实时显示全部开、停机过程中每一步骤及执行情况，并按设备实际动作状态自动改变步序框的颜色，以区分已操作、正在操作、待操作及操作受阻部位。并提示在开、停机过程受阻时的受阻部位的其原因，进行开环运行指导甚至闭环自动控制操作。当需要操作指导时，上述监视画面仅具有显示功能，而不进行控制操作。计算机监控系统能自动识别在不同方式下的开、停机，并做出不同的响应。在此功能设计时，将与开、停机操作有关的某些重要装置和设备的状态以及完成对其操作所用的时间考虑进去，必要时并将其显示在画面上。6.1.4.2电站一次设备操作指导当电站一次设备进行倒闸操作时，系统自动推出相应监视画面，并根据全厂当前的运行状态于隔离开关和接地刀的闭锁条件判断设备在当前是否允许操作，并给出相应标志。如不允许操作，则提示闭锁原因，以防止人为误操作发生。6.1.4.3厂用电系统操作指导根据当前厂用电系统的运行状态及有关厂用电运行方式，倒闸操作限制条件的约束，系统能够推出其监视画面，并判断某个厂用电断路器或刀闸在当前是否允许操作并给出相应的标志。如果操作允许则提示操作的先后顺序，如果操作不允许则提示其原因。6.1.4.4事故、故障原因提示对于主要事故、故障，计算机监控系统能够给出事故、故障原因及处理提示，给出相应处理意见，并推出相应画面。6.1.5控制与调节根据电厂设备运行的情况和有关计算结果，按预定的步骤远方及现地的控制命令对全厂设备的运行进行控制与调节。6.1.5.1运行设备控制方式设置运行设备的自动/手动控制、远方/现地操作，有以下几种控制权： 1)运行设备设置在自动方式时，电站控制层人机联系设备可用手动将自动方式切换成手动，实现远方手动控制，并可以手动将手动方式切换成自动2)运行设备设置在手动方式、且设置成远方时，远方可手动控制，但不能在远方用手动方式将手动切换成自动3)运行设备设置在手动方式、且设置成现地时，只能在现地手动控制，远方不能控制4)有功功率、无功功率调节以及机组开停机的控制权由电站级设备来进行决定，是否交由电站控制还是交由调度端控制。5)控制优先权为：现地控制单元、电站级、地调。6.1.5.2人工操作电站设备可通过主控制台上计算机监控系统人机接口设备进行手动操作控制，运行人员通过显示画面、键盘和鼠标以人机对话形式对被控设备进行操作。任何操作，在画面上均设有操作提示，并具有误操作闭锁、无效操作取缔等功能。每一操作分选择对象（命令）和确认两个步骤，以防误操作。操作命令发出后，系统自动推出相应监视画面，供运行人员了解命令执行情况及设备动作状况。主要操作如下：1)设备运行方式设置与转换；2)机组有功、无功的调节操作；3)断路器、隔离开关投、切操作；4)机组开、停机操作及紧急停机操作；5)机组压油装置和公用设备电动机启停操作；6)闸门开/闭操作；7)各种整定值、限制修改操作；8)报警信号复归。6.1.5.3机组顺序控制 机组通过各自的现地LCU实现开停机过程顺序控制及水机事故保护。机组开停机指令由电站级操作员工作站自动或手动发出。6.1.5.4机组调节运行人员通过专用操作控制画面，以人机对话方式选择机组号，设置有功功率或无功功率给定值，当运行人员确认后，上位机发出命令，机组LCU执行。调节可由微机调速器进行，也可按常规调节方式进行，运行人员可进行设置选择。自动调节指令脉冲在现地控制单元进行脉冲宽度和周期调整后，由现地控制单元发出，以达到最佳动态调节品质。手动调节指令脉冲可通过操作员工作站发出。实现以下调节：1)机组转速及有功功率调节；2)机组电压及无功功率调节。6.1.5.5AGC和AVC调节1.AGC调节计算机监控系统根据调度部门给定的日负荷曲线、远方或现地给定的实时负荷值、各机组的效率特性曲线和调差系数要求、各机组各自的气蚀和振动情况等约束条件，并结合电站即时各机组当前的运行工况，计算出当前水头下最佳的开机组合和机组间负荷分配，系统可闭环控制，也可以开环运行指导。自动发电控制还能完成对各机组运行工况转换时的协调工作，以保证机组和电力系统所受到的扰动最小。自动发电控制能进行开环和闭环控制，开环运行时计算机监控系统在监视屏幕上给出提示信息，闭环控制则将操作调节信号直接作用到机组调速器和各机组辅助设备。机组是否参与自动发电控制功能可由运行人员预先设定并在系统中给出标志。1)自动有功调节2)自动开机、停机控制3)自动频率控制4)稳定极限监视 2.AVC调节计算机监控系统对高压母线电压进行实时监视并根据电力系统要求自动将母线电压维持在给定的变化范围内，在此基础上实现对各机组间无功功率的合理分配。无功功率的分配躲过系统故障或系统负荷变动所引起的暂态过程，保证计算机监控系统在对机组进行无功功率调节时所引起的扰动最小。自动电压控制可实现开环和闭环控制，开环运行时计算机监控系统应在监视屏幕上给出提示信息，闭环控制则将操作调节信号直接作用到机组的励磁装置。机组是否参与自动电压控制功能可由运行人员预先设定并在系统中给出标志。1)自动电压控制2)自动无功调节6.1.6设备运行统计及生产管理计算机监控系统能对全厂设备的运行情况进行统计记录，并分类汇总形成当天（当班）统计记录。并及时提供给有关生产人员，必要时产生故障报警。汇总记录可召唤显示、打印或自动定时打印。统计记录的内容包括以下方面：1)发电运行记录：记录的内容包括当班、当日、当月、当年以及任意时间段内的机组发电量、线路送电量、厂用电量、耗水量以及发电效率等。它们的初始值以及记录时间段可以由程序或键盘进行设置。2)主要设备动作及运行记录：自动对主要电气设备的动作次数和运行时数进行统计和记录。当其达到或超过设定值时，系统自动给出提示，必要时做越限报警处理。记录的内容包括机组开停次数、本次开机运行时数、累计开机时数、机组停机备用时数、机组检修退出时数；机组辅助设备电动机启动次数以及累计运行时数；高压断路器合闸次数、高压断路器正常跳闸次数、高压断路器事故跳闸次数、低压断路器跳合闸次数等。3)操作记录：自动对各种手动操作进行统计记录，记录的内容包括开停机、断路器跳合、隔离开关和接地刀闸分合以及闸门的提落操作等。 1)定值变更统计记录：自动对系统内所有的定值变更情况做统计记录以备随时查询。2)事故故障统计记录：自动对当班、当日、当月、当年的各类事故故障的内容和次数进行统计和记录。3)参数越复限统计记录：自动对当班、当日、当月、当年的参数越复限情况进行统计和记录。4)设备运行变位记录：自动对有要求的设备的辅助接点变位情况做统计记录以了解其动作情况。5)主要设备和装置退出运行统计记录：作为设备和装置使用情况和寿命以及运行安全可靠性判断的依据。6)对主要设备手动/自动操作命令、控制方式转换等操作记录7)事故追忆记录8)运行日志、生产报表统计记录9)开操作票记录根据运行日志、生产报表，将其内容分时、班、日、月进行统计记录，形成运行日志、生产报表记录，并在班、日、月结束时定时打印，也可召唤显示或打印，以便运行人员了解电站运行情况。在各种报表较多的情况下，可取消定时打印，根据需要召唤打印。6.1.7人机联系本系统提供丰富多样的人机联系手段，允许运行操作人员通过各显示器，鼠标器、键盘及打印机以各种方式实现对全厂设备运行监视、控制、调节、定值修改、画面调用、数据打印要求，并易于对应用程序开发及修改。6.1.7.1人机联系原则1)在操作台上的运行人员只允许完成对电站设备进行监视、控制调节和参数设置等操作，特权操作权供调试人员调用； 1)人机联系采用汉字WINDOWSNT平台监控，画面美观，调用和操作简便、灵活、可靠，响应速度快，对话提示说明清楚准确，在整个系统对话运用中保持一致；2)人机联系为汉字显示和打印，汉字符合国家一级字库标准；3)有关操作的人机联系，充分利用具有被控对象显示画面、键盘（或鼠标）及画面对话区提示三结合方式，操作过程中有必要的可靠性校核及闭锁功能。4)给不同职责的运行管理人员提供不同的安全等级操作权限。6.1.7.2人机界面功能1)画面显示2)画面实时刷新（包括设备运行状态，运行参数及时钟）3)报警与操作信息创造或标志提示4)人机对话提示及操作命令信息提示5)光标显示与控制6)画面窗口变换与局部放大7)画面的平移、滚动和漫游8)多窗窗口显示、比例缩放6.1.7.3人机界面显示内容画面显示是电站计算机监控系统的重要功能，画面是实时状态的的并采用多窗口技术以提供更多的信息。画面调用具有程序自动调用和键盘菜单召唤调用形式。画面的种类包括接线图类、棒形图类、曲线类、表格类、信息类、运行指导类等。1)接线图类画面a) 包括电气主接线图、厂用电系统接线图、直流系统接线图及电气参数、水力机械系统图、机组及公用油、水、气系统实时状态参数态模拟图、计算机系统设备运行状态图、运行监视图、各类运行方式状态图、潮流图、地理图。在这类画面上能显示出运行设备的实时状态及运行参数（实时电流、电压、有功、无功、功率因素、频率、电度量、主变温度等）。1)棒形图类画面a)包括机组有功无功功率、机组效率、运行参数的限值和实时值对比以及部分运行指标的显示等。2)曲线图类画面a)包括给定负荷曲线、实际负荷曲线、参数趋势曲线以及各类运行图实时曲线等。3)表格类画面a)包括各种运行报表、操作记录统计表、事故故障报警统计表、定值变更统计表、I/O点定义表、各类记录、运行报告等。4)信息类画面a)包括状态变位信息、事故、故障报警信息、模拟量参数越复限信息、相关量记录以及监控系统自诊断报警、有关参数的趋势报警等。各类菜单（或索引表等。信息类画面是自动的，具有最高优先级并显示在屏幕的最上层。5)运行指导类画面a)包括机组开、停机过程状态转换顺序流程图（有转换时间）、刀闸开关操作联锁指导模拟接线图及系统逻辑图结构图、厂用电系统断路器倒闸操作指导、模拟操作画面等。运行指导类画面是自动调用的。6)其它a)文字说明：包括使用帮助、操作说明、公司介绍b)报文显示：可监控计算机与MAS之间的通信报文c)事故追忆：可显示事故前5分钟、事故后10分钟的相关电压、电流量等。d)中央信号、事故信号、故障信号、操作记录一览表6.1.7.4屏幕画面编排1)画面静态及动态信息主显示区 1)人机对话显示区2)报警信息显示区3)时间显示区6.1.7.5画面图符及显示颜色1)电气接线图各电气设备符号符合电气制图国家标准2)机组及油、气、水系统中各工艺设备符合有关标准，设备可作三维化形象处理3)电气接线图中图符动态刷新颜色定义机组发电状态红色机组停机备用状态黄色机组开停机过程状态紫色机组停机检修状态白色断路器合闸状态红色断路器分闸状态绿色刀闸开关合闸状态红色刀闸开关分闸状态绿色接地开关合闸状态红色接地开关分闸状态绿色参数刷新颜色定义参数正常绿色参数越上限黄色参数越下限紫色参数越上上限红色（并闪光）参数越下下限红色（并闪光）6.1.7.6打印功能 计算机监控系统提供报表生成软件包，可以生成各类报表，报表的格式可由用户任意选择，生成的报表维护方便。计算机监控系统对各打印机进行适当分工以减轻某一台打印机的工作负担、打印的内容包括各类操作信息、事故故障信息、设备运行信息、各类运行日志（按时、月、日、月生成的统计报表）、各类运行维护管理表格、曲线等。对厂内某些复杂的操作、计算机监控系统能自动开列操作票。打印包括以下几种方式：1)定时打印：各类统计报表、日、月、年等运行记录及运行日志等2)召唤打印：运行人员用鼠标或专用功能键打印各类报表及监控画面3)随机打印：各类操作、事故及故障响应一览表、操作票等6.1.7.7输入工具计算机监控系统允许运行操作人员通过键盘、鼠标器以及其它形式输入设备进行参数设置和运行方式调整。键盘以及某些按键加有键盘锁。6.1.7.8语音报警系统语音报警功能是将计算机监控系统采集到和处理过的各类实时运行信息、报警信息以及操作信息和综综合信息等内容以语言的形式表达出来以提醒有关人员注意。具有独立的语音报警系统，以完成电站设备的故障、事故报警，并同时在显示屏上显示报警画面，指出故障来源。6.1.7.9键盘操作与控制为了保证操作控制的正确可靠，操作采取了如下措施：1)操作前，首先选调有关控制对象画面进行对象选择，在画面上所选择的被控对象有显示反映选择无误的提示，运行人员确认选择的目标后，方可发出并执行有关的操作指令。2)每一步都有严格的软件校核、检错和闭锁和逻辑功能3)操作步骤尽可能少，但有必要的复核检查、操作口令核查4)每次操作均自动存贮操作内容，操作时间及操作人姓名（或代码），并可打印6.1.7.10运行参数的设置与修改 能方便准确地设置或修改运行方式，负荷给定值及运行参数值等。1)遥测参数设置：对遥测的各种属性进行设置和修改，包括名称代码、显示属性、系数、上下限、报警属性等。2)开关量参数设置：对遥信的各种属性进行设置和修改，包括名称代码、显示属性、遥信类型、报警属性等。3)电量参数设置：对电量的各种属性进行设置、修改，包括名称代码、显示属性、系数、电量基值、电量满度值。04)刷新参数设置：对图形显示的各种参数进行设置、修改。5)曲线参数设置6)棒图参数设置7)定值参数设置与修改6.1.7.11多种操作权限的安全级别在上位机可通过口令进入特权操作状态，能完成电能计量初始值设定、修改开关编号、报警禁止/允许，设置或修改操作口令、设置或修改值班人员姓名（或代码）等。1)运行监视级只能浏览监视画面；2)操作员级可进行操作与控制；3)高级操作员级可进行定值整定和修改；4)工程师级可进行画面、报表等修改。6.1.7.12报警处理1)当监控对象达到事故和故障状态，立即发出报警音响和显示信息。报警音响可将事故和故障区别开来，声音可手动或自动解除；2)报警显示信息，自动推出事故点主接线图,在当前画面上显示报警语句（包括报警对象名称、性质、动作时刻、动作值），使该对象标志（或参数）闪光并改变颜色，闪光信号在运行人员确认后方可解除。6.1.7.13命令无效处理与删除 1)任何人机联系请求无效时显示出错信息2)任何操作指令进行到某一步时，如不能进行下一步操作则在执行之前能自动删除或人工删除6.1.8数据通讯1)计算机监控系统通过通讯服务器能实现于上级调度中心的通信。两者的通信规方式、通信规约、及通信倍率与业主协商确定。i.将电厂的有关数据和信息送往上级调度中心；ii.接受上级调度中心下发的各种命令。2)实现与各现地控制单元数据通信。3)预留与其它系统如水情测报系统、电能计费系统、火灾报警、电力系统安全自动装置等系统通信接口。4)监控系统设备间信息交换采用网络结构的数据公路系统。6.1.9时钟同步系统设置GPS时钟系统能实现工作站及各LCU的时钟同步，并实现与卫星时钟同步。6.1.10计算机监控系统自诊断、自恢复1.系统在线或离线运行时，能对本系统内的软硬件定时进行自诊断，显示故障模块位置并打印记录检测结果，当诊断出故障时能自动闭锁故障单元设备并发出告警信号，具体包括：a)主机自诊断（CPU、内存、I/O通道、打印机）；b)外部设备自诊断（电源、键盘、CRT、打印机）；c)I/O过程通道故障自诊断；d)网络通信故障自诊断；e)远程通信故障自诊断。2.在线或离线自诊断各种应用软件和基本软件故障，发生程序死锁或失控时，能发出故障报警并自动启动或发出切换请求， 1.系统掉电、干扰（包括死机）时能保护，并能自动恢复正常工作。6.1.11防雷与接地水电站计算机系统都采用集成化较高的微电子设备，其冲击力差，受雷击更容易使微电子设备受到损坏。为防止电子设备不受雷击，首先要保证设备所处的建筑物有完善的避雷设施。当雷击发生在输电线路或在输电线路附近时，都将在输电线路上形成雷电冲击波，雷电冲击波容易与工频回路耦合，从而进入自动设备的电源模块，因此配电线路的防雷是自控系统防雷的重要措施，采用三级浪涌电压保护器（也叫瞬态过电压保护器SPO）是自控系统理想的防雷保护措施。6.1.12其它辅助功能1)程序开发及人员培训：计算机监控系统可通过工程师操作员站或远程通讯服务器进行功能开发、增修画面等事项以及进行运行人员仿真培训。通过软件闭锁，以上操作不会影响在线主机的正常运行。2)电站运行维护管理：积累电站运行数据，为提高电站运行、维护水平提供数据，实现电站运行维护管理功能。6.2现地控制层(LCU)6.2.1机组现地LCU机组LCU监控范围包括水轮机、发电机、进水口阀门和机组附属设备。6.2.1.1数据采集和处理机组现地LCU自动实时采集和处理发电机、水轮机、励磁及调速装置、机组附属设备的电气模拟量、非电气模拟量、脉冲量、开关量，主要设备运行工况诊断处理，并以一定的格式存入实时数据库，对各类信息进行数据封装后存放在现地控制单元的存储单元中，并上传电站控制层。数据处理包括：软件滤波、消抖动、数据合理性检查以及工程量变换等。1.机组LCU数据采集（1）直接采集a)模拟量 电气量：发电机定子电压、电流、励磁电流、励磁电压。非电量：机组过水系统、油、气、水系统的压力、压差、流量、液位、温度。b)开关量发电机断路器位置、继电保护电气事故信号、故障分类信号；励磁系统工作方式设置、灭磁开关位置、故障信号；调速器工作方式设置、故障信号；油压装置系统油罐压力、油位位置信号、油箱油位位置信号、油泵运行方式、设置信号、运行状态信号。同期装置信号；机组各温度显示控制仪检测的温度位置信号、转速位置信号、导叶开度位置信号、接力器锁锭投切信号、制动闸块位置信号、制动气压位置信号、剪断销剪断信号、油槽油位信号；进水口阀门位置信号、机组冷却水电动阀门位置信号、各部位冷却水示流信号；水机保护事故停机动作信号、紧急停机关进水口阀门信号；指令信号：开、停机，发电机断路器跳、合闸，灭磁开关跳、合闸，紧急关进口阀门，紧急停机。c)脉冲量发电机有功电能，无功电能、码盘转速、水量等。（1）通信采集数据a)温度量机组测温：各部位温度、测温电阻断线及装置故障。以及有关机组轴温温度信号和交换控制、状态和报警信息。励磁系统、调速器系统的通讯，2.机组LCU数据处理 1)模拟量对采集的实时数据的处理包括信号回路断线检测、短路检测、数字滤波、抗干扰、数据有效性合理性判断、工程单位变换、越复限判断及越限报警等，按功能要求产生报警和报告标志，最后经格式化处理后形成实时数据并根据需要上送电站控制层。模拟量越限：被测模拟量以工程值进行上、下限越限判别和突变监视，在数据库中记录越限时间、测点名称、越限值、单位和性质，形成事件记录和发生越限告警信号。2)开关量对中断开关量（包括事故总信号、断路器位置信号及断电保护动作信号）现地控制层以SOE方式采集，对扫查开关量（除中断开关量以外的那些开关量）现地控制层以扫查方式采集各开入点。对采集的开关量的处理包括实时状态变化进行防抖动、滤波、状态变化检测等，对故障信号以及非电量位置信号当状态变化时进行延时处理，并按功能要求产生报警或变化标志，所采集的数据都进行数据的有效性合理性判断、事故故障报警以及启动相关量处理程序，最后经格式化处理后形成实时数据并根据需要上送电站控制层。对所采集的电气事故、断路器位置以及水机事故等信号进行中断处理，并记录动作顺序、动作时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）、信号名称、性质逐一记录，并按功能要求产生报警或变位标志。根据需要显示和发出告警信号，具有语音报警及故障解除指导功能。3)脉冲量对脉冲量处理包括滤波（直接采集）、码制变换、误差补偿、数据有效性合理性判断、标度换算、越限、复限判断以及越限报警处理，最后经格式化处理后形成实时数据并根据需要上送电站控制层。6.2.1.2安全运行监视 完成机组监控对象状变监视、越限检查、过程监视及现地控制单元异常监视。在脱离电站控制层的情况下，确保机组安全运行。1)状态监视：当监视对象发生状态改变和继电保护及自动装置动作时，相应的信号在机组LCU屏上通过人机界面终端屏幕显示，同时由LCU将信号上送电站控制层。2)越限检查：主要针对主机定子电流、电压和功率，转子电流、电压，主机上导、下导、水导推力轴承的瓦温、油温、冷却水温，定子线圈和铁心的温度及其它被监视参数。3)过程监视：监视主机开机条件、开停机进程、工况转换过程的顺序，转换时间等，并上送电站控制层。4)机组现地控制单元异常监视：对机组现地控制单元硬件、软件故障自动监视，报警并上送数据信息给电站控制层。6.2.1.3控制与调节每台LCU均可设置成脱机操作或远方联网操作。现地脱机状态下，LCU只接受厂级计算机的联机请求命令，闭锁其它主机命令，一切控制由LCU独立完成，不依赖于主控级。远方联机状态下，LCU接受厂级计算机各种控制命令，根据预先设定的程序完成其控制功能。当机组开、停机指令确认并下发后，电站计算机监控系统自动推出相应机组的开、停机操作过程监视画面。画面上应反映操作全过程中所有重要步骤的实时状态、执行时间及执行情况，当操作受阻时及时提示受阻部位及受阻原因。机组的开、停机操作可在开环单步运行和闭环自动运行。计算机监控系统自动识别在不同方式下的开、停机操作要求并作出不同的响应。1)机组开机、停机操作2)机组转速及有功功率调节3)机组电压及无功功率调节4)油压装置系统自动控制5)机组事故紧急停机以及进口阀门紧急关闭控制 1)机组蝶阀开启、关闭操作，旁通伐开启、关闭操作2)蝶阀油压装置自动控制3)机组润滑油系统控制4)调相给气、补气控制5)机组技术供水投入，切除控制6)机组事故停机和紧急事故停机关蝶阀控制6.2.1.3.1现地控制方式机组LCU现地脱机状态时，可进行如下操作从而保证在电站控制级层设备故障或通信网络故障时，仍能实现机组工况变换和发电工况运行调整，所有现地操作通过LCU人机界面终端或常规控制按钮进行。1)机组开、停机操作a)机组开、停机操作由顺序控制功能实现。可分为自动和分步两种方式。自动控制方式下，顺控功能自动完成指定的各步操作；分步操作时，顺控功能每完成一步操作后，等待操作人员确认且发布执行下一步的命令。2)机组事故紧急停机操作a)机组事故紧急停机操作具有最高优先级。机旁紧急停机控制按钮带防护罩，以免误操作。3)机组出口断路器合、分闸操作a)机组出口短路器合、分闸操作可单独进行，在合闸操作时，合闸指令自动投入微机同步装置。也可通过手动同期装置实现机组同期并网操作。b)4)机组有、无功功率调节5)机组调节参数设置和修改6.2.1.3.2远方控制方式 远方控制方式是在现地控制层联网条件下进行的，现地控制层LCU接受来自电站控制层的控制和调节命令，并通过输出通道传递给受控设备。控制和调节命令包括：1)自动发电控制AGC、单机工况变换控制、单机全自动控制等机组工况变换命令。2)优发电控制和单机有功功率调节、自动电压控制AVC和单机无功功率调节等发点工况运行调整命令。6.2.1.4事件顺序检测机组现地LCU自动检测本单元所监视设备、继电保护和自动装置的动作情况，当发生状态变换时，对于事故信号自动产生中断，检测事件性质、发生时间，并顺序记录，上送电站控制层，以形成事件顺序记录。6.2.1.5数据通信完成与本单元机组控制PLC设备、微机温度巡检装置、微机调速器、微机励磁装置及保护设备之间数据变换。完成机组现地控制层的数据变换，实时上送电站控制层所需的过程信息，接受电站控制层的控制和调整命令。数据通信传送的上行内容：1)机组微机温度巡检仪传送的温度量；2)发电机定子电流（三相）；3)发电机定子电压（三个相电压及一个线电压）；4)发电机有功功率；5)发电机无功功率；6)发电机有功电能及无功电能；7)发电机机端频率；8)发电机功率因数；9)发变组各种事故信号和故障信号；10)机组压油装置PLC、机组技术供水PLC各种事故，故障信号以及被控设备运行状态信号等。 6.2.1.6系统诊断机组现地LCU能在线或离线自检硬件和软件故障，并能确定故障到输入、输出模板，能在线离线自检各种应用软件。能实现自检故障的本地显示及上送故障信息给主控级，以便在主控制台显示和打印。6.2.1.7时钟同步机组现地LCU实现与电站控制层时钟同步，保证全系统与卫星始终同步。6.2.2公用设备现地控制LCU本控制单元监控范围包括6.3kV线路、0.4kV厂用电、公用设备和全厂直流电源系统、空压机系统、排水系统等。6.2.2.1数据采集与处理公用设备控制LCU自动实时采集和处理主变、母线、出线、厂用电及全厂公用系统的电气模拟量、非电气模拟量、脉冲量、开关量，主要设备运行工况诊断处理，并以一定的格式存入实时数据库。对各类信息进行数据封装后存放在现地控制单元的存储单元中，并上传电站控制层。数据处理包括：软件滤波、消抖动、数据合理性检查以及工程量变换等。1.公用设备LCU数据采集(1)直接采集a)模拟量：其监控对象主要有:6.3kV线路、0.4kV厂用电各电气量和公用设备非电气量。b)开关量：采集6.3kV线路断路器、隔离开关、继电保护和自动装置及公用设备的状态信息。c)脉冲量线路的有功电度、无功电度。 (2)通信采集数据通信通信接口采集数据。1.公用设备LCU数据处理(1)模拟量对采集的实时数据的处理包括信号回路断线检测、短路检测、数字滤波、抗干扰、数据有效性合理性判断、工程单位变换、越复限判断及越限报警等，按功能要求产生报警和报告标志，最后经格式化处理后形成实时数据并根据需要上送电站控制层。模拟量越限：被测模拟量以工程值进行上、下限越限判别和突变监视，在数据库中记录越限时间、测点名称、越限值、单位和性质，形成事件记录和发生越限告警信号。(2)开关量对中断开关量（包括事故总信号、断路器位置信号及断电保护动作信号）现在控制单元以SOE方式采集，对扫查开关量（除中断开关量以外的那些开关量）现地控制单项元以扫查方式采集各开入点。对采集的开关量的处理包括实时状态变化进行防抖动、滤波、状态变化检测等，对故障信号以及非电量位置信号当状态变化时进行延时处理，并按功能要求产生报警或变化标志，所采集的数据都进行数据的有效性合理性判断、事故故障报警以及启动相关量处理程序，最后经格式化处理后形成实时数据并根据需要上送电站控制层。对所采集的电气事故、断路器位置以及公用设备事故等信号进行中断处理，并记录动作顺序、动作时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）、信号名称、性质逐一记录，并按功能要求产生报警或变位标志。根据需要显示并发出告警信号，具有语音报警及故障解除指导功能。(3)脉冲量 对脉冲量处理包括滤波（直接采集）、码制变换、误差补偿、数据有效性合理性判断、标度换算、越限、复限判断以及越限报警处理，最后经格式化处理后形成实时数据并根据需要上送电站控制层。6.2.2.2安全运行监视公用设备控制LCU与被监视对象的继电保护和自动装置配合，完成设备状态监视、越限检查、过程监视及控制单元异常监视。在脱离电站控制层的情况下与机组LCU协调工作，确保系统安全运行。1)状态监视：当监视对象发生状变和自动装置动作时，相应的信号在公用设备控制LCU屏上通过LCD人机界面显示，同时将信号上电站控制层形成实时数据库。2)越限检查：对6.3kV线路电压、厂用变压器电流和油温、油位及公用设备等监视参数进行越限检查，发现越限时除在本盘指示报警外，还将信号上送电站控制层。3)过程监视：监视断路器、隔离开关操作顺序步骤，并上送电站控制层。在遇到顺序阻滞故障时，则与机组LCU协调工作，将设备转到安全状态。4)现地控制单元异常监视：对现地控制单元硬件、软件故障自动监视，现地单元报警并上送数据信息给电站控制层。6.2.2.3控制公用设备控制LCU可设置成现地脱机操作或远方联网操作。现地脱机状态下，公用设备LCU只接受电站控制层计算机的联机请求命令，闭锁其它主机命令，一切控制LCU独立完成，不依赖于电站控制层。远方联机状态下，公用设备LCU接受电站控制层计算机各种控制命令，根据预先设定的程序完成其控制功能。6.2.2.3.1现地控制方式公用设备控制LCU现地脱机状态时，可对断路器以及隔离开关进行分合现场操作和公用设备的投退操作，并具有操作闭锁功能，从而保证在电站级设备故障或通信网络故障时，仍能实现开关站设备和公用设备的操作控制，所有现地操作通过LCU人机界面终端进行。6.2.2.3.2远方控制方式 远方控制方式是在现地控制单元联网条件下进行，公用设备控制LCU接收电站控制层计算机的控制命令，完成对断路器以及隔离开关的顺序操用，并保证正常的隔离开关连锁条件。同时可实现公用设备的远方点动操作控制。6.2.2.4事件顺序检测公用设备LCU自动检测本单元所监视设备、继电保护和自动装置的动作情况，当发生状态变换时，对于事故信号自动产生中断，检测事件性质、发生时间，并顺序记录，上送电站控制层，以形成事件顺序记录。6.2.2.5数据通信完成与电站控制层的数据变换，实时上送电站控制层所需的过程信息，接受电站控制层的控制和调整命令。数据通信传送的上行内容：1)微机电量采集装置：电流、电压、频率、有功、无功2)线路的有功、无功电度3)保护各种事故和故障信号4)公用系统控制装置等各种故障信号等6.2.1.6系统诊断在线或离线自检硬件和软件故障，并能确定故障到输入、输出模板，能在线离线自检各种应用软件。能实现自检故障的本地显示及上送故障信息给电站控制层，以便在主控制台显示和打印。6.2.1.7时钟同步公用设备现地LCU实现与电站控制层时钟同步，保证全系统与卫星始终同步。7计算机监控系统软件配置 计算机监控系统软件采用国际的开放式系统标准，网络系统中的各计算机采用TCP/IP网络通信协议，执行IEEE802.3标准。计算机监控系统软件包括计算机系统软件、支持软件、工具软件和应用软件四大部分。系统软件一般指操作系统，它管理整个计算机系统的所有资源，包括CPU、存储器、外设等，提供其它软件与系统资源的接口，是其它软件的运行环境。支持软件是应用软件的开发手段和工具，如用户程序的编辑、编译、连接软件等。应用软件是为实现监控系统所有功能而开发的软件总和。作为应用软件的高级开发工具，监控组态软件可以提高系统开发效率，减轻软件开发与维护强度、提高系统的灵活性、用户开发软件无须编写语句指令程序、使系统真正向用户开放。本监控系统包括操作平台、数据服务软件、组态软件及应用软件。7.1基本系统软件计算机监控系统拟采用Windows2000操作系统。Windows2000操作系统具有良好的实时性、稳定性、可靠性和多任务调度，具有以下特点：1)多线程/多处理器支持；2)虚拟32位线性内存管理；3)具有灵活广泛的移值性：4)抢占式的多任务调度；5)客户/服务器设计6)支持对等控制网络方式和PRC（远程过程调度）机制；7)支持电子邮件；8)图形界面与Windows相同，应用程序范围巨大；9)NT文件系统管理保密性良好。7.2支持软件lSQLServer数据库管理软件lVisualC++开发软件l3D图形软件lPLC编程软件 7.3监控组态软件计算机监控系统的基本功能用高级组态软件配置而成，用户无须编程就可生成应用系统，可方便的修改或测点、画面、动态连接、报表、趋势图等，具有良好的人机界面和全开放特性。监控组态软件应具有：1)图形开发工具软件2)数据库开发调试工具软件3)系统管理工具软件4)报表生成转换工具软件5)周期数据综合计算工具软件软件性能如下：1)易于学习、开发、使用和生长。2)具有良好的开放性、可伸缩性和兼容性。3)分布式客户机/服务器体系结构。4)面向对象的图形用户界面（GUT），作图功能完善，图形逼真。5)直观的人机界面。6)100%的数据完整性。7)实时过程监视。8)监督控制与数据采集。9)SQL/ODBC关系数据库连接。10)报警处理与管理。11)完整且精确的报告。12)实时和历史趋势分析。13)统计过程控制。14)适用于各种规模的MMI和SCADA解决方案。7.4应用软件 应用软件是实现监控系统上述所有功能而开发的软件总和，包括：数据采集和处理软件、综合统计与计算、通信、报警处理、操作与控制、实时/历史数据库管理、图形画面显示、报表生成打印管理等。7.4.1数据采集与处理软件1)模拟量采集与越复限报警处理模块2)数字量采集与越复限报警处理模块3)脉冲量采集与累计处理模块4)中断开关量采集与变位报警处理模块5)一般开关量采集与变位报警处理模块6)开关量输出模块7.4.2数据库管理软件1)基本数据库管理模块2)暂存数据管理模块3)计算数据管理模块4)画面及打印制表数据管理模块5)预置数据管理模块6)实时数据库管理模块实时数据库包括I/O处理软件生成的实时输入数据和经处理及计算生成的计算数据和控制数据，它反映整个电厂的运行工况。实时数据库管理模块通过网络利用TCP/IP协议从LCU收集数据并进行必要计算和处理，生成计算数据库和控制数据库，并通过网络发送控制数据。画面的实时数据显示、报警、操作和管制、历史数据的生成都以实时数据库为基础。7)历史数据库管理模块以实时数据库为基础，利用事件或时间触发，从实时数据库提取数据，通过计算、统计和分析形成历史数据，提供访问服务。包括：报警记录、事件顺序记录、事故追忆、操作记录等数据；趋势图和曲线、运行报表、统计报表、分析报告等数据；闭锁条件、典型事故及故障处理措施等所需数据。 7.4.3人机联系软件1)命令分析软件2)命令执行与处理软件3)图形显示软件4)读取不同的图形文件，显示图形、处理定义与操作功能软件5)报警、状态信息随机处理及显示窗口显示软件6)告警生成和输出软件7)数据库实时信息、报警顺序记录一览表窗口显示软件8)事故追忆设置及事故追忆历史数据窗口显示软件9)动态点参数表示窗口显示软件10)参数修正与设置软件11)控制操作窗口及防误闭锁软件12)报表记录显示及打印软件13)电话语音报警信息软件7.4.4网络管理及通信软件1)网络管理模块2)TCP/IP通讯模块3)数据接收及处理模块4)数据发送模块5)CRC校验模块6)远程通讯处理模块7.4.5时钟同步软件1)系统实时时钟生成模块2)系统时钟校对及同步模块7.4.6报表生成及打印软件1)报表生成模块 1)报表打印模块7.4.7系统自诊断及报警处理软件1)系统在线自检软件2)I/O通道故障在线自检软件3)计算机系统设备在线自检软件4)远程通道故障在线自检软件5)计算机系统软件自检软件6)计算机系统离线检测软件7)计算机系统设备离线检测软件8)I/O通道离线检测软件a)I/O通道故障报警处理模块b)计算机系统综合信息报警处理模块c)远程通信信道故障报警处理模块7.4.8生产管理软件1)主要设备工作状况统计记录软件2)事件记录软件3)变位记录软件4)报警报告软件5)趋势分析软件6)跳闸后复核报告软7)运行日志、生产报表统计软件7.4.9操作与控制软件1)各种操作与调节软件2)自动电压控制软件3)自动发电控制软件4)发电机组起动、停机和调相过程监视软件 1)厂用电监视和控制程序2)经济运行软件3)AGC运行软件4)AVC运行软件7.4.10基本应用软件1)电量、水量累计记录软件2)机组运行工况统计软件3)定时任务管理软件4)画面刷新软件5)时钟显示软件6)事故追忆及相关记录软件7)运行日志、月报表生成软件8)电站公用设备监视和控制软件9)直流系统设备监视软件8计算机监控、保护系统的性能8.1计算机系统响应时间指标1.数据采集时间1)状态和报警点采集周期≤1s2)电气模拟量采集周期≤1s3)非电气模拟量(不包括温度)采集周期≤1s4)事件顺序记录点分辨率≤2ms5)温度量采集周期≤2s6)脉冲量采集连续无延时采集2.控制响应时间1)控制命令回答响应时间≤1s 1)从接收控制命令到执行该指令响应时间2)一般指令≤1s3)负荷控制≤1s1.数据采集响应时间1)从任一LCU采集到的变化数据送到实时数据的时间≤2s2)主机数据库响应所有LCU变化数据库的时间≤2s2.人机接口响应时间1)调用新画面的响应时间＜1s2)在已显示画面上数据动态刷新时间3)从数据库刷新后算起≤1s4)操作员指令发出到控制单元回答显示的时间≤2s5)报警或事件产生到画面字符显示的时间≤2s6)主控级控制功能的响应时间≤1s7)自动发电（AGC）控制执行周期≤3s~3min可调8)自动电压（AVC）控制执行周期≤4s~3min可调9)自动经济运行功能处理周期时间≤5~30min可调3.双机切换时间≤3s4.GPS时钟同步精度±1ms8.2可靠性指标1.平均故障时间间隔（MTBF）1)计算机监控系统≥30000h2)主控计算机（含磁盘）≥25000h3)远程通讯服务器≥30000h4)现地控制单元≥50000h2.可维护性（NTTR）0.5h3.计算机监控系统可利用率（Ap）99.9% 8.3计算机监控系统运行安全性8.3.1保证操作安全性措施1)计算机监控系统每一功能和操作提供检查和校核，发现有误及时报警并撤消命令。2)当操作有误时，能自动或手动地被禁止，并报警。3)对任何自动或手动操作作存储、记录和进行提示指导。4)在人机通信中设置值班操作员人登记号和控制权口令。5)按控制层次实现操作闭锁，其优先权顺序为：现地单元层最高、电站控制层为第二、调度级为第三。6)设置各操作员工作站的权限。8.3.2保证通讯安全性措施1)系统设计时就保证信息传送中的一个错误不会导致系统关键性故障（使外部设备误动作，或造成系统主要功能的故障或系统作业的故障等）。2)本系统与调度系统的远程通信的信息出错控制与通信规约一致。3)电站控制层和现地控制层的通信包括控制信息时，对响应有效信息或没有响应有效信息有明确肯定的指示。当有通信失败时，考虑2~5次重复通信并发出报警信号。当个别通道进行重发极限时，发出适宜的报警。4)为证实通道正常，提供通道检查手段和设备。5)在监控系统与网络之间设置防火墙，对外部指令进行鉴别和过滤，确保系统安全。8.3.3保证系统硬件、软件及固件安全性措施监控系统采用以下措施保证其安全性1)具有电源故障保护并在排除故障后能自动重新启动，且具有防浪涌、雷击的能力；2)初态可以预置或进行重新预置；3)监控系统本身具有自检能力，检出故障时能自动报警； 1)设备故障时监控系统能自动切除或自动切换，并能自动报警2)系统中任何地方单个元件的故障不造成生产设备的误动3)软件具有一定的防疫能力4)系统中任何单个元件的故障不会危及电力系统的完善和人身安全5)CPU负载留有适应的裕度，在重载情况下，其最大负载率不会超过50%8.4计算机监控系统可扩展性和可变性8.4.1系统可扩展性1)备用点不少于使用点设备的≥20%2)电站控制层CPU负载和存储器容量应预留的余度≥40%3)磁盘的使用率在正常的情况下，在任一个5min周期内，其平均使用率不≥50%4)电站控制层硬盘容量≥50%5)通讯的备用接口≥30%6)通道利用率应留有余度≥50%8.4.2系统的可变性在保证本系统原有功能正常工作不受改变影响的情况下，用户在运行现场对本系统装置中点参数或结构配置的改变。点的可变性定义如下：1)可实时由运行人员确定点的说明2)可实时改变模拟点工程单位标度3)可实时改变模拟点限值4)可实时改变输出量的时间5)可实时改变控制点的参数对已有的单元级控制装置（或终端）再构造成时下述变化能被满足：1)可实时在主控级数据库中为已有的单元级控制装置增加初始未提供的点。2)可实时在主控级数据库中为已有的单元级控制装置重新安排点的分类。 1)可实时对单元级控制装置（或终端）的通讯地址、点的设备地址等进行再分配并作相应的软件变更。8.5计算机监控系统的可维护性计算机监控系统采取以下措施增强可维护性，以缩短平均护时间，提高计算机监控系统的可利用率。1)计算机监控系统具有自诊断和寻找故障的程序，可指出具体故障的部位，在现场只需更换故障部件即可恢复正常运行。2)可通过系统编程修改和增加软件。9计算机监控、保护系统试验计算机监控系统试验按DL822/2002《水电厂计算机监控系统试验验收规程》、招标文件、厂家产品标准试验执行。9.1计算机监控与保护系统试验9.11出厂试验在进行出厂实验时，计算机监控系统设备按最终安装位置要求配置接线端子连接电缆，通信端口接入的情况下进行全系统的性能检查，项目如下：1)设备的检查和启动；2)电源要求：电压和频率运行范围及失电后设备自动再启动；3)执行系统的检查和诊断程序；4)不间断电源插件或模块的功能；5)每一程序的功能检查；6)核实应用程序；7)测量操作员要求的显示和记录；8)核实LCD显示和记录；9)控制执行和报警在最劣负荷条件下的响应时间； 1)测试输入/输出开关量、模拟量；2)CPU负载率的核实；3)检查系统的自检和诊断功能；4)远方诊断实验；5)核实机组开、停机程序或者开关的跳、合闸操作程序；6)噪声干扰试验；7)温度试验；8)湿度试验；9)灰尘试验；10)震动试验11)电磁干扰和电磁兼容性试验；12)输入/输出的耐压试验。9.12现场试验在计算机监控保护系统安装完毕后，制造单位负责监督，指导安装单位进行系统调整、校正及测试以证明整个系统的性能达到规定的要求。现场试验分三个阶段：既现场初步验收试验，运行及可利用率试验和最终试验试验（在所有设备保证期期满时对整个系统）。1.现场初步试验1)安装检查、核实内部接线，电源、设备部件、计算机设备和外围设备及其接线；2)系统启动、操作检查以及硬件诊断程序的试运行；3)操作试验；4)系统显示；5)报警记录显示；6)事件记录显示； 1)核对现地控制层输入/输出端的电信号；2)定期记录；3)功能验证试验；4)核对所有人-机联系方案；5)LCU在投运情况下的控制操作；6)用于自动发电控制、自动电压控制、经济运行、发电机组投入和运行记录的自动控制功能；7)电站控制层主用和备用计算机之间的切换试验；8)测试UPS电源的切换性能。9)由于通信线路故障引起的切换试验；10)与其它系统进行数据交换试验；11)噪声干扰试验。1.可利用率试验现场初步试验完成后，当系统进入正常控制运行时，就可进行可利用率试验。最终验收试验：首先进行局部最终验收试验，既对系统主要设备的每个部件进行最终验收试验，其试验内容与初步试验相同，重点放在初步试验中不完全满意或在保证期运行中有故障的部分设备上；当所有局部最终验收试验完成后，应对整套监控系统进行最终系统验收试验，以验收是否完全达到其保证的性能指标。10工程服务范围及质量保证措施10.1工程服务范围1)综合自动化系统集成设计、设备成套和制造、工厂实验、包装、运往目的地交货及技术服务。2)各种软件程序设计和开发3)编制和提交设计、制造和供货时间表、软件管理计划、试验计划、试验大纲及报告。 1)编制和提交设计文件、安装文件、用户文件、维护文件、系统文件、资料、说明书。2)编制和提交安装、试动行督导工作计划，；对买方人员进行培训计划。保证期内的维修服务计划。3)编制和提交备品备件目录、卖方推荐供买方选择的备品备件目录及选择设备目录和报价。4)对现场安装和试运行进行技术指导和监督；对买方人员进行培训及对设备保证期内的维修服务等。5)在买方协助下负责完成合同要求的全部试验和设备调试。6)参加买方所组织的协调工作并主动与有关承包商进行协调。7)产品出厂前试验、检验和验收。10.2质量保证措施要求投标方认真负责设计、生产、售后服务及质量跟踪，保证产品质量。10.5.1保证期内的技术服务1)从SAT算起的一年内三包，卖方负责在正常条件下综合自动化系统的正常稳定运行；2)系统事故时，卖方负责提供服务、分析事故原因，如因系统设备本身原因，一切费用由卖方支付，保证期顺延；3)当系统发生事故时，卖方接到买方的通知24小时内负责派人前来修复；4)系统发生重复性故障时，从故障修复之日起，重算保证期。10.5.2保证期后的技术服务保证期后，卖方仍负责向买方提供优惠服务，负责系统软件升级换版，并承诺售后服务随叫随到，以合理价格向买方提供需要的备件和承担原理性故障而导致的改进。合同提供的所有设备的备品备件，并定期派出销售及技术人员进行工程回访。 11其它技术要求²卖方保证按照本协议所列的规定进行工作，承担上述文件规定的卖方的全部责任和义务。²买方在签订本协议之后，将按合同文件的规定，向卖方支付合同款项和承担上述文件规定的买方的全部责任和义务。²双方各方未取得另一方同意前，不得将本合同项下的任何权利和义务转让给第三方。²本协议经合同双方法定代表人或其授权代表签字，并分别盖本单位公章后生效。合同生效之日即为开始履行合同之日。本合同有效期为从合同生效之日起到最后一台设备签发最终验收证书并货款两清之日止。²水电站综合自动化系统监控与保护系统，在设计、制造、调试时必须与水轮机厂家、调速器厂家、励磁厂家、主阀厂家等沟通，上传的开关量、模拟量在综合自动化系统监控系统图中标注清楚。²本技术要求在设备配置上或技术上如缺少或不足部分，生产厂家必须主动完善补充其功能作用。²综合自动化系统保护系统的操作电源和工作电源应独立分开。²综合自动化系统监控与保护屏应根据具体屏布置设置屏顶小母线。²综合自动化系统保护系统电度表配置时注意与主接线一致，注意接线形式，厂用电度表电压电流取自低压侧（380V）。²综合自动化系统监控与保护系统应在公用LCU屏柜内装设事故音响报警装置。'