四川省芦山县拐子沱水电站.doc

四川省芦山县拐子沱水电站微 机 综 合 自 动 化 系 统招 标 及 合 同 文 件 (合同编号：华电拐建2006-7 第二卷 技术文件发 包 人: 四川华康电力有限公司编制单位: 四川华康电力有限公司设计单位：四川水利职业技术学院勘测设计院 二六年四月目录第二卷 技术文件第1章 电站概述 3第2章 一般技术条件 5第3章 系统硬件结构及配置9第4章 系统软件结构及配置20第5章 系统功能21第6章 系统性能参数 35第7章 服务 .37第8章 资料及备品备件38. 1. 电站概述1.1 电站地理位置拐子沱水电站位于四川省芦山县玉溪河上，采用混合式开发方式，电站坝高45米，总库容567万立方米，调节库容67万立方米，引水隧洞总长9267米。电站设计装机容量25000kW，保证出力5973KW，年利用小时数5235 h，年发电量12564万kWh，电站建成后并入电网，承担电网基荷。1.2 电站所在地自然条件1.2.1气象玉溪站流域位于四川盆地与川西山区交界地区，受西南季风暖湿气流的影响，四季分明，气候温和，雨量丰沛，具有温带气候和山地气候的特征。据芦山县气象站19591988年共30年资料统计：多年平均气温15.1历年最高气温35.5(1972-8-13)最低气温-4.6(1959-1-11)多年平均降水1312.0mm多年平均相对湿度在80%以上多年平均风速0.9m/s最大风速20.0m/s，相应风向NE多年平均霜日11.4d。1.2.2 海拔高程厂区高程：842.944m1.2.3 地震烈度工程区地震动峰值加速度为0.15g，对应地震基本烈度为度。1.3 电站型式电站为引水式电站，主要电能上网。厂房为地面式。1.4 电站水能参数1.4.1装机容量212500千瓦1.4.2电站保证出力5200千瓦1.4.3多年平均发电量13865万千瓦时1.4.4平枯期发电量_万千瓦时1.4.5年利用小时数5777小时1.5 电站与电力系统本站有两个升高电压等级，分别为110KV和35KV；110KV出线两回，一回送入芦山县金花变电站并入芦山电网，另一回送入临邛220KV变电站并入国网；35千伏出线三回；一回T接于附近35KV线路并入芦山县网，一回送至当地高耗能工厂，一回送至高山电站，送至高山电站的线路目前为预留。本站具有机端直配线路两回，电压等线为10KV，一回送至大坝附近的公益场电站，做为本站大坝的厂用电源，同时作为公益场电站的上网线路。另一回送至当地黎平一、二级水电站。1.6 电气主接线本站采用两套发变单元接线，发电机出口电压为10.5KV；升高电压为两个电压等级，其中高压为110KV，采用简化外桥接线方式，出线两回；中压35KV，采用单母线接线方式，出线三回。主变型号为SFS9-22000/110，主变高压侧额定电压为121KV，中压侧38.5千伏，低压侧为10.5千伏。1.7 交通运输及通讯本电站位于四川省芦山县玉溪河上，工程区位宝盛乡附近。电站对外交通运输主要依靠公路运输。1.7.1 飞机场距电站最近的机场是成都双流机场，省内外有班机至成都。1.7.2 铁路距电站最近的货运站是成都火车东站。1.7.3 公路318国道公路至芦山县飞仙关，工程区沿岸有芦山宝盛公议场的公路，芦山县城至宝盛段（厂区）为砼路面（29KM），为四级公路，计算荷载汽车一10级，验算荷载履带一50级。芦山县至雅安市有三级沥青路面公路相通（30KM）。1.7.4 电站交通设备进厂由进厂公路与安装间相接。1.7.5 通讯电站与外地有载波通讯，电站内部设有有线电话；中国电信、中国移动及中国联通的通信网络已覆盖整个施工区域。1.8 机综合自动系统交货日期由商务合同部分决定。2. 一般技术条件2.1 工作范围2.1.1计算机监控系统的工作范围1) 两台水轮发电机及其润滑系统、励磁、调速系统2) 两台三绕组主变压器3) 两台发电机机端电压设备4) 两条10KV机端直配线路。5) 35KV配电设备6) 110KV配电设备7) 全厂公用设备8) 厂用交流电源系统9) 220V直流电源系统10) 大坝闸门系统11) 水力监测系统2.1.2 电视监控系统的工作范围1) 主厂房电视监控2) 升压站电视监控3) 大坝闸门电视监控2.1.3微机继电保护测控系统的工作范围1) 2台水轮发电机保护2) 2台三圈主变压器保护3) 2回110kV线路保护4) 3回35kV线路保护（备用1回）5) 2回10kV线路保护2.2 系统设计原则及特点2.2.1 系统总体设计原则 系统应采用当今较为先进的计算机硬件、全分层分布开放式水电站综合自动化系统软件及网络技术，全站按全计算机监控进行总体设计和系统配置，确保电站安全、经济、可靠运行，达到最近国内同类型水电站综合自动化系统先进水平，系统投入运行后，使全站运行管理达到“无人值班（少人值守）”的要求。整个系统按厂站级控制层和现地控制层进行配置。两层之间采用100MB高速光纤以太网，构成高可靠性的网络结构。网络通讯采用高性能的网络交换机进行连接，系统要求具有较高的传输速率和良好的抗电磁干扰能力。 系统主要硬件设备应优选大厂产品，以确保设备可靠性。 系统配置和设备选型应符合计算机发展迅速的特点，硬件宜采用标准模件，以便于硬件设备的扩充，又要适应功能的增加和系统规模的扩展。软件宜采用通用的标准化组态模块，使系统更能适应功能的增加和规模的扩充。 网络上接入的每一个设备都应具有自己特定的功能，实现功能的分布。如果某个设备出现故障，不会影响现场设备的正常运行。 系统设计应具有先进性，具有开放、标准的通讯接口能力。 系统按三级控制方式配置，以手动优先，下层优先的方式设置必要的硬件和软件，使操作人员能方便地在各控制层之间，计算机控制与简约常规控制设备之间选定对设备的控制权，对无控制权的设备进行闭锁。 要求实时性好，抗干扰能力强，适应电站的现场环境。要求人机接口功能强，人机界面采用中文，操作控制简洁、方便、灵活。0在保证系统的实时性和可靠性等技术指标的同时，系统应具有可维护性好，保证较小的MTTR指标。1针对水电站现场施工及机电设备安装情况，监控系统宜采取总体设计，分布实施的办法，供方应与有关单位密切配合，在电厂竣工的时间内，完成系统的全部投运工作。2电气量应能直接交流采样，其余模拟量经过变送器进行采样测量。3厂用屏送出的进线电压量为AC220/400V电压标准，厂家应考虑相关的转换装置。2.2.2 计算机监控系统的要求： 计算机监控系统采用分层分布开放式监控系统结构，主机兼操作员工作站建议采用Windows 2000开放式操作系统平台，全图形化操作。各LCU与后台监控系统直接联高速光纤以太网，速率应达到100Mbps，应具有很高的可靠性指标。应具有丰富开发软件和通讯规约，使系统维护扩充和联网通讯非常方便。实现与上级调度系统、电厂MIS系统、水情测报系统、大坝监测系统、设备巡视管理系统、电视监控系统及模拟屏等系统通讯，并可实现远程监视、诊断与维护等功能。l 所有计算机系统在失电被动停机时，存储器的数据不会丢失。l 现地控制单元LCU控制权限（现地/调试/远方）的闭锁。l 机组不同运行工况（停机、空转、空载和发电）的定义和任意转换。l 机组功率开、闭环调节和无扰动切换。l 机组功率闭环调节时的功率突变检测，并自动切至开环，有效防止机组过速或过压。l 完善的PLC工作/通信指示（闪亮/常亮/熄灭）。l 现地控制单元的三种操作模式均可实现机组不同运行工况的转换。l 机组不同工况运行时间的累积及各种运行参数的设置。本站实时运行数据能通过Internet网传送至公司总部。2.2.3 电视监控系统的要求： 要求采用较为先进的成熟工业级摄像系统，摄像头为户外固定式。摄像头所摄图像数据通过光纤传送回中控室电视监控终端上，该光纤通道不能与计算机监控系统共用同一通道。暂定110KV开关站配备的摄像头数量为6个，主厂房为6个，大坝为5个。具体方案由设技联络会确认。2.2.4 微机继电保护测控单元要求： 建议采用较为可靠的双CPU结构，要求单元装置能有效地防止外界干扰，整体可靠性高。 监控保护装置应具有保护启动的分散式故障录波功能。 硬件宜采用模板化设计，便于维修和运行。 保护单元应具有现场可编程逻辑功能。 应具有系统自测功能，保护系统宜配备以软件构成的检测功能，能对保护装置的回路进行全面监测，包括从电流互感器、电压互感器到输出跳闸线圈进行检测。.1自检功能：l 自检功能能使保护系统即时诊断出故障单元，保证对总线上的数据传输和所有单元的功能以及与总线的通信进行连续完善的检查，并对跳闸回路进行监视。l 自检能监视现地软件功能和回路，包括电源电压，时钟频率等；l 根据故障情况和保护系统的结构，自检功能可按除了故障部分外，维持其他保护设备继续工作或闭锁整套保护系统的跳闸的处理方式运行；l 某一暂时性故障，例如一个数据传输错误，应能即时得到改正并且不影响系统的功能；l 当发生永久性损坏时，应发出报警信号。.2 软件检测l 软件检测主要用于调试和保护系统退出时使用。在进行检测时，必须保证外部跳闸通道已切断。为了防止中断保护系统的正常运行，只有输入口令后才能进入系统的测试功能。l 提供保护功能检测、跳闸输出检测及信号输出检测等软件检测功能：l 检测通过人机接口完成，跳闸和信号输出在面板上的LED指示，并在屏幕上显示。.3 输入信号检测除软件检测外，提供直接输入模拟信号的检测装置，以模拟故障条件下对保护功能进行检测。 单元装置具有GPS对时功能。2.3 引用标准微机综合自动化系统及附属设备的设计、制造、供货、交接验收及现场服务应优先执行国家标准，没有国家标准时，依次采用电力行业标准、机械行业标准。依据的主要标准有：DL/T578-95水电厂计算机监控系统基本技术条件DL/T5065-1996水力发电厂计算机监控系统设计技术规定DL5002地区电网调度自动化设计技术规程DL5003电力系统调度自动化设计技术规程DL/T6301997交流采样远动终端技术条件DL/T6451997多功能电能表通信规约DL5002-91电力系统自动化设计技术规程DL482-92静态继电器保护及安全自动装置通用技术条件DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程DL/T624-1997继电保护微机型试验装置技术条件DL/T671-1999微机发电机变压器组保护装置通用技术条件DL/T634-97问答式传输规约DL451-91循环式远动规约DL/T631-1997模拟屏驱动器通用技术条件DL/T5081-1997水力发电厂自动化设计规范DL/T720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件GB1450电子设备雷击保护导则GB3453数据通信基本型控制规程GB23128操作系统标准GB14285-93继电保护和安全自动装置技术规程ZBK45020-90电力系统保护、自动继电器及装置技术条件JB/T5234工业控制计算机系统验收大纲IEEE802.3网络技术标准SDJ9-87电测量仪表装置设计规程GB50171-92电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范3. 系统硬件结构及配置3.1 系统结构及总体配置系统全部采用集中组屏方式，组屏数量由厂家定。本站由于布置原因分为三个相对隔离的区域，即主厂区，110KV开关站及坝区。三个工作区域相对距离较远或电缆敷设困难，三个工作区域之间推荐仅采用光纤通讯方式进行数据传送，建议采用双回光纤通讯，以提高控制及数据传送的可靠性。光纤传送距离及传送物理路径：主厂区至110KV开关站传送距离约为350m左右，沿110KV跨河铁塔下方挂钢丝绳方式架设。该光纤传送的信号有电视监控信号、微机通讯（TCP/IP以太网）信号和其它数字信号或模拟量信号。要求每种信号必须分芯，不同类型的信号不可同芯传送。每种信号建议采用两回同时传送。主厂区至坝区传送距离约为10km，沿引水隧洞拱顶部敷设至坝区，该光纤传送量主要为电视监控的信号及微机通讯（TCP/IP以太网）信号，中途无法加装中转装置。要求每种信号必须分芯，不同类型的信号不可同芯传送。每种信号建议采用两回同时传送。主变差动保护的高压侧电流互感器装于110KV开关站内，厂家在保证安全可靠的前提下应优先考虑采用光纤转送电流信号的方式或采用光纤纵差等技术手段保证主变差动保护的正确性及可实现性。110KV线路侧PT亦装设于110KV开关站内，厂家在保证安全可靠的前提下应优先考虑采用光纤转送电压信号的方式传送该电压信号至中控室，供同期系统及其它智能装置使用。系统配置及组屏应按以下原则：3.1.1 主厂区中控室内应有：1) 两套主机系统2) 一套通讯服务器3) 一套Internet网络服务器（用于实时运行数据传送）4) 一套电视监控终端系统（双显示器，每显示器分九个画面）5) 发电机保护测控屏6) 主变保护测控屏7) 厂房公用LCU屏（包括厂用电、直流监控保护）8) 35KV及10KV线路保护屏9) 厂房直流系统（200AH，DC220V）10) 计量系统（可单独组屏，亦可与其它单元混合组屏） 主厂房应有：1) 机组LCU屏2) 各辅机控制箱3.1.2 110KV开关站1) 110KV线路保护屏2) 110KV开关站公用LCU屏3) 110KV开关站直流系统（80AH/220V）4) 110KV线路计量系统（可单独组屏，亦可与其它单元混合组屏）3.1.3 坝区1) 坝区闸门公用监控屏（箱）2) 坝区直流系统（80AH/24V）；用于监控系统备用3.2 计算机监控系统部分3.2.1电站控制层具体配置主机兼操作员工作站系统配置2套主机兼操作员工作站，应采用较为可靠的高性能计算机，互为热备用，放于中控室内。用于监视全站的信息显示主接线图、潮流图、各种实时数据和报表、事件顺序记录及各种故障信息，控制全站机组的启停、断路器及电动隔离刀闸等的分合。操作员站选用语音报警系统。配有全图形彩色LCD显示器、键盘、鼠标器。主要配置要求如下：CPU时钟频率：2GHz内存：512MB硬盘容量：80GB软盘驱动器（可选配）：1.44/3.5”MB2并口/1串口操作系统（建议）：Windows 2000 中文服务器版网络支持：IEEE802.3，TCP/IP显卡3D图形卡LCD显示器尺寸：19显示分辨率：16001200，真彩色（16K色）刻录光驱8X DVD-RW网卡10M/100M网卡标准键盘、光电鼠标、声卡、音箱等 通讯服务器系统配置1套通讯计算机，用于系统通讯管理。通讯能满足同各级电站联网组成梯级调度系统。配有全图形彩色显示器、键盘、鼠标器。主要配置如下：CPU时钟频率：2GHz内存：512MB硬盘容量：80GB2并口/1串口操作系统（建议）：Windows 2000 中文服务器版网络支持：IEEE802.3，TCP/IP显卡3D图形卡LCD显示器尺寸：17显示分辨率：1024768，真彩色（16K色）刻录光驱8X DVD-RW网卡10M/100M网卡标准键盘、光电鼠标、声卡、音箱等 Internet网络服务器系统配置1套网络服务计算机，用于Internet网络服务。该服务器应用Web服务、FTP、远程数据等Internet服务；主要用于通过Web网页实时传送电站运行数据至Internet，以便总公司能通过Internet网络实时了解电站的运行状态。该服务器应考虑数据加密及防火墙的功能实现。配有全图形彩色显示器、键盘、鼠标器。主要配置如下：CPU时钟频率：2GHz内存：512MB硬盘容量：80GB2并口/1串口操作系统（建议）：Windows 2000 中文服务器版网络支持：IEEE802.3，TCP/IP显卡3D图形卡LCD显示器尺寸：17显示分辨率：1024768，真彩色（16K色）刻录光驱8X DVD-RW网卡10M/100M网卡标准键盘、光电鼠标、声卡、音箱等 打印设备系统设置1台A3黑白激光打印机，与操作员工作站相连，用于报表打印及报警记录打印。 网络设备网络系统结构是整个系统安全可靠运行的基础，电站计算机监控系统要求网络系统具有高安全可靠性、较强的数据吞吐能力、合理的带宽以及通信的开放性、集成性、易用性和可维护性，保证系统的实时通信与信息交换。电站的内部网络应通过可靠的安全机制后才可与Internet网络相连，其数据网关应保证为单向加密方式，对外网该站的内部网络应该是不可访问的。Internet网络服务器与电站内部网络之间应采用带有数据加密机制的以太网关、硬件防火墙等安全设备后方可连接，不得直接与电站内部的以太网直接相连。系统主控级网络采用高可靠以太网交换机，机组LCU及公用LCU通过双绞线与交换机相连。系统网络设备主要包括以太网卡、网络双绞线及其它网络辅助设备等。系统网络主要技术指标为：l 通信协议：国际工业标准TCP/IP；l 通信方式：竞争式；l 接口标准：IEEE802.3；l 传输速率：10/100Mbps（以太网）；l 传输距离：100m；l 传输介质：网络双绞线、光纤。同时，系统预留与调度中心、水情测报、消防报警、远程维护等通讯接口。 语音报警系统全站设语音报警装置1套，与主机兼操作员工作站相连接，该报警装置可以提供二种报警：一是用于事故、故障的不同频率的音响报警；二是用于某些设定事故的语音报警。主要由语音报警软件系统、声卡、音箱、语音报警软件等组成。 GPS卫星对时系统系统设置GPS时钟装置一套，用于完成与监控系统对时。其与调度层和现地层对时均采用串行口。GPS时钟系统还可给其它如保护、故障录波等提供对时脉冲信号, GPS时钟系统时钟误差为24小时不超过0.001秒。保证电站控制层和LCU时钟与卫星时钟同步，时钟精度满足事件分辨率记录的要求。 电源上位机系统配置两套3kVA交直流双供逆变稳压电源装置，用于计算机监控系统上位机的不间断供电。该电源装设于直流屏上。 值班操作员工作台监控中心主控室设置运行人员工作台1套，采用拼装方式，该工作台配有4个操作员席位，能够放置4台主机、4台显示器、1台打印机、1套语音报警系统等。工作台应整体美观、牢固、布置合理，符合水电站运行人员的操作习惯。0 现地控制单元结构现地控制层采用可编程控制器与专用功能装置既相互配合，又相对独立的设计原则，以提高系统的可靠性和整体性。LCU主机与外部独立装置以通讯方式进行数据交换。要求共设5套现地控制单元(LCU)，其中：2套机组LCU(LCU1-LCU2)、1套厂房公用LCU(LCU3)，一套 110KV开关站LCU(LCU4)及一套坝区公用LCU(LCU5)各LCU完成对监控对象的数据采集及数据预处理，负责向网络传送数据信息，并自动服从调度层上位机的命令和管理。同时各LCU也具有控制、调节操作和监视功能，配备有现地操作面板和指示元件，当与上位机系统脱机时，仍具有必要的监视和控制功能。0.1现地PLC建议本系统LCU1LCU3的PLC采用美国GE 90-30系列可编程控制器，LCU4LCU5采用美国GE VersaMax，通过通讯口与通讯管理机连接。厂家可选用其它PLC装置，但应得到业主及设计院的认可。各LCU的IO点如下（暂定，在设计联络会上最终确认）： I/O种类I/O数量DISOEAIDO机组（LCU1-2）96321664厂房公用（LCU3）96323264110KV开关站（LCU4）488448坝区公用（LCU5）32880.2 LCU现地人机接口单元每套LCU应配有高性能彩色液晶触摸屏。触摸屏通过LCU通讯服务器与机组控制PLC进行数据交换，对机组进行自动控制。通过组态工具，可快速而且简单的完成机组控制的状态显示和参数设置，提供按钮，棒图，消息等功能。0.3 微机转速测量装置每套机组LCU配置一台微机转速测量装置，采用发电机残压测速，具有不小于七路继电器输出接口，每路继电器可设置为任意定值启动输出。并通过RS-485口与通讯管理机进行数据交换。输入PT信号：0-100V频率：0-75Hz工作电源：DC220V/AC220V输出开关量：大于5对0.4 微机温度智能巡检装置每套机组LCU配置一台温度巡检装置，测量电阻为PT100三线制，测点数量40个。并有多路温度越限报警继电器接点输出。每路温度可单独设置其上限和上上限值，完成机组温度信号的采集，并通过RS-485口与通讯管理机进行数据交换。0.5 同期装置全站厂区配置2台单点自动准同期装置，完成两台发电机自动准同期并网，及一台多点自动准同期装置，完成两台主变中压侧及两回35KV线路、两回10KV线路自动准同期操作，同时配置1台手动数字同期表作为手动同期操作备用。手动同期操作不适用于发电机同期。110KV升压站配有一台多点自动准同期装置，完成两台主变高压侧同期操作。由于主变中、低压侧电压PT均在厂房附近，故应通过光纤传送技术把PT信号送至于110KV开关站，应保证数据传送实时性及精度要求非常高，几乎无延迟的特点，建议采用光纤模拟量传送。具体实现方式由厂家设计，设计院认可。若厂家无法利用光纤传送或认为无法做到安全，实时地通过光纤传送方式实现主变高压侧断路器同期操作，可采用常规方式，但应在投标书中注明。自动准同期装置及手动准同期表共同构成同期系统，要求设置有效的电路（如电压变换装置，或带抽头的转角变压器）以便补偿由主变高、低压侧变比与标准变比不同而形成的电压差。同期系统应具有微机选线功能，方便运行人员操作，同时提供同期闭锁等标准功能。0.6 交直流双供电源LCU14各配置交直流双供电源装置一台，输入电压为交、直流220V，互为热备用。负责对PLC和出口继电器等设备供电及部分自动化元件供电。LCU5配置交直流双供电源输入电压应为交流220V和直流24V。0.7 屏体、继电器及附件每套机组LCU建议配置1面屏体。系统机柜的尺寸为2260800600mm，防护等级为IP42。每个机柜上配有必需的温湿加热器、端子、继电器、按钮开关等。端子、继电器、按钮开关等均应为可靠的合格产品。3.3微机继电保护测控部分3.3.1 微机继电保护测控设备具体配置保护装置组屏及具体配置各投标厂家根据各厂产品的特点进行配置，但应满足相关技术规范及本站实际要求。做到尽量简洁，操作方便，屏外互连电缆少，相同功能或类似功能的设备尽量组在一个屏上。3.3.2 微机继电保护设备抗干扰措施由于装置的抗干扰性及系统的稳定性对电厂的安全生产起着重要的作用，针对现场环境可能的干扰大、污染重、雷电干扰频繁等情况，要求在产品设计上采取如与电源插件的隔离；与开入、开出量的隔离及与模拟通道的隔离等各种抗干扰措施。3.4 辅机及公用设备现地控制设备功能辅机现地控制单元主要完成下列功能：3.4.1 调速器油压系统调速器压油及补气装置控制系统对于每台压油泵应具有自动、手动、切除三种工况状态。正常时两台压油泵一台工作，一台备用；要求工作、备用油泵可自动轮换。手动方式应独立于PLC控制回路，当PLC失电或故障时，现地通过操作开关实现压油泵的启/停控制。控制系统同时采集压力油罐油压、油位的模拟量和开关量，二者相互校验，并联合参与对两台压油泵的自动控制。油压装置自动补气根据压力油灌压力和油位协调关系控制实现。压力油灌油位上升至上限且油压低于额定值时，自动开启补气电磁阀组向压力油灌补气；压力油灌油压上升至额定值以上或油位下降到下限时时，自动关闭补气电磁阀组停止补气。补气装置保留手动操作功能。补气功能为暂定功能，在设联会上确认。调速器电机功率为24.0KW。全站共两套。3.4.2 渗漏排水控制控制2台渗漏排水泵，正常工作时，一台工作，一台备用，2台泵可互为备用。当渗漏集水井水位涨至高时，工作泵起动；当水位继续上涨时，备用泵启动；当水位降至正常时，水泵停止；当水位涨至过高时，发水位过高报警信号,同时可手动开启排水泵排水。具体数值现场整定。实时检测系统各设备的工作状态，发现故障自动处理，并及时上报故障信息。故障信息主要有：集水井水位过高，备用泵起动，水泵故障，装置故障，控制电源故障等。渗漏排水泵电机功率为230KW，启动方式按软启考虑，应采用可靠的软启装置。全站共一套。3.4.3 低压气机控制控制2台低压气机，2只排污电磁阀。两台低压气机，正常工作时，一台工作，一台备用。2台气机可互为备用。当气灌或管道压力降低时，工作气机起动投入；当压力降至更低时，备用气机起动投入，当压力上升至正常压力时，气机停止；当压力过高时，发气压过高报警信号；当压力过低时，发气压过低报警信号；当工作气机故障时，投入备用气机。（启动压力可现场整定）低压气机启动前应先打开排污电磁阀排除气机和气水分离器的污垢，低压气机在运行中应能定时自动排污。低压气机停止后，延时关闭排污电磁阀。排污电磁阀的开/关保留手动功能。电机过载，油压偏低，气机出口温度过高，一、二级气压高均应停气机。实时检测系统各设备的工作状态，发现故障自动处理，并及时上报故障信息。故障信息主要有：气系统压力过高，气系统压力过低，备用气机起动，气机出口温度过高，油压偏低，装置故障，控制电源故障等。低压空压机电机功率为218.5KW。启动方式按软启考虑，应采用可靠的软启装置。全站共一套。3.5 电度计量部分采用0.5级以上数字式有功及无功双向电度表，用于3回35kV线路计量（一回预留）、两回110KV线路计量、一回110KV过母联电量计量及两回10KV线路计量。所以电度表除35KV至当地高耗能厂的线路可为单向式电度表外其余均为双向式电度表，不同方向的电量应分别独立显示，电度表将数据通过RS485总线送至监控系统，实现电量参数的采集和传送，监控系统应能区分上、下网及过网电量。3回35KV线路及两回10KV线路电度表装设于中控室计量屏上或其它屏体上。两回110KV线路及110KV过母联电度表建议装设于110KV开关站公用LCU屏上。机组电量、厂用电电量、及过主变等有、无功电量测量利用监控系统的采集功能及软件计算获取，仅作为站内考核用，建议不再另设单独的电度表。具体方案在设联会上确认。3.6 直流系统3.6.1 直流电源系统配置：直流电源系统配置：(安装在主厂房中控室)高频开关直流充电屏：1面高频开关直流馈电屏：1面高频开关直流电源电池屏：2面采用高频直流电源系统，配置200Ah铅酸免维护蓄电池。1、高频开关直流电源充电柜由4个10A充电模块，1个监控模块，1个智能采样单元（含母线绝缘检测）、1个电池巡检单元、1套降压硅链、两套3KVA交直流两用稳压逆变装置、防雷器件等组成。监控模块具有串行通信接口，完成与监控系统的数据交换。2、高频开关直流馈电屏输出开关选用高性能直流空气断路器。馈电回路要求：DC220V/15A10回DC220V/50A5回AC220V/5A4回（逆变交流，供上位供电）3、采用优质合资200Ah电池。 直流电源系统配置：(安装在110kV开关站中控室)高频开关直流充电、馈电屏：1面高频开关直流电源电池屏：1面采用高频直流电源系统，配置80Ah铅酸免维护蓄电池。1、高频开关直流电源充电柜由3个10A充电模块，1个监控模块，1个智能采样单元（含母线绝缘检测）、1个电池巡检单元、防雷器件等组成。监控模块具有串行通信接口，完成与监控系统的数据交换。2、高频开关直流馈电屏输出开关选用高性能直流空气断路器。馈电回路要求：DC220V/15A2回DC220V/50A2回3、采用优质合资80Ah电池。 直流电源系统配置：(安装在坝区)高频开关直流充电、馈电、电池箱：1个采用高频直流电源系统，配置80Ah铅酸免维护蓄电池，输出电压为DC24V。1、由于该直流系统仅保证坝区监控系统正常工作之所用，故其重要性略比厂区及开关站低，可简化配置，但应保证必要的电池监控及其它必要状态监控。2、高频开关直流馈电箱输出开关选用高性能直流空气断路器。馈电回路要求：DC24V/30A2回3、采用优质合资50Ah电池。3.6.2 高频开关直流系统要求： 采用高频开关电源特有的模块化设计，N+1热备份。 超宽的电压输入范围，电网适用性强，可用于环境相对恶劣的场所。 充电模块可带电拔插，在线维护，方便快捷。 采用国际最新软开关技术，转换效率高，电磁干扰小。硬件低差自主均流技术，模块间输出电流最大不平衡度3%。监控模块采用大屏幕液晶汉字显示，声光报警。可通过监控模块进行系统各部分的参数设置，界面友好，操作方便。开放式接口设计，具有强大的通讯功能，很方便实现与电站计算机监控系统DCS相连。三级集散式监控系统，实现对电源系统的“遥测，遥信，遥控，遥调”以及无人值守。0蓄电池自动管理及保护，实现自动监测蓄电池的端电压，充，放电电流，并控制蓄电池的均充和浮充，设有电池过压/欠压和充电过流声光告警。4. 系统软件结构及配置4.1. 系统软件总体结构计算机监控系统软件包括四大部分，即计算机系统软件、基本软件、应用软件以及工具软件。系统软件是用以提供监控系统其它软件运行的环境（平台），用户软件的开发手段，如用户程序的编辑、编译、联接、任务的插入、运行、退出等。基本软件是实现监控系统基本监控功能所必须的软件，如数据采集，数据处理，数据库管理，图形显示，报表生成，语音报警等软件。应用软件是实现生产过程操作或控制功能的软件，如数据库管理软件、专家操作票软件等。4.2. 计算机系统软件配置4.2.1. 操作系统软件本系统中的主站兼操作员站应采用高性能的工业控制微机，操作系统推荐选用Windows 2000中文服务器版。4.2.2. 其它软件：1) 用户编程开发软件；2) 网络通讯及网络管理软件；3) 实时数据库管理软件；4) 历史数据库管理软件。4.3. 监控系统基本软件4.3.1. 监控系统基本软件包括：1) 数据采集与处理软件2) 实时数据库管理软件3) 基本应用软件4) 人机联系软件5) 历史数据软件6) 通讯软件7) 双机切换软件8) LCU主要软件9) 系统实时时钟管理软件4.4. 系统EDC/AGC/AVC高级应用软件1) 厂内经济运行软件2) 自动调功软件3) 开机、停机过程监视软件4) 自动电压控制软件5) 水电站运行辅助指导、运行管理支持软件6) 油压装置运行工况统计软件7) 操作票管理软件4.5. 工具软件为了使监控系统进一步向最终用户开放，为用户提供先进方便的支持工具软件系统，提高系统的可维护性，厂方需向用户提供系统二次开发软件。其主要包括以下软件：1) 交互式图形开发工具软件2) 数据库开发管理软件3) 数据库备份恢复软件4) 报表打印管理软件5) 曲线棒图软件6) 系统配置文件7) 第三方设备接口软件8) PLC编程工具软件9) 远方诊断工具软件5. 系统功能5.1. 现地控制单元（LCU）功能5.1.1. LCU的基本功能每台LCU均是一套完整的计算机控制系统。与系统联网时，作为监控系统的一部分，实现系统指定的功能。而当LCU与系统脱离时，则能独立运行，实现LCU的现地监控功能，并确保被控设备的安全稳定运行。LCU的基本功能如下：各种数据采集与预处理功能。周期定时扫查采集数据，更新数据库。对模拟量测值进行越限检查与报警，记录越限点号、发生时间，越限值存入数据库。并对有关模拟量前后两次数值进行梯度变化率检查，当变化梯度越限时进行报警或其他处理。数据采集硬件模块有LED状态指示。事件顺序记录功能。对事件记录信号进行快速采集处理，并加上时标，时间精度符合部颁的技术要求。数据通讯与网络通讯功能。接受主控级的控制命令，并进行有效性检查和核对，并执行。定时、随机或响应主控级的召唤，向主控级发送采集的数据或各类报警信息。现地数据库管理功能。运行工况的转换。LCU可完成各类设备的运行工况转换，如机组的运行工况转换，断路器的分合，设备运行方式的转换等。LCU现地人机联系功能。各LCU根据具体功能要求，可实现有关控制功能，如开、停机，断路器分合操作、同期装置投切等。为了确保监控系统操作的正确性，系统的所有的控制操作均应有严格的闭锁。系统硬件及软件诊断与自恢复功能。LCU可在线和离线诊断下列硬件故障：CPU模件故障；输入/输出模件故障(诊断定位到每个点)；接口模件故障；通信控制模件故障；存储器模块故障及电源故障等。LCU的软件自诊断可在线和离线诊断，可定位到软件功能块。当诊断出故障时，可自动闭锁控制输出，产生系统诊断报警信息。LCU进行在线自诊断时，不影响LCU的正常监控功能。时钟同步功能。通过硬件和软件同步手段，实现系统时钟同步。与其它系统通信。5.1.2. 机组现地控制单元(LCU1-2)机组LCU除具备5.1.1条的基本功能外，还应具有以下功能：. 控制与调节1) 机组现地/远方控制方式的切换操作；2) 机组开机顺序控制：包括单步控制和连续控制两种顺控方式；3) 机组停机顺序控制：包括单步控制和连续控制两种顺控方式；4) 机组事故停机及紧急停机控制；5) 机组辅助设备的控制；6) 发电机出口断路器的分/合操作；7) 机组有功功率调节；8) 机组无功功率/电压调节；9) 各种整定值和限值的设定；10) 带保护罩的紧急停机按钮，实现机旁紧急停机；11) 机组的自动/手动准同期并网操作；12) 机组进水阀控制；. 监视功能1) 发电机/水轮机状态、运行过程的监视；2) 发电机的电度计量。. 通信功能机组LCU应能与微机励磁系统、微机调速器、温度巡检仪装置、微机保护装置、主阀控制箱等相关智能设备可靠通讯，并留有与便携式工作站通信的接口。. 水力机械保护功能除机组瓦温保护以外，机组LCU还设有独立于监控系统的机组水机事故停机和紧急事故停机等常规电气回路，在LCU屏上设有带保护罩的事故和紧急停机按钮一个。当发生机组水机事故或按下事故停机按钮时，一方面将此事故信号输入计算机监控系统中，启动机组事故停机程序进行事故停机，另一方面启动常规水机保护，直接作用于跳机组出口断路器、机组调速器关闭导水叶和励磁系统跳灭磁开关。当机组发生水机紧急事故或按下紧急停机按钮时，一方面将此紧急事故信号输入计算机监控系统中，启动机组紧急事故停机程序进行紧急停机；另一方面启动常规水机保护，直接作用于跳机组出口断路器、机组调速器关闭导水叶、励磁系统跳灭磁开关和关闭机组进水口主阀。. 与调速、励磁的接口与配合与调速、励磁系统的接口方式采用常规硬布线和数据通讯两种方式。为了电力系统的稳定和安全，不妨碍系统的二次调整，监控系统的LCU在完成某一次有功或无功功率调节后，不再监视并维持该给定值。5.1.3. 厂房公用现地控制单元(LCU3)功能厂房公用LCU除具备5.1.1条的基本功能外，还应具有以下功能：. 控制操作1) 现地/远方控制方式的切换操作；2) 35KV、10KV线路断路器的分/合操作；3) 35KV、10KV线路断路器的自动准同期合闸操作。4) 0.4kV厂用电进线的分/合操作；5) 厂用电各种运行方式的确定；6) 全厂供水系统的控制；7) 全厂排水系统的控制；8) 全厂低压空气系统的控制；9) 主变风机控制。. 监视功能1) 35KV设备的监视；2) 10KV设备的监视；3) 400V厂用电源的监视；4) 220V直流电源的监视；5) 线路、主变、厂用电的状态监视；6) 集水井排水泵工作状态的监视；7) 低压空压机工作状态的监视。. 通信功能公用LCU应能全厂油、水、气系统、直流系统、厂用电系统、电度表等相关智能设备可靠通讯，并留有与便携式工作站通信的接口。5.1.4. 110KV开关站公用现地控制单元(LCU4)功能110KV公用LCU除具备5.1.1条的基本功能外，还应具有以下功能：. 控制操作10) 现地/远方控制方式的切换操作；11) 110KV断路器的分/合操作；12) 110KV断路器的自动准同期合闸操作。13) 110KV隔离开关的分/合操作；. 监视功能1) 110KV设备的状态监视；. 通信功能110KV开关站LCU应能与电度表等相关智能设备可靠通讯，并留有与便携式工作站通信的接口。5.2. 计算机监控系统功能本站计算机监控系统按电站“无人值班、少人值守”的设计要求，基本功能如下：计算机监控系统能迅速、准确、有效的完成对本电站被控对象的安全监视和控制。电站控制层能实现数据采集和处理，实时控制和调节，安全运行监视，屏幕显示，事故处理指导和恢复操作指导，数据通信，键盘操作，文件打印，电站设备运行维护管理，系统诊断，软件开发及培训等功能。现地控制层能实现数据采集及处理，安全运行监视，实时控制和调节，时间顺序检测，数据通信，系统字诊断等主要功能。电站以以下三种方式运行：上级调度中心远方自动方式（预留功能接口）、厂站级远方自动方式和现地自动方式。电站计算机监控系统设置必要的硬件和软件，使运行人员能在各控制层之间选择控制权，对无控制权的控制设备进行闭锁。本站运行情况较为特殊，许多设备之间存在大量的闭锁要求，故厂家应能在程序上做到相关闭锁功能。具体闭锁及运行要求在设联会上确认。5.2.1. 数据采集与处理功能系统对电站主要设备的运行状态和运行参数自动定时进行采集,并作必要的预处理,存于实时数据库,供计算机系统实现画面显示、制表打印及完成各种计算、控制等功能时使用。电站现场各种数据的采集由各自的现地LCU装置来完成，现场数据包括：模拟量、数字量、一般开关量和中断开关量。在LCU装置采集到现场数据后，进行预处理，然后实时送至上位机作进一步处理，存入系统实时数据库。为适合现场运行情况，对所有采集的数据点可通过人机联系设置扫查投入与退出，其参数限值可进行人工修改设置，并可用人工设定值取代采集值，以剔除坏点。5.2.2. 安全运行监视安全运行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。安全监视是计算机监控系统的重要功能之一，计算机系统实时监视电站各类设备的运行状态和参数，当它们发生异常、运行状态发生变更或参数超越设定限值时，计算机监控系统及时报告值班运行人员进行处理，同时进行实时记录，以便分析查验。值班运行人员可通过设在中控室的监控系统人机接口设备，监视全厂各站的生产过程和设备运行情况，显示和打印各种运行参数及记录区。系统安全监视功能包括如下部分：1) 事件顺序记录2) 故障报警记录3) 参数越限报警与记录4) 电气主设备操作记录5) 事故追忆6) 计算机系统综合信息记录7) 实时监视，对各电站水力机械系统、发送电系统、厂用电系统、油、水、气系统、主阀系统等的实时运行参数和设备运行状态以召唤方式进行实时监视显示。8) 语音报警9) 监控系统诊断功能10) 模拟光字牌5.2.3. 控制调节监控系统根据预定的原则及运行人员实时输入的命令