水电站机组振摆系统建设方案.docx
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水电站机组振摆系统建设方案
CGNEDCHH
银河分公司机组振摆系统建设方案
银河分公司电厂
机组振摆系统建设方案
1、概述
根据银河能源开发有限责任公司银河分公司2020年度技改计划，结合各电厂的实际情况所属河口、马里、规划、名兰等4座电厂的14台机组安装振动、摆度在线监测系统，解决机组在线状态检测问题。
各电厂的基本情况：
河口水电厂位于银河度夫县河口镇，装机为3台18MW轴流装浆式机组和1台18MW灯泡贯流式机组。
马里电厂位于银河市度夫县马里村，装机为3台18MW灯泡贯流式机组。
规划电厂位于银河市达峰县，装机为3台18MW灯泡贯流式机组。
名兰电厂位于达峰市江州区和平乡盆垌村，装机容量3×24MW的轴流转浆式水轮发电机组。
2、改造依据
2.1《水轮发电机状态在线监测系统技术条件》DL/T1197-2012
2.2《电力系统实时数据通信应用层协议》DL/T476
2.3《电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗干扰度试验》GB/T17626.3-2006
2.4《水轮发电机组振动监测装置设置导则》DL/T556
2.5《数据通信基本型控制规程》GB-T3453-1994
2.6《电力安全生产标准化评级实施细则》
2.7《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T516.1-2002
2.8《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006
3、项目说明
本项目采用当前可靠、先进、实用的机组在线监测系统，保障安全，运行可靠、使用方便，节省投资，重点解决各电厂机组发电机不能应对水轮发电机的运行状态监测、过程量参数以及相应的工况参数实时监测，及时对水轮发电机的异常状态进行预警和报警。
项目预算资金：
河口电厂60万元；马里电厂20万元；规划电厂45万元，名兰电厂50万元，合计175万元整。
机组振动、摆度系统建设工作范围广，涉及资金量大、专业技术性强，有一定的行业专属性，依靠电厂现有的力量无法完成，根据本工程自身的特点和预算费用的范围，宜采用EPC总承包/交钥匙模式即：
设计→采购→施工合同，是包括设计、设备采购、施工、安装和调试，直至竣工移交的总承包模式。
4、项目实施的必要性
根据2015年水电事业部《关于安装设备巡检系统等装置的通知》（032-SS-A-2015-SM-0333）提出的“实现巡检系统、高压开关设备测温装置、机组在线监测系统的全覆盖。
”的要求，以及目前各电厂运行值班员每天需现场巡视机组状态存在人为读数误差，不利于反映机组长期运行状态变化趋势的实际情况。
结合当前公司提出的“集中控制，自主检修”的管理模式发展需要，各电站有十分必要利用机组状态检测技术提高机组的安全经济运行管理水平和自动化程度，通过建设状态检测系统，以便能够及时发现水轮发电机组存在的隐患和缺陷，有针对性地对水轮发电机组设备进行指导、维护保养，实施状态维修，建立预测性维修体制等将有助于提高电站的安全经济运行水平，给水电站带来显著的经济效益。
为此各电厂十分有必要依据《水轮发电机组振动监测装置设置导则》，对水轮发电机组安装状态监测系统保护系统。
5、机组振摆系统的总体构想
5.1系统总体结构
各电站的机组振摆监测系统采用分层分布系统结构，由厂站级和现地控制级组成。
厂站级设备主要包括：
状态数据服务器、网络设备等硬件及相关软件等设备。
现地控制层由现地数据采集箱、现地传感器及变送器组成，主要包括数据采集及预处理单元、测点及传感器（主要包括：
振动、摆度监测传感器、机组轴位移、转速）、人机界面及相关网络设备及、软件等。
状态数据服务器用于存储和管理从各数据采集箱传送过来的机组实时状态数据、历史状态数据及各特征数据。
状态数据服务器必须具备断点存储功能，在网络出现故障时候，数据自动存储于下位机采集站上，当网络恢复时，数据自动存储于状态数据服务器上。
数据采集及预处理单元配置采集模块负责对机组的振动、摆度等参数进行采集、存储和数据处理，并进行实时监测和分析。
数据采集站应能对相关数据进行特征参数提取，得到机组状态数据，完成机组故障的预警和报警，并将数据通过网络传至状态数据服务器，进一步的在线监测分析和诊断。
机组在线监测系统采用以太网的网络结构，系统网络符合工业通用的国际标准IEEE802.3以及TCP/IP规约，网络传输介质选用光纤，数据传输速率不小于100Mbps。
系统中状态数据服务器、各单机振摆数据采集单元等设备均以计算机结点的型式联入系统网络中。
现地控制级在线监测单元内部各数据采集装置之间通信采用现场总线或网络通信，现场总线采用开放、通用的协议。
现地控制级在线监测分析单元与电站计算机监控系统机组之间采用RS485接口、MODBUS协议、104规约通信。
状态数据服务器、相关网络设备、电站层设备安装在电站中控室。
每台机组数据采集及预处理单元设备及采集单元交换机、人机界面等安装在一面标准机柜内，放置于相应机组旁。
5.1.1系统网络拓扑示意图
5.2机组测点
（1）机组振动摆度监测测点（轴流转桨式机组）
序号
安装位置
传感器类型
具体测点
备注
1
上机架
低频振动
上机架X、Y、Z向振动
2
上导
电涡流位移
上导X、Y向摆度
3
定子机座
低频振动
定子机座X、Y、Z向振动
4
水车室
低频振动/电涡流位移
水轮机顶盖X、Y、Z向振动
水导X、Y向摆度
键相、大轴位移
备注：
1、振动9个测点、摆度4个测点、大轴位移1个测点、键相1个测点；
2、根据测点远近，每测点距离现地柜电缆长度约70米。
（2）机组振动摆度监测测点（灯泡贯流式机组）
序号
安装位置
传感器类型
具体测点
备注
1
灯泡体
低频振动
灯泡体X、Y、Z向振动
2
组合轴承
低频振动
组合轴承X、Y向摆度
组合轴承X、Y、Z向振动
3
大轴
电涡流位移
大轴位移,X、Y向摆度
大轴外罩
低频振动
大轴外罩X、Y、Z向振动
4
水导
电涡流位移
水导X、Y向摆度、键相
5
转轮室
低频振动
转轮X、Y、Z向振动
备注：
1、振动12个测点、摆度6个测点、大轴位移1个测点、键相1个测点；
2、根据测点远近，每测点距离现地机柜电缆长度约70；
3、若大轴外罩为全密封式，需要在外罩上进行开孔。
5.3振摆系统工作原理
机组振摆系统由传感器层是安装在水轮机及发电机各部位的振动、摆度位移及传感器、前置器、电缆、端子箱等设备。
传感器对水轮机的轴摆度、机壳各向振动、信号进行测量，转化为电信号，传输到振摆系统采集单元，数据采集箱为机组振摆以及机组的效率等参数进行数据采集、报警输出、通讯、数据处理和分析，并以图形、图表、曲线等直观的方式在计算机屏幕上显示。
机组状态监测数据服务器的功能包括机组状态监测系统管理与设置、数据存储与管理、综合分析处理、各种监测界面、图形显示等。
状态数据服务器能存储和管理各台机组的实时状态数据和历史状态数据，并根据相关数据进行自动分析和诊断。
此外，第三方数据采集处理的数据也可以通过数据交换的方式传送到状态数据服务器，统一由状态数据服务器进行管理。
工程师工作站可以对数据进行分析，确定设备的状态。
授权用户可以对整个系统进行组态、参数设置、在线画面和报表的修改、数据库参数修改、在线测点的定义、标定及增删，系统备份和软件在线升级等。
在上位机层，故障诊断及趋势分析系统通过读取监测仪表的所有数据，对机器的运行状态进行监测和分析，对潜在的设备故障进行分析，为运行和检修维护人员提供强大的分析手段。
5.4摆度定值的设定
摆度报警值的设定，根据机组的运行情况确定一个基本参照值，在这个参照值的基础之上加B区上限值的25%，以二者的和作为报警值，如果参照值难以确定，可考虑以B区上限值的1.25倍作为报警值。
摆度跳机值的设定，ISO7919-5的建议是：
跳机值应该是一个统一的数值，不是可根据机组的运行参照值自行决定的。
跳机值可位于C区或D区，但建议不超过C区极限值的1.25倍。
综上所述，各电站机组，如果不能确定合适的摆度参照值，报警及保护定值建议如下：
机组摆度的报警值可考虑定为330um左右，跳机值可考虑定为660um左右。
5.5振动定值单设定
参照ISO10816（机械振动–评估在非旋转部件上测量的振动值）第5部分（水力发电设备和泵站设备）的规定进行。
上机架处（当上机架不是固定在基础上，而是固定在发电机定子上时）
其他位置
解释
峰-峰值
um
振动速度
RMS值
（mm/s）
峰-峰值
um
振动速度
RMS值
（mm/s）
A
<65
<2.5
<30
<1.6
新安装机组
B
65-100
2.5-4.0
30-50
1.6-2.5
可长期安全运行
C
100-160
4.0-6.4
50-80
2.5-4.0
不宜长期运行
D
>160
>6.4
>80
>4.0
继续运行会导致设备损坏
瓦振/机架振动报警值的确定，ISO10816-5的建议是：
根据机组的运行情况确定一个基本参照值，在这个参照值的基础之上加B区上
限值的25%，以二者的和作为报警值；如果参照值难以确定，可考虑以B区上限值的1.25倍作为报警值。
瓦振跳机值的设定，ISO10816-5的建议，跳机值应该是一个统一的数值，不是可根据机组的运行参照值自行决定的。
跳机值可位于C区或D区，但建议不超过C区极限值的1.25倍。
如果不能确定合适的瓦振参照值，建议振动报警值为62.5um（峰-峰值）或3.2mm/s（振动速度）；跳机值设为100um（峰-峰值）或5mm/s（振动速度）。
另外，如果机组上机架是固定在发电机定子上的，上机架处瓦振的报警值可考虑定为150um（峰-峰值）或5mm/s（振动速度）。
左右，跳机值可考虑定为200um（峰-峰值）或8mm/s（振动速度）左右。
6、振摆系统的技术要求
6.1系统功能
银河能源开发有限责任公司银河分公司所属各电厂的振摆系统应能对水利发电机组的状态监测量以及相应的工况参数和过程量参数实时采集和测量，应具备数据分析的能力，应能提供各种专业的数据分析工具，根据状态监测量及工况参数和过程量参数的变化预测机组状态的发展趋势，以及分析报告等形式提供预报功能，应提供数据导入/导出和离线分析功能，应自动对机组的稳态运行暂态过程（包括瞬态）的振动、摆度进行分析，机组振动、摆度异常时，应越限报警并提供异常报警原因。
6.1.1数据管理
数据服务器的数据库应采用压缩技术，存储至少两年的机组稳态、暂态过程（包括瞬态）数据，应提供黑匣记录功能，完整记录并保存机组异常前后15min（一般存储2分钟的数据量就可以了）的采样数据，以满足系统状态分析需要。
数据库应自动管理数据，对数据的有效性、合法性进行检查，清理和维护，对超过规定存储时间的数据进行清理，对数据的性能进行动态维护使其始终保持高效状态，应实时监测硬盘的容量信息，当其剩余容量低于设定值时自动发出告警信息，应提供自动和手动全备份，增量备份数据的功能。
数据库应具备自动检索功能，用户可通过输入检索工况快速获得满足条件的数据，应提供回放功能，对历史数据进行回放，数据库应具备多级权限认证功能，只有授权用户才能使用相关访问数据，系统应具备下载功能，根据数据检索条件下载相关数据。
6.2报警功能
各电厂的水轮发电机组振摆系统应提供报警功能，报警定值可根据机组特征性和运行工况设定，出现报警时，系统推出报警画面（也可以是主画面全测点报警显示，系统推出报警的缺点是报警点过多的时候操作和查看都很麻烦），提供报警继电器空接点输出，报警逻辑和保警定值应通过软件组态设置。
6.3运行工况分析
各电厂振摆系统应分析不同水头和负荷下机组运行特征，为确定机组稳态运行区，限制运行区和禁止运行区提供技术依据，提供机组优化运行参考，机组进入限制运行区或禁止运行区时应及时报警，并跟踪机组主要监测量大变化情况。
6.4系统通信
各电厂机组的振摆系统应能与计算机监控系统，厂内信息管理系统通信，通信方式符合电力二次系统安全防护的要求，数据采集单元之间应能实现通信，传送相互之间所需信息，振摆系统应具有电站时钟同步功能，实现系统内各节点的时钟同步。
6.5振摆系统自诊断及自恢复
各电厂振摆系统应对系统内的硬件及软件进行自诊断，系统出现故障时，应自动报警，对冗余设备，应自动无扰切换到备用设备。
6.6硬件基本要求
6.6.1摆度传感器和键相传感器（要求采用原装进口元件）
摆度传感器和键相传感器应采用非接触式位移传感器，可选择电渦流传感器或电容式位移传感器，摆度和键相传感器主要性能如下：
频响范围：
0Hz～1000Hz；
线性测量范围：
≥2mm；
幅值非线性度：
≤±2%；
温度漂移：
≤0.1%/℃；
工作温度：
-10℃～60℃；
6.6.2振动传感器
振动传感器采用低频速度传感器，具有国家专利技术产品优先，主要性能如下：
频响范围：
0.5Hz～200Hz；
线性测量范围：
0µm～1000µm；
幅值非线性度：
≤±5%。
工作温度：
-10℃～60℃；
顶盖或特殊位置的传感器应具有防水功能；
6.6.3轴向位移传感器（要求采用进口元件）
各电厂轴向位移传感器采用非接触式位移传感器，量程满足轴向移限值的要求。
6.6.4数据采集单元
数据采集单元内当部件应标准化、模块化、支持带电热插拔，易于扩展和替换，具有通道和模块状态指示灯，能对传感器好坏进行自检，能设定采样周期，便于对信号进行周期采用，各采集模块相互独立，互不影响，单个模块故障不影响系统整体运行，采集单元用容错设计，具有自诊断和抗干扰功能，数据采集单元应提供4mA～20mA模拟量输出和报警继电器，报警逻辑和报警值通过软件组态设置，数据采集单元具有串行通信和以太网通信接口。
6.6.5计算机设备
用于本系统的数据服务器配置不低于下列要求：
CPU字长：
64位及以上；
时钟频率：
≥2.0GHz；
浮点处理：
硬件；
内存容量：
≥8.0GB。
可扩展；
硬盘容量：
不小于1TB；
网络：
按照电站组网方式配置；
至少2个串口、2个USB接口；
6.7试验和检验
各电厂振摆系统供货商应提供但不包括以下试验和检验报告：
出具有效型式试验报告；
设备出厂前，试验或检验报告；
系统现场试验或检验报告；
试验和检验项目
试验和检验文件检查；
设计文件、操作手册和维护手册的检查；
振摆系统设备配置检查，包括组网、设备安装、配线等等检查；
振摆系统硬件性能测试；
振摆系统的软件功能测试；
振摆系统整体功能测试；
现场试验和检验项目包括：
随机资料完备性检查；
振摆系统设备完备性检查；
振摆系统静态试验；
振摆系统网络通信试验；
振摆系统整体性能试验。
6.8文件与资料
各电厂机组振摆系统供货商应提供但不包括以下资料：
设计文件、安装手册、使用手册、维护手册和试验文件；
系统结构图（或配置图）及设备清单；
采集单元设备布置图及布线图
系统软件和结构设计文件；
系统软件和应用软件清单；
全部外购设备所附文件；
设计文件应用电子文档。
安装手册
系统布置方案；
测点布置及安装图；
系统施工方案及安装工艺要求；
设备安装开孔和固定连接图；
设备接地连接图；
安装手册；
投标厂家产品选型样本。
7、银河分公司各电厂振摆系统采购范围
银河能源开发有限责任公司银河分公司所属各电厂机组振摆系统项目主要设备包括：
机组在线监测系统硬件、软件及传感器、备品备件、专用工器具以及合同规定的其它设备；
机组在线监测系统的设计及设备元器件的选型、制造、软件开发、提供相关图纸数据、试验（包括工厂试验、出厂试验、交接试验）；
机组在线监测系统的包装运输、现场开箱检查、现场安装、现场调试、现场试验、调试运行；
机组在线监测系统的验收及对运行操作和维护人员的培训。
7.1主要采购项目见下表（投标时厂家应将此表分列为四个电厂）：
序号
采购项目名称
单位
数量
备注
1
河口水电厂机组振摆系统
项
4
其中轴流轴流转桨式机组3台，灯泡贯流式机组1台（现地振摆监测屏柜必须具备独立操作控制及触摸液晶屏显示）
2
马里水电厂机组振摆系统
项
4
灯泡贯流式机组4台（现地振摆监测屏柜必须具备独立操作控制及触摸液晶屏显示）
3
规划水电厂机组振摆系统
项
3
灯泡贯流式机组3台（现地振摆监测屏柜必须具备独立操作控制及触摸液晶屏显示）
4
名兰水电厂机组振摆系统
项
3
轴流轴流转桨式机组3台（现地振摆监测屏柜必须具备独立操作控制及触摸液晶屏显示）
5
机组在线监测集中控制系统
套
4
河口、马里、规划、名兰各一套
7
机组在线监测系统应用软件
套
4
河口、马里、规划、名兰各一套
8
机组在线监测系统安装
项
1
河口、马里、规划、名兰各一项
9
技术资料、技术培训、工厂检验
次
4
河口、马里、规划、名兰各一次
10
调试以及安装和试运行的指导等技术服务
项
4
河口、马里、规划、名兰各一项
11
备件
项
4
CPU模块2块、数据存储模块2块、振摆采集模块2块、键相模块2块、模拟量输入模块2块、缓变量输入模块2块、报警继电器输出模块2块、电流输出模块2块、17寸摸液晶显示屏2块、交直流电源2台、振动传感器4支、摆度传感器2支、键相传感器2支、轴向位移传感器2支、交换机2台
7.2振摆系统主要设备材料表（投标时厂家应将此表分列为四个电厂）
序号
采购项目名称
单位
数量
备注
1
振动传感器
个
150
6台轴流转桨机组；8台灯泡贯流机组（顶盖传感器必须采用防水型）
2
摆度传感器（进口元件）
个
72
6台轴流转桨机组；8台灯泡贯流机组
3
轴向位移传感器（进口元件）
个
14
每台机组1个
4
键向传感器（进口元件）
个
14
每台机组1个
5
数据采集单元（含现地显示器）
套
14
每台机组1套
6
数据服务器（含显示器）
台
4
河口、马里、规划、名兰各一台
7
工程师站（含显示器）
套
4
河口、马里、规划、名兰各一套
8
网络交换机
台
4
河口、马里、规划、名兰各一台（必须采用原装进口工业级交换机）
9
频蔽电缆
米
32000
河口、马里、规划、名兰各8千米
10
数据传输光缆
米
4000
河口、马里、规划、名兰各1千米
11
打印机
台
4
河口、马里、规划、名兰各一台
12
其他网络设备材料
套
4
河口、马里、规划、名兰各一套
13
屏柜
个
18
每台机一面机旁柜，每厂一个服务器机柜
备注：
投标时各电厂应单独列出，组成独立系统，供应商可根据系统需求补充必要的辅助设备和网络设备材料。
8、改造过程的注意事项
8.1进入生产现场工作人员应穿工作服，佩戴安全帽。
8.2进入继保室严禁操作与工作无关的设备。
8.3严格执行两票制度，严禁无票作业。
8.4施工过程需做好与运行设备的隔离措施，严禁误碰运行设备。
9、组织保证措施
为了加强对机组振摆系统改造的组织领导，由银河分公司有关部门按部门职责对改造工作的财务、劳保等工作进行协调及对改造质量、进度和安全把关。
改造项目的有关人员安排如下：
总负责人：
A
总协调人：
B
现场负责人：
C
商务采购负责人：
D
现场安全负责人：
E
现场安全协调：
F
现场技术负责人：
G
10、费用预算
银河分公司各电厂机组振摆系统改造预算河口电厂60万元；马里电厂20万元；规划电厂45万元，名兰电厂50万元，合计175万元整，实际费用以签订合同为准。
11、工期及进度
在签订合同后、承包方应明确业主有关项目进度控制的要求，明确详细的工作范围和业主的技术要求，根据合同确定的开工日期、总工期确定进度目标，编制的进度报业主审批后进行正式发布，在执行过程中及时检查和发现影响进度的问题，采取适当措施、必要时修改和更新进度计划。
对项目的进度、质量和费用进行统一的协调和管理、既要进度与机组检修工期向适应，又要节省费用、抓好质量。
机组监控改造计划在2020年机组检修期开始实施，具体工期结合机组年度检修时进行。
12、验收要求
工程质量验收严格按三级验收制度执行，单元项目完成后由施工单位自检，自检合格时再由各电厂发电部、维护部、施工单位人员共同参与验收，明确项目验收负责人，各班组必须在工作开始前准备好各种记录表格。
未做好施工记录及未开展自检工作不能进行验收，未经验收的项目不能投入运行。
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