计算机监控系统安装调试报告.docx

计算机监控系统安装调试报告.docx

《计算机监控系统安装调试报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《计算机监控系统安装调试报告.docx（26页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

计算机监控系统安装调试报告

石泉水电厂计算机监控系统

安装调试报告

石泉水电厂计算机监控系统改造工程，经石泉水电厂和水科院自动化所双方人员团结一致、奋勇拼搏、一丝不苟、协同攻关，主体工程基本完毕，系统已投入试运行三个多月。

现将该系统安装调试过程进行总结报告。

为确保石泉水电厂计算机监控系统的设备质量、安装调试质量、系统功能和相关性能指标满足各项要求，在石泉水电厂计算机监控系统改造工程安装调试过程中，严格遵循了以下技术标准和技术文件：

1中华人民共和国电力行业标准DL/T578-95

《水电厂计算机监控系统基本技术条件》

2中华人民共和国电力行业标准DL/T5065-1996

《水力发电厂计算机监控系统设计规定》

③中华人民共和国电力行业标准DL/T619-1997

《水电厂机组自动化元件及其系统运行维护与检修试验规程》

④《石泉水电厂计算机监控系统合同书》

⑤《石泉水电厂计算机监控系统实施方案》

１　电源系统

１.1　电源配置

为保证监控系统供电的可靠性和稳定性，监控系统主供电源分别取自我厂厂用400vⅠ、Ⅱ段母线上。

监控系统Ⅰ、Ⅱ段电源互为备用,当某段电源故障时,另一段电源可瞬时自动投入运行。

主电源以下设五个供电单元，分别为：

1FLCU、2FLCU、3FLCU、公用LCU、上位机及网络设备。

（电源系统详见《石泉水电厂计算机监控系统电源结构图》）

　（１）１F、2F、3F单元分别由每单元安全隔离变压器（置于上位机房）经３KVA在线式UPS供电给：

机组LCU工控机、PLC工作电源、DC24V主备电源、LCU盘风扇；机组SID-２V同期装置、水车控制回路41ZSJ、机组备用PLC、变送器及部分自动化元件工作电源。

机组3KVAUPS安装于各台机组的转接柜内。

　（２）公用系统LCU由3KVA在线式UPS（置于上位机房）供电给公用LCU工控机、PLC工作电源、DC24V主备电源、LCU盘风扇。

安装时从上位机房到保护室公用LCU盘之间敷设一条电缆。

　（３）上位机及网络设备供电：

由一台隔离变压器经一台3KVA在线式UPS（均置于上位机房）供电给：

操作员A站、操作员B站及其打印机；通讯工作站、电话语音报警站、工程师站及网络打印机；DECHUB90网络设备工作电源；BSS标准校时装置工作电源。

1.2　安装调试

1.2.1　开箱检查

　（１）UPS内含有电源，故即使不接电源其输出端仍可能有电压存在，因此在搬运、安装调试过程中必须注意安全。

　（２）开箱时检查外观无碰撞、破损痕迹，检查所附资料及配件与装箱清单一致。

1.2.2安装与调试

　　（１）GES－UPS使用外接式电池组，该电池组为免保养，免加水，但是为确保电池寿命，不能放置在高温、潮湿的环境中，本系统UPS的使用环境符合上述要求。

　　（２）GES－UPS长期停用时，务必每三个月插上电源８小时以上，以确保电池寿命。

　　（３）为确保UPS及电池通风散热顺畅，UPS后盖与墙壁距离应大于１０cm。

不应在UPS及电池上方放置任何物品，尤其禁止任何水容器。

　　（４）用500V摇表测电源电缆的对地绝缘、相间绝缘符合要求。

　　（５）加电之前检查交流输入电压应在176－264V之间，电源频率在47.5－52.5HZ之间。

　　（６）电源系统之熔断器，插座均使用合格的产品及规格。

　　（７）加入交流输入电源，UPS风扇运转良好，UPS无过热，无异常，无异味。

　　（８）切除UPS交流输入电源，此时由UPS蓄电池组向外提供电源，同时UPS发出报警声音，以提示尽快恢复交流电源输入。

　　（９）UPS装置本身具有稳压功能，输出电压范围在220士2%范围以内。

　　（10）各盘、柜外壳均已良好接地。

2　三号机组现地控制单元（３FLCU）

2.1　功能

　　（１）数据采集：

对我厂主要是采集开关量（中断开入量，扫查开入量）、模拟量、温度量。

　　（２）机组的控制与调节、现地控制。

　　（３）数据处理。

　　（４）安全运行监视，事故及故障报警。

　　（５）通讯功能。

　　　①网络通讯（上位机与下位机之间的通讯）

　　　　②　串行口通讯（LCU与数据采集装置）

　　（６）故障诊断（通道、I/O、通讯口等）

2.2　配置

2.2.1　硬件配置

　　（１）工控机　　日本CONTEC586/233

CPU：

PentiumMMX233MHZ

内存：

３２MBSDRAM

硬盘：

2.1GBSeagate

网络适配器：

3Com509　2D2X14

显示器：

13.8英寸LCD

　　　　扩展槽：

PCI/ISA，内置光电转换器。

　　（２）PLC：

美国GE（通用电气公司）GE90－30　

详见PLC各模块示意图

　　（３）开出继电器：

DC24V无源接点输出．

　　（４）八串口通讯卡

　　（５）DC24V电源模块：

AC220/DC24V（两套，主／备工作方式）

2.2.2软件配置

　１操作系统：

MicrosoftWindowsNTServer4.0

　２基本软件：

H9000计算机监控系统现地控制单元

　３集成开发工具：

MicrosoftVisualC/C++5.0

2.3安装

　此次改造将原3F可编程控制器屏整盘拔掉。

更换为水科院自动化所H9000水电站计算机监控系统的LCU单元。

　盘尺寸内：

800×600×2360

颜色:

艳绿

盘面布置简图如下:

在盘面背后还有以下设备：

（１）光纤固定盒

（２）八串口通讯卡（RS-232通讯口）

（３）两个AC220/DC24V电源模块

（４）散热风扇

　在安装固定盘体时,为防止盘体倾斜及永久性受力变形,对盘体进行了水平找正,并用底角螺栓对盘体进行固定。

　　盘体及盘内设备在开箱时检查装箱配件与装箱清单相符，并外观检查设备无破损，无碰撞痕迹。

　　接地同原系统，接地电阻符合要求。

　　现场开入电缆未变动，去水车控制盘的开出电缆未变动。

　　新接入部分电量和非电量模拟量。

　　DAS－Ⅱ型多功能温度巡检仪通过八串口通讯卡上的RS－232串口向LCU工控机传送采集的温度数据。

2.4调试

2.4.1调试前检查

　（１）现场条件

　　①电缆及盘体接地可靠良好，交直流电源接线确认正确无误，用500V兆欧表测交直流电源回路绝缘合格。

　　②用500V摇表测LCU盘开入、开出回路电缆对地绝缘良好（原“上导油位异常”开入电缆摇绝缘不合格，现场无元件，现已甩开）。

　　③下位机UPS工作正常。

　　④投入LCU盘PLC工作电源，DC24V主备电源，工控机工作电源。

　　⑤检查CONTEC一体化工控机运行良好，监控系统软件运行正常。

　　⑥校验DC24V开出继电器合格，校验记录详见3F计算机监控系统大修记录。

　　⑦检查PLC主机架，扩展机架各模块指示灯正常。

　（２）检查内容：

　　①中断开关量，扫查开关量通道及数据检测

　　②温度量数据检测

　　③模拟量通道及数据检测：

首先在LCU中设置数据量程的上限值和下限值，然后依照LCU端子表对模拟量通道进行检查，对数据进行率定。

　　④开出量通道检测

　　以上通道及数据检测均按照《石泉水电厂计算机监控系统３＃机组LCU端子表》和现场施工图纸进行，检测结果符合《石泉水电厂计算机监控系统实施方案》的要求。

　　⑤顺控流程检查：

包括机组自动开机，机组正常停机，机组事故停机，机组紧急事故停机，发电转调相，调相转发电等控制流程。

　　⑥光字牌及报警音响信号检查。

　　⑦水机事故和水机故障复归信号检查。

　　⑧UPS测试：

交流输入电源中断UPS可维持系统在设定时间内正常工作，而且能够向LCU发出报警信号。

2.4.2机组充水前模拟试验

2.4.2.1试验条件

　　①调试前检查已完成，开入、开出、模入、温度量输入各通道及数据检测均正常。

　　②机组油、水、气系统正常。

　　③机组调速系统正常。

　　④水车控制回路及LCUDC24V开出继电器经校验并全部回装，各元件已恢复正常。

　　⑤投入LCU盘PLC工作电源、工控机工作电源、DC24V主备电源。

　　⑥投入三号机组交流电源；水车控制电源401RD、402RD、41DK投入；三号机组48V信号电源投入；快速门控制电源81DK切。

2.4.2.2水力机械故障模拟试验

　　１试验目的：

模拟各种水力机械故障情况下，机组LCU均能准确、可靠地动作和反映故障性质。

　　２试验项目：

　　（１）机组总冷却水水压过低

　　（２）集油箱油位异常

　　（３）备用压油泵投入　

　　（４）上导油位过高

　　（５）上导油位过低

　　（６）推力油位过高

　　（７）推力油位过低

　　（８）水导油位异常

　　（９）漏油箱油位异常

　　（10）空冷器温度升高

　　（11）上导轴承温度升高

（12）推力轴承温度升高

（13）水导轴承温度升高

（14）剪断销剪断

（15）过速限制器动作

（16）DC220V水车控制电源消失

（17）上导冷却水中断

（18）推力冷却水中断

（19）水导冷却水中断

（20）DC24V操作电源消失

（21）压油罐油位过高

　　（22）压油罐油位过低

（23）空冷器冷却水中断

（24）主变油枕油位异常

（25）主变冷却水中断

（26）高压气压力异常

（27）低压气压力异常

（28）下位机UPS电源故障

（29）机组事故出口继电器（41SCJ）动作

2.4.2.3水力机械事故模拟试验

1、试验应具备条件

①调速器电气部分工作正常，快速门控制电源81DK切。

电调切“手动”，接力器锁锭投入。

　　②压油系统已恢复正常，42DP、43DP等具备动作条件。

　　２、试验目的：

模拟各种事故情况下，机组LCU部分均能准确、可靠地动作，并发出声、光信号。

　　３、试验项目：

　（１）事故停机按钮试验

　　（２）紧急事故停机按钮试验

　　（３）上导轴承过热

　　（４）水导轴承过热

　　（５）推力轴承过热

　　（６）事故低油压

　　（７）电气主保护（IZJ）动作试验

　　（８）事故停机中剪断销剪断

　　（９）机组过速115％遇主配发卡

　　（10）机组过速140％ne

　　（11）事故及故障复归：

包括事故及故障信号总复归。

　　（12）主PLC故障后投备用PLC试验。

　　４、退出机组LCU（DC24V主、备电源切；PLC工作电源切），其他措施不变，用备用PLC做以下水力机械事故模拟试验：

　　　①上导轴承过热

　　　②水导轴承过热

　　　③推力轴承过热

　　　④事故低油压

　　　⑤电气主保护（1ZJ）动作试验

　　　⑥机组过速140％Ne

　　　⑦事故停机中剪断销剪断

2.4.2.4机组自动开机并网模拟试验

　　　１试验条件

　　①机组机械部分具备开机条件，快速门在全关位置。

　　②投入调速器工作电源，电调切“自动”位置，接力器锁锭提起，压油装置油压油位正常。

　　③机组制动风压及管路元件正常，制动控制回路正常。

　　④机组总冷却水压力正常，42QK置工作位置。

　　⑤用工频计模拟机组频率。

　　⑥4503断路器控制电源，45036刀闸切，合闸电源投入；励磁控制电源投入。

　　⑦SID-2V微机准同期装置可正常工作。

　　⑧机组启动准备状态。

2试验目的：

　　　测试H9000计算机监控系统上位机及LCU部分开机、并网过程，动作过程应正确无误。

　　３　试验项目：

（1）计算机自动开机，ＳID-2V准同期方式并网。

　　①计算机发出开机令后，调速器开限，开度至空载，LMK合闸，机组冷却水电磁配压阀（46DP）自动提起，机组冷却水压正常。

　　②当机组转速大于95％时，在转接柜端子排上短接回路101、107，4503DL自动合闸。

　　③调速器开限自动打至全开。

（2）计算机自动开机，自同期方式开机并网成功。

2.4.2.5　机组自动停机模拟试验

　　１　试验条件：

同上

　　２　试验目的：

测试H9000计算机监控系统上位机及LCU部分的自动停机过程，动作过程应正确无误。

　　３　试验项目：

　　　①　机械制动停机

　　　②　电气制动停机

2.4.2.6　其他模拟试验

　　　１　发电转调相模拟试验

　　　２　调相转发电模拟试验

　　　３　调相转停机模拟试验

　　　４　开机过程中停机

　　　５　停机过程中开机

2.4.3　　机组充水后试验

2.4.3.1　试验条件

　　　１　充水前试验已完成，各试验结果正确。

　　　２　过速限制器动作正常。

　　　３　机组过速试验及整定值调整结束。

　　　４　调速器手动开、停机试验正常。

　　　５　励磁调节器试验正常。

　　　６　空转温升试验正常，机组机械部分振动、摆动等参数合格。

　　　７　机组自准同期装置SID-2V各参数已设置正确，装置可投入工作。

2.4.3.2　试验项目：

　　１　备用→空载

　　45LP投入，4503DL在切，45036刀闸在切，用41KK和计算机各开机一次，试验成功。

　　２　假同期试验

　　45036刀闸切，45LP切，投入4503DL操作电源及合闸电源，中控室控制台41QK切“计算机”侧，用计算机开机（置有功p=0，无功q=0）。

　　３　备用→发电

　　45036刀闸切，电调切“手动”，投入4503DL操作电源及合闸电源，机组恢复备用状态。

　　用计算机发开机令，机组开机并网试验成功。

　　４　发电→停机→备用　　

　　计算机发停机令，用电制动和机械制动各试验一次。

　　监视停机流程执行正确，各设备动作正确，停机完成后，机组冷却水自动关闭，机组恢复至备用状态。

2.4.4　其他说明

　１　下位机3KVA在线式UPS电源故障，或交流消失报警，通过UPS自带ＲＳ-232串行口已送至LCU，发“水机故障”信号。

　　２　LCU单元主PLC故障，包括电源故障，发“主PLC故障”信号，同时备用PLC自动投入，完成水机事故保护功能。

　　３　备用PLC功能、接线、程序均未做改变。

　　４　温度巡测装置采用安徽合肥工业大学DAS-Ⅱ型温度巡测装置，现设定可采集48个点的温度（主要是定子线圈、转子线圈、三大轴承瓦温、三大轴承油温、空子铁芯、空冷器等），DAS-Ⅱ通过RS-232通讯口向机组LCU单元工控机传送温度量数据。

　　５　自动准同期装置采用深圳智能设备有限公司的SID-2V微机同期装置。

主要参数设定如下：

　　断路器合闸导前时间：

　　600ms

　　断路器合闸允许频差：

0.14HZ

均频控制系数：

0.05

　　均压控制系数：

0.5

　　监控系统设定自动开机时SID-2V投入时间为90秒，并且允许重投。

　　６　水车控制盘，扩展中间继电器及3F转接柜基本未作改动。

　　７　现监控系统开机监视时间为180秒，停机监视时间为300秒，防25％ne加闸误动时间为120秒，制动加闸时间为75秒。

　　８　监控系统与励磁调节器通讯方式：

常规接点方式，通过输出调节脉冲宽度到54ZJ，55ZJ，实现励磁调节。

　　９　监控系统与调速器通讯方式：

常规接点方式，通过输出调节脉冲宽度至电调T114、T115回路，实现转速和有功的调节。

　　10　三号机组LCU单元计算机监控系统增减有功、无功功能及停机自动卸负荷功能最初未调好，故退出。

在2F监控系统改造期间，已会同水科院将3F计算机监控系统增减有功、无功及停机自动卸负荷功能调好，现投入运行良好。

　　111999年2月13日，固扩机工程施工放炮多次引起“事故低油压”动作，经批准，已将三号机组LCU单元PLC程序做如下改动：

将“压油装置备用泵启动”作为闭锁信号加入“事故低油压”启动回路中。

程序修改部分如下：

　　　①　将RUNG78步I024改为M248。

　　　②　在RUNG78步前增加一步程序。

　　　③　“备用压油泵启动”已改为向下保持接点。

３　　二号机组现地控制单元（2FLCU）

3.1简述

二号机组现地控制单元的功能、配置、安装调试与三号机组现地单元基本相同。

由于二号机组自动化元件进行了改造，因此PLC梯形图控制程序与三号机组有一些差别，具体可参见《石泉水电厂二号机组PLC顺控梯形图》。

3.2模拟输入量

由于二号机组已进行了自动化元件改造，因此接入了更多的模拟量，新增加的模拟量如下：

（１）快速门开度

　　（２）导叶开度

　　（３）主变油枕油位

　　（４）主变冷却水压力

　　（５）机组总冷却水流量

　　（６）机组总冷却水压力

　　（７）发电机空冷器冷却水压力Ⅰ

　　（８）发电机空冷器冷却水压力Ⅱ

　　（９）上导轴承冷却水压力Ⅰ

　　（10）上导轴承冷却水压力Ⅱ

（11）水导轴承冷却水压力Ⅰ

（12）水导轴承冷却水压力Ⅱ

（13）推力轴承冷却水压力Ⅰ

（14）推力轴承冷却水压力Ⅱ

（15）上导油槽油位

（16）水导油槽油位

（17）推力油槽油位

（18）集油箱油位

（19）漏油箱油位

（20）压油罐压力

（21）机组高压风压力

（22）机组反向风压力

（23）尾水管水压力

（24）蜗壳水压力

（25）拦污栅差压（现未接）

（26）顶盖液位

（27）机组转速

（28）电制动电流

模拟量各点在现地安装接线并调试正确后，在LCU工控机中设定数据量程的死区、上上限、上限、上复限、下限、下下限、下复限、量程上限、量程下限、线损、零点、工程转换系数等参数，然后按LCU端子表对模拟量通道进行检查，对数据进行率定。

经检查，各模拟量数据均正确无误。

3.3　现场试验

　　二号机组的现场试验方案，试验条件，试验目的，试验项目与三号机组完全相同，试验结果均正确无误。

4一号机组现地控制单元（1FLCU）

4.1简述

一号机组现地控制单元的功能、配置、安装、调试与二号、三号机组现地控制单元均基本相同。

由于一号机组自动化元件进行了全面改造，因此其PLC梯形图控制程序与二号、三号机均有一定差异，具体可参见《石泉水电厂一号机组PLC顺控梯形图》。

4.2　新增加模拟量

　　现一号机组的模拟量共采集64个点（其中19个点备用）基本与二号机组相同，由于在2000年度1F大修期间新装了机组振动摆度监测仪，因此将一号机组的振动摆度数据作为模拟量送机组LCU。

　　　①　上机架振动

　　　②　顶盖振动

　　　③　上导摆度x

　　　④　上导摆度y

　　　⑤　水导摆度x

　　　⑥　水导摆度y

4.3　温度量

　　　现一号机组DAS-Ⅱ型温度巡检仪定义通道64个（二号、三号机组均只定义48个通道），因此与之对应的LCU工控机温度量数据库内也设定了64个测温点。

经现场试验，各测温点传送的温度数据正确无误。

4.4　现场试验

一号机组的现场试验方案、试验条件、试验目的、试验项目与二号、三号机组完全相同，试验结果均正确无误。

5　公用及开关站现地控制单元（公用LCU）

5.1　概述

　　　公用LCU的软、硬件配置与机组LCU基本相同，较大的差别在于：

由于我厂公用系统设备（如油泵、空压机、水泵等）大多未实现远方控制，而只能现地操作与控制。

因此公用LCU部分无DC24V开出继电器。

即公用LCU只能完成报警与监视功能，而不能实现控制与调节功能。

公用LCU盘安装于保护室内。

5.2　通道及数据检查

　1中断开入量通道及数据检测：

公用LCU共设置中断开入量99点，现场实际采集中断开入量87点，其余点备用。

（０-86点采集中断开入量，87-98点备用）。

2　扫查开入量通道及数据检测：

公用LCU共设置扫查开入量145点，现场采集扫查开入量109点，备用36点。

（109-144通道备用）

　3　模拟量通道及数据检测：

公用LCU共设置模拟量80点（0-79），其中有17点备用。

各通道及数据在公用LCU工控机中对应数据库中设置好上上限、上复限、上限、下限、下复限、下下限、工程转换系数、死区等，测试各通道数据并对数据进行率定均正确无误。

4　脉冲量：

现设13个通道（主要用于采集主变、厂用变、110KＶ线路峰、平、谷各时段的有功、无功电度量），因现场设备原因，现数据未送入计算机监控系统。

　5　数字量（无）

6　综合信息量

7　整定值（无）

8　温度特征值（无）

6　　上位机及网络设备

6.1　概述

　　石泉水电厂计算机监控系统上位机由操作员A站、操作员Ｂ站（置于中控室内）、工程师站、通讯工作站、电话语音报警站（置于上位机房）及其附属设备构成。

操作远Ａ、Ｂ站互为热备用方式，可完成机组控制与调节、数据处理、安全运行监视、事故及故障报警、网络通讯、故障诊断等功能。

电话语音报警站主要完成电话及语音报警功能；通讯工作站预留与我厂MIS系统、水情自动测报系统、地调、省调的通讯接口。

工程师站主要用于方便对计算机监控系统的维护。

6.2　组网及调试

6.2.1　石泉水电厂计算机监控系统为10Ｍbps单光纤Ethernet网。

上位机各工作站（Ａ站、Ｂ站、通讯工作站、电话报警站、工程师站）通过屏蔽双绞线10BaseＴ接入DECHUB90（RJ45接头），1FLCU、2FLCU、3FLCU、公用LCU及Ⅱ期通过光纤接入DECHUB90，光纤网传输率为10Mbps。

网络系统结构祥见《石泉水电厂计算机监控系统接线图》。

6.2.2组网

在光纤组网过程中我们着重注意了两个问题：

（1）避免由于外力引起的光缆弯曲和变形，例如光缆受到外力挤压和安装过程中局部弯曲半径过小等；光缆受到的不良的机械应力对光缆的损伤。

（2）防止光缆被人为损伤，动物咬伤等。

光纤接头的连接采用目前国内较为成熟的熔接法（由专门技术人员操作）。

实践证明熔接工艺及质量良好。

6.2.3光纤网络检查

（1）检查光纤通道无故障

（2）检查收发器无故障

（3）各插件（电源模块、管理模块、光纤接口板等）检查无故障。

6.2.4校时装置的安装调试

（1）时钟信号采用GPS（全球定位系统）。

安装于主厂房顶。

该装置安装中注意了两个问题：

①在GPS信号装置铅垂面15度以内不能有各类障碍物。

②GPS信号装置到BSS标准校时装置的信号电缆不大于30米，以免由于距离过远造成信号衰减过大。

（2）BSS标准时钟系统校时装置安装于上位机房网络柜内，它通过RS-232串行口向操作员A、B站提供精确的时钟；以接点形式向1FLCU、2FLCU、3FLCU、公用LCU提供对时信号，每半小时发一时钟同步脉冲，强制系统时钟同步。

6.3上位机系统安装

此次改造将上位机房原HN3040小型机及转接柜拆除，更换为水科院自动化所H9000水电站计算机监控系统。

1上位机房现安装以下设备：

①　监控系统电源配电盘（原设备未改变）

　②　隔离变压器（共4台，分别用于1FLCU、2FLCU、3FLCU、上位机及网络设备）

③　不间断电源（两台3KVA在线式UPS，外接电池组）

　④　网络柜（集线器DECHUB90、BSS标准校时装置、16口光纤分配箱、扩建机组光纤固定盒、散热风扇）

　⑤　通讯工作站

　⑥　工程师站

　⑦　电话报警站

　⑧　网络打印机（AMT525i宽行针式打印机）

2在中