袁进辉XXXX100760动力工程教研室李燕.docx

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1、 第一章 绪论1.1 水电站计算机监控系统国内外发展状况在20世纪70年代初期，在国外一些水电厂，计算机监控已经取得了实质性的进展，在水电厂中已经出现了计算机监控系统。但是计算机比较贵，所以全厂只用一台计算机对主要工况进行监视和操作。后来，计算机迅猛发展，其性能和价格大大改善，出现了采用多台小型计算机的水电厂，并实现了闭环控制。其中具有代表意义的是美国的大古力水电厂，其总装机容量达到6150MW。随着计算机进一步发展，出现了高新能计算机，使得计算机在水电厂中得到普通的应用。现在，新投入的的水电厂都采用由多台计算机构成的计算机控制系统。世界各国的发展是不平衡的，目前还缺乏关于水电厂实现计算机监控

2、的完整统计资料。就国家来说，美国、法国、日本和加拿大等国在这方面的比较领先的。 我国研制水电厂计算机监控系统工作起步较晚。在20世纪80年代初，我国水电部就组织了南京自动化研究所（现改为电力自动化研究院）、长江流域规划办公室（现改为长江水利委员会）和华中工学院（现改为华中科技大学）研究计算机监控系统在葛洲坝水电厂采用的问题。随后，中国水利水电科学研究院（简称水科院）自动化研究所开始了研制计算机监控系统在富春江水电厂中应用的工作；天津电气传动设计研究所（简称天传所）也开始了计算机监控系统的研究工作，并于20世纪80年代在永定河梯级水电厂中投入运行。与此同时，也在国外引进了一些监控系统。采用GAE

3、公司产品的有葛洲坝大江电厂、隔河岩水电厂和龚嘴梯调；采用西门子公司产品的有鲁布革水电厂、广州抽水蓄能电厂（二期）、龚嘴水电厂；采用ABB公司产品的有潘家口、天生桥二级、溪口、宝兴河梯调和二滩水电厂；采用贝利公司产品的有十三陵抽水蓄能电厂和天荒坪抽水蓄能电厂；采用法国CEGELEC公司产品的有广州抽水蓄能（一期）、葛洲坝水电厂；采用依林公司产品的有小浪底水电厂。十多年来，国内的研制工作也取得了很大的成就，已投运的几十个计算机监控系统中大多数是由国内单位研制的。技术水平也有了很大的提高，达到了国外20世纪90年代的水平。许多新技术，如分层分布处理、分布式数据库、开放式系统、网络结构、多媒体、专家系

4、统等，都得到了相应的应用。电力自动化研究所和水科院研究所还推出了自己的系列产品，不仅在国内有广泛的应用，而且还出口国外。目前的大中型水电站几乎都实现了计算机监控，已有超过40座大型水电厂实现了计算机监控。根据DL/T50651996水力发电厂计算机监控系统设计规定，今后设计的“总装机容量为250MW及以上的大型水电厂应采用计算机监控系统，有条件按集中控制设计的梯级水电厂或水电厂群宜采用计算机监控系统”。1.2 水电厂机组现地控制系统国内外发展状况随着时间的推移，水电厂机组现地控制装置经历了几个不同的发展阶段。最早采用而且目前大多数老水电厂仍然在运行的是继电器构成的机组自动屏，它有触点装置，动作

5、状态比较直观，但也有一系列严重的缺点和不足。首先是没有计算和存储的功能，能完成的功能比较有限；其次是与计算机连接需要许多中间接口设备，造成装置体积庞大、接线复杂、维护工作量大、可靠性差等。基于其缺点，计算机监控系统的机组控制级不宜由它构成。后来，发展成机组自动屏来完成机组自动控制功能，这种自动屏采用固态元件构成的布线逻辑装置。使其变成了无触点控制，相对于以前的有触点控制，它的可靠性得到了增强，维护工作量也减少，而且实现的功能也有所增加。随着计算机技术的高速发展和其性能的不断提高，水电厂计算机监控技术也日益成熟，对于在90 年代初新建的大型水电厂，其控制系统中的现地控制装置相继采用计算机结构，此

6、时现地控制单元这一专有名词才出现。因此，现地控制单元从某种意义上讲就是采用了计算机结构的现地控制装置。为了提高生产效率，必须减少运行人员，并降低他们的劳动强度，以此实现少人值班或“无人值班”，一些老的水电厂已经做了这方面的改造工作，来提高电厂设备运行的可靠性，有的也正在做。 因此，研究和开发性能优良、功能完善、工作可靠、价格适宜、使用方便的水电厂计算机监控系统，以适应水电厂的发展需要，实现对梯级水电厂的远方集中控制，具有深远的现实意义。1.3 选题的依据和课题的意义 计算机监控系统从二十世纪八十年代中期以来在在水电厂中的应用越来越广，基本所以的新建电厂都采用了计算机监控系统，以前的老水电厂也在

7、进行这方面的综合性改造。水电厂要实现“无人值班、关门运行”必须采用计算机监控系统，它即是水电厂创国内一流水电厂的基础，也是创国际一流水电厂的前提条件。 水电厂计算机监控系统通常可以分为两大部分，一是对全厂设备集中控制的部分，称之为厂级监控系统，二是位于水轮发电机层，开关站等设备附近的控制部分，称之为现地控制系统。现地控制系统的主要组成部分就是现地控制单元LCU（Local Control Unit）。 在水电厂计算机监控系统中，现地控制单元（LCU）直接接口电厂的生产过程主要包括以下几个部分： （1）电厂发电设备，主要有水轮机、发电机、辅机、变压器等； （2）开关站，主要有母线、断路器、隔离开

8、关、接地刀闸等； （3）公用设备，主要有厂用电系统、油系统、水系统、直流系统等； （4）闸门，主要有进水口闸门、泄洪闸门等。LCU一般布置在电站生产设备附近，以便对被控对象的运行工况进行实时监视和控制，是电站计算机监控系统的较底层控制部分。它在整个监控系统中具有很重要的意义，对原始数据进行采集和预处理，并发出各种调节命令来完成控制闭环，因此其可靠性要求很高。水电厂的LCU按监控对象和安装的位置可分为机组LCU、公用LCU、开关站LCU等。而按照LCU本身的结构和配置来分，则可以分为单板机线型结构的LCU、以可编程控制器（PLC）为基础的LCU、智能现地控制器等三种。第一种LCU多为水电厂自动化

9、的初期产品，目前在新系统中不再采用。另外尚有极少数的小型水电厂采用基于工业PC机（又称工控机IPC）的控制系统，下面仅对处于主流地位的PLC和智能现地控制器进行讨论（最近几年尚有称为PCC（Programmable Computer Controller）、PAC（Programmable Automation Controller）的产品，应该也可以归类其中）。 随着我国国民经济的持续发展，兴建的水电厂越来越多，容量也越来越大。为了实现安全发供电，需要监测的量成千上万，需要实现的的控制功能也越来越复杂。因此为了实现水电厂的经济运行，需要进行大量的复杂运算。计算机监控系统是现代化发电厂建设和对

10、旧式发电厂改造的重要组成部分，通过合理科学的开发发电厂计算机监控系统，可以实现发电厂控制技术的改造或建设新型现代化发电厂。因此随着信息技术的飞速发展，计算机监控系统的改造对今后的各发电厂建设具有十分重要的意义。1.4 研究的内容及实验方案 本文以二滩水电站为对象，根据现场实际情况，对水电厂计算机监控系统的机组现地控制单元进行研究，本论文的主要内容包括： （1）对机组现地控制单元进行系统分析研究； （2）对现地控制单元的数据采集和处理设备进行选择、数据采集和处理机构等进行研究； （3）对调速单元进行理论分析，调速器型号的选择和数学模型的建立； （4）分析现地控制单元的功能，并研究其动作原理，通过

11、PLC对其程序进行设计。第二章 现地控制单元（LCU）2.1 水电厂现地单元的结构类型根据现地控制单元的功能，现地单元一般应由数据采集处理装置、信息显示装置、顺序控制装置与过程控制装置组成。进行数据采集与处理可由PLC的开关量输入模块与模拟量输入模块承担，也可由专用的智能数据采集装置来承担；顺序控制的功能可由PLC的输出模块或专用智能装置输出模件承担；过程控制与自动化调节的功能则有自动化装置如励磁调节装置、同期装置等来承担。现地单元的数据库及信息显示则要由现地单元的计算机来承担。因此，水力机组的现地单元应由PLC或专用的智能I/O装置、控制计算机（可省）、自动化装置三大类设备构成。目前，水电厂

12、计算机监控系统的现地控制单元级硬件设备配置大致可以分为以下几种设备构成的结构类型：1以工控机或微处理器为基础（带一般I/O或智能I/O）；2以高性能可编程控制器为基础；3工业微机加可编程控制器（以下简称可编程或PLC）。下面我们将主要以高性能可编程控制器为基础的设备构成的机组现地控制的那样进行讨论。采用高性能可编程控制器构成的机组现地控制单元硬件配置情况如下图2.1所示： 冗余电厂网络通信模块通信模块CPUCPU通信模块通信模块电源模块通信模块通信模块电源模块 并行总线 并行总线 冗余现场总线CPUCPUCPUCPU 内部总线 内部总线I/OI/O微机保护装置微机励磁调节器微机调速器电量采集装

13、置温度采集装置I/OI/O 过程设备图2.1 以高性能可编程控制器为基础构成的机组现地控制单元硬件配置框图这样的机组现地控制单元大致由控制器、智能I/O模块以及冗余现场总线、模拟量采集装等几个部分组成。2.2.1 控制器 （1）CPU。为了保证监控系统功能要求，CPU至少应该是Intel80186系列及以上的产品或其他类似的产品。主频一般应不低于16MHz。对于大、中型机组，一般应采用双CPU冗余结构，双CPU以主热备用方式运行；对于小型机组，则可考虑只配置一个CPU。 （2）存储器。每个控制器的CPU均应配置存储器，存储器容量配置以满足现地控制单元功能为原则，容量应尽可能配置大一些，用于应用

14、程序编程的存储容量应不小于80KB。 （3）通信模块。一般每个控制器应配置两个通信模块，用于与计算机监控系统的冗余电厂网络接口，对于采用总线网络的，则只配置一个通信模块。此外，还需配置与智能I/O模块接口的通信模块，通信模块与智能I/O模件是否采取冗余连接取决于现场总线是否冗余。对于大型机组，一般应采用冗余，以提高可靠性。 （4）电源模块。为了保证可靠性，每个控制器应配置自己的电源模块。2.2.2 智能I/O模块智能I/O模块应配有自己的CPU、相应的存储器及与现场总线连接的通信接口和各种I/O模块。如果智能I/O模块采用的是双CPU结构，则相应的电源也应是冗余的。对于小机组，可以只采用单CP

15、U结构。（1）电气量采集有两种方式。一种方式是通过加电量变送器将有光电气量信号转换成420mA或5V或05V或010V信号输入给I/O板的模拟量输入通道；另一种方式是采用微机电量采集装置，此装置通过数字接口直接连在I/O模件的内部总线接口上。由于第二种方式省掉了比较容易出故障的变送器这个中间环节，因此这种方式越来越多地水电厂计算机监控系统制造厂家采用。（2）温度采集也有两种方式。一种方式是通过加温度变送器将温度信号转换成420mA或05V或010V信号输入给I/O板的模拟量输入通道；另一种方式是采用微机温度采集装置（RTD的信号可直接连在装置的输入接口上），此装置通过数字接口直接连在I/O智能

16、模件的内部总线接口上。由于温度变送器很容易产生漂移，甚至可能由于误测而造成停机，而且采用第二种方式还可以省掉大量的温度变送器和价格相对比较昂贵的模拟输入板（因为要监测的机组温度量信号一般比较多），因此这种方式也就越来越多地被广泛采用。第二种方式一般采用的是恒流源原理，当温度发生变化时，恒流源两侧的电压也随之变化，电压值经过工程转换即变成温度测量值。（3）与调速、励磁、保护设备接口。可采用过程I/O接口或数字接口两种方式。采用过程I/O接口的优点在比较直观，不需要另外考虑通信程序的问题，其不足之处就是，由于受这些设备输出点的限制，而不能获得尽可能多的信息，尤其是这些设备的计算机故障信息。（4）考

17、虑到SOE点对于电厂事故分析的重要性，计算机监控系统的结构中专门配置了一个高速I/O智能模件，以提高SOE点的分辨率及记录的可靠性。由于将采集SOE点的I/O智能模件直接连到现场总线上这种方式，在以前由于某些厂家不能保证SOE分辨率，他们专门增加了一条通信链路用于将此模件直接接到电厂网络上，以保证事故出现电厂级能可靠地顺序记录下这些点，以满足SOE分辨率要求。2.2 现地控制单元（LCU）的特点现地控制单元为水电厂计算机监控系统的一个重要组成部分，它构成分层结构中的现地级。现地级一般包括机组现地控制单元、开关站现地控制单元、公用设备现地控制单元等，如果将泄洪闸门的控制纳入电厂计算机监控系统，则

18、现地级还应包括泄洪闸门现地控制单元。现地级一方面与电厂生产过程联系、采集信息，并实现对生产过程的控制；另一方面与电厂级联系，向它传送信息，并接受它下达的命令。因此，现地控制单元是水电厂计算机监控系统的基础，而机组现地控制单元则是机组是否安全运行的关键所在。 水电厂机组现地控制装置随着时间的推移，经历的几个不同的发展阶段。最早采用的而且目前很多老水电厂仍然在运行的是用继电器构成的机组自动屏。由于它是有触电装置，动作状态比较直观，在水电厂已经运行多年，因此电厂的运行维护人员对它非常熟悉，一般来说还是可以完成基本功能要求的。但是由于继电器构成的系统具有一系列严重的缺点。首先它能完成的功能比较有限，没

19、有计算和储存的功能；其次是这种装置体积庞大，接线复杂，维修工作量大，可靠性差，与计算机连接需要许多中间设备。基于上述缺点，它不宜构成计算机监控系统的机组控制级。但是，在采用以计算机为主、常规设备为辅的水电厂控制系统中，当计算机监控系统发生故障时，利用它实现对机组的控制，可以提过机组运行的安全性。正是基于这一原因，目前有些水电厂仍然保留它作为备用手段。虽然这样的系统极易为电厂运行人员所接受，但就整个机组现地控制装置而言，其接线相当复杂，而且可靠性并不一定能得到提高。后来，发展成采用固态元件构成的布线逻辑装置来完成机组自动控制功能的机组自动屏。有触点控制变成了无触点控制，可靠性得到了增强，维护工作

20、量也减少，实现的功能也可以有所增加。但是它也存在一系列严重的缺点，主要是： （1）缺少存储功能。电厂级向机组级采集信息是周期性进行的，由于这种布线逻辑装置不能随时间向电厂级发送信息且有没有存储功能，因此电厂级只能采集当时的信息，前后两次数据采集之间的信息就不可能被注意，有些重要的事件可能被忽略。 （2）缺乏计算处理功能。电厂生产过程中大多数信息在两次查询之前没有显著变化，机组往上送的信息中有不少是与原先信息没有什么差别的。结果电厂级在数据库管理上浪费了许多时间用于更新这些“无用”的信息，很不经济，而且增加了通道的负荷。通道中传送的信息量增大后，出错的机会也随之增加。 （3）增加电厂级计算机的负

21、担。由于这种布线逻辑装置缺乏处理信息的能力，这些处理进程都移到了电厂级计算机或前置处理机，使它们忙于处理这些繁琐的进程，耽误了其他更重要的进程。 （4）布线逻辑装置普遍存在的缺点，如可扩展性差、灵活性差等。 随着计算机技术的高速发展和其性能价格比的不断提高，以及水电厂计算机监控系统技术的日益成熟，对于20世纪80年代末以来新建的大型水电厂，其控制系统中的现地控制装置相继采用了计算机结构，此时才有了现地控制单元这一专有名词。因此，从某种意义上讲，现地控制单元就是采用了计算机结构的现地控制装置。为了减少运行人员，降低他们的劳动强度，实现少人值班或“无人值班”（少人值守），降低电厂的生产成本，提高电

22、厂设备运行的可靠性，一些老的水电厂已经做了或正在做这方面的改造工作。采用现地控制单元具有许多优点的，主要有以下几点： （1）硬件接线的简化及计算机的模块化结构设计使可靠性及可维护性大大提高。 （2）功能强，具有计算处理和存储功能。 （3）可变性及可扩展性功能增强，功能的修改和扩充可以通过改变程序的方法实现，而不像采用布线逻辑装置哪样更换许多硬件，重新设计电路。在编辑和修改程序方面，不论源程序采用的是梯形逻辑图还是其他高级语言，修改起来均十分方便。 （4）由于微处理器特别是可编程控制器在恶劣条件下运行的适应能力愈来愈强，可以直接布置在靠近生产过程设备的附近，这样便可大大减少控制电缆的数量，节省投

23、资。 （5）可以实现自诊断，及时发现控制系统中的故障，以便采取措施并加以排除，从而提过了系统的可靠性，保证电厂设备的安全运行。 （6）机组的正常开/停具有很大的灵活性，如在执行停机操作时，技术供水系统中的某些水阀就可以不关，这样就可以节省下一次开机的时间。 （7）可以根据轴承瓦温或油槽油温的趋势分析，决定是否停机。 （8）在开机时，可根据相关的统计数据，对冗余设备实现自动选择和操作。在机组运行过程中，当冗余设备中正在运行的设备故障，能自动切换到备用设备上运行，不需要人工干预。2.3 现地控制单元（LCU）的功能 水电厂计算机监控系统的现地控制单元一般应具备数据采集、数据处理、控制与调节、通信、

24、时钟同步、自诊断与自恢复、人机接口等功能。2.3.1 数据的采集功能 （1）应能自动（定时随机）采集各类实时数据，数据类型包括模拟量、数字输入状态量、数字输入 脉冲量、数字输入BCD码、数字输入事件顺序量（SOE）、外部链接数据。 （2）在事故或故障情况下，应能自动采集事故、故障发生时刻的各类数据。2.3.2 数据处理功能： 数据处理应对不同设备和不同数据类型的数据处理能力和方式加以定义。 （1）模拟量数据处理，应包括模拟数据的滤波、数据合理性检查、工程单位变换、数据改变（是否大于规定死区）和越限检测、A/D变换越限检测、RTD断线和趋势简册等，并根据规定产生报警和报告。 （2）状态数据处理，

25、应包括防抖滤波、状态输入变化监测，并根据规定产生报警和报告。 （3）SOE数据处理，应记录各个重要事件的动作顺序、动作发生时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）、事件名称、事件性质，并根据规定产生报警和报告。 （4）数据统计，应包括主/副设备动作次数累计、主/副设备运行时间累计。 （5）事故/故障记录。现地控制单元应具有一定的存储容量，用于存储相关的的事故/故障信息。有了这些信息之后，即使在电厂级计算机故障退出运行期间，如果本现地控制单元所辖设备出现事故或故障，运行人员仍可根据这些信息进行相应的事故/故障分析和处理。 （6）通道板故障处理。当某一输入通道或输入板故障时，该通道或板应立即禁止扫查；

26、当某一输出通道或输出板故障时，该通道或板应立即禁止输出。对于输入通道或出入板故障还应有自恢复功能。上述功能应含有报警和显示处理的相关部分。2.3.3 控制与调节功能现地控制单元一般应设置如下两种控制方式：（1） 设置现地控制单元级/电厂级控制方式。现地控制单元宜装设一个现地/远方控制切换开关来进行控制方式的设置。当切换开关在远方位置时，现地控制单元仅传送数据给电厂级而不接受电厂级的控制命令和调整命令；当切换开关在远方位置时，现地人机接口中的控制和调整操作应均被禁止。（2） 设置运行设备自动/手动控制方式。当切换开关在手动位置时所有控制和操作只能通过手动执行，自动控制和操作则被禁止；反之，手动操

27、作和控制被禁止，所有控制和操作只能通过计算机执行。现地控制单元对于接收的控制/调整命令，不论是来自电厂级还是现地人机接口，均应进行控制允许/给定值合理性校核，只有在控制允许/给定值合理性得到确认之后，才发出执行命令。机组现地控制单元的控制调节功能包括以下四个方面：（1） 机组现地控制单元在现地控制或电厂远方控制应具备以下控制调节功能： 1：机组顺序控制。包括机组开机顺序控制，机组正常停机顺序控制，机组事故自动顺序停机操作，开机过程中冗余设备（如技术供水、高压油泵等）自动选择，机组运行过程中当冗余设备中正在运行的设备故障时自动切换到备用设备运行，（譬如，机组主轴密封水一般采用二路水源，主用水为清

28、洁水，备用水源为机组技术供水，在机组运行过程中，当主用水源故障时，机组顺序程序将自动投入备用水源，以保证机组安全运行），当采用气动剪断销并且剪断销剪断时应能自动关闭气源。 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：对单台被控设备操作。运行人员应能通过电厂级或现地控制单元级的人际接口设备，完成对单台设备的控制。 （2）开关站现地控制单元应具备以下控制调节功能： 1:应能实现对单台设备的操作。 2：应能实现线路断路器关合同步操作。 3：对需要进行倒闸操作的开关站，应能实现自动顺序倒闸操作。 （3）公用设备现地控制单元应具备以下控制调节功能： 1：应能实现对可操作的单台设备进行

29、操作。 2：应能实现主备设备的自动备投操作。 （4）大坝泄洪闸门现地控制单元可根据需要的选择是否设置。2.3.4 通信功能 （1）与监控系统电厂级通信，包括下列内容： 1：随机和周期性地向电厂级传送实时过程数据及有关诊断数据。 2：接收电厂级下达的控制和调整命令。 （2）与本现地控制单元相关的调速、励磁及保护系统进行通信。2.3.5 时钟同步功能 各现地控制单元级时钟同电厂监控系统主站级的始终应进行同步控制，供事件顺序记录使用的时钟同步精度应高于所要求的事件分辨率。2.3.6 自诊断与自恢复功能 现地控制单元配置完备的硬件及软件诊断功能，内容如下： （1）对现地控制单元级处理器及接口设备进行周

30、期性的在线诊断，当诊断出故障时，应自动记录和发出信号；对于冗余设备，应自动切换到备用设备。 （2）在现地控制单元在线及人机对话控制下，对系统中某一外围设备能使用请求在线诊断软件进行测试检查。 （3）离线诊断。应能通过离线诊断软件或工具，对现地控制单元设备或设备组件进行查找故障的诊断。 （4）掉电保护。 （5）自恢复功能。包括软件及硬件的监控定时器（看门狗）功能。2.3.7 人机接口功能 现地控制单元应配置必要的人机接口功能，以保证调试方便，在电厂级故障时，电厂运行人员能通过现地控制单元人机接口完成对所属设备的控制和操作，从而达到保证电厂设备的安全生产的正常运行。必要的人机接口功能是保证现地控制

31、单元能够独立运行的重要条件。人机接口功能的配置可根据现地控制单元硬件配置的不同而有所区别。一般来说，现地控制单元如果采用工控机结构，则人机接口功能可考虑配置完善一些，否则，人机接口功能的配置可考虑简化一些，但必须确保现地控制单元调试方便及能够独立运行。人机接口功能除了要满足实现单项设备控制，闭环控制及顺序控制要求外，还应具有顺序控制等软件的编辑、编译、下载功能，以及现地数据库编辑、下载功能等。第3章 数据的采集与处理3.1 综述 LCU 通过 PLC 对电厂的机组运行状态和运行参数及测量值进行实时采集、处理。数据采集的对象分为模拟量、开关量、温度量、电度量等。3.1.1状态开关量的采集及处理

32、机组LCU 按周期扫查全部开入量, 进行状态检查, 更新数据库, 在开关量发生变位时, 可以产生事件记录, 并根据控制流程进行动作处理或接点复归处理。处理内容事先由设计人员根据机组的运行要求编写在控制流程之中。当事故类信号变位时,LCU 根据流程控制机组进行事故停机。如属于故障类信号变位时, LCU 则进行登录和报警处理。所有事件记录, 流程的执行情况不仅保存于机组 LCU, 还全部送厂级监控层。在状态开关量中, 有一种综合开关量, 这实际是一种若干个开入量按一定逻辑关系得到的一个中间变量, 此量可供其他 LCU 或装置使用, 如机组空载状态, 机组发电状态等即属于这一类, 往往以开出的方式引

33、出, 或仅作为 LCU 本身内部的一个宏变量供流程使用。机组 LCU 状态开关量共有 90 多个, 这些量包括:断路器的开/合, 导叶的位置, 油位的高低, 油泵的启、停等。3.1.2 中断开关量的采集与处理中断开关量具有中断能力, 响应速度快( 10 ms), 可按其变位发生时间的先后形成事件顺序记录。水轮机、发电机、瓦温过高、压力油泵、过速信号、机组的励磁、保护等事故信号作为中断开关量输入, 共 20 多点。机组 LCU 一旦收到这些表明机组发生事故的信号, 会立即中断当前的工作, 快速转到事故流程进行处理。并按要求形成事件顺序记录。3.1.3脉冲量采集与处理每台机组 LCU 为 2 路脉

34、冲量, 分别采集机组有功和无功电度。脉冲信号分别取自有功及无功脉冲电度表, 根据每台机组的 PT/ CT 变比和脉冲电度表每度的脉冲个数, 即可计算出每台机组的电度累加值。计算结果可与电磁式电度表计值进行比较和修正, 以保证计量的准确性。3.1.4 交流模拟量通过 G E 程 90 30 的PT M 模块实现机组的交流采样, 采集参数包括: 电压、电流、有功、无功、频率、功率因素等电量。3.1.5一般模拟量主要包括直流电量及非电量性模拟量( 温度量除外) , 主要有转子电流及电压、导叶开度、差压、机组的工作水头等信号。这些信号由变送器转换为 4 20 mA 信号供PLC 采集。3.1.6 温度

35、量温度量将采用 48 路智能温度巡检装置进行采集,采用二线制接线方式输入, 测温电阻为 PT100, 采集对象包括水轮发电机空气冷却器、发电机定子、轴承等共计 30 多路。温度巡检装置根据测温电阻在不同的温度下具有不同电阻值的原理, 将电阻转换成相应的电量供计算机处理。PLC 将通过RS485 接口定时进行采集。根据运行需要, 设置以上模拟量低低限 LL、低限 L、高限 H、高高限 HH 报警值, 系统提供越复限报警及处理功能。3.2 温度传感器的选择 温度传感器是测温单元的主要元件也是水电厂最重要的传感器，水电厂温度传感器运行情况直接影响发电机组是否能够安全运行。因此，水电行业中，温度传感器

36、性能稳定、可靠性高是至关重要的。 二滩水电厂监控系统中机组需要监测的温度量有：推力瓦温度、上导瓦温度、水导瓦温度、空气冷却器温度、推力油槽冷却温度、定子绕组温度、定子铁心温度、励磁硅柜温度、励磁变（A、B、C）温度等。3.2.1 各种测温传感器的比较研究测温电阻有 Pt100，Cu50，Cu53 等。而 Pt100 和 Cu50 是目前电厂最常用的测温电阻，基本上 99%的水电厂都在使用。Pt100 是用铂金材料作为敏感元件，Cu50 是用铜做敏感元件。而 Cu50 与 Pt100 的比较有几个缺点：首先铜比铂的阻值小，需要很长的铜丝绕制成敏感元件，铂则相对短一些，一般的越长越细的材料可靠性越

37、低。第二，铂电阻是主流的测温电阻，大的制造商、特别是德国厂家都以光刻溅射工艺生产 Pt100 芯片，非常成熟可靠。第三，采用铜热电阻进行温度的测量，测量范围一般为-50+150，测量范围小。第四，铜易于氧化，一般只用于 150以下的低温测量和没有水分及无侵蚀性介质的温度测量。几乎没有厂家生产 Cu 芯片，这样如果要用 Cu50 产品只有自己绕制线圈来做敏感元件，可靠性大大降低。这也就是有些电厂使用的 Cu50 测温电阻经常坏的原因。而以铂为材料的铂电阻（Pt100）是一种物理、化学性能极其稳定，测量范围宽达-200+650，在高精度测量中不可欠缺的温度传感器。特别是在水电厂对温度的测量中主要是

38、使用 Pt100 作为温度传感器。所以水电厂采用 Pt100 作为温度传感器。3.2.2 各温度传感器的特性在水电厂这个特殊的应用领域，由于存在不同的测温量，所以现场要求选用不同的型号的温度传感器。根据现场情况及温度传感器的特性选用的温度传感器特性如图 3.1；各部分温度传感器如图 3.2 所示： 图3.1温度传感器特性 图3.2 温度传感器3.3 数据采集系统硬件结构数据采集是信息自动采集的过程，是从传感器和其它待测设备等采集的模拟或数字信号。系统的硬件结构主要有五大部分，它们分别是工控机、数据采集卡、信号调理电路、传感器和相应的直流电源。其硬件机构图如下图3.3所示： 通信 现场设备 工控

39、机信号调整数据采集卡 传感器 继电器 图3.3 数据采集系统硬件结构3.3.1 传感器和变送器 变送器是一种能感应物理信息并生成可测量的电信号的传感器。例如电压变送器、电流变送器等。传感器所生成电信号一般和它所检测的物理量成比例。通常将模拟信号包括直流信号、时域信号和频率信号三种；数字信号包括通断和脉冲序列两种。对每种信号都可以采用多种测量角度和方法。 水轮机调节系统需要采集的现场数据通常分为两大类:一类是非电量(模拟量)，另一类是电量。非电量包括水位(水头)、接力器位移、机组转速、导叶开度、频率等；电量包括电压、电流、功率等。对于非电量一般需要经过模数变换，转换成为相应的电信号，再送给计算机

40、进行处理；对于电量，也要也要经过模数变换成标准的电量值，再送给计算机进行处理。本系统中测点及信号引入情况如测点清单表3.4所示： 表3.4 测点清单 序号 测点名称 备 注 1机组功率测得机组电压和电流，然后计算得出 2 机组频率将残压测频信号经过信号处理进入采集卡 3上游水位利用一转二接口将传感器水位信号引至采集卡 4下游水位利用一转二接口将传感器水位信号引至采集卡 5电网频率PT二次侧100V电压信号，经过信号处理进入采集卡 6接力器行程从调速器端柜子排上引取，信号引入采集卡 7调速器频率给定通过数据采集卡直接发送频率脉冲给调速器 8压油槽油位从电厂现有信号引取 9压油槽压力从电厂现有信号

41、引取 10流量利用一转二接口将流量传感器的信号引至采集卡 11尾水压力利用一转二接口将传感器水位信号引至采集卡 12蜗壳压力利用一转二接口将传感器水位信号引至采集卡 13机组电流从电流变送器端子上引取 14机组电压从电压互感器二次侧引取 15主配压阀行程通过位移传感器采集，再将信号引至采集卡 16轮叶开腔压力通过压力传感器采集，再将信号引至采集卡 17导叶开腔压力通过压力传感器采集，再将信号引至采集卡 18过滤器滤网后侧压力通过压力传感器采集，再将信号引至采集卡 19发电机出口断路器辅助接点直接将开关量引入采集卡 20调速器功率增脉冲量，经分压引入采集卡 21调速器功率减脉冲量，经分压引入采集

42、卡 22调速器油泵启动继电器直接将开关量引入采集卡 23调速器油泵停止继电器直接将开关量引入采集卡 24开机继电器直接将开关量引入采集卡 25停机继电器直接将开关量引入采集卡 26机组手动控制命令继电器直接将开关量引入采集卡 27机组自动控制命令继电器直接将开关量引入采集卡 28机组开度控制命令继电器直接将开关量引入采集卡 29机组功率控制命令继电器直接将开关量引入采集卡 3.3.2 信号调理 由于从传感器采集的信号会出现不同的状况，如信号很微弱：信号超过采集卡的采集范围：信号含有大量的噪声等等，这些信号都不能正常采集，必须在经过采集卡前经过信号调理才能正常采集。信号调理有多种方法，主要包括信

43、号的放大、衰减、隔离、多路复用、滤波、激励和数字信号调理等。第四章 调速单元4.1 系统概况及其发展 水轮机调节是指水轮机按某一预定的规律变化，如水轮发电机组的转速调节，其方式为随着负荷的改变，相应改变导水机构（或喷嘴、桨叶）的开度，以使水轮发电机组的转速维持在某一额定值。水轮机调节系统由两大部分组成，分别是调速器和机组。调速器通常由多种元件组成，如测量、综合、放大、执行和反馈等元件，调节的对象是机组（导水机构包括在机组内）。水轮机调速器是水电厂的主要自动控制设备之一，称之为水轮机调速系统的核心。机组在不同的工况下运行都需要调速器对其进行控制，如：机组空载运行时，它调节发电机的频率；机组并网运

44、行时，它根据系统频率的变化，调节发电机输出的有功功率。水轮机调速器与其它机组的调速器一起维持电力系统的频率保持在规定的范围内；电力系统发生故障致使某些机组跳闸时，它可以使备用水轮发电机组迅速启动、升速和并网，保证电力系统稳定运行。另外，水轮发电机组在电网中常常担任调频调峰任务，开停机频繁，其调速器性能的好坏，自动化水平的高低，直接影响到机组的正常运行。调速器的调节性能和可靠性直接影响上述工作能否顺利完成。可见水轮机调速器对水轮发电机组安全、可靠地运行具有重要的作用，它不仅直接影响着电力系统向用户供电的质量及可靠性，还保护整个电网的安全。因此，水轮机调速器一直以来是电力系统自动控制的重要研究内容

45、之一。水轮机调节系统是一个复杂的闭环自动调节系统，其包含有水流、机械、电气一体等，如果仅从控制的角度看，水轮机调节系统是一个具有非最小相位、非线性时变特性的复杂系统，系统相对来说不易稳定。虽然控制理论有了很大的发展，但在水轮机调速器的控制理论方面的进展相对比较缓慢。水轮机调速器的参数直接关系到水轮机调节系统的稳定运行及调节品质，进而会影响到电能的质量。目前水轮机调速器基本都采用 PID 调节器，正确选择调速器的最优调节参数，使水轮机调节系统有良好的动态品质，是保证机组安全运行及电能质量的一个重要的问题。4.2 调速器控制系统的功能 调速器是一种具有比例、积分、微分(PID)调节规律的新型数字式水轮机转速及功率调节器，系统采用了真正的双机交叉冗余PLC控制方式，系统双机间通过MODBUS+总线通信，实现双机的快速、无扰动切换；系统与电站计算机监控系统之间通过硬接线和通信两种方式连接，实时进行信息和信号交换。各部分具体功能如下： （1）频率测量及变换 （2）导叶测量 （3）开机过程 （4）空载调节过程 （5）功率给定与功率反馈测量及调节 （6）防误甩负荷功能 （7）一次调频功能 （8）停机过程