1、1四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2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38.31.电站概述1.1
2、 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(1972-8-1
3、3)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。41.4 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
4、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
5、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。51.7.3 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
6、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
7、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61) 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2.2.1.1 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
8、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。2.2.1.2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。2.2.1.3 系统主要硬件设备应优选大厂产品，以确保设备可靠性。2.2.1.4 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。2.2.1.5 网络上接入的每一个
9、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。2.2.1.6 系统设计应具有先进性，具有开放、标准的通讯接口能力。2.2.1.7 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。2.2.1.8 要求实时性好，抗干扰能力强，适应电站的现场环境。2.2.1.9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。72.2.1.10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
10、 MTTR指标。2.2.1.11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。2.2.1.12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。2.2.1.13 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：2.2.2.1 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。2.2.2.2各 LCU与后台监控系统直接联高速光纤以太网，速
11、率应达到 100Mbps，应具有很高的可靠性指标。2.2.2.3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。 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。 现地控制单元 LCU控制权限（现地/调试/远方）的闭锁。 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。 机组功率开、闭环调节和无扰动切换。 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。 完善的 PLC工作/通信指示（
12、闪亮/常亮/熄灭） 。 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。 机组不同工况运行时间的累积及各种运行参数的设置。2.2.2.4 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：2.2.3.1 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。2.2.3.2 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。82.2.3.3 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：2.
13、2.4.1 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。2.2.4.2 监控保护装置应具有保护启动的分散式故障录波功能。2.2.4.3 硬件宜采用模板化设计，便于维修和运行。2.2.4.4 保护单元应具有现场可编程逻辑功能。2.2.4.5 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。2.2.4.5.1 自检功能： 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。 自检能监视
14、现地软件功能和回路，包括电源电压，时钟频率等； 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； 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； 当发生永久性损坏时，应发出报警信号。2.2.4.5.2 软件检测 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。 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： 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
15、幕上显示。2.2.4.5.3 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。92.2.4.6 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
16、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
17、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103.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
18、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
19、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3.1.1.1 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）
