第八节 厂用电监控系统（ECMS）
2.8.1系统布置： 厂用电监控系统站控层设备，如工程师站、打印机等布置在集控楼控制室电气工程师站，服务器、网络交换机等网络设备布置在集控楼6.9米层电气工程师室内，机组及公用系统硬接线采集装置布置在集控楼6.9米层电气继电器室内；各房间均为无屏蔽、无静电措施房间，室内均装有空调，温度为18~30℃，湿度为40~70%。室内温度在-10~+50℃时，装置应能正常工作。 厂用电监控系统前置层设备（通讯管理单元及其它网络设备）组屏布置在相应6kV或380V配电装置室内，与开关柜紧挨布置；厂用电监控系统现场前端设备（如综合保护测控装置、智能仪表等）安装在6kV或380V开关柜内。 GPS系统天线安装在户外，GPS主时钟及时间同步信号扩展装置分别单独组屏，其中GPS主时钟屏需布置在220kV网络保护小室，其时间同步信号扩展装置（扩展时钟）屏布置炉前6.9米层电气继电器室内。 220kV网络保护小室至炉前6.9米层电气继电器室的距离约有300米。
2.8.2系统概述 厂用电监控系统负责采集、处理电气系统信息，采用硬接线与现场总线相结合的方式接入DCS。参与联锁、控制的重要信号和控制指令采用硬接线与DCS连接；其它所有电气信息均通过通讯方式输入DCS系统。厂用电监控系统经过双冗余通讯服务器与DCS通讯进行连接。 厂用电监控系统由单元机组厂用电监控系统和公用厂用电监控系统组成。单元机组厂用电监控系统接入单元机组DCS，公用厂用电监控系统通过冗余网络交换机与两台单元机组厂用电监控系统连接，并通过软、硬件闭锁措施仅能接受其中一台机组的厂用电监控系统的操作。 单元机组厂用电监控系统采用分层分布式结构，网络结构采用三层设备双层网的形式。整个系统由主站层、通讯子站层、间隔层和连接主站层与通讯子站层的高速光纤以太网，以及连接通讯子站层与间隔层的现场总线构成。主站层设备负责整个系统的集中监控，由1台工程师兼操作员站、双机冗余配置的系统服务器、双机冗余配置的网络交换机、双机冗余配置的DCS接口机、SIS接口机、打印机以及其它网络设备组成，布置在集控楼6.9米层电气工程师室内，其中服务器屏和接口屏分别布置在集控楼6.9米层各机组电气继电器室内。 前置层设备即通讯子站层，主要由安装于电气继电器室的多串口通讯服务器即公用接口机和安装在各配电装置内的双冗余通讯管理单元组成。具有数据处理及通讯功能，用以实现间隔层设备和站控层设备之间信息的“上传下发”，并监视和管理各测控单元等设备。通讯管理单元与监控主站采用双冗余的光纤以太网连接，与间隔层设备可根据设备情况采用ProfiBus或工业以太网进行连接。发电机变压器组保护装置、AVR、同期装置、故障录波、厂用电快速切换装置、柴油发电机组控制系统、直流系统以及UPS等，通过多串口通信服务器进行规约转换后与厂用电监控系统通信；6kV综合保护测控单元通过双以太网与通讯管理单元进行连接；380V断路器智能仪表和马达控制器通过单网ProfiBus现场总线与通讯管理单元连接。通讯管理单元根据监控对象分散设置，分别布置于各机组电气继电器室、6kV配电室和380V配电室内。
间隔层负责各间隔就地监控，间隔层设备主要由6kV综合保护测控单元、380V断路器智能仪表、380V马达控制器及网络接口设备（由卖方供货）等组成。间隔层测控单元通过双以太网或ProfiBus现场总线与通讯管理单元连接。 站控层网络采用以太网，双网配置，网络拓扑结构采用全交换星型网状拓扑，其网络通讯不小于100Mbps，站控层所有设备之间（包括通讯管理单元）通过以太网传输信息。其中6kV配电装置通讯总线采用双以太网，380V配电装置采用Profibus。在同一配电室或继电器室内的设备间通讯介质应根据现场条件，在保证通讯速率的前提下采用屏蔽五类线或光缆；而站控层与间隔层之间及不在同一构筑物的间隔层之间的通讯介质采用光缆，为保证现场总线网络通讯速率满足系统实时性要求，总线通讯方式需采取特殊措施，保证重要信号如控制信号、报警信号等的实时性。
厂用电监控系统与DCS通讯采用双冗余以太网，通过接口计算机与DCS通讯高速公路接口：传输供运行监视用的如电流、功率、电度、各种保护动作、控制回路断线、装置故障等监视和报警信号，以及少量的供顺控用的如选择开关位置、小车（或抽屉）位置、弹簧未储能等控制用信号。对于厂用电监控系统采集的供电气系统分析管理的信息如各类保护整定值、故障时电流、电压波形等数据，送入厂用电监控系统的工程师站进行分析处理，不送入DCS，但可以通过独立的通讯接口送入SIS和MIS。站控层的系统服务器采用网络通讯协议标准的TCP/IP协议与DCS通讯，反映全系统数据信息的实时数据库和历史数据库设置在站控层系统服务器内。
公用厂用电监控系统在站控层通过冗余网络交换机与单元机组厂用电监控系统连接，并通过软、硬件闭锁手段只能接受一台机组控制系统的操作。 2.8.3 系统功能 厂用电监控系统完成对发变组的监测、厂用电系统相关设备的监测、控制及向DCS等系统信息传送等各种功能： 2.8.3.1数据采集与处理
数据采集能通过现场（I/O）测控单元采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量，数字量和脉冲量等。
1）模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因数等电量和温度等非电量，采用交流采集方式，对不能实现交流采集的非电量可采用直流采集方式（如变压器温度等），并实现如下功能∶
a) 定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。
b) 越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息应包括报警条文、参数值及报警时间等内容。 c) 追忆记录：对要求追忆的模拟量，能追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的采集数据。 2）数字量采集包括断路器，隔离开关以及接地刀闸的位置信号，保护动作信号、运行监视信号等，并实现如下功能： a) 定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更新等。 b) 设备异常报警：当状态发生变化时，进行设备异常报警，其报警信息应包括报警条文、事件性质及报警时间。 c) 事件顺序记录（SOE）和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需要快速反应的开关量，采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。 3）脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等，并实现如下功能： 能连续采集电度脉冲量，并能根据各回路PT、CT二次变比及脉冲电度表参数计算并转换为实际电度量进行累加，能对采集的电度量进行分时段和方向进行统计，当系统因故中断计量时，能进行人工置数以保证其电量累计的正确性，同时应有保护措施，不丢失原累积值，具有与相应模拟量平均值进行校核的功能。
2.8.3.2 监视和报警 能通过工程师站液晶显示器（TFT-LCD）对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘、鼠标或跟踪球。 a) 监视 能通过LCD对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视。 主要画面如下： 电气主接线图，包括显示设备运行状态、各主要电气量（电流、电压、频率、有功、无功）等的实时值 厂用电系统接线图 机组直流系统图 机组交流不停电电源（UPS）系统图 计算机监控系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示出计算机监控系统的设备配置、连 皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 65 接状态。 各种保护信息及报表 二次保护配置图，反映各套保护投切情况、整定值等 控制操作过程记录及报表 事故追忆记录报告或曲线 事故顺序记录报表 操作某一设备时，能够自动推出画面。 趋势曲线图：对指定测量值，按特定的周期采集数据，并予以保留。保留范围30天，并可按运行人员选择的显示间隔和区间显示趋势曲线。同时，画面上还给出测量值允许变化的最大、最小范围。每幅图可按运行人员的要求显示某四个测量值的当前趋势曲线。 棒状图 各种统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、操作记录表、系统配置表、系统运行状况统计表、历史记录表和运行参数表等 定时报表、日报表、月报表 主要设备参数表 b) 报 警 当所采集的模拟量发生越限，数字量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。事故状态方式时，工程师工作站的LCD画面有相应的颜色改变并闪烁，同时有红色的报警条文，并可将报警信息发送至DCS。 报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。 事故报警和预告报警采用不同颜色，不同音响给以区别。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，自动推出相关事故报警图面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。 事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存。对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，同样处理，不覆盖第一次。 报警装置可手动试验，试验阶段不丢失任何信息，不允许多个报警共用一个光字牌。 2.8.3.3 控制和操作 控制方式分为二种：单元控制室控制（包括DCS控制及电气工程师工作站控制，工程师工作站控制方式仅在DCS未投入运行或检修调试时采用）；后备手动控制。系统具有控制室控制/后备手动控制的切换功能，系统还具有控制的软压板投退功能。 a）单元控制室控制 厂用电监控系统能根据操作员输入的命令实现断路器正常操作，电源切换操作和其 66 它必要的操作。厂用电监控系统确保操作的合法性、合理性、安全性和正确性。操作控制的执行结果应反馈到相关设备图上，其执行情况也能产生正常（或异常）执行报告，能显示及打印。能实现操作出口的跳合闸闭锁，并发性操作闭锁及键盘操作时的权限闭锁，同时记录操作项目及时间等。 b）后备手动控制 当厂用电监控系统站级控制层停运时，对厂用电源，可利用相应配电柜上操作设备进行控制；对起备变低压侧断路器，可在电气继电器室内的测控单元上实现一对一的操作，出口应配置有压板。 c）操作功能 操作功能包括：状态显示功能，即操作人员可通过该功能了解系统的总体状态，查阅画面和报表并发送打印命令；操作权限限制功能，即系统可设置不同操作权限和口令，以防止非法使用及误操作；标牌功能，即系统可对监测对象加上反映其特征或内容的标牌，用于系统的画面显示和操作控制中；信息提示功能，即当操作不正确时，显示出错误提示信息并提供联机帮助；数据输入功能，即操作人员可在线输入数据，修改报表和编辑画面及参数数据；操作记录功能，即操作记录将存储各种操作信息，在进行操作时激活操作记录功能，另外可打印输出操作记录。 操作正常执行或操作异常时均应产生控制操作报告。正常执行的报告内容有：操作前的控制目标、操作时间、操作内容，操作后的控制目标值等。操作异常的报告内容有：准备执行操作的时间和操作内容，引起操作异常的可能原因，是否需运行人员人工处理等。另外，当控制功能被停止或起动时，也产生报告。 d）控制切换功能 系统具有以下控制切换功能：控制室/后备手动控制切换，任何时候只能允许有一种控制方式进行控制。 在同一时间内，可将站内各受控设备分别置于控制室或后备手动控制方式。 2.8.3.4 人机接口及管理功能 a）人机接口包括彩色屏幕显示器，功能键盘、汉字打印机。它不但为运行人员提供对电厂厂用电系统监控的各种手段，而且具有对监控系统在线自诊断，投、退设备的功能，其实现的功能如下： 面、一览表、测点索引 制操作命令
模拟量限值的修改
调画
对厂用电可控设备发出控
智能I/O模件、打印 日期和时钟的设置
测点的投退
机等监控设备的投退
各种参数的设置
报警确认和画面清闪 b）管理功能 管理功能能够通过站内网络实施，包括运行管理及数据库管理等。 运行管理功能包括：设备管理、安全生产管理、运行记录管理等内容。 运行人员可通过键盘输入的交互方式进行编辑、修改、检索、更新、显示和打印各设备的工况报告，内容包括：设备的运行、测试、接地、锁定等。 设备管理包括对设备数据（包括设备资料、参数和运行历史等），运行人员可以进行修改、检索、显示和打印；电厂
一、二次设备台帐及铭牌参数管理，并提供设备的检修周期管理（含设备的到期、预期提示）、检修记录、试验记录管理等。 运行记录管理包括运行日志管理、运行专项记录、运行工作记录、运行报表管理、班组活动记录管理、报表打印管理等。 2.8.3.5 统计计算 在线方式下，能按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容： 计，分时统计 计算 用电率
有功、无功，功率因数计算、功率总加
电度量的累 开关，保护动作次数的统计
监控设备、无功装置投退率
厂 变 机组发电量统计计算（含日、月、年最大、最小值及出现时间）
发电成本
发电机功率因素
设备的使用寿命计算
压器负荷率及损耗统计
主要设备运行小时数统计 能按用户要求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时间段的上述所有统计功能
2.8.3.6 记录和制表打印 报表分成正常打印和异常打印，启动方式分为定时启动，人工启动和事件驱动。
定时启动：定时打印运行人员所需的各种报表，
事件驱动：自动随如按时、值、日、月报表打印等。打印时间应可设定。
事件处理结果输出，包括：系统设备运行状态变位；测量值越限；遥控操作记录；系统操作记录；遥信记录；事件顺序记录，事件追忆记录。 运行人员通过人机界面召唤启动打印已存的报表。
2.8.3.7 时钟同步 68 厂用电监控系统应设置卫星时钟同步接收系统，接受GPS系统提供的全球卫星定位系统GPS的标准授时信号，对厂用电监控系统等各有关智能设备的时钟进行校正。 4.2.2.8 与继电保护装置、机组故障录波装置、直流系统、AVR、厂用电快切、微机自动准同期、UPS、DCS、SIS、MIS及发电厂报价系统等的接口功能。
2.8.4厂用电监控系统监控范围 电气进入电气厂用电监控系统及DCS系统监测和控制的对象主要有： 发电机—变压器组 其监测范围主要包括发电机—变压器组、发电机励磁系统以及同期装置等的保护动作信号、各设备的状态信号、异
召唤打印：由常运行信号以及各设备的主要电气参数等。 b) 高压厂用工作及备用电源 其监测对象主要包括高压厂用工作变压器及起动/备用变压器保护和自动装置的动作信号、各设备的的状态信号、异常运行信号以及各设备的主要电气参数等。 c) 主厂房内低压厂用变压器 主要对主厂房低压厂用变压器（包括汽机变、锅炉变、电除尘变、电除尘备用变、照明检修变、等离子点火变、公用变等）的保护装置动作信号、设备状态信号和有关电流、电度、温度等进行监测。 d) 辅助车间低压厂用变压器 对主厂房外辅助车间低压厂用变压器（包括化水变、循环水变、除灰变、厂前区变、脱硫变、输煤变等）保护装置动作信号、设备状态信号和有关电流、电度、温度等进行监测。 e) PC至MCC电源线 对全厂内PC至MCC电源线的断路器的保护动作信号、设备状态信号进行监测。 f) 单元程控电动机 对单元机组程控电动机保护动作信号、设备状态信号及工作电流、电度等进行监测。 g) 保安电源 对保安电源系统各电源断路器和柴油发电机组的异常报警信号、保护动作信号和设备状态信号及主要电气参数进行监测，并可根据运行要求对保安电源系统各电源断路器的分、合及柴油发电机组的起停进行控制。 h) 直流系统 对直流系统的各设备运行状态和报警信号及系统的主要运行参数进行监测。 i) 交流不停电电源等 对交流不停电电源系统的各设备运行状态和报警信号及系统的主要运行参数进行监测。 为完成上述电气控制功能所必需的电气信息量包括：模拟量有电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数、有功电能、无功电能等电量和温度等非电量；开关量有断路器、皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 69 隔离开关以及接地开关的位置信号、继电保护装置动作及报警信号、运行监视信号及有载调压变压器分接头位置信号等。上述信息均以通讯方式送厂用电监控系统，送DCS信号除部分重要信息采用硬接线外，其余均经厂用电监控系统以通讯方式送入。 2.8.4.2辅助车间电源开关控制如下： 全厂所有低压厂用变压器的6kV电源开关，全部在单元控制室DCS系统中集中控制。（进入ECMS监测） 主厂房内所有低压厂用变压器（包括汽机变、锅炉变、电除尘变、电除尘备用变、照明检修变、等离子点火变、公用变等）的0.4kV电源开关（包括变压器0.4kV侧断路器、PC分段断路器，PC至MCC的馈线断路器），全部在单元控制室DCS系统中集中控制，采用硬接线与通讯相结合的方式。（进入ECMS监测） 辅助车间低压厂用变压器（包括化水变、循环水变、除灰变、厂前区变等）的0.4kV电源开关（包括变压器0.4kV侧断路器、PC分段断路器，PC至MCC的馈线断路器），全部在单元控制室DCS系统中集中控制。采用硬接线与通讯相结合的方式。（进入ECMS监测） 码头变的0.4kV侧电源开关，由于距离较远，信号进入就地PLC控制站，在单元控制室的辅控网控制。 灰场变10kV和400V侧电源开关，由于距离较远，在就地控制。 包括输煤变的0.4kV侧电源开关，在输煤程控中控制，并通过通讯方式接入厂用电监控系统。 脱硫岛的6kV电动机、低压电动机和低压厂用电系统在脱硫DCS系统中控制。在脱硫岛设置一台通信管理机，对脱硫系统的厂用电进行监测。 码头的6kV电动机、低压电动机和低压厂用电系统在码头的输煤程控系统中控制。 脱硫系统中的6kV电动机的6kV电源开关在脱硫DCS系统中监测和控制。（不进ECMS监测） 输煤系统中的6kV电动机的6kV电源开关在输煤程控系统中控制。 2.8.4.3全厂电动机控制如下： 主厂房汽机、锅炉电动机进DCS监控，其它电气管理信号进ECMS监测。 辅助车间PC电动机进相应程控系统监控，电气管理信号进ECMS监测，辅助车间MCC电动机进相应程控系统监控，不进ECMS监测。 2.8.5设备配置方案 站控层设备 1）每台机组设服务器屏1面，包括服务器2套，显示器1台，磁盘阵列1套，集线器2个，含德国HSM公司MS系列工业以太网交换机2台，光纤转换器件、附件若干及其它外围设备；全厂共2面服务器屏，分别布置于集控楼6.9米层各机组电气继电器室内。 2）每台机组设接口设备屏1面，包括接口计算机2套，显示器1台，光纤支架若干，根据需要配置测控装置及通信管理机数量；全厂共2面接口设备屏，分别布置于集控楼7.5米层各机组电气继电器室内。
3）公用接口设备屏1面，含德国HSM公司RS20系列工业以太网交换机2台，以及光纤转换器件及附件若干，并根据需要配置测控装置及通信管理机数量；全厂共1面公用接口设备屏，布置于集控楼6.9米层#2机电气继电器室内。 前置层设备 用于与6kV和380V设备的通讯管理机的组屏原则为：在主厂房6kV配电间1面/机，6kV配电间汽机PC及MCC段1面/机，电气继电器室、锅炉PC及MCC段、保安PC及MCC段、公用PC、电除尘PC段等1面/机，供气中心6kV公用段及输煤PC段1面，循环水泵房PC段、码头PC段、脱硫PC段及除灰PC段1面，全厂共计8面通讯管理机屏。 第九节 网络监控系统（NCS） 2.9.1系统概述 网络计算机监控系统站控层操作员站布置在集控楼13.7米层控制室内；工程师站、打印机等布置在集控楼6.9米层电气工程师站；光纤接口柜；系统服务器、网络交换机、通信接口装置等站控层网络设备及机组、起备变测控装置布置在集控楼6.9米层机组电气继电器室内；220kV线路测控柜、220kV母线及公用测控柜、220kV发变组及起备变进线测控柜、220kV保护管理机、远动通信设备等布置于220kV网络继电器室内。 220kV系统保护与控制分开组屏。 系统采用分层分布式结构，系统结构采用“双层设备单层网”形式。站控层网络应采用1000M/100M冗余光纤以太网。站控层设备负责整个系统的集中监控，布置于集中控制室及电气工程师室内，由双重冗余配置的2台系统服务器、2台操作员工作站、1台继电保护兼工程师站、1台公用接口设备、2台打印机、4台网络交换机及网络接口设备等组成。间隔层负责各间隔就地监控，间隔层设备主要由间隔测控单元及网络接口等设备组成，并应适用于安装在配电装置中的网络继电器室内运行。 网络计算机监控系统主网采用双光纤以太网结构，以太网的网络拓扑采用全交换星型网状拓扑，双网互为备用，其网络通信速率应满足系统实时性要求。交换机至间隔层网络应不小于100M。交换机至站控层各设备之间网络应不小于1000M，并与服务器的端口模式匹配，以保证数据吞吐速率。每台测控装置都采用以太网接口，间隔层屏间的连接采用多模光纤或者五类线，网络继电器室到集控楼之间的冗余的网络连接应分别采用两根独立的光缆。 反映全厂网控系统数据信息的实时数据库和历史数据库设置在系统服务器内。 2.9.2系统功能 监控系统完成对220kV升压站及发变组、起备变相关设备的监测、控制及远动信息传送等各种功能，还具备实现电厂侧自动发电控制(AGC)功能。 2.9.2.1数据采集与处理 皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 71 数据采集能通过现场（I/O）测控单元采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常，越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量，数字量和脉冲量等。 1）模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因数等电量和温度等非电量，卖方采用交流采集方式，对不能实现交流采集的非电量可采用直流采集方式（如变压器温度等），并实现如下功能∶ a) 定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数 据库更新等。 b）越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息应包括 报警条文、参数值及报警时间等内容。 c) 追忆记录：对要求追忆的模拟量，应能追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的 采集数据。 2）数字量采集包括断路器，隔离开关以及接地刀闸的位置信号，保护动作信号、运 行监视信号等，并实现如下功能： a)定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更 新等。 b） 设备异常报警：当状态发生变化时，应进行设备异常报警，其报警信息应包括 报警条文、事件性质及报警时间。 c）事件顺序记录（SOE）和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需 要快速反应的开关量应采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。 3) 脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等，并实现如下功能： 应能连续采集电度脉冲量，并能根据各回路PT、CT二次变比及脉冲电度表参数计算并转换为实际电度量进行累加，应能对采集的电度量进行分时段和方向进行统计，当系统因故中断计量时，应能进行人工置数保证其电量累计的正确性，同时应有保护措施，不丢失原累积值，具有与相应模拟量平均值进行校核的功能，穿越潮流功率的电度量应分别统计。 2.9.2.2监视和报警 能通过LCD对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘或鼠标。 1) 监视 能通过LCD对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视。 主要画面如下： a）电气主接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值 b）直流系统图 c）交流不停电电源(UPS)系统图 72 d）计算机监控系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示出计算机监控系统的设备配置、连接状态。 e）各种保护信息及报表 f）二次保护配置图，反映各套保护投切情况、整定值等 g）控制操作过程记录及报表 h）事故追忆记录报告或曲线 i ）事故顺序记录报表 j）操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面 k）操作某一设备时，能够自动推出画面。 l）趋势曲线图：对指定测量值，按特定的周期采集数据，并予以保留。保留范围30天，并可按运行人员选择的显示间隔和区间显示趋势曲线。同时，画面上还给出测量值允许变化的最大、最小范围。每幅图可按运行人员的要求显示某四个测量值的当前趋势曲线。 m）棒状图 各种统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、操作记录表、系统配置表、系统运行状况统计表、历史记录表和运行参数表等 n）定时报表、日报表、月报表 o）系统调度通道分配简图 p）主要设备参数表 2) 报 警 当所采集的模拟量发生越限，数字量变位及计算机系统自诊断故障时进行报警处理。事故状态方式时，公用事故报警立即发出音响报警， 主机/操作员工作站的LCD画面上有相应的颜色改变并闪烁，同时有红色的报警条文。 报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。 事故报警和预告报警采用不同颜色，不同音响给以区别。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，自动推出相关事故报警图面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。同时提供语音报警。 事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存。对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，同样处理，不覆盖第一次。 报警装置可手动试验，试验阶段不丢失任何信息，不允许多个报警公用一个光字牌。 2.9.2.3 控制和操作 控制方式分为二种：电厂控制室操作员工作站控制，间隔测控屏或测控装置后备手动控 74 测点的投退 数的设置
智能I/O模件、打印机等监控设备的投退
各种参 操作票的显示，在线编辑和打印 报警确认和画面清闪 2) 管理功能 管理功能能通过站内网络实施，包括编制和调用操作票、运行管理及数据库管理等。 监控系统能在显示器的一次接线图上进行模拟操作后，自动生成操作票（包括二次部分和压板的投退），还可通过交互式编辑生成。操作票的内容包括标题，编号，时间等一般信息和操作执行条文。操作执行条文由命令，设备名，操作信息等构成。操作票自动生成系统应具有权限管理和培训功能。 运行管理功能包括：设备管理、工作票管理、安全生产管理、运行记录管理等内容。 运行人员可通过键盘输入的交互方式进行编辑、修改、检索、更新、显示和打印各设备的工况报告，内容包括：设备的运行、测试、接地、锁定等。 设备管理包括对设备数据(包括设备资料、参数和运行历史等)，运行人员可以进行修改、检索、显示和打印；升压站
一、二次设备台帐及铭牌参数管理，并提供设备的检修周期管理（含设备的到期、预期提示）、检修记录、试验记录管理等。 运行记录管理包括运行日志管理、运行专项记录、运行工作记录、两票信息管理、运行报表管理、班组活动记录管理、报表打印管理等。 2.9.2.5 同期及防误操作功能 网络计算机监控系统同期方式为分散同期方式，所有220kV断路器均为同期检测点。同期检测部件检测来自断路器两侧的母线PT及线路PT的输入电压的幅度、相角及频率的瞬时值，实行自动同期捕捉合闸。对所有220kV线路、母联断路器，同期电压接入的允许条件应由监控系统实现，并能显示出电压抽取点。当两侧均无电压或一侧无压时，允许合闸，当两侧有电压时，需满足同期条件才允许合闸。进行合闸操作时，操作画面能显示同期点两侧电压、频率。设有同期操作选择，当选择同期操作时一侧无压闭锁操作。 监控系统能对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“捕捉同期”三种功能的选择，实现断路器合闸，其中“检同期”及“捕捉同期”二种功能由操作人员在操作员工作站上人工设定。同期装置至少具有压差、相差、频差、提前时间、滑差等整定接口。 监控系统能实现断路器、隔离开关及接地刀闸正常操作的“防误”闭锁。防误闭锁具有间隔层闭锁及后台软件闭锁功能。 2.9.2.6 统计计算 在线方式下，能按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容：
有功、无功，功率因数计算、功率总加 皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 75 计
电度量的累计，分时统计
开关，保护动作次数的统 监控设备、无功装置投退率计算 机组发电量统计计算（含日、月、年
厂用电率
发电成本
发电机功率因素 最大、最小值及出现时间）
设备的使用寿命计算
线损管理计算
变压器负荷率及损耗统计
主要设备运行小时数统计 时间及合格率统计
母线电能量平衡、母线电压运行参数不合格
能按用户要
日、月、年最大、最小值及出现时间
求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时间段的上述所有统计功能 2.9.2.7 记录和制表打印 报表分成正常打印和异常打印，启动方式分为定时启动，人工启动和事件驱动。
定时启动：定时打印运行人员所需的各种报表，如按时、
事件驱动：自动随事件处理值、日、月报表打印等。打印时间应可设定。
结果输出，包括：系统设备运行状态变位；测量值越限；遥控操作记录；系统操作记录；遥信记录；事件顺序记录，事件追忆记录。
召唤打印：由运行人员通过人机界面召唤启动打印已存的报表。 2.9.2.8 对时功能 监控系统设置独立的内部时钟,其误差每24h不超过±5s,并且提供外部时钟同步接口，系统服务器对时接口采用串行口对时或NTP/SNTP网络同步时间对时，间隔层测控装置留有IRIG-B或脉冲对时接口。接口包括分脉冲硬接线对时接口及串行对时接口。采用IRIG-B码作为对时信号源,监控系统对时误差
与
GPS对时系统的通信接
与电能计量系统的通信接口（通过公用信
与安全自动装置的通信接口件（通过公用信息接口装置实
与厂 与智能直流系统的通信接口（通过公用信息接口装置实现）
级计算机监控系统（SIS）的通信接口（通过工业级工作站实现） 障录波系统的通信接口（通过公用信息接口装置实现） 的的通信接口驱动软件（通过串口或网络方式实现） 系统的通信接口驱动软件（通过串口或网络方式实现） 的通信接口驱动软件（通过保护信息接口装置实现）
与集中故
与发电负荷调度系统 与自动电压控制(AVC) 与发电厂报价系统的 与功角监测装置PMU的通信接口软件（通过公用信息接口装置实现） 2.9.2.10电能量管理 计算机监控系统能实现电能量管理、计量等功能。 2.9.2.11实时在线自诊断及冗余管理： 1）自诊断 系统能在线诊断监控系统中各设备的故障和软件运行情况，能在软件运行时对其软件的进程号进行监视。在系统的硬件或软件或网络发生异常或故障时，应能发出告警信号并提供相关信息。 2） 自动切换 主机无论硬件、软件发生故障时，发出报警，同时进行主备机自动切换。 3） 自启动 系统具有看门狗和电源检测硬件，系统在软件死锁、硬件出错或电源掉电时，能够自动保护实时数据库和历史数据库。在故障排除后，能重新启动并自动恢复正常运行。 4） 再启动 当出现供电电源故障时，计算机有秩序地停止工作，电源恢复时能自动地重新启动。 2.9.2.12 维护功能和远方登录服务功能 通过继电保护/工程师工作站对系统进行诊断、管理、维护、扩充等工作，对各种应用功能运行状态的检测及自动控制功能的起动停止等。还能接受调度端的远方登录服务。 2.9.2.13五防及专家系统
运行操作指导：能对典型的设备异常或事故提
出操作指导意见，编制设备运行技术统计表，并推出相应的操作指导画面。
事故分析检索∶对突发事件进行分类检索并尽可能提供相关分析和事故处理意见，以及对典型事故的事故指导画面。
在线设备分析∶对主要设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出设备安全报告和检修计划。
自动操作票：根据运行要求自动开列操作票。
仿真培训：提供电气系
防误闭锁逻辑：负责全站设备操作的防误闭锁逻辑
统有关布置，接线，运行及维护等方面的模拟，通过相应的操作培训画面对运行人员进行离线操作培训。
性能计算及经济性分析。 2.9.2.14与远动及调度自动化系统的接口 2.9.2.14.1 远动设备配置 为实现资源共享，同时兼顾“直采直送”的要求，升压站及机组远动信息由远动主站直接取自计算机监控系统数据库而不经过任何中间处理以满足远动信息的实时性要求。 为保证AGC信号的可靠性，此部分信号不经过站控网而直接通过远动主站与相关系统（DCS、DEH等）经硬接线连接。 远动通信装置采用双机冗余配置，互为热备用，2台装置间设切换设备。 2.9.2.14.2 远动系统功能 1） 远动信息、主要技术参数、信息传输方式和通道，满足电网调度实时性、安全性、可靠性及实用化要求。数据处理方式符合远动通信的要求。 远动通讯规约应满足调度主站的要求，建立规约库，能与现有的省调和马鞍山地调调度自动化系统进行通信。能将电厂内采集的调度所需要模拟量，数字量，脉冲信号进行收集，转发处理和传送功能，并行一个调度主站的控制命令）的功能。对遥信变位信号要求优先传送。当设备位置状态发生变化且未被调度端确认时，遥控命令应予以闭锁。 2）远动通信装置的功能： a）远动终端的制式与调度端主站端系统相适应； b）远动终端为装置型，数据存储不采用硬盘，采用电子盘，操作系统采用嵌入式多任务实时操作系统； c）具有数据采集、转换和处理模拟量、数字量并将其向调度主站传送的功能； d）具有接收和处理遥控命令，设定命令的功能，遥控操作具有返送校核功能； e）具有可通过串行口接入其它IED设备的信息； f）具有可支持多个调度主站多规约可编程通信功能； g）具有与调度主站进行网络通信的接口，可通过广域网实现与调度主站端的数据通信； h）可接收调度的对时命令或GPS时钟信息。 i）具有遥测越死区传送，遥信变位传送，事故优先功能； j）具有自检自调，失电保护功能及失电后自启动功能； 78 k）支持主备双通道，当主通道故障后能手动和自动切换至备用通道； l）远动终端组态方便且具有在线远方诊断、远方下载、远方配置文件及远方修改参数等功能； 3）电厂侧自动发电控制（AGC）按调度端通过远动通道与网络计算机监控系统的数据采集通信装置交换信息，并向数据采集装置下达机组出力调节命令的方式。与DCS的连接采用硬接线方案。AGC具有错误指令的判别、保护功能，能设置机组调节上、下限值，升、降负荷限制。能将接收到的AGC的下行信息返回调度端。系统还具有AGC的运行统计功能。 调度中心远方控制命令通过远动通信装置自动执行对各发电机组的AGC调节。能进行调度中心/DCS控制方式选择（对AGC功能），通过上述方式选择，确保在同一时间里每个电气设备 只有一种控制方式有效。选择方式能以硬接点方式发出信号。
