机组监控（精选九篇）
机组监控 篇1
某型变频机组是某新型武器系统的重要供电设备之一,由一台三相异步电动机和一台中频同步发电机组成,主要用来将三相50 Hz/380 V工频电源变换为三相400 Hz/220 V中频电源,可以在移动式设备和固定式设备上使用。此前,变频机组出现故障时,没有专业设备对其检测。为了满足检测需要,设计了一套变频机组在线监控系统。
1 总体设计方案
变频机组在线监控系统由调压电源、变频机组、负载柜、检测台及自动电压调节器等设备组成。检测台与发电机之间由动力与信号电缆连接,电动机通过50 Hz动力电缆与检测台连接,发电机通过400Hz动力电缆与负载柜连接。组成框图如图1所示。
变频机组在线监控系统采用较为先进的分布式微机测控技术来实现实时监控,具有手动和自动两种控制功能,满足不同层次的操作要求和测试要求。在空载和加载情况下实时监控电动机和发电机的电压、电流、频率、功率与功率因数等电气参数。通过控制信号与保护信号可完成对变频机组的串联起动、并联工作、停机控制、发电机的加载和卸载控制;实现机组的过压、欠压、过载、过流、缺相、相序、短路等保护功能。
另外,该测试系统还可以实时监测机组的温升参数。在变频机组静态不带电的情况下,通过绝缘电阻测试仪还可以测量异步电动机的各相绕组、中频发电机的各相电枢绕组、励磁绕组以及机壳等相互之间的绝缘状况。
2 硬件控制电路设计
2.1 50 Hz动力电源电路的设计
监控系统的50 Hz电源电路原理图如图2所示,A相电作为整个系统断路器、接触器等设备的控制电源。DL1为监控系统50 Hz动力电源输入电动断路器,K1为控制回路保护空气开关。由于起动电动机时冲击较大,为保证系统可靠工作,工控机、综合电量监测仪以及其它测量仪表的工作电源单独采用市电。接通K1,则监控系统接触器、断路器控制回路得电。控制DL1动作后,其主触头闭合,三相动力电进入监控系统,相应信号灯DX1亮。
机组起动时,接触器JC1、JC4线圈得电工作,主触头闭合,则电动机串联起动。起动时间到后,由时间继电器控制,接触器JC1、JC5、JC6工作,主触头闭合,则电动机并联工作[1]。JR1为三相结构热继电器,用于电动机的过载保护。JQ为缺相、相序保护继电器,TA1~3为电流互感器。综合电量监测仪采用了单片机技术,可测量50 Hz的三相电压、电流、三相功率、总功率、功率因数、频率、累计电能等电参数。同时,工控机通过电压检测板DY检测电动机的电压和电流。过压、欠压、过流时,综合电量监测仪一方面驱动蜂鸣器、LCD报警,另一方面辅助触点工作,断开负载实施保护。
2.2 400 Hz动力电源电路的设计
DL2为监控系统400 Hz动力电源输出电动断路器。DL2动作后,其主触头闭合,三相400 Hz动力电进入负载柜,相应信号灯DX3亮[2]。为了确保发电机性能检测的准确性,本监控系统采用原变频机组配套的电压调节器,励磁电流采用分流器测量。JR2为三相结构热继电器,用于发电机的过载保护。TA4~6为电流互感器,综合电量监测仪测量显示发电机的电参数,同时,工控机通过电压检测板DY检测发电机的电压和电流,经过信号调理后,送入数据采集卡。监控系统400 Hz电源电路原理图如图3所示。
3 软件系统设计
3.1 软件分析
变频机组监控软件测试的主要参数包括电动机电源参数、发电机电源参数、变频机组温度、励磁电压和励磁电流等,要求能够进行实时显示采集数据,并能够驱动继电器实现机组的微机控制。本软件以工控机为核心,包括实时测控系统、数据库系统和故障诊断系统。实时测控系统包括人机界面、信号采集和输出报警。数据库系统可进行测试数据的管理、记录、查询和报表打印。为了便于实时监控机组的运行,软件增加了电动机参数曲线和发电机参数曲线的实时波形显示,相应波形可通过虚拟示波器显示出来,同时将波形保存在指定的数据库中。软件以Visual Basic6.0作为平台,并结合Measurement Studio开发而成。软件控制全过程的数据采集记录,采集过程一开始,软件就会按照设置的时间间隔记录每个测点的数据然后进行分析处理,并且每个数据都设有时间标签。
3.2 数据采集控制
PC-DAQ(PC Data Acquisition)系统以数据采集卡、信号调理电路、计算机为仪器硬件平台组成插卡式仪器系统。PC-DAQ系统是目前构成虚拟仪器的最基本方式,能够依托计算机实现数据采集控制。采集温度、励磁电流、励磁电压等信号时使用了具有串口通信功能的仪表。Visual Basic有专门串行通信MSComm控件,可有效进行串口连接设备的通信,且使用简便。
设定第N台检测仪MSComm.Rthreshold和MSComm.Setting的初值,然后发出数据采集命令。第N台采集完毕后,会产生com Ev Receive事件,设定第N+l台的初值,并发出数据采集命令,依次类推[3],如图4所示。所有采集通道的配置皆采用虚拟地址方式,可在软件中自由分配测点的通道地址。其通信方式可分为查询方式和中断方式。中断方式避免了查询方式存在的问题,有明显的优势。
3.3 波形显示
曲线实时反映采集数据的变化,最能直观地反映出机组的工作现状和变化趋势。NI Measurement Studio使用标准的程序开发语言,提供了创建虚拟仪器所需的工具[4]。它是一套包含各种常用开发模式的工具包,包括面向对象的程序开发,Active X和微软的.NET技术,能在很短的时间里完成测试,测量和控制等应用的开发。
Measurement Studio提供了很好的用户接口工具,这些接口控制器模仿了实际的面板元件,例如开关,LED,图表和标尺,它们直观而又容易理解,所有的Measurement Studio用户接口都具有3D外观和质感。Measurement Studio还包含高级的可视化特性,比如2D和3D的实时绘图。使用这些高级工具,可以将复杂的数据用简洁的方式展示给用户,相对于自己编程显示这些数据,可以利用其强大的可视化功能节省开发时间。
下面以2D实时绘图为例来说明Measurement Studio for Visual Basic的编程方法。2D实时绘图可以使用Measurement Studio提供的CWGraph控件。CWGraph控件提供了众多可供编程的属性、方法和事件。在Visual Basic中设置CWGraph控件的属性设置与在NI Lab View中类似。要显示测量数据波形,只需要使用Plot Xvs Y、Plot XY或Plot Y函数。实时显示采集的交流电压例程如下:
3.4 数据库的应用
本系统采用了Data控件和数据访问对象(DAO)这两种与Jet数据库引擎接口的方法,用DAO创建数据库,用Data控件来绑定访问数据库。DAO是面向对象的界面接口,它不是可视化的对象,全部靠编码来完成DAO的调用。建立数据库后用Table Def对象建立表,首先定义一个Table Def类型的对象,然后用Table Def中Append方法将其添加到数据库中。同时用Creat Field的方法创建一个Field对象,向表中添加字段。测试结束后将数据库mdb文件导入Excel是一个自动的过程。测试时需要将大量的数据导入到Excel中,采用Copy From Recordset方法导出数据可以大大缩短了导出时间,只需要几秒钟就可将mdb文件导入Excel。然后用户就可通过Excel强大功能对数据进行分析处理[5]。
作为一个系统监控软件,对于历史检测结果的查询与再现是非常必要的。本系统需要对每次检测的整个结果进行查询和历史再现,即对一个数据库进行查询。因此建立了一个专门的查询数据库,使用结构化查询语言来存取数据。将每次试验的数据库名称作为一条记录存入查询数据库中,然后通过对查询数据库的查询,就可以完成历史记录的查询。虽然实现起来要有一定难度,但通过对这个查询数据库特定字段的排序和选择,可以很方便地查询到目的数据库。在每次试验结束后,给query表中添加一条记录,方便以后查询,Update方法将修改的记录内容保存到数据库中。
4 检测流程及测试结果
4.1 测试过程
为避免没有使用权限的用户误操作,系统设置了两级密码。用户成功登录后,系统进入测试系统主界面,如图5所示。这是整个测试软件的主界面,界面共分为7个区域。分别为交流电压波形显示区域、50 Hz测试电参数显示区域、400 Hz测试电参数显示、其他测试参数显示区域、控制按钮区域、通道选择及系统信息显示区域、系统控制按钮区域。
4.2 测试结果查询
在测试主界面中点击“成果查询”按钮会进入测试结果查询系统。系统会将每次测试的数据保存到以该年月日为子目录名的路径中,只需选中日期,点击“查看该日所有记录”,系统会在测试结果列表中显示出该日所有时间的测试列表,同时还可显示各个参数的变化曲线波形。报表输出则会显示出该次测试的测试结果报表至Excel中,文档包括2张电子表格,可以编辑和打印输出。
4.3 数据的打印
试验报告的打印采用的是VB中的Printer方式打印。用Printer对象打印可以自定义打印格式,打印页数,表格的粗细,字体大小等。在该Printer对象打印模块中还调用了一个Print Picture To Fit Page函数,该函数实现的功能是实现打印对象与打印纸张的匹配,通过调整缩放比例,页边距来实现打印的最佳效果。
5 总结
本课题设计的变频机组监控系统可根据监控需要选择控制方式。硬件控制电路实现变频机组的手动控制和电气保护。基于虚拟仪器的软件系统采用PC-DAQ结构,具有硬件控制电路的各项功能,同时实时显示采集数据的波形曲线,并且具备远端控制功能。在综合测试中,监控系统灵活高效,操作方便,测试效果良好,满足了各项监控需求,受到用户一致好评。
参考文献
[1]余梦泽.中压同步电动机磁控软起动系统仿真[J].大电机技术,2008,(1):27.YU Meng-ze.The Simulation of Medium-voltage Synchronous Motor Soft Starter Based on Magnetic-valve Controllable Reactor[J].Large Electric Machine,2008,(1):27.
[2]戈宝军.同步电机异步-同步起动过程分析[J].中国电机工程学报,2005,25(5):93-97.GE Bao-jun.The Analysis of Asynchronous-synchronous Starter on Synchronous Motor[J].Proceedings of the CSEE,2005,25(5):93-97.
[3]钟瑜.VB环境下焙差试验台数据采集监控软件的研究[D].合肥:合肥工业大学,2006.
[4]马宏忠.电机状态监测与故障诊断[M].北京:机械工业出版社,2008.
机组监控 篇2
全自动无人值守换热机组和热网监控系统
邯郸市热力总公司
【摘 要】本文对全自动无人值守换热机组和热网监控系统的原理和实现进行了探讨，并结合工程实例对换热机组的自动控制部分和热网监控系统的设计进行了说明，介绍了现场调试的一些经验。
【关键词】集中供热 换热机组 热网监控
一、概述
当今能源问题已经成为全世界普遍关注的热点话题，各国对能源都普遍关注。我国建筑能耗与发达国家相比明显过高，因此采用新型供热方式、设备和系统，节能减排，是解决我国相对能源紧张和环境污染的有效途径。目前供热已成为一种特殊形式的商品（服务），供热的成本关系到热力公司的效益，供热的品质关系到广大用户的利益，如何通过技术手段达到既降低能耗又为用户提供满足标准的服务是我们要探讨的课题。
在国家大力倡导下城镇供热方式已发生了很大地变化，由原来各单位分散的锅炉供热，发展为一个城市由一个或几个热电厂提供热源，市内各小区由换热站集中供热形式，从热源的角度来看降低了燃煤、减少了污染。
全自动无人值守换热机组是新型的换热设备，一般采用高效的板式换热器，设备采用计算机、触摸屏、变频器、可编程控制器、现场总线等现代先进技术，实现了智能化全自动控制。可编程控制器通过对一次网电动调节阀的调节，二次网循环泵、补水泵变频器的控制，实现了多种供热模式的自动运行。供热的调节模式有改变二次网供水温度的质调节，改变二次网供水流量的量调节，改变温度和流量的联合调节几种模式。通过调节一次网电动调节阀改变二次网供水温度，供水温度可根据室外温度自动调节再复合时间修正，也可设置固定的数值。通过调节循环泵变频器改变二次网供水流量，变频器可由供水压力设置也可由供回水压差设置。换热机组的全自动控制提高了热量的利用率，提高了供热质量，通过变频器的使用也节省了电能。
热网的集中监控是集中供热发展的必然趋势，是提高供热质量和热量利用效率的重要手段，通过热网集中监控系统的实施也可达到节能的目的。当对某个换热站热能供应充分时，通过机组的现场自动控制系统，可以达到较理想的控制效果。当供热负荷增加，热源可能不能供给用户需要的全部热量，区域一次热网同时存在水力失调时，热量会被热源近端的用户消耗掉，热源远端的用户得到的热量急剧减少，室温大幅度下降，使用户难以接受。通过热网集中监控系统，可以适当降低热源近端用户获取的热量，改善热源远端用户的供热质量。
热网集中监控系统由三个层次设备构成，最底层是现场控制系统，实现换热机组的本地控制；中间层是通信系统，用于现场控制系统和中央控制室的通信；顶层
为中央控制室，是热网的监控中心，用于整个热网的状态监视和控制，可以显示系统的运行参数，并能对热网进行控制。热网集中监控系统如图一所示。
二、现场控制系统的基本原理
我公司生产的全自动无人值守换热机组现场控制系统基本原理是：现场控制系统以西门子供热行业专用可编程控制器ACX32为核心，在换热器的一次、二次侧分别安装了压力传感器和温度传感器，并在蓄水箱里安装了液位传感器，室外安装了温度传感器。将所有压力、温度和液位信号都输入到电控柜的控制器，控制器将检测到的数据通过串行通信口送入计算机（触摸屏），实现现场的数据监控，并可以加装通信卡实现对换热站的远程监控。
控制器通过采集二次侧回水压力对补水泵起停进行控制，实现变频定压；根据二次侧供回水压力或二次供回水压差来控制循环泵变频运行；通过控制一次侧供水管路中的电动调节阀的开度，来控制二次供水的温度值。可根据室外温度与供水温度的经验曲线调节供水温度。现场控制系统的原理图如图二所示。
三、通信系统
通信系统是多个换热站和监控中心数据传输的通道，根据集中供热工程对监控系统的技术要求和投资规模、当地通信基础设施情况，以及通信费用情况综合考虑选择通信方式。通信方式可分为有线专网、电话网、宽带网、GPRS网，下面就这几种通信方式进行分析比较。1． 有线专网
1）敷设专用通信光缆，是稳定可靠的通信方式，通信速率高，通信效果好。2）前期一次性投入大，没有通信资费，但维护维修费用也较多，在资金不是很雄厚的情况下一般不采用。2． 电话网
1）有线通信，网络覆盖面广，信号稳定，由电信部门负责维护。2）进行数据通信时要通过调制解调器拨号建立连接，点对点通信，通信速率低，通信资费和在线时间有关。3． 宽带网
1）ADSL宽带，有线通信，网络覆盖面广，信号稳定，由电信部门负责维护。2）永远在线：用户可随时与网络保持联系。
3）传输速率高：采用了分组交换技术，数据传输率高。4． GPRS网
1）覆盖面广：是在GSM网络上增加的数据通信业务。2）传输速率高：数据传输速率最高可达到171.2kb/s。3）永远在线：用户可随时与网络保持联系。
4）按流量计费：按照用户收发数据包的数量来收费，没有流量传输不收费。根据目前通信网络的应用情况看，有线网络ADSL宽带网应用的普遍，无线网络GPRS网络应用的较广泛。
四、热网监控中心
热网监控中心通过换热机组现场控制系统对换热站参数进行实时的采集，综合分析热网工况，根据热网运行工况对热网进行优化调度，向换热机组发出控制命令，分配各换热机组所需的热量，平衡全网供热需求，保证全网安全经济运行。同时对采集的参数存储、打印。
热网监控中心硬件配置有工程师站、数据库服务器、大屏幕投影仪、打印机等设备。软件配置有工控组态软件，如西门子热网专用组态软件DESIGO INSIGHT、工业组态软件Win CC、国产软件组态王等，这些软件所实现的功能基本相同。其基本功能有：
1.热网系统画面的组态：可以在系统画面上实时显示热网系统的参数，并可通过系统画面直接操作控制各控制元素。
2.趋势图显示：组态软件可记录各参数的值，并以趋势图的形式显示出来。3.报警设置：可设置监控参数报警的上下限，当参数超限时触发报警信号。
五、全自动无人值守换热机组的实现
以供暖面积5万平米的全自动无人值守换热机组为例说明，该机组循环泵和补水泵采用的是上海新沪GP160-32-22-4NY和GP6.3-32-2.2-2NY，控制部分的设备配置如下：
控制器：西门子ACX32.000/ALG 触摸屏：西门子TP177B 供水温度传感器：西门子QAE2120.010，温度测量范围-30~ +130℃ 室外温度传感器：西门子QAC22 液位变送器：昆仑海岸 量程0～3m，输出4～20mA 压力传感器：丹佛斯MBS3000 060G1125 压力测量范围 0-10Bar 电动调节阀：西门子VVF45.91 电动执行器：西门子SKC62 变频器：EV2000-4T0300P，额定功率30kW，用于循环泵；EV1000-4T0037P，额定功率3.7kW，用于补水泵
1、控制器
ACX32控制器是西门子专为供热行业开发的专用控制器，该控制器稳定可靠，采用图形化的编程语言，编程灵活。与该控制器配套的SAPRO编程软件和SCOPE调试软件具有现场仿真在线调试功能，为工程实施人员现场调试提供了极大的方便。
在本例中，循环泵、补水泵的变频和工频启动，泄压阀的开启关闭，用控制器的DO端子，循环泵和补水泵的运行状态和故障信号送入控制器的DI，循环泵、补水泵的频率给定和电动执行器的给定用AO口来输出，其余频率反馈信号，一二次供回水温度，供回水压力信号，液位，室外温度信号都送入了控制器的通用口UI。连接图如图三。
2、变频器
通过变频器适时适量地控制循环泵的转速可以调节循环泵的输出流量，满足供暖负荷要求，使电机在整个负荷变化过程中的能量消耗降到最小程度。本例中使用的是爱默生EV2000/1000系列变频器，该变频器与控制器和外围信号的连接图如图四。
图中，R、S、T端通过真空断路器连接至三相电源的进线端，U、V、W端接循环泵和补水泵，COM端是变频器的公共端，FWD是正转运行命令控制端子，用接触器的一个辅助常开触点控制，X是多功能输入端，通过对变频器设置，可方便的对X1~X8端子的功能进行定义。AO是变频器的频率反馈端子，将其与控制器相连，可实时把水泵的运行频率反馈给控制器，而CCI端是频率给定端子，控制器根据当前压力将适当的频率送入变频器。各路信号是选用电压信号还是电流信号，可通过控制板上的跳线方便的选择。另外，变频器本身也可对起停方式，加减速时间，运行频率上下限等一系列参数进行设置，还可实现过程闭环控制，功能十分强大，用户使用起来方便灵活。
3、触摸屏
触摸屏是一种很直观的操作设备，只要用手触摸屏幕上的图形对象，便会执行相应的操作，使现场操作变的简单，直接，不但节省空间而且坚固耐用，所以成为了人机界面发展的主流方向，本例中使用的是西门子公司的TP177B触摸屏，通过运用WinCC flexible组态软件，可以方便的对其进行组态。
4、控制器与触摸屏的通信
TP177B通过RS485/RS422 与ACX32控制器进行通信，ACX32的通信方式既可采用扩展通信卡，也可通过控制器本身的RS485或RS232接口进行通信，本例中采用的是控制器自带的RS485接口，通信协议为Modbus协议，采用的模式为RTU。控制器作为从站，TP177B作为主站，在SAPRO的应用程序中只需要使用两个功能模块，使用非常方便。
5、机组的现场调试与运行
机组现场控制系统的调试主要是对几种核心控制环节的调试，如：电动调节阀、循环泵、补水泵；另外就是对一些关键的保护措施的调试，例如二次供回水的压力保护，水箱液位的低限保护。利用泄压阀来实现二次回水的压力保护，当回水压力过高（超过设定值）时，控制器通过数字输出继电器将其开启，达到泄压的目的，避免管网因压力过高出现问题。水箱液位的低限保护是将液位传感器的液位信号送入控制器，与设定的低限液位比较，当比设定值还小时，启动自保护，将补水泵的起停信号关闭，报警指示灯亮，从而避免了补水泵的空载运行。循环泵、补水泵、电动调节阀三个闭环调节回路都采用了PID的控制算法，PID控制即比例，积分，微分控制，PID控制器的参数整定对控制系统的稳定性影响很大，需要根据现场的情况认真整定。P值过大会出现振幅超调，系统达到稳定时间长；I大了响应速度慢，反之则快；一般D设置都比较小，而且对系统影响比较小。参数整定的合适与否，直接关系到系统运行的稳定性和系统的响应速度，在实际的应用中，我们采用工程整定法，针对电动调节阀是对温度的控制，根据经验选定P的值在5-10%之间；I在180-240s之间；D在30以下。现场通过观察电动调节阀的动作，适当在此范围内进行调整。循环泵和补水泵的控制同样采用PID控制，变频器将频率信号反馈给控制器，控制器再根据二次供回水压差将实时的频率信号送出，由于控制器控制的是压力信号，根据经验选择P在30-60%之间；I在30-90s之间；D在30以下。
在实际控制系统中，由于变频器的引入，我们不得不考虑到高次谐波的干扰，当不采取任何措施时，电动调节阀会受到很大干扰，运行不正常，无法实现定温运行更无法固定开度，同时电阻型的温度传感器传回的数值也与实际不符。所以在控制系统的设计中，我们采取了一系列的抗干扰措施。
1）变频器的PE端要与控制柜及电机的外壳相连，要可靠接地；
2）在变频器交流输出侧安装电抗器，它能补偿长线分布电容的影响，并能抑制输出谐波电流，提高输出高频阻抗，起到保护变频器，减小设备噪声的作用； 3）所有传感器的信号线都采用屏蔽线，并在控制柜里将所有的屏蔽层一同接地； 4）电机的电源线和传感器的控制线要分开布置，二者必须分别放置在不同的金属管道或者金属软管内部，避免平行走线，这是因为谐波在传导过程中，与此电源线平行敷设的导线又会产生电磁耦合，形成感应干扰； 5）传感器尽量采用电流型，电流信号在传输过程中比电压信号的抗干扰能力强。
六、结语
全自动无人值守换热机组是新型高效的换热设备，它能节省能源，提高劳动生产
机组监控 篇3
摘要：文章从银盘水电厂机组状态监测系统现有结构出发，分析了进行状态监测系统远程技术改造的实施要点，着重对改造的核心技术如实时数据库技术、数据远程传输技术、异常自动识别技术等进行阐述。
关键词：水电厂；状态监测；远程监控；数据远程传输；技术改造；水电机组
中图分类号：TV734 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）08-0035-03
银盘水电厂地处重庆市武隆县，是乌江干流水电开发规划的第十一个梯级，安装4台150MW轴流转桨式水轮发电机组，是发电兼顾彭水水电厂的反调节任务和渠化航道的枢纽工程。水电厂机组状态监测系统是监视、预测和分析诊断水电机组运行过程中的故障现象的重要电气设备。银盘水电厂机组状态监测系统由传感器、数据采集单元、服务器及相关网络设备、TN8000软件等组成。为了充分利用湖南电力试验研究院的专家组力量，通过应用状态监测系统远程监控技术，将银盘水电厂1-4号机组的振动、摆度等机组状态数据实时发送至湖南电力试验研究院，迅速组织专家对机组故障进行分析和诊断，从而避免破坏性事故的发生。本次技术改造将对保障银盘水电厂机组安全稳定运行起到积极的作用。
1 远程监控改造前银盘水电厂状态监测系统
结构
银盘水电厂状态监测系统分为上位机、现地数据采集站、传感器三层结构。
1.1 上位机
1.1.1 状态数据服务器。状态数据服务器采用IBM X3400服务器，用于存储和管理从各数据采集站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。
1.1.2 WEB服务器。WEB服务器采用IBM X3400服务器，负责将状态监测系统的数据发送给MIS系统，并能在MIS系统中进行数据浏览和查询。
1.1.3 工程师工作站。工程师工作站采用DELL 380MT系列工作站，供现场工程师监测和分析机组的有关信息。
1.2 现地数据采集站
主要由TN8000数据采集箱构成，负责各种信号的采集、存储和数据处理，并进行实时监测和分析，同时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，并将数据通过网络传至数据服务器，供进一步的状态监测分析和诊断。
1.3 传感器
1.3.1 摆度和键相传感器。测量大轴摆度的电涡流传感器采用德国申克公司的IN-081一体化涡流传感器。
1.3.2 振动传感器。测量上机架、下机架、顶盖和定子机座的振动传感器采用北京豪瑞斯公司生产的低频速度传感器，型号为MLS-9H（水平）和MLS-9V（垂直）。
1.3.3 压力传感器。监测蜗壳差压的差压变送器选用美国ROSEMOUNT3051CD差压变送器。各压力（脉动）传感器采用瑞士KELLER公司的21R系列压力传感器。
1.3.4 空气间隙传感器。用于监测发电机定转子之间空气间隙的传感器由平板电容传感器和信号调理器组成。
1.3.5 局放监测装置。局放监测装置采用加拿大IRIS公司的HYDROTRAC系统，包括电容藕合传感器、HYDROTRAC在线局部放电监测仪。
2 远程监控改造后系统结构及改造实施要点
2.1 改造后状态监测远程监控系统结构
改造后状态监测远程监控系统由电厂侧监测层、数据中心服务器层和数据应用层三层结构构成。
2.1.1 电厂侧监测层。电厂侧监测层即由上位机、现地数据采集站、传感器三层结构构成的电厂侧状态监测系统，电厂侧监测层负责采集1-4号机组的状态数据并进行处理后通过WEB服务器实现与数据中心服务器层的数据交换。
2.1.2 数据中心服务器层。数据中心服务器层由一台IBM X3650服务器构成，安装于湖南电力试验研究所内，该服务器托管于INTERNET骨干网，主要用于接收电站WEB服务器发送上来的机组实时状态数据，并集中存储形成机组状态数据的历史数据库。数据中心服务器同时具备数据发布的功能，终端用户只要具备上网环境就可以随时随地访问该数据服务器数据。
2.1.3 数据应用层。数据应用层即终端客户端，通过从数据中心服务器获取电厂状态监测数据进行分析和处理。
2.2 改造已经具备的条件
银盘水电厂目前安装的TN8000机组状态监测系统已经具备了数据远程监测的基本条件，只需要将WEB服务器开通访问INTERNET，安装相应的软件，并在湖南电力试验研究院设立相应的中心数据服务器即可。
2.3 改造需要增加的设备
2.3.1 数据中心服务器。湖南电力试验研究院需要增加一台数据中心服务器。
2.3.2 租用电信带宽。租用电信公司带宽（4M），连接电厂侧WEB服务器和湖南电力试验研究院数据中心服务器，将数据从电厂传送到湖南电力试验研究院。
3 状态监测系统远程监控技术改造核心技术
3.1 实时数据库技术
对状态监测系统远程监控中心而言，数据存储和管理策略是需解决的核心技术。笔者认为关系数据库（sqlserver或者oralce）无法满足机组状态监测系统远程监控中心的数据存储需求。原因有以下两点：
3.1.1 关系数据库主要的功能定位在于管理静态信息之间的关联性，主要应用在信息管理系统、财务系统等静态信息应用系统中。工业现场传感器产生的数据的是以时间为序的序列动态数据，用处理静态信息的关系数据库来存储传感器产生的动态数据显然不合适。传感器24小时分分秒秒都在产生新的数据，关系数据库无法大量存储这些数据，只能采用间隔时间稀释数据的办法，人为地丢弃部分数据，客观上无法避免地造成了关键数据的丢失。
3.1.2 关系数据库的查询功能无法满足时序动态数据的查询要求。由于关系数据库的设计功能定位本来就不是处理工业现场传感器数据存储的，因此机组状态监测系统使用关系数据库就会使单个数据表的数据容量巨大，关系数据库能够高效地检索多表之间的关键字关联信息，但是对单个数据容量太大的表，其信息检索性能会大大降低，这就是在使用某些系统进行历史数据查询时系统长时间没有响应的原因。
所以要想长时间存储监测数据并且获取较高的检索效率，最佳方案是采用“实时数据库”。
银盘水电厂状态监测系统采用的具有高效压缩比的TN8000Real实时数据库，能够适应状态监测系统远程监控的数据存储要求，现场数据以平均2秒的间隔发送，中心数据库对数据不做任何人为稀释丢弃处理，全部存储下来，以备后续的数据挖掘应用。
TN8000Real实时数据库具有以下特点：
（1）实时数据库的TAG容量可达100000点，存储周期可以达到1秒，以每台机800个点计算，至少可存储100台机组的数据，可满足中心所属电站的数据存储需要。
（2）数据压缩和存储效率高。按1台机组稳定性参数40个测点计算，采用连续存储方式，利用原始数据压缩技术压缩后而未经过实时数据库压缩前的1台机组年数据量约为80G，经过实时数据库压缩后，1台主机的年数据量约为20G。
（3）实时数据库TAG点表根据电厂和机组的序号自动生成，不需人工逐一创建。实时数据库内嵌1个关系型数据库，可便于检索和查询。
（4）实时数据库占用的CPU的资源比较少，一般的负荷仅为CPU的5%～10%。
（5）实时数据库数据读取效率高，在10M以太网环境下测试，客户端随机读取实时数据库的测点10000条记录，平均读取时间小于2秒。
（6）实时数据库系统提供开放的数据接口，可便于其他系统实现数据共享和调用。
3.2 状态监测数据远程传输技术
银盘水电厂状态监测系统远程监控技术改造项目在数据远程传输方面有两项关键技术：
3.2.1 Base To Base。数据库对数据库的动态镜像传输技术。电厂侧数据服务器和中心侧数据服务器都装有TN8000Real实时数据库，并且其测点一一对应，只有当电厂侧某个测点的数据发生变化时，该测点的数据才会被发送到中心侧的数据库上，否则数据不会发送。这种机制保证了系统数据对网络带宽的最小占用，是专门针对广域网数据集成的效率最高的数据处理技术。
3.2.2 数据双重压缩技术。TN8000系统根据机组状态数据的特性，对数据进行压缩处理，即原始数据压缩和实时数据库的数据压缩。经过双重压缩处理后的数据在保证数据不失真的前提下，使数据占用的存储空间减少至20%左右，为远程中心的大规模数据存储提供了必要的技术
条件。
3.3 中间件技术
TN8000系统采用中间件技术进行数据的读取和预处理。传统的B/S和C/S模式由于客户机和服务器直接连接，服务器将消耗大部分资源用于处理与客户端的连接工作和频繁应付客户端的连接请求，从而降低了系统处理能力，导致系统整体运行效率大幅度降低。中间件主要用于在客户端和服务器之间传送数据、协调客户与服务器之间的数据交换、实现跨平台和语言的无障碍通讯。
3.4 TN8000远程系统异常状态自动识别技术
TN8000远程监控系统能自动根据监测数据对联网机组异常状态进行识别并对异常状态进行报警，便于试验研究人员对机组故障或缺陷进行早期识别，避免机组状态进一步恶化。
TN8000远程监控系统采用多种预警技术用于识别机组运行状态和及时发现故障早期征兆，主要包括矢量靶图报警、频谱靶图报警和趋势预警等方式。系统预警技术基于按工况分类（负荷、水头等）的样本数据，并结合了来自于计算机监控系统的其他工况参数，可避免误报和漏报，具有很好的实用性。TN8000远程系统发现异常后，可通过显示界面进行提示，并可通过配置相应的设备以短信方式第一时间通知相关人员。
4 结语
银盘水电厂通过实施状态监测系统远程监控改造后，将机组状态监测数据及时送至湖南电力试验研究院进行专家会诊，能够及时识别机组的状态、发现故障的早期征兆，对故障原因、严重程度、发展趋势做出准确判断，可及早消除故障隐患，避免事故的发生。同时通过对设备健康状态进行全面的评估与判断，做出合理的机组检修安排或建议。因此银盘水电厂进行本次改造对于提高机组运行的安全可靠性，降低维修成本，延长设备使用寿命，提高电站的经济效益和竞争力，提升水电厂现代化管理水平，有着非常重要的意义和作用。
作者简介：唐亚波（1987—），男，湖南人，重庆大唐国际武隆水电开发有限公司助理工程师，研究方向：水电厂机组状态监测系统、水电厂自动化。
大机组状态监控系统故障消除实践 篇4
近年来由于大型石油化工装置的不断出现, 相应的大型机组也不断产生.这些机组少则几百万多则上千万, 在生产周期内只有它平稳运行;才能使生产运行得到可靠保证.而大型机组的状态监测系统就是一种最有效的手段。它的可靠性与否直接影响着机组及石油化工装置的可靠运行, 所以真正要消除状态监测保护系统虚假判断及干扰。真正达到保护机组的目的。
2 状态监测保护系统原理
我公司多台大机组状态监测保护系统用的都是本特利-3500系列。
它是由涡流探头, 前置器及3500故障诊断系统组成。涡流探头是由由银丝绕制的扁饼状平面线圈;它和前置器 (前置放大器) 共同组成了“电容三点式震荡电路”产生的震荡频率。频率为f=≈2.5MHz的震荡电流信号送到探头。该电流在探头顶端产生高频磁场。当磁场区域内的导体趋近或离开探头时, 导体产生的涡流将产生变化, 表现为探头线圈等效电感量L发生变化。该变化量经前置器放大成负电压载频信号, 输出到监视器。间隙越大, 输出电压信号的绝对值越大。监视器通过接收前置器的输出信号, 并在面板上指示相应的轴振动量和轴位移量。
3 误报及联琐现象产生排除
我公司的DCC的三机组和富气压缩机的状态监测保护系统在2007投产后运行一直正常, 但2008检修后装置再开车后, 发现三机组和富气压缩机的状态监测保护系统相互干扰, 多个轴振测点值异常到联琐停机的值, 而实际现场并没发生振动, 这样不但造成机组停车, 而且使生产受到影响.为此仪表组织进行了查找.首先是检查3500系统是否有问题, 经过测试及信息调用发现其无故障;然后再查个个前置器情况, 也是无问题;最后开始检查各个涡流探头, 经过检测各个探头也无问题;大家都感到奇怪;但是具体没有原因不会轴振自己变化的。第三天开始对接地系统进行检查并测试.其系统的接地电阻值在允许值之内, 但是在测其对地电压时发现有异常波动值.最后和本特利工公司联系, 其公司售后服务人员到场后我们一起又进行了详细的查找, 最后发现有二点涡流探头的连接线接头屏蔽层和金属保护管接触, 经过绝缘材料处理后, 再回到控制室观察振动值, 都恢复正常。
4 原因分析
由于机组状态监测保护系统的检测原理决定了此系统对各种情况的电磁干扰非常明感。这就要求此系统要是单点接地。可是我们在安装时没有注意到这点, 使涡流探头的连接线接头屏蔽层没有包好, 不甚和金属保护管接触, 这就出现多点接地的情况。它使这些接地点之间出现环路, 电磁干扰信号就进入了相应的回路, 从而使振动联琐值处现异常错误指示, 甚达到联琐值停机。所以我们在使用机组状态监测保护系统一定要保证系统单点接地, 特别是屏蔽层也不能和其它金属接地, 探头电缆与延长电缆的连接接头应用专用的接头保护器或热缩管、绝缘胶带包好, 严禁将接头裸露。
5 状态监测保护系统安装与故障处理
5.1 状态监测保护系统安装
探头系统:
探头一般安装在机组上。对于涡流传感器, 它通过延长电缆与前置器相连。它安装时要求轴面一定光滑, 而且无剩磁现象;它安装完一定要固定紧, 防止由于机械振动损坏探头;探头电缆穿过缸体时要注意密封防止漏油;探头电缆与延长电缆及延长电缆与前置器的连接要正确可靠, 探头电缆与延长电缆的连接接头应用专用的接头保护器或热缩管、绝缘胶带包好。严禁将接头裸露, 因裸露的接头一旦与轴承箱或台板接触, 会带来严重的干扰和测量误差, 甚至系统无法正常工作。
就地电缆:
前置器通过就地电缆与监测保护系统相连接。就地电缆应选用带屏蔽层的三芯电缆 (对于速度传感器可选用两芯屏蔽电缆) , 单根的截面积大于等于0.5平方毫米。就地电缆的三根线与前置器上的三个接线端子应接触良好牢靠, 屏蔽层在此处不与任何端子连接, 而应用胶布包好作绝缘处理。就地电缆与监测保护系统连接时最好不经过任何端子直接连到监测保护系统的接线端子上。而3500系统是将就地电缆的屏蔽层与监测保护系统上的屏蔽层端子相连接。
监测保护系统:
如果监测保护系统不与其他系统 (如DCS、PLC等) 连接, 则应将监测保护系统电源背板上的公共 (COM) 端与框架上的接地端子相连, 实现系统单点接地, 达到防干扰。对于3500系统需要将电源模块背板上的接地开关扳到"接通"的位置, 同时, 将COM端与框架地线相连的连接片去掉。如果监测保护系统还要与DCS相连接, 具体接线方式有两种:一是信号公共端从监测保护系统上接地。这时, 应将监测保护系统上的公共端与接地线的短接线 (片) 或开关接好;而将DCS系统上的公共端与接地线断开, 。反之, 如果DCS系统上的公共端与接地线相连接;则应将监测保护系统上的公共端与接地线断开。总之, 一个完整系统上的信号公共端不能够有两个或更多的接地点。
5.2 状态监测保护系统故障处理
故障处理次序是:先探头, 再前置器, 最后监测保护系统 (3500系统) ;
探头系统:
它一般的现象是线性不好, 或者是安装不正确损坏;这些故障一是通过外观看是否磨损, 另一种就是探头的输出和外皮之间必须有3-4Ω的电阻, 过大和过小都不允许;这两点都满足, 则探头完好, 否则, 就更换新的探头。
前置器部分:
在探头完好下, 断开它输出端子和监测保护系统的连接线, 用万用表测量其输出端子和COM端子电压为相应的电压;它由[间隙零位电压+探头量程因数*具体位置 (mm/μm) ]决定;能对应上, 则前置器正常好的, 否则坏更换。
监测保护系统 (3500系统) :
监测保护系统有故障诊断功能, 我们通过状态指示灯判断具体通道和模块;可根据其代码指示来确定3500主控制器故障位置。
6 结束语
经过我们的处理后, 这套机组状态监测保护系统再也没有出现这种误报的问题, 此故障使我们对状态监测保护系统的故障处理有了全面的认识和总结, 从而使自控仪表维护水平有了提高, 而且还使我们的生产装置能平稳安全地运行。
摘要：本文介绍了大型机组的状态监测系统在使用中出现的典型故障, 它具有代表性;以及对此故障的分析和解决, 并系统总结了状态监测系统的安装和故障处理;从而保证生产正常运转。
机组监控 篇5
关键词：海上风电,风电机组,状态监控,故障诊断,信息采集与传输,可靠性
0 引言
由于海上风资源丰富,具有发电量大、发电时间长、无噪声限制、不占用土地、可大规模开发等优势,因此,随着风电技术的不断进步,大力开发海上风电成为风电行业发展的新趋势[1,2,3,4]。目前,海上风电主要分布于欧洲、北美、亚洲3个地区[5,6]。
欧洲是世界上最早大规模开发海上风电并且发展最为迅速的地区,主要包括英国、丹麦、比利时和德国等几个国家。其中,丹麦于1991年建成了Horns Rev海上风电场,是全球最早建立海上风电场的国家。英国海上风电近年来发展十分迅速,成为欧洲甚至全球海上风电发展的领跑者。2011年,欧洲共新建15座海上风电场,其中有7座在英国。英国政府目前正在开展3轮海上风电项目,计划在2020年前建成总容量为13GW的海上风电场,共包含约3 600台海上风电机组。
近年来,美国和加拿大也开始重视海上风电的发展。美国首座海上风电场———Cape Wind于2010年4月获得美国政府批准,总装机容量为454 MW。加拿大在British Columbia省的Queen Charlotte岛正在兴建一个总容量达700 MW的海上风电场,是目前北美最大的海上风电项目。
亚洲国家中目前只有中国和日本拥有海上风电场。日本海上风电起步晚,发展相对缓慢。然而,作为日本大地震和福岛核电站事故的一个灾后重建项目,日本政府于2012年3月6日宣布筹划建立福岛县近海浮体式海上风电场,并努力将其逐步建成为全球规模最大的浮体式海上风电场。这种海上风电场采用浮体式,风电机组不着床于海底,而是漂浮在近海之上。目前,全世界仅挪威等国拥有小型浮体式海上风电场。
中国海岸线漫长,东部沿海地区的海上可开发风能资源约达750GW,仅近海的风能资源就是陆上风电可开发量的3倍,海上风电发展前景广阔。由于东部沿海地区经济较为发达,用电负荷中心集中,能源需求量大,电网网架也相对坚强,因此,在东部沿海地区发展海上风电,不仅能够有效缓解该地区能源匮乏、电源结构单一等日益突出的矛盾,而且风电出力便于就地消纳,可以大大降低风电大规模并网的难度。目前,山东、江苏、上海、浙江、福建、广东等多个沿海省市已相继规划与建设了多个海上风电场。其中,国电龙源江苏如东海上(潮间带)150 MW示范风电场一期工程99.3 MW已于2011年12月28日投产发电。加上2010年9月底投产的如东32 MW(潮间带)试验风电场,龙源电力已在如东县建成了目前全国规模最大的海上风电场,总计装机容量达到131.3 MW。在中国“十二五”可再生能源规划中,2015年海上风电机组装机容量将达5GW,2020年将达30GW。
随着海上风电在全球范围内的迅猛发展,海上风电机组在恶劣环境下的安全稳定运行问题越发受到关注。海上风电机组状态的可靠监控将显著减少严重故障的发生、节约风电机组维护成本、提高风电场的生产效益。本文在说明海上风电机组状态监控技术研究意义的基础上,针对与海上风电机组状态监控相关的一系列问题,如监控系统开发、状态信息采集、状态信息传输、风电机组故障诊断、风电机组状态控制、风电场运行成本分析等,就近几年的研究进展进行归纳、总结和分析,进而对存在的问题及发展方向进行探讨,为进一步的研究与开发工作奠定基础。
1 海上风电机组状态监控的意义
虽然海上风资源与陆上相比更具开发潜力,但是环境状况十分恶劣,海上风电机组运行风险远大于陆上机组,故障率高;同时,海上风电场可进入性差,风电机组的维护需要动用快艇、吊装船,甚至直升机,维护工作还会因恶劣天气而难以及时开展,这些都大大增加了维护费用。
长期以来,海上风电机组的运行维护主要采用传统的定期维修(计划维修)和故障维修(事后维修)方式。其中,定期维修即运行2 500h和5 000h后的例行维护,这种停机状态下的维修方式很难全面了解设备运行状况、及时发现故障隐患。而故障维修是在故障发生之后才进行,即矫正性维护,由于缺乏对故障原因的了解和事先的准备,维修工作往往不能有针对性地及时开展,导致损失进一步增加。
目前,单台海上风电机组的维护成本一般至少为陆上机组的2倍,整个海上风电场的维护成本高达其经济收入的20%~25%,严重影响风电场的生产效益[7,8,9,10]。例如:2004年,世界首座大型海上风电场———丹麦Horns Rev,80台风电机组有多台发生故障,故障率竟高达70%,风机制造商Vestas为此承担了高额的维修费用,直接导致该公司当年近4 000万欧元的亏损;台湾电力公司规划从2003年至2010年共投资190亿建立186台海上风电机组,但是到2009年,所安装的82台机组中有51台无法运转,故障率高达62%。
因此,为了降低经济损失与维护成本,必须对海上风电机组运行状态进行可靠监控,将大量矫正性维护转变为预防性维护,减少严重故障的发生。
2 风电场监控技术研究现状
风电机组状态监控主要包括状态健康监测、故障诊断、状态控制3个方面,其目的是通过实时监测风电机组的状态来采集并传输有效数据,利用故障诊断技术判断风电机组健康状况,以便及时发现故障隐患并准确控制风电机组的运行状态,在减少严重故障发生的同时,尽可能地提高风电机组的运行效益。现有研究常常会对上述3个方面内容进行综合讨论。由于与海上风电机组状态监控直接相关的研究成果还相对较少,并且目前的相关研究大多以陆上机组为基础,因此,为了全面反映现有研究成果,下文将对海上风电机组状态监控包含的基本内容和涉及的相关问题进行统一论述、分析和比较。
风电场所处地区自然环境恶劣,在无人值守的情况下,通常采用数据采集与监控(SCADA)系统对几十台或上百台风电机组进行集群监测与控制。整个系统分为就地监控、中央监控和远程监控3个部分[11]。就地监控系统是指单台风电机组的监控系统,它能够独立完成风电机组自身的状态健康监测、故障诊断与状态控制;中央监控系统是对某一风电场的运行状况进行整体监控,通过与就地监控系统之间的通信,工作人员能够从中央控制室监控风电场中所有风电机组的状态,并在必要时对某些风电机组的运行方式施以控制;远程监控系统是为了掌握某一地区整体的风力发电状况,通过与该地区中若干个风电场的中央监控系统通信来实现对所有风电场的监控,协调调度该地区内风电的使用。
围绕上述3个部分,国内外科研工作者与风电制造商开展了大量的研究与开发工作,取得了显著成果,本文按照研究侧重点将其分为如下几个方面。
2.1 风电机组状态监控系统的应用开发
通常情况下,风电设备制造商会为自己生产的风电机组开发配套的监控系统[12]。例如:德国B&K、丹麦Vestas、西班牙Gamesa、美国GE等。然而,这些系统的兼容性较差,一般只能用于特定型号风电机组的监测与控制。因此,国外有多个公司致力于第三方监控系统的设计与开发,例如:英国Garrad Hassan公司的GH SCADA系统、Vestas Online系统、德国SKF公司的SKF Wind Con2.0、丹麦瑞思国家实验室的Clever Farm系统、美国赛风公司的Second-WIND-ADMS系统、美国卓越通讯的SCADA系统等。此外,国外还有一些公司专门致力于开发用于风电机组的监测设备[8],例如:德国Pruftechnik公司。同时,还有专门的风电机组监测服务公司,例如德国Flender公司。相比较而言,国外在风电机组状态监控方面的研究起步较早,实用化水平也比较高。例如:GH SCADA,Clever Farm等系统除了具有数据采集和分析风电机组监控系统的基本功能外,还包含了风电机组安全控制、无功电压优化控制、风电机组优化运行等高级功能。
国内针对状态监控系统的研究与应用起步相对较晚,还处在初级阶段,很少有研制整机或整个风电场的状态监控系统,大多只是对风电机组单独的某个部件进行状态监测与故障诊断。目前,投入实用的监控系统还主要限于完成传统的数据采集、分析、显示的任务。然而,中国的风电生产厂家已积极地投入风电机组状态监控系统的研究与开发中并取得了一定的成果。例如:金风科技、华锐风电等都为自行生产的风电机组配备了监控系统;南瑞电控所开发的NS2000W系统已应用于宁夏银星能源风电设备制造有限公司的风电场综合监控系统项目中。
2.2 风电机组状态健康信息采集方法
风电机组状态健康信息采集的目的是通过对设备运行过程中所表现出的各种外部征兆信息进行感知,提取反映状态的有效数据,为风电机组故障诊断与决策提供依据。状态健康信息的获取需要在风电机组各个关键部件上部署传感器来实现。由于不同部件的动力学特性不同,故障情况下的特征不同,因此,需要部署不同类型的传感器才能够有效提取反映部件故障的特征量。
振动、温度、电压、电流等是常被提取的状态特征信号,其中振动信号最为常用。文献[13]通过采集转矩、转速、轴位移、齿轮箱等部件的振动状态信息来分析海上风电机组发电机与传动机构的健康状况;文献[14]通过提取振动信号来判断设备故障,给出了在风电机组传动机构上选取监测点的方法;文献[15]中主要利用由主轴传感器、齿轮箱传感器和定子传感器等来采集振动、温度、电流、电压等状态信号作为故障诊断的依据;文献[16]通过分析瑞士、芬兰、德国3个国家的风电机组故障统计数据,总结出风电机组容易出现故障的部件,如齿轮箱、发电机、传动系统、叶片、机舱与塔架等,并根据各个部件的特性部署不同类型的传感器,利用振动分析、声发射分析、油液分析等方法来实现对部件状态健康信息的采集和分析。
有些文献则利用风电机组输出功率与转速信号来进行状态健康监测。例如:文献[17]提出了利用风电机组的发电机输出功率与转速获得状态信息的方法,减少了传统监测技术获得数据时所使用的传感器数量,降低了监测成本。
上述研究只关注风电机组某些部件的健康状态,而文献[18]则针对整个机组全面监测的问题,提出一种优化的状态维护方法,该方法首先基于状态监测信息分别计算单个部件的故障率与整个风电机组的故障率,然后以此为基础确定状态维护步骤,定位故障机组与故障部件。
2.3 风电机组状态信息传输方式
所采集到的风电机组状态健康信息需要通过可靠的信息传输网络传递给机组主控计算机,即就地监控系统的通信。有些情况下,风电机组主控计算机还要将状态信息传递给中央监控系统甚至是远程监控系统。就地监控、中央监控、远程监控3个部分之间的信息交互也需要可靠的通信网络来实现。
就地监控系统通常都是基于有线通信方式,如RS-485总线[11]。RS-485总线通信速率较高,抗共模干扰能力强,但是当风电场中机组数量较多时,数据传输质量会受到影响。因此,有些文献提出利用无线通信技术实现就地监控。文献[19]利用UM192无线通信模块代替基于RS-485串口通信的总线结构给出了风电机组就地监控系统的通信传输方案;文献[14]利用无线传感器网络研究了风电机组传感器之间的通信问题,从节约传感器能量的角度提出了中继通信节点的优化部署方法。
中央监控系统与就地监控系统之间的通信一般通过RS-485总线、Profibus现场总线和光纤以太网来实现。考虑到有线设施布线困难,有些学者已经在理论上提出了无线通信方案。文献[20-21]分别提出了基于IEEE 802.16d无线Mesh网络技术以及基于全球微波互联接入(WiMAX)传输技术的风电机组在线监控诊断系统,实现就地监控系统与中央监控系统之间的数据传输。还有学者针对海上恶劣环境,提出了基于无线通信技术的海上风电机组通信方案。文献[11]提出一种基于地面无线测控网和光纤以太网的风电场通信系统,以满足大型风电场的通信需求;文献[22-24]则提出一种基于无线局域网络的大型海上风电场远程与集中监控系统。
远程监控系统与中央监控系统的通信一般基于电话交换网络(PSTN)、通用无线分组业务(GPRS)通信网络以及Internet虚拟专用网络(VPN)。由于该部分通信需要直接或间接通过公共网络来完成,因此,在研究中主要关注风电场中央监控系统与外部网络之间的通信安全性问题。文献[25]设计了风电SCADA系统边界安全模型,通过增加风电SCADA网络和外部网络之间的防御来增强系统安全性;文献[26]基于IEC 61850标准,提出了风电场SCADA系统的安全访问控制模型,设计了安全接口单元,通过安全口令认证实现用户访问时的身份认证,保证系统访问安全性;文献[27-28]根据电力系统国际安全标准IEC 62351-3与风电场监控通信标准IEC 61400-25的安全需求,分别提出了利用代理机制集成改进的安全传输层协议(TLS)方案和基于角色的访问控制组件方案来提高监控系统通信安全性。
此外,还有很多学者对风电场监控系统的整体通信方案进行了研究。文献[29-32]将无线传感器网络ZigBee技术与GPRS技术相结合,对风电场监控通信系统的整体结构进行了设计,给出了负责数据采集与传输的传感器节点的软硬件设计方案。
2.4 风电机组状态故障诊断方法
风电机组故障诊断技术是通过掌握风电机组运行过程中的状态,判断其整体或局部部件是否正常,尽早发现故障及其原因,并预报故障发展趋势的技术。根据现有研究成果,可将风电机组故障诊断方法划分为以下3类。
1)经典方法,即通过风电机组动力学特征的检测和分析来进行故障诊断。例如:振动监测、油液分析、红外测温、应变测量、声发射技术、噪声检测及无损检测等,文献[33-36]对这些方法进行了较为详细的说明和分析。
2)数学方法,即利用数学理论方法和分析工具处理风电机组的状态数据,从而进行故障诊断。例如:数据挖掘[37,38,39]、解调分析[40]、小波分析[41,42,43]、经验模式分解法[44,45]、子空间辨识法与卡尔曼滤波技术[46,47]等。
3)智能方法,即在不过分依赖风电机组试验数据的情况下,基于在线监测的信息实现风电机组运行状态的评估。例如:灰色预测[48]、模糊逻辑[49,50]、神经网络[51,52,53]、多智能体技术[54,55]等。文献[48]提出了风电机组运行状态趋势的灰色非等间隔预测方法以实现风电机组故障预警和智能状态检修。文献[49-50]利用物元分析法建立了风电机组运行状态评估的指标体系,引入变权理论和均衡函数得到了各项评估指标的综合权重,并结合可拓集合中的关联函数,建立了风电机组运行状态的评估模型。文献[51-53]提出利用人工神经网络进行风电机组智能故障诊断的方法。其中,文献[51]利用BP神经网络的非线性映射特性对风电机组转子电路在线故障诊断方法进行了研究。文献[54-55]基于多智能体系统设计了风电机组故障辨识系统,通过融合多种辨识方法的输出结果来提高故障诊断的准确性。
同时,有些文献对风电机组或风电场故障诊断系统的结构进行了设计。文献[56]提出了面向整机所有重要部件关键参数的综合性在线故障预警和故障诊断系统,该系统除了能够监测常规的电力参数、风力参数和机组运行状态参数,还能够对风电机组重要部件的振动情况进行监测;文献[57]针对国内风电场风电机组故障多发困境,以及诊断系统存在的封闭性、局限性、滞后性等问题,以思科的服务导向网络架构思想为基础,提出了整个风电场的故障诊断支撑系统平台构架;而文献[58]则对风电场群的远程集中SCADA系统的总体架构进行了设计。
2.5 风电机组状态控制方法
风电机组状态控制的主要目的是通过对风电机组的状态进行实时控制和调节来实现风电机组的优化运行[59,60]与风电并网的安全性[61,62,63,64,65,66]。
在风电机组优化运行方面,文献[59]对比分析了恒速恒频与变速恒频2种风电机组的控制方法,同时对大型风电场计算机监控系统的通信方式进行了介绍。文献[60]则从风电机组控制系统构成、动力学特性及控制方案设计等方面综述了国内外研究进展,同时,结合国内大型风电机组国产化进程,指出未来风电控制技术在保证风电控制系统快速、稳定、精确的基础上,还需要综合考虑系统指标、载荷状况、控制成本等问题。
在风电并网安全性方面,文献[61]从风力发电技术发展态势、风力发电系统结构、风电机组状态监测系统构成与实施功能、风电机组功率控制策略、风电机组低电压穿越技术措施等多个方面对风电机组运行方式的控制技术进行了综述和归纳。文献[62-63]基于OPC标准设计了大规模风电场智能综合通信管理终端,可实现电网调度中心对大规模风电场的有功功率和升压站母线电压的在线控制。研究成果已初步应用于内蒙古西部电网调度中心。文献[64]对大型集群风电有功智能控制系统调度中心的监控软件进行了设计。监控软件由数据库、SCADA子系统和控制策略软件构成,具有多数据源处理、人机界面、统计分析等特色功能。文献[65]设计了风电并网在线预警系统,该系统能够预测风电并网区域主要监测节点电压与线路潮流趋势并能够进行安全评估。文献[66]提出了风电场集控平台的整体框架,考虑利用风电场内所有可控设备与资源来实现风电场的有功控制、电压控制、发电与检修计划安排、响应电网综合调度需求等高级应用功能,为风电场调度控制自动化、常规化和智能化的实现提供了思路。
为了进一步保证风电场运行的可靠性,有些研究者提出了风电场视频监控系统的设计方案。文献[67]借助可视化监控来分析风电接入对电力系统稳定性的影响;文献[68]以湖南郴州仰天湖风电场视频监控为应用背景,提出了一种基于网络数字匀速球摄像机的视频监控系统的设计方案;文献[69]则从项目管理的角度,提出了集团型风电企业综合联网监控管理系统的构建方案;文献[70]提出可视化的风电机组状态健康监测系统,通过该系统能够实时观察风电机组的运行状态,并能够在发现故障隐患时发出报警。该系统由数据获取模块、信号分析模块、用户端服务器与多种类型的传感器4个部分组成。
2.6 风电机组状态运行成本分析
构建状态监控系统会增加风电场的建设成本,但通过监控系统的实时监控可将风电机组大量的矫正性维护转变为预防性维护,避免严重故障的发生,从而降低风电场的维护费用,因此,有学者从经济性角度考察状态监控系统建设成本与所降低的风电场维护费用之间的关系。由于海上风电机组维护费用高,因此,现有文献大都针对海上风电机组的运行维护成本进行讨论。文献[71]中指出,通过在线监控进行海上风电机组的预防性维护,通常情况下能够使维护费用减少23%。文献[72-73]对风电场的运行周期成本进行了分析。其中,文献[73]以瑞士Naumlsudden海上风电场和英国Kentish Flats海上风电场的实测数据为基础,分析了风电场的运行周期成本。研究结果表明,如果风电机组47%的矫正性维护变为预防性维护,就可以完全补偿构建风电机组状态监控系统的成本。文献[74]针对海上风电系统提出了机会维修优化模型,模型中涉及了风速预测与矫正性维护的方式,以便最大限度地降低预防性维护的成本。文中通过实例分析表明所提出的模型能够节约43%的预防性维护费用。
3 热点问题展望
从上述风电机组状态监控技术的各方面研究可以看出,虽然针对风电机组状态监控的相关问题已取得了很多研究成果,但是完全基于海上环境,针对海上风电机组状态监控的研究还较少,相关技术还十分薄弱,尚有很多亟待进一步深入讨论的问题。
3.1 智能化程度有待提高
现有投入使用的海上风电机组状态监控系统大都基于陆上系统改造得到。然而,海上环境较陆上更加复杂、恶劣,现有海上系统虽然已经初步具备了风电机组安全控制、无功电压优化控制、风电机组优化运行等高级功能,但是随着海上风电规模的不断扩大,状态监控系统的智能化程度还有待提高,主要表现在以下几个方面。
1)海上风电机组状态健康监测方法
海上风电机组状态健康监测包括状态信息的采集和传输,现有海上风电机组的状态健康监测大都基于有线通信方式,无线技术基本上还限于理论研究和实验验证阶段。由于海上环境恶劣以及海上风电场容量的不断增加,有线方式存在明显缺陷:(1)海上风电场尤其是深海风电场远离陆地,可进入性差,有线通信设施布设难度大、成本高,不利于监控系统初始构建及日后风电场扩容时监控系统的快速重组;(2)海上风电机组状态健康监测信息量大、通信压力大,传统有线通信的“点对多点”的集中式数据处理方式难以满足应用要求;(3)海上自然环境多变,气候恶劣,容易导致有线设施物理损坏,且不便及时查找修复,监控系统本身的可靠性无法保证。
针对海上风电机组的运行环境特点,其状态监控系统的监测性能应该满足以下几方面基本要求:(1)系统布设方便,结构灵活,便于初始构建及日后因应用需求而调整;(2)系统监测信息全面,通信效率高,能够实现信息的分布式处理;(3)系统智能化程度高,对于系统中部分元件失效(如监测传感器)具有一定的自愈能力。
2)海上风电机组状态监控的故障诊断方法
基于现有文献的研究成果可以看出,风电机组故障诊断方法已由传统的经典方法和数学方法向智能化方法发展,但是现有方法还需要从以下2个方面进一步改进和完善。
一方面,现有实际风电机组的故障诊断大都还采用离线方式,一般在风电机组故障发生后或风电机组定期维护时才进行。这使得风电机组故障诊断的实时性受到显著影响。而在线诊断则是作为风电机组运行中的一个进程实时采集机组的状态信息,对机组的运行状态进行实时诊断。实时的在线诊断对于在恶劣环境中运行的海上风电机组来说更为重要,这将会大大减少风电机组的故障率,降低维护成本,显著提高海上风电场的生产效益。
另一方面,现有故障诊断方法缺乏量化的参照标准。尤其针对海上风电机组来说,风电机组受恶劣环境影响可靠性较低,由于缺乏量化的参照标准使得状态监控系统的故障预警功能十分薄弱,以致未能发现故障隐患,维修不及时,从而发展成重大的安全和设备事故,不仅造成停机损失,而且导致维修费用急剧上升。因此,根据不同海上风电机组类型制定相应的量化参照标准势在必行。
3)海上风电机组状态监控的状态控制方法
虽然现有风电机组状态监控系统已初步具备风电机组安全控制、无功电压优化控制、风电机组优化运行等高级功能,但随着海上风电容量不断增加并逐渐向深海发展,海上风电机组远程控制将面临更大的挑战。控制系统的自愈控制能力亟待大幅度提高。自愈控制包含2个方面的含义:(1)自主控制,随着海上自然环境的变化和应用需求的变化,控制系统能够自行调节风电机组的运行状态,在保证风电机组安全稳定运行的同时最大限度地捕获风能;(2)容错控制,结合海上风电机组状态监测和故障诊断技术,在发现风电机组存在故障隐患情况下,控制系统能够自行调节风电机组的运行状态,在避免风电机组故障严重程度加剧的同时最大限度地捕获风能。
3.2 建设运行成本有待降低
先进、完善的状态监控技术一方面可以提高风电机组的运行性能,增强风电机组风能捕获能力,另一方面也对监控系统的软硬件设备提出了更高的要求,这大大增加了监控系统的建设运行成本。目前,有些风电场存在因监控系统投入过大而不得不放弃对其进行安装的现象。因此,在努力提高海上风电机组状态监控系统性能的同时,还必须进一步降低系统的软硬件成本,从而全面实现海上风电机组在线状态监控。
综上所述,海上风电机组状态监控技术的发展趋势就是要针对不同风电机组类型给出智能化的状态监测方法、故障诊断技术和状态控制策略,实时采集和传输风电机组状态信息,及时发现故障隐患,实现多模式控制切换,并权衡监控性能与监控成本之间的关系。
4 结语
海上风电是风电行业发展的新趋势,为了保证海上风电机组的安全稳定运行,研究适用于海上风电机组的状态监控方法,建立相应的状态监控系统,提高风电机组状态信息采集、传输、故障诊断、状态控制的可靠性,可以更好地实时掌握海上风电机组运行过程中的健康状况,这对于海上风电行业的持续发展具有十分重要的意义。虽然远程状态监控系统在其他行业的应用已经较为成熟,但在风电行业,尤其是海上风电行业才刚刚起步。本文对现有与海上风电机组状态监控技术的相关问题进行总结、分类,在此基础上分析了亟待解决的问题,探讨了今后的发展方向。
机组监控 篇6
直流电机在现代工矿企业中有着广泛的应用,并在不断发展,与交流电机比较,直流电机具有良好的启动性能和调速性能。随着工业生产自动化程度的不断提高,要求直流电机具有更高的动态特性,更大的过载能力,更宽的调速范围,更低的转动惯量,更高的可靠性,耐用性和主要经济技术指标。而要使直流电机系统达到这些性能指标的必要条件是直流电机系统具有可靠,稳定的直流电源。在工程设计中,往往需要在输出功率一定的情况下得到大电流、小电压或小电流、大电压的稳定直流电源。这就需要将2个或几个大小相等的直流电源进行并联或串联,以得到所需要的直流电源。
本系统中,要求直流发电机组能提供不同的电压和电流,这就要求对直流发电机组进行串、并联,而并联不可避免会出现环流,那么在系统中,消除环流是本系统的重要工作之一。PLC[1,2,3,4,5,6]控制的直流发电机组自动监控系统能达到发电机组在各种工作方式下的性能要求。系统可以根据实际的需要,自由选择适当的工作方式,监控系统的运行参数,减少环流,使它控制在可行的范围内,以满足系统的各项性能要求。
1系统构成
1.1 系统框架
根据实际要求,系统采用图1所示的系统架构图进行设计。控制系统主要由工控机,PLC,全数字直流调速装置(CUD1)[7],发电机组(同步机(G1,G2),直流发电机(GA、GB))4部份组成。其中,GA-G1-GB为1#发电机组,GA-G2-GB为2#发电机组。工控机通过以太网监控PLC的输入/输出数据,PLC控制直流调速装置。直流调速装置通过调节直流发电机的励磁电流来控制直流发电机,以输出所需要的电压、电流,最后得到实际所需的直流电源。发电机的输出数据(电枢电流、电枢电压)反馈至PLC进行误差分析,有效地实现了闭环控制。
1.2 直流发电机组并联环流分析[8,9]
两台参数一致的直流发电机并联,当它们的输出电压相等时,并联工作为最佳状态,在这种情况下系统不会产生环流,并将稳定运行。但实际系统中发电机由于制造工艺、材料等客观原因,造成发电机参数存在差异,往往使得两同轴发电机在相同励磁电流下的静态输出电流并不相等,而是存在差异。图2中将两直流发电机等效为两直流电源,其感应电动势分别为E1,E2,其内阻分别为R1,R2,其并联输出电流为Io,并联输出电压为Uo。这里设定E1大于E2形成环流IS,并对电路进行分析。单个发电机的输出电流由负载分量和环流分量组成,将负载分量定义为Io。
对电路进行分析,可得以下关系:根据基尔霍夫电压、电流定律,得:
由式(1)可得:
再根据直流发电机原理,有[10]:
式中:E为感应电动势;Ce为电动势常数;n为转速;Φ为磁通;Kf为比例常数;If为励磁电流。
根据式(2)～式(4)可得:
若考虑R1=R2=R,Kf1=Kf2=Kf,那么Is可变为:
即只要使励磁电流If1=If2,即可保证环流为零。实际系统中,R1≠R2。式(5)中Ce,Kf1,Kf2,n,Uo是相对一定的,在既定的系统中是不可调的。故需要根据实际的需要来调节励磁电流If1,If2的大小,以使环流为零,或使得环流在系统所允许的范围内。
2系统设计
使用STEP7[11]对西门子PLC S7-300进行组态和编程,使用WinCC[12]组态人机界面,对系统进行在线监控。
2.1 系统调节方式
整个系统运行,首先需要经过同步机的并网,用同步机拖动直流电机进行发电,根据需要输出的电压、电流要求,选择不同的运行方式。本系统共有单机或串联、先串联后并联、先并联后串联、三并联、四并联5种工作方式,通过对这5种方式的调控,输出系统所需要的电压、电流。并网后,当发电机组在不同试验步骤中要求运行在五种工作方式中的一种时,需对五种工作方式的发电机组进行调节。基本的调节方式有单机调节和两并联调节。其中,单机调节适用于所有工作方式,两并联调节适用于所有有相应机组并联的方式。
(1) 单机调节。
单机调节是比较实际输出电压和给定电压的差值是否大于系统标准,若大于则进行判别,确定增加还是减少相应的励磁电流,使直流电机输出的电枢电压及其设定的电枢电压差值保持在一定范围内,具体调节流程如图3所示。
系统启动后,对给定电压和实际输出判断,当实际输出大于给定电压ua(ua为系统设定的误差允许值)时,再进行进一步判断实际输出是否大于给定电压ub(ub为判定是用微调方式还是粗调方式的临界电压),如大于ub则对励磁电流进行粗调,如小于、等于ub,则进行细调。
(2)并联调节。
并联调节中,同一直流电机组中的直流发电机A,B并联,虽然电机型号一样,但由于制造工艺和材料的差异,输出电压会有所不同,进而形成环流。如果A机的输出电枢电压大于B机的输出电压,则A机电动势大于B机,需要减少A机励磁电流,增大B机的励磁电流,反之,需要增加A机励磁电流,减少B机励磁电流,具体调节流程如图4所示。
系统启动后,先进行单机调节,然后分别将两发电机的输出电流与并联输出电流的1/2进行比较,最后确定相应发电机的励磁电流调节,以达到系统的要求。
2.2 系统工作方式
直流发电机组运行为了输出需要的电压、电流,有单机或串联,先串联后并联,先并联后串联,三并联,四并联5种工作方式。这5中工作方式的调节方式都是基于单机调节和并联调节的。由于在先并联后串联,先串联后并联两种工作方式中,其调节方式实际上就是单机调节和2并联调节的2种特殊情况,这里不在作具体分析。在此重点分析三并联和四并联两种工作方式。
(1) 三并联工作方式。
使用1#A 、B,2#A,三并联形成环流如图5所示。
三并联调节方式要进行2个调节步骤:1#A,B并联调节;三并联时,各机1#A(I1)、1#B(I2)、2#A(I3)需单独将自身电枢电流与总电流的1/3进行比较,来确定增、减励磁电流使电枢电流平衡,具体调节流程如图6所示。系统启动后,先进行单机调节,再进行1#机组的并联调节,然后分别将3个发电机的输出电流与并联输出电流的1/3进行比较,确定相应发电机的励磁电流的调节。
(2) 四并联方式。
四并联方式(使用1#A、B,2#A、B),其连接和环流形成示意图如图7所示。
四并联调节电枢电流平衡,要进行2个调节步骤:
(1) 1#A,B;2#A,B并联调节;
(2) 各机组1#A(I1),1#B(I2),2#A(I3),2#B(I4)需将自身电枢电流与总电流的1/4进行比较,来确定增、减励磁电流使电枢电流平衡,具体调节流程如图8所示。
3人机界面设计
本设计中,利用WinCC完成系统的人机界面设置。WinCC操作界面由5部分组成:系统主界面,工作方式界面,1#机组操纵界面,2#机组操纵界面,报警界面。
(1) 系统主界面。
系统主界面主要由系统工作方式、发电机组的选择以及报警界面的选择组成。其框架图如图9所示。
(2) 工作方式界面。
工作方式界面由2个发电机组的工作方式设定组成。能够对2个发电机组的工作方式进行设定以满足系统的实际需要,其框架图如图10所示。
(3) 机组操纵界面。
这里以机组1#为例,其界面截图如图11所示。
通过机组操纵界面可以对同步电机的驱动电压、输出电流大小和频率,两直流发电机的输出电流、电压,两直流发电机的励磁电流、电压进行监控。同时通过操纵界面还可以对直流发电机组电压进行设定,和对同步电机和两直流发电机的励磁电压、电流进行调节。
(4) 状态与报警界面。
系统的报警界面由各电动机的故障报警、 熔断器状况、运行状况、串并联保护、断路器状态和控制方法选择组成,其界面截图如图12所示。
4结语
经试验调试后,PLC控制的直流发电机组自动监控系统被投入工厂运行。实际生产证明其能提供所需的稳定直流电源。系统运行结果表明,系统环流控制精度高,运行稳定,故障率低。系统控制操作简单,系统能对发电机组运行状态进行及时地监控和数据采集,发电机组的功率比得到提高,节能效果明显。
摘要：根据厂矿企业的实际需要,本系统综合运用西门子PLC S7-300,WinCC组态、工控机、全数字直流调速等装置进行组合,对发电机组进行串并联,实现发电机组的自动化运行,以达到提供工厂所需各种直流电源的目的。同时,系统能对供电过程进行实时监控,减少系统的并联环流量,提高发电机组工作的发电效率。现场试验结果表明,系统并联环流明显较少且能实现自动运行。
关键词：全数字直流调速,直流发电机组,PLCS7-300,工控机,WinCC
参考文献
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机组监控 篇7
近年来, 由于家用电器、汽车、电子、航天等行业的巨大需求, 使得板带生产获得迅猛发展。随着大部分板带用户由低端转向高端发展, 对带钢的质量提出了越来越高的要求, 高等级板带的开发和生产已经成为衡量钢铁企业生产水平高低的重要标志。连续退火工序作为高等级板带生产过程中的一个重要工序, 其主要作用是改善带材的机械性能, 消除带钢冷轧之后的加工硬化。
对于连退生产工序而言, 在生产过程中, 除了带材的热瓢曲、跑偏等问题之外, 另外一个重要的技术难题就是炉内带钢发生振动, 与炉辊拍打, 在炉辊与带钢表面形成横向条纹, 影响带钢的表面质量。以往, 现场为了判断炉内带钢的振动情况, 往往只能通过测试炉辊的水平与垂直振动来间接分析炉内带钢的振动情况。但是, 由于炉辊的振动与带钢的振动区别非常大, 带钢发生振动时炉辊并不一定振动, 因此依靠测试炉辊的振动来分析炉内带钢振动的方法效果不佳。且由于炉辊振动的测试是通过外接设备来进行的, 无法实现适时监控, 所得到的仅仅是某一特定钢卷在特定时间段内的振动, 参考意义并不大。这样, 如何取得连退炉内带钢的振动信号, 实现对带钢振动特性的在线、适时分析, 最终采取有效的措施抑制振动以消除带钢表面横向条纹就成为现场技术攻关的重点。
1基本技术方案
为了充分利用连续退火机组现有的PDA数据采集系统, 通过对炉内各子工序段张力适时信号的处理, 定量分析出炉内带钢振动特性参数, 实现振动的在线自动监控, 可以采用如下技术方案:
(1) 收集连续退火机组关键设备工艺参数, 包括连退机组预热段、加热段、均热段、缓冷段、急冷段、时效段、终冷段等各子工序的炉辊辊径以及入口张力辊组与出口张力辊组的张力辊辊径。
(2) 收集连退机组退火过程中带钢的宽度、厚度、钢种以及信号采样周期S。
(3) 选择炉内带钢振动特性分析所需时间周期T。
(4) 利用ibaAnalyzer软件打开连退机组的PDA数据库。
(5) 以ASCII模式分别导出时间周期T内预热、加热、均热、缓冷、急冷、时效、终冷等子工序段内带钢运行中各个时刻的张力实际值, 分别以数组a1、a2、a3、a4、a5、a6、a7来表示, 并将其存储成为DAT格式。
(6) 打开MATLAB软件, 读入步骤 (5) 中所述DAT格式的文件, 进行振动特性分析, 基本步骤如下:①选择炉内带钢振动主频分析上限值f;②计算出取样时间周期T内的样本数N;③以急冷段为分析对象, 时刻点n=1, 2, …, N;④令时刻t=n/f, 设定目标信号函数为F (t) =sin (2π·10·t) ;⑤令数组x=a5;⑥取y1=plot (t, x) (plot为MATLAB语言中的图形函数, 是该语言中的公开函数) , 作出正弦信号的时域波形图;⑦进行FFT频谱变换:取y2=FFT (x, N) 进行FFT变换, 取mag=abs (y2) (abs为MATLAB语言中的幅值函数, 是该语言中的公开函数) 求出振动幅值, 取f1= (0:length (y2) -1) *f/length (y2) (length为MATLAB语言中的信号函数, 是该语言中的公开函数) 进行对应的频率转换;⑧令power=mag2, 取y4=plot (f1, power) 作出功率频谱图;⑨根据功率频谱图找出急冷段带钢共振频率 (f*jl) i (i=1, 2, …, mjl, mjl为急冷段共振频率的个数) 以及对应的振动功率 (P*jl) ; (10) 令x=a1, 转入步骤⑥, 重复步骤⑥～⑧, 根据功率频谱图找出预热段带钢共振频率 (f*yr) i (i=1, 2, …, myr, myr为预热段共振频率的个数) 以及对应的振动功率 (P*yr) i; (11) 令x=a2, 转入步骤⑥, 重复步骤⑥～⑧, 根据功率频谱图找出加热段带钢共振频率 (f*jr) i (i=1, 2, …, mjr, mjr为加热段共振频率的个数) 以及对应的振动功率 (P*jr) i; (12) 令x=a4, 转入步骤⑥, 重复步骤⑥～⑧, 根据功率频谱图找出缓冷段带钢共振频率 (f*hl) i (i=1, 2, …, mhl, mhl为缓冷段共振频率的个数) 以及对应的振动功率 (P*hl) i; (13) 令x=a6, 转入步骤⑥, 重复步骤⑥～⑧, 根据功率频谱图找出时效段带钢共振频率 (f*sx) i (i=1, 2, …, msx, msx为时效段共振频率的个数) 以及对应的振动功率 (P*sx) i; (14) 令x=a7, 转入步骤⑥, 重复步骤⑥～⑧, 根据功率频谱图找出终冷段带钢共振频率 (f*zl) i (i=1, 2, …, mzl, mzl为终冷段共振频率的个数) 以及对应的振动功率 (P*zl) i; (15) 完成振动特性分析, 输出 (f*jl) i、 (P*jl) i、 (f*yr) i、 (P*yr) i、 (f*jr) i、 (P*jr) i、 (f*hl) i、 (P*hl) i、 (f*sx) i、 (P*sx) i、 (f*zl) i、 (P*zl) i。
(7) 在连续退火过程中, 只要带钢运动就必然伴随着或强或弱的振动。由于弱振动对带钢表面质量没有影响, 因此不属于治理与监控的范围。为了实现炉内带钢振动信号的监控, 给定临界振动功率允许值Pmax。
(8) 比较各段最大功率与临界功率的大小, 监控是否存在有害振动, 判断是否采取抑振措施, 基本步骤如下:①判断不等式max (P*jl) i≤Pmax是否成立, 如果成立, 则说明急冷段不存在有害振动, 不必采取抑振措施, 否则在急冷段存在有害振动, 必须采取抑振措施;②判断不等式max (P*yr) i≤Pmax是否成立, 如果成立, 则说明预热段不存在有害振动, 不必采取抑振措施, 否则, 则说明预热段存在有害振动, 必须采取抑振措施;③判断不等式max (P*jr) i≤Pmax是否成立, 如果成立, 则说明加热段不存在有害振动, 不必采取抑振措施, 否则, 则说明加热段存在有害振动, 必须采取抑振措施;④判断不等式max (P*hl) i≤Pmax是否成立, 如果成立, 则说明缓冷段不存在有害振动, 不必采取抑振措施, 否则, 则说明缓冷段存在有害振动, 必须采取抑振措施;⑤判断不等式max (P*sx) i≤Pmax是否成立, 如果成立, 则说明时效段不存在有害振动, 不必采取抑振措施, 否则在时效段存在有害振动, 必须采取抑振措施;⑥判断不等式max (P*zl) i≤Pmax是否成立, 如果成立, 则说明终冷段不存在有害振动, 不必采取抑振措施, 否则, 则说明终冷段存在有害振动, 必须采取抑振措施。
(9) 完成连退机组炉内带钢振动特性分析及在线监控。
2相关技术在现场的应用
国内某冷轧厂1850连退机组为了抑制生产过程中的振动纹, 特利用本文所述技术对退火过程中炉内带钢的振动情况进行了分析与监控, 使得带钢表面横向振动条纹大大减轻, 给工厂带来了较大的经济效益。典型规格产品的时域波形及信号功率谱如图1、图2所示。
3结论
在大量现场试验与理论研究的基础上, 针对连续退火过程中带钢表面的横向条纹问题, 结合连退机组的设备与工艺特点, 充分利用机组现有的PDA数据采集系统, 首次提出了一套炉内带钢振动特性分析与自动监控技术, 并将其应用到生产实践, 取得了良好的使用效果, 该技术具有进一步推广应用的价值。
参考文献
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机组监控 篇8
关键词：厂级监控信息系统,超临界机组,设计和应用
自从我国开始使用超临界机组进行工作以来, 目前已经拥有了16台超临界机组, 并且在日常的使用过程中起着相当重要的作用。经过我国多年在使用超临界机组中的经验, 目前我国已经掌握了超临界机组在检修, 运行等工作的技术, 并且我国国产的超临界机组也已经开始陆续的投入到工作中。随着我国开始对超临界机组中厂级监控信息系统的重视, 在超临界机组的日常运行中厂级监控信息系统也开始得到了越来越多的运用。在这样的情况下, 为了保证我国超临界机组的使用情况, 就需要对厂级监控信息系统在超临界机组中的设计和应用进行讨论。
1 厂级监控信息系统的设计框架
厂级监控信息系统是一种能够实现优化控制, 生产过程管理以及实时监控的厂级自动化信息管理系统。在我国的大部分电厂中, 超临界机组需要厂级监控信息系统才能够得到较好的使用。在超临界机组的厂级监控信息系统中, 一般是由厂级监控网络以及厂级监控信息系统磁盘阵列和服务器, 厂级监控信息系统应用功能站, 电源柜, 接口机柜, 网络机柜, 厂级监控信息系统接口机这些硬件组成的。通过我国目前所使用的厂级监控信息系统网络拓扑图, 就能够使用这些硬条件组成符合超临界机组日常使用条件的厂级监控信息系统。在组装完成后, 需要导入相应的数据库才能够进行使用, 我国一般采用的是美国osi公司的PI实时数据库系统。
2 超临界机组厂级监控信息系统的应用过程
在超临界机组的厂级监控信息系统的日常应用过程中, 由于厂级监控信息系统自身的特点可以实现让超临界机组高效工作, 少排放, 运行更加稳定, 参数变高等特点。而为了让厂级监控信息系统能够较好的运用于超临界机组中, 就需要对超临界机组的寿命分析, 能量审计, 设备状态检验以及运行故障诊断这四个方面进行厂级监控信息系统的应用讨论。
2.1 超临界机组的寿命分析的应用
在超临界机组的寿命管理上, 主要是对超临界机组中的锅炉部件, 汽轮机部件以及锅炉管这三个部件进行检测。在昌吉监控系统的日常工作中, 可以较好地实时监测这三个部分的工作情况, 并且可以对这些部件的性能进行在线评估, 在评估后将得到的结果提供给超临界机组的管理人员。所需要提供的数据包括了部件的应力, 温度以及部件残余寿命。通过这些数据就能够让超临界机组的管理人员可以分析出设备管理的各种决策。在超临界机组的日常管理过程中, 主要的寿命管理应该包括过热器和再热器, 主蒸汽管和再热蒸汽管以及转子。
2.2 超临界机组能量审计的应用
在超临界机组的能量审计过程中, 主要需要做的工作是在进行统计工作的时间内, 对超临界机组所使用的煤总量与这些燃料产生的蒸汽量进行相应的统计。在进行统计后就需要进行相应的计算, 从而能够发现在超临界机组的日常使用中的泄漏量以及锅炉效率。在汽轮机方面, 则需要对汽轮机所供给的蒸汽量进行统计以及计算, 从而能够用得到汽轮机在超临界机组的日常使用过程中的热耗率以及发电机在实际使用过程中的输出功率。
2.3 超临界机组设备状态检验中的应用
在超临界机组在实际的使用中, 由于设备状态决定着其工作效率以及实际工作情况, 因此就需要对超临界机组的设备状态进行较好的检验。在超临界机组设备状态的检验过程中, 厂级监控信息系统可以对超临界机组中的设备启停次数, 运行状态等一系列的数据进行汇总和分析, 并且在分析后能够提供机组级以及厂级的相关报表。
2.4 超临界机组运行故障诊断中的应用
由于超临界机组的运行参数与其标准参数会有一定的偏差, 因此就需要使用厂级监控信息系统来对这些参数进行相应的检验以及故障诊断。在实际的故障诊断过程中, 对于锅炉性能应该检验排烟的温度以及含氧量, 蒸汽的压力以及温度。对于汽机性能应该检验高压缸以及中压缸的效率。对于辅机性能应该检验凝汽器以及加热器的性能。
3 结束语
厂级监控信息系统在我国的超临界机组中目前已经得到了较好的应用, 但是仍然有一些火电厂在使用厂级监控信息系统时在设计与应用中会产生疑问。通过对厂级监控信息系统在超临界机组中的设计与应用能够明确厂级监控信息系统的工作流程以及设计情况。
参考文献
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机组监控 篇9
西部管道公司西气东输一线所辖13座压气站35台机组, 其中7座压气站采用GE燃驱机组, 共计18台。作为燃驱机组操作运行的人机界面, 西一线GE燃驱机组在站控室和机柜间分别配备了HMI操作站。其中, 每座压气站站控室配备1台HMI, 机柜间按实际机组数量配备相应的触屏式工业电脑作为人机界面。
1 系统概况
西一线GE燃驱各压气站在2004年相继投产运行, 其站控及机柜间人机界面HMI操作站为10年前供货的设备, 分别为DELL和台湾研华公司产品, 均采用Windows XP操作系统, 安装的工程软件版本为CIMPLICITY6.1, Work Station版本为Toobox4.4。
自2013年1月以来, 其频繁出现黑屏、死机的情况, 作为机组控制的人机界面, HMI的频繁故障很大程度影响到了机组的正常操作, 对于压气站机组的稳定运行存在潜在风险, 对其硬件系统进行升级改造, 提升硬件配置及运算速度势在必行。
2 原系统存在问题
(1) 自站场压缩机投用后HMI工作站一直处于高负荷连续运行状态, 已连续运行10年, 存在硬件老化、死机、运行速度偏慢现象。
(2) 目前所用HMI工作站均为2004年之前采购, 硬件配置偏低, 在调用历史趋势及复杂流程画面时, 系统负荷偏高, 资源明显不够用。
(3) 由于系统采购时间较长, 原系统硬件及软件已逐步退出市场, 已无法进行采购更换。
(4) 各压气站操作站原系统用户权限设置和系统配置文件不统一, 不利于维护人员进行系统运维和管理。
3 项目建设内容及实施过程
3.1 项目建设内容
(1) 更新站控及机柜间触屏电脑工作站硬件。
(2) 工作站的软件版本、授权、画面组态不变。
站控机主要技术指标、触屏电脑主要技术指标分别如表1、表2所示。
该项目共招标采购研华公司工控设备合计19台, 其中, 站控HMI电脑7台, 触屏电脑12台, 如表3所示。
3.2 实施内容
(1) 作业前, 备份旧站控HMI和机柜间触屏HMI硬盘所有工程文件及报警和历史数据文件, 记录系统IP设置。
(2) 注册操作系统, 安装新HMI、机柜间触屏HMI软件、驱动, 配置新HMI通讯参数。
(3) 拷贝原工程组态文件到新HMI, 安装Tool Box组态配置软件, 编译工程文件, 下载HMI配置。
(4) 使用BOOT虚拟软盘工具导入新HMI授权, 安装、调试新HMI、机柜间触屏HMI。
(5) 更换新HMI, 备份新站控HMI、机柜间触屏HMI工程文件。
4 项目调试过程中的技术难点及解决方法
(1) 编译HMI工程文件时报错无法通过。
原因在于没有给Redundant Alarm Server指定HMI报错。解决方法:打开Tool Box工程, 在工程属性里将Redundant Alarm Server指定到局域网内固定一台工作站HMI, 或直接屏蔽该项属性。
(2) Alarm报警栏里报警不刷新。
使用Workstation ST Alarm Viewer查看报警记录能刷新, Workstation ST statusmonitor监控中Aarm状态为OK。解决方法:该现象为HMI画面组态文件里相关报警设置出现错误, 在HMI Alarm报警设置里重新配置报警源, 保存设置后重新启动HMI工程, 问题消除。
(3) 下载HMI工程文件时, 报错。
下载HMI工程文件时, 提示错误:计算机名字与Tool Box工程中计算机名字不一致, 无法下载HMI配置。解决方法:修改新HMI计算机名称Full Name和计算机工作组Work Goup与旧HMI一致。
(4) 运行工程后, 历史数据记录找不到文件存储路径。
Workstation ST status monitor监控服务提示Recorder服务Error报错。解决方法:在SITE目录文件下手动添加历史数据记录文件夹。
(5) 工作站HMI无报警声音。
站控室的HMI安装完成之后, 报警可以实时刷新, 但是无报警声音。解决方法:西一线报警声音是通过声音报警器Alarm sound Manager管理的, 新安装cimplicity应用程序后, 手动打开Alarm sound Manager并将其设置为开机启动, 将工程文件夹F:SiteCIM-PROJAlarm_Sound中的声音文件ALARM.WAV放到C:CIPLICITYHMI目录下, 重新启动cim pli c ity工程文件, 报警声音恢复正常。
(6) Cimplicity HMI不刷新实时报警。
Cimplicity启动项examst状态为Failed, Workstation ST statusmonitor监控中Aarm状态为Error, DAserver状态为Error, 报警无刷新。解决方法:使用C:program FilesGEEnergyWorkstation STFeatures中的examst文件去替换掉C:CimplicityHMIEXE文件夹中examst自动执行文件。替换时需要先关闭Cimplicity工程, 退出Workstation ST status monitor软件, 文件替换完成后, 先启动Workstation ST status monitor监控, 等待Workstation ST status monitor启动完成后再启动Cimplicity工程以及压缩机监控画面。
(7) TOOLBOX编译时报错。
HMI没有配置UDH和PDH的IP地址, 下载HMI配置时提示无法连接到下载的HMI电脑。解决方法:将新HMI网卡使用TEAM工具编组后, 分别设置UDH和PDH网卡IP地址, 重新编译工程文件下载HMI配置。
(8) 由于找不到工程文件路径, 无法打开Cimplicity工程。
旧HMI硬盘一般有两个分区:C盘和F盘, Cimplicity工程文件、历史趋势、报警文件都指定存储在F盘相应路径中。解决方法:更换新HMI之后, 对照旧HMI硬盘分区对新HMI硬盘进行分区, 在拷贝工程文件时应将旧HMI中的F盘下的Site文件夹全部拷贝到新HMI的F盘中;下装工程文件之前, 将工程文件路径核对正确。
(9) 时钟不同步。
Workstation ST status monitor监控中Time Synchronization System显示状态OK, 但是将新HMI连接网络后时间不同步。解决方法:检查新HMI时区设置是否正常, 如时钟正确, 时区是东八区 (beijing) , 安装Cimplicity软件时会自动默认系统时间为美国东部时区, 需要将时区重新设定为东八区, BEIJING, 重启HMI后, 时间同步恢复正常。该故障现象一般出现在使用研华提供的XP光盘安装系统后。
5 升级改造后效果评价
该项目从2014年11月中旬实施, 至2015年1月底结束, 历时2个半月, 涉及4个分公司7个压气站18台机组, 通过硬件升级, 彻底解决了HMI频繁死机、黑屏、速度慢现象, 保障了机组运行安全。HMI升级明细如表4所示。
在进行HMI硬件升级过程中应注意:
(1) 在安装工程软件前, 应先根据工程组态文件里的配置将新HMI电脑名称和工作组改成与旧HMI一致。安装Cimplicity时, 软件集成的数据采集服务器会自动记录当前电脑名称, 如果当前电脑名称与工程名称不一致, 将导致编译错误。
(2) 在配置网络Teaming时, 应选则Teaming的工作模式为SFT模式, 否则不能实现网络冗余功能。
(3) 下载HMI配置文件时, 应检查核对HMI组态文件配置里工程文件、报警记录、历史存储记录文件的存储路径必须与HMI电脑一致, 否则编译时报错无法下载配置, 或者运行HMI工程后, 相关历史、报警记录不能自动记录。
(4) 在工程运行后, 若画面数据不能刷新, 可以检查XP系统服务里DA Server服务是否已经正常启用, 如果没有运行, 手动启动该项服务并设定为自动运行, 检查EGD Server服务是否已经禁用, 手动禁用该项服务, 并重新运行工程。
(5) 只有Intel网卡具备Teaming功能, 由于前期购买网卡为D-link公司产品, 不具备此功能, 在安装新HMI前需要将HMI上的Intel网卡拆装到新HMI上使用。
