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*****电力股份有限公司发电分公司***电站综合自动化改造施工方案公司批准：审定：审核：分公司批准：审核：校核：编写：二○一四年九月目录1.项目概述........................................................................................................-1-1.1项目地址......................................................................................................-1-1.2项目现状...................................................................................................-1-1.3项目改造的必要性......................................................................................-3-1.4改造的目的...............................................................................................-4-2自动化改造的范围......................................................................................-4-3.编制依据.........................................................................................................-5-4.工期安排及进度控制.....................................................................................-6-4.1工期安排......................................................................................................-6-4.2进度控制...................................................................................................-6-4.3工程进度控制横道图...............................................................................-8-5.组织措施.........................................................................................................-9-6.质量保证措施.................................................................................................-9-7.安全措施.......................................................................................................-11-******电力股份有限公司发电分公司***电站综合自动化改造施工方案-1-*****水电站综合自动化改造施工方案1.项目概述1.1项目地址****电站始建于1978年，距离***市城南10km，发电机层海拔高程为269.692m，总装机5台混流式机组共16MW（5*3.2MW），发电机额定电压：6.3kV。现有2台主变（#1主变容量12500kVA，其变比38500/6300、#2主变容量8000kVA，其变比38500/6300），35KV出线四回。工程所在地区地震基本烈度为Ⅵ度；年平均气温18.43℃；1.2项目现状目前，****水电站存在着设备运行方式落后、陈旧、安全性能较差，且设备老化，可靠程度低；目前使用的常规继电器控制、监视及保护系统和自动化元件在投入运行数十年后，现在已远落后于现代电厂自动化运行标准的要求，并且常规控制保护系统中的较多元器件因产品的更新换代或停产给电厂的正常运行维护造成困难。1.2.1水轮机部分水轮机技术数据表：编号机组主要参数机组型号1设计水头（米）21.4#1～＃４机HL240-LH-1805#机HLA396－LH－1882设计流量（米3/秒）18.53额定转速（转/分）187.54额定出力（千瓦）33705飞逸转速（转/分）4706水推力（吨）291.2.2辅机部分1.2.2.1气系统***电站的低压气系统机械部分已于2014年上半年改造完毕，目前采用的两台螺杆式低压气机（≥3.0m3/min，1.0Mpa）与一台低压气罐（2m3，1.0Mpa）及其相关的管路组成，中压气系统因涉及油压装置改造，目前仍按原有的方式运行，控制系统采用继电器控制方式，现在基本上只能采用手动方式。******电力股份有限公司发电分公司***电站综合自动化改造施工方案-2-1.2.2.2水系统***站水系统采用蜗壳取水和水厂供水。供水系统的主要对象是：发电机推力轴承和上导轴承的冷却水；消防用水；空气压缩机的冷却水；排水泵的充水；检修及生活用水。河道原水水质好时采用蜗壳取水，经滤水器与电站蜗壳取水总管相连；河道原水水质差时，启用水厂对水质进行净化，清水经水泵送往厂房内的机组清水供水总管。1.2.2.3油系统***电站油系统由调速器、主阀油压装置和机组油轴承组成。***电站油压装置采用双螺杆泵，油泵采用电接点压力表和电磁式继电器进行控制。油槽油位采用玻璃液位计，未设置油位自动报警回路，采用浮子信号装置监视各导轴承油槽油位。1.2.2.4电气二次***电站电气继电保护及自动化全部采用常规电磁式元器件，分别安装于中控室、发电机机旁屏盘内。继电器基本采用屏面凸出安装方式，屏后为开启式，没有防尘、安全防护设施。由于电气二次设备均采用常规老式电磁式模拟设备，因此电站自动化水平低压，不能实现综合自动化、智能化，劳动生产率低下，运行管理成本较高，并且模拟设备能耗高、采购周期长、难度大，检修费用高，动作灵敏性、可靠性、选择性、速动性较差。1.2.2.5自动化部分***电站机组、线路、变压器自动化采用常规电磁式元器件，实现机组的开停机、自动控制、故障报警、事故停机，发电机、线路同期操作，各断路器分、合闸控制，线路自动重合闸，水机辅助系统的自动控制等功能。中控室设常规继电器控制台，完成机组远方开、停机及同期操作及信号监视，各断路器的分、合闸控制。机旁设机组测温屏一面，励磁屏两面，励磁屏于2012年改造更换。机旁屏三面，从左至右依次为机组测温屏、励磁屏。1.2.2.6继电保护部分***电站发电机、主变、35KV线路采用常规电磁式保护。继电保护装置均为机组投运时安装的常规继电器保护装置。由于各保护装置继电器多，接线复杂，******电力股份有限公司发电分公司***电站综合自动化改造施工方案-3-运行数几十年后，各继电器和接线已严重老化，继电器运行中电磁振动声大、损耗高发热量大，可靠性、灵敏性、选择性、速动性差，已无法保证电站及电网的安全稳定运行。各保护装置每年定期校检，校验项目、内容较多，以至停电时间长，工作效率低。大多数继电器的部件逐渐老化，需要修复或多次的调试才能满足要求，增加了检修维护的工作量，而且在运行中也不能完全保证动作的可靠性。保护误动、拒动的现象时有发生，不能保证电厂的安全、可靠和稳定运行。1.2.2.7辅机控制部分***电站内主要有调速器油压装置、中、低压空压机、机组技术供水等辅机控制，采用常规继电器控制。辅机控制装置的控制都是由检测元件和空气开关、操作开关、继电器、接触器等构成的常规控制，接线点多，工作环境潮湿，检测元件可靠性很差，且大多已经损坏、拆除无法正常工作，继电器、接触器接点容易烧坏、寿命低，继电器灵敏度低，可靠性差。因而自动装置故障率高、维护工作量大。1.2.2.8直流电源部分***电站的直流电源采用早期国产高频开关电源，蓄电池容量100Ah。直流电源运行时间较长，装置功能不完善，电气元件老化，运行故障率高，运行可靠性低，蓄电池逐步老化，容量下降、内阻增大，装置没有相应的通信接口，不能与外界实现通信。1.2.2.9闸门部分***电站有进水口闸门5孔，采用卷扬式启闭机，现地手动控制。泄洪闸门2扇，采用现地手动控制。泄洪检修闸门1扇。1.3项目改造的必要性1.3.1新的规程、规范及国网反措的要求根据新的规程、规范及国网公司的反措要求，对于早期建成的电厂有必要进行自动化改造。主要的规程、规范及反措如下：国家电网生[2007]883号“关于印发《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》的通知”国家电网生技[2005]400号“关于印发《国家电网公司十八项电网重大反事******电力股份有限公司发电分公司***电站综合自动化改造施工方案-4-故措施》（试行）的通知”川电通自[2007]5号“关于转发《关于贯彻落实电监会电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案》的通知”1.3.2监控、保护系统改造及自动化元器件部分更换的必要性***电站原有的常规控制、监视及保护系统在现在已远落后于目前电厂自动化标准的要求，并且常规监控系统中的较多元器件因产品的更新换代或停产会给电厂的正常运行维护造成困难。受当时设备制造能力限制，自动化元器件加工及配合精度差，随着运行年限增长，磨损加重，导致漏油、漏水、漏气现象严重，运行极不可靠，影响机组安全操作，运行维护成本极高。1.3.3直流系统改造的必要性原直流系统电池的选择不符合新技术标准的要求。原直流系统已运行时间较长，装置功能不完善，运行故障率高，运行可靠性低。近年来已更换多样备件。全厂的控制、保护系统均使用直流电源，故直流系统的稳定可靠直接影响到电厂的安全运行。1.3.4气、水系统改造的必要性低压气机的缸体、活塞等主要零部件磨损严重，气系统经常不能正常建压，跑、冒、滴、漏现象严重，故障率高，维护工作量大；常规控制，功能单一，不能在线监测气压，无计算机监控系统接口。水系统（包括顶盖排水、检修井、渗漏井等）均为常规电磁式控制，无法在线监视，容易造成如水淹油盆、轴承温度升高等故障。1.4改造的目标按照“无人值班（少人值守）”的原则，进行计算机监控、辅机控制系统及自动化元器件的总体设计和系统配置。电厂能满足调度自动化的要求，机组开、停，功率设定及负荷调整，均能实现远方监控。2自动化改造的范围2.1水机部分******电力股份有限公司发电分公司***电站综合自动化改造施工方案-5-2.1.1对原供排水总管、供排油管、供气管路进行更换为不锈钢材质。（该项目已在2014年上半年施工完毕）2.1.2增设上导冷却水流量开关，顶盖水压变送器、机组冷却水自动控制阀、机组冷却水总管压力变送器。2.1.3原自制、无安全保障的低压、中压储气罐，更换为符合安全规范的气罐，同时配备对应的空压机。（该项目已在2014年上半年施工完毕）2.1.4在原蜗壳取水管路后增设自动滤水器，五台机组设两台滤水器，一主一备,另外增设一根蜗壳取水总管。（该项目已在2014年上半年施工完毕）2.1.5水厂供水：增设一台套离心泵，水泵出口增设流量开关，水厂加压泵站供水管线压力开关，水厂加压泵站供水管线压力变送器。（该项目已在2014年上半年施工完毕）2.2电气二次部分2.2.1常规电磁式信号、监视、控制设备改造，涉及主机、主变、各断路器、隔离开关、