水电站综自改造施工方案

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1、*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o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-*水电站综合自动化改造施工方案1 。项目概述1。1项目地址火*电站始建于1978年距离*火市城南10km发电机层海拔高程为269 692 m,总装机

2、5台混流式机组共16MW （5火3。2MW）,发电机额定电压：6。3 kVo 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18.43C;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

3、.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-185#机HLA39&LH1882设计流量（米3/秒）18o 53额定转速（转/分）187o 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

4、基本上只能采用手动方式。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

5、。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，

6、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， 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、

7、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

8、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1 OOAh。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：

9、国家电网生2007883 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2005400 号“关于印发国家电网公司十八项电网重大反 事故措施（试行）的通知”川电通自20075 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

10、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

11、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

12、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、接地开关、油、水、气系统、进水口闸门、泄洪闸门启闭机等设备的 控制、信号监视。2.2。2 常规电磁式继电保护和自动装置改造,涉及发电机、主变压器

13、、线路保护及400V厂用电备用电源自动投入装置。2。2。3 DC220V直流系统改造。3。编制依据3。1四川*电力股份有限公司研究*水电站综自改造相关事宜的纪要;3.2四川省水利水电勘测设计研究院*电站自动化改造初步设计报告; 3.3*电站的实际运行状况和现场环境；3.4设计院出具的*电站电气二次屏柜布置图;3。5 JB/T 5777.2-2002电力系统二次电路用控制及继电保护屏（柜、台）通用技术条件3.6 JB/T 5777。3-2002 电力系统二次电路用控制及继电保护屏（柜、台）基本试验方法3.7 Q/XJ 20.502004继电器、保护及自动装置通用技术要求3。8 DL/T 5782

14、008水电站计算机监控系统基本技术条件3.9 DL/T 822-2002水电站计算机监控系统试验验收规程3。10 DL/T 50652009水力发电厂计算机监控系统设计规定3.11机械设备安装工程施工及验收通用规范(GB5023198)3.12建筑工程施工全国统一验收标准GB50300-20014. 工期安排及进度控制4.1 工期安排本工程的部分分项项目已全部或部分完成，本次工期安排主要根据四川 *电力股份有限公司研究*水电站综自改造相关事宜的纪要的原则，通 过对项目的梳理，充分考虑发电分公司*电站的实际运行情况，以及经综合分 析涪江水情、汛期防洪、发电效益等因素后,初步将本次工期暂定为：20

15、14年9 月1 2日起至20 1 5年2月1 5日结束;具体的时间的节点根据公司的统一要求作相 应的调整，工期包括(除国庆节、元旦、春节外)双休日在内共计147天.其中 工程前期准备43天，主体工程施工期105天.4.2 进度控制表一:工期综合控制表工期 分类编 号项目内容时间安排备注1直流系统更换该项目已完成2人员分工及工器具的准备2014年9月1213日3电缆清册及审核2014 年 9 月 1416 日前期 准备4厂用屏两端立服务器、网络柜2014年9月17日5敷设直流、交流、控制信号等电缆2014年9月17日起9月底完成敷设量80%；1上位机子站平台建设2完善电缆敷设工作2014年10月731日3机组测温屏改接主体