水电站综自改造施工方案.docx

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水电站综自改造施工方案

*****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

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-

1.3.2监控、保护系统改造及自动化元器件部分更换的必要性-4-

1.3.3直流系统改造的必要性-4-

1.3.4气、水系统改造的必要性-4-

1.4　改造的目标-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

****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-180　　　　5#机HLA396－LH－188

2

设计流量（米3/秒）

18.5

3

额定转速（转/分）

187.5

4

额定出力（千瓦）

3370

5

飞逸转速（转/分）

470

6

水推力（吨）

29

1.2.2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。

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，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

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、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、线路保护及400V厂用电备用电源自动投入装置。

2.2.3DC220V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；

3.5JB/T5777.2-2002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

3.6JB/T5777.3-2002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

3.7Q/XJ20.50-2004继电器、保护及自动装置通用技术要求

3.8DL/T578-2008水电站计算机监控系统基本技术条件

3.9DL/T822-2002水电站计算机监控系统试验验收规程

3.10DL/T5065-2009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》（GB50231-98）

3.12《建筑工程施工全国统一验收标准》GB50300-2001

4.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：

2014年9月12日起至2015年2月15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

前期准备

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12～13日

3

电缆清册及审核

2014年9月14～16日

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

2014年10月7～31日

2

完善电缆敷设工作

3

机组测温屏改接

主体工程施工阶段

1

＃１机监控、保护、调速器改造

2014年11月1～13日

2

＃2机监控、保护、调速器改造

2014年11月14～26日

3

＃3机监控、保护、调速器改造

2014年11月26～12月9日

4

＃4机监控、保护、调速器改造

2014年12月9～21日

主体工程施工阶段

5

＃5机监控、保护、调速器改造

时间与Ａ级检修同步

Ａ级检修同步实施

6

清理中控室同期及控制、信号接线

2014年12月26～29日

可提前到与第二步一同实施

7

对控制小母线线路进行改接

8

拆出控制室5台机组旧屏

2014年12月30～31日

9

中控室公共LCU、线路、主变、UPS电源屏按设计顺序就位

2015年1月03～09日

10

进行中控室子站相关工作

机组改造时可进行

11

主变、线路进行监控、保护改造

2015年1月10～23日

根据实际状况进行完善、消缺

12

撤除中控室“中央信号、主变、线路”前后屏

2015年1月24～26日

13

安装光传数据、五防电源、保信、调度数据网屏

2015年1月27～29日

14

厂家调试

2015年1月30～31日

调试阶段

1

现地全面试运行、完善、培训

2015年2月1～14日

2

集控站试运行

运行阶段

1

***投入集控运行阶段

2015年2月15日起

工程收尾

1

静电地板安装

2

资料收集、整理，内部验收

2015年2月15日～3月15日

4.3　工程进度控制横道图

5.组织措施

为了保证发电分公司***电站综自改造改造工程的顺利进行，加强安装安全、技术、质量等方面的管理；确保安全、高效、优质地完成本项工程。

发电分公司依据2014年5月19日《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》的要求，成立改造工程领导小组，全面负责工程的指挥，协调等工作。

5.1、项目现场总协调：

黄炜

负责***水电站综合自动化改造工作的现场协调、指挥、监督、考核。

5.2、***水电站自动化改造工作推进小组成员名单

5.3、***水电站自动化改造工作小组职责

负责编制分公司***水电站自动化改造工作计划并负责改造工作的进度、质量、安全等；负责联系设备制造厂、设计院、安装单位、运行等；负责与公司生技部等相关部门就***水电站自动化改造实施的联系和协调工作，并适时召开协调联系会；负责与物资分公司的联系和协调，确保物资供应的及时、准确性；负责定期编写分公司***水电站自动化改造的工作简报，适时通报工作情况；负责分公司***水电站自动化综合改造相关技术资料的收集、整理和归档工作；负责***水电站综合自动化改造后运行人员培训和设备操作规程编制的组织工作等。

改造完毕后成果整理工作。

5.4、***水电站综合自动化改造工作小组成员与工作班成员的主要职责

6.质量保证措施

6.1.根据标准规范及厂家的安装说明要求，编写施工方案或作业指导文件，并按规定报批后实施。

6.2.在施工前由施工技术人员向全体参加施工作业的施工人员进行技术交底，并做好交底纪录被查。

6.3.工程施工所需要的各种记录、质量检验及质量评定等表格准备齐全。

6.4.所使用的施工机具应能满足施工工艺要求，并保持完好。

量具精度符合规范要求，并在计量部门检定合格的有效期内，保证有足够的工序能力。

6.5新屏柜就位安装，在搬动排放时应有防倾倒措施。

调整其位置，使远动通信屏的四个面的水平度及垂直度误差应小于每米1.5mm。

调整各屏柜位置使其正面与其它屏体的正面在同一平面上，按部颁规范要求屏柜的垂直度误差应小于每米1.5mm,成列柜顶水平度误差不大于5mm，成列柜面水平度误差小于5mm，柜间接缝小于2mm。

如达不到要求可在柜底垫上垫块,但要求垫块不得超过三块,垫块不得有松动。

屏体的各安装要求满足后，用连柜螺栓将柜体与相邻的柜体连接紧固，并用螺栓将柜体与基础槽钢连接固定牢固。

6.6电缆敷设：

敷设控制电缆的组织者、指挥者应有周密计划，对电缆型号、电压规格进行复查是否符合电缆清册要求。

电缆敷设时应尽量避免交叉，不同单元的电缆应尽量分开，电缆在支架上由上至下的敷设顺序：

从高压至低压的电力电缆，从强电至弱电的控制电缆、信号电缆和通信电缆。

施放电缆的带头人要清楚各设备的具体位置。

负责放电缆的人要注意检查电缆是否有损伤。

电缆在屏的一端决定位置并留有足够的长度后，由该端向另一端在支架上整理排列。

确定另一端长度截断，立即挂牌。

电缆转弯处弯曲半径不得小于该电缆直径的10倍。

屏间电缆应统一排列在电缆层最上层支架上。

屏上的电缆固定既要考虑该电缆在端子排上接线位置，又要考虑减少交叉排列整齐。

电缆施放时要作绝缘检查。

6.7控制电缆头制作：

电缆在屏、箱内固定后，一律在固定卡上端剥去聚氯乙烯护套和钢铠。

钢铠与内衬层距离统一定为50mm，剥去内衬层。

电缆作头后要对电缆芯进行屏蔽层对芯线摇绝缘，并经过1000伏耐压后方可接线。

电缆芯以每条电缆为单位拉直、排列、扎紧、不准多条电缆扎在一起。

电缆备用芯应分上、下留用，并有足够的长度。

6.8接、配线工艺：

执行《二次回路结线施工及验收规范》的GB50171-92标准。

6.9按照ISO9002质量管理体系标准进行，实行工序跟踪检查，切实做到施工中的每一道工序始终处于受控状态。

6.10对已安装就位的设备，应做好防护和保护措施，保证设备不被损伤或破坏。

现场做到工完料净场地清。

7.安全措施

7.1各控制屏柜安装就位

序号

危险点

防范措施

1

在运行盘附近电焊、用电钻打眼或进行重锤敲击作业，由于振动过大，造成保护装置出口继电器接点抖动，开关误动作。

加强现场工作危险点、源分析，酌情退出相邻保护开关跳合闸压板后再行工作。

2

抬屏、安装时由于配合不当造成人身伤害。

加强现场工作危险点、源分析，做好劳动保护，确保人身安全。

7.2电缆敷设、接线

完成全站微机自动化系统电缆的敷设，（包括厂用屏至励磁屏、调速器柜、测温油泵控制屏等的电缆，励磁屏至机组LCU柜的电缆，直流屏至机组LCU柜、励磁屏、调速器柜的电缆等，机组LCU柜、主变保护屏、35kV线路保护屏等至网络屏之间的网络线等），同时完成所有新测控装置接线工作，确保电缆能够及时接入。

序号

危险点

防范措施

1

电缆线芯校核错误，造成接线错误

认真校线、查线

2

接线时看错图纸位置，造成接线错误

认真校线、查线

3

在带电设备区敷设电缆用电钻打眼或进行重锤敲击作业时，误碰运行端子，造成人身触电、保护动作等

1.加强现场工作危险点、源分析；

2.做好安全防护措施

3.一人工作，一人监护；

4

掀电缆沟盖由于不小心造成人身伤害。

1.加强现场工作危险点、源分析；

2.做好安全防护措施

7.3UPS接入

将微机自动化系统的各接点机接入UPS电源。

序号

危险点

防范措施

1

UPS回路接线错误，造成UPS故障时监控机或远动机全停；

1.调试时要进行单台UPS停机试验，检查自动化机或远动机应仍有一台运行；

2.调试时要进行UPS交流输入停电，UPS仍能不间断输出试验；

2

UPS交流电源的输入端未接电源避雷器，可能造成UPS遭雷击损坏。

要求UPS交流电源的输入端接电源避雷器。

7.4微机自动化系统后台系统调试

序号

危险点

防范措施

1

在微机自动化系统后台进行数据库修改时，因操作不当造成参数误修改。

1.修改数据库，一定要做好数据备份，以便修改有误时系统及时恢复；

2.系统每次改动都以备份时间为文件名做好数据备份工作；

3.数据库修改应设密码保护功能；

4.除维护人员或厂家人员外，其他人员不得擅自打开系统的数据库进行编辑、修改工作；

2

CT变比整定错误。

加强向量分析和对比测试分析，确保CT变比使用无误。

3

参数修改时修改不彻底，例：

改开关编号只改数据库而未改画面等

改开关编号应进行以下修改：

改数据库、改主接线、细节图、潮流图等各相关画面、改报表、改语音；

4

系统数据在一台机改动后未进行数据同步工作。

系统数据在一台机改动后一定要进行数据同步工作。

5

微机自动化系统因与笔记本电脑、光盘、U盘连接造成病毒带入微机自动化系统。

1.笔记本电脑专机专用，并由专人保管，严禁连接其它网络或存在安全隐患的设备，严禁安装与工作无关的软件或计算机游戏等，安装正版防病毒软件，并定期进行更新；

2.工作中使用的软盘严禁用于其它不能确认其安全性的计算机中；

3.工作中必须使用的光盘软件，如不能确认其安全性，则必须先在安装有最新防病毒软件的专用笔记本电脑中进行病毒检测，确认安全后才能用于实时系统的计算机中；

4.对于厂家技术人员在工作中使用的笔记本电脑要求其做相应的安全措施。

6

微机自动化系统系统软件和应用软件存在安全漏洞造成病毒易侵入微机自动化系统。

1.必须使用正版软件，尤其是用于实时系统的操作系统及数据库软件；

2.在实时系统的相关计算机中安装正版防病毒软件，并定期进行更新；

3.定期对操作系统、系统软件进行备份外，还要求对已公布的严重软件缺陷及时打补丁，消除安全隐患。

7

运用远方诊断功能后没有及时关闭MODEM电源造成黑客、病毒等的攻击。

运用远方诊断功能后应关闭MODEM电源。

7.5微机自动化系统上电

所有测控装置及网络装置均带上交直流电源，网络连接正常，具备微机自动化系统带电调试状态。

序号

危险点

防范措施

1

由于对侧电缆未接线，信号电源合上，造成直流接地。

将信号电缆公共端解开，再将信号电源合上

2

未对装置电源回路进行测试，送电时造成直流短路。

对装置上电前，对装置电源回路进行测试

3

测控装置通讯地址设置错误，导致网络不能正常连接。

检查测控装置及各节点机通讯地址

4

网线制作错误造成网络不能正常连接。

用网线测试工具测量正确

7.6测控装置与后台联调：

各间隔的遥测、遥信、遥控测试及模拟传动。

序号

危险点

防范措施

1

人体静电、频繁插拔插件，易造成插件损坏或接插头松动；

1.调试过程中发现问题先查明原因，不要频繁插拔插件,断开电源后才允许插、拔插件，在插入插件时严禁插错插件的位置；

2.需要插拔插件时，试验人员应采用佩戴人体防静电手环，以确保不会因人体静电而损坏设备。

2

由于设计错误或实际接线错误，造成出口回路不经压板或五防闭锁控制，给今后处理异常或传动做措施时留下事故隐患。

1.做好图纸提前审核工作，不将事故隐患带到现场。

2.加强新投传动工作。

确保所有开关、刀闸遥控出口必须经压板控制。

就地/远方逻辑、五防逻辑、同期功能等都必须认真测试。

3

在对测控装置进行参数查询时，因操作不当造成参数误修改。

1.参数修改应设密码保护功能。

2.查看装置信息时，应在查询状态下进行，以防误修改装置参数；

3.装置通讯地址、线路变比、系统配置、正常运行需要投入的控制软压板等参数应有书面文档保留；

7.8智能装置与微机自动化系统联调：

UPS、直流系统、电度表等智能设备与微机自动化系统通讯网线敷设，与后台进行联调。

序号

危险点

防范措施

1

在直流系统屏后工作时误碰运行设备电源造成直流短路、掉电或人身触电。

1.加强现场工作危险点、源分析；

2.做好安全防护措施；

3.一人工作，一人监护；

2

在UPS屏后工作时误碰运行设备电源造成交流短路、掉电或人身触电。

1.加强现场工作危险点、源分析；

2.做好安全防护措施；

3.一人工作，一人监护；

3

在电度表屏后工作时误