前言
四川瀘天化（集團）有限公司電廠60年代初由我院設計，裝有4臺共74MW燃燒天然氣發電機。后因發電成本太高，2000年拆除2臺25MW發電機，現剩2臺12MW發電機接于電廠主6kVI段母線，平時單臺運行帶少量有功負荷同時作全公司無功補償并兼作公司重要負荷保安電源。
電廠現有2臺三卷有載調壓主變（容量40MVA、變比110／35／6kV）。高壓側采用擴大單元接線經1回110kV線路接入川南110kV電網；35kV側為單母線接線，一回出線供公司下屬分廠負荷；6kV側分為主6kV（0、I、Ⅱ段）和廠用6kV（5、6、7段）兩部分，其中主6kV采用雙母線單分段接線對公司下屬各分廠14個6kV配電站供電。
目前公司電能90％由電網供給，電廠實際已可視為川南110kV電網的一個終端變電站，電廠的110／35／6kV配電裝置則已成為瀘天化電能供應中心和控制中心。
瀘天化電廠已運行近40年，其陳舊的設備和落后的控制手段與其在瀘天化公司生產生活中所處的地位極不相稱，因此瀘天化公司提出用有限的資金對瀘天化電廠一些關鍵的電氣一次設備和電氣二次控制系統進行全面技術改造。
1本期電氣一次設備改造
1．1110kV部分
由于瀘天化電廠僅有一回110kV線路與電網相連，不能從根本上保證供電可靠性。本期改造將增設一回110kV線路并與原有110kV線路構成橋形接線方式供電，同時為適應本期電氣五防改造需要，原110kV多油斷路器將更換為SF6斷路器，原手力操作隔離開關更換為電動操作隔離開關及接地開關，110kV電流互感器及電壓互感器也將一并更換。
1．235kV部分
本期改造將新建設35kV配電裝置，采用真空開關柜替換現有開關，同時留有將單母線改造為單母線分段并增加一回35kV出線的可能性。
1．3主6kV部分
本期改造不換主6kV電氣主設備，但為適應電氣五防改造需要，原有斷路輔助觸點將更換（控制，測量及繼電保護設備因年永陳舊也將更換），原有手力操作隔離開關及接地開關的操作手柄和輔助觸點將更換，同時還將增加用于電氣五防的機械連桿和電磁鎖。
主6kV各配電間隔前網門將增加電氣五防電磁鎖。
為解決主6kV母線檢修接地電氣防誤，本期改造為將在主6kV各段電壓互感器間隔增設母線檢修接地刀和電磁鎖，通過電壓互感器間隔前網門及檢修接地刀的雙重電氣聯鎖實現母檢修接地電氣防誤。
主6kV將增設接地變和消弧線圈以及電容無功補償裝置。
1．4廠用電源6kV部分
廠用電源6kV部分擬由原來三段母線改為兩段，原有開關設備換為小車式開關柜，每段將設一個固定母線檢修接地開關柜。
1．5廠用電源380V部分
廠用電源380V部分擬由原來三段母線改為兩段，原來開關設備將更換。本期改造主6kV新增接地變同時兼作廠用電源6kV新增接地補償裝置的接地變同時兼作廠用電源380V備用變。
1．6主變及相鄰設備
#1、#2主變分別于1995年和2000年更新為SFSZ—40000／110三卷有載調壓變壓器，#2主變中性點接地開關及35kV側隔離開關也已更換（但本期需將手力操作機構更換為電動操作機構），#1主變中性點接地開關及35kV側隔離開關本期改造將更換。
2本期電氣二次設備改造
2．1電氣二次設備改造的必要性
瀘天化電廠二次系統設備均為五、六十年代產品，經過三十多年的運行現已超過正常使用壽命年限，加之化工腐蝕性氣體及潮濕環境等各種污染，導致二次設備整體絕緣薄弱，性能下降，電氣事故率逐步升高。據統計僅1990年7月至1997年1月就發生各類電氣事故如下：
（1）由控制開關、接線端子老化引起的故障30次，占總次數比例34．1％；
（2）由控制電纜芯線絕緣下降引起的故障21次，占總次數例23．9％；
（3）由繼電保護及自動裝置內部故障引發的事故27次，占總次婁比例30．7％；
（4）其他（含誤操作）10次，占11．4％；
以上事故統計看出，二次系統引發事故占統計總次數比例88．796，其他10次大部分也是由于沒有很好的防誤硬件措施導致誤操作所造成。這清楚表明，二次系統在安全可靠供電方面是至關重要的。
目前，電廠還存在著不少隱患和缺陷，例如：
（1）直流設備老化，蓄電池壽命超出使用年限；
（2）控制*靠人工操作方式，監視、巡檢量多而廣，記錄煩瑣且隨意性大，實時性差；
（3）二次設備及電纜導線絕緣老化，誤跳閘機率升高；
（4）一些繼電保護配置已合現行規程，許多繼電保護已不滿足可靠性、選擇性、靈敏度要求；
（5）各級電壓系統無完備的備用電源自投；
（6）自動準同期裝置報廢，現存的手動準同期裝置也不能很好地滿足較多同期點同頻合環同期要求；
（7）發電機勵磁系統已不適應發電機所需的深度無功補償調節要求；
（8）故障錄波系統報廢；
（9）低周減載低頻解列技術落后；
（10）缺乏完備的防誤操作閉鎖系統作事故時有發生；誤操作事故時有發生；
綜上所述，有必要對二次系統進行*的技術改造。
2．2本期電氣二次設備改造范圍
根據瀘天化（集團）有限公司合同委托，本期電氣二次系統改造范圍如下：
（1）直流蓄電池及直流設備更換，直流電纜更換；
（2）發電機勵磁系統更換；
（3）110kV線路保護更換；
（4）發電機保護更換；
（5）所有電氣二次設備的控制、測量、信號由常規方式更換為計算機監控方式并考慮與下級變電站和上級調度中心以及公司計算機管理系統接口；
（6）更換自動準同期裝置及手動準同期裝置；
（7）增設完備的備用電源自投；
（8）35kV配電裝置控制、測量、信號及繼電保護設備隨開關柜一并更換；
（9）本次改造保留的主6kV開關就地控制。測量、信號及繼電保護設備更換；
（10）廠用6kV開關柜設計；
（11）廠用380V進每及分段開關柜設計；
（12）主6kV接地補償裝置的二次線設計；
（13）發電機AVR、主變有載調壓及無功償電容投切的協調配合；
（14）低周減頻解列裝置更換；
（15）故障錄波裝置更換；
（16）增設完備的遠動通訊；
（17）各級電壓配電裝置電氣五防的全面完善；
（18）本次改造擬更換的電氣一設備配套的二次線設計；
2．3本期電氣二次設備改造總體目標
根據公司要求，本次改造的目的是提高運行可靠性和自動化水平，減少運行人員勞動強度，使瀘天化電廠真正成為全公司現代化管理的能源控制中心。經協商，本期電氣二次設備改造總體目標如下：
（1）通過技術改造，實現電廠電氣二次系統“功能綜合化、結構微機化、操作監視屏幕化、運行管理智能化”；
（2）控制操作以智能控制為主、人工控制為輔，使電廠成為監控、測量、信號、保護、自動裝置等采用綜合自動化技術的少人值守站；
（3）形成全公司以電廠為主的能源監視、控制中心。在電廠范圍內采集所有所需信息（包括部分熱工自動人信息），同時接收下級配電站信息，實現全公司電氣系統中監視及遠方控制；
（4）利用電廠微機監控系統大型數據庫，與公司總調和公司計算機管理信息系統接口，提供現場實時和歷史數據，接受公司調度命令，并能與上級電網調度系統互信息以實現遙信、遙測、遙控、遙調。
2．4本期電氣二次改造具體設想
本期改造設計開展前和進行中，我們就改造總體目標及具體方案等問題多次與公司有關領導和技術人員交換意見。公司除了明確提出整個方案技術上應可靠、*、成熟的要求外，還反復強調本期改造不能造成整個公司長時間停電以影響化工生產，也就是就所有技術方案還應充分考慮分步實施以及每步實施所要求的停電時間應盡可能短的可操作性。
仔細研究這些要求并反復比選適合的設備后，我們提出本期電氣二次系統改造具體設想如下：
2．4．1直流系統
采用免維護型閥控鉛酸蓄電池替換現有蓄電池。這種蓄電池臥放，集成組件架式安裝并由工廠成套蓄電池連接及所有安裝附件，占地面積小，加之在出廠前灌酸液并完成所有性能試驗，到現場后很快投入使用。
采用新型高頻開關電源替換現有充電裝置。
通過增大蓄電池容量并設置硅降壓裝置方案來滿足主6kV大電流合閘（244A）沖擊負荷要求，以便取消原有端電池及端電池調整器。
以配有完備的直流系統電壓及絕緣異常監測裝置（可測出具體接地饋線）和蓄電池性能異常監測裝置的新型直流屏替換直流屏。
直流充電裝裝置及監測裝置均可與微機監控系統通信接口。
蓄電池放置于主控制樓Om主控盤室內，新直流裝置屏布置于控制室。
2．4．2UPS
本期改造將增加微機監控系統、微機式發電機保護、微機式線路保護、微機式發電機勵磁系統、微機式故障錄波屏等需要采用交流不間斷切換電源（簡稱UPS）供電的設備，此外下一步電廠熱工改造也可能增加微機式智能設備也需要采用UPS供電，故本期改造擬增設UPS系統，UPS可與微機監控系統通信接口。
UPS不帶蓄電池，UPS設備布置于主控制室。
2．4．3發電機勵磁
發電機勵磁現為相復勵，配有ZLQ—70TH交流勵磁機及KFD—3型電壓調整裝置，全廠還配備一臺備用直流勵磁機。
本期改造將換為自并勵靜態勵磁系統，取消原有交流勵磁機及備用直流勵磁機。
自并勵靜態勵磁系統從發電機機端勵磁變壓器取得勵磁電源，采用雙通道數字式AVR調控可控硅整流裝置，具有響應速度快和滅磁性能好等特點開可與微機監控系統通信接口，可以很好地實現與整個動力廠電壓—無功控制的配合以適應所需的發電機深度無功補償調節要求。為縮短電纜并減少新設備布置的土建改造工作量，擬將自并勵靜態勵磁系統勵磁變（組屏按裝）及AVR等設備屏布置于發電機運轉層。
2．4．4繼電保護
2．4．4．1主設備保護
（1）主變保護
電廠于2000年實施主變壓器保護改造，現已換型為南瑞LFP—941A微機保護并投運，本期改造主要考慮與本期改造設備接口。
（2）110kV保護
電廠于2000年定購一套南瑞LFP—941A微機保護（但尚未實施改造），本期改造再定購一套同型保護并實現相關二次改造，同時考慮與本期改造設備接口。
（3）發電機保護
發電機保護根據（電力裝置的繼電保護及自動裝置設計規范》（GB50062—92）配置。發電機保護選型擬采用微機式發電機成套保護，保護能與微機監控系統接口，保護出口經硬接線直接動作于相關斷路器。
以上主設備保護屏均布置于主控制室。
2．4．4．23SkV配電裝置保護
35kV配電裝置將新換開關柜，35kV繼電保護及二次設備隨新開關柜一并供貨。各類開關柜采用集繼電保護、實時測量、控制防跳、低周減載及重合閘等多種功能于一體并能與微機監控系統通信接口的綜合自動化裝置，分別具有如下保護功能：
（1）35kV線路保護
復合電壓閉鎖電流速斷
復合電壓閉鎖帶時限過電流
零序電壓閉鎖零序過流
三相一次重合閘
重合閘后加速
快速母線保護
（2）35kV進線保護
35kV進線開關同時又是主變35kV側斷路器，保護已納入主變保護整體，但考慮到監控一體化及35kV母線保護需要，仍采用與35kV線路同樣的綜合自動化裝置，只是保護功能中僅保留快速母線保護（其余關閉）。
（3）35kV母線保護
利用35kV線路及35kV進線綜合自動化裝置中的快速母線保護功能構成35kV母線保護，不另專設35kV母線保護。35kV線保護動作將閉鎖35kV備用電源自投。
2．4．4．2主6kV配電裝置保護
主6kV配電裝置不換開關，新換的繼電保護及二次設備隨每個間隔新設的動力控制箱（動力控制箱布置于原端子箱位置）一并供貨。各類主6kV開關保護采用集繼電保護、實時測量、控制防跳、低周減載等多種功能于一體并能與微機監控系統通信接口的綜合自動化裝置，分別具有如下保護功能：
（1）主6kV配電站饋線保護
復合電壓閉鎖電流速斷
復合電壓閉鎖帶時限過電流
零序電壓閉鎖零序過流
快速母線保護
由于6kV饋線斷路器遮斷容量不夠，復合電壓閉鎖電流速斷保護應單獨出口閉鎖本饋線開關跳閘同時起動主6kV進線開關跳閘。
（2）主6kV進線保護
6kV進線開關同時又是主變6kV側斷路器，保護已納入主變保護整體，但考慮到監控一體化及6kV母線保護需要，仍采用與6kV配電站饋線同樣的綜合自動化裝置，只是保護功能中僅保留快速母線保護（其余關閉）。
（3）主6kV分段保護
采用與6kV配電站饋線同樣的綜合自動化裝置，只是保護功能中僅保留復合電壓閉鎖帶時限過電流及快速母線保護（其余關閉）。
（4）主6kV接地變保護
本期改造利用主6kV原有空間隔（原有開關）增設用于6kV系統接地補償消弧線圈的接地變壓器，考慮采用微機式變壓器綜合自化裝置，具有如下保護：
高壓側電流速斷
高壓側帶時限電流
高壓側不平衡
高壓側零序過流（只投信號）
本體保護
快速母保護
由于6kV斷路器遮斷容量不夠，復合電壓閉鎖電流速斷保護應單獨出口閉鎖本饋線開關跳閘同時起動主6kV進線開關跳閘。
（5）主6kV靜補電容保護
本期改造利用主6kY原有空間隔（新換斷路器）增設并聯靜止補償電容器組，考慮采用微機式電容器綜合自動化裝置，具有如下保護：
電流速斷
帶時限過電流
不平衡電流
不平衡電壓
過電壓
欠電壓
零序過流
（6）主6kV廠用電源饋線保護主6kV廠用電源饋線裝設與主6kV配電站饋線同樣的保護（關閉低周減載）。
由于6kV饋線開關遮斷容量不夠，復合電壓閉鎖電流速斷保護應音獨出口閉鎖本饋線開關跳閘同時起動主6kV進線開關跳閘。
（7）主6kV母線
利用6kV饋線、進線及分段綜合自動化裝置中的快速線線保護功能構成6kV母線保護，不別專設6kV母線保護。
6kV母線保護動作將閉鎖6kV備用電源自投。
2．4．4．3廠用配電裝置保護
廠用6kV及380V配電裝置將新換開關，相關保護按（火力發電廠廠用電設計技術規定》配置，保護裝置與主6kV一致。
2．4．5微機監控系統
本期改造將采用微機監控系統取代原有常規控制、信號及測量系統。
2．4．5．1微機監控系統基本配置
微機監控系統考慮采用全分布開放式系統結構，監控系統主機／操作員站采用雙機冗余配置熱備用，通信主干道采用100M雙以太網。
微機監控系統由間隔層和站控層構成。間隔層和站控層之間經通信網及通信接口相聯。
間隔層由微機監控系統配備的主設備監控單元（如發電機、主變、110kV線路等）和主設備微機保護單元以35kV和6kV就地綜合自動化裝置單元等共同組成。主設備監控單元集中組屏而置于主控制室。
站控層包括主機／操作員工作站、繼保／工程師工作站、微機防誤工作站、GPS對時系統、遠動通信工作站、打印機等。站控層設備布置于控制室。
2．4．5．2微機監控系統主要功能
2．4．5．2．1間隔層
所有的控制、保護、測量、告警信號及遠動信息均在各間隔層單元實施并進行采集、處理成數據號后經通訊網傳輸至站控層。
2．4．5．2站控層
站控層各主要設備功能如下：
（1）主機兼操作員工作站
主機負責數據及網絡管理，操作員工作站負責全站運行。
主機采用雙機配置，主機—熱備用機工作方式，主機故障時熱備用機自升格為主機工作。
操作員工作站設置兩套微機監控鍵盤、鼠標／21彩顯人機界面，可在操作員工作站對電廠電氣設備實施運行監視、操作控制（包括所有斷路器合分閘；發電機有功調節；發電機AVR控制，主變有載調壓分接頭調節，6kV無功補償進行投切以及整個動力廠的無功補償聯調；備用電源慢速自投；低周減載低頻解列等）、電氣測量計算、實時畫面報表記錄和文件的生成修改及打印、聲光信號報警、實時數據庫存儲及歷史數據庫修改、系統時鐘管理等。
（2）繼保／工程師站
繼保／工程師站完成各套微機保護的功能組態及維護，進行繼電保護程序修改和開發、繼電保護數據庫參數及參數結構修改、繼電保護數據庫參數據及參數據結構修改、繼電保護定值查詢和修改以及繼電保護的遠方診斷等。
（3）微機防誤工作站
微機防誤工作站是一套獨立的微機五防閉鎖微機裝置，包括一臺計算機、鍵盤、鼠標、21”彩顯、電腦鑰匙、編碼鎖具、打印機等。
微機防誤工作站存有各設設備操作閉鎖邏輯并通過與主機／操作工作站通信接口獲得全面的現場信息，可實現遠方電氣五防操作閉鎖，能進行各種操作閉鎖仿真培訓并進行操作票預演。
操作票由微機誤工作站打印機輸出。
（4）遠動通信工作站
微機監控系統設置兩套遠動通信工作站負責與遠方調度以及下級配電站和公司調度管理中心的通信接口，同時向地調及總公司調度中心發送信息，并接受來自地調及總公司調度中心的遠程控制、遙調命令，實現調度自動化。
遠動通信工作站雙機互冗余和備用。
（5）衛星時鐘接收系統GPS
標準時鐘信息由衛星時鐘收系統GPS接收并經GPS時鐘脈沖擴展器將脈沖同步信號擴展，用于眾多微機繼電保護及站控層控制的時鐘同步。
2．4．6二次接線及自動裝置
2．4．6．1控制方式
本期改造將取消原有常規控制屏實現以微機控制為主就地控制為輔的二級控制。
*級控制在主控制室主機/操作員工作站進行。正常情況下，所有控制、監視、測量和報警功能均在此完成，通過屏幕顯示設備運行情況，通過鍵鼠標人機會話進行操作。
第二級控制由裝于各間隔層監控單元的手動控制開關完成。這種方式為后備手段，用于微機監按期系統癱瘓的情況下以及本期改造分步實施過程中操作斷路器。
兩級控制通過裝于各間隔層監控單元的切換開關切換，第二級手動控制為強制方式，一旦實施，*級控制的合閘指令不再有效。
發電機有功調節通過微機監控系統硬接線控制汽機主閥伺服電動機實施。
由于汽機控制本期未同步改造故仍保留發電機—汽輪機指揮信號，即微機監控系統將調節指令同時轉化為空接點經電纜連至汽機控制屏指揮信號光定牌，汽機控制屏返回信號經電纜連至微機監按系統轉化為并幕顯示，汽機制屏上發電機緊急停機按鈕經電纜直接連至發電機斷路器分閘回路。
發電機電壓及無功調節由微機監控系統與發電機微機式AVR通信接口實施。
2．4．6．2監測方式
由于微機監控系統具有位置狀態畫面顯示、聲光報警、事故記錄分析、趨勢分析及自動打印等功能，大量的電氣顯示、開關位置狀態及告警由高分辨率的CRT屏幕閃光、文字提示及不同音響或語言報警裝置替代，本期改造將取消主控制室原有常規紅綠燈位置信號、閃光信號、中央信號系統及光字排信號。
由于微機監控系統具有模擬量的采集與處理（包括所有電氣量及部分非電氣量，如變壓器溫度，主蒸汽氣壓、流量、溫度、天然氣壓力等）功能，能在屏幕上實時在線監測各種電氣量與非電氣量，能定時和越限打印制表，在各間隔層監控單元也有數字顯示，可以觀察到每一回路的各種電氣參數，本期改造將取消原有常測表計。
為保證計量考核精度，在110kV線路、35kV線路以及6kV配電站饋線等處單獨設置有功能無功脈沖電度表，并將脈沖信息送人微機監控系統監測記錄打印。
2．4．6．3同期
自動準同期點有發電機斷路器、主6kV進線及分段斷路器，手動準同期包括自動準同期點以及需要先合后斷相繼切換的斷路器。
本期改造新設微機式自動準同期及手動準同期裝置并與微機監控系統通信接口。
自動準同期通過硬接線控制汽機主閥伺服電動機調節頻并通過硬接線控制發電機AVR調節電壓。
手動準同期既可通過微機監控系統控制汽機主閥伺服電動機調節頻率和控制發電機AVR調節電壓作為自動準同期的后備手段，也可設置捕捉同期實現非自動準同期點的差頻或同頻合閘。
同期過程可通過微機監控屏顯示，原有常規同期系統取消。
2．4．6．4電氣五防
本期改造將由微機防誤工作站以及改造后的現場電氣防誤操作閉鎖兩種手段共同實現各種電壓等級的斷路器、隔離開關、接地刀閘操作以及配電裝置間隔網門進入等電氣五防閉鎖。
2．4．6．5備用電源自投
各電壓等級備用電源自投將由微機監控系統經低電壓判據實施慢速切換。
備用電源自投按電壓等級從高到低實現順序自投，若高電壓等級備用電源自投成功則閉鎖低電壓等級備用電源自投。
主變保護動作將閉鎖110kV備手電源自投；35kV母線保護動作將閉鎖35kV備用電源自投；6kV母線保護動作將閉鎖6kV備用電源自投。
2．4．6．6低周減載及低頻解列
低周減載點為主6kV配電站饋線。低周減載考慮兩級頻率和時間，*級由6kV饋線綜合化自動化裝置實施，第二級由微機監控系統實施。
低頻解列點為主變110／3576kV三側任選。低頻解列考慮兩級頻率和時間，均由微機監控系統實施。
低周減載和低頻解列的頻率和時間可根據需要整定。低頻解列后由發電機帶公司重要負荷。
2.4．6．7故障錄波
為獨立準確分析電氣故障，擬設微機式故障錄波屏對110kV線路、主變、發電機以及各級電壓母線的重要模擬量和開關量錄波。
2．4．6．86kV接地補償
6kV接地補償接地變及消弧線圈自帶消弧線圈分接頭調整器能根據補償需求自動調節，同時微機監控系統也可對分接頭實施遠方調節控制。
2．4．6．9無功補償
本期改造主6kV將新增無功補償電容器組，微機監控系統將根據補償需求對發電機AVR、主變有載調壓分接頭以及無功補償電容組斷路器投切實施遠方聯合調節控制。
2．4．7實施步驟
根據以上技術方案設想加之將來公司精心組織，我們認為很有希望達到公司關于“分步實施以及每步實施所要求的停電時間應盡可能短’’的要求。具體實施步驟建議如下：
（1）直流系統先裝新設備，逐一替換直流饋線電纜，zui后拆除原有直流系統設備及電纜；
（2）UPS屬新裝，可根據需要隨時進行；
（3）發電機平時只運行一臺，可分臺進行勵磁系統及繼電保護更換；
（4）110kV二次改造可隨一次設備更換一并進行；
（5）35kV配電裝置先建后拆，二次設備隨新開關柜一并實施；
（6）主6kV配電裝置可隨各間隔計劃檢修停電對開關輔助接點、現場五防改造及二次設備改造一并進行。二次設備改造由于新換就地控制箱可很快投用就地控制，再擇機進行與微機監控系統通信接口聯調，不會造成長時間停電；
（7）主控制室改造可按設計規劃先安裝屏位處新建屏，再逐步拆除取消屏進而逐步安裝余下新建屏，zui后拆除所有擬取消屏臺后再進行主控制室房間分隔及適當裝修；
（8）主控制室電纜過渡，由于采用微機監控系統進入主控制電纜大大減少，新增或新換電纜可考慮適當多留一定長度沿電纜夾層墻邊先敷設至本期新建屏，待拆除原有電纜后再按規劃通道就位。
結束語
我們認為以上方案技術上是*成熟的，現場實施也是切實可行的，加上本期改造電氣二次部分初步估算約需400萬元人民幣，以不大的代價換來瀘天化電廠更加可靠的供電，使公司化工安全生產可靠性得到大提高，應該說是一項非常有效和較為值得的技術改造投資。
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