中石化上海高桥分公司动力中心发电厂电气自动化改造构思

赵 森

（上海高桥捷派克石化工程建设有限公司，上海 200137）

1 电气自动化改造的必要性

中石化上海高桥分公司动力中心发电厂现有设备是1988年前后安装投运的，其中各台机炉的DCS控制改造均已完成，而全厂的电气部分却仍然保留着最初的测控模式。日常的开停机、电源控制、状态监测、故障判断及数据分析等工作全靠人为进行，效率不高；同时全厂110kV与35kV母差保护、发电机支接保护、6kV与380V备用电源保护及自切装置皆为1988年安装的电磁型继电器，电气测控屏、声光报警装置（预告信号、事故信号等）的部分备品备件已无法采购；而发变组保护、110kV与35kV线路保护、厂变与外围变保护于1998年至2002年进行微机保护改造，目前该批设备也已运行10年，已进入高桥公司规定的电气关键易损件的预防性更换周期。为动力中心发电厂更安全经济地运行，提高在发电市场的竞争力，打造高桥公司真正安全可靠的动力中心，发电厂电气自动化改造势在必行。

发电厂电气自动化系统，简称EFCS或ECS，是发电厂自动化领域近年来兴起的一个新的热点。发电厂电气自动化系统的功能是以监视控制设备为主,实现数据交换信号反馈为辅助功能的系统，在监控设备过程中，以主接线图、曲线等形式测量设备的数据信息与运行状态，并且可以及时上报设备的警告信号，动作事件异常等情况，这样可以避免危险情况与操作失误的发生。电气自动化系统还能够提供出自动抄表、设备管理、定值管理、故障信息管理、设备在线诊断等，电气自动化系统可以很方便的利用工业以太网和现场总线技术组成网络，从而实现电厂的信息化管理。这样通过网络和后台软件，可以方便实现电气系统的协调控制、故障分析和运行管理，能够大大提高整个发电厂的自动控制水平和运行管理水平。

2 电气自动化改造涉及设备考虑

电气自动化改造的目的是想实现对整个发电厂的一次主设备遥测、遥控、遥信、遥调功能，对二次设备和辅助设备实现远方的控制和管理功能，从而实现对全部的一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警功能，并与保护设备和远方控制中心通信，实现电气系统自动化。为达到次目的，初步构思纳入电气自动化系统改造的主要设备为以下6大单元。

2.1 110kV 配电装置

需要遥测高炼1134、高炼1118、银炼1518、高东1511、高东1512 的三相电流、有功功率和无功功率，110kV 母联开关三相电流，110kV 正、付母线三相电压；遥控上述断路器（包括同期功能）；采集上述断路器及所有闸刀的位置信号，采集上述设备的保护动作信号（包括110kV 母差保护、低周减载保护）。

2.2 35kV 配电装置

需要遥测高煤460、高陶461、高化462、高南463、高沟464、高煤465、高南486、高炼466、东农3874、高炼468、高环901、高环902 的三相电流、有功功率和无功功率，35kV 母联及35kV 旁路开关的三相电流，35kV 正、付母三相电压；遥控上述断路器（包括同期功能）；采集上述断路器及所有闸刀的位置信号，采集上述设备的保护动作信号（包括35kV 母差保护、35kV 小电流接地选线等）。

2.3 发电机变压器（包括励磁机）

需要遥测#4—#8 发电机的三相电流、有功功率、无功功率、定转子电压、频率、励磁机和调节器电压电流，备用励磁机的电流和调节器电压电流，#4和#8 主变110kV 和35kV 侧的三相电流、有功功率、无功功率、温度，#5—#7 主变35kV 侧的三相电流、有功功率、无功功率、温度，厂总变1、3 号厂总变35kV 侧的三相电流、有功功率、无功功率、温度，2 号厂总变110kV 侧的三相电流、有功功率、无功功率、温度；遥控上述主变各侧断路器（包括同期功能）；采集上述主变各断路器及闸刀的位置信号，采集上述发变组、励磁机、调节器、灭磁系统的保护动作信号并能实现相关控制功能。

2.4 高低压厂用电源

需要遥测6kV 四段甲、四段乙、五段、六段、七段、八段进线的单相电流、有功功率、母线电压，6kV 备四段、备五段、备六段、备七段、备八段进线的单相电流、母线电压，380V 四段甲、四段乙、五段、六段、七段、八段进线的单相电流、母线电压，380V 备四段、备五段、备六段、备七段、备八段进线的单相电流、母线电压；遥控上述各断路器；采集上述各断路器的位置信号，采集上述各设备和机4 支接甲、机4 支接乙、机5 支接、机6 支接、机7 支接、机8 支接、厂变4 甲、厂变4 乙、厂变5、厂变6、厂变7、厂变8、厂变01、厂变02 的保护动作信号，同时考虑6kV 和380V 电源的自合闸改为快切并接入自动化系统工作。

2.5 高低压外围电源

需要遥测6kV 空分一段、6kV 空分二段进线的单相电流、母线电压，6kV 空分分段开关的单相电流，380V 化水一段、化水二段、煤场一段、煤场二段、码头一段、码头二段、空分一段、空分二段、空分三段、空分四段、除尘一段、除尘二段、杂用段、井外段、冷作段进线的单相电流、母线电压，化水一/二段分段开关、煤场一/二段分段开关、码头一/二段分段开关、空分一/二段分段开关、空分三/四段分段开关、除尘一/二段分段开关的单相电流；遥控上述各断路器；采集上述各断路器的位置信号，采集上述各设备和化水变1、化水变2、煤场变1、煤场变2、码头变1、码头变2、空分变1、空分变2、空分变3、空分变4、除尘变1、除尘变2、杂用变、井外变、冷作变及相应备用电源自投装置的保护信号。遥测#1、#2、#3 高压消防泵的电流，遥控各设备的断路器。

2.6 直流系统

需要遥测直流母线一段、直流母线二段的电压、电流；采集直流系统的保护动作信号，最好能实现对蓄电池组的在线监测。

3 电气自动化改造初步设想

电气自动化改造考虑新上一套ECS系统，采用集中控制方式，5台机组共用一个集中控制室，放在原电气主控室。上述所列主要电气设备如：发电机变压器（包括励磁机）、110kV配电装置、35kV配电装置及高低压厂用电源、高低压外围电源、同期系统、直流系统、解列装置等均纳入ECS系统进行监视和控制。ECS系统将代替现有的电气集中控制室内的电气测控柜，替换后达到使全厂电气系统的管理及运行更加安全、稳定、经济的目的。

电气自动化系统采用分层分布式的系统结构。系统分上位机系统层、通信管理层、现场保护测控单元层三层。

3.1 上位机系统层

上位机系统由数据库服务器兼运行工作站和MΙS、SΙS系统网关、操作员站工作及网络设备组成，完成对全厂所有电气系统的模拟量、交流量、开关量、脉冲量、数码量、温度量、保护信息等的数据采集、计算、判别、报警、保护，事件顺序记录（SOE），报表统计，曲线分析，并能根据需要向现场保护测控单元层发布命令实现对电气设备的控制和调节。同时要求此系统的高级应用软件可对电厂进行优化控制、设备管理，运行管理、定值管理。系统最好采用100M双以太网体系结构，各节点机功能相对独立。初步构想此系统主要硬件和功能配置要求如下：

1）配置两台数据库服务器。采用两台服务器作为数据库服务器冗余工作，单个硬件故障不会引起任何实时数据丢失和基本功能失效。数据库服务器实现全厂数据的采集、处理、记录，报表等SCADA功能，是整个自动化系统的核心，担负着自动化系统的主要任务，它将采集来的数据进行各种处理，建立相应的实时数据库和历史数据库，经网络响应各工作站的各种服务请求，并接收和响应操作员工作站的各类操作命令，通过光纤总线同各功能子站进行数据通信，将各子站采集的实时信息处理后，送往工作站，并接收GPS的对时，并同各种智能装置进行数据通信，同时也把实时信息送往调度系统。

2）配置1台工程师工作站，供运行维护技术人员进行数据库、界面、报表等修改维护、以及网络监视维护等功能。

3）配置5台操作员工作站。5台操作员工作站作为单元机组的操作平台，分别对5台机组进行监控及运行管理。

3.2 通信管理层

发电厂电气自动化系统共需配置约13台通信管理单元。6kV每段各配置一台，与6kV段及380V段的保护装置、快切等智能设备进行通信。35kV开关站就地继电器室配置1台通信管理机，110kV开关站就地继电器室配置1台通信管理机，电气主控楼继电器室配置1台通信管理机，与继电器室内的智能设备进行通讯。通信管理单元通过以太网交换机接入100M双以太网的ECS系统。

3.3 现场测控层

所有现场的模拟信号、开关量信号、脉冲信号的采集均由现场测控层安装的智能装置完成，通过通信上传至监控系统。

3.4 电气自动化系统组屏设想

1）电厂监控屏1 面，安装在电气主控室继保室（包括：主备数据库服务器、显示器）。

2）工程师站放在电气主控室。

3）在35kV 开关站就地继电器室的交换机和1台通信管理机可安装在相应的柜内。

4）在电气主控楼继电器室的交换机和1 台通信管理机可安装在相应的柜内。

5）6kV 和380V 交换机和1 台通信管理机可安装在相应的开关室内，而相关设备的测控单元均放就地开关柜内。

4 电气自动化改造难点思考与分析

1）动力中心原设备过于陈旧，许多电气一次设备需要改造，工程量非常大

（1）110 kV 母差保护用CT、35 kV 母差保护用CT、发电机和变压器差动保护用CT、高东1511和高东1512 线路差动保护用CT 的性能已不能满足现有差动保护装置的要求，必须结合此次保护改造进行更新。

（2）目前所有隔离开关均无电动机构，不能远程操作。6kV 隔离开关和发电机出口隔离开关均无辅助接点无法进行状态监视，需要加装辅助接点或进行彻底改造，35kV 和110kV 隔离开关辅助接点数量少已基本上用完，需要改造增加辅助接点。

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（3）110kV 线路计量PT、35 kV 线路计量PT、发电机计量PT 已经不满足计量精度要求，需要考虑更新。

（4）目前发电机励磁装置均无通信接口，操作控制系统中需要有功和无功的调节功能。这都需要考虑更新一次设备，尤其是机5 和机6 发电机励磁系统，采用的仍是KFD-3 调节器，该产品也是淘汰产品，备品无法采购，不更新根本无法接入自动化系统。

（5）考虑到厂变6kV 系统增加快切装置，由于1#、2#厂总变6kV 侧均未装PT，因此需要加装两组6kV PT。同样道理厂变01、厂变02 380V 侧也需加装PT，由于无备用仓，也需考虑更换开关柜。

（6）厂变6kV 开关室内的保护为早期微机保护，无通信接口，且超过了使用寿命，需要更换，但由于更换综保和增加测控装置必须对开关柜面板进行更换，工作量大，考虑到这些开关柜均为GGΙA型开关柜，为明令淘汰产品，也必须考虑更新，厂变6kV 开关室内新上自动化系统需结合开关柜改造进行，改造工作量非常大。

2）动力中心原二次设备陈旧，几乎所有继电保护装置都需更换，涉及面非常广

（1）全厂设备只有1#、2#厂总变的保护、脱硫6kV 开关室内的保护、空分6kV 开关室内的保护为近年投入的微机保护，原则上可考虑不更换，但测控单元需要增加。其余上百套继电保护均需要改造，几乎涉及全厂所有重要设备，涉及面非常广，施工难度极大。

（2）5#、6#、7#主变压器需要增加倒带微机保护，即发电机停运，变压器作为降压变压器带6kV母线时的保护。

（4）110kV、35kV、6kV、380V 所有压变需增加测控和保护单元。

（5）所有380V 设备保护均无通信借口，需改造，而且原多为断路器自带保护，可能要更新开关。

3）改造涉及许多公用系统，风险非常大

（1）110kV 母差、35kV 母差保护原均为电磁型保护，此次自动化系统改造需将其改为微机保护，改造时设备不可能同时停，一旦接错线或动作试验错误，会导致全厂停电，后果严重。

（2）6kV 电源、380V 母线备用电源自合闸回路，原来是采用厂高备变、厂低备变单向自合闸的方式来实现的，所有母线备用电源的控制回路公用一套回路，接线错误或调试不当，会导致其他母线误失电，容易导致锅炉熄火或发电机跳机，风险很大。

（3）原同期回路是按照典型的集中同期的方式设计的，全厂只有一套准同期回路，各个同期点通过各自控制屏（台）上的同期开关的切换来实现，涉及几乎所有110kV 线路、35kV 线路和发电机组，改造时要做到不影响其他设备，需考虑好施工方案，可考虑配备两台同期装置。

（4）考虑到此次电气系统综合自动化改造是在原有设备上进行改造，设备是边运行，边进行改造，在改造中现有的保护屏、操作屏和模拟屏不能先拆除，因此新的保护屏和模拟屏如何安装，需考虑切实可行的改造方案。

4）改造几乎涉及全厂设备，工期跨度大

改造工作需结合锅炉大修、发电机组大修、110kV 线路大修、35kV 线路大修等同步进行，施工估计要跨越两到三年，工期很长，对施工、对新旧两套设备的特殊情况运行都是一个考验。

5）自动化系统环境要求高，配电间都需重新整改装修

为了确保微机保护和测控装置的安全运行，110kV 开关室、35kV 开关室和6 kV 开关室必须加装空调设施。110kV 开关室、35kV 开关室需准备房间放置保护屏和通信设备，需重新改建。

6）环丙站自动化系统需要通过通信装置将信号引至电气主控室，光纤无敷设路径

由于使用时间较长、故障多，本身自动化需要升级，且原载波通信装置因传播速度问题无法传递图像，而且现已经故障无法通信，需改为光纤通信，但光缆敷设需经过许多厂区，难度相当大，需先考虑好光纤敷设路径。

5 结论

发电厂电气自动化系统能进一步提高发电厂自动化水平，能提高电气设备运行和管理水平，而微机型的保护和自动装置及成熟的通信和现场总线技术又为实现电厂电气综合自动化系统的必要技术保障，所以说发电厂电气自动化改造是发电厂发展的必然趋势。当然作为老电厂老设备的改造，难度和风险肯定是存在的。有理由相信只要规划得当、设计合理、现场施工组织完备，在老电厂进行电气自动化系统改造是切实可行的，在一次设备及其辅助设施做适当改造的情况下，发电厂电气自动化系统改造一定能全面提高动力中心发电厂的自动化运行和管理水平。

[1] 王远璋.变电站综合自动化[M].北京:中国电力出版社,2004.9.

[2] CCZ-8000 火电厂电气自动化系统技术说明书.许继电气股份.2006.7.

[3] CSPA-2000 发电厂电气自动化系统说明书.北京四方继保.2004.7.

[4] 曹利敏.火电厂厂用电气自动化系统(ECS)的现状和发展[J].内蒙古石油化工,2008(19).