前言
　　
　　四川泸天化（集团）有限公司电厂60年代初由我院设计，装有4台共74MW燃烧天然气发电机。后因发电成本太高，2000年拆除2台25MW发电机，现剩2台12MW发电机接于电厂主6kVI段母线，平时单台运行带少量有功负荷同时作全公司无功补偿并兼作公司重要负荷保安电源。
　　
　　电厂现有2台三卷有载调压主变（容量40MVA、变比110／35／6kV）。高压侧采用扩大单元接线经1回110kV线路接入川南110kV电网；35kV侧为单母线接线，一回出线供公司下属分厂负荷；6kV侧分为主6kV（0、I、Ⅱ段）和厂用6kV（5、6、7段）两部分，其中主6kV采用双母线单分段接线对公司下属各分厂14个6kV配电站供电。
　　
　　目前公司电能90％由电网供给，电厂实际已可视为川南110kV电网的一个终端变电站，电厂的110／35／6kV配电装置则已成为泸天化电能供应中心和控制中心。
　　
　　泸天化电厂已运行近40年，其陈旧的设备和落后的控制手段与其在泸天化公司生产生活中所处的地位极不相称，因此泸天化公司提出用有限的资金对泸天化电厂一些关键的电气一次设备和电气二次控制系统进行全面技术改造。
　　
　　1本期电气一次设备改造
　　
　　1．1110kV部分
　　
　　由于泸天化电厂仅有一回110kV线路与电网相连，不能从根本上保证供电可靠性。本期改造将增设一回110kV线路并与原有110kV线路构成桥形接线方式供电，同时为适应本期电气五防改造需要，原110kV多油断路器将更换为SF6断路器，原手力操作隔离开关更换为电动操作隔离开关及接地开关，110kV电流互感器及电压互感器也将一并更换。
　　
　　1．235kV部分
　　
　　本期改造将新建设35kV配电装置，采用真空开关柜替换现有开关，同时留有将单母线改造为单母线分段并增加一回35kV出线的可能性。
　　
　　1．3主6kV部分
　　
　　本期改造不换主6kV电气主设备，但为适应电气五防改造需要，原有断路辅助触点将更换（控制，测量及继电保护设备因年永陈旧也将更换），原有手力操作隔离开关及接地开关的操作手柄和辅助触点将更换，同时还将增加用于电气五防的机械连杆和电磁锁。
　　
　　主6kV各配电间隔前网门将增加电气五防电磁锁。
　　
　　为解决主6kV母线检修接地电气防误，本期改造为将在主6kV各段电压互感器间隔增设母线检修接地刀和电磁锁，通过电压互感器间隔前网门及检修接地刀的双重电气联锁实现母检修接地电气防误。
　　
　　主6kV将增设接地变和消弧线圈以及电容无功补偿装置。
　　
　　1．4厂用电源6kV部分
　　
　　厂用电源6kV部分拟由原来三段母线改为两段，原有开关设备换为小车式开关柜，每段将设一个固定母线检修接地开关柜。
　　
　　1．5厂用电源380V部分
　　
　　厂用电源380V部分拟由原来三段母线改为两段，原来开关设备将更换。本期改造主6kV新增接地变同时兼作厂用电源6kV新增接地补偿装置的接地变同时兼作厂用电源380V备用变。
　　
　　1．6主变及相邻设备
　　
　　#1、#2主变分别于1995年和2000年更新为SFSZ—40000／110三卷有载调压变压器，#2主变中性点接地开关及35kV侧隔离开关也已更换（但本期需将手力操作机构更换为电动操作机构），#1主变中性点接地开关及35kV侧隔离开关本期改造将更换。
　　
　　2本期电气二次设备改造
　　
　　2．1电气二次设备改造的必要性
　　
　　泸天化电厂二次系统设备均为五、六十年代产品，经过三十多年的运行现已超过正常使用寿命年限，加之化工腐蚀性气体及潮湿环境等各种污染，导致二次设备整体绝缘薄弱，性能下降，电气事故率逐步升高。据统计仅1990年7月至1997年1月就发生各类电气事故如下：
　　
　　（1）由控制开关、接线端子老化引起的故障30次，占总次数比例34．1％；
　　
　　（2）由控制电缆芯线绝缘下降引起的故障21次，占总次数例23．9％；
　　
　　（3）由继电保护及自动装置内部故障引发的事故27次，占总次娄比例30．7％；
　　
　　（4）其他（含误操作）10次，占11．4％；
　　
　　以上事故统计看出，二次系统引发事故占统计总次数比例88．796，其他10次大部分也是由于没有很好的防误硬件措施导致误操作所造成。这清楚表明，二次系统在安全可靠供电方面是至关重要的。
　　
　　目前，电厂还存在着不少隐患和缺陷，例如：
　　
　　（1）直流设备老化，蓄电池寿命超出使用年限；
　　
　　（2）控制*靠人工操作方式，监视、巡检量多而广，记录烦琐且随意性大，实时性差；
　　
　　（3）二次设备及电缆导线绝缘老化，误跳闸机率升高；
　　
　　（4）一些继电保护配置已合现行规程，许多继电保护已不满足可靠性、选择性、灵敏度要求；
　　
　　（5）各级电压系统无完备的备用电源自投；
　　
　　（6）自动准同期装置报废，现存的手动准同期装置也不能很好地满足较多同期点同频合环同期要求；
　　
　　（7）发电机励磁系统已不适应发电机所需的深度无功补偿调节要求；
　　
　　（8）故障录波系统报废；
　　
　　（9）低周减载低频解列技术落后；
　　
　　（10）缺乏完备的防误操作闭锁系统作事故时有发生；误操作事故时有发生；
　　
　　综上所述，有必要对二次系统进行*的技术改造。
　　
　　2．2本期电气二次设备改造范围
　　
　　根据泸天化（集团）有限公司合同委托，本期电气二次系统改造范围如下：
　　
　　（1）直流蓄电池及直流设备更换，直流电缆更换；
　　
　　（2）发电机励磁系统更换；
　　
　　（3）110kV线路保护更换；
　　
　　（4）发电机保护更换；
　　
　　（5）所有电气二次设备的控制、测量、信号由常规方式更换为计算机监控方式并考虑与下级变电站和上级调度中心以及公司计算机管理系统接口；
　　
　　（6）更换自动准同期装置及手动准同期装置；
　　
　　（7）增设完备的备用电源自投；
　　
　　（8）35kV配电装置控制、测量、信号及继电保护设备随开关柜一并更换；
　　
　　（9）本次改造保留的主6kV开关就地控制。测量、信号及继电保护设备更换；
　　
　　（10）厂用6kV开关柜设计；
　　
　　（11）厂用380V进每及分段开关柜设计；
　　
　　（12）主6kV接地补偿装置的二次线设计；
　　
　　（13）发电机AVR、主变有载调压及无功偿电容投切的协调配合；
　　
　　（14）低周减频解列装置更换；
　　
　　（15）故障录波装置更换；
　　
　　（16）增设完备的远动通讯；
　　
　　（17）各级电压配电装置电气五防的全面完善；
　　
　　（18）本次改造拟更换的电气一设备配套的二次线设计；
　　
　　2．3本期电气二次设备改造总体目标
　　
　　根据公司要求，本次改造的目的是提高运行可靠性和自动化水平，减少运行人员劳动强度，使泸天化电厂真正成为全公司现代化管理的能源控制中心。经协商，本期电气二次设备改造总体目标如下：
　　
　　（1）通过技术改造，实现电厂电气二次系统“功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化”；
　　
　　（2）控制操作以智能控制为主、人工控制为辅，使电厂成为监控、测量、信号、保护、自动装置等采用综合自动化技术的少人值守站；
　　
　　（3）形成全公司以电厂为主的能源监视、控制中心。在电厂范围内采集所有所需信息（包括部分热工自动人信息），同时接收下级配电站信息，实现全公司电气系统中监视及远方控制；
　　
　　（4）利用电厂微机监控系统大型数据库，与公司总调和公司计算机管理信息系统接口，提供现场实时和历史数据，接受公司调度命令，并能与上级电网调度系统互信息以实现遥信、遥测、遥控、遥调。
　　
　　2．4本期电气二次改造具体设想
　　
　　本期改造设计开展前和进行中，我们就改造总体目标及具体方案等问题多次与公司有关领导和技术人员交换意见。公司除了明确提出整个方案技术上应可靠、*、成熟的要求外，还反复强调本期改造不能造成整个公司长时间停电以影响化工生产，也就是就所有技术方案还应充分考虑分步实施以及每步实施所要求的停电时间应尽可能短的可操作性。
　　
　　仔细研究这些要求并反复比选适合的设备后，我们提出本期电气二次系统改造具体设想如下：
　　
　　2．4．1直流系统
　　
　　采用免维护型阀控铅酸蓄电池替换现有蓄电池。这种蓄电池卧放，集成组件架式安装并由工厂成套蓄电池连接及所有安装附件，占地面积小，加之在出厂前灌酸液并完成所有性能试验，到现场后很快投入使用。
　　
　　采用新型高频开关电源替换现有充电装置。
　　
　　通过增大蓄电池容量并设置硅降压装置方案来满足主6kV大电流合闸（244A）冲击负荷要求，以便取消原有端电池及端电池调整器。
　　
　　以配有完备的直流系统电压及绝缘异常监测装置（可测出具体接地馈线）和蓄电池性能异常监测装置的新型直流屏替换直流屏。
　　
　　直流充电装装置及监测装置均可与微机监控系统通信接口。
　　
　　蓄电池放置于主控制楼Om主控盘室内，新直流装置屏布置于控制室。
　　
　　2．4．2UPS
　　
　　本期改造将增加微机监控系统、微机式发电机保护、微机式线路保护、微机式发电机励磁系统、微机式故障录波屏等需要采用交流不间断切换电源（简称UPS）供电的设备，此外下一步电厂热工改造也可能增加微机式智能设备也需要采用UPS供电，故本期改造拟增设UPS系统，UPS可与微机监控系统通信接口。
　　
　　UPS不带蓄电池，UPS设备布置于主控制室。
　　
　　2．4．3发电机励磁
　　
　　发电机励磁现为相复励，配有ZLQ—70TH交流励磁机及KFD—3型电压调整装置，全厂还配备一台备用直流励磁机。
　　
　　本期改造将换为自并励静态励磁系统，取消原有交流励磁机及备用直流励磁机。
　　
　　自并励静态励磁系统从发电机机端励磁变压器取得励磁电源，采用双通道数字式AVR调控可控硅整流装置，具有响应速度快和灭磁性能好等特点开可与微机监控系统通信接口，可以很好地实现与整个动力厂电压—无功控制的配合以适应所需的发电机深度无功补偿调节要求。为缩短电缆并减少新设备布置的土建改造工作量，拟将自并励静态励磁系统励磁变（组屏按装）及AVR等设备屏布置于发电机运转层。
　　
　　2．4．4继电保护
　　
　　2．4．4．1主设备保护
　　
　　（1）主变保护
　　
　　电厂于2000年实施主变压器保护改造，现已换型为南瑞LFP—941A微机保护并投运，本期改造主要考虑与本期改造设备接口。
　　
　　（2）110kV保护
　　
　　电厂于2000年定购一套南瑞LFP—941A微机保护（但尚未实施改造），本期改造再定购一套同型保护并实现相关二次改造，同时考虑与本期改造设备接口。
　　
　　（3）发电机保护
　　
　　发电机保护根据（电力装置的继电保护及自动装置设计规范》（GB50062—92）配置。发电机保护选型拟采用微机式发电机成套保护，保护能与微机监控系统接口，保护出口经硬接线直接动作于相关断路器。
　　
　　以上主设备保护屏均布置于主控制室。
　　
　　2．4．4．23SkV配电装置保护
　　
　　35kV配电装置将新换开关柜，35kV继电保护及二次设备随新开关柜一并供货。各类开关柜采用集继电保护、实时测量、控制防跳、低周减载及重合闸等多种功能于一体并能与微机监控系统通信接口的综合自动化装置，分别具有如下保护功能：
　　
　　（1）35kV线路保护
　　
　　复合电压闭锁电流速断
　　
　　复合电压闭锁带时限过电流
　　
　　零序电压闭锁零序过流
　　
　　三相一次重合闸
　　
　　重合闸后加速
　　
　　快速母线保护
　　
　　（2）35kV进线保护
　　
　　35kV进线开关同时又是主变35kV侧断路器，保护已纳入主变保护整体，但考虑到监控一体化及35kV母线保护需要，仍采用与35kV线路同样的综合自动化装置，只是保护功能中仅保留快速母线保护（其余关闭）。
　　
　　（3）35kV母线保护
　　
　　利用35kV线路及35kV进线综合自动化装置中的快速母线保护功能构成35kV母线保护，不另专设35kV母线保护。35kV线保护动作将闭锁35kV备用电源自投。
　　
　　2．4．4．2主6kV配电装置保护
　　
　　主6kV配电装置不换开关，新换的继电保护及二次设备随每个间隔新设的动力控制箱（动力控制箱布置于原端子箱位置）一并供货。各类主6kV开关保护采用集继电保护、实时测量、控制防跳、低周减载等多种功能于一体并能与微机监控系统通信接口的综合自动化装置，分别具有如下保护功能：
　　
　　（1）主6kV配电站馈线保护
　　
　　复合电压闭锁电流速断
　　
　　复合电压闭锁带时限过电流
　　
　　零序电压闭锁零序过流
　　
　　快速母线保护
　　
　　由于6kV馈线断路器遮断容量不够，复合电压闭锁电流速断保护应单独出口闭锁本馈线开关跳闸同时起动主6kV进线开关跳闸。
　　
　　（2）主6kV进线保护
　　
　　6kV进线开关同时又是主变6kV侧断路器，保护已纳入主变保护整体，但考虑到监控一体化及6kV母线保护需要，仍采用与6kV配电站馈线同样的综合自动化装置，只是保护功能中仅保留快速母线保护（其余关闭）。
　　
　　（3）主6kV分段保护
　　
　　采用与6kV配电站馈线同样的综合自动化装置，只是保护功能中仅保留复合电压闭锁带时限过电流及快速母线保护（其余关闭）。
　　
　　（4）主6kV接地变保护
　　
　　本期改造利用主6kV原有空间隔（原有开关）增设用于6kV系统接地补偿消弧线圈的接地变压器，考虑采用微机式变压器综合自化装置，具有如下保护：
　　
　　高压侧电流速断
　　
　　高压侧带时限电流
　　
　　高压侧不平衡
　　
　　高压侧零序过流（只投信号）
　　
　　本体保护
　　
　　快速母保护
　　
　　由于6kV断路器遮断容量不够，复合电压闭锁电流速断保护应单独出口闭锁本馈线开关跳闸同时起动主6kV进线开关跳闸。
　　
　　（5）主6kV静补电容保护
　　
　　本期改造利用主6kY原有空间隔（新换断路器）增设并联静止补偿电容器组，考虑采用微机式电容器综合自动化装置，具有如下保护：
　　
　　电流速断
　　
　　带时限过电流
　　
　　不平衡电流
　　
　　不平衡电压
　　
　　过电压
　　
　　欠电压
　　
　　零序过流
　　
　　（6）主6kV厂用电源馈线保护主6kV厂用电源馈线装设与主6kV配电站馈线同样的保护（关闭低周减载）。
　　
　　由于6kV馈线开关遮断容量不够，复合电压闭锁电流速断保护应音独出口闭锁本馈线开关跳闸同时起动主6kV进线开关跳闸。
　　
　　（7）主6kV母线
　　
　　利用6kV馈线、进线及分段综合自动化装置中的快速线线保护功能构成6kV母线保护，不别专设6kV母线保护。
　　
　　6kV母线保护动作将闭锁6kV备用电源自投。
　　
　　2．4．4．3厂用配电装置保护
　　
　　厂用6kV及380V配电装置将新换开关，相关保护按（火力发电厂厂用电设计技术规定》配置，保护装置与主6kV一致。
　　
　　2．4．5微机监控系统
　　
　　本期改造将采用微机监控系统取代原有常规控制、信号及测量系统。
　　
　　2．4．5．1微机监控系统基本配置
　　
　　微机监控系统考虑采用全分布开放式系统结构，监控系统主机／操作员站采用双机冗余配置热备用，通信主干道采用100M双以太网。
　　
　　微机监控系统由间隔层和站控层构成。间隔层和站控层之间经通信网及通信接口相联。
　　
　　间隔层由微机监控系统配备的主设备监控单元（如发电机、主变、110kV线路等）和主设备微机保护单元以35kV和6kV就地综合自动化装置单元等共同组成。主设备监控单元集中组屏而置于主控制室。
　　
　　站控层包括主机／操作员工作站、继保／工程师工作站、微机防误工作站、GPS对时系统、远动通信工作站、打印机等。站控层设备布置于控制室。
　　
　　2．4．5．2微机监控系统主要功能
　　
　　2．4．5．2．1间隔层
　　
　　所有的控制、保护、测量、告警信号及远动信息均在各间隔层单元实施并进行采集、处理成数据号后经通讯网传输至站控层。
　　
　　2．4．5．2站控层
　　
　　站控层各主要设备功能如下：
　　
　　（1）主机兼操作员工作站
　　
　　主机负责数据及网络管理，操作员工作站负责全站运行。
　　
　　主机采用双机配置，主机—热备用机工作方式，主机故障时热备用机自升格为主机工作。
　　
　　操作员工作站设置两套微机监控键盘、鼠标／21彩显人机界面，可在操作员工作站对电厂电气设备实施运行监视、操作控制（包括所有断路器合分闸；发电机有功调节；发电机AVR控制，主变有载调压分接头调节，6kV无功补偿进行投切以及整个动力厂的无功补偿联调；备用电源慢速自投；低周减载低频解列等）、电气测量计算、实时画面报表记录和文件的生成修改及打印、声光信号报警、实时数据库存储及历史数据库修改、系统时钟管理等。
　　
　　（2）继保／工程师站
　　
　　继保／工程师站完成各套微机保护的功能组态及维护，进行继电保护程序修改和开发、继电保护数据库参数及参数结构修改、继电保护数据库参数据及参数据结构修改、继电保护定值查询和修改以及继电保护的远方诊断等。
　　
　　（3）微机防误工作站
　　
　　微机防误工作站是一套独立的微机五防闭锁微机装置，包括一台计算机、键盘、鼠标、21”彩显、电脑钥匙、编码锁具、打印机等。
　　
　　微机防误工作站存有各设设备操作闭锁逻辑并通过与主机／操作工作站通信接口获得全面的现场信息，可实现远方电气五防操作闭锁，能进行各种操作闭锁仿真培训并进行操作票预演。
　　
　　操作票由微机误工作站打印机输出。
　　
　　（4）远动通信工作站
　　
　　微机监控系统设置两套远动通信工作站负责与远方调度以及下级配电站和公司调度管理中心的通信接口，同时向地调及总公司调度中心发送信息，并接受来自地调及总公司调度中心的远程控制、遥调命令，实现调度自动化。
　　
　　远动通信工作站双机互冗余和备用。
　　
　　（5）卫星时钟接收系统GPS
　　
　　标准时钟信息由卫星时钟收系统GPS接收并经GPS时钟脉冲扩展器将脉冲同步信号扩展，用于众多微机继电保护及站控层控制的时钟同步。
　　
　　2．4．6二次接线及自动装置
　　
　　2．4．6．1控制方式
　　
　　本期改造将取消原有常规控制屏实现以微机控制为主就地控制为辅的二级控制。
　　
　　*级控制在主控制室主机/操作员工作站进行。正常情况下，所有控制、监视、测量和报警功能均在此完成，通过屏幕显示设备运行情况，通过键鼠标人机会话进行操作。
　　
　　第二级控制由装于各间隔层监控单元的手动控制开关完成。这种方式为后备手段，用于微机监按期系统瘫痪的情况下以及本期改造分步实施过程中操作断路器。
　　
　　两级控制通过装于各间隔层监控单元的切换开关切换，第二级手动控制为强制方式，一旦实施，*级控制的合闸指令不再有效。
　　
　　发电机有功调节通过微机监控系统硬接线控制汽机主阀伺服电动机实施。
　　
　　由于汽机控制本期未同步改造故仍保留发电机—汽轮机指挥信号，即微机监控系统将调节指令同时转化为空接点经电缆连至汽机控制屏指挥信号光定牌，汽机控制屏返回信号经电缆连至微机监按系统转化为并幕显示，汽机制屏上发电机紧急停机按钮经电缆直接连至发电机断路器分闸回路。
　　
　　发电机电压及无功调节由微机监控系统与发电机微机式AVR通信接口实施。
　　
　　2．4．6．2监测方式
　　
　　由于微机监控系统具有位置状态画面显示、声光报警、事故记录分析、趋势分析及自动打印等功能，大量的电气显示、开关位置状态及告警由高分辨率的CRT屏幕闪光、文字提示及不同音响或语言报警装置替代，本期改造将取消主控制室原有常规红绿灯位置信号、闪光信号、中央信号系统及光字排信号。
　　
　　由于微机监控系统具有模拟量的采集与处理（包括所有电气量及部分非电气量，如变压器温度，主蒸汽气压、流量、温度、天然气压力等）功能，能在屏幕上实时在线监测各种电气量与非电气量，能定时和越限打印制表，在各间隔层监控单元也有数字显示，可以观察到每一回路的各种电气参数，本期改造将取消原有常测表计。
　　
　　为保证计量考核精度，在110kV线路、35kV线路以及6kV配电站馈线等处单独设置有功能无功脉冲电度表，并将脉冲信息送人微机监控系统监测记录打印。
　　
　　2．4．6．3同期
　　
　　自动准同期点有发电机断路器、主6kV进线及分段断路器，手动准同期包括自动准同期点以及需要先合后断相继切换的断路器。
　　
　　本期改造新设微机式自动准同期及手动准同期装置并与微机监控系统通信接口。
　　
　　自动准同期通过硬接线控制汽机主阀伺服电动机调节频并通过硬接线控制发电机AVR调节电压。
　　
　　手动准同期既可通过微机监控系统控制汽机主阀伺服电动机调节频率和控制发电机AVR调节电压作为自动准同期的后备手段，也可设置捕捉同期实现非自动准同期点的差频或同频合闸。
　　
　　同期过程可通过微机监控屏显示，原有常规同期系统取消。
　　
　　2．4．6．4电气五防
　　
　　本期改造将由微机防误工作站以及改造后的现场电气防误操作闭锁两种手段共同实现各种电压等级的断路器、隔离开关、接地刀闸操作以及配电装置间隔网门进入等电气五防闭锁。
　　
　　2．4．6．5备用电源自投
　　
　　各电压等级备用电源自投将由微机监控系统经低电压判据实施慢速切换。
　　
　　备用电源自投按电压等级从高到低实现顺序自投，若高电压等级备用电源自投成功则闭锁低电压等级备用电源自投。
　　
　　主变保护动作将闭锁110kV备手电源自投；35kV母线保护动作将闭锁35kV备用电源自投；6kV母线保护动作将闭锁6kV备用电源自投。
　　
　　2．4．6．6低周减载及低频解列
　　
　　低周减载点为主6kV配电站馈线。低周减载考虑两级频率和时间，*级由6kV馈线综合化自动化装置实施，第二级由微机监控系统实施。
　　
　　低频解列点为主变110／3576kV三侧任选。低频解列考虑两级频率和时间，均由微机监控系统实施。
　　
　　低周减载和低频解列的频率和时间可根据需要整定。低频解列后由发电机带公司重要负荷。
　　
　　2.4．6．7故障录波
　　
　　为独立准确分析电气故障，拟设微机式故障录波屏对110kV线路、主变、发电机以及各级电压母线的重要模拟量和开关量录波。
　　
　　2．4．6．86kV接地补偿
　　
　　6kV接地补偿接地变及消弧线圈自带消弧线圈分接头调整器能根据补偿需求自动调节，同时微机监控系统也可对分接头实施远方调节控制。
　　
　　2．4．6．9无功补偿
　　
　　本期改造主6kV将新增无功补偿电容器组，微机监控系统将根据补偿需求对发电机AVR、主变有载调压分接头以及无功补偿电容组断路器投切实施远方联合调节控制。
　　
　　2．4．7实施步骤
　　
　　根据以上技术方案设想加之将来公司精心组织，我们认为很有希望达到公司关于“分步实施以及每步实施所要求的停电时间应尽可能短’’的要求。具体实施步骤建议如下：
　　
　　（1）直流系统先装新设备，逐一替换直流馈线电缆，zui后拆除原有直流系统设备及电缆；
　　
　　（2）UPS属新装，可根据需要随时进行；
　　
　　（3）发电机平时只运行一台，可分台进行励磁系统及继电保护更换；
　　
　　（4）110kV二次改造可随一次设备更换一并进行；
　　
　　（5）35kV配电装置先建后拆，二次设备随新开关柜一并实施；
　　
　　（6）主6kV配电装置可随各间隔计划检修停电对开关辅助接点、现场五防改造及二次设备改造一并进行。二次设备改造由于新换就地控制箱可很快投用就地控制，再择机进行与微机监控系统通信接口联调，不会造成长时间停电；
　　
　　（7）主控制室改造可按设计规划先安装屏位处新建屏，再逐步拆除取消屏进而逐步安装余下新建屏，zui后拆除所有拟取消屏台后再进行主控制室房间分隔及适当装修；
　　
　　（8）主控制室电缆过渡，由于采用微机监控系统进入主控制电缆大大减少，新增或新换电缆可考虑适当多留一定长度沿电缆夹层墙边先敷设至本期新建屏，待拆除原有电缆后再按规划通道就位。
　　
　　结束语
　　
　　我们认为以上方案技术上是*成熟的，现场实施也是切实可行的，加上本期改造电气二次部分初步估算约需400万元人民币，以不大的代价换来泸天化电厂更加可靠的供电，使公司化工安全生产可靠性得到大提高，应该说是一项非常有效和较为值得的技术改造投资。