多布水电站建设投资可行性研究报告(电气二次部分).doc

多布水电站可行性研究报告

多布水电站可行性研究报告

（电气二次部分）

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6.3 电气二次
6.3.1调度管理
多布水电站工程位于西藏自治区林芝县境内，是雅鲁藏布江一级支流尼洋河干流巴河口以下河段水电开发规划的第二个梯级电站。工程主要任务为发电，电站装机容量4×30MW，保证出力12.3MW，年发电量5.06亿kW.h，多年平均年发电量5.51亿kW.h。年利用小时数4217h。
多布水电站属Ⅲ等中型工程，主要建筑物为3级，次要建筑物为4级，临时建筑物为5级。工程区地震基本烈度为Ⅶ度，地震设防烈度也为Ⅶ度。
多布水电站主接线结构为发变组单元，220kV侧采用单母分段接线，以220kV电压等级两条出线及110kV电压等级一条出线接入系统。电站调度管理接收拉萨调度中心调度管理。
6.3.2 电站的自动控制
6.3.2.1 计算机监控系统
（1） 监控系统设计原则
a) 多布电站计算机监控系统设计原则为采用以计算机为基础的控制方式，满足电站实现“无人值班”(少人值守)的运行管理模式。
b) 电站计算机监控系统为开放式计算机系统，采用分层分布结构，由电站层监控设备、现地层控制单元和网络设备构成。电站层设备与各现地控制单元设备通过交换式工业以太网交换机连接。电站设置中央控制室，站控层设备布置在中控室，实现对全厂机电设备的集中监控管理，调度中心通过电站层远动通信工作站实现对电站的调度管理和数据采集。现地各控制单元设备按设备现地布置原则，实现对本单元设备的数据采集和处理，与站控层设备通信，接受站级设备下达的指令实现对电站的运行和监控。各机组控制单元设置机组机械保护回路，满足计算机监控系统因故退出时电站运行人员对重要设备进行紧急处理的要求。计算机监控系统配置采用冗余技术，采用光纤双以太网，主机及现地控制单元PLC均冗余配置。
c) 在设计时应充分考虑监控方案的经济性、合理性、实用性、可靠性、安全性和成熟性，在满足上述要求的基础上，尽量体现其先进性。
（2） 计算机监控系统结构
电站计算机监控系统采用分层分布系统结构。系统设备由电站层监控设备、现地层控制单元设备和网络设备构成，数据分层分布管理。主控级采用功能分布结构，各工作站之间可实现功能冗余。现地控制单元按每台机组单元、全厂公用系统以及开关站各系统设置。
电站主控级和现地控制单元网络连接采用交换式工业以太网双网结构，网络介质为光纤。现地控制单元通过I/O模块和通信方式采集所属分散单元信息，分散单元包括保护系统、故障录波系统、励磁系统、调速系统、温度和状态检测设备、机组辅助设备、公用等系统综合信号和现地元件状态信号。
现地控制单元与各单元内分散设备通信可采用以太网、现场总线和串口通信等方式实现。通信电缆采用屏蔽双绞线，信号电缆均采用屏蔽电缆。
多布电站主控级和调度中心的通信通过配置站内调度通信工作站，经电力系统通信网络实现，具体通信方式及设备配置根据接入系统报告确定。
（3） 计算机监控系统的主要任务
a) 对全厂主要机电设备进行实时监控，保证电站安全运行和管理自动化。
b) 准确、及时地对整个电站设备运行信息进行采集和处理并实时上送。
c) 根据系统调度对本电站的运行要求，进行电站最佳控制和调节。
（4） 计算机监控系统功能
1) 电站层功能
a) 通信功能
Ÿ 与各现地控制单元、调度中心进行通信，接收各类实时数据以及操作员向计算机监控系统手动登录的数据信息。
Ÿ 上送和接收调度中心的信息和指令，实现电站和调度中心间数据的通信；
Ÿ 根据需要可与厂内其他子系统的通讯。这些子系统包括：电站MIS系统、水情测报系统等；
Ÿ 通过卫星同步时钟系统，实现站内设备的时钟同步。
b) 数据库的建立
Ÿ 实时数据库：存储监控系统采集的实时数据，其数值应根据运行工况的实时变化而不断更新，记录被监控设备的当前状态。
Ÿ 历史数据库：对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中。应提供通用数据库。所有的历史数据应能够转存到光盘或磁带等大容量存储设备上作为长期存档。
Ÿ 生成各类运行报表、统计记录和历史数据记录，进行数据趋势分析并生成趋势曲线图记录，形成各类报警记录并发出报警音响，向调度中心发送其所需要的信息。
c) 数据库的维护
数据库应便于扩充和维护，应保证数据的一致性、安全性；可在线修改或离线生成数据库；用人—机交互方式对数据库中的各个数据项进行修改和增删。
d) 控制与调节
Ÿ 一般控制与调节：包括机组开机／停机顺序控制、机组的有功功率、无功功率调节、断路器以及隔离开关的合闸／分闸操作、阀门开启、关闭，闸门的提升／降落操作等。
Ÿ 自动发电控制(AGC)：根据全厂负荷和频率的要求，在遵循最少调节次数、最少自动开停机次数并满足机组各种运行限制条件的前提下确定最佳机组运行台数、最佳运行机组组合，实现机组的自动开停机操作并在运行机组间进行合理的负荷分配。
Ÿ 自动电压控制(AVC)：自动电压控制能根据电站220kV及110kV出线电压，对全厂无功进行实时调节，使220kV及110kV出线电压维持在给定范围内运行，并使电站无功在运行机组间平稳、合理地分配。
e) 人机接口
电站的运行操作人员、维护人员和系统管理工程师通过操作员工作站及工程师工作站上的显示器、键盘、鼠标等设备实现对电站的监视、控制及管理功能。
Ÿ 人机接口原则：不同职责的运行管理人员有不同安全等级的操作权限；应用软件画面调用方式灵活可靠、响应速度快。
Ÿ 画面显示：应用软件画面显示功能菜单组织层次清晰明了，信息主次分明，美观实用；画面图符及显示颜色定义应符合国家有关规定的要求。屏幕显示画面的编排应至少包括时间显示区、画面静态及动态信息主显示区、报警信息显示区及人机对话显示区。
显示的主要画面种类应包括电站各系统单线图、系统模拟图、棒形图类、曲线类、表格类、信息类、运行指导类。画面应是实时动态的，可实现多窗口画面显示和画面的无级缩放功能。
Ÿ 报警：当出现故障和事故时，应立即在当前画面上显示报警信息（包括报警发生时间、对象名称、性质等），同时发出语音报警，报警内容应准确和简明扼要。
对于任何确认的误报警，运行人员可以退出该报警点。
Ÿ 记录和打印：记录的内容应包括：各类操作记录（包括操作人员登录／退出、系统维护、设备操作等）；各类事故和故障记录（包括模拟量越复限及系统自身故障）；各类异常报警和状变记录；趋势记录；各类报表记录。
打印的内容应包括：各种记录、报表及曲线打印；画面及屏幕拷贝；随机时段的召唤打印。
Ÿ 维护和开发：画面编辑工具和报表编辑工具应具有操作方便灵活的特点，画面及报表中的动态数据项与数据库的连接应能通过鼠标进行。应允许系统维护及开发人员自行编辑画面、报表及所有报警信息。
Ÿ 设备运行管理及指导：包括历史数据库存储；机组工况转换次数统计及机组运行／停机、线路运行／停运时间累计；其它被控设备动作次数累计及事故动作次数累计；发电量累计及发电量分时累计；事故处理指导；操作票自动生成；异常操作闭锁等。
f) 系统诊断
Ÿ 监控系统应提供完备的硬件及软件自诊断功能，包括在线周期性诊断、请求诊断和离线诊断。
Ÿ 双机系统故障检测及自动切换。当以主／热备用方式运行的双机中的主用机故障退出运行时，备用机应能不中断任务且无扰动地成为主用机运行。
g) 系统安全防护
根据电力系统对水电站安全运行的防护要求，电站计算机监控系统电站级设备设置横行隔离，纵向认证安全防护装置，保证电站的安全可靠运行。
计算机监控系统安全性能满足国家电力监管委员会5号令《电力二次系统安全防护规定》和国家电力监管委员会 [2006]34号文 “关于印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知”的最新文件和规定的要求
2) 现地层功能
a) 数据采集
各现地控制单元I/O模块自动采集来自本单元生产现场的DI、SOE、AI、PI等类型的实时数据；自动接收来自电站层的命令信息和数据。
b) 数据处理
Ÿ 基本功能：对自动采集数据进行可用性检查，对采集的数据进行数据库刷新和管理，向电站层发送其所需要的信息。
Ÿ 开关量处理：包括防抖滤波、时间补偿、数据有效性合理性判断，根据规定产生报警、动作和记录。
Ÿ 模拟量数据处理：包括模拟数据的滤波、误差补偿、数据有效性合理性判断、标度换算、梯度计算及越限复限判断等，根据规定产生报警和记录。
Ÿ 温度量数据处理：包括温度信号的误差补偿、数据有效性合理性判断、标度换算、梯度计算、趋势分析及越限复限判断等，根据规定产生报警和记录。
Ÿ 交流电量数据处理：包括交流信号的隔离、滤波、误差补偿、数据有效性合理性判断、标度换算及越限复限判断等，根据规定产生报警和记录。
Ÿ 事件顺序记录：记录各个重要事件的动作顺序、事件发生时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）、事件名称、事件性质、根据规定产生报警和记录。
Ÿ 计算数据：包括实时功率点和阻抗点计算、功率因素计算、电度量的分时累计和总计、电气量综合计算及其它计算点计算。
c) 控制与调节
机组开机／停机顺序控制（分步或连续）；机组的有功、无功功率控制；各断路器、隔离开关、接地刀闸的闭锁及操作、各闸门的提升／降落控制；各辅助系统设备的自动控制以及其它相关控制与操作。
d) 人机接口
Ÿ 在各现地控制单元设置触摸显示屏，屏上应能显示系统模拟接线画面、模拟量测量值及事故故障状态信息，当运行人员进行操作登录后，可通过触摸显示屏进行开停机操作及其它操作；
Ÿ 现地控制单元应具有必要的通讯接口，便于使用便携式计算机进行现场调试。
e) 自诊断
现地控制单元应提供完备的硬件及软件自诊断功能，包括在线周期性诊断、请求诊断和离线诊断。功能同电站级设备。
f) 通信
Ÿ 通过交换式工业以太网与电站层计算机系统通信；
Ÿ 通过现场总线以及以太网等方式与各单元继电保护装置、发电机励磁系统、水轮机调速器、各辅助设备控制PLC、直流电源系统、闸门控制系统以及其它设备通信。
（5） 电站计算机监控系统配置
系统配置包括硬件配置和软件配置，系统硬件按以下配置。
a) 电站主控级配置
应用程序工作站2套；
完成对电站AGC/AVC等高级应用程序功能。
主机兼操作员工作站2套；
系统主要功能包括：电站设备日常的运行管理、设备的操作监控等。
实时数据的在线及离线计算、各图表曲线的生成、事故、故障信号的分析处理等功能。生成历史及实时数据库，数据库的刷新和管理，两台工作站数据库完全冗余。
工程师、仿真培训工作站1套；
工程师、仿真培训工作站主要用于系统软件开发，系统软件的维护和修改，程序的调试，以及在过渡时期作为人员培训用。
应用程序工作站采用高性能主流品牌服务器，操作员工作站以及工程师工作站均选用高性能主流品牌工作站，每个工作站均配大屏幕单液晶彩显、键盘、鼠标。
1台打印管理服务器。
调度通信工作站2套：
采用专业远动通信装置或配置高性能工业计算机，完成电站监控系统与调度中心数据交换任务。
厂内通信、语音报警及ONCALL配置一台通信工控机，所有通信工作站可实现组屏安装。
配置1台“五防”工作站。远方操作时通过“五防”工作站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现，在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。
1套 GPS 卫星同步时钟保证系统时钟同步。
网络设备，采用高性能工业级千兆以太网交换机，其它包括：光电转换接口、光纤设备、和调度中心通信交换机、路由器等。
1套双机冗余并列运行UPS电源装置和配电装置。
b) 现地控制级配置
现地控制级是电站生产过程的基础，负责完成电站设备的控制监视，包括机组和开关站等设备的开关量、电量、非电量的数据实时采集；厂内公用系统、厂用电系统和交直流系统状况的数据采集和控制操作；机组的启停、并网、有功及无功调节，断路器的分合闸和进水口闸门、泄水闸门的启闭等操作。并与电站主控级实时通讯。
现地控制单元（LCU）包括4套发变组单元LCU、1套开关站LCU、1套全厂公用设备LCU和1套闸门控制系统LCU。
现地控制单元以高性能可编程控制器为基础实现对各系统的监控。并配制必要的现地网路设备实现同站级设备的连接。
每个机组现地控制单元均设置1套独立的微机准同期装置和1套手动准同期装置，可实现自动准同期和手动准同期。并配置交流采集装置、多功能电能表等电量测量装置。
机组现地控制单元均设置机组水力机械保护回路，实现机组紧急停机、紧急事故停机。
开关站LCU配置1套多对象微机同期装置，并配置必要的交采装置和电能表实现对主变高压侧及220kV&110kV系统的测量。
公用系统LCU配置必要的交采装置和电能表实现对厂用电系统的电量采集。
闸门控制系统LCU配置必要的采集模块和通信模块，通过以太网可实现同电站的通信。
各LCU单元分别设置独立交直流电源装置。
6.3.2.2 励磁系统
（1） 励磁方式
励磁系统选用自并励静止可控硅励磁装置。
（2） 励磁调节系统
发电机励磁调节器采用全数字式励磁调节器，采用具有冗余自动调节通道和手动调节通道的微机调节器。励磁功率环节采用三相全控桥式整流装置，满足该发电机组单机独立运行和并列运行的要求。
（3） 励磁电源变压器
采用环氧树脂浇注干式变压器作为励磁电源。
（4） 可控硅功率单元
励磁系统可控硅功率单元应由三支路可控硅整流桥并联构成，按冗余原则进行设计。当任何一支可控硅整流桥故障退出工作时，剩余支路应能满足包括强励在内的各种工况运行。可控硅整流器的冷却方式采用密闭循环强迫风冷系统。
（5） 灭磁及过电压保护方式
机组正常停机采用逆变灭磁，事故停机采用快速灭磁开关加非线性电阻灭磁。在励磁回路交、直流侧均设有防止和吸收各种过电压的保护装置。
（6） 起励
机组正常起励采用直流起励方式，DC220V起励电源取自电站直流控制电源系统。
（7） 通信接口
发电机励磁系统通过I/O方式和通信方式与机组现地控制单元信息交换。通信采用以太网接口或RS-485通信接口。
6.3.2.3机组调速器电气部分
（1） 调速器的型式
调速器的型式采用微机调节器电液调随动系统。调节器的调节规律采用并联PID。系统按冗余通道考虑。同时具有电气手动调节功能。
（2） 调速系统的组成
机组的调速系统主要由测速装置、机械调节系统、电气调节系统、导叶开度传感器、齿盘转速系统、油压系统、漏油装置、保护、控制、信号装置和仪表等组成。
（3） 调速器的功能
a) 自动调节与控制功能
Ÿ 转速及有功功率的基本调节
Ÿ 在下列工况下保证机组稳定运行：
---单机空载
---单机带负荷运行
---并网带负荷运行
Ÿ 以最佳过程启动水轮发电机组，启动过程能自动跟踪电网频率；
Ÿ 以最佳过程使机组停机，可实现导叶分段关闭；
Ÿ 按实时水头自动修正启动开度、空载开度、不良工况限制区；
Ÿ 能根据机组工况、水头、导叶开度、机组出力,选择适当的调节结构和调节参数，实现变结构、变参数的适应式自动调节；
Ÿ 可实现自动双通道、自动→手动、手动→自动的无扰动切换，切换均可以自动或人工切换方式完成。
b) 容错控制功能
系统在、各种工况下以及转速、开度、功率、水头、电液随动输入信号失效时，具有容错功能，可实现容错控制。
c) 在线、离线故障诊断功能
Ÿ 具有完善的保护和在线自诊断及自恢复功能
Ÿ 能迅速查出故障所在的部位
d) 保护功能
Ÿ 在微机双通道均发生故障时，能自动切换至手动，且维持当时的有功功率不变
Ÿ 在手动方式运行时，当在空载、单机带负荷或并网带负荷等工况下，如发生事故，应能起动紧急停机电磁阀，进行机组紧急停机
Ÿ 可对冗余配置的事故停机电磁阀控制回路的完整性进行监视，当出现断线、失电等故障时，应发出故障信号。
（4） 转速测量
机组转速信号包括残压测频方式和齿盘测速，残压测频信号分别取自发电机机端电压互感器（分别从两个互感器上取）、齿盘测速信号取自装设在机组主轴上的机械式齿盘转速传感器。系统频率取自系统侧电压互感器。
（5） 接口
水轮机调速器调节器系统通过I/O方式和通信方式与机组现地控制单元信息交换。通信采用以太网接口或RS-485通信接口。
6.3.2.4辅机设备、公用设备、油、气、水以及通风系统设备的控制
机组辅机系统及全厂公用油、气、水系统、全厂通风系统设备控制均采用PLC实现，油、气、水系统及风机电动机启动根据其用途及功率考虑采用软启动装置或直接启动。
各系统配置相应的自动化元件，可实现系统的手动控制和自动控制，控制设备通过I/O方式和通信方式与所属的现地LCU进行通信，通信方式为总线通信方式或RS-485串口通信。
全厂通风系统控制可根据风机布置按分区集中控制考虑。通风系统实现同火警系统的联动。
厂用电系统设置独立的备自投装置，装置具有备自投和自恢复功能。
6.3.3继电保护
6.3.3.1继电保护的设计原则
（1） 所有电气设备继电保护装置均采用微机型保护装置。
（2） 保护装置内部应有完整的自检功能。
（3） 采取可靠的抗干扰措施，防止大气过电压和电磁波侵入装置内部造成元件损坏和保护误动，确保在电厂强电磁干扰下保护正确工作。
（4） 保护装置应整定简单、调试方便、便于维护，接插件应符合国际标准。
（5） 保护装置应安全可靠、技术先进，并有成熟的运行经验。
（6） 保护装置应具有友好的人机接口界面和同网络通信接口，便于实现同电站保护管理子站和全厂计算机监控系统通信。
（7） 根据系统要求考虑设置保护系统子站，完成电站所有保护设备的信息采集和管理。
（8） 220kV&110kV系统保护按双重化保护装置配置。
6.3.3.2继电保护配置
继电保护装置按保护对象配置，包括：发电机、励磁变保护装置、变压器保护装置、220kV母线以及220kV&110kV出线保护装置，每套保护单独组屏。厂用变及厂内10kV配电系统采用保护测量一体化装置，装置安装在相应的高压开关柜内。
（1） 发电机保护（包括励磁变）
a) 发电机保护
Ÿ 发电机纵联差动保护：作为发电机内部相间故障的主保护，反应发电机内部相间短路故障，保护出口无延时动作于停机。保护要有CT断线检测功能。
Ÿ 定子一点接地保护：采用零序电压3U0及三次谐波电压3ω定子接地保护，构成100%定子接地保护。保护出口动作于停机，同时发信号。
Ÿ 定子过电压保护：保护延时动作于解列和灭磁。
Ÿ 定子过负荷保护：保护延时动作于发信号。
Ÿ 带电流记忆的低压过流保护：自并励发电机组外部相间保护和后备保护设置有带电流记忆的低压过流保护功能，保护设置在发电机中性点侧。保护装置带两段时限，以较短时限t1解列跳主变高压侧断路器，以较长时限t2动作于停机。各段同时动作于发信号。
Ÿ 发电机失磁保护：带时限动作于解列,同时发信号。
Ÿ 转子一点接地保护：保护出口带时限动作于发信号，并可启动机组停机流程。
Ÿ 发电机轴电流保护：由机组成套厂提供轴电流互感器及轴电流保护装置。当轴电流大于整定值时，保护装置动作，以无源接点方式接入发电机保护装置，该保护出口动作于停机。
b) 励磁变保护
Ÿ 电流速断保护：保护瞬时动作于机组停机。
Ÿ 过电流保护：保护设一段时限出口延时动作于停机。
Ÿ 励磁变本体温度保护
Ÿ 励磁变压器保护同发电机保护组屏。
（2） 主变压器保护
主变压器电气量保护按双重化配置。
Ÿ 主变纵联差动保护：保护动作于跳主变各侧断路器和厂用变低压侧断路器。
Ÿ 复合电压启动过流保护：作为主变压器外部相间故障的后备保护，保护延时动作于跳开主变高、低压侧断路器。
Ÿ 高压侧方向过流保护：作为主变压器相间故障的后备保护，方向指向110kV母线，保护延时动作于跳开主变高压侧断路器。低压侧后备保护利用发电机中性点侧电流记忆低压电流保护。
Ÿ 主变零序电流保护：接地保护设一段保护带时限动作于跳高压侧断路器，二段保护带时限动作于跳主变高低压侧断路器。
Ÿ 主变间隙零序电流电压保护：接地保护设一段保护带时限动作于跳高压侧断路器，二段保护带时限动作于跳主变高低压侧断路器。
Ÿ 主变瓦斯保护：由重瓦斯保护和轻瓦斯保护构成。重瓦斯保护出口无延时动作于跳主变各侧断路器。轻瓦斯保护瞬时动作于发信号。
Ÿ 主变冷却器故障：保护经延时和温度判断动作于跳主变各侧断路器或发信号。
Ÿ 主变压力释放：反应主变内部故障引起的油箱压力过高,保护动作发信号或跳主变各侧断路器。
Ÿ 主变温度：温度升高时自动投入备用冷却器；温度过高，动作于跳主变各侧断路器或发信号。
Ÿ 主变油位异常：油位超过最高或最低油位时报警或发信号。
Ÿ 电气量保护动作启动断路器失灵保护。
（3） 联络变压器（T5）保护
联络变压器电气量保护按双重化配置。
Ÿ 纵联差动保护：保护动作于跳联络变各侧断路器。
Ÿ 复合电压启动过流保护：作为联络变压器外部相间故障的后备保护，保护延时动作于跳开联络变高、低压侧断路器。
Ÿ 高压侧方向过流保护：作为联络变压器相间故障的后备保护，方向指向220kV母线及110kV侧，保护延时动作于跳开联络变220kV&110kV侧断路器。
Ÿ 零序电流保护：接地保护设一段保护带时限动作于跳220kV&110kV侧断路器，二段保护带时限动作于跳联络变各侧断路器。
Ÿ 瓦斯保护：由重瓦斯保护和轻瓦斯保护构成。重瓦斯保护出口无延时动作于跳联络变各侧断路器。轻瓦斯保护瞬时动作于发信号。
Ÿ 冷却器故障：保护经延时和温度判断动作于跳联络变各侧断路器或发信号。
Ÿ 压力释放：反应联络变内部故障引起的油箱压力过高,保护动作发信号或跳联络变各侧断路器。
Ÿ 温度保护：温度升高时自动投入备用冷却器；温度过高，动作于跳联络变各侧断路器或发信号。
Ÿ 油位异常保护：油位超过最高或最低油位时报警或发信号。
Ÿ 电气量保护动作启动断路器失灵保护。
（4） 厂用变压器及坝区变保护
Ÿ 速断保护；保护动作于跳厂用变各侧断路器。
Ÿ 过电流保护：保护带两段时限。t1时限动作于厂用分段断路器，t2时限跳厂用变高低压侧断路器。
Ÿ 过负荷保护：保护延时动作于信号。
Ÿ 低压侧零序电流保护。带两段时限t1,t2。动作同过流保护。
Ÿ 温度保护，保护动作发信号或跳厂用变各侧断路器。
Ÿ 保护装置根据实际情况可设置在现地配电装置内或同主变保护装置组屏。
（5） 220kV母线保护和断路器失灵保护
Ÿ 220kV母线保护按双重化保护配置，
Ÿ 母线保护出口和断路器失灵保护出口公用。母线保护具备主变及联络变高压侧断路器失灵保护解除电压闭锁接口，并提供断路器失灵联跳相邻断路器出口。。
（6） 断线保护
Ÿ 电压互感器断线闭锁功能：电压互感器断线时闭锁相关保护并发信号。
Ÿ 电流互感器断线保护：电流互感器断线时发断线信号并允许差动保护跳闸。
（7） 220kV及110kV系统保护
根据电气二次系统设计文件，220kV及110kV线路保护均采用双套配置，保护方案配置如下：
1）220kV线路保护
Ÿ 第一套主保护采用光纤电流差动保护，动作于跳开线路断路器、并发信号；
Ÿ 第二套线路主保护采用光纤距离保护动作于跳开线路断路器、并发信号；
Ÿ 后备保护采用三段式相间距离、接地距离保护及阶段式定时限或反时限零序方向电流保护及过电压保护。
Ÿ 线路远跳保护按二次系统设计文件执行。
Ÿ 安控装置按按二次系统设计文件执行。
2）110kV线路保护
Ÿ 第一套主保护采用光纤电流差动保护，动作于跳开线路断路器、并发信号；
Ÿ 第二套线路主保护采用光纤距离保护动作于跳开线路断路器、并发信号；
Ÿ 后备保护采用三段式相间距离、接地距离保护及阶段式定时限或反时限零序方向电流保护及过电压保护。
Ÿ 线路远跳保护按二次系统设计文件执行。
Ÿ 安控装置按按二次系统设计文件执行。
（8） 220kV并联电抗器（包括中性点小电抗器）保护
1) 并联电抗器差动保护：采用三相差动保护。保护动作瞬时断开220kV线路双侧断路器。
2) 并联电抗器零序差动保护：保护动作瞬时断开220kV线路双侧断路器。
3) 并联电抗器匝间短路保护：保护动作瞬时断开220kV线路双侧断路器。
4) 并联电抗器过电流保护：保护动作延时断开220kV线路双侧断路器。
5) 并联电抗器零序过流保护：保护动作延时断开220kV线路双侧断路器。
6) 并联电抗器过负荷保护：保护动作延时发告警信号。
7) 中性点小电抗器接地电流保护：保护动作延时断开220kV线路双侧断路器。
8) 中性点小电抗器过负荷保护：保护动作延时发告警信号。
6.3.3.4 故障录波
多布电站按每两台发电机变压器单元配置一套故障录波装置，两条220kV线路设1套微机型故障录波装置。一条110kV线路设1套微机故障录波装置。线路微机故障录波装置应具有具有故障测距功能。多路模拟量和开关量输入，能自动记录机组或电力系统的各种故障信息，包括：故障时间、故障名称和性质、故障点的距离、各模拟输入量（如电流、电压等）在系统故障或振荡前后的电量波形图，各开关输入量在故障前的状态以及启动前后开关量变化轨迹图等。并能显示、打印及存储以上故障信息，为机组和电力系统进行详细的故障分析提供可靠的依据。
6.3.3.5继电保护和自动装置的通信接口
本电站的保护系统和自动装置必须具备与计算机监控系统通信的能力，发电机保护系统、变压器保护系统、故障录波系统和自动装置通过以太网接口或串口通信方式与机组LCU进行数据通信；开关站各设备的保护和自动装置通过以太网或串口通信与开关站LCU进行数据通信。在电站设置保护管理子站的情况下，各保护装置和故障录波装置通过以太网方式同保护管理子站通信。保护管理子站作为电站监控系统一个节点通过以太网交换机同电站监控系统通信。同时保护管理子站根据接入系统要求配置相应的系统通信接口设备。具体工作在接入系统设计完成后确定。
6.3.4测量及互感器配置
6.3.4.1测量系统
多布水电站的电气测量仪表参照《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137－2001的规定设置.
电站的电气测量通过交采装置及多功能电能表采集进入电站计算机监控系统，机旁励磁盘柜及现地控制单元配置常规电流、电压仪表。
电站非电气量信号通过RTD或4mA～20mA直流模拟量进行采集，并进入全厂计算机监控系统以实现在线监测，非电气量系统监测采用性能稳定、灵敏度高的传感器和变送器。
每台机组设置一套在线监测采集装置，全厂设置一套在线监测分析系统。
计费用的关口专用电能计费装置，设备选型由供电部门选定或认可。用于计费回路的电流互感器误差等级为0.2S级，电压互感器精确级为0.2。计量回路电流、电压线圈应专用。
电站上下游以及各机组段进水口拦污栅设置水位及压差测量装置，测量数据接入全厂公用LCU和坝区LCU。
6.3.4.2电流、电压互感器的配置
PT&CT的配置：见文件后附图《电气二次单线图》。
6..3.5火灾报警系统
电站按一级防火对象考虑配置火灾报警系统。
电站设一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统以微机型集中报警控制器为中心，包括火灾报警装置、多线手动控制设备、火警联动控制设备以及现地各类火灾探测器、信号模块以及控制模块组成，并配置火警电话和火灾报警装置。火灾报警系统配置独立的UPS电源和供电系统。火灾自动报警系统可实现对通风系统风机和防火阀的联动控制。
火灾报警控制器能显示火灾报警部位信号和控制信号，系统采用编码传输总线制方式管理全厂的各探测报警装置、联动控制设备及火警电话等。
火灾探测器主要包括光电感烟探测器、温感探测器、对射式烟感探测器、缆式感温探测器等，火灾报警系统设计详见消防专题报告。
6.3.6工业电视系统
电站设一套工业电视系统，实现对电站主要电气设备、公用设备、进水口、泄洪闸门等运行现场的视频监视，系统主要配置前置摄像机及相关附件、数字硬盘录像机、视频监视客户端以及网络传输设备。视频信号通过电网调度通信网络可实现视频信号的远传。工业电视系统同电站火灾报警系统实现报警联动，在火情发生时为消防值班人员提供直观画面判据。
6.3.7控制电源系统
根据电站整体布置、电站设置一套220V直流控制电源系统。直流系统结构参见220V直流控制电源系统接线图。
（1） 直流控制电源系统
a) 直流控制电源系统电压等级选用220V一级电压。各系统所需其它电压等级电源由各系统设备提供，直流系统按两级配电电源设计。
b) 按照电站规模和220kV电压等级对直流系统的要求，电站直流控制电源系统配置两组蓄电池、两台充电/浮充电装置和一套移动式放电装置,采用单母线分段接线方式；由于目前断路器跳合闸电流较小，故直流系统考虑只设一组控制母线，两组蓄电池和充电/浮充电装置挂在控制母线上，一套放电装置公用。在两段母线上装设一套微机型直流系统绝缘监测装置主机和一台从机，以监视直流系统的绝缘水平。同时装设一套微机型直流集中监控单元。
c) 直流系统选用由高频开关电源模块组成的充电/浮充电装置，每台充电装置采用N+1电源模块方式。
d) 直流系统每组蓄电池的容量初步估算约为600AH；每组103～105只，单体电池电压2V。蓄电池选用阀控式密封铅酸蓄电池，不设置端电池，设置电池巡检装置。
e) 系统装设连续工作并具有足够灵敏度的绝缘监测装置，以便及时发现直流系统绝缘降低或接地情况。当系统中任何一级绝缘下降时，绝缘监测装置应能动作并发出灯光和音响信号，并可快速检测出接地回路和接地电阻的数值。
f) 系统配置充装置出口电流及母线电压变送器。
（2） 二级配电系统
根据电站二次设备布置及直流负荷布置情况，直流系统按两级配电方式实现，在各机组段及开关站分别设置二级控制电源配电屏，开关站直流配电母线为单母分段接线，分别由全厂直流系统两段母线供电。机旁配电盘配电母线按单母线考虑，由全厂直流系统两段母线供电并相互闭锁。每面分配电屏内配置一台微机绝缘监测装置，并实现同直流系统绝缘监测装置主机通信。交流配电母线为单母线，电源取自两段厂用电母线并经隔离变压器供电，两段母线进线设置电源自动切换装置。
6.3.8 电气二次设备布置
电站电气二次设备按就地和集中相结合的原则布置，对于各机组单元和公用系统控制设备，就近布置于个机组段上下游侧和公用系统设备室，开关站监控及系统保护设备集中布置在设在开关站的二次控制室。
（1） 发电机层机旁：
机组励磁盘 4面/机
发电机保护盘 1面/机
机组LCU屏 3面/机
主变保护屏 2面/台
发电机变压器故障录波盘 1面/两台机
机旁控制电源配电盘 1面/机
机组机械制动柜 1面/机
机组压油装置控制盘 1套
机组调速器电气柜 1面/机
机组动态监测盘 1面（4台机共一面）
（2） 发电机水轮机层
发电机端子箱、中性点端子箱 2个/机
水轮机端子箱 1个/机
机组技术供水控制屏 1面
辅助设备控制箱 2～3个/机
（3） 厂用电配电室
全厂公用LCU屏 3面
直流控制电源及馈线屏 4面
全厂通风系统控制盘 1面
厂用电备自投设备 2套
（4） 蓄电池室
蓄电池 2组
（5） 各公用设备室
中低压气系统控制盘 2面
机组检修及全厂渗漏排水控制盘 2~3面
机组公用技术供水控制箱 1个
（6） 中控室及计算机房
火灾报警及消防联动控制盘 1面
工业电视控制盘 2面
计算机监控系统电站级设备 1套
（7） 开关站GIS保护盘室
开关站LCU屏 4面
联络变压器保护屏 2面
电能计费系统盘 1面
联络变压器保护盘 2面
110kV线路保护盘 2面
220kV母线保护盘 2面
110kV线路故障录波屏 1面
220kV线路故障录波屏 1面
控制电源配电盘 1面
系统安全稳定装置 2面
继电保护管理子站 1面
（8） 闸门控制室
坝区LCU屏 1面
闸门控制屏 待定
6.3.9 全厂二次接地网
全厂二次设备设置统一的二次接地网，所有二次设备均通过二次接地网实现接地。二次接地网由截面大于100mm2的绝缘铜线或铜排构成，二次接地网同电站一次接地网一点接地。
6.3.10主要电气二次设备清单
见附表：电气二次设备清单。
序号
设备名称
型号及规格
数 量
单 位
备注
一、计算机监控系统
1
计算机监控系统

1
套

1.1
站控层设备

1
套

1.2
网络设备（路由器、交换机)

1
套

1.3
监控系统电源设备

1
套

1.4
机组LCU屏

4
套

1.5
公用系统LCU屏

1
套

1.6
开关站LCU屏

1
套

1.7
坝区LCU屏

1
套

二、继电保护及其它系统
1
发电机保护屏
微机型
4×1
面

2
变压器保护屏
微机型
4×2
面

3
110kV线路保护屏
微机型
2
面
系统设计
4
220kV母线保护屏
微机型
2
面
系统设计
5
220kV线路保护屏
微机型
2x2
面
系统设计

220kV电抗器保护屏
微机型
2
面

6
厂用变保护装置
微机型
5
台

7
发电机变压器故障录波屏
微机型
2
面

8
线路故障录波屏
微机型
2
面

9
安全自动装置

2
套
系统设计
10
电量测量及计费屏

1
套
系统设计

三、控制电源
1
直流控制电源系统
600Ah
1
套

2
机旁及开关站控制电源配电屏

6
面

四、机组辅助设备及全厂公用系统设备控制
1
机组在线动态监测系统

1
套

2
机组压油装置控制屏

4
面

3
机组技术供水控制屏

4
面

4
全厂公用技术供水控制箱

1
个

5
厂用电备自投系统

1
套

6
全厂消防及生活水泵控制屏

1
套

7
机组检修及全厂渗漏排水控制屏

1
套

8
中低压气系统集中控制屏

1
面

9
全厂通风系统控制设备

1
套

10
机组/出线端子箱、控制箱

20
个

11
机组自动化元件

4
套

12
全厂油、气、水系统自动化元件

1
套

六、