10、南方电网设备标准技术标书-110kv 变电站自动化系统

南方电网设备标准技术标书110kV变电站自动化系统（包括五防系统）编号：中国南方电网有限责任公司2013年01月65中国南方电网有限责任公司110kV变电站计算机监控系统标准技术标书 第 65 页 / 共 66 页目 次1、总则12、应遵循的主要标准23、使用条件34、技术要求45、功能要求176、试验397、包装、运输、贮存和质量保证418、双方工作安排419、订货范围46附表一 技术性能偏差表56附表二 备品备件、维护工具和仪器清单57附表三 顺控功能设备表59附表四 1100kV变电站计算机监控系统分项报价设备表60附图一 110kV变电站计算机监控系统典型结构图661、总则1.1 本招标技术文件适用于110kV变电站计算机监控系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2 投标者必须具有3年以上110kV变电站计算机监控系统的设计、制造经验, 并有质检部门的认可文件、ISO-9001质量认证书或相当的认证文件、国家电力部门鉴定证书和生产许可证, 提供的设备必须提供在电力系统商业运行的良好记录。1.3 投标者的110kV变电站计算机监控系统设备须通过南方电网入网测试，并附确认文件。投标时应提供经过审查的典型图纸。1.4 本招标技术文件提出的是最低限度的技术要求, 并未对一切技术细节作出规定, 也未充分引述有关标准和规范的条文, 投标方应提供符合本招标技术文件和工业标准的优质产品。1.5 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议, 则意味着投标方提供的设备(或系统)完全符合本招标技术文件的要求。如有异议, 不管是多么微小, 都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.6 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时, 按较高标准执行。1.7 本招标技术文件经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。1.8 投标方在应标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。1.9 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。1.10 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。1.11 本招标技术文件未尽事宜, 由买卖双方协商确定。2、应遵循的主要标准下列标准所包含的条文, 通过在本招标技术文件中引用而构成本招标技术文件的基本条文。在本招标技术文件出版时, 所示版本均为有效。所有标准都会被修订, 使用本招标技术文件的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。按标准号顺序排列标准，如果各标准要求有所不同，满足更高的标准要求。GB 19520.12-2009电子设备机械结构 482.6mm(19in)系列机械结构尺寸 第3-101部分：插箱及其插件GB/T 2887-2011计算机场地通用规范GB/T 9361-2011计算机场地安全要求GB/T13729-2002远动终端设备GB/T 15153.1-1998远动设备及系统 第2部分；工作条件 第1篇：电源和电磁兼容性GB/T 15153.2-2000远动设备及系统 第2部分；工作条件 第2篇：环境条件GB/T16435.1-1996远动设备及系统接口（电气特性）GB/T 17626.2-2006电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3-2006电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4-2008电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.5-2008电磁兼容 试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.6-2008电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T 17626.8-2006电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场的抗扰度试验GB/T 17742-2008中国地震烈度表GB/T 18657-2002远动设备及系统 第5部分:传输规约DL/T621-1997交流电气装置的接地DL5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T634.5101-2002远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准DL/T634.5104-2002远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问DL/T 667-1999远动设备及系统 第5-103部分：传输规约 继电保护设备信息接口配套标准DL/T672-1999变电站电压无功调节控制装置定货技术条件DL/T 720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 860-2004变电站通信网络和系统DL/T 5136-2012火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规定DL/T 5103-201235kV220kV无人值班变电站设计规程电力二次系统安全防护总体方案电监安全200634 号Q/CSG 110007 -2012Q/CSG 110006 -2012南方电网DL634.5.101-2002远动协议实施细则南方电网DL634.5.104-2002远动协议实施细则Q / CSG110005-2012中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范Q / CSG110025-2012 南方电网110kV及以下变电站变电站计算机监控系统技术规范3、使用条件3.1 正常工作大气条件a) 环境温度：-10+55；b) 相对湿度：5%95%(产品内部既不应凝露，也不应结冰)；c) 大气压力：80kPa106kPa。3.2 贮存、运输环境条件a) 装置在运输中允许的环境温度-4070，相对湿度不大于85%；b) 在贮存中允许的环境温度-2555，相对湿度不大于85%，在不施加任何激励量的条件下，装置不出现不可逆变化。3.3 周围环境a) 场地符合GB/T 9361-2011中B类安全要求；b) 使用地点不出现超过GB/T 11287规定的严酷等级为I级的振动；不发生GB/T 177422008规定的烈度为度的地震；c) 使用地点无爆炸危险的物质，周围介质中不含有能腐蚀金属、破坏绝缘和表面敷层的介质及导电介质，没有严重的霉菌存在；4、技术要求4.1 额定电气参数4.1.1 交流工频电量测量应采用交流采样方式。(1) 额定交流输入：电流5A(6A)、1A(2A)，电压100V(线电压)；(相电压)；220V/380V(站用电)，频率50Hz；(2) 14位及以上高精度模数转换器，采样速度应32点/周波；(3) 输入回路应有电气隔离；(4) 电压互感器回路应有快速小开关保护；(5) CT回路应有短路压板和串接回路；(6) 满量程应有200%的裕度，满量程后数据保持最大值；(7) 交流采样测量误差0.2(U，I)；0.5(P，Q)； (8) 模拟量死区整定值0.2；(9) 遥测扫描响应时间0.5 s。(10) 其它指标应满足GB/T 13729/2002中的相关要求。4.1.2 非电气量直流输入回路非电量信号宜采用直流采样。(1) 模拟量输入：420mA/020mA和15V/05V；可通过插件内部跳线设置。(2) A/D转换精度0.2；(3) 模拟量死区整定值0.2。4.1.3 开关量(包括BCD码)输入回路(1) 输入方式：无源空接点，并经光电隔离；(2) 输入回路应有防抖动的滤波回路；(3) SOE分辨率2ms。(4) 户外开关量的工作输入电压DC110V/220V。4.1.4 开关量输出回路(1) 输出方式：空接点、硬压板。(2) 接点容量：接点闭合容量(不断弧)：8A 250V AC，5A 220V DC。(3) 接点开断容量：8A 250V AC，60W 220V DC。(4) 对断路器、隔离开关控制宜采用脉冲输出，输出继电器接点闭合自保持时间：20ms10s可调。(5) 断路器、隔离开关控制出口回路均应经连接片才连至端子排上, 以方便运行人员投退，控制出口连接片应装在测控屏正面, 以方便运行人员操作。(6) 压板可采用普通分立式、线簧式和其他样式。如采用分立式连接片，连接片的开口端应装在上方，并满足以下要求：连接片在落下过程中必须和相邻连接片有足够的距离，保证在操作连接片时不会碰到相邻的连接片；连接片在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过测控屏的连接片导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；连接片在拧紧后不会接地。4.1.5 每套测控(装置)交流电压回路功耗: 不大于1VA/相(保护)4.1.6 每套测控(装置)交流电流回路功耗: 不大于0.5VA/相(保护)In=1A4.1.7 设备工频耐压交流回路对地 2kV/分直流回路对地 1.5kV/分交流回路对直流回路 2kV/分浪涌电压冲击试验 5kV 1.2/50ms4.2 技术性能4.2.1 系统结构4.2.1.1变电站计算机监控系统由站控层和间隔层两部分组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。本招标技术文件要求投标方按IEC61850(DL/T860)方案投标。4.2.1.2系统结构的分布性必须满足系统中任一装置故障或退出都不应影响系统的正常运行；站控层设备及网络发生故障而停运时，不能影响间隔层的正常运行。4.2.1.3计算机监控系统应满足电力二次系统安全防护总体方案的要求。4.2.2 网络结构4.2.2.1监控系统的站控层和主控楼间隔层设备应采用以太网方式组网，高压室的监控设备宜采用以太网方式组网，也可采用1Mbps及以上传输速率的现场总线组网，并采用冗余通信网络结构。冗余组网方式宜采用双星型网方式，双网均应同时进行数据通信，能实现网络无缝切换；继电保护信息系统与监控系统共同组网。4.2.2.2应具备合理网络架构和信息处理机制，保证在正常运行状态及事故状态下均不会出现因为网络负荷过重而导致系统死机或严重影响系统运行速度的情况。4.2.2.3 变电站计算机监控系统必须具有与电力调度数据网连接的能力，按要求实现站内调度自动化、保护、管理等多种信息的远程传送。4.2.3 硬件设备变电站计算机监控系统的硬件设备由站控层设备、间隔层设备两部分组成。4.2.3.1硬件设备总体要求：(1) 硬件设备应采用模块化结构和选用方便扩展、配套、运行维护的标准化、系列化产品，并应具有较强的适应能力。(2) 硬件设备必须具备抗强电场、强磁场、静电干扰的能力，并应有防止雷电冲击和系统过电压措施。(3) 硬件系统应配有必要的备品备件及专用维修仪器和工具。(4) 自动化装置应有明确标识以表明其运行状态。(5) 冗余配置的远动装置应采用辐射供电方式，其直流供电电源应分别取自不同段直流母线；交换机等网络设备采用直流供电电源时，按A、B网应分别采用辐射供电方式。A、B双网的交换机等网络设备应取自不同段直流母线。4.2.3.2 站控层设备本招标技术文件中所指的站控层设备包括主机/操作员/五防工作站、远动装置、微机五防工作站、打印机等。(1) 主机/操作员/五防工作站主机具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制。操作员工作站是站内计算机监控系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。主机/操作员/五防工作站操作员站和主机采用冗余配置，操作员站、五防工作站可与主机在计算机硬件上合并设置。主要技术性能：处理器字长 64位主频： 2GHz内存： 2GB硬盘： 73GB*4网卡： 100/1000M每套主机/操作员/五防工作站至少应包括：1台工业控制级工作站，1台显示器，1个键盘，1个鼠标，3个网络接口、1台可读写光驱、2个串口、2个远动通信防雷保护器、1个并口等。(2) 远动装置直接从间隔层测控单元、保护装置等设备获取调度所需的数据，实现远动信息的直采直送，远动装置和站控层主机的运行互不影响；必须具备同时与4个及以上相关调度/集控站进行远动数据通信的能力，并且与不同调度/集控站通信的实时数据库具有相对独立性，不相互影响数据的刷新，且应同时支持网络通道和专线通道两种方式与各级调度连接，并可根据实际需要灵活配置。通信接口的型号和数量满足各级调度的具体要求。远动装置应双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式均应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。调制解调器传送各级调度的通信模块应独立配置，且宜支持热插拔。远动子系统不应该存在单点故障导致系统全部失效的隐患。当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。技术要求如下：a) 远动装置在故障、重启及切换的过程中不应引起误操作及数据重发、误发、漏发，并不能出现抢主机的现象；b) 应具备为调度中心提供SOE数据的功能，并能按调度要求选送SOE；c) 缓冲区的容量满足变电站事故时的处理要求，不发生数据溢出的现象；d) 远动装置应具备与调度中心和站内时钟同步系统对时的功能；e) 采用模块化结构，便于维护和扩展；f) 采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等转动部件；g) 每台工作站至少提供两个接入调度数据网的网口。h) 远动装置应具备装置异常告警接点、主备机运行工况信号。i) 远动装置应能记录遥控命令来源。每台远动装置至少包括：1台工作站(采用嵌入式系统)、3个用于远传的网络接口、2个串口、2个远动通信防雷保护器、MODEM 2只等。(3) 五防子系统五防子系统主要包含五防主机、五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统宜与变电站计算机监控系统一体化配置，五防软件应是变电站计算机监控系统后台软件的一个有机组成部分。全站配置1台五防工作站与主机/操作员工作站合并配置。主要技术性能：处理器字长 64位主频： 2GHz内存： 2GB硬盘： 73GB*2网卡： 100/1000M五防主机至少包括：1台工作站、1台显示器、1个键盘、1个鼠标、2个网络接口、2个串口，1个并口，电脑钥匙及锁具2套，解锁钥匙等。(4) 打印机网络激光打印机：1台，A3、A4幅面任选，分辨率600bpi。招标方也可根据实际需要增加配置一台逐行打印的针式打印机。4.2.3.3 间隔层设备4.2.3.3.1 测控装置间隔层的测控装置应面向对象设计，采用统一的硬件平台、统一的软件平台、统一的数据库管理。装置应采用32位CPU、DSP硬件平台，14位及以上高精度模数转换器，采用嵌入式实时操作系统(RTOS)。线路测控单元按线路配置；主变测控单元按侧分别配置，组成主变测控屏。公用测控、母线测控装置单独配置。应满足以下基本要求：(1) I/O测控单元应是模块化、标准化的，易维护和更换，且模块允许带电插拔的。任何一个模块故障(MCU和电源除外)，应不影响其它模块的正常工作。测控单元应配备诊断、维护、编程接口。(2) I/O测控单元应选用强电I/O模块，能在静电、高频、强磁场干扰的环境中正常工作而不降低精度和处理能力，抗干扰能力满足变电站运行环境要求。(3) 应保证在接点抖动(单点防抖时间可设置)以及存在外部干扰情况下不误发信号。(4) 测控单元应具有断路器合闸同期检测功能和“捕捉”同期功能，PT二次回路断线时，不能造成非同期合闸。间隔层装置的五防闭锁功能应不依赖站级控制层设备。当站级控制层发生故障而停运时，不能影响间隔级控制层设备的正常五防闭锁控制操作。(5) 间隔级控制层的单元测控装置应能实时反映本间隔高压设备的分、合状态，并应能显示电气单元的实时模拟接线状态图。(6) I/O测控单元按变电站间隔并考虑电气接线特点和一次设备布置进行配置。(7) 间隔级控制层设备应能互相通信，实现信息共享。(8) 间隔层设备人机界面友好，装置面板具备LED、液晶、按键，全部菜单支持中文显示。(9) 具有IRIGB对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。(10) 测控装置能记录各种操作命令的来源。(11) 满量程应有2倍的裕度，并保证足够的精度，满量程后数据不能归零且上送标志位。(12) 测控单元在进行遥控操作或传动试验时，必须进行密码确认，不允许密码缺省。(13) 如果在测控屏内二次回路布置端子排式光隔，光隔启动电压应高于额定电压的70%，返回电压不低于50%，持续时间约300ms。(14) 测控装置遥信防抖时间设置必须满足保护装置合闸不成功跳闸的全过程，遥信防抖时间要求可调，出厂默认设置为20ms。4.2.3.3.2 备自投装置备用电源自动投入装置应采用微机型装置，根据一次接线的方式划分如下：分段断路器备用电源自动投入装置、变压器备用电源自动投入装置、进线备用电源自动投入装置及桥断路器备用电源自动投入装置。微机型备用电源自动投入装置应满足以下要求：(1) 有自检功能，当自检到异常时，应发信号，并有防止误出口措施。(2) 具备以太网或RS485接口与监控系统实现通信，规约应采用DL/T667-1999规约。通过此接口可以实现SOE的上传以及定值的召唤与修改等功能。(3) 具备自动保存至少10条最新事件顺序记录的功能，并具备掉电不丢失功能，需要时可重新调出查看。(4) 具有IRIGB对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。(5) 应具备就地手动投退和远方遥控投退软压板的功能，并可将软压板状态信号通过遥信方式上送当地监控后台和调度自动化系统。(6) 应具备充电已满和放电的遥信信号，且应上送当地监控后台及调度自动化系统。4.2.3.3.3 小电流接地选线装置指适用于10kV中性点不接地系统发生单相接地故障时的选线装置(或软件)，经消弧线圈接地系统的单相接地故障选线装置随消弧线圈选配，不在本标准标书范围内。4.2.3.4 网络设备包括网络交换机、规约转换器及网络敷设材料等。(1)网络交换机应满足如下技术要求：a) 采用直流220V或110V供电的工业以太网交换机，应采用无风扇设计，有较宽的工作温度范围(-40+70)；b) 满足DL/T860.3电磁干扰抗扰性要求，其中电气快速瞬变要符合GB/T17626-4-4四级要求，且在电气快速瞬变四级条件下，光纤接口在流量范围内无丢包现象；浪涌要符合 GB/T17626-4-5四级要求，在浪涌四级条件下，交换机正常运行，在流量范围内无丢包现象；c) 端口采用RJ45或光纤接口，数量不少于16个，必须实现交换机端口满载时的每端口全线速交换，单机端口吞吐量100M，丢包率为0，CT延时小于200us，S&F延时小于10us(CT：先进先出延时；S&F存储转发延时)；d) 端口流量超过容量限制时，交换机应保证容量数据通过，无死机现象；e) 应支持网络风暴抑止和网络流量控制功能，网络风暴抑制不应该有累计现象，宜具备分端口设置功能；须具备入端口网络风暴抑止功能，宜具备出端口网络风暴抑止功能；宜具备按报文类型的不同进行区别配置网络风暴抑止功能，广播报文能划分为以下几种：广播报文、未知组播报文、未知单播报文等；速率限制的粒度宜为64Kbps；f) 应采用分布式交换处理结构，所有接口模块均具有本地自主交换的能力；g) 电源接口、网口均应采用后置式，电源接口端子采用优质端子。h) MTBF 50000小时；i) 交换机支持配置错误诊断，支持IP地址冲突检测功能，宜支持状态监控(温度、收发光功率)；j) 应具备系统日志记录功能以及告警信息的配置功能，并通过软件上传、下载；k) 应具备端口镜像功能，实现一对多的镜像功能；l) 必须具备802.p的8个优先级的要求；m) 应能够支持SNMP v1/v2/v3，n) 网络管理和配置：交换机的管理方式必须简单、易用；应支持WEB方式管理、支持Command Line Interface(CLI)命令行方式对交换机的功能进行配置；网络管理需能够在Windows/Unix/Linux环境下实现；o) 组播数据的过滤；支持IGMP v1/v2/v3；支持IGMP Snooping、IGMP Querier；p) VLAN(虚拟局域网)：交换机应支持基于端口划分VLAN；可支持256个VLAN，支持GVRP功能。q) MAC地址表容量：不低于8K；组播组学习能力不低于512r) 应用于环网的交换机：应支持RSTP(IEEE802.1D、IEEE802.1w快速生成树)协议，支持MRP(IEC62439工业环网冗余)协议；环网自愈性能应满足95%负载情况下10台交换机组成环网的最大恢复时间不超过10ms；并支持单环、多环拓扑结构。s) 具备装置告警信号输出接点。鉴于网络交换机在变电站计算机监控系统网络中的重要地位，且部分投标单位采用外购网络交换机，因此投标单位在投标时应选择成熟、稳定的并在国内电力系统有大量业绩的产品，并需提供由国家权威机构和南方电网委托机构出具的该产品的电磁兼容测试报告、电磁干扰下的性能测试报告、使用环境温度测试报告、性能测试报告。(2) 规约转换器计算机监控系统的规约转换器采用数据通信方式收集各类信息，负责直流电源系统、交流不停电系统、火灾报警装置及主要设备在线监测系统等子系统的接入，其容量及接口数量应满足以上所有设备的接入，并留有一定的余度，具备可扩充性以满足终期要求。规约转换器应能实现双机自动切换功能。（3）协议转换器协议转换器负责将远动装置RS232串口转换成E1接口，将远动信息通过2M专线送相关调度。（4）路由器路由器负责将远动装置RJ45网口转换成E1接口并进行通道切换，将远动信息通过2M专线送相关调度。4.2.4 软件系统4.2.4.1软件总体要求：(1) 系统的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本；(2) 系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳；(3) 系统应遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作；(4) 系统使用的全部软件为正版软件，提供全套使用授权。(5) 系统应遵循国际标准，满足开放性要求，选用通用的或者标准化的软硬件产品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力工业标准。(6) 系统应采用开放式体系结构，提供开放式环境，能支持多种硬件平台，支撑平台应采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便的实现与其他系统间的接口； (7) 系统具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，以满足电网监控与运行管理不断发展的要求；(8) 系统应具备图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，保证三者数据的同步性和一致性；(9) 系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软、硬件资源、数据的非法利用，严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散，当入侵发生时系统能及时报告、检查与处理，系统万一被入侵成功或发生其它情况导致数据服务崩溃时要能有良好的恢复机制4.2.4.2 系统软件宜以中间件为系统集成框架，采用开放式体系结构，可分为操作系统层、支撑平台层和应用层共三个层次(具体产品可根据设计需要和技术的发展，细分为更多的层次)。(10) 操作系统层：可采用符合POSIX和OSF标准的UNIX和LINUX操作系统，也可选用符合POSIX和OSF标准的Windows 系列操作系统。(11) 支撑平台层：是整个体系结构的核心，一般情况可将其分类为集成总线层、数据总线层、公共服务层等三层，集成总线层提供各公共服务元素、各应用系统以及第三方软件之间规范化的交互机制，数据总线层为它们提供适当的数据访问服务，公共服务层为各应用系统实现其应用功能提供各种服务，比如图形界面、告警服务、网络管理监视等。(12) 公共服务层：为各应用系统实现其应用功能提供各种服务，包括图模库一体化的图形管理工具、系统管理、报表管理、权限管理、告警服务、数据通信服务、网络管理监视等。4.2.5 系统性能指标(1) 模拟量测量误差 P、Q0.5%；U、I0.2%(2) 电网频率测量误差 0.01 Hz(3) 站内事件顺序记录分辨率(SOE) 2ms(4) 遥测信息响应时间从遥测量越死区至远动装置向远方调度发出报文的延迟时间 4s总召唤时通信装置向远方调度发出报文的延迟时间 2s从遥测量越死区至站控层显示的延迟时间 2s(5) 遥信变化响应时间从遥信变位至远动装置向远方调度发出报文的延迟时间 4s从遥信变位至站控层显示的延迟时间 2s(6) 从操作员工作站发出操作指令到现场变位信号返回总的时间响应4s(扣除回路和设备的动作时间)(7) 画面实时数据更新周期模拟量 3s(8) 控制操作正确率 100%(9) 遥控动作成功率 99.99%(10) 遥测合格率 98%(11) 事故时遥信年正确动作率 99%(12) 系统可用率 99.9%(13) 系统平均故障间隔时间(MTBF) 20000h(14) 各工作站的CPU平均负荷率：正常时(任意30min内) 30%电力系统故障(10s内) 50%(15) 监控系统网络平均负荷率：正常时(任意30min内) 20%电力系统故障(10s内) 40%(16) 模数转换分辨率 14位(17) 测控装置对时精度 1ms(18) 事故追忆事故前：1min事故后：2min(19) 模拟输入信号容量 10000(20) 开关量输入信号容量 32768(21) 开关量输出信号容量 1024(22) 主机及远动装置双机切换时间 30s(23) 动态画面响应时间 2s4.2.6 间隔层性能指标1) 间隔层测控单元平均无故障间隔时间 30000h2) 监控单元的CPU负荷率：正常时30%；故障时50%。3) 交流采样测量误差 0.2(U、I)；0.5(P、Q、COS)其中母线电压0.14) 采样模数转换分辨率14位(带1位符号位)5) 实时数据扫描周期 2s6) 实时数据循环上送周期 5分钟7) 模拟量死区整定值 0.28) 系统的可用率 99.94.2.7 间隔层及网络设备的抗干扰能力对静电放电 符合GB/T17626-4-2 4级对辐射电磁场 符合GB/T17626-4-3 3级(网络要求4级)对快速瞬变 符合GB/T17626-4-4 4级对冲击(浪涌) 符合GB/T17626-4-5 3级对电磁感应的传导符合GB/T17626-4-6 3级对工频电磁场 符合GB/T17626-4-8 5级对脉冲电磁场 符合GB/T17626-4-9 5级对阻尼振荡磁场 符合GB/T17626-4-10 5级对振荡波 符合GB/T17626-4-12 2级(信号端口)4.2.8 网络性能指标网络通信负荷率：变电站运行正常时通信负荷率30；一次设备发生故障时通信负荷率40。4.3 制造工艺的一般要求4.3.1 柜体4.3.1.1 柜内所安装的元器件应有型式试验报告和合格证。装置结构模式由插件组成插箱或屏柜。插件、插箱的外形尺寸应符合GB3046.1的规定。装置中的插件应牢固、可靠，可更换。屏柜包括所有安装在屏上的插件、插箱及单个组件应满足防震要求。插件、插箱应有明显的接地标志。所有元件应排列整齐，层次分明，便于运行、调试、维修和拆装，并留有足够的空间。4.3.1.2 屏柜下方应设置专用的并与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100 mm2 ，屏间铜排应方便首尾互连。4.3.1.3 柜体防护等级IP30级，选用高强度钢组合结构，并充分考虑散热的要求。用于安装有风扇设备的柜体必须采用前后网门结构，网孔的大小、位置应满足设备散热量的要求。4.3.1.4 所有端子的额定值为1000V、10A，压接型阻燃端子。电流回路的端子应能接不小于4mm2的电缆芯线。CT的二次回路应提供标准的试验端子，便于断开或短接各保护装置的输入与输出回路。一个端子只允许接入一根导线。端子排间应有足够的绝缘，端子排应根据功能分段排列，并应留有20的备用端子，直流电源的正负极不应布置在相邻的端子上。屏内配接线端子采用优质端子。遥信、遥控端子排分段设置并相互隔开。4.3.1.5 前后开门柜体结构尺寸为2260800600mm，前开门旋转式柜体结构2260800800mm，端子接线位于后门。导线的颜色代号基本上应该与制造厂的标准一致。柜体颜色在合同签订后由招标方最终决定。引线应该加套, 这些套的颜色就作为相序的代号:交流回路中的相序是：(1) A相 黄色(2) B相 绿色(3) C相 红色(4) 中性线 淡蓝色在直流回路中:(1) (正极) 棕色(2) (负极) 蓝色4.3.1.6 屏柜均有足够的支撑强度，应提供说明书，以保证能够正确起吊、运输、存放和安装设备，且应提供地脚螺栓孔。4.3.1.7 屏内的顶板上不宜装设照明灯，如装有交流220伏、20瓦的白炽灯，应经专用交流空气开关手动控制，禁止采用门控开关控制。4.3.1.8 屏面应清洁，并涂有一层底漆和两层面漆，以防止在运输、仓储和运行中的腐蚀和锈蚀。屏与屏的内外应清洁，应无灰尘、划痕及油污识别。4.3.1.9 屏上的所有设备均应有铭牌或标签框，以便于识别，铭牌应该固定在屏的表面或屏内显目的地方, 铭牌应该用透明的丙烯酸树脂制成、铭牌为白底, 其上为黑色的粗体字, 并用中文标注，铭牌的尺寸：400X60mm。4.3.1.10主机服务器组屏安装，屏前、后门及屏项端应有足够的通风孔，屏内具有良好通风散热性；其它屏柜也应考虑散热功能是否良好。4.3. 1.11 由厂家负责敷设的网线应整齐，走向合理、布线美观；4.3.2 电子回路4.3.2.1 为了预防外部和/或内部的过电压引起误动作, 在电子电路中应该使用金属护套带屏蔽层的电缆或绞合电缆。4.3.2.2 电子电路和电气回路之间在路径上应该保持合理的间隙。4.3.2.3 电子电路的外部连接应该用连接器进行。4.3.2.4 应该用电线槽进行布线, 如果采用其他的布线系统则应由招标方审批这种布线系统。4.3.2.5 为了防止误动作和/或拒动, 在屏内应该有消除过电压发生的电路, 交流回路和直流回路都应该有预防外部过电压和电磁干扰或接地的措施。4.3.2.6 每块印刷电路板应该整个涂上漆以防潮气和灰尘侵入。4.3.3 防雷与接地4.3.3.1 控制室远动屏至通信屏的语音线或RS232等信号线，应在远动屏侧安装标称放电电流不小于2kA(8/20s)的相应信号SPD。4.3.3.2 变电站计算机监控系统与其他系统的通信线(如RS232、RS485等)应在两端安装标称放电电流不小于2kA(8/20s)的相应信号SPD。4.3.3.3 在规定的传输频率范围内，信号SPD插入损耗绝对值在频率大于2.2MHz时应0.3dB，在频率小于等于2.2MHz时应1.3dB。4.3.3.4 信号SPD的传输速率不应小于被保护设备的传输速率，驻波比应不大于1.2，误码率应110-9，脉冲宽度中点处正负脉冲幅度比：0.95，响应时间不应大于10ns。4.3.3.5 信号电涌保护器SPD应连接在被保护设备的信号端口上。信号电涌保护器SPD输出端与被保护设备的输入端口相连。信号电涌保护器SPD宜安装在屏柜内，固定在设备机架上或附近支撑物上。4.3.3.6信号SPD应便于安装和维护，并应对SPD的劣化状态做到可观、可测（例如可通过遥信接点实现劣化状态观测和监测功能）。4.3.3.7 单路信号电涌保护器SPD应连接在被保护设备的信号端口上。信号电涌保护器SPD输出端与被保护设备的输入端口相连。GPS馈线防雷器直接串联安装于设备馈线接口处，其它信号SPD采用工业化导轨式结构以适应电力机柜内安装。4.3.3.8多路集中式信号SPD优先采用19英吋机架式安装结构以适合电力标准机柜安装，要求机架上的信号SPD模块采用插拔式产品结构，以方便产品维护和定期性能检测。要求同一机架内可以任意配备不同信号端口的SPD以满足屏柜内多种信号线种类雷电防护的需求。4.3.3.9信号电涌保护器SPD接地端宜采用截面积不小于2.5mm2的铜芯导线与屏柜内局部等电位接地端子板连接，接地线应平直。4.3.3.10变电站二次系统应采用共用接地方式，接地电阻应满足R2000/I。4.3.3.11二次系统的所有屏柜内应设置专用的接地铜排，其截面不得小于100mm2(推荐使用403mm2)，且屏内的接地铜排应就近用不小于100mm2铜导线接到二次接地铜排上。各种SPD的接地线就近引接至屏内的接地铜排。4.3.3.12所有屏柜内设备的金属外壳应可靠接地，屏（柜）的门等活动部分应与屏（柜）体良好连接。5、功能要求5.1 站控层功能要求5.1.1 数据采集和处理变电站计算机监控系统应能实现数据采集和处理功能，其数据采集范围必须满足现场和远方集控中心、调度对电网运行监视、控制的需求，监控系统数据一般分为模拟量、开关量、电能量以及其它装置的运行数据等。5.1.1.1 信息采集原则(1) 监控系统通过I/O测控单元实时采集模拟量、开关量等信息量；通过智能设备接口接受来自其他智能装置的数据。(2) 非数字化变电站的信息采集装置应保持与保护装置的相对独立：配电装置的断路器、隔离开关、接地开关、操作机构的运行状态均直接由测控单元采用硬接点方式采集，全站交直流工频电量测量均应采用交流采样方式，凡涉及控制的一次设备位置信号应按双态位置采集，对分相断路器位置信号应可分相采集并能进行规律合成。(3) 宜采用网络通信方式采集继电保护设备、电能计量装置、UPS电源、站用直流电源、通信设备和机房动力环境等变电站运行设备的运行状态信息、动作报告、保护装置的复归和投退、定值的设定和修改等信息，并对故障录波的信息实现监视。重要的保护信号、设备运行状态信息和无法通过通信接口输出的设备运行状态信号和报警信息等宜采用硬接点的方式采集。5.1.1.2 信息量配置各变电站采集数据要满足供电可靠性、设备可用率、电压合格率、线损、电能电量等生产管理的要求，做到全方位、实时监控，确保电网、设备安全运行。5.1.2 同步对时监控系统设备应从站内时间同步系统获得授时(对时)信号，保证I/O数据采集单元的时间同步达到1ms精度要求。站控层设备从时间同步信号扩展装置接受以下标准同步时钟信号之一来满足对时需求： IRIG-B码（优先）、脉冲信号（空接点、TTL电平）、时间报文（串口）、以太网对时信号。当时钟失去同步时，应自动告警并记录事件。监控系统站控层设备优先采用SNTP对时或更高精度的对时方式。5.1.3 监视变电站所有的一次、二次设备的运行状态信号都必须归入监控系统的监视范围，监控系统设主机/操作员工作站，具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，是站内自动化系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制，主机/操作员工作站采用双机互为热备的工作方式。5.1.3.1监控系统应能提供满足现场运行所需要的监视画面，如：电气主接线图、设备实时运行状态图、动态棒型图、动态曲线、历史曲线等和满足运行管理所需要的统计表格。5.1.3.2 电气设备的监视画面应具有电网拓扑着色功能。5.1.3.3 屏幕显示、制表打印、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应采用中文。5.1.3.4 监控信息能根据运行要求进行分类、分层、分级显示和统计。5.1.3.5 电气主接线图的图元、颜色、命名等应采用南方电网的统一标准。5.1.3.6 监控系统画面上的实时信息(遥测、遥信)的显示应能根据信息的当前品质状态使用不同的显示颜色。当前品质状态至少包括：l 采集失败l 越高限l 越低限l 无刷新(在一定的时间内没有收到，时间可设)l 死数(在一定的时间内数据没变化，时间可设)l 检修态l 人工置数5.1.4 报警监控系统应具有事故报警和预告报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。5.1.4.1 报警方式分为三种：一种为事故报警，由事故信号触发；一种为异常报警，由报警信号触发；一种为预告报警，由告知信号触发。5.1.4.2 事故状态方式时，事故报警立即发出音响报警(报警音量可调)，运行工作站的显示画面上用颜色改变并闪烁表示该设备变位，同时显示红色报警条文，报警条文可以选择随机打印或召唤打印。事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。报警一旦确认，声音、闪光即停止。第一次事故报警发生阶段，允许下一个报警信号进入，即第二次报警不应覆盖上一次的报警内容。报警装置可在任何时间进行手动试验，试验信息不予传送、记录。报警处理可以在主计算机上予以定义或退出。事故报警应有自动推画面功能。5.1.4.3 报警应能分层、分级、分类处理，起到事件的过滤作用，能现场灵活配置报警的处理方式。告警画面应能分级显示告警信息。5.1.4.4 报警应采用不同颜色，不同音响予以区别。5.1.4.5 对每一测量值(包括计算量值)，可由用户序列设置四种规定的运行限值(低低限、低限、高限、高高限)，分别可以定义作为预告报警和事故报警。四个限值均设有越/复限死区，以避免实测值处于限值附近频繁报警。遥测越限告警的复归处理应有动作值和返回值，应支持每一遥测点均能独立设置。以防止告警/复归在“越限值”附近波动时不断动作。5.1.4.6 应具备MMS网络通信状态和GOOSE网络通信状态异常告警。5.1.4.7 重复报警不能互相屏蔽，宜具备同一报警内容的当天次数自动统计功能。5.1.4.8 应具有报警管理功能，可对报警信息分类(事故报警、预报警、事件报警、SOE)记录、存贮。可对历史报警信息进行分类(事故报警、预报警、事件报警、时段、关键字)检索、查询和打印。5.1.5 人机界面5.1.5.1 变电所计算机监控系统应能通过各工作站为运行人员提供灵活方便的人机联系手段，实现全变电站的监测和控制。5.1.5.2 人机界面的所有交互式操作通过显示器、键盘和鼠标进行。界面应采用面向对象技术，具备图、模、库一体化技术，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布节点的数据，所有应用均采用统一的人机界面，显示和操作手段统一。5.1.5.3 能根据运行要求对各种参数、日志和时钟进行设置，并按一定权限对模拟量限值及开关量状态进行修改及投退。5.1.5.4 所有静态和动态画面应存储在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。5.1.5.5 监控系统应可在线修改和增减画面上的动态数据，能方便的编辑、修改、生成画面。5.1.6 控制与操作监控系统控制功能应包括两种：自动调节控制，人工操作控制。自动调节控制：由站内操作员站或远方控制中心设定其是否采用。它可以由运行人员投入/退出，而不影响手动控制功能的正常运行。在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持被控设备的状态。自动调节控制常见有：电压无功自动调节控制。人工操作控制：操作员可对需要控制的电气设备进行控制操作。监控系统应具有操作监护功能，允许监护人员在不同的操作员站上实施监护，避免误操作；当一台工作站发生故障时，操作人员和监护人员可在另一台工作站上进行操作和监护。操作遵守唯一性原则，应能根据运行人员输入的命令实现设备的远程或就地控制操作。5.1.6.1 控制范围：对所有具备电动操作的开关(断路器)、隔离开关、接地刀闸、主变有载调压开关、无功功率补偿装置、交直流站用电及其辅助设备等实现控制。5.1.6.2 控制方式：可采用点对点的单对象控制和特定逻辑的批量顺序控制，同时，控制方式还应具备手动应急控制功能，当站控层设备停运时，应能在间隔层对断路器进行手动控制。手动应急控制应具备同期功能。5.1.6.3 控制应包括下列各级控制，控制级别由低至高的顺序为：1) 远方控制：调度或集控中心远方控制；2) 站控层当地控制：变电站的监控系统后台控制；3) 间隔层应急控制：间隔层测控屏上的手动开关对断路器进行一对一控制；4) 设备层就地控制：配电装置处的就地手动开关一对一控制。5.1.6.4 高一级在操作时，低级操作均应处于闭锁状态，并对被闭锁的控制应提供告警信息。5.1.6.5 唯一性原则：同一时间应仅允许一个控制级别、一种控制方式、一个控制对象进行控制。对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，方可进行下步操作。5.1.6.5 高可靠性原则：在控制指令发出时，应可靠地执行，即不能拒动也不能误动；要有完善的闭锁措施，确保操作正确、可靠。对正确动作、拒动和误动应有相应的告警信息提示。5.1.6.6 安全原则1) 设置操作权限：依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的范围，操作员应事先登录，并应有密码措施。2) 监护人措施：具有操作监护功能，监护人应事先登录，并应有密码措施，允许监护人员在操作员工作站上实施监护功能，防止误操作，应具备在一台操作员站操作时在另一台操作员站进行监护的功能。3） 操作应具备选择、返验、五防闭锁、执行的步骤进行。4） 操作必需在具有控制权限的工作站上进行。5.1.6.7 提供详细的记录文件记录操作人员和监护人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印。5.1.6.8 具备设备检修挂牌功能，检修挂牌时禁止控制。5.1.6.9 自动控制应包括程序化控制(顺控)和调节控制，由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联调控制、以及操作顺序控制等。5.1.6.10 程序化控制和调节控制功能管理应相对独立。它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。5.1.6.11 系统应能支持程序化控制操作，各类程序化操作应逐次通过五防校验后方可执行。5.1.6.12 操作员站应提供间隔操作画面，在其中显示与间隔有关的信息，包括间隔有关的动作事件、光字牌等，控制操作宜在间隔画面实现。5.1.6.13 对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法