电能量采集系统技术招标文件(规范)

XXXX 省省 XXXX 局局电能量计量电能量计量(TMR)(TMR)系统技术招标文件系统技术招标文件XXXX 省省 XXXX 局局二二 O O O O 三三 年年 十一月十一月 目目 录录1 1总述总述.11.11.1概述概述.11.21.2权利权利.11.31.3招标范围招标范围.21.3.1供货范围.21.3.2投标方工作范围.21.41.4工程保证工程保证.21.4.1组织保证.21.4.2质量保证.31.4.3进度保证.31.4.4系统适用标准.31.4.5适用标准.31.4.6电能量计量系统(TMR)标准.41.4.7终端标准.41.4.8通信协议标准.41.51.5投标商要求投标商要求.41.5.1投标商资格.41.5.2应招标文件要求.41.5.3投标方(供方)职责.51.61.6招标方招标方( (需方需方) )职责职责.61.71.7设备安装地点与环境条件设备安装地点与环境条件.61.7.1安装地点.61.7.2电能量计量系统(TMR)设备环境条件.61.81.8工程进度工程进度.71.91.9工程联络会工程联络会.71.9.1联络会时间、地点.71.9.2联络会内容建议.71.101.10培培 训训 .81.111.11试验验收试验验收.82 2工程概况工程概况.92.12.1地区电网概况地区电网概况.92.22.2电能量管理及采集现况电能量管理及采集现况.92.32.3厂站通讯现状厂站通讯现状.102.42.4系统建设系统建设.102.4.1本系统总体构成.102.4.2建设要求.112.52.5建设目标建设目标.112.62.6电能量计量系统（电能量计量系统（TMRTMR）建设原则）建设原则.122.6.1实用性和经济性相结合.122.6.2先进性和成熟性相结合.122.6.3开放型和标准性相结合.122.6.4可靠性和稳定性相结合.122.6.5安全性和保密性相结合.122.6.6可扩展性和易维护性相结合.122.72.7系统应完成的工程系统应完成的工程.133 3电能量计量系统（电能量计量系统（TMRTMR）主要功能）主要功能.143.13.1在电网主要实现以下功能在电网主要实现以下功能.143.23.2将在大用户一侧主要实现以下功能将在大用户一侧主要实现以下功能.143.33.3基于基于 I INTERNETNTERNET技术的信息发布、数据查询和电子商务技术的信息发布、数据查询和电子商务 .143.43.4集成用户现有系统及拓展用户现有系统的功能集成用户现有系统及拓展用户现有系统的功能.154 4电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR)技术要求技术要求.164.14.1总体要求总体要求.164.1.1应采集处理的信息内容.164.1.2应相互转发的信息内容.164.1.3通讯方式.174.1.4性能指标.174.24.2基本功能基本功能.174.2.1数据采集.174.2.2数据处理.174.2.3基本应用.184.2.4档案管理功能.184.2.5便携式抄表.194.34.3扩展功能扩展功能.194.3.1在线监测.194.3.2负荷分析.194.3.3图形驱动.194.3.4系统集成.204.44.4广域网应用系统广域网应用系统.204.4.1Web 发布.204.4.2远程维护.204.4.3电子商务.204.54.5主要技术指标主要技术指标.214.64.6变电站、发电厂采集终端变电站、发电厂采集终端.214.6.1采集终端的主要特点.214.6.2设置功能.224.6.3系统校时功能.224.6.4异常记录告警功能.224.6.5通讯功能.224.6.6数据存储功能.224.6.7数据安全性.234.6.8电能量采集终端主要技术要求.235 5电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR).245.15.1总体结构总体结构.245.25.2基本要求基本要求.245.35.3硬件功能及其结构硬件功能及其结构.245.45.4系统的软件系统的软件.285.55.5TMRTMR 基础应用软件功能基础应用软件功能.335.5.1数据库管理系统.335.5.2电量采集软件和处理软件.345.5.3数据的预处理平台软件.375.5.4系统参数的编辑软件.385.5.5系统的数据查询软件.385.5.6系统的维护软件.405.5.7任务调度软件.405.5.8系统的权限管理软件.415.5.9报表系统.415.5.10Web 服务软件.435.5.11数据共享.445.65.6高级应用软件功能高级应用软件功能.455.6.1线损管理系统.455.6.2能量计量及计费结算系统.455.6.3电量、负荷预测子系统.455.75.7硬件选型配置硬件选型配置.465.7.1前置采集部分.465.7.2前置服务器.465.7.3数据库服务器.465.7.4应用工作站.465.7.5报表工作站、机房报警工作站.465.7.6WEB 服务器.475.7.7远程通信网.475.7.8外设.475.7.9电能量采集终端.475.7.10便携式计算机.475.7.11UPS 电源.475.7.12电能量计量系统(TMR)防雷池.475.85.8软件配置软件配置.486 6电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR)产品需求说明产品需求说明.496.16.1总体原则总体原则.496.26.2电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR)系统运行环境系统运行环境.507 7电量采集终端装置电量采集终端装置.517.17.1标准型电量采集终端技术要求标准型电量采集终端技术要求.517.27.2简易型电量采集终端技术要求简易型电量采集终端技术要求.527.37.3电能量采集装置的运行环境电能量采集装置的运行环境.537.47.4供货数量供货数量.538通讯及机房通讯及机房.548.18.1电能量计量电能量计量(TMR)(TMR)系统及机房的要求系统及机房的要求.548.28.2电能量计量电能量计量(TMR)(TMR)系统与电能量采集终端通讯方案系统与电能量采集终端通讯方案.548.2.1下关变电站.548.2.2剑川变电站.548.2.3一、二、三、四级电站.548.2.4螺丝湾电站.558.2.5天井山变电站.558.2.6荒草坝变电站.558.2.7清华洞、弥度、浑水海变电站.558.2.8巍山、南涧、永平、云龙、宾川、上兰、鹤庆变电站.558.2.9保山、海东、挖色变电站.558.2.10未来建成的变电站、发电厂.559其它要求其它要求.569.1备品备件.569.2质量.569.3要求.569.4权利.5610需求一览表需求一览表.5711网络拓扑图网络拓扑图.591 1总述总述1.1 1.1 概述概述本招标文件适用于 XX 省 XX 局购买电能量计量系统（TMR）而提出的功能规范、有关技术要求及说明。内容包括：电能量计量系统（TMR）及远方采集终端的功能、结构、软硬件配置、系统性能，技术培训、技术合作、工程文档和技术资料，测试和验收以及所有必需的事项和要求。本项目的名称为“XX 局电能量计量系统(TMR)” ，业主是云南电力集团有限公司 XX 局（以下简称“招标方” ） 。本招标文件是为了购买 XX 局电能量计量系统(TMR)及远方采集终端。本招标文件对购买的电能量计量系统(TMR)软硬件设备的各项要求，如：系统性能、系统功能、结构、软硬件配置、系统通信、培训、资料、试验及验收等方面作了详细描述，可以作为投标商（以下简称“投标方” ）编制应招标文件及进行系统报价的依据。投标方在编写应招标文件报价时，报价包括电能量计量系统(TMR)分项报价和总价，总报价中不包括选项和备品备件部分的报价，选项和备品备件部分报价单列在总报价之后。电能量计量系统（TMR：Tele Meter Reading System）以下可以简称为TMR。1.2 权利权利(1) 买方保留对本招标文件修改的权利，可以提出变更的意见和建议。最终功能规范作为合同的附件，为合同不可分割的组成部分。(2)在合同执行期间，卖方提供的工程投标文件、买卖双方技术联络会的会谈纪要、形成的测试验收等文件、卖方对买方的书面技术说明以及双方讨论确定的书面文件均作为合同的附件。1.3 1.3 招标范围招标范围1.3.11.3.1 供货范围供货范围(1) 满足本招标文件功能要求的电能量计量系统(TMR)的除选项部分外的所有硬件及软件。(2) 所需的各种备品备件及专用维修测试仪器工具等。(3) 配套的文档资料（包括相应电子文档） 。(4) 投标方推荐选用的设备和仪器。投标方对选项部分应按照其它必需部分同样应标，招标方在保证满足系统要求的条件下保留对选项部分的购买权力。1.3.21.3.2 投标方工作范围投标方工作范围(1) 电能量计量系统(TMR)设计。(2) 联络会议（根据需要而定） 。(3) 系统集成及应用软件编写调试。(4) 系统测试。(5) 验收。(6) 培训。(7) 将产品送往目的地，并完成：电能量计量系统(TMR)系统安装调试现场验收设备试运行售后服务。1.4 1.4 工程保证工程保证1.4.11.4.1 组织保证组织保证(1) 投标方应标时，必须向招标方提供参加本工程的人员名单以及参加人员的资料（包括：职位职称、文化程度、参加工程项目的经历、在本项工程中所承担的任务等等） 。(2) 投标方必须向招标方保证工程人员组织的稳定性。在本项目工程结束前，参加本项目的人员变动必须取得招标方同意。1.4.21.4.2 质量保证质量保证(1) 投标者必须是具有 ISO-9001 质量认证书,投标时应提供相应资料文件供招标方备查。(2) 投标方应保证所提供的所有设备（包括软件）的质量均能满足合同要求，并提供相应供货记录供招标方参考。(3) 投标方应保证所提供的所有设备包括元器件应是全新的。(4) 投标方应保证提供的所有备品备件是全新的，且能够与原件相互更换，具有相同的规范、质量、材料和工艺要求。(5) 投标方应保证提供的软件设计完善，功能及性能满足招标文件要求。1.4.31.4.3 进度保证进度保证投标方应标时，必须向招标方提供详细的工程计划时间表，在工程实施阶段，投标方每月向招标方提交工程进度报告表。1.4.41.4.4 系统适用标准系统适用标准除本招标文件另有说明外，投标方提供的所有设备均应按照国际标准、国家标准、电力行业标准进行设计、制造、检验和安装。所用的标准必须是最新版本，如果这些标准的内容有矛盾时，应按照最高标准的条款执行或按双方协商同意的标准或条款执行。1.4.51.4.5 适用标准适用标准买方承认下述标准化组织制定的标准：IEEE国际电气和电子工程师学会IEC国际电工委员会ISO国际标准化组织ITU国际电信联盟OSI开放系统互联DL电力行业标准GB中国国家标准我们也承认事实上的工业标准：满足 ANSI 标准的 SQL 数据库查询访问符合 ANSI 标准的 C 和 FORTRAN 语言1.4.61.4.6 电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR)标准标准国际标准：IEEE 802.3， IEEE802.3z 国家标准：GB8566 计算机软件开发规范 国家标准：GB8567 计算机产品开发文件编制指南 国家标准：电力系统实时数据通信应用层协议 DL/476-92 1.4.71.4.7 终端标准终端标准国际标准：IEC1000-4-2/3/41995 电磁兼容 国家标准：GB2423.1/2/3 电工电子产品基本环境试验规程1.4.81.4.8 通信协议标准通信协议标准国际标准：IEC60870-5-102 国际标准：IEC1107-1996（直接本地） IEC1142-1993（本地总线） 国家标准：DL/T634-1997 远动设备及系统传输规约 国家标准：DL/T645-1997 多功能电能表通信规约1.5 1.5 投标商要求投标商要求1.5.11.5.1 投标商资格投标商资格(1) 投标方应具有至少两套大型电网（采集器不小于 30 个）电能计量采集系统的设计、制造和售后服务经验。应有一年以上的良好运行记录，并通过现场验收提供书面证明材料（用户证明等） 。(2) 应招标文件应根据本招标文件的目录编排顺序，逐项给予响应并提出建议。如对本招标文件有修改建议亦应一并提出并详细说明。1.5.21.5.2 应招标文件要求应招标文件要求(1) 投标方应在本招标文件所描述的系统配置的基础上，提出计量系统详细的技术建议书（含系统配置图）和软硬件单项报价清单。并对本招标文件要求逐条作答。(2) 投标方应提供所采用的设备资料清单及单价，包括： 硬件设备（包括：产品型号、生产厂家、产地、性能指标、配置和功耗等） 。 根据系统的规模提出所需配备的日常维护仪表的规格清单和单价。 满足正常运行维护所需要的备品、备件（包括消耗备件）详细清单和单价。 所有安装材料的清单，包括每种材料的名称、型号及数量和单价。 为招标方的运行操作人员和维修人员进行培训的计划和价格清单。(3) 投标方应根据所提供的设备提出系统和各种设备的测试项目。(4) 投标方对本招标文件的某些部分如不能满足要求，应在技术应招标文件中以“差异表”方式加以说明，否则，招标方即认为投标方提供的设备可以满足本招标文件的要求。若中标供货后，招标方发现某些部分不能满足本招标文件的要求，则招标方可以提出退货，并要求投标方赔偿由此引起的一切损失。(5) 本招标文件中未提及的而投标方提供的设备具有的功能，或投标方认为增加的功能有益于本工程安全、稳定、可靠运行，招标方可要求投标方提供有关的详细资料，以便于对投标方提供的设备作出正确的评价。(6) 投标方可以对本招标文件有关技术条款提出合理的修改意见供招标方参考。(7) 招标文件中在引用某标准的地方，投标方应当使用双方承认的、最新的引用标准版本，不能用另外标准代替，除非采用买主许可的标准代替。1.5.31.5.3 投标方投标方( (供方供方) )职责职责(1) 应确保其所提供设备组成系统的完整性，招标文件和合同文件遗漏的一切事项，只要这些事项可以确定为是保证投标方提供的设备安全、稳定、可靠的有效地运行所必须的，都应该被认为是包括在合同价格之内。(2) 负责电能量计量系统(TMR)的集成和安装调试。(3) 应对整个系统的性能和功能负责。在系统调试和运行期间，如发现由于投标方所提供的设备因为设计或配置不合理，造成整个系统功能不能满足本招标文件要求，投标方应完全负责。(4) 负责提供合同内所需的所有软件。(5) 负责组织工厂验收，邀请招标方参加。(6) 积极配合招标方组织的现场验收。(7) 负责所有供货设备的包装、运输到现场。(8) 负责对招标方维护人员、运行人员的培训。(9) 在招标方要求的前提下安排有关工程技术联络会等技术服务。(10)负责所提供的全部设备在现场验收后二年内免费保修。1.6 1.6 招标方招标方( (需方需方) )职责职责(1) 配合中标方完成显示画面、数据库文件、运行报表的生成和定义。(2) 确认中标方提供的功能规范和系统验收文件。(3) 提出硬件设备现场平面图和有关接地方案。(4) 参加工厂验收(FAT)和现场验收(SAT)。 (5) 在中标方指导下完成电能量计量系统(TMR)设备的现场安装、调试。(6) 参加合作开发工作。(7) 负责提供通信通道。(8) 负责提供与本工程有关的现场技术资料和参数。(9) 负责提供电能量计量系统(TMR)所需的工作电源。 1.7 1.7 设备安装地点与环境条件设备安装地点与环境条件1.7.11.7.1 安装地点安装地点电能量计量系统(TMR)设备安装在 XX 局大楼 7 层的专用 TMR 计算机房。电能量采集终端分别安装在各发电厂、变电站的电度表屏。1.7.21.7.2 电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR)设备环境条件设备环境条件(1) 电能量计量系统(TMR)所有设备安装于电能量计量系统(TMR)机房内。(2) 电能量计量系统(TMR)机房的温度为 1030湿度为 20%70%。(3) 在空调设备故障时，机房的温度为 040，湿度为 20%90%。(4) 大楼防雷接地电阻0.5，电能量计量系统(TMR)接地与大楼防雷接地网在地下一点共地。(5) 供电电源：UPS 交流 220V，偏差为 220V2%；频率为 50Hz0.2Hz。(6) 当 UPS 电源故障或检修时，电源偏差为 220V15%、频率为 50Hz1Hz。(7) 电能量计量系统(TMR)设备应考虑防静电、防电火花干扰、防雷击、防过电压和防电磁辐射等要求。1.8 1.8 工程进度工程进度(1)供方设备应于【2004 年 月 日前】进行 FAT。(2)供方设备应于【2004 年 月 日前】到达云南 XX 局， 【2004 年 月 日前】在现场开始安装、调试。(3)【2004 年 月 日前】进行 SAT。1.9 1.9 工程联络会工程联络会1.9.11.9.1 联络会时间、地点联络会时间、地点招标方希望本工程项目合同签字后 1 个月内在供方工厂召开一次工程联络会。1.9.21.9.2 联络会内容建议联络会内容建议招标方希望在联络会上讨论并解决以下问题：(1)双方讨论、确认和冻结供方提出的为达到合同文件规定功能和性能要求的详细系统方案、设备配置；供方还将向需方进行技术交底，包括硬件结构、技术原理、接线方式、接口及相关软件。(2)双方将讨论和澄清合同文件中技术条款和细节。(3)双方将讨论和确定工程进度方面具体事宜。(4)双方将讨论和确定供方人员技术培训有关事宜，供方将介绍培训计划及内容。(5)双方将讨论有可能会对工程进度和质量产生重大影响的下列技术问题：对电能量计量系统(TMR)通信规约支持问题；对不同厂家同类型、同样功能和性能的电能表接入问题；网络传输问题等。(6)双方将讨论 FAT 和 SAT 有关内容，供方将提供完整的验收试验大纲供需方确认。(7)其它与合同有关的事宜。1.10 1.10 培培 训训(1)供方按照确定的培训计划对需方人员进行技术培训，包括设备硬件和软件的技术原理、接线方式、维护、调试等。(2)经过培训后需方人员应分别达到用户级和维护级水平，应能使需方人员掌握电能计量终端设备的运行、检测、排除故障、维修和调试等技能。(3)供方应负责提供培训教材、培训场地、安排膳宿等。1.11 1.11 试验验收试验验收本系统试验验收包括工厂验收试验(FAT)和现场验收试验(SAT)。(1) FAT 和 SAT 应按供方提出需方确认的测试大纲进行。(2) FAT 和 SAT 大纲应含有以下测试内容。功能测试；性能测试；稳定性测试。稳定性测试，是在电能量计量系统(TMR)和厂站端连成系统情况下，作连续72 小时的运行试验，在连续运行过程中用户要进行一系列正常操作和测试。(3)在 FAT 和 SAT 结束后将由供方写出试验记录和结果报告，需方将对验收结果作出评价和确认。(4) FAT 和 SAT 通过。如果供方提供设备经过 FAT 和 SAT，其验收结果与测试大纲要求和合同技术规范要求相符合，则验收通过，如果不符合，允许试验再重做一次，如果仍不符合要求，则由双方联合对系统设计和设备选型进行审查后，再考虑新的测试方案，所发生的费用由卖方负责。若测试结果只说明某一设备功能不合格，则卖方要更换不合格的设备或修改不合格的功能，所有因此而引起的费用全部由卖方支付。 (5) FAT 和 SAT 通过后，如果需方在现场发现供方提供的某些设备未达到合同文件规定的要求(包括功能、性能、质量等)，并证明是供方在设计和生产时处置不当造成的，供方必须承担全部责任并加以修正。如果需方发现不符合合同文件规定的其它型号设备，需方有权拒绝接收。卖方派往现场技术服务人员的一切费用包含在合同的总价格内。2 2工程概况工程概况2.1 2.1 地区电网概况地区电网概况XX 局为发供电一体的电力企业，成立至今已有 30 多年的历史，所辖电网以大理为中心遍及滇西北地区，负责滇西北地区的供配电和电网联络，电网以大理为中心，分布延伸至滇西北的保山、丽江、迪庆、怒江等地区，供电半径大。目前管辖西洱河四个梯级电站、220kV 变电站两座和 110kV 变电站 13 座，35kV变电站两座。滇西骨干电网由西洱河四个梯级电站和 15 座变电站组成，总装机容量 255MW，变电容量 968MVA，其中 220kV 变电站两座，按 110kV 电压等级的网架结构划分，分别构成滇西电网和剑川电网。未来滇西电网即将建成 500kV 变电站一座，220kV 变电站两座，建设滇西中心电网，是云南扩大对外开放，发挥在中国东盟自由贸易区建设和大湄公河次区域合作桥头堡作用的需要，是发挥大理独特优势、壮大滇西北地区经济实力、促进滇西北地区经济社会加快发展的需要。2.2 2.2 电能量管理及采集现况电能量管理及采集现况XX 局管辖面积大、范围广，发电厂、变电站、用户侧均采用人工抄录、电话报表的方式进行电能量统计管理工作，这样的方式由于没有统一的时标，加上人工抄表带来的误差，故电量统计往往出现误差，特别是日电量的统计工作不够精确。我局现阶段电能量的采集、统计、结算工作十分繁重，已不能适应未来电力市场的需要，因此建立电能量计量(TMR)系统是十分必要的。故现阶段每日、按月电话人工抄表、人工计算统计制作报表的统计管理的方式，不利于电能管理的决策，已经不满足电能生产及未来电力市场及时性的的需要。我局拥有大量的机械式脉冲电能表，现阶段整个电网 4 个发电站和 17 座变电站共有 371 个计量点，其中机械式脉冲电能表计量点 205 个，包括中调安装和我局安装的数表计量点 166 个。为了电能量管理的需要，投入电能量计量系统（TMR） 、实现对管辖范围的关口电量、售/购电电量和网线损电量的在线监测的需要，现阶段有统计需要采集的有 480 个口（10kV 及以上） ，考虑未来以及用户侧统计需要采集将有共 1000个计量点以上。预计接入计量点数（截止 2003 年 11 月）项目数量项目数量接入厂站数目 100100本期接入厂站数21212.3 2.3 厂站通讯现状厂站通讯现状XX 局各电站、变电站之间及到地调之间现阶段的通讯方式主要采用电力载波和程控电话的方式，有一些厂站还采用扩频、卫星等通讯方式。2.4 2.4 系统建设系统建设2.4.12.4.1 本系统总体构成本系统总体构成电能量计量(TMR)系统设备由四部分构成：电能量计量系统(TMR)的计算机设备、厂站端多功能电子式电能表和电能量采集装置（ERTU）及系统通信。系统同时分别与其他电力市场技术支持系统、调度自动化系统（EMS）及 MIS 共享资源。本系统所覆盖的对象包括：(1) 辖区内的 220kV、110kV、35kV 变电站、直供用户及地方电厂的电量结算关口计量点和网损、线损管理关口计量点；(2) 根据管理需要所需采集的用户电量结算关口计量点；(3) 根据需要（如考虑母线平衡、线损分析等）而要求的各电量计量点。2.4.22.4.2 建设要求建设要求(1) 地区电网及所有关口电表实现计量自动化。(2) 对所需采集的各计量点数据进行自动采集、存储和处理。(3) 为用电营销系统、SCADA 系统、MIS 系统等相关系统提供准确、可靠的电量数据，并为电力营销系统提供电量收费依据。(4) 建立计量点的电量信息查询发布系统。(5) 配置实用的应用程序，为电网管理、电力市场、电力调度、设备管理及电网分析等提供科学的管理手段。(6) 发电厂、变电站配置电能量采集终端，其余计量点（如直供用户）配置可直接通信的智能型电子表或采用简易型电能量采集终端。(7) 地区电网关口省中调已安装了电能量采集终端或者电子表，原则上不再重复装，上下两个系统共同使用电能资源，以保证数据的唯一性。2.5 2.5 建设目标建设目标XX 局电能量计量系统的总体目标，就是要将我局各电站、变电站和大用户的所有电能表计的电量，按日、月以及每只表计每日不同时段（满足复费率计量要求）的电量自动采集和整理，并进行电费结算和电量平衡、线损率计算、负荷预测管理及电压合格率的统计工作。为提高电能量数据的准确可靠率，逐步将机械表更换成电子式多功能电能表，并在电站和变电站端加装电能量采集器，实现我局对各站计量点的自动抄表、自动统计和高级应用，提高电网管理自动化水平。2.6 2.6 电能量计量系统（电能量计量系统（TMRTMR）建设原则）建设原则2.6.12.6.1 实用性和经济性相结合实用性和经济性相结合系统建设始终贯彻面向应用，注重实效的方针，坚持实用、经济的原则，尽可能做到建设、应用、收效和发展顺畅进行。2.6.22.6.2 先进性和成熟性相结合先进性和成熟性相结合系统设计既要采用先进的概念、技术和方法，又要注意结构、设备、工具的相对成熟，不但能反映当今的先进技术，而且具有发展潜力，能保证在未来十年内占主导地位，并能顺利的过渡到下一代。2.6.32.6.3 开放型和标准性相结合开放型和标准性相结合为了满足系统所选用的技术和设备的运行能力、系统投资的长期效应以及系统功能不断扩展的需求，必须追求系统的开放性。所谓“开放性” ，即使所采用的标准和规范是厂商中立或与厂商无关的，即在遵循统一的国际标准和工业标准的前提下，允许用不同厂商的产品来相互替代，这种替代包括整个系统和组成部件。为此我们标准的软件平台和系统，采用标准的计算机设备，采用规范的网络结构，并遵守相关的接口标准。2.6.42.6.4 可靠性和稳定性相结合可靠性和稳定性相结合由于电力系统的技术特点，系统的可靠性放在首位。在考虑技术先进性和开放性的同时，还应从系统结构、技术措施、设备性能、系统管理、厂商技术支持及维修能力等方面着手，确保系统运行的可靠和稳定，达到最大的平均无故障时间，使每个故障点对整个系统的影响尽可能的小，并提供快速的故障恢复手段以及数据备份手段，以保证数据的安全和系统的正常运行。为此我们提供多级的安全措施，提供冗余和备份手段，提供系统自我诊断和维护工具。2.6.52.6.5 安全性和保密性相结合安全性和保密性相结合系统的安全对于电力行业来说是至关重要的，因此在系统设计中，要充分考虑到系统的安全性，防止非授权用户的侵入和机密信息的泄漏。2.6.62.6.6 可扩展性和易维护性相结合可扩展性和易维护性相结合为了适应系统变化的要求，必须充分考虑以最简便的方法、最低的投资，实现系统的扩展和维护。2.7 2.7 系统应完成的工程系统应完成的工程(1) 更换所有需接入系统的电能表为全电子多功能电能表。(2) 安装专用数据采集设备。(3) 建立专用通信通道。(4) 建立专门电能量计量系统(TMR)机房。(5) 建立电能量计量系统(TMR)计算机系统。(6) 建立应用软件系统，合作开发特殊要求的应用。3 3电能量计量系统（电能量计量系统（TMRTMR）主要功能）主要功能3.1 在电网主要实现以下功能在电网主要实现以下功能(1) 分时域、分地域、分电压等级的分层次网损管理和理论网损分析。(2) 输电线、联络线线损统计分析。(3) 各变电站各电压等级的母线平衡。(4) 各变电站主变的电量平衡和损耗分析。(5) 全局每日、月的总的供、售电量和过网电量的统计分析。(6)计费点位于变电站侧首端计费用户的用电情况监察和电量统计。(7)负荷预测管理分析功能。3.2 将在大用户一侧主要实现以下功能将在大用户一侧主要实现以下功能(1)供电线损统计分析(2) 大用户用电异常报警，反窃电分析(3) 电压合格率统计分析(4) 供电可靠性统计分析(5) 电量电费结算3.3 3.3 基于基于 InternetInternet 技术的信息发布、数据查询和电子商务技术的信息发布、数据查询和电子商务(1) 基于 Web 方式和技术的信息发布，包括在广域网上的信息发布；(2) 用户身份确认和授权管理，在此基础上的数据检索；(3) 提供发电、供电信息，计划信息，以及其他经审核后可以发布的信息；(4) 系统原始数据、报表等经审批后可以在网上发布和检索；(5) 支持电厂等授权单位在网上申报有关信息；(6) 支持用户在网上完成交费等交易。3.4 3.4 集成用户现有系统及拓展用户现有系统的功能集成用户现有系统及拓展用户现有系统的功能在可以满足上述功能的同时，具备集成并拓展用户现有系统功能的能力，例如可以大大丰富象用户负荷控制系统这一类系统的功能，使一些实施较早的系统能够重新在生产中得到应用并发挥作用。4电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR)技术技术要求要求4.1 4.1 总体要求总体要求 电能量计量系统（TMR）主站软件应全面采用开放的工业及国际标准作为基础支撑平台,要求能支持跨平台的操作系统，具有良好的开放性和可拓展性。电能量计量自动化主站系统应支持软、硬件灵活组态，应用最先进的计算机网络通信和控制技术，采用分层、分布、开放型结构，充分考虑了系统功能的全面性、实用性、先进性，可用于实现输、配电网以及用电网电能量的自动采集、分析与计费功能，并通过支持实现与其它系统（如电力自动化系统、MIS 系统、计算机监控系统等）的集成联结，为电力企业的商业化运营和电力市场提供决策依据。从整体上看，该系统的应用可达到以下目标：(1) 直接采集厂站电表电能量数据监测数据。(2) 在线监控电能量计量装置运行信息和系统运行、计量缺陷等故障信息。(3) 综合全面的电能量统计及线损分析。电网线损实现分压、分区、分线统计分析，变压器损耗电量、母线不平衡电量的分析计算，并实现理论/统计线损比对，更有效提供降损分析决策依据。具有电压合格率、功率因数合格率统计分析功能。4.1.14.1.1 应采集处理的信息内容应采集处理的信息内容(1) 电能量数据。包括总、峰、平、谷时段正反向有功电量、正反向无功电量。(2) 瞬时量数据（三相电压、三相电流、总功率、平均功率因数） 。(3) 失压断相数据（每次始终时刻、当时有无功负荷，累计时间、累计次数等） 。(4) 电压合格率相关数据(5) 失压、断相事项，电表通讯事项，存储卡存储事项主动上报。(6) 检测采集终端状态、通道状态、电表状态。4.1.24.1.2 应相互转发的信息内容应相互转发的信息内容(1) 转发、接收或者与上、下级 TMR 系统实现信息共享；(2) EMS 调度自动化系统相互提供系统需要的实时信息；(3) MIS 系统以及未来电力市场技术系统提供必要的电能量信息。4.1.34.1.3 通讯方式通讯方式(1) 支持光纤数据通讯网（或其他厂域网）方式。(2) 支持电话拨号（电力、邮电程控交换网）通讯，拨号 MODEM 的通信速率能自动识别（30056000Bit/s） 。(3) 支持专线（光纤、微波）通讯方式(4) 支持无线通讯等如卫星、GMS、GPRS、CDMA 等其他方式。4.1.44.1.4 性能指标性能指标系统容量：厂站数目50，关口采集点数目5000，数据库硬盘100G。4.2 4.2 基本功能基本功能4.2.14.2.1 数据采集数据采集(1) 按要求分级自动采集各计量计费考核点的电量、电力、电质量及报警事件等数据，并加以时标保存。(2) 随时直接抄读任意表计或数据采集终端的数据或参数，并可根据需要在授权范围内对数据采集终端和表计的有关参数进行远程设置。例如调整时钟，调整数据采集周期、项目等。(3) 支持 GPS 高精度标准时钟源，并可分级自动对时，确保全系统设备时标客观和同步，采集数据时标满足应用需要。4.2.24.2.2 数据处理数据处理(1) 采集数据合法性及完备性检验，异常数据自动辨识并报警记录，提供多种自动和手动的数据修补方法，并确保原始数据的不可修改性。(2) 正确处理换表、换互感器、旁路替代和主备表替换等多种操作业务对电量统计的影响，确保电量统计的正确和准确。(3) 完善的系统数据备份和恢复等功能，并提供特有的数据稀疏功能，针对重要的原始数据和最终数据，系统可以确保其长期的安全性。4.2.34.2.3 基本应用基本应用(1) 根据要求，分时段，分线路准确快速统计计费、考核、出线等各类电量信息，计算上网电量、下网电量、穿越电量等指标。(2) 按日、月或任意时间段准确快速统计计算各类电量平衡情况，包括网损、线损、母线平衡、变损以及主备表误差等，并可进行多种方式的比较，可以绘制各类平衡情况的动态变化曲线，可以根据计算结果自动告警，极大地提高了用电分析和用电监察的水平。(3) 丰富灵活的数据报表、图表输出和打印功能。支持表格，曲线，棒图，饼图等多种输出，同时支持不同时间段，不同分析对象的比较分析。提供丰富的报表模板，可让用户在此基础上增删改，生成符合用户需要的实际报表。(4) 根据系统提供远程在线维护子系统，可以通过电话线和 MODEM 实现系统远程的维护，升级和教学，提高响应用户服务需要的时效性，提供更加及时和优质的服务。(5) 通过系统提供的系统自检自维护子系统可以帮助用户随时检查系统是否存在异常，并在维护向导的帮助下协助用户完成系统的自我维护，确保系统长期稳定可靠运行。(6) 系统设立系统管理员、专业操作员、一般用户和临时用户四个层次，并提供完善的用户帐户、权限、业务范围及操作记录的管理，保证系统的安全性和在授权范围内的公开性透明性。4.2.44.2.4 档案管理功能档案管理功能系统应能方便地在线修改或定义电能量表计的名称、编号、窗口值、倍率参数、费率、时段（数量可以任意设置，时间间隔最小为 1 分钟） 、存储周期（不同的数据可以设置不同的时间间隔）以及数据处理方式。系统能适应关口表的变换，电网结构、设备参数调整等变化。可按变电站、电压等级、电量类型分层次提供计量点的定义、管理功能，并能设定操作、维护权限。(1) 各种电网设备档案查询、录入, 变电站、变压器、母线、电表、CT/PT、线路、台区等档案。(2) 数据采集参数设置：采集终端和计量点参数。(3) 采集方案：主站自动采集方案和采集终端（自动采集方案） 。(4) 分析参数设置：各种统计对象的周期统计方案（日方案、月方案等） 。(5) 统计对象参数设置：可根据计量点自定义各种统计关系, 包括发电机、主变、母线、线路、电容器等分压、分时、分区统计项目的设置和线损小指标统计项目（母线电量不平衡率、站用电量、功率因数）的设置及其它自定义对象。(6) 业务变更：表计维护、记录，更换表计记录和校核表计数据记录，CT 变比更改，挂表/拆表、旁路信息等。4.2.5便携式抄表便携式抄表支持便携机或手持终端现场采集数据，并转入主站数据库，保证在通道故障情况下数据的正常采集。4.3 4.3 扩展功能扩展功能4.3.14.3.1 在线监测在线监测根据需要对部分重要的线路用户的表计或数据采集终端的运行状况进行周期较短的实时性监测，以便及时发现问题，避免造成损失。实现本功能对通信资源及信道的实时性有所要求。4.3.24.3.2 负荷分析负荷分析包括对三相电流平衡情况、三相功率平衡情况、功率特性、电压特性分析、电流特性分析、功率因数、频率特性、电压合格率和负荷率等分析。所有的分析均包括：走势，极值，方差，极值与时间的分布关系等，采用图形方式，清晰直观。4.3.34.3.3 图形驱动图形驱动(1) 提供变电站一次电气接线图或其他非地理信息的拓扑图的编辑绘制工具，并可将绘制好的图形对象嵌入到其他应用程序中，作为现场监测数据显示的理想方式，还可改常规的菜单按钮操作为图形操作，提高高操作的直观性和方便性。(2)通过自定义图形的方式实现电能量系统的应用，支持各种地理图、接线图、设备状态图以及其它各种自定义图形，直观的显示各种设备的运行情况，实现对重要数据的实时监测（周波、电表状态、配变监测、三相不平衡等） ，方便的数据查询等功能。不同的用户群采用不同的简洁自定义图形界面，可以方便的进行数据查询、自定义抄表等个性化应用。4.3.44.3.4 系统集成系统集成集成、拓展负荷控制系统数据采集功能，也可集成由 SCADA 等系统提供的旁路替代等信息数据。并可根据用户要求配置数据接口及转换程序，为 MIS 等其他系统提供所需数据。4.4 4.4 广域网应用系统广域网应用系统4.4.14.4.1 WebWeb 发布发布(1) 主站建立 WWW 服务和拨号访问服务，各个电厂或大用户可以通过远程拨号和浏览器访问主站的 Web 页面。实现远程信息浏览和数据查询。支持与其它系统（如 SCADA、MIS、DMS 等）集成。利用物理隔断和防火墙技术成为广域网的一个节点，则通过广域网实现信息共享。(2) 利用该子系统，可以实现信息发布，支持业务数据（电量采集参数、电量原始数据、电量分析数据、设备档案、电量统计、用户电量统计、线损、网损、变损、母线平衡） 、考核结算数据（实时曲线和计划曲线、日供电负荷曲线、月供电负荷曲线、日供电企业补偿电量、供电企业电量数据统计、电价数据、电量考核数据、电费数据）和市场信息的发布、检索等，使所有电力市场成员都能及时、平等地访问相关的市场信息，以保证电力市场的公平、公开和公正。4.4.24.4.2 远程维护远程维护 提供系统远程在线维护程序包，即使开发人员不在现场，只要有电话线和MODEM 即可实现对系统远程接管，提供对运行系统的远程维护，升级和教学，提高响应用户服务需求的时效性。4.4.34.4.3 电子商务电子商务电子商务是当今天信息产业的热门，在电力部门有潜在的市场。电力部门发电上网竞价可以在安全的网络上实现公平开标，公开竞价结果，以及电子结算。4.5 主要技术指标主要技术指标(1) 系统容量：厂站数目50，关口采集点数目5000，数据库硬盘100G。(2) 拨号 MODEM 采用通用拨号 MODEM，速率自动识别。(3) 系统的年可用率 99.99%。(4) 数据定时采集周期：采集电表数据周期：1 分钟12 小时任意设定（根据不同采集终端指标不同） ；主站巡测采集器存储数据周期：1 小时1 月任意设置（实时通道可以更短） 。(5) 数据定时采集种类：电量：正/反向有/无功总及分时表码，任意组合选择；电力：瞬时有/无功功率，分相电压/电流，需量及出现时间，电压合格率等；事件：失压及累计时间，多种报警等。(6) 可以随时招测用户需要的表计、采集器任意数据或参数；(7) 系统采集电表数据的总差错率为 0；(8) 在使用条件下数据采集成功率99.9%，以每表每采集时刻统计；(9) 系统主站及采集器设备的时钟精度与 GPS 标准时钟偏差0.5 秒；(10)数据采集终端在停电的情况下可以确保 10 年内数据不丢失；(11)原始电量表码及重要的统计数据可以在主站数据库中保留 1 年以上（如果备份到其他设备则可永久保存） ，代表日数据可以永远保留；(12)系统不存在 2000 年问题（Y2K 现场测试） 。4.6 4.6 变电站、发电厂采集终端变电站、发电厂采集终端4.6.14.6.1 采集终端的主要特点采集终端的主要特点 适用于自动采集发电厂、变电站、用户等电量数据。采集器可同时采集不同型号的电子式电能表数据，并根据预先设定定时或机、带时标采集所约定的电能表数据，与主站进行通讯及信息交换。(1) 与主站通讯：采用光纤、载波、卫星、程控、扩频或 GPS 等通讯方式，一点多址、两发两收。(2) 与全电子式电能表通讯：采用 RS232、RS485 总线方式，支持已知规约任何电能表计。4.6.24.6.2 设置功能设置功能 可以由当地或远方设置系统参数。包括时段参数、费率参数和电能表参数、各个通道的通讯规约、电能数据存储的数据类型、存储频度等，在参数改变和复位时均能保持数据的完整性。4.6.34.6.3 系统校时功能系统校时功能采集器内应有高精度实时时钟，走时精度误差小于 0.5 秒/天，停电后维持走时 50,000 小时。系统对时方式：(1) 通过远方主站对钟，其对钟误差不大于0.5s；(2) 通过就地维护方式人工对时。上述各对时方式均受系统控制，否则不接受任何对时命令。4.6.44.6.4 异常记录告警功能异常记录告警功能 通讯异常记录告警：(1) 采集器与下挂的电能表之间的通讯中断 3 个抄收周期以上时，作为与电能表的通讯故障记录并上报给主站。(2) 装置故障记录告警。(3) 其他事件记录告警。4.6.54.6.5 通讯功能通讯功能(1) 具有 3 路以上 RS232 或 RS485 接口，通讯速率 300bps9600bps；(2) 具有同时向两个主站传送数据的功能，支持光纤通讯的方式，并支持可提供规约的任何主站；(3) 数据传输采用两级校验措施，保证传输的高可靠性；(4) 传输、抄收成功率不小于 99.9%；4.6.64.6.6 数据存储功能数据存储功能存储容量： (1) 能存储变电站至少 2 个月以上的电表的数据，掉电后数据卡中的数据保持 10 年以上，停电或出现故障时，可以从存储卡中读出数据。(2) 电能量数据存储类型：带时标的电子电能表的各种类型电能数据和瞬时量数据以及失压断相数据等。(3) 电能量数据采集周期：1 分钟45 天任意设置。4.6.74.6.7 数据安全性数据安全性每个通讯口可设置授权范围内的数据，供不同的授权用户读取，由口令控制进入，现场修改和设置参数时，有完善的安全保护措施，防止非法用户的侵入。4.6.84.6.8 电能量采集终端主要技术要求电能量采集终端主要技术要求1 电源参数：(1) 交、直流两种供电方式，当交流掉电时，不间断自动切换为直流供电；交流恢复后不间断自动切换回交流供电。(2) 交流供电：220V20%（有效值） 频率：50Hz10%(3) 直流供电：220V15%(4) 功耗：10W、15VA2 时钟参数：(1) 日计时误差0.5s/天(2) 停电后，实时时钟运行时间50000 小时(3) 更换时钟电池时，时钟可持续运行时间5 小时3 停电后数据保持时间：用串行存储卡来存储电能数据时，停电后无需供电，数据保持时间10 年。4 气候环境条件：环境温度：-2565，相对湿度：5%95%（无凝露） ，大气压强：86108kPa。5 数据传输的可靠性： RS232、RS485 口的传输、抄收成功率不小于99.9%；6 可靠性：平均无故障工作时间（MTBF）100,000 小时，年可用率99.99%7 绝缘性能：绝缘电阻5M（500V 兆欧表） 。8 机械性能：承受频率 f10Hz、振幅为 0.3mm 及频率 f 在 10Hz150Hz范围内、加速度为 1m/s2的振动。对常规运输条件下的冲击，设备不发生损坏和零部件振动脱落现象。5电能量计量系统电能量计量系统(TMR)(TMR)5.1 5.1 总体结构总体结构系统应采用开放分布式体系结构，系统功能应分布配置，主要设备采用冗余配置。系统中配备的多台服务器、工作站、路由器、终端服务器、WEB 服务器、报表工作站、应用工作站、GPS 通过局域网连在一起，局域网采用双以太网，以提高通信的可靠性。局域网为系统节点间提供高速数据通道，系统各节点间的协调通过系统网络控制软件来实现，用户可以根据自己的系统规模和特殊需求，方便灵活地进行软硬件的配置，在系统中单双网可混合使用，且网络可自由升级，且不影响上层软件。5.2 5.2 基本要求基本要求各服务器/计算机应统一厂家，并配置磁盘阵列。系统采用开放式分布式技术和面向对象的技术，系统应运行可靠，冗余配置设备的非人为故障切换频度1 次/1 年，系统应能适应于功能扩展，新功能的扩展应可以通过现有的硬件或增加新的节点而方便地实现，系统应采用先进通用的计算机硬件和成熟的软件技术，优先选用基于 Intranet 技术的系统。各种类型的工作站应采用先进的多媒体技术，系统中的 PC 工作站应有与其它工作站相同的应用风格。5.3 5.3 硬件功能及其结构硬件功能及其结构系统应采用双重网络结构，配置两台各有 24 口的智能交换式机，连接网络的每个节点机，每个节点机均应配备两套相同局域网接口，传输速率 100Mb/秒。双网络之间应可实现自动切换，单一网络点故障不影响整个系统的正常工作。该局域网采用负载分担工作方式，应具有虚拟局域网功能，虚拟局域网之间交换数据可由路由器或路由器模块进行。交换方式有：(1) 端口交换。(2) 基于 MAC 地址交换。(3) 基于 IP 地址交换。(4) 传输介质：双绞线。(5) 传输速率：100Mb/秒。(6) 网络协议：ISO/OSI、快速以太网 IEEE802.3、TCP/IP、X.25。(7) 具有传送语音和图像的能力。前置前置服务器服务器接收终端服务器、路由器传送的数据，维持一个完整的实时数据库。该服务器要完成数据转换、报警处理、模拟量检查、数据库数据的指定计算、追忆和记录等 TMR 系统中要求的所有工作，并实现与其它服务器、工作站和通过路由器连接的其它系统的数据交换，负责 TMR 系统的运行管理，系统性能监视（CPU 负荷、内存资源、磁盘资源、网络资源使用情况） ，进程管理（睡眠、挂起、执行） 、分析等任务，以及实时数据传送到其服务器和工作站中，其它节点上的数据库依赖于网络通信程序而保持一致性。该服务器采用双机冗余配置方式，二台服务器按热备用方式运行，一台为主服务器，另一台为备用服务器。当主服务器故障或因故退出网络运行时，备用服务器应能自动接管运行，并应在20 秒内恢复全部功能；服务器由冷备用状态到热备用状态，应在 30 秒内完成。数据库服务器数据库服务器同时安装有应用软件和数据管理软件，在该服务器中同时运行，各自完成相应的任务；接受前置服务器前置服务器和其它工作站发来的工作命令并执行，同时完成实时数据的交换、分类、存储。应用软件应能按用户确定的运行周期独立运行，在运行期间不会发生数据混乱和服务器性能下降。同一个应用程序能同时由多个用户使用，并能用快照或周期性传输方法获得实时数据，可同时接受多个用户发来的请求命令，并将运算结果、分析报告、图表返回给发出命令的用户。数据库服务器数据库服务器应有足够大的磁盘阵列，它被用于存储历史数据。历史数据管理软件按指定周期、分类和分时段将前置服务器存储的数据按不同的分类、存储时间存储到历史数据库中，实现实时数据的长期保存，历史数据管理除能分类、分时间段的存储数据、查询数据、存取各类数据外，还应满足用户对提取文件格式的转换。两台服务器按主备运行方式运行，也可单台运行，当运行服务器出现故障时能自动切换到备用服务器上，并保证不能丢失数据。数据服务器应具有工作站相同的应用功能和显示功能（控制除外） ，并提供方便灵活的参数定义管理功能，凡在数据库中定义过的文件在该服务器中不再定义。应用工作站应用工作站包括网损管理工作站、调度员电能量管理工作站、计量管理工作站等。工作站通过局域网与其它服务器或设备交换数据、命令等信息，完成 TMR系统的各种人机联系功能，如：应用软件的执行并显示执行结果、递交操作命令、画面编辑、数据库定义、报表定义、报表自动生成、召唤打印和定时打印等。应用工作站是系统的末端，其故障不会影响系统的运行，因此不考虑热备用。根据应用需要，应用工作站可通过不同注册用户和口令赋予不同的权利以限制其使用范围。实现对电能量监视和控制，如：电能量终端运行工况监视、告警、报告、电能表控制与调节、故障时有关画面自动推出、执行 TMR 应用软件并显示执行结果等。系统维护及开发工作站系统维护及开发工作站除以上提到的功能外，还应提供系统维护平台，用于对 TMR 系统运行状况的监视、维护管理和对任务、作业的控制，应包括数据库的定义和修改、报警事件定义、历史文档编辑、历史及趋势数据分类定义、图形编辑、通道管理及其它定义修改和维护工作，提供各种开发工具，包括编译工具、代码管理工具、诊断工具和查错工具。数据库管理、报表工作站数据库管理、报表工作站由高档 PC 机组成，它主要完成三个方面的工作。(1) 网络管理：使用专门的网络管理软件，对 TMR 系统的网络实施管理和控制，保障系统数据安全可靠，传输和上层软件之间的通信正常，负责管理网络信息的接收和发送，流量控制，网络负荷监视，各网络节点占用网络负荷监视。(2) 数据库管理：数据库管理主要使用专门的数据库管理软件实现对实时数据库和商用数据库的管理，用户可用数据库管理软件定义，修改数据点属性、存储方式