110千伏变电站监控系统技术规范

'　　110kV变电工程监控系统设备专用技术规范工程名称：建设单位：设计单位：设计联系人：联系电话：1.招标设备需求一览表：序号建设单位项目名称设备名称型号规格单位数量备注1　　××110kV变监控系统分层分布式套12.供货范围招标文件中所列出的设备用于本变电站监控系统。该变电站的工程规模及电气主接线形式参见表1，供货范围见表2。该变电站电气主结线见本规范书之附件。表1：工程规模设备名称本期终期1110kV主结线235kV主结线310kV主结线4主变压器m×nMVAm×nMVA5110kV线路m回n回6110kV桥（分段）m个n个7110kVPTm组n组835kV线路m回n回935kV桥（分段）m个n个1035kVPTm组n组1135kV所用变m台n台 1210kV出线m回n回1310KV母联m个n个1410kV接地所用变m台n台1510kVPTm组n组1610kV电容器组m×n组m×n组1710kV电抗器组m×n组m×n组18熔冰线m回n回表2：供货范围(本期)设备名称数量单位备注1主变各侧测控(各侧独立设置测控装置)m套组屏1面柜2主变保护屏(配差动、各侧后备、非电量、限时速断保护、操作箱)m套组屏1面柜3110kV线路光纤差动保护测控屏(配测控装置、保护装置、操作箱)m套按每条线路光纤差动保护组屏1面4110kV线路距离零序保护测控屏(配测控装置、保护装置、操作箱)m套按每条线路距离零序保护组屏1面5110kV分段测控及备自投(配测控装置、分段保护、操作箱、备自投装置)1套单独组屏1面6公用I/O测控装置（测控装置2台）含：110kV母线TV间隔测控35kV母线TV间隔测控10kV母线TV间隔测控1面单独组屏1面7母线设备公用柜含：110kV母线TV切换箱1台35kV母线TV切换箱1台10kV母线TV切换箱1台1面单独组屏1面835kV线路（分段）间隔测控保护1套按6条线路单独组屏1面910kV线路（分段）间隔测控保护m套装于开关柜上1010kV电容器间隔测控保护m套装于开关柜上11微机消谐装置m台12所用变间隔测控保护2套装于开关柜上13380V备自投装置1套装于开关柜上14熔冰线保护1套 15远动通信计算机和计算机网络交换机、规约转换器、Modem等1套单独组屏1面（远动通信用）16GPS对时系统（单时钟源，扩展时钟1台）1套全站共用，组在远动屏上。采用省公司规定产品17监控主站(含主机、19”显示器)1套请投标厂标明所配机型、品牌18打印机1台19控制台、椅1套20软件：操作系统支持软件应用软件VQC软件1套投标厂商提供给用户的非自有知识产权软件，必须提供软件使用许可证，并在投标书中一一列出。21UPS（3kva,不含蓄电池）1套组在远动屏或公用屏内22微机五防，含软件和锁具1套根据实际情况配置23网络连接通信光缆（含熔接）、电缆及附件、每套光纤差动保护光缆200M及光纤接口盒、尾纤（含熔接）1套系统间连接备品备件由投标商在投标书中列出注：此供货范围为最基本的参考配置，各投标厂商应根据自己产品的特点，对照变电站主接线来配置系统，但不应低于本要求。3其他技术条款　4　变电站电气主接线图以CAD图附在招标文件中5　使用说明本专用技术规范与湖南省电力公司110kV变电站监控系统通用技术规范（2007版）构成完整的设备技术规范书。 湖南省电力公司　110kV变电所监控系统通用技术规范书（2007版） 目录1总则2规范及标准3通用技术条件3.1一般使用条件3.2基本技术条件3.3间隔级测控单元一般技术要求3.4站控级设备一般技术要求3.5对屏（柜）的要求4系统技术条件4.1系统结构4.2间隔级测控技术要求4.3站控级技术要求4.4系统性能要求4.5软件5试验5.1概述5.2验收试验6资料6.1供方提供的技术资料6.2设计联络会7技术条件表附录1设计联络会事宜附录2供货商提供的各类技术条件表附录3买方提供的图纸附图变电站电气主接线图 1总则1.1本技术规范书适应于110kV变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本设备技术规范书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，卖方应提供符合本规范书和工业标准的优质产品。1.3如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的系统完全符合本规范书的要求。如有异议，都必须清楚地表示在投标文件中的“差异表”中。并在投标书中的有关章节加以详细描述。卖方也可以根据基本要求提出建议方案，供买方选择。1.4本设备技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。1.5本设备技术规范书经买、卖双方确认后作为订合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。1.6投标商资格1.6.1投标商应至少设计、制造、集成、调试20套及以上类似本标书提出的110kV及以上电压等级连续成功的商业运行业绩（投标商应提供近期工程业绩表）。1.6.2投标商提供的产品应具有在国内外110kV及以上电压等级成功投运两年以上的经验。1.6.3投标商提供的产品应通过省（部）级以上主管部门组织的技术鉴定，并随投标书提供电力部门运行情况报告。1.6.4投标商提供的产品应通过部级以上检测中心（许继、南瑞、电科院）的型式试验并有报告、动模试验并有报告。1.6.5投标商提供ISO9000资格认证书。1.6.6投标时，以上资料和报告必须在技术文件中提供。1.7本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。1.8投标者应完整、如实填写附表A～E。2规范与标准应遵循的主要现行标准IEC61000-4-2《静电放电抗扰度试验：3级》IEC61000-4-3《辐射电磁场抗扰度试验：3级》IEC61000-4-4《快速瞬变电脉冲群抗扰度试验：4级》IEC61000-4-5《冲击(浪涌)抗扰度试验》IEC61000-4-6《电磁场感应的传导骚扰抗扰度试验》IEC61000-4-8《工频磁场的抗扰度试验》IEC870-1《远动设备及系统总则一般原理和指导性规范》IEC870-2《远动设备及系统工作条件环境条件和电源》IEC870-3《远动设备及系统接口(电气特性)》IEC870-4《远动设备及系统性能要求》IEC870-5《远动设备及系统传输规约》IEC60870-5-101《基本远动任务配套标准》IEC60870-5-102《电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准》 IEC60870-5-103《继电保护信息接口配套标准》GB4208-1993《外壳防护等级（IP代码）》GB2887《计算机场地技术条件》GB9813《微型数字电子计算机通用技术条件》GB/T13729《远动终端通用技术条件》GB/T13730《地区电网数据采集与监控系统通用技术条件》GB/T14598.9-1995《辐射电磁场干扰试验》GB/T14598.10-1996《快速瞬变干扰试验》(或IEC255-22-4)GB14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T15145-2001《微机线路保护装置通用技术条件》GB50171-1992《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50059—92《35～110kV变电所设计规范》DL476-92《电力系统实时数据通信应用层协议》DLS003-91《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T630《交流采样远动终端技术条件》DL/T5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5136-2001《火力发电厂，变电所二次接线设计技术规程》DL478-92《静态继电器保护及安全自动装置技术条件》DL5003-91《电力系统调度自动化设计技术规程》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）湖南电网贯彻“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”的实施细则。省公司颁发《湖南电网继电保护及安全自动装置选型原则》最新版本继电保护直流回路反措原则方案（湘电公司调字第[97]177号文）湖南省调度通信中心关于明确继电保护有关问题的通知（[2004]01号）(如果各标准有不一致时，以标准高的为准)3通用技术条件3.1一般使用条件3.1.1海拔高度≤1000m3.1.2最大相对湿度（25℃以下）≤90%3.1.3工作允许环境温度-5℃～+45℃3.1.4最大日温差：25℃3.1.5地震烈度及加速度烈度8度水平加速度(g为地心引力加速度)0.15g地面水平加速度0.2g地面垂直加速度0.15g考虑水平与垂直加速度同时作用的安全系数≥1.673.2基本技术条件3.2.1额定参数：1)交流电压：100V和100/√3V，长期最高运行电压：120V和120/√3V；2)交流电流：5A； 3)频率：50Hz；4)直流电源电压220V，供电电压可以在-20%至+10%的范围内变化，系统及设备不应误动(纹波系数≤5%)；5)交流电源电压220V，系统及设备同时能承受±15%的电压波动和±5%频率变化。3.2.2系统主要技术指标a)测量值指标交流采样测量误差I、V≤0.2%，P、Q≤0.5%直流采样（温度、直流电压等）测量误差≤0.5%越死区传送整定最小值≥0.5%额定值b)状态信号指标遥信信号响应率100%间隔层SOE分辨率≤2ms；站控层SOE分辨率≤5ms；遥控正确率100%c)系统实时响应指标全系统实时数据扫描周期≤2s；从I/O数据采集/控制单元输入模拟量越死区到工作站CRT显示≤2.5s；从I/O数据采集/控制单元输入状态量变位到工作站CRT显示≤1.5s；控制及调节命令传送并返回时间(从操作执行键到I/O数据采集/控制单元输出和返回信号从I/O单元输入至CRT显示器上显示的总时间)≤2.5s；遥信变化传送时间不大于1.5s(从I/O数据采集/控制单元输入端至远动数据处理及通信装置的通信出口)；遥测变化传送时间不大于2.5s(从I/O数据采集/控制单元输入端至远动数据处理及通信装置的通信出口)；d)事故追忆：事故前：1分钟，每帧间隔按全系统实时数据扫描周期事故后：5分钟，每帧间隔按全系统实时数据扫描周期e)历史数据库储存容量历史曲线采样间隔：1~30min，可调历史趋势曲线，日报、月报、年报储存时间≥1年历史趋势曲线≥200条f)可靠性指标：系统可用率≥99.9%；遥控执行可靠率=100%；站控层平均无故障时间(MTBF)：≥20000小时；间隔层平均无故障时间(MTBF)：≥27000小时；g)时钟同步误差：校正周期内<1ms；3.3间隔级测控单元一般技术要求所有测控单元的输入部分均应有数据预处理功能。每一个I/O通道均应有相对应的工作状态指示。每一测控单元均应有与之对应间隔的电气主接线模拟操作回路图，并有直接合闸/跳闸功能。对110k V的所有断路器，监控系统应该有同期功能，同期判断在间隔层测控单元上进行，同期电压输入分别来自断路器两侧PT的单相电压，而且各I/O能根据运行需要投/退同期功能，能实现无压合闸、有压检同期方式。同期成功与失败均有信息输出。卖方所提供的监控系统应含有逻辑防误操作功能，实现断路器、隔离开关及接地刀闸的正常操作和现场维修操作的闭锁功能。遥控开关指令失效时，应有延时返回功能。3.3.1模拟量输入通道（AI）1)抗干扰能力：抗共模电压：±400VDC或±600VAC共模抑制比：CMRR≥80dB串模拟制比：NMRR≥60dB2）模入通道信号类别：热电阻：国际标准Pt100、Cu50分度，热电偶国际标准K、E、J、T分度。直流电流：0～±1mA，0～±20mA，4～12～20mA直流电压：0～±5V，或0～±10V交流电压：100V或100/√3V交流电流：1A（5A）3）满量程测量精度：V、I的测量误差≤0.2%，P、Q的测量误差≤0.5%3.3.2数字量输入通道（DI）1）无源接点输入方式，回路应有光电隔离措施；2）硬软件滤波时间常数不影响事件顺序记录的分辨率；3）光电隔离电压：2500V连续或峰值电压；4）信号输入电压：220VDC；5）事件顺序记录分辨率：≤2ms；6）负载能力：＞10mA/每路。3.3.3数字量输出通道（DO）1）采用光电离措施或无源空接点；2）输出的脉冲宽度为100ms～3s可调；3）驱动能力：DC220V，5A3.3.4间隔级MTBF≥27000小时3.3.5保护装置的一般技术要求1）应具有独立性、完整性、成套性，在一套装置内应含有各间隔必须的能反应各种故障的保护功能。2）主保护单元、后备保护单元的各种原理的保护性能都应分别满足响应的国家标准或行业标准。3）应具有在线自动检测功能。装置中任一元件损坏时，不应造成保护误动作，且能发出装置异常信号。4）应设有硬件闭锁回路，只有在电力系统故障，保护装置起动时，才允许开放跳闸回路。5）应设有自复位电路，在因干扰而造成程序走入死区时应能通过自复位电路自动恢复正常工作。但在进行高频干扰实验时，不允许自复位电路工作。6）应设有通信接口，向测控设备、远动设备或上位机传递保护动作顺序和时间、故障类型和故障地点、故障前后各输入模拟量的采样数据。 7）保护装置的所有引出端子不允许同装置的弱电系统（指CPU的电源系统）有电的联系。针对不同回路，可以分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变压器磁耦合等隔离措施。8）保护装置的实时时钟信号及其他主要动作信号在在失去直流电源的情况下不能丢失，在电源恢复正常后应能重新正确显示并输出。9）应具有自动对时功能。10）35kV及以下保护与测控装置合一设置时，保护与测控应采用不同的CPU。3.4站控级设备一般技术要求站控级部分应采用功能强，可靠性高的工业标准制造的微机，其速度和容量应满足该站最终规模的功能及信号容量要求，并留有一定备份容量。同时监控部分应满足该站无人值班对测量、信号、控制的全部要求，具有当地显示、打印、记录功能和微机保护通讯功能及与各级调度主站通讯功能，具有当地控制和远方控制切换功能。站控级MTBF≥20000小时3.5对屏（柜）的要求3.5.1所制造的各种屏（柜）用以安装各种（测控）保护装置，这些屏柜还应包括有安装所必须的槽（H）钢底支架、顶板和侧板。3.5.2结构：这些屏（柜）设计成封闭的，通风良好的垂直立式，前后开门，并要求安装方便，控制电缆的进线和出线连接、检查和维护方便。本工程一律采用柜式，屏柜尺寸2260×800×600。3.5.3表面处理3.5.3.1所有的喷或涂料在机械振动以及热和油的作用下均不应出现划痕或变软。3.5.3.2柜上的喷或涂料应有光泽的表面层。3.5.3.3供货商应该提供喷或涂料的色标，喷或涂料的颜色最终在合同签订之后，由买方在第一次设计联络会上确定。3.5.4柜内的布线及端子3.5.4.1布线应整齐、清晰、美观，导线绝缘良好，无损伤，导线用铜质多股软线，电流电压回路截面不小于2.5mm2和耐受电压1000V绝缘绞线。其它回路截面不小于1.5mm2和耐受电压1000V绝缘绞线。3.5.4.2设备接线端部均应标明其回路编号，编号应正确，字迹清晰且不易褪色。3.5.4.3接线端子排a）所有端子的额定值为1000V、10A，电流回路的端子应能接不小于6mm2的电缆芯线。电流互感器和电压互感器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，并应至少留有20%的备用端子。端子排间应留有足够的空间，便于外部电缆的连接。b)正、负电源之间及正电源与断路器的跳、合闸回路端子排也应至少隔开两个端子。端子的导体部分应为铜质。d)提供测控保护调试，安装所需的专用工具、专用设备。f）柜内的端子排应留有20%的备用。3.5.4.4直流电源应采用直流专用的快分开关。3.5.5接地3.5.5.1接地原则和方式a)设备箱壳、机柜或裸露的非载流金属部分必须经良好耐久的金属接触点接地。 b)设备外壳接地、交流电源中性点接地、直流工作接地和电缆屏蔽层只应一公共接地点。c）数字量输入/输出信号线严禁接地。d）模拟量输入信号采用悬浮方式。e)每一机柜上的铜质接地汇流体的截面积≥100mm2。f）机柜的接地汇流体应与机柜绝缘。4，系统技术条件4.1系统结构110kV变电站采用物理结构和功能均为分层分布式的系统，其结构为间隔级——站控级。主网采用单光纤以太网结构，其网络通信速率应满足系统实时性要求，至少应不小于100MbPs，站控层所有设备之间应能通过以太网传输信息。宁乡西站控层设备负责整个系统的集中监控，布置在变电所控制楼的控制室内，由1台主机/操作员工作站和1台远动工作站、网络接口设备及打印机等组成，反映全所数据信息的实时数据库和历史数据库设置在操作员工作站内。各电压等级间隔级的测控设备按电气单元配置。户内的测控设备之间和测控设备与其他设备之间通信介质采用屏蔽双绞线或光缆，为了提高系统抗各种干扰的能力，保证系统的正常运行，户外的通信传输介质均采用光纤。光缆芯数应满足系统通信要求，并留有备用芯，传输速率应满足自动化系统实时性要求。光端设备应具有光缆检测故障及告警功能。光缆、通信电缆、网络线宜与其它电缆分层敷设。无铠装的光缆、通信电缆、网络线必须穿管敷设。公用设备、110kV电压等级的测控保护设备组屏后与站控层设备集中安放在同一继电器室。10kV电压等级间隔的测控保护单元安装在相应的10kV开关柜上，其余的保护、测控装置安装于主控楼主控室，站控级的通信计算机、操作员站计算机以及网络设备等安放于主控楼主控室，均为无特殊屏蔽的房间。卖方提供的监控系统应具有良好的电磁兼容特性，并应充分考虑到高压配电装置运行时，对监控系统的影响，系统在任何情况下均不应发生拒动、误动、扰动。站控级的微机及外设由UPS供电。变电站层：由当地监控主站、远动主站和远动通信接口设备构成，负责完成整个变电站的控制、监视和数据、信息的远传及所有模拟量、数字量、开关量的实时采集、处理，远动主站采用直采直送的方式，按照通讯规约的要求，上传给各个上级调度端，并对间隔层的设备进行管理和下发各种命令。间隔层：在横向按站内一次设备（一台主变，一条线路等）分布式的配置。各间隔层的设备相对独立，仅通过站内通讯网互联，并实现与变电站层的设备通讯。主变及110kV线路的保护单元与测控单元之间采用数据口实现通信。站内外通讯网远动主站与调度、基地站之间采用标准的RS232串口加MODEM方式及数据网通讯。通讯规约采用部颁DL451－91、SC1801和IEC60870-5-101、104标准。站内通讯设备通过以太网及其它现场总线通讯，通讯介质为双绞线或光缆。其他智能设备（即低周减载系统、直流系统、电能计量装置等）通过厂家提供的规约转换装置，经RS485/RS232接口与网络实现通信（应设置软件防火墙）。 4.2间隔级测控技术要求4.2.1110kV线路间隔保护测控的技术要求4.2.1.1110kV线路测控单元应实现下述功能要求l）模拟测量：110kV线路三相电流、三相电压（线电压和相电压）、有功功率、无功功率、功率因素、频率、3U。和3I。等。2）信号检测：110kV线路保护装置各功能信号、断路器位置、隔离开关位置、接地开关位置、断路器控制回路断线总信号、断路器操动机构故障总信号、保护电压回路断线信号等，信号检测量应≥32个。3）输出控制：110kV线路断路器分、合控制。控制含远方控制(调度或通过操作员站计算机控制)操作和就地控制柜上的控制操作，控制方式应能互相切换，装置上设就地和远方转换开关；信号复归等；输出信号量³8个对象。4.2.1.2110KV光纤差动线路保护装置的技术要求1）.主保护应带有完善的反应相间故障及接地故障后备保护，线路后备保护采用近后备方式。后备保护应包括四段距离及零序电流保护，以保证大电阻接地故障时能可靠地有选择地切除故障。2).保护装置应是微机型的。主保护的电流、电压采样频率不小于20点/周波，且有多个微处理器，这些微处理器分别完成保护装置的不同功能。3).线路在空载、轻载、满载条件下，在保护范围内发生金属性或非金属性的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路及复合故障，转换性故障）时，保护应能正确动作，装置应保证出口对称三相短路时可靠快速动作。并能适应平行线路，例如有零序互感补偿。对于同杆并架的线路，保护应能正确地切除跨线故障。4).对保护范围外故障的反应在保护范围外部正方向及反方向发生金属性或非金属性故障时,保护不应误动。外部故障切除、外部故障转换、故障功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动。5).被保护线路在各种运行条件下进行各种正常的倒闸操作时，保护装置不得误发跳闸命令。6).断路器动作时的反应当手动合闸或自动重合于故障线路时，保护应可靠三相跳闸，且不再重合；合于无故障线路上时，保护应可靠不动作。在断路器倒闸操作过程中不应造成保护装置误动作。7).本线全相振荡时无故障应可靠闭锁保护装置。如发生区外故障或系统操作，装置应可靠不动作。如在本线路发生三相故障，允许以短延时切除故障。本线路发生各种类型的不对称故障，纵联保护仍应快速动作。三相重合到永久性故障，装置应可靠切除故障；重合到无故障线路，应可靠不误动。距离保护装置中一般宜设置不经振荡闭锁的保护段。8).容许过渡电阻的能力成套保护装置应有容许100欧过渡电阻的能力，供方应随标书一起提供最大容许的故障电阻资料。 9).距离保护的测量元件距离继电器各段相间和接地故障均有不同的测量元件，并能同时进行测量。a).距离继电器的记忆时间距离继电器的记忆时间应大于100毫秒，以保证在发生内部故障或出口反向故障时能正确动作。b).方向保护的起动元件应综合反应故障电流量(含零序)或电压量。c).方向保护的方向元件应不受过渡电阻和负荷电流的影响。d).电流差动保护系统应能为相间故障、接地故障及其混合性故障提供完整的保护。电流差动保护应符合作为快速主保护的要求，并应为微机型保护。e).不管故障电流从线路的两侧还是一侧流入，线路两端的电流差动保护都应能快速地同步切除故障。f).电流差动保护系统应包含由一个对被保护的线路两侧流过的电流量时刻进行比较的比较元件。g).电流差动保护系统应提供对通道时刻进行监视的功能。h).在C.T.饱和时，区内故障不应导致电流差动保护拒动。区外故障不应导致电流差动保护误动作。I).电流差动保护应提供直跳功能，通过同一通讯线路瞬时跳线路对侧的断路器。j).电流差动保护均采用专用或复用2M光纤通道。k).与互感器的连接110千伏线路保护适宜用10P30级铁芯特性的电流互感器和电容式电压互感器，线路保护装置不应由于互感器的暂态影响而误动作。l).保护装置输出接点应满足控制一台断路器的要求4.2.1.3110KV线路距离保护的技术条件主保护应带有完善的反应相间故障及接地故障后备保护，线路后备保护采用远后备方式。1).保护装置应是微机型的。主保护的电流、电压采样频率不小于20点/周波，且有多个微处理器，这些微处理器分别完成保护装置的不同功能。2).线路在空载、轻载、满载条件下，在保护范围内发生金属性或非金属性的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路及复合故障，转换性故障）时，保护应能正确动作，装置应保证出口对称三相短路时可靠快速动作。3).对保护范围外故障的反应在保护范围外部正方向及反方向发生金属性或非金属性故障时,保护不应误动。外部故障切除、外部故障转换、故障功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动。4).被保护线路在各种运行条件下进行各种正常的倒闸操作时，保护装置不得误发跳闸命令。5).断路器动作时的反应当手动合闸或自动重合于故障线路时，保护应可靠三相跳闸，且不再重合；合于无故障线路上时，保护应可靠不动作。6).本线全相振荡时无故障应可靠闭锁保护装置。如发生区外故障或系统操作，装置应可靠不动作。 如在本线路发生三相故障，允许以短延时切除故障。本线路发生各种类型的不对称故障，纵联保护仍应快速动作。距离保护装置中一般宜设置不经振荡闭锁的保护段。7).容许过渡电阻的能力成套保护装置应有容许100欧过渡电阻的能力，供方应随标书一起提供最大容许的故障电阻资料。8).距离保护的超越问题距离保护应具有瞬时跳闸第一段，它在各种故障情况下的暂态和稳态超越应小于5%整定值。9).距离保护的测量元件距离继电器各段相间和接地故障均有不同的测量元件，并能同时进行测量。10).距离继电器的记忆时间应大于100毫秒，以保证在发生内部故障或出口反向故障时能正确动作。11).无故障快速整组复归（适应于电铁负荷线路）；12).重合闸a).重合闸的合闸脉冲应有足够的宽度(80-100ms)，以保证断路器可靠合闸，不会使断路器产生二次重合闸或跳跃现象。b).重合闸时间三相重合闸时间，应可分别调整，时间范围为0.3s-9.9s，级差为0.1s（或更小）。重合闸装置起动后，整组复归时间为1S-99S可调，在此时间内，应保持送给保护准备三跳的信号。c).重合闸装置中任意一个元件损坏或有异常，应不发生多次重合闸及规定不允许三相重合闸的三相重合闸。d).重合闸装置应有“断路器操作压力降低闭锁重合闸”的回路，该回路应保证只检查断路器跳闸前的操作压力。重合闸操作完毕后,压力恢复时,闭锁信号应自动返回。4.2.1.4110kV操作箱及电压切换箱的技术要求1).应具有一（或两）组三相跳闸回路(含Q，R端子)及一组合闸回路，跳闸应具有自保持回路。2).应具有手跳和手合输入回路。3).操作箱应具有防跳回路，防止断路器发生多次重合。4).操作箱应具有气(液)压或弹操闭锁输入回路。5).跳合闸应分别具有监视回路。6).操作箱应具有足够的输出接点供主保护用和发中央信号、远动信号和事件记录。7).操作箱的两组操作电源回路应独立,当一组操作电源消失,不允许自动切换成另一组操作电源。8).操作箱具有手合后继电器，提供手合后（HHJ）常开接点串联TWJ形成启动事故音响回路。9).电压切换箱应采用双位置继电器切换。4.2.1.5110KV母线电压互感器间隔测控的技术要求110KV母线电压互感器应设置专用测控单元，该测控单元应具有三相电压（线电压和相电压）、3Uo、信号检测等功能，检测信号量应≥ 16个。且要求在110kV分段断路器合上时，两组电压互感器能自动并列运行（可手动投退）。（两组TV配一台切换箱）。每组电压互感器切换的电压量≥7个（保护测量用UA、UB、UC、UL，计量用UA”、UB”、UC”）。输出控制110KV母线电压互感器（装置上设就地和远方转换开关）；隔离刀闸的分、合；接地刀闸分、合；出口软压板投退，信号复归等，信号输出量≥4个对象。4.2.1.635（10KV）母线电压互感器间隔测控的技术要求35（10KV）母线电压互感器应设置专用测控单元，该测控单元应具有该测控单元应具有三相电压（线电压和相电压）、3Uo、信号检测等功能，检测信号量应≥16个。且要求在3Uo过压时能发报警信号。35（10KV）分断断路器合上时，两组电压互感器能自动并列运行（可手动投退）。（每2组TV配一台切换箱）。每组电压互感器切换的电压量≥7个（保护测量用UA、UB、UC、UL，计量用UA”、UB”、UC”）。4.2.1.7110kV分段（桥）间隔测控屏110kV分段（桥）测控单元应实现下述功能要求：1)模拟测量：断路器三相电流和功率。2)信号检测：断路器的各种功能信号，断路器位置，隔离开关位置，接地开关位置，断路器控制回路断线总信号，断路器操作机构故障总信号，母线保护电压回路断线信号等，信号检测量应≥32个。3)输出控制：输出控制断路器分、合控制。控制含远方控制(调度或通过操作员站计算机控制)操作和就地控制柜上的控制操作，控制方式应能互相切换，装置上设就地和远方转换开关；隔离开关的分、合控制，能接受操作员站计算机控制并能防止误操作。信号复归等。控制信号量应≥8个对象。4.2.1.8110kV（10kV）备自投装置技术要求备投方式：具备进线备投及分段（桥）备投两种方式。备用电源自动投入装置应具备闭锁功能。备用电源自动投入，可就地或远方选择投入和退出运行。整定范围：电流整定范围：0-50A级差0.1A电压整定范围：0～200V级差1V时间整定范围：0～99.9秒，级差0.1秒备自投装置应设有启动联切低周功能，联切功能必须经硬压板投退，且应考虑与集中式低周装置配套，具有就地中央信号及远方中央信号接点；若低周功能分散于出线保护装置，则各分屏也必须装设联切投退硬压板。4.2.2主变间隔级保护、测控技术要求4.2.2.1主变间隔测控技术要求1）主变间隔级测控分侧独立配置；2）所提供的装置应能实现电流、电压、频率、有功、无功、电能等的测量与显示；3）主变110KV侧间隔级测控单元的数字量输入点数应包括本间隔所有可能的状态输入（如断路器位置、隔离开关位置、接地开关位置、断路器异常接点信号。主变非电量保护信号，主变分接头位置信号等）状态输入量≥ 64点。控制点数应包括本间隔所有可能的状态控制（如断路器控制，电动隔离开关控制，主变分接头调节控制等），状态控制点数≥12个对象；4）主变35(10)kV侧间隔级测控单元的数字量输入点数应包括本间隔所有可能的状态输入（如断路器位置、隔离开关位置、接地开关位置、断路器异常接点信号等）状态输入量≥16点。控制点数应包括本间隔所有可能的状态（如断路器控制，电动隔离开关控制等）状态控制点数≥4个对象。5)主变本体温度测量（包括绕组温度）4.2.2.2主变保护屏要求主变间隔按差动保护、本体保护、高压侧后备保护、中、低压侧后备保护、低压侧限时电流速断保护分别独立配置保护单元（主保护和后备保护分机箱设置）。保护屏配置如下：●差动保护●110kV、35（10）KV侧复合电压闭锁过流保护；●110kV中性点零序过流保护；●110kV中性点间隙零序电流电压保护；●10kV侧限时速断保护●110kV、35（10）侧过负荷保护；●本体瓦斯保护●本体压力释放阀保护；●本体油温、绕组温度保护；4.2.2.3整套装置的主要功能：1）差动保护，动作跳各侧开关。2）主变本体（调压）重瓦斯保护，均以无时限直接作用于出口。强电不经任何逻辑回路，所跳开关同差动保护。出口中间继电器不能采用快速中间继电器。3）110kV复合电压闭锁过流保护：电压选取各侧（可投退），第一时限跳分段开关，第二时限跳三侧。4）35kV复合电压闭锁过流保护：电压选取各侧（可投退），第一时限跳分段开关，第二时限跳本侧。5）110kV零序电流电压保护，第一时限跳分段开关，第二时限跳三侧。6）10kV过电流保护，t1时限跳10kV分段开关，t2时限跳10kV侧主开关。7）10kV限时电流速断保护要求带三段时限。8）主变过负荷，发信号。9）主变本体轻瓦斯动作发信号。10）利用温度变送器（安装在主变测控屏上）实现油温采集，利用本体温度计触点发温度过高信号。11）主变压力释放器动作发信号。12）主变本体油位采用带电接点的油位表，发本体油位降低、油位过高信号。13）主变各侧断路器操作箱电源、差动保护、瓦斯保护和各侧后备保护、10kV侧限时电流速断保护的直流电源应分开并接入端子排。14)所有保护出口满足两台110KV断路器、两台35kV断路器、两台10KV断路器跳闸需要。15)主保护、后备保护和非电量保护动作后应分别提供空接点信号。4.2.335kV部分间隔级测控及保护技术要求： 1）35kV部分间隔级单元采用控制，测量，保护合一的装置。2）数字量输入点数≥16，数字量输出点数≥4个对象。4.2.3.135KV线路测控保护l）电流、电压、功率、功率因数、频率电量等的测量和监视。2）断路器和隔离开关位置等状态信息采集。3）断路器操作控制。4）电流速断保护。5）过电流保护。6）过负荷保护。7）自动重合闸。8)能够与低周减载系统配合，接入低周减载系统输出的“跳闸”、“闭锁重合闸”的控制接点，并正确动作。9）小电流接地选线。4.2.3.235kV分段断路器测控保护1）电流、电压、功率、功率因素、频率等的测量和监视。2）断路器和隔离开关位置状态信息采集。3）断路器操作控制。4）限时电流速断保护。4.2.410kV部分间隔级测控及保护技术要求：1）10kV部分间隔级单元采用控制，测量，保护合一的装置。2）数字量输入点数≥10，数字量输出点数≥4个对象。4.2.4.110KV线路测控保护l）电流、电压、功率、功率因数、频率电量等的测量和监视。2）断路器和隔离开关位置等状态信息采集。3）断路器操作控制。4）电流速断保护。5）过电流保护。6）过负荷保护。7）自动重合闸。8)能够与低周减载系统配合，接入低周减载系统输出的“跳闸”、“闭锁重合闸”的控制接点，并正确动作。9）小电流接地选线。4.2.4.210kV分段断路器测控保护1）电流、电压、功率、功率因素、频率等的测量和监视。2）断路器和隔离开关位置状态信息采集。3）断路器操作控制。4）限时电流速断保护。4.2.4.3所用变(接地变、高压侧和本体)测控保护1）电流、电压、功率、功率因素、频率、电量的测量和监视。2）断路器和隔离开关位置状态信息采集3）断路器操作控制4）电流速断保护5）过电流保护 6）过负荷保护7）中性点零序过电流保护4.2.4.410kV电容器（温度、本体）测控保护1）电流、电压、功率、功率因素、频率、电量的测量和监视。2）断路器和隔离开关位置状态信息采集3）断路器操作控制4）电流速断保护5）过电流保护6）过负荷保护7）不平衡电压（或）保护（取放电PT开口三角电压）8）过电压保护(取放电PT电压)9）低电压保护(取母线PT电压)10)本体温度、压力释放4.3站控级技术要求站控级层设备包括：监控主站、打印机、GPS对时设备、远动主站及网络设备等、智能装置接口（≥4个）、操作台、音响报警装置及通信电缆、光缆等组成。4.3.1公用I/O容量公用测控含直流系统（母线电压、充电电流的0~5V的直流模拟信号，交流进线跳闸、母线电压过高、母线电压过低、直流接地等开关量报警信号）、站用电系统（380V三相电压、三相电流、380V进线开关位置等）及其它安全自动装置等信号输入、站内自动装置的控制输出等。1）模拟量输入（4~20mA）：≥82）数字量输入：≥963）数字量输出：≥324.3.2监控主站技术要求1）监控主站工控机要求按当前主流配置，要求不低于以下指标：CPU：P4系列主频：≮2.4GHZ内存：DDRAM＜512MB高速缓存：≮512KB光驱（CD－ROM）：≮50X硬盘（HDD）：≮80GB128MBAGP4X高速图形卡，支持3D功能。SB64位声卡30W～100W有源防磁音箱能同时支持10Base－T(F)和100Base－T（F）的自适应PCI网卡2）监控主站人机会话LCD显示尺寸：17”分辨率：≮1800*1440点距：≤0.25mm行频：≮100kHZ 场频：≮88HZ带宽：≮200MHZ符合EPAEnergyStar标准符合TC099标准3）打印机中文字符打印速度≮180个字符／秒英文字符打印速度≮300个字符／秒具有IEEE—1284双向并行接口功能通过ESC／P—K控制代码，具有向下兼容功能4.3.3远动主站技术要求a)要求提供无硬盘、非PC结构的产品。四遥功能能灵活组合，且相对规格化。将来维护和扩展时不会影响原有的硬件及更改原有的EPROM。b)整机平均故障间隔时间不低于27000小时。c)A/D转换误差≤0.2%。d)系统I/O单元应有很好的电磁兼容性，其信号输入应用可靠地电气隔离，其绝缘水平应符合国家有关标准。所有的输入输出接口、通讯线及电源输入的耐受冲击耐压试验及抗电磁干扰能力应满足各项规范要求。e)远动信息的海明码距离应≥4。f)远动通信接口包括调制解调器(MODEM)为远动工作站的一个组成部分，能适应光纤、微波、载波等通道运行，通信工作方式为全双工。应能与湖南省调度数据网（采用DL476-92和104规约）的接入设备通信。2)交换机（SWITCH）端口数≮24能同时支持10Mbps和100Mbps的全双工通信速率，各端口能自动检测和确定与之相连的设备运行速度。应具备显示其各种工作状态的LED。其所有的功能应可通过监控主站进行管理。3）GPS对时GPS对时系统用于实现变电站内计算机监控系统、保护装置及故障录波器等设备的时间同步，应能提供满足这些设备需要的各种时间同步信号。GPS卫星同步时钟的时间信号接收单元应能接收GPS卫星发送的协调世界时（UTC）信号作为外部时间基准信号。正常情况下，主时钟的时间信号接收单元独立接收GPS卫星发送的时间基准信号；主时钟内部的时钟，当接收到外部时间基准信号时，被外部时间基准信号同步；当接收不到外部时间基准信号时，保持一定的走时准确度，使主时钟输出的时间同步信号仍能保持一定的准确度。当外部时间基准信号接收恢复时，自动切换到正常状态工作，切换时间应小于0.5S，切换时主时钟输出的时间同步信号不得出错。 GPS应具有时间信号扩展功能，以满足用户不同要求方便地扩展时间信号的输出数量。输出时间与协调世界时（UTC）时间同步准确度：≤1us内部的时钟准确度应优于7*10-8。站控级远动工作站具有GPS对时功能，并将时标传送给连接在计算机网络上的站控级设备和测控级设备，并且满足各个设备独立对时的通道数量要求（通信或接点形式）。110kV线路及主变保护测控装置应采用GPS脉冲或B码对时。4.3.4通信监控系统采用单远动工作站作为变电站内外部的通信枢纽，内与各间隔测控单元和监控主站通信，外与监控中心通信。4.3.4.1监控系统内部通信监控系统内部通信包括间隔级～站控级远动主站和监控主站的采用ETHERNET网络通信。4.3.4.2系统外部通信远动工作站能与监控中心进行网络或点对点方式通信。网络通信采用TEC60870-5-104规约，点对点通信采用DL/T634-1997、IEC60870-5-101、部颁CDT和DNP3.0规约等，通信的信息内容可由用户任意组态。1）通信方式：模拟或数字2）通信规约：SC18016.0版、DL/T634-1997、IEC60870-5-101、IEC60870-5-104、部颁CDT和DNP3.0等3）通信速率：600～9600bps）MODEM兼容Bell202标准或2M数据网通信。4）信息传送时间要求：遥测传送时间（从I/0设备输入端至通信装置出口的时间）不大于2.5S，遥信变位传送时间（从I/0设备输入端至通信装置出口的时间）不大于1.5S，遥控、遥调命令传送时间（从通信装置入口至I/0设备输出端）不大于3.5S。5）与各上级调度通信接口应具有通道通信。4.3.4.3与站内各子系统的接口计算机监控系统应具有与站内直流系统、UPS系统及火灾报警系统的接口功能，传输规约建议采用IEC60870-5-103国际标准。建议采用专用计算机与站内各子系统的接口。对整个系统包括与其它生产厂家的规约转换及联调工作由计算机监控系统厂家完成，各子系统供货厂家配合。·与站内电能计量系统接口站内电能表单独组柜，（但10kV电能表直接安装在开关柜上），所有电能表与电表采集器采用RS485接口相连，电表采集器再通过RS232口与监控系统通信，由电表采集器厂家向监控厂家提供通信规约，其余细节在设计联络会上确定。·直流系统及接口一部分直流系统信号采用硬接点方式接入监控系统，另一部分直流系统信号通过RS232接口与监控系统通信，通信规约由直流系统供货厂家提供，其余细节在设计联络会上确定。·UPS系统及接口UPS系统采用硬接点与监控系统相连。·火灾报警系统及接口火灾报警系统采用硬接点方式接入监控系统，如条件具备也可采用RS232接口与监控系统通信，其余细节在设计联络会上确定。·“五防’装置及接口 “五防”装置采用RS232接口与监控系统相连，其接口和通信规约由“五防”装置供货厂家提供。其余细节在设计联络会上确定。4.3.5站控级功能要求4.3.5.1数据采集操作员站通过网络接收和处理通信计算机通送来的各种数据。每个数据采样通道都应具有“开通”、“关闭”和“写入”的选通置数功能，值班人员可依据所授与的操作权限等级和范围，对有关数据采样通道进行人工查询或设置信息。l）数据采集包括模拟量、数字量和电能量的采集。模拟量可以是交流量，也可以是直流量；2）一般的模拟量、数字量按给定的扫描周期进行采集。3）对某些需要快速反应带时标的数字量采用中断方式输入。4）对某些需要追忆记录的模拟量采用快速扫描方式处理。5）对电能量能进行连续采集，采集的方式为RS485接日形式的数据输入。4.3.5.2数据处理数据处理包括数据滤波、数据误码校验分析和数据传输差错控制的预处理。数据处理包括数据正常处理和数据异常报警处理。报警的形式有声响、CRT模拟光字牌报警显示、报警一览表显示、分类报警显示和报警信息打印等。4.3.5.3模拟量输入（AI）处理AI处理应包括数据合理性检查、工程单位变换、数据变化、越限检测、精度及线性度测试、零浮校正、极性判别等。1）模拟量输入越限报警处理对任一AI信号或计算值进行越限检查，当AI信号或计算值越限时进行报警处理。报警限值可设2个上限和2个下限。当参数越限时，CRT向动推出相关画面，相应的字符闪烁显示，并发出语音提醒操作员注意，并将报警信息输出至打印机，必要时能自动进行某些操作处理。报警信息包括点号、名称、参数实际值和相应的限值，以及越限及复位时问（年、月、日、时、分、秒、毫秒）。2）报警点的禁止或允许，报警死区和越限值的定义能随电力系统运行情况可由人工进行组态和修改。4.3.5.4数字量输入（DI）处理DI处理包括状态输入变化检测，预置状态输入动作时限等。l）事件顺序记录（SOE）置于事件顺序记录区内的l个或多个数字量输入状态改变时，记录其动作顺序，并输出至CRT和打印机。事件顺序记录分辨率≤2ms。此项功能要求能记录1200个数字量。显示和打印的内容为：点号、名称、动作性质和时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）。置于事件顺序记录区内的数字量可由人工在线进行组态和修改（增/减和禁止/激活）。2）设备异常报警处理当设备异常时，应能显示和记录报警信息。报警信息包括设备名称、设备异常状态、报警发生时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）。3)逻辑运算功能。4）全站事故总信号生成。5)具有检修挂牌功能。4.3.5.5计算量处理 能按运行要求对有关设备的有功功率、无功功率、电流、有功电能、无功电能，求取最小值、最大值、平均值、累计和对变压器损耗、功率因素等根据随机函数库和用户定义的函数式进行计算和统计分析。4.5.5.6历史记录处理历史记录功能将预先定义与历史曲线有关的历史数据从相应的数据库中取出，显示其实际运行曲线，供用户显示和打印。记录周期1~30min可调，全站的数据至少应能保存一年。此项功能要求每屏至少显示4幅画面，每幅画面可任意显示5个变量的曲线。显示量程座标和时问（以24小时、一个月或数个月，至多一年为满量程）由用户任意设置。4.3.5.7显示和拷贝1）画面显示应可无级缩放、平滑漫游。显示复杂画面时，应有导航图功能。2）画面调用方式应包括热键调用、菜单调用、联想调用、自动触发调用等。3）对显示的画面和数据，应有多种表达方法，其中包括前景、背景和边宽颜色的变化和填充，图元的位移、旋转、着色等。4）对各种数据可用多种形式表达,其中包括曲线图、棒状图、模拟表计图和饼图。5）在操作员站上接入宽行图形打印机，应可实现对CRT画面实现任意窗口的硬拷贝功能。LCD画面显示至少应包括：（1）全站主接线画面（（2）主变压器运行工况（3）变电站运行工况（4）各级电压曲线、棒状图和实时模拟表计图（5）各主回路的负荷曲线、棒状图和实时模拟表计图，全站负荷平衡表（6）I/0通道工况（7）测控和保护单元运行工况（8）测量量一览表（9）信号量一览表（10）控制量一览表（11）SOE记录一览表（12）电能量一览表（13）系统通信网络运行工况（14）所用电系统运行工况（15）全站直流系统运行工况（16）UPS运行工况（17）系统配置图（18）系统运行工况（19）各种报警输出（20）各种报表（21）趋势画面（22）通信系统直流电源运行工况（23）其他4.3.5.8控制操作及闭锁操作员站 控制操作的操作权限等级和范围可由用户设置，远方控制（包括通过操作员站控制）操作和就地控制柜上的控制操作应能互相切换。控制方式包括远方操作、就地操作和禁止操作。其优先权级别的顺序为：就地测控单元最高，站控级第二，远方调度级第三。为确保控制的正确性，系统应提供延时控制、返校检查、拒动重发、成组控制等功能。系统应对通过键盘和鼠标的控制输出有相应的操作记录，此记录为加密记录，其属性为只读。为确保控制操作的正确性，系统应能对变电站主设备的电气操作实现闭锁。防误操作系统应具有总解锁功能。每一间隔也应具有本间隔解锁功能。防误操作系统以达到下述要求。1）防止带负荷分、合隔离开关；2）防止误分、误合断路器；3）防止带电合接地刀闸；4）防止带接地刀闸合同。系统实现上述误操作的方式可单独采用硬件方式或软件方式，也可采用两者结合的方式。4.3.5.9手动控制l）可通过操作员站或就地控制柜对主变压器有载调压分接头位置进行“升”或“降”控制，计算机能根据不同的运行方式和保护条件闭锁“升”或“降”操作。2）当变电站值班人员输入操作对象及性质后，计算机能根据给定的格式，制作出相应的操作票，供变电站值班人员通过操作员站或就地控制柜手动控制输出。3）计算机能根据各个接地刀闸的实际位置，闭锁有关操作回路。4）通过操作员站进行控制操作的步骤依次为“选择—校核—认可—执行”，并具有超时撤销功能，超时时间由用户自定义，时间范围1—30秒，以秒为时问步长单位。4.3.5.10汉字和制表打印常用的打印方式有屏幕打印、定时打印和召唤打印等。所有报表、报警信息记录和操作提示的显示以及打印输出均应为中文或中文注释。汉字的容量至少达到2级字库的要求。应具有电子报表功能，能按用户定义的格式加工报表，并在指定的打印机上输出。对于某些确定的模拟量或电能量，以小时为单位读取测量值，在预先选择的周期内，统计出最小值、最大值、平均值或累计值进行打印制表。根据运行人员的要求，可以随机自动打印和随时人工召唤打印，制表数据至少应保存一年，以便运行人员追补打印。打印内容包括报警打印、事件顺序记录打印和历史记录曲线等。4.3.5.11数据库建立和管理维护功能现场实时数据经过类型处理后存储于实时数据库，根据用户设置的周期对实时数据库中相应的点进行记录，形成历史数据库。数据库的管理和维护应包括存取控制、一致性保护、数据库的备份和恢复等功能。根据运行的需要，数据库可灵活地进行扩充和修改，I/0点相关参数可通过数据库进行在线编辑和定义。各种在线操作不应影响系统正常运行。4.3.5.12扫描要求对于直流输入的不同数据组别，应可设置不同的扫描率，扫描周期在0.5秒—30秒可变（以秒为单位）。4.3.5.13系统诊断和恢复 系统的各设备单元应具有在线自诊断功能，当设备状态异常时立即发出告警信号。站控级MMI主机应能在线和离线监测系统运行工况，其中包括设备之间的通信状态，各功能模块的状态，外设的运行状态，并具有失电保护保护功能。当电源恢复后能自动启动并恢复正常运行。系统应有软、硬件检测诊断手段，各单元模块可中MMI计算机下载参数测试，能迅速、准确判定故障模块或插件，并对诊断测试结果记录备查。系统的各功能单元模块除应自带有调试诊断口外，还应有自诊断功能。各单元模块可由MMI计算机下载参数测试。4.3.5.14通信控制和管理1)通信方式光纤或载波通信。23）数据处理通信计算机应能处理多种通信规约（见相关条款）。操作员能通过操作员站在线进行接口设置、通信规约设置、扫描参数等各种通信参数的设置。各种在线操作不应影响正常通信。3）管理能对系统网络和远程通信的状态进行记录，分析和统计。4.3.5.15软件开发软件开发人员可通过工程师工作站，在线或离线进行应用软件、显示画面和数据库的修改、编辑、调试、装入和退出，在线进行上述工作时，对系统正常运行无任何不良影响。l）实时数据库访问接口（EDA）卖方应提供用户自行开发的应用软件和实时数据库之间的C和C++语言接口。用户可以利用EDA提供的各种调用访问实时数据库中的数据。2）历史数据库访问接口（HDA）卖方应提供用户自行开发的应用软件和历史数据冲之间的C和C++语言接口。用户可以利用HDA提供的各种调用访问历史数据库中的数据。4.4系统性能要求4.4.1系统可靠性系统中任一功能单元的故障均不得影响其他功能单元的正常运行。系统的平均故障间隔时间（MTBF）值≥20000小时。系统的MTBF从正式交接证书生效之日起开始计算，两年为限。4.4.2双通道切换双通道故障切换时间≤2s,双通道热备用正常切换时不中断任务进程。4.4.3系统实时性4.4.3.1间隔级响应能力间隔级测控单元SOE分辨≯2ms4.4.3.2站控级响应能力站控级SOE分辨率≯5ms4.4.3.3系统级响应能力1）110kV部分的任意两个间隔级之间的SOE分辨率≯5ms2）85%实时数据变化到CRT画面响应时间≤1s3）复杂画面到CRT显示时间≯2s，一般画面CRT显示时间≯1s，画面数据刷新时间1—10s可调，可调时间的步长以秒为单位。 4.4.4系统可用率4.4.4.1系统的年利用率≮99.95%4.4.4.2系统中非关键性故障以及冗余部件中不影响使用功能的故障不计入故障时间。4.4.5系统可扩性4.4.5.1为保证系统最终规模的一致性和完整性，供方（供货商）应提供所有供货设备的单元功能部件的极限配置和其限制条件。4.4.5.2系统的CPU在正常情况的5分钟内，CPU负荷率≤30%，事故情况下的10秒钟内，CPU负荷率≤60%。4.4.5.3系统的各类数据库容量按满足系统最终规模（以本变电站电气一次远景主接线为准）的要求设计，并至少留有30%的裕度。4.4.5.4系统可接入的测控节点容量应满足系统最终规模（以本变电站电气一次远景主接线为准）的要求，并至少留有30%的裕度。4.4.6系统测量精度在供方提供的设备额定运行环境时，V、I测量误差≤0.2%，P、Q的测量误差≤0.5%。4.5软件4.5.1系统软件实时多任务网络操作系统软件至少应具有以下功能：1）支持多线性进程2）支持TCP/IP、IPX等多种国际通用网络协议3）网络通信监控功能4）支持点对点的隧道协议5）设备I/0程序4.5.2支持软件数据库管理系统软件实时数据库系统软件历史数据库系统软件网络通信软件软件多媒体软件软件4.5.3应用软件数据采集、处理软件越限报警软件事件顺序记录软件逻辑运算软件历史记录软件报表打印软件统计分析计算软件在线画面编辑软件人机会话系统软件。5试验5.1概述5.1. 1系统及设备应该由供货商按技术规范书及国际组织的有关标准进行试验。因此应该遵守在技术规范书中的特殊要求和对条款的补充条文，并介试验期间予以执行。5.1.2由供货商建议的任何试验标准都应比技术规书中所说明IEC出版物的有关条款要高些。这里所规定的这些标准是可以被接受的和被优先采用。5.1.3试验的分类由供货商进行的试验分型式试验、工厂验收试验（FAT）和现场投运验收试验（SAT）三种类型。5.2验收试验5.2.1工厂验收试验（FAT）供货商应提供具有符合招标书中要求的FAT环境与站内各厂系统的联调应在FAT之前完成。工厂试验应具备网络连接试验条件。对按照合同供货的系统及设备的工厂验收试验应该在有买方代表参加的情况下，在制造厂的试验场进行。验收试验的结果应与型式的试验所得到的数据相类似。验收试验所使用的试验方法也应当与型式试验相同。验收试验应按所列的全部项目进行。在进行验收试验之前，供货商应该把试验过程和试验方法的详细情况提交给买方确认。5.2.2现场验收试验（SAT）现场验收试验是在系统及设备达到现场，并已安装完毕之后进行的。供货商的代表要与买方的代表共同参加这个试验。初步的检查和试验应该证实在包装和运输期间没有损坏，在现场验收试验所得的试验结果，应该与工厂验收试验所得到的结果相似。现场验收试验的试验项目原则上与工厂验收试验和相同，还需要年补充下列项目：1）连接可靠性的进一步证实2）所采用的电流和电压的试验3）本侧和远端的联络试验4）动作顺序的联合试验5.3在试验中发现元件、部件、杆件等的损坏，供方应负责更换和修理。供方应对试验中出现的软件缺陷进行修改和完善。6资料6.1供方在签订合同后应向需方提交下列技术文件6.1.1第一批资料（签订合同后两周内）6.1.1.1监控系统总说明（包括功能、性能、硬件结构、软件结构、通讯方式等详细说明）6.1.1.2装置的内部逻辑图、接线图、端子图6.1.1.3每一套数字式装置的硬件配置及软件说明6.1.1.4监控系统配置图6.1.1.5装置原理接线图6.1.1.6控制操作及闭锁原理图6.1.1.7装置电气二次接线图6.1.1.8屏柜端子排图6.1.1.9装置与一次设备、联接示意图6.1.1.10系统通讯电（光）缆联系图6.1.1.11系统与上级调度接口原理图 6.1.1.12经串行通信口采集的信息清单6.1.1.13系统组屏配置图6.1.1.14屏柜外形尺寸及安装图6.1.1.15屏柜设备布置及详细设备清单6.1.1.16设备材料总表6.1.1.17接线图中所用的符号表6.1.1.18接线图中所用的开关接点图表6.1.1.19信息点表6.1.2第二批资料（随产品出厂提供）6.1.2.1装置安装、运行维护说明6.1.2.2出厂试验报告6.1.2.3产品合格证书6.1.2.4各种工具仪表的使用说明书6.1.2.5应用软件使用说明书6.1.2.6系统软件使用说明书6.1.2.7支持软件使用说明书6.1.2.8数据库使用说明书6.1.2.9系统通信软件使用说明书6.1.2.10设备安装开孔和固定连接图6.1.2.11设备电源、接地和环境要求6.1.2.12系统和设备的操作与维护文件6.1.3供方提供的技术资料应采用英文和公制系统。所有正式文件，包括技术图纸、技术资料和用户手册等均应采用国际标准单位。供方提供的技术图纸应能在AutoCAD14.0forwindows的平台支持下使用.6.1.4供方提供的正式技术文件，包括技术图纸、资料（包括技术和使用说明书）和用户手册等，在提供给买方前，必须提供技术文件样本给买方验证和确认。设计确认资料应提供签字的纸质文件。6.1.5供方应严格地按照经买方验证和确认的技术图纸和文件制造设备，但并不能因此而减轻或免除供方应承担义务和责任。6.1.6供方应提供5套在TS6.1.l和TS6.1.2条款中规定内容的两批技术资料，并同时提供两套储存技术图纸的CD光盘。6.2设计联络会议根据工程设计和设备制造进度以及技术资料和图纸的提交时间，供方和买方之间经协商可举行2次设计联络会议，以便澄清有关技术问题，讨论有关监控系统具体事宜。7技术条件表供货商应随同投标文件提供一份反应各装置技术数据的技术条件表,并对所提供的系统及设备的性能和性能保证值的准确性负责。表格形式见附录2中的附表A～附表E。附录1设计联络会事宜1．根据买卖双方的共同要求，确定适时召开设计联络会。2．设计联络会拟召开两次，具体时间和内容确定如下。 2．1第一次联络会议2.1.1根据商务会谈期间一致同意的时间表，第一次联络会议应在买方收到供货商第一批资料后需方派4人到供货商设备制造公司（厂）所在地举行，时间约2天。2.1.2第一次联络会议的任务如下：对于供货商：a）详细解释第一批技术资料的内容和设计文件。b）解答买方所提出的有关所提交的技术资料和设计中的设计问题。c）介绍监控系统在110kV及以上系统中的现场运行经验。对于买方：a）审核第一批技术资料和设计的内容b）审核所提供的系统及设备的技术规范c）讨论和检查供货商系统及设备的制造和运行经验。对于供买双方：a）讨论和确定系统硬件的具体配置，系统软件功能，保护装置的原理接线图，保护测控柜的平面布置图，结线图端子排。b）讨论系统及设备对外的电缆连接布置。c）讨论有关保护的整定问题。d）讨论和确定第二次联络会议的内容。e）如果必要，供买双方通过协商一致同意可对系统及设备的规范和布局作出修改。供货商应将这些修改补入设计图纸，并于第二次设计联络会举行之前将图纸交给买方。2.2第二次联络会议2.2.1第二次联络会议应在买方收到第二批技术资料后，在中国湖南省岳阳市举行，时间约1天。2.2.2第二次联络会议的任务如下：对于供货商：a）解释第二批技术资料和设计文件以及在第一次联络会议期间修改的图纸。b）解答买方所提出的有关第二批技术资料和设计中的问题。对于买方：a）审核第二批技术资料的内容和第一次联络会议期间讨论过的修改好的图纸。对于供买双方：a）讨论和确定I/0点的数量和具体分配。b）讨论和确定系统及设备的检验和试验项目。c）讨论和确定站控层设备的设计。d）讨论和解决有关遗留问题。e）通过系统模拟试验验证系统及设备是否达到需方提出的技术规范要求。f）讨论和确定现场验收试验（SAT）的项目和实施措施。g）讨论和确定培训计划。2.2.3会议记录和纪要每一次联络会的会议由供方负责记录，并形成会议纪要，经供买双方代表复核无误后签字，分发给与会者。附录2供货商提供的各类技术条件表 附表A供货商提供的监控系统性能保证值表序号需方要求的性能保证值供方要求的性能保证值1系统的年利用率（含计划检修时间）≥99.95%2遥测传送时间（从I/O设备输入端至通信装置出口）不大于2.5s3遥信变位传送时间（从I/O设备输入端至通信装置出口）不大于1.5s4遥控、遥调命令传送时间（从通信装置入口至I/O设备出口）不大于1.5s5系统的V、I测量误差≤0.2%6系统的P、Q测量误差≤0.5%7系统间隔单元内数字量的SOE分辨率不大于2ms8系统110kV部分的间隔单元内数字量的SOE分辨率不大于2ms9系统任意两间隔单元内数字量的SOE分辨率不大于5ms10通道切换时间不大于2s11系统的CPU在正常情况的5分钟内，CPU负荷率不大于30%12事故情况下的10秒钟内，CPU负荷率不大于60%1385%的实时数据变化到LCD画面响应时间不大于1s14系统应具有自诊断和自恢复功能15各电压等级间隔级的测控保护设备应按电气主单元就地一对一配置 16各电压等级间隔级的测控装置应具有本间隔的电气主接线模拟图，并具有操作闭锁功能和本间隔的解锁功能17110kV每个间隔均有独立的同期功能18满足TS4.3.4.3所要求的IED接口功能19通信规约的用户运行通过报告20监控系统组屏方案（包括屏柜正面布置图）21差异对照表注：买方要求的性能保证值为废标条款，投标商的系统如不能满足买方要求的性能保证值，则废标。投标商的系统与招标文件的内容有出入时，必须提供差异对照表。投标商必须提供国家认定检测机构出具的设备性能检测报告。附表B．110kV光纤差动保护:制造厂商装置型号.项目买方要求值卖方保证值说明保护整组动作时间小于30ms保护装置返回时间不应大于30ms容许接地点故障电阻值大于100欧距离元件的暂态超越值小于5%整定值附表C110kV距离零序保护:制造厂商装置型号.项目买方要求值卖方保证值说明保护I段动作时间小于30ms保护装置返回时间不应大于30ms容许接地点故障电阻值大于100欧距离元件的暂态超越值小于5%整定值附表D:技术性能差异表:项目序号技术规范书的条款号投标设备不满足的内容不满足技术要求的原因及技术建议 附表E常规配备的必要的备品备件序号名称型号及规范单位数量用途备注附表F常规配备的必要的专用工具序号名称型号及规范单位数量用途备注'