220千伏变电站监控系统技术规范

'　　220kV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××220kV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：工程规模项目序号设备名称本期终期1220kV母线2110kV母线310kV母线4主变压器m×nMVAm×nMVA5220kV线路m回n回6220kV母联兼旁路1个1个7220kVPT2组2组8110kV线路m回n回9母联、1个2个37 10110kV旁路1个1个11110kVPT2组2组12电容器组m×n组m×n组13电抗器组m×n组m×n组1410kV出线m×n回m×n回15所用变2台2台1610kVPTm组n组1710kV分段开关1个1个18熔冰线m回m回表2：供货范围项目序号设备名称数量单位备注1220kV线路间隔测控m套线路测控装置按间隔排列顺序每两回相邻线路组一块屏2220kV母联兼旁路间隔测控（含充电保护、三相不一致）m套单独组屏220kV母联间隔测控（含充电保护、三相不一致、操作箱）m套单独组屏3220kV母线电压互感器间隔测控1套组屏，含两组母线电压测控1套和并列装置1套4主变三侧间隔测控(三侧独立设置测控装置)m套单独组屏5110kV线路间隔测控m套线路测控装置按间隔排列顺序每两回相邻线路组一块屏6110kV母联兼旁路间隔测控（含充电保护）m套单独组屏110kV母联间隔测控（含充电保护和三相操作箱）m套单独组屏7110kV母线电压互感器间隔测控1套组屏，含两组母线电压测控1套和并列装置1套810kV线路（分段）测控保护m套安装在开关柜上910kV电容器测控保护m套安装在开关柜上1010kV电抗器测控保护m套安装在开关柜上1110kV熔冰间隔测控保护1套组屏1210kV母线电压互感器间隔测控m套组屏，含两组母线电压测控和母线并列装置13所用变高、低压侧和低压侧分段测控保护和备自投m套单独组屏14公用I/O测控1套单独组屏（测控装置m台）15远动工作站和交换机2套单独组屏37 16网络连接通信光缆（含熔接）、电缆及附件（通信网络100%冗余配置）1套系统间连接（光缆带护管）17监控主站（含主机及21″LCD）1套18打印机1台激光A3一台19Modem6个带通道防雷保护器6个20软件：操作系统、支持软件、应用软件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。21监控台、椅1套具体要求见通用规范3.622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，对照变电站主接线图来配置系统。3其他技术条款4变电站电气主结线图：见附件5　使用说明本专用技术规范与湖南省电力公司220kV变电所监控系统通用技术规范（2007版）构成完整的技术规范书。37 湖南省电力公司　220kV变电所监控系统通用技术规范书（2007版）37 目录1总则2规范与标准3通用技术条件3.1一般使用条件3.2额定值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技术参数表附件1技术参数表37 1总则1.1本设备技术规范书适用于湖南省电力公司220kV变电站监控系统的招标订货，它提出了功能设计、结构、性能、安装和调试等方面的技术要求。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设备（或系统）完全符合本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。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本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。1.7投标商资格1.7.1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220kV及以上电压等级连续成功的商业运行业绩（投标商应出具工程业绩表）。1.7.2投标商提供的产品应具有在国内外220kV及以上电压等级成功投运两年以上的经验。1.7.3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。1.7.4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。1.7.5投标商提供ISO9000资格认证书。投标时，以上资料和报告必须在技术文件中提供。2规范与标准37 除了另有说明外，供方提供的所有设备、器件均应符合下列国际组织编写的最新版本的标准、规范。应遵循的主要现行标准：IEC529防护等级IEC61000-4-2静电放电试验IEC61000-4-3辐射静电试验IEC61000-4-4快速瞬变干扰试验IEC61000-4-5浪涌抗扰性试验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IEC870-5-101远动设备及系统传输规约基本远动任务配套标准IEC870-5-102电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准IEC870-5-103远动设备及系统传输规约保护通信配套标准IEC870-5-104远动设备及系统传输规约（网络）GB4208-1993外壳防护等级（IP代码）GB/T13702-92计算机软件分类与代码GB/T15532-1995计算机软件单元测试GB/T14537-93量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB/T3047.1-1995面板、架和柜的基本尺寸系列GB/T2423电工电子产品环境试验GB/T2887-2000电子计算机场地通用规范GB/T6593-1996电子测量仪器质量检测规则GB/T9813-2000微型计算机通用规范GB/T13729-2002远动终端设备GB/T13730-2002地区电网调度自动化系统GB/T14537-1993量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB/T14598.9-2002辐射电磁场干扰试验37 GB/T14598.10-1996快速瞬变干扰试验GB/T14598.13-19981MHz赫脉冲群干扰试验GB/T4598.14-1998静电放电试验GB/T4598.17-2005射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T17626-1998电磁兼容试验和测量技术GB/T15532-1995计算机软件单元测试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GB50217-1994电力工程电缆设计规范GB6162-85静态继电器和保护装置的电气干扰试验GB2423电工电子产品基本环境试验规程GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程SDJ9-1999电测量及电能计量装置设计技术规程GB2887-89计算站场地技术条件GB50171-92电气装置安装工程盘,柜及二次回路结线施工及验收规范DL/T476-92电力系统实时数据通信应用层协议DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程DL/T559-94220kV~500kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T621-1997交流电气装置的接地DL/T630-1997交流采样远动终端技术条件DL/T634-1997远动设备及系统第5部分传输规约第101篇基本远动任务配套标准DL/T667-1999远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准DL/T719-2000远动设备及系统第5部分传输规约第102篇电力系统电能量累积传输配套标准DL/T659-2006火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5136-2001火力发电厂、变电站二次线设计技术规程37 DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5149-2001220~500kV变电站计算机监控系统设计技术规程DL/T5218-2005220～500kV变电站设计技术规程DL/Z713-2000500kV变电站保护和控制设备抗扰度要求《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额定值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：1(或5)A；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。37 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C/O功能。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。对220kV和110kV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，应能实现断路器、隔离开关及接地刀闸的正常操作和间隔层、现场操作的“五防”闭锁功能，在远方和就地操作时，均应具有电气闭锁功能。所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。站控层应实现面向全站设备的综合操作闭锁功能；间隔层测控单元防误应实现间隔层设备的操作闭锁联锁功能。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/V交流电流：1（或5）A3)满量程测量精度：V、I的测量误差£0.2%，Q和P的的测量误差£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辩率；37 3)光电隔离电压：2500V连续或峰值电压；4)信号输入电压：24V～250VDC；5)事件顺序记录分辩率：间隔层≤24ms；站控层≤5ms6)负载能力：＞10mA/每路。3.3.3数字量输出通道(DO)1)采用光电隔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：220VDC，5A。3.3.4间隔级MTBT≥27000小时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。3.4.1站控级MTBF≥27000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，背面固定封闭，设备均正面安装，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：2260mm（长）×800mm（宽）×600mm（深），屏柜颜色：浅驼Z443.5.3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37 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、各测控屏网络布线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)接线端子每侧接线通常应为一根，不得超过两根。b)电流互感器和电压互感器的二次回路和断路器试验回路应该使用试验端子。c)直流回路的正、负电源用端子最少应隔开两个端子以上，以防直流电源短路。交流电压回路的相间端子也应隔开两个端子以上。d)端子的导体部分应为铜质。e)断路器的跳、合闸回路端子排正、负电源间也应至少隔开两个端子。f)柜内的端子排应留有20%的备用。g)提供测控保护调试，安装所需的专用工具、专用设备。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。并附有接地标志。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。3.6监控操作台、椅要求37 卖方应提供一套监控操作台、椅。监控操作台要求适应工作站等计算机设备、调度电话、资料文件等放置。台面采用木质材料，台面下设置的柜体采用封闭结构，应充分考虑防尘、散热等措施。柜内设置端子排，并将电缆连接到端子排，并设有横向及竖向导线槽以便于固定电缆，柜内结构应考虑方便外部电缆从柜体底部进入,柜内要求装设工业级插排。操作台、椅的具体尺寸和形式在施工图时由买方最终确定。监控椅应与监控台配套，美观耐用，并方便运行人员操作，监控椅考虑配置4把。4系统技术条件4.1系统结构宁乡西220kV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。主网应采用双光纤以太网结构，双网互为备用，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。故障录波器单独组网，不与监控主网共网传输。整个系统分成站控层和间隔层。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2台远动工作站、五防工作站（根据具体要求而定）、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必须严格按电气单元配置。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。4.2间隔级测控技术要求4.2.1220kV线路间隔测控技术要求220kV线路测控应实现下述功能要求1)模拟测量：220kV线路三相电压（线电压和相电压）、三相电流、有功功率、无功功率、功率因素、频率、3U.和3I.等。2)信号检测：220kV37 线路保护装置各种功能信号、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、断路器操动机构故障总信号、保护电压回路断线信号等，检测信号量应≥4048个。3)输出控制220kV线路断路器分、合(装置上设就地和远方转换开关)；隔离开关的分、合，保护信号复归等，输出信号量³12个对象。4.2.2220kV母联兼旁路间隔测控技术要求技220kV母联兼旁路路测控应实现下述功能要求1)模拟测量：220kV线路三相电压（线电压和相电压）、三相电流、有功功率、无功功率、功率因素、频率、3U.和3I.等。2)信号检测：220kV线路保护装置各种功能信号、220kV母线保护装置各种功能信号，220kV母线充电保护各种功能信号、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、断路器操动机构故障总信号、保护电压回路断线信号、母线保护电压回路断线信号等，检测信号量应≥3248个。输出控制220kV母联兼旁路断路器分、合(装置上设就地和远方转换开关)；隔离开关的分、合，保护信号复归等，输出信号量³12个对象。4.2.3220kV母线电压互感器间隔测控的技术要求220kV母线电压互感器应设置专用测控单元，该测控单元应具有信号检测等功能，检测信号量应≥3248个。设置单独的电压并列装置，且要求在220kV母联断路器合上时，两组电压互感器能自动并列运行(可手动投退)。输出控制220kV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；保护信号复归等，信号输出量³4个对象。4.2.4110kV线路间隔测控的技术要求4.2.4.1110kV线路测控单元应实现下述功能要求1)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、3U0和3I0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断路器分、合(装置上设就地和远方转换开关)；隔离刀闸的分、合；保护信号复归等，信号输出量³12个对象。37 4.2.5110kV母联兼旁路间隔测控110kV母联兼旁路测控单元应实现下述功能要求：1)模拟测量：110kV母联兼旁路三相电压（线电压和相电压）、三相电流、有功功率、无功功率、功率因素、频率、3U0.和3I0.等。2)信号检测：110kV线路保护装置各种功能信号、110kV母线保护装置各种功能信号，110kV母线充电保护各种功能信号、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、断路器操动机构故障总信号、保护电压回路断线信号、母线保护电压回路断线信号等，检测信号量应≥32个。输出控制110kV母联兼旁路断路器分、合(装置上设就地和远方转换开关)；隔离开关的分、合，保护信号复归等，输出信号量³12个对象。4.2.6110kV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，该测控单元应具有信号检测等功能，检测信号量应≥24个。设置单独的电压并列装置，且要求在110kV母联断路器合上时，两组电压互感器能自动并列运行(可手动投退)。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，保护信号复归等，信号输出量³4个对象。4.2.7主变压器间隔测控4.2.7.1主变间隔级测控技术要求1)主变间隔级测控分三侧独立配置；2)所提供的装置应能实现电流、电压、频率、有功、无功、电能、油温、线温等的测量与显示；3)主变220kV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(37 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≥32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，电动隔离开关控制等)，状态控制点数≥12个对象；5)主变10kV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。4.2.810kV部分间隔级测控及保护4.2.8.1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≥8（所用变数字量输入点数≥32），数字量输出点数≥4个对象（所用变数字量输出点数≥8个对象）。4.2.8.210kV线路测控保护1)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)接地故障检测。4.2.8.310kV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。4.2.8.410kV所用变（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)断路器操作控制和分接头位置升降37 1)电流速断保护2)过电流保护3)过负荷保护4)中性点零序过电流保护5)非电量保护4.2.8.510kV所用电0.38kV测控保护（含0.38kV分段开关）和备自投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3)电流速断保护4)过电流保护5)过负荷保护6)中性点零序过电流保护7)0.38kV所用电分段开关应具有测控及备用电源自投功能，备自投方式可满足0.38kV分段开关备投或#1或#2所用变0.38kV侧开关进线备投两种方式。4.2.8.610kV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8）过电压保护9）低电压保护10）本体温度、压力释放4.2.8.710kV电抗器（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。37 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）本体温度、压力释放4.3站控级技术要求4.3.1公用I/O容量1)模拟量输入(4~20mA)：≥892)数字量输入：≥643)数字量输出：≥32164.3.2监控主站MMI和通信技术要求1)监控主站MMI计算机要求按当前主流配置，要求不低于以下指标：CPU：P4主频：≮2.4GHz内存：SDRAM或ECCRAM≮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PCI网卡2)人机会话CRTLCD显示尺寸：21"分辨率：≮1800×1440点距：£0.25mm行频：≮100kHz37 场频：≮88Hz带宽：≮200MHz符合EPAEnergyStar标准符合TCO95标准3)信号显示CRT显示尺寸：21"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TCO95标准43)宽行图形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远动工作站4.3.3.1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2000027000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)37 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。调制解调器应能自动进行主备通道切换。a)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。应采用直采直送的方式与外部通信。4.3.3.2功能要求a）远动终端的制式应与调度端主站端系统相适应；b）远动终端应是可编程的，并具有当地维护界面；c）具有数据采集、转换和处理模拟量、数字量并将其向主站传送的功能；d）具有接收和处理遥控命令，设定命令及升降遥调命令的功能，遥控操作具有返送校核功能；e）具有可通过串行口接入其它IED设备的信息；f）具有可支持多个主站多规约可编程通信功能；g）具有与主站进行网络通信接口，可通过广域网实现与主站端的数据通信；h）可接收调度的对时命令或GPS时钟信息。i）具有遥测越死区传送，遥信变位传送，事故优先功能；j）具有自检自调，失电保护功能及失电后自启动功能；k）支持主备双通道，当主通道故障后能手动和自动切换至备用通道；l）远动终端组态方便且具有在线远方诊断、远方下载、远方配置文件及远方修改参数等功能；4.3.3.3硬件要求每台远动工作站至少包括：1台工作站、24个以太网光纤接口、6个串口（省调2个、地调2个、县调2个）、Modem6个（省调2个，地调2个，县调2个）、6个远动通信防雷保护器（四线制）等。公用设备包括双机远程通信切换器1个。4.3.4通信监控系统采用两台远动工作站（100%冗余）作为变电站内外部的通信枢纽,内与各间隔测控单元和站控层设备通信,外与各级调度通信。37 采用两台互为热备用工作方式，它们都能独立执行各项功能。当一台主机故障时，另一台主机应能执行全部功能，实现无扰动自动切换（任何一个部件的切换或拔插应不丢失数据、不影响功能），且任何时候不允许出现双机故障。4.3.4.1监控系统内部通信变电站自动化系统的站控层和主控楼间隔层设备应采用双以太网方式组网通信。间隔层设备应具备直接通信能力。4.3.4.2系统外部通信1)监控系统通过远动工作站采用数据网通信方式为主方式、模拟专线为备用方式与省调、地调调度主站端通信。网络通信采用IEC60870-5-104、101规约，点对点通信采用DL/T634-1997、SC1801V6.0、部颁CDT和DNP3.0规约等，通信的信息内容可由用户任意组态。与省调、地调主站的通信均为一路数据网，一路专线。通信方式：模拟或数字通信规约：SC1801V6.0版、DL/T634-1997、IEC60870-5-104、IEC60870-5-101、部颁CDT和DNP3.0等通信速率：600～9600bps或采用2M数据网通信。1200bps或N*64k（N=1~32）MODEM兼容Bell202标准。2)信息传送时间要求：遥测传送时间（从I/O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/O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/O设备输出端）不大于3.5s。3)与各上级调度通信接口应具有双机双MODEM双通道通信和/或双机主备自动切换功能。MODEM配备通信防雷保护器。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继电保护装置、计量系统、直流系统、无功自投、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。与站内各系统应满足二次安全防护的要求，应增加软件防火墙。37 ·与站内电能计量系统接口站内电能表单独组柜（此项不在招标范围内，但10kV电能表直接安装在开关柜上），所有电能表（关口电能表除外）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。·与继电保护系统接口重要的保护动作、装置故障信号等通过无源接点输入；其余保护信号通过保护信息采集器通过以太网接口或串口与监控系统相连，或通过保护及故障录波子站上传各类保护信息。l与故障录波器的接口计算机监控系统应提供一组220kV断路器遥控跳闸的出口接点给220kV故障录波器，通过无源接点输出。·直流系统及接口直流系统信号采用硬接点方式接入监控系统，一般直流系统信号通过RS485或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RS232接口与监控系统相连，其接口由UPS供货厂家提供。其余细节在设计联络会上确定。·火灾报警系统及接口火灾报警系统暂考虑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。·AVQC装置及接口·“五防”装置及接口“五防”装置采用以太网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。·与GPS对时系统接口应能接受以下标准同步时钟信号之一来满足对时需求：脉冲信号（空接点、TTL电平）、IRIG-B（DC）码、时间报文（串口）、以太网对时信号。37 4.3.5站控级功能要求4.3.5.1数据采集监控主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。1)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接口形式的数据输入。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。断路器事故跳闸时，监控系统能给出事故动作总信号，并上送至调度中心。（采用微机监控系统变电站因无“全站事故总信号”的硬接线输入，需通过微机监控系统所采的各测控单元的信息在远动数据库中生成该信息，并上送调度中心。）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。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自动推出相关画面，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，以及越限及复位时间(年、月、日、时、分、秒、毫秒)37 。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。1)事件顺序记录(SOE)置于事件顺序记录区内的1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)DI运算逻辑功能,全站事故总信号生成。4.3.5.5电能量处理对采集的电能量能进行分时段累加和统计，时段可由用户自定义,时间范围1～24小时,以小时为时间步长单位。1)能按负荷的峰、谷、平统计和计算。2)能自动或人工值表进行分区或分组的累加值和平均值的计算。4.3.5.6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。4.3.5.7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。记录周期以51～30min分钟为间隔可调，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。显示量程座标和时间(以5分钟为间隔)由用户任意设置。4.3.5.8显示和拷贝37 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)在监控主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。CRT画面显示至少应包括：(1)全站主接线画面(2)220kV主接线画面(3)110kV主接线画面(4)主变压器运行工况(5)10kV主接线(6)变电站运行工况(7)全站负荷平衡表(8)各级电压曲线、棒状图和实时模拟表计图(9)各主回路的负荷曲线、棒状图和实时模拟表计图(10)I/O通道工况(11)测控和保护单元运行工况(12)测量量一览表(13)信号量一览表(14)控制量一览表(15)SOE记录一览表(16)电能量一览表(17)系统通信网络运行工况(18)所用电系统运行工况(19)全站直流系统运行工况(20)UPS运行工况37 (21)系统配置图(22)系统运行工况(23)各种报警输出(24)事故追忆输出(25)各种报表(26)趋势画面(27)通信系统直流电源运行工况(28)临时挂地线显示及挂牌功能(29)其他4.3.5.9控制操作及闭锁监控主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(包括通过监控主站控制)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。站控层应实现面向全站设备的综合操作闭锁功能；间隔层测控单元防误应实现本单元所控制设备的操作闭锁功能；间隔层测控单元间应具备直接通讯功能，且不依赖于站控层设备。测控单元间联锁逻辑所需的信号应能由其它测控装置准确快速传送。测控单元应充分考虑通信中断及逻辑关联的测控装置检修时的防误功能安全实现。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)防止带接地刀闸合闸。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。4.3.5.10手动控制37 1)可通过监控主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监控主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)通过监控主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,以秒为时间步长单位。4.3.5.11电压无功自动控制调节（AVC）计算机监控系统应能根据相关的测量值和设备运行情况，结合设定的控制方案和各种参数指标进行判断计算后，实现对电抗器或电容器断路器、变压器有载分接头发出投入或切除指令。实现对电网电压和功率因数的自动调节，使其在允许的范围内变化，要求按湖南省调的电压无功控制策略实施。4.3.5.132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。4.3.5.143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,37 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/O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。4.3.5.154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)。4.3.5.165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主机监控主站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，各单元模块可由MMI计算机监控主站下载参数测试，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。各单元模块可由监控主站下载参数测试。4.3.5.1716通信控制和管理1)双通信计算机远动工作站切换双通信计算机远动工作站互处于热备用状态,能在故障情况下自动切换,以及操作员能通过MMI计算机监控主站进行人工切换。双通信计算机的自动切换不应影响正常通信。2)通信方式一台通信计算机远动工作站接至各主通道,另一台远动工作站通信计算机接至各备用通道。3)数据处理通信计算机远动工作站应能处理多种通信规约(见相关条款)。操作员能通过MMI计算机监控主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。4)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。37 4.3.5.1817GPS对时具有接受站内GPS对时系统同步时钟信号的功能。4.3.5.1918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。1)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库之间的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。4.4.1.1系统的MTBF值系统的平均故障间隔时间(MTBF)值≥27000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。4.4.1.2双机切换双通信计算机100%冗余）故障切换时间≤2s,双通信计算机热备用正常切换时不中断任务进程。4.4.2系统实时性4.4.2.1间隔级响应能力220kV和110kV部分的间隔级测控单元SOE分辨率≯2ms4.4.2.2站控级响应能力站控级测控单元测控单元SOE分辨率≯4ms5ms4.4.2.3系统级响应能力1)220kV和110kV部分的任意两个间隔级之间的SOE分辨率≯2ms5ms2)85%实时数据变化到CRT画面响应时间≤1s37 3)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。4.4.3系统可用率4.4.3.1系统的年利用率≮99.95%。4.4.3.2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。 4.4.4系统可扩性4.4.4.1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。4.4.4.2系统的CPU在正常情况的5分钟内,CPU负荷率≤4030%,事故情况下的10秒钟内,CPU负荷率≤60%。4.4.4.3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。4.4.4.4系统可接入的测控节点容量印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。4.4.5系统测量精度在供方提供的设备额定运行环境时,V和I的测量精度£0.2%，P和Q的测量精度£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/O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37 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、处理软件逻辑运算软件越限报警软件事件顺序记录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，并在试验期间予以执行。5.1.2由供货商建议的任何试验标准都应比技术规范书中所说明的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）再进行FAT时，供货商应提供具有符合招标书中要求的FAT环境与站内各子系统的联调应在FAT之前完成（UPS除外），站内各子系统的供货厂家派员参加FAT。对按照合同供货的系统及设备的工厂37 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。工厂验收必须具备网络联接条件,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相同，还需要补充下列项目：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供方提供的技术资料6.1.1卖方在订货前向买方提供一般性资料如：鉴定证书、报价书、典型说明书、屏布置图、系统原理图和主要技术参数。6.1.2在合同签定10天内，卖方向买方提供下列技术文件2份以供确认。a)计算机监控系统的接线图、I/O测控单元屏屏面布置图及说明。b)各套装置的方框原理图及其说明，各套装置及其元件的原理接线及动作原理说明。c)I/O测控单元原理接线图及其说明(包括手动控制回路、操作原理接线、电气闭锁原理接线等)。d)37 设备布置和安装接线图，包括设备尺寸和安装尺寸，光纤网络设备的连接及其安装等。e)监控屏背面接线图。f)设备内部接线及其说明。g)设备连接的端子排图包括与买方设备接口的端子排。h)计算机监控系统的所有设备清单，包括设备型号、技术参数、性能数据及要求。包括光缆、网线及附件的规格和长度数量。i)计算机监控系统各种硬件的配置说明书，系统监控与操作功能规范书。j)计算机监控系统各种软件的流程图、原程序清单及说明书。k)卖方应提供与三个调度控制中心、继电保护设备的接口配置和规约开发的技术规范。l)监控I/O信息表、远动I/O信息表（包括点号及地址）。m)卖方认为必须提供的图纸和说明。在收到买方最终认可图纸前，卖方所购买的材料或制造所发生的费用及其风险全由卖方单独承担。生产的成品应符合合同的技术规范。买方对图纸的确认并不能解除卖方对其图纸的完善性和准确性应承担的责任。设计院在收到图纸后2周内返回主要确认意见，卖方在提供确认图纸时必须提供为审核该张图纸所需的资料。买方有权要求卖方对其图纸中的任一装置任一部件作必要修改，在设计图纸完成之前应保留设计院对卖方图纸的其它确认权限，而买方不需承担额外费用。卖方在收到确认意见或技术协议签订后，14天内供方应提供下列书面资料8份(包括CAD14版的图纸软盘或光盘)。a)在5.2.2中所列举的修改后的正式图纸与技术文件。设计确认正式图纸资料应提供签字的纸质文件。b)设备组装成柜后的内部接线图，包括柜正面、背面布置图，柜的端子排图及说明，光纤网络设备的连接及其安装图。c)控制开关、按钮、继电器的接点图及其说明。d)柜地脚螺丝安装图。e)光缆、电缆型号及其连接图。f)各种软件及软件使用的详细说明书。37 g)图例符号说明。h)卖方认为安装、调试、运行和维护所必须的其它图纸和说明书。i)其他资料和说明手册。说明手册应包括所有设备的装配、运行、检验、维护、零件清单、推荐的部件以及型号等方面的说明。说明手册内容包括：系统总体说明，系统的技术参数，运行手册，维护手册，装配、安装、布置说明，合同中全部设备之间的连接说明及合同设备与买方数据采集处理系统之间的连接说明，备品清单和说明及存放要求，软件总体说明，全部软件功能的详细说明，以及软件的结构说明及流程图，完整的程序员指南手册和其它寿命手册，光盘方式提供的软件两套。说明手册由制造厂提供并注明就近服务的授权机构。说明手册还应有重要设备、试验设备及专用工具的说明和有关注意事项。各装置的正常试验、运行维护、故障诊断的说明。6.1.3设备供货时提供下列资料8套：设备的开箱资料，除了5.2.2所述图纸还应包括安装、运行、维护、修理说明书、部件清单资料、工厂试验报告、产品合格证等。供方提供的图纸、资料应满足设计、施工、调试及运行的需要。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，供方和买方之间应举行2次设计联络会议，以便澄清有关技术问题，讨论具体实施。6.2.1第一次联络会议6.2.1.1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3天。6.2.1.2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220kV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37 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。6.2.2第二次联络会议6.2.2.1第二次联络会议应在买方收到第二批技术资料后，在中国湖南省长沙市举行。6.2.2.2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/O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CRT显示和MMI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。37 6.2.2.3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。7技术参数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。格式见附件1。供货商应负责填写并提供有关系统及设备的以下表格，并负责保证所供系统及设备的性能和特性附件1：技术参数表序号买方要求的性能保证值供方能提供的性能保证值1系统的年利用率（含计划检修时间）³99.95%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3.5s5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220kV部分的间隔单元內数字量的SOE分辨率不大于2ms8系统110kV部分的间隔单元內数字量的SOE分辨率不大于2ms9系统220kV和110kV部分的任意两间隔单元之间数字量的SOE分辨率不大于4ms5ms10双通信计算机远动工作站故障切换时间不大于2s，热备用正常切换时不中断任务进程11系统的CPU在正常情况的5分钟内，CPU负荷率不大于4030%12事故情况下的10秒钟内，CPU负荷率不大于60%。1337 85%的实时数据变化到CRT画面响应时间不大于1s。14系统应具有自诊断或自恢复功能。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柜的正面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。17220kV和110kV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。37'