1综自技术协议 (1).doc

盾安220KV变电站 工 程综合自动化系统技术协议需 方：内蒙古盾安光伏科技有限公司设计方：内蒙古电力勘测设计院供 方：南京南瑞继保工程技术有限公司 2010年8月目 次第一部分：监控系统第二部分：微机防误闭锁装置第一部分：监控系统1 总则1.1 供方须仔细阅读本技术规范阐述的全部条款。供方提供的计算机监控系统应符合技术规范所规定的要求，供方亦可以推荐性能参数高于本技术规范要求或系统配置方案优于本技术规范要求的类似产品，但必须提供详细的技术差异。 1.2 本技术协议提出了对计算机监控系统的系统结构、技术参数、性能、试验等方面的技术要求。1.3本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合本技术协议引用标准的最新版本标准和本技术规范要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本技术规范所使用的标准如与供方所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。1.4供方提供的设备要完全符合本技术规范的要求。 1.5 本技术协议将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本技术协议未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。2 技术要求2.1 应遵循的主要标准和规范装置至少应满足最新版本的以下规定、规范和标准的要求，但不限于以下规范和标准：电气装置安装工程盘、屏及二次回路接线施工及验收规范GB 50171-1992电力系统继电保护屏、屏通用技术条件DL/T 720-2000继电器及装置基本试验方法GB/T 7261-2008电子计算机场地通用规范GB/T 2887-2000计算站场地安全要求GB 9361-1988 外壳防护等级（IP标志）GB 4208-2008电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5003-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5002-2005地区电网调度自动化系统GB/T 13730-2002电力装置的电测量仪表装置设计规范 GB/T 50063-2008火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5136-2001220500KV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 5149-2001工业过程测量和控制装置的电磁兼容性GB/T 17626.1-1998GB/T 17626.4-1998国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285-2006交流电气装置的接地DL/T 621-1997电监会200634号 关于印发方案等安全防护方案的通知国家电网调20061167号 关于贯彻电监会方案等安全防护的通知电磁兼容试验和测量技术 抗扰度试验总论GB/T 17626.1-2006电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.2-2006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 17626.3-2006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 17626.4-2008电磁兼容 试验和测量技术 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T 17626.5-2008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 17626.6-2008电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场抗扰度试验GB/T 17626.8-2006电磁兼容 试验和测量技术 脉冲磁场抗扰度试验GB/T 17626.9-1998电磁兼容 试验和测量技术 阻尼振荡磁场抗扰度试验GB/T 17626.10-1998电磁兼容 试验和测量技术 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 17626.11-2008电磁兼容 试验和测量技术 振荡波抗扰度试验GB/T 17626.12-1998华北电网有限公司 网调继【2006】30号 华北电网继电保护基建工程验收规范华北电网有限公司 网调继【2007】1号 关于继电保护直跳回路反措的通知华北电网有限公司 华北电网调【2007】39号 华北电网二次系统设备配置原则与系统设计技术规范 华北电网有限公司 网调继【2009】12号 关于尽快更换保护装置中洪都继电器的通知内蒙古电力（集团）有限责任公司内电生【2010】41号 关于印发内蒙古电力公司变电站综合自动化监控系统报文优化原则（试行）的通知2.2 环境条件 内蒙古自治区巴彦淖尔2.2.1 海拔： 997m2.2.2 环境温度（室内）: -10 +55 2.2.3 环境相对湿度： 5 %95 %（产品内部既不应凝露，也不应结冰）2.2.4工作温度: 间隔层设备: -25+55；站控层设备: -10+452.2.5 耐震能力水平加速度：0.3g；垂直加速度：0.15 g；地震度：8度（中国12级度标准）2.2.6 安装方式室内安装，为无专设屏蔽、无抗静电措施的房间，室内设有空调。2.2.7 防护等级： IP40 级2.3 工程条件2.3.1 工程概况（1）接线方式： 本期 远景 220kV 单母分段 单母分段10kV 单母分段（两段） 单母分段（四段）（2） 变电站建设规模：设备名称本期远景主变压器2台4台220kV线路+分段2回线+1回2回+1回10kV线路+分段8回+2回105回+4回10kV变压器及还原炉变压器26回010kV电容器2台（分组投切）4台站用变压器2台（1台站用变电源从站外引接）2台（1台站用变电源从站外引接）（3）本工程共设主控制室1个；继电保护室1个； 10kV配电室本期1个，远景1个。2.3.2 其它要求 监控系统配置的主机容量及网络接口设备的接口数量应满足远期接入本系统的要求，并留有一定的余量。2.4 基本技术条件2.4.1 型式2.4.2 工作电源2.4.2.1 交流（1）额定电压：+10%-15%（2） 频率：50Hz 0.5Hz（3） 波形：正弦，波形畸变因素不大于52.4.2.2 直流（1）额定电压：+15%-20%（2） 波纹系数：不大于52.4.3 输入信号额定电流有效值:In=1A，允许过电流 10 倍,采用变送器输入时，变送器的额定输出为：420mA2.4.4 主要性能指标（1）系统可用率：不小于99.9%（2）站控层平均故障间隔时间（MTBF）：不小于20000小时（3）间隔层平均故障间隔时间（MTBF）：不小于30000小时（4）各CPU的平均负荷率： 正常时（任意30min内）： 低于30电力系统事故时（10s内）： 低于50网络正常时（任意30min内）： 低于20网络事故时（10s内）： 低于40（5）模数转换分辨率： 不小于12位（6）开关量信号输入至画面显示的响应时间：不大于2秒（7）事件顺序记录（SOE）分辨率： 不大于2 ms（8）模拟量数据更新周期： 不大于2秒（9）数字量数据更新周期： 不大于1秒（10）动态画面响应时间： 不大于2秒（11）遥控、遥调正确率： 不小于99.999%（12）开关量变位传送时间： 不大于1秒（13）遥控、遥调命令传送时间： 不大于1秒（14）遥测信息传送时间： 不大于2秒（15）远动信息的海明距离： 不小于4（16）模拟量测量综合误差： 不大于0.5（17）电网频率测量误差： 不大于0.01Hz（18）整个系统对时精度： 不大于1ms2.4.5 高低压电气设备主要参数：CT二次额定电流：1APT二次额定电压：100V蓄电池额定电压：220V2.5 功能和性能2.5.1 监控网络结构2.5.1.1 本监控系统要求采用开放、分层分布式结构。220kV设备集中组屏，集中布置在继电保护小室，10kV装置下放在开关屏内。纵向分为站控层和间隔层。计算机监控系统应组态灵活，具有较好的可维修性和可扩展性，系统软件和应用软件的编制均应是标准化的，计算机系统应采取有效措施，以防止由于各类计算机病毒侵害造成系统内存数据丢失或系统损坏。2.5.1.2 站控层、间隔层网络结构均采用以太网，连接到数据通信网络上的任一系统或设备发生故障，不应导致通信系统瘫痪或影响其它联网系统和设备的工作。通信网络通讯速率应满足系统实时性要求，站控层应并不小于100Mbps，间隔层应并不小于10Mbps。当数据通信网络中出现某个差错时，系统应自动采取安全措施，如自动要求重发该数据、切除故障设备或切换至冗余的装置等。站控层由全站的通用设备组成，包括主机、工程师站、通讯网络、GPS时钟设备等组成，这些功能设备硬件上各自独立，数据库各自独立，共享站内的所有信息，这种功能划分的独立结构有利于系统中某处硬件、软件异常或退出运行时不致影响其他设备的正常工作，以提高系统的整体容错能力。这种分布式的结构，要求制造商不仅在硬件上按功能独立，还要求在软件、数据库信息通讯等方面考虑其独立性。间隔层设备主要由测控设备和保护设备组成，为减少电缆联系简化二次回路，提高各间隔层的独立性，减少因某一元件异常造成的影响，要求保护独立，测控装置按面向设备，采用单元化设计，间隔层设备通过站内通讯网络互联，而站控层则通过通讯网络同各现地层装置进行数据交换。2.5.2 监控系统主要功能至少如下：2.5.2.1 数据采集与处理：实时数据采集实时数据的采集分为二部分：一部分为来自现场的数据，另一部分为微机采集装置和自动装置传送的有关数字信息。实时数据的采集包括交流模拟量、直流模拟量、电度量及开关量。（1）模拟量信号为来自现场PT、CT二次侧和站用变的交流模拟量；来自直流系统的直流电压量及主变温度量。所有模拟量尽量采用无专用变送器的直接采集方式。（a）定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。（b）越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息应包括报警条文、参数值及报警时间等内容。（c）追忆记录：对要求追忆的模拟量，应能追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的采集数据。同时对于在网络或串口、并口上交换的数字信息必须在软件上考虑相应的抗干扰措施，在硬件接口上考虑防操作过电压和雷电过电压的措施。（2）数字量采集包括断路器、隔离开关以及接地刀闸的位置信号，保护动作信号，运行监视信号及有载调压变压器分接头位置信号等，并实现如下功能：（a）定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更新等。（b）设备异常报警：当状态发生变化时，应进行设备异常报警，其报警信息应包括报警条文、事件性质及报警时间。（c）事件顺序记录（SOE）和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需要快速反应的开关量应采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。 所有开关量输入回路的信号电源采用强电220V引入采集装置，再隔离转换的输入方式，以提高开关量输入回路的抗干扰能力，并应在硬件与软件上设置防止因信号源接点抖动而误发信号的措施。（3）脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等，并实现如下功能：应能连续采集电度脉冲量，并根据各回路PT、CT二次变比及脉冲电度表参数计算并转换为实际电度量进行累加，能对采集的电度量分时段和方向进行统计，当系统因故中断计量时，应能进行人工置数保证其电量累计的正确性，同时应有保护措施，不丢失原累积值，具有与相应模拟量平均值进行校核的功能。对于智能电度表可通过双串口通讯采集。2.5.2.2 监视能通过CRT对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘或鼠标。屏幕显示采用多窗口方式，画面在局部可放大或缩小，应显示的主要画面至少如下（但不限于）：（1）电气主接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值，主变油温、有载调压开关位置和站内时钟。（2）直流系统图（3）交流不停电电源(UPS)系统图（4）趋势曲线图，包括历史数据和实时数据（5）棒状图（6）计算机监控系统运行工况图（7）各种保护信息及报表（8）控制操作过程记录及报表（9）事故追忆记录报告或曲线（10）事故顺序记录报表（11）操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面（12）各种统计报表2.5.2.3 报警当所采集的模拟量发生越限，数字量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。事故报警和预告报警应采用不同颜色、不同音响给以区别，并具有人工确认、自动或手动复归等功能。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，应自动推出相关事故报警画面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。2.5.2.4 控制和操作计算机监控系统应能根据操作员输入的命令实现断路器、隔离开关及接地刀闸等的正常操作，倒闸操作和其它必要的操作，其遥控及遥调正确动作率应为100%。运行人员发出的任何控制和调节指令均应在1秒或者更短的时间内被执行。已被执行完毕的确认信息也应在2秒内（或更短）在CRT上反映出来。（1）对断路器的控制操作 所有220kV断路器的控制操作具有四层操作可供选择，第一层控制设置在站内监控人机界面工作站上，可通过键盘或鼠标进行控制操作，作为在站内操作控制的主要操作方式。对于利用键盘或鼠标进行操作的站内监控控制方式，必须在软件上考虑返送校核、操作限制、操作口令的措施，以保证控制操作的可靠性与安全性。 第二层控制设置在微机测控屏上，其为完全独立于计算机通讯网络，通过选择开关和控制开关直接面向对象的操作方式，采用传统的二次接线对断路器实施控制，主要作为当计算机通讯网络完全失效，而不能通过远动通道在调度中心和站内人机界面工作站上对断路器控制操作的一种后备方式。 第三层控制设置在远方调度控制中心，远方调度中心运行值班人员可通过远动通道对变电站断路器控制操作。第四层控制在断路器就地操作机构箱上，通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要作为开关检修，调试时用，也是控制操作的最后后备方式。所有10kV断路器的控制操作具有三层操作可供选择，第一层控制设置在站内监控人机界面工作站上。第二层控制设置在10KV就地开关柜上。第三层控制设置在远方调度控制中心本站220kV断路器设为同期并列点，第一、二、三层控制方式需具备同期闭锁功能。（2）对隔离开关的控制操作所有电动操作的隔离开关的控制操作具有三层操作可供选择。第一层控制设置在站内监控人机界面工作站上，可通过键盘或鼠标进行控制操作，作为在站内操作控制的主要操作方式。对于利用键盘或鼠标进行操作的站内监控控制方式，必须在软件上考虑返送校核、操作限制、操作口令的措施，以保证控制操作的可靠性与安全性。第二层控制设置在远方调度控制中心，远方调度中心运行值班人员可通过远动通道对变电站的隔离开关实施控制操作。第三层控制在隔离开关就地操作机构箱上，其完全独立于计算机通讯网络，通过选择开关和控制按钮直接面向对象的操作方式，主要作为当计算机通讯网络完全失效，而不能通过远动通道在调度中心和站内人机界面工作站上对隔离开关控制操作的一种后备方式。（3）电压无功自动投切（VQC）：计算机监控系统应能实现有载调压变压器分接头位置的自动及手动调节、无功设备的投切及无功电压的自动控制。根据变电所的运行方式和运行工况，按照上级调度部门确定的电压曲线和无功补偿原则，自动投切无功补偿设备及调节变压器分接头。设“自动/手动”选择开关，选择操作方式。调节控制的正常或异常操作均应有操作报告。自动调节方式为：闭环调节（主变分接头、电容器、电抗器联合调节）；半闭环调节（不调主变分接头，只调电容器、电抗器）；开环调节（不作自动调节，只作调节指导）。当该部分硬件或软件出现故障时应立即闭锁控制输出，并报警，转入“手动”调节。（4）计算机监控系统应具有同步功能，对需要同步的各断路器应能进行同步检测，实现“捕捉”同步合闸。同期电压输入分别来自断路器两侧PT的单相电压，当两侧均无压或一侧无压时，允许合闸；当两侧有压，必须满足同期条件时，才允许合闸。同步判断在间隔层测控单元上进行，同步成功与失败均有信息输出。为保证控制操作的安全可靠，整个系统应有安全保护措施，至少应能实现操作出口的跳合闸闭锁，并发性操作闭锁及键盘操作时的权限闭锁，同时记录操作项目及时间等。本工程同步检测点为所有220kV和110KV断路器。（5）五防功能：本工程采用监控、五防一体化的系统，站级防误闭锁及间隔层相结合的防误系统。监控厂家在站控层配置一套五防工作站和一套锁具，模块化五防软件和操作票系统作为监控系统的一个节点，这种模块化软件配置不受操作平台是WINDOWS还是UNIX的限制，一体化五防要求五防的图形系统和数据库与监控系统统一，接受由监控系统传来的断路器及刀闸信号，应能实现全站设备的综合五防功能。在间隔层的测控单元可以互相通讯，实现间隔层全站五防, 当满足闭锁要求时测控单元开出的五防闭锁硬接点闭合，实现全站设备的的综合五防功能，同时具备应急解锁功能，在测控屏上为每个间隔对应设置一个解锁开关。一体化的防误闭锁功能，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。防误闭锁要求：（a）每一操作应经防误闭锁软件判断，若发现错误，应闭锁该项操作并报警，输出提示条文。防误闭锁逻辑判断应在站控层和间隔层分别进行。（b）具有操作权限及优先级管理。（c）对手动操作的隔离开关及接地刀闸，采用机械编码锁进行防误操作闭锁。（d）对220kV及以下就地电动操作的隔离开关及接地刀闸，采用机械编码锁进行防误操作闭锁。（e）所有断路器的就地操作，采用电编码锁进行防误操作闭锁。（f）计算机若发生硬件故障、软件飞逸，以及操作命令错误，均不应导致错误出口。（g）卖方提供的闭锁条件须在设计联络会上由供、需双方共同确定。2.5.2.5 统计计算除应按运行要求对电流、电压、频率、功率和电能量进行统计分析外，还能以在线方式按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容，但不限于此：（1）有功、无功功率，功率因数计算（2）电能量的分时段、分方向累计及电能量平衡统计（3）开关投/退及保护动作次数的统计（4）监控设备、无功装置投退率计算（5）线损管理计算（6）变压器负荷率计算（7）主要设备运行小时数统计（8）电网电压及供电电压合格率统计计算（9）电网电压及供电电压合格率统计计算（电压合格率是实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间的百分比）:能够对各级电压按年、月分别统计电压合格时间和电压不合格时间，并且计算对应的电压合格率2.5.2.6 制表打印报表分成正常打印和异常打印，启动方式分为定时启动，人工召唤和事件驱动。（1）定时启动：定时打印运行人员所需的各种报表，如按时、值、日、月报表打印等。打印时间应可设定。（2）事件驱动：自动随事件处理结果输出，包括：系统设备运行状态变位，测量值越限，遥控操作记录，系统操作记录，遥信记录，事件顺序记录，事件追忆记录。（3）人工召唤：由运行人员通过人机界面召唤启动打印所需的报表 （4）集中打印：以上内容要求在后台实现集中打印，同时还包括保护定值和其它常规保护信息均实现后台的集中打印。2.5.2.7 人机联系具有友好的人机联系手段，使运行人员可以清晰方便地了解运行情况，并提供输入手段，实现对变电站设备的控制、参数修改等工作。人机接口设备包括彩色屏幕显示器、功能键盘、汉字打印机。它不但为运行人员提供对变电站实时监控的各种手段，而且具有对监控系统在线自诊断，投、退设备的功能，其实现的功能至少如下：（1）调画面、一览表、测点索引（2）模拟量限值的修改（3）对变电站可控设备发出控制操作命令（4）日期和时钟的设置（5）测点的投退（6）智能I/O模件、打印机等监控设备的投退（7）各种参数的设置（8）操作票的显示，在线编辑和打印（9）报警确认和画面清闪2.5.2.8 同步对时本工程用户单独配置卫星时钟设备，以接受全球卫星定位系统GPS的标准授时信号，对计算机监控系统内各有关设备的时钟进行校正。计算机监控系统时间与标准时间GPS的误差不大于1毫秒。对时方式采用软、硬对时同时具备的方式，供用户选择。用户单独配置的卫星时钟由GPS接收机和守时钟组成，以避免卫星失锁和时间跳变造成的时间误差。当接受器出现故障不能接收卫星信号时，站控层主机的时钟应能维持系统的正常运行。用户在本工程继电保护室设置1套GPS屏，负责与监控系统，各保护厂家、UPS、智能电度表、直流系统及故障录波器等的对时，监控系统的每面屏接收IRIG-B（DC）时码。2.5.2.9 电能量管理计算机监控系统应能实现电能量管理、计量等功能。2.5.2.10 自诊断系统能在线诊断监控系统中各设备的故障和软件运行情况，在线诊断出设备故障时自动进行冗余切换并告警。当计算机系统及各单元发生故障或发生错误时，自诊断程序能正确地判断出故障内容，能对外部设备和计算机硬件进行检测，指出故障插件，使之退出在线运行，以便迅速更换。检测结果打印记录。2.5.3 硬件要求系统硬件应选用成熟的，先进可靠的和以微处理器为基础的工业产品设备，系统内所有的模件应是固态电路、标准化、模件化和插入式结构，并带有LED自诊断显示。系统硬件应具有较好的可维护性，所有系统模件都应能在线插拔。系统硬件应具有扩充能力，支持系统结构的扩展和功能的升级，系统硬件接口应采用国际标准或工业标准，支持与其它计算机网络及不同计算机厂设备的互联。卖方应考虑高压配电装置运行时，对计算机监控系统设备的影响，系统应具有良好的电磁兼容特性，在任何情况下均不应发生拒动、误动、扰动，影响计算机监控系统的正常运行。硬件设备能承受GB/T5169.52008中严酷等级为20秒的针焰试验，设备外壳应具有GB49432001规定的V2及以上阻燃等级。2.5.3.1 站控层设备 本220kV变电所采用全汉化变电所微机监控系统,配置双以太网。（1）主机及工程师站：操作台 1个（5米一字型） 工业型计算机P 3台（32位） 系统时钟主频 3GHZ 内部存贮器 4GB 硬盘存贮器 400GB 软盘驱动器 1.44MB 光盘驱动器 CD52X光盘刻录机 1台 鼠标器 3只激光打印机 2台（1台A4，1台A3）针式打印机 3台（其中2台用于全站保护装置就地打印） 网卡 3套 显示器：22液晶彩色显示屏 分辨率1280X1024 3台 工程师站配多媒体1套 （2）远动主站 含以下装置：装置型号远动主站（双机配置） 1台 远动网卡 6个（其中4个网卡用于路由器） MODEM 6块通道防雷器 6台 （a）具备双机自动切换功能（b）具备远动功能，能以不同规约同时向中调(内蒙中调)、地调(阿盟区调)远传数据，传输方式可以为同步、异步，可对变电站实施四遥。至中调、地调通信规约符合新部颁CDT规约,polling规约，ST1801规约，101规约，104规约，DNP3.0规约，乙方必须保证能按所提供的上述规约实现与中调、地调的数字传输。本站至中调、区调采用两种远动通道传送信息，第一种： 中调、阿盟区调均采用两路独立的主备全双工远动通道，一主一备，传送速率均为1200波特；第二种：微机监控系统的远动接口设备具有以太网接口，支持TCP/IP协议，通过以太网口直接接入电力调度数据网，至内蒙中调。所有发送至中调、地调的远动信息均取自监控系统采集的数字信号，而不对现场信号重复采集。远动主通道、备用通道均应设置防雷措施。（c）具备与路由器接口。（d）具备双机双通道切换功能。（3）通讯处理：网络设备及接口屏：对应站控层双以太网要求配置双套独立的通讯接口设备来实现间隔层设备的接入，所需网络及通讯接口设备按主接线远景规模配置，要求厂家一次配齐，本次含全站远景费用，以后扩建不再增加费用，由卖方根据实际需要自行组屏。网络间通讯电缆、光缆等由卖方提供。交换机须经过电力行业检验检测机构检测并出具有效期内的检验报告。通讯管理机用于完成以RS 232或RS 485接口方式、IEC60870-5-103规约与保护及其它外围微机设备接口。对应双套保护采用双套通讯管理机接入监控系统。 2.5.3.2 间隔层微机测控屏及转接屏： （1）主变测控屏2面：每面内装测控单元2台（主变高、低压侧及非电量测控单元各1台, 主变高中侧测控单元端子排在测控屏的同一侧, 低压侧和非电量测控单元端子排在测控屏的另一侧，非电量内容包括:主变本体瓦斯,调压瓦斯,温度,有载调压开关位置等,主变220kV中性点）。要求监控厂在屏上装设有载调压开关档位变送显示器，能输入有载调压开关的19档位，经过BCD码转换后直接输出至测控单元，同时具有主变有载调压开关分接头位置的显示、手动/自动调节及升、降、急停操作功能。监控系统测量主变油温时可以直接接入Pt100（三线制）时，在主变测控屏可以不设置主变油温显示器；如监控系统测量主变油温时只能420mA模拟量，则要求在主变测控屏设置2台主变油温显示器，用于当地显示主变两侧油温，同时可输出420mA模拟量接入监控系统。监控系统测量主变绕组温度要求接入420mA模拟量。（2）公用测控屏1：1面（a）内装测控单元2台，用于遥控220Kv各段PT刀闸，测量220kV各段电压量UA、UB、UC、Un、Ul及开入PT并列和PT刀闸信号,直流系统，UPS系统，火灾报警等公用信号（3）公用测控屏2：1面（a）内装测控单元2台，用于遥控10kV PT开关，遥控2台站用电380V开关，遥控380V分段开关， 10kV和380V各段PT电压量UA、UB、UC、Un、Ul及开入PT并列、刀闸位置信号, 接地选线装置信号, PT消谐装置信号，10kV测控保护装置直流消失信号等。（b）小电流接地选线装置2台（每套装置监测2段电压40个回路，具备跳闸功能）（c）10kV PT并列装置1台满足多路电压并列功能。（4）220kV线路测控屏：1面，内装测控单元 2台，预留1台的位置，每单元开关量输入点数不低于64个。（5）220kV分段辅助柜：1面（a）内装220kV分段操作箱1台；充电保护装置1台；220kV分段断路器测控单元1台，开关量输入点数不低于64个，220kV PT并列装置1台，预留打印机接口。220KV分段操作箱保护跳闸回路具备启动失灵和不启动失灵回路分开。（b）220KV充电保护装置设置：相电流速断保护：跳220KV分段相电流过流保护：跳220KV分段零序电流速断保护：跳220KV分段零序过电流保护：跳220KV分段充电保护应按段设置独立的保护投退压板和保护出口压板，设置独立的充电保护出口回路。（c）220KV分段充电保护通过标准接口（RS-485）或以太网卡（通讯规约采用IEC870-5-103规约）与监控系统连接。并通过RS-485接口（规约采用IEC870-5-103规约）与故障信息远传系统接口。（6）电压转接屏：1面 转接端子应做成电压回路用的6mm端子，屏两侧各安装300个。（7）安装于10kV开关柜内的装置： （a）10kV测控保护装置39台，包括10kV站用变1台，10kV变压器26台（变压器及还原炉变压器用）, 10kV线路8台（馈线及220KV变电站所接10KV变电所进线）, 10kV电容器2台，10kV分段2台均安装于对应的10kV开关柜内；10kV微机型PT消谐装置2台（具备打印功能）安装于10kV II,III段PT柜内（b）10kV测控保护单元设备技术规范：10kV保护采用两相三继电器方式直流电源电压:220V；交流额定电流:1A选用微机型保护装置,使用一组 CPU来完成。有故障录波功能，并带打印机。有GPS对时功能。10kV测控保护单元的开关量输入点数不低于15个。测控保护装置下放在10kV开关柜内，因此保护装置必须考虑能满足抗干扰性能的要求。（c）10kV站用变压器保护：主保护:装设电流速断保护。后备保护:装设三相二段式过电流保护。低压侧中性线上零序电流保护。过负荷保护。过温保护。站用变保护应能显示所用变的电流及有功功率。 站用变保护应能输出三付跳合闸接点（非电量保护的出口也应具有三付跳闸出口）。（d）10kV变压器及还原炉变压器保护配置：（甲方要求采用如下保护配置）主保护:装设电流速断保护。后备保护:装设三相二段式过电流保护。低压侧中性线上零序电流保护。非电量保护。（由华陆工程科技有限公司提供变压器所接的非电量保护类型及数量，并提供电缆，内蒙古电力设计院配合接入非电量保护）站用变保护应能显示所用变的电流及有功功率。站用变保护应能输出三付跳合闸接点（非电量保护的出口也应具有三付跳闸出口）。华陆工程科技有限公司设计的调功器发出的合分高压开关柜信号电缆及高压开关柜反馈的合分闸和故障信号电缆，调功器所需的PT电压电缆均由华陆工程科技有限公司提供设计院配合接入，必要时由甲方协调。（e）10kV电容器保护配置： 短时限电流速断和过流保护。不平衡电压保护，分组投切。 过电压保护。 失压保护。 过负荷保护。 过压保护的返回系数不小于0.98. 过温保护(超温跳闸的同时发信号)。（f）10kV线路保护配置主保护：装设电流速断保护。后备保护：装设三相二段式过流保护。10kV线路装设三相一次重合闸。低周、低电压减载。小电流接地检测。过负荷保护。（g）220KV变电站所接的10kV变电站所进线保护配置（甲方要求采用如下保护配置）主保护：装设电流速断保护。后备保护：装设三相二段式过流保护。10kV线路装设三相一次重合闸。低周、低电压减载。小电流接地检测。过负荷保护。（h）10kV分段保护配置主保护：装设电流速断保护。后备保护：装设三相二段式过流保护。过负荷保护。（i）保护接口10kV测控保护装置具有远传接口，通过以太网与变电站监控系统联网。同时对于在网络或串口、并口上交换的数字信息必须在软件上考虑相应的抗干扰措施，在硬件接口上考虑防操作过电压和雷电过电压的措施。2.5.3.3 通信接口计算机监控系统应完成如下系统和智能型设备的通信接口。网络间通讯电缆、光缆等由卖方提供。（1）数字式继电保护装置，向继电保护装置发送修改定值、投/退保护等信息，并接受继电保护装置的报警、动作、定值等信息。继电保护装置的信号以两种方式接入监控系统：方式一经保护通信管理机以串行口的方式，方式二，以无源接点方式。（2）保护管理机（3）智能型电度表及电能采集器（4）与直流系统接口及UPS系统接口（5）交流、直流接地检测装置接口（6）电力通信数据网系统接口（7）与保护及故障录波信息处理系统接口（8）微机故障录波器接口（事件的性质及结果）（9）中调、地调主、备通道接口（10）火灾报警系统及主变消防联动系统（11）低频低压减载装置（12）其他智能装置等（13）变电站监控系统能与盾安220KV变电站下带的10KV变电站进行通讯。2.5.3.4 对继电小室的间隔层设备及网络设备的抗扰性应遵照中华人民共和国行业标准DL/T 5149-2001220KV550KV变电所计算机监控系统设计技术规程的有关规定。（1）对静电放电 符合GB/T17626-4-2 4级（2）对辐射电磁场 符合GB/T17626-4-3 3级（对计算机网络4级）（3）对快速瞬变 符合GB/T17626-4-4 4级（4）对冲击（浪涌） 符合GB/T17626-4-5 3级（5）对电磁场感应的传导 符合GB/T17626-4-6 3级（6）对工频电磁场 符合GB/T17626-4-8 4级（7）对脉冲电磁场 符合GB/T17626-4-9 5级（8）对阻尼振荡磁场 符合GB/T17626-4-10 5级（9）对振荡波 符合GB/T17626-4-12 2级（信号端口） 2.5.4 软件要求卖方应提供完整的满足本协议要求的软件系统包，包括系统软件、支持软件和应用软件。所配置的软件系统应为模块化结构，以方便修改和维护。软件系统的功能可靠性、兼容性及界面友好性等指标应满足系统本期及远景规划要求。当一次系统改变或计算机监控系统扩充时，不必修改程序和重新组装软件。所有的算法和系统整定参数应驻存在各处理器模件的非易失性存储器内，执行时不需要重新装载。（1）系统软件系统软件应具有成熟的实时多任务操作系统和完整的自诊断程序。（a）操作系统应具有开放性，采用高级编程语言。（b）查找故障的系统自诊断功能应能诊断至模件级故障。（2）支撑软件支撑软件应包括数据库管理系统、中文处理系统和网络软件系统。数据库应满足：分布性；并发操作；实时性；可维护性；开放性；一致性；可恢复性；方便性；安全性等功能。数据应包括实时数据库和历史数据库，卖方应在投标文件中陈述保证数据库的实时性、灵活性、数据一致性、可维护性和可恢复性的特征及历史数据库的存储能力。（3）应用软件应用软件应满足系统功能要求，具有良好的实时响应速度和可扩充性，并面向用户，便于操作使用。应配置各种必要的工具软件。远动工作站应配置远传数据库和各级调度网络通信规约库。其中包括变电站主机核心系统防护要求(a)提供公安部颁发的计算机信息系统安全专用产品销售许可证。(b)通过国家电网信息安全实验室测评合格3年以上，并提供测评报告。(c)具有跨平台功能，可运行于UNIX，WINDOWS等多种平台。(d)安装和卸载容易，安装不修改操作系统内核，不需重启系统，卸载后系统可完全恢复到安装前的状态，系统断电重启时仍能保持原有安全设置；(e)运行开销小，且对正常用户透明。(f)支持基于数字签名的强身份认证，接管系统原有的访问控制权限机制，允许对用户操作权限进行细致划分，有效控制每个用户所使用的资源，消除超级用户权限过大带来的安全隐患；(g)提供进程保护功能，防止重要进程被意外终止，以保障关键性服务程序的稳定运行；(h)提供堆栈溢出保护功能，以抵御常见的缓冲区溢出攻击；(i)支持对网络数据流量的双向过滤(j)提供主机防火墙(k)具有主机IPS功能，能够识别入侵行为或违反安全策略的操作，并自动做出阻断、报警等响应；(l)提供口令质量控制功能，可以限制口令的最大最小长度、特殊字符的最少数量、口令使用期限等属性；(m)支持远程集中管理，可以通过远程控制台对安装了内核防护系统的主机进行统一的管理和配置，并提供远程控制台的全套软件运行环境； (n)界面友好，易于安装、配置和管理，并有详尽的技术文档，所有文档资料均为中文。(o)在电力EMS，SCADA系统中有成功运行3年以上的案例，并提供用户安装单(p)具有独立的日志系统，并提供查询和审计工具；（4）通信接口软件监控系统应配置足够数量的通信接口驱动软件以满足工程实用要求，主要软件列举如下，但不限于此：（a）与各级调度中心的通信接口驱动软件；（b）与电力通信数据网系统的通信接口驱动软件；（c）与数字式继电保护装置的通信接口驱动软件；（d）与电能计量系统的通信接口驱动软件；（e）与保护管理机的通信接口驱动软件；（f）与直流系统及UPS系统的通信接口驱动软件；（g）与其他智能装置（如火灾报警及消防系统等）的通信接口驱动软件；电力网络计算机监控系统与上述各系统的通信规约应执行国标、部标及IEC标准。卖方应负责完成各种通信协议的转换和开通，使监控系统能获取和传送所需数据。投入运行的监控系统应有2套可运行的全部软件备份，软件系统应配备完整的技术资料，所有的应用软件不能对用户保密。2.5.5 其它配套设备2.5.5.1 继电保护试验电源屏：面 （1）主要技术指标:（a）交流部分:额定输出电压:380V/220V 三相四线,共三路输出。 100V 三相四线,共三路输出。三相输入平均额定输入电压:三相380V/220V,频率50HZ。输出不平衡度小于1%。三次谐波分量小于3%。交流变压器额定容量15KVA,在50%负载率状态下工作,最大输出电流为322.8A。（b）直流部分:电源输入为交流380V。输出直流电压，0250V连续可调,分三路输出。整流变压器容量5KVA，在50%负载率状态下工作,最大输出电流20A。输出直流波纹系数K0.5%。（2）电气设备性能:（a）各回路对地绝缘电阻,各回路之间绝缘电阻均大于5MW。（b）对上述各回路作交流2000V,1分钟耐压试验合格。2.5.5.2 电度表屏（1）主变压器电度表屏 1面（本期2块双向双串口0.5S级三相四线智能电能表，预留2块表安装位置，在屏两侧安装6mm电压端子各200个）（2）10kV智能电度表37块，单向双串口三相三线0.5S级，安装于10kV开关柜。（3）380V备用电源智能电度表1块：单向双串口三相四线0.5S级（电压57.7v），安装于380V备用电源开关柜。注：以上智能电度表应具有失压计时功能，并要求每块智能电度表带两个通讯接口,带试验盒，同时为提高低负荷时的计量准确性，应选用过载4倍及以上的电能表，经电流互感器接入的电能表，标定电流不宜超过电流互感器额定二次电流的30（对S级为20），额定最大电流宜为额定二次电流的120。要求10kV电度表的信号进入地调的电能量远方终端，接口方式为RS485，由监控系统厂家完成组网。2.5.6 卖方提供的供货设备中试验电源屏，PT消谐，小电流接地选线装置，电度表等均采用内蒙古地区已经使用成熟的厂家设备。2.5.7 接地（1）系统接地计算机监控系统应有稳定可靠的接地点，宜通过全所公共安全接地网接地，接地电阻不大于 1 ，不设计算机单独接地网。（2）设备接地系统各设备的保护接地、工作接地（也称逻辑接地）均不得混接，工作接地应实现一点接地。所有的屏体设备的金属壳体应可靠接地。装设敏感电子装置的屏应设置专用的、与屏体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100平方毫米，屏接地端子应用截面不小于4平方毫米的多股铜线和接地铜排相连。并列布置的屏体间接地铜线应直接连通。当