水泥厂变电所综合自动化技术要求

1、 变电所综合自动化系统设备技术要求2004年01月1 制造商产品必须满足的标准及规程1.1 量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB/T14537-931.2 静态继电器及保护装置电气干扰试验GB6162851.3 继电保护和安全自动装置技术规程GB14285931.4 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171-921.5 远动终端通用技术条件GB/T13729-921.6 微机继电保护装置运行管理规范DL/T587-19961.7 地区电网调度自动化设计技术规程DL50021.8 电力系统调度自动化设计技术规范DL5003-921.9 电网调度自动化运行管理规程DL5

2、16-931.10 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-921.11 电测量仪表装置设计技术规程SDJ9-871.12 电力系统二次回路控制、保护屏及柜基本尺寸系列GB7267871.13 电力系统二次回路用控制及继电保护屏（柜、台）通用技术条件GB57772911.14 电力系统保护、继电器及自动装置通用技术条件ZBK45020901.15 继电器及继电保护装置基本试验方法GB7261871.16 耐受干扰试验标准SWC.ANSIC 37.90.11.17 电子设备雷击保护导则GB74501.18 可编程仪表的数据接口ANSI/IEEE 4881.19 数据终端设备与使用串行

3、二进制数据交换的数据通讯之间的接口EIA RS232C1.20 数据处理计算机的硬件测试ISARP55.11.21工业控制设备和系统的端子排ANSI/NEMA.ICS4 产品检查及试验符合以下标准规定： IEC255-5绝缘电压、冲击耐压测试 IEC255-6高频干扰电压测试 IEC529保护等级 IEC255-22-2静电放电试验2. 设备保护功能2.1 110kV进线保护(按将来上余热发电) 方向保护、线路距离保护、故障录波.2.2 变压器差动保护差动电流速断保护、比率差动保护和CT二次回路断线检测采用二次谐波制动的比率差动保护过载闭锁有载调压的功能变压器各侧电流相位和电流平衡补偿均由软件

4、来完成，简化了CT二次接线2.3 变压器本体保护变压器本体保护由本体跳闸和本体信号两部分组成。本体跳闸回路包括本体重瓦斯、调压重瓦斯，压力释放风冷消失及备用跳闸共6个回路。非电量输入接点接入装置后经内部重动继电器接点分别去跳开各侧断路器。再跳闸的同时给出中央信号和远动接点信号。本体信号回路包括轻瓦斯、调压轻瓦斯，油温高、油温低，风冷消失、延时跳闸等回路。上述非电量输入接点接入装置后也有中央信号和远动信号的输出。 2.4 变压器后备保护 主变110kV侧后备保护功能配置：二段复合电压闭锁（方向）过流保护三段零序电压闭锁零序（方向）过流保护一段间隙零序电流保护一段间隙零序电压保护PT二次断线检测

5、主变10kV侧后备保护功能配置：二段复合电压闭锁（方向）过流保护一段零序过电压保护二段消弧零流保护或间隙零序过流保护PT二次断线检测 2.5 测控功能测量量、开关量以及遥控量满足图纸中对主变、公用等四遥要求。2.6 10kV线路保护三段式相间电流保护每一段可独立选择经或不经低电压元件闭锁故障录波分散式低周减载PT断线检测 2.7 10kV电容器保护时限电流速断时限过流过电压欠电压零序过压故障录波2.8 10kV配电变压器保护两段式相间电流保护过负荷保护零序电流保护重瓦斯可直接跳闸或发信轻瓦斯，油温高发信故障录波分散式低周减载PT断线发信控制回路断线发信2.9 10kV电动机保护两段式定时限过电

6、流保护定/反时限过负荷保护负序电流保护（不平衡电流保护）零序电流保护两段式低电压保护对需要差动保护的电动机还需要差动保护功能故障录波分散式低周减载 2.9 遥测，遥信，遥控功能装置具有遥测，遥信，遥控等功能，能对本线路的IA，IB，IC，P，Q，COS，脉冲电度进行测量，能对保护动作信息，告警信息，外部接点信息进行采集，以及对断路器和保护功能压板进行遥控。自带操作回路。 2.10 监控系统要求 监控系统分为二套，分别设置在厂内中央控制室和变电所控制室。正常时，两套系统都可以实现系统的监视，可由变电所通过主-从方式的选择，选择由何地操作控制。3. 微机监控系统技术条件3.1 工作条件3.1.1

7、环境海拨高度：1000m相对湿度：95%（相对湿度为95%时，环境温度25，设备内应无结露。）大气压力：80110kPa最高环境温度：+45最低环境温度：-10最大日温度：20抗地震能力：水平加速度：0.2g 垂直加速度：0.1g3.1.2 主控室及配电装置室装置安装于无屏蔽的主控室或配电装置室，主控室内设空调及普通地面。3.1.3 额定值额定交流电压：380/220V额定直流电压：220V额定频率：50HzCT二次侧额定电流：5APT二次侧额电压：100V（线电压），100/3V（相电压） 100V（零序电压）3.1.4 接地微机监控系统不设置单独的接地网，接地线与变电所主接地网连接。变电所

8、主接地极的工频接地电阻0.5(4)。3.1.5 装置的温度的特性环境温度在-10+45时，装置应能满足规范书所规定的精度，环境温度-10+55时，装置应能正确工作，不误动不拒动。3.1.6 装置的抗干扰、耐冲击、绝缘强度特性在雷电过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强干扰作用下，在二次回路操作干扰下，装置中的元件（如测量元件、逻辑控制元件）均不应误动作。所有I/O测控单元的设备应该能在静电、高频、强磁场干扰的环境中工作，而不降低精度和处理能力，为此而考虑的措施由卖方确定，如光电隔离、高共模抑制比、接地和屏蔽等，且卖方应提供这些技术的详细说明，并应遵守IEC255-22-14标准所规定的有关条

9、款及符合静态干扰试验、耐冲击电压试验、绝缘强度试验的要求。3.1.7 装置的直流电源I/O测控单元采用220VDC，每个I/O的直流输入均应设有带过流保护的开关，并设有电源的开关，以便把装置和直流电源隔离。I/O必须具有电源消失报警。直流电源电压在80115%额定值范围内变化时，装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时装置不应误动作。各装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电，在直流电源电压缓慢上升或电压上升到80%时，装置的直流变换电源应能可靠自起动。3.1.8 装置的交流电源当交流电源电压在85%110%额定值范围内，谐波含量不大于5%，频率在47.5Hz

10、52.5Hz之间变化时，设备应能正常工作。3.1.9 装置的输出继电器特性控制命令输出继电器应能自保持足够时间后自动返回（该时间可调），以便命令可靠地执行。该继电器接点在250V直流电压下的长期允许通过电流应不小于5A，开断感性负荷容量应不小于50W（T40ms）。3.1.10 所有人机界面均要求汉化。3.1.11 微机监控系统中任一设备故障时，均不应影响其他设备的正常运行工作；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运行工作。装置中任一元件损坏时，装置不应误动作。3.2 系统结构3.2.1 微机监控系统采用分散分层分布式系统。变电所以计算机控制系统为核心，实现对全部的一次设

11、备进行监视，测量、控制、记录和报警功能，并与保护设备和远方控制中心通信，实现变电所综合自动化。该变电所运行管理为无人值班方式。3.2.2 微机监控系统分为二层：站级控制层和间隔级控制层，间隔级控制层将采用和处理后的数据信号，经屏蔽双绞线直接传输至站级控制层，通过通信网在站层融为一体。站级控制层采用以太网，间隔级控制层采用现场工业总线。各控制单元保留应急手动操作跳、合手段，各间隔级单元相互独立，不相互影响，功能上不依赖于站控计算机，增强整个系统的可靠性和可用性。同时具有向远方两个控制中心（集控中心、市调）以问答式Polling及部颁CDT（扩充）规约进行通信的能力，并支持X.25的远程数据通信，

12、变电所内的同一被控设备只能执行一个远方控制中心的控制命令。3.2.3 间隔级控制层采取相对集中方式，除主变等I/O设备及其保护装置在主控室集中，110kV、10kV的I/O设备及其保护装置放置于各配电装置室的开关柜。3.2.4 I/O测控屏（单元）与站级控制层的主机之间通过屏蔽双绞线进行通信。屏蔽双绞线应有一定的防止小动物的防护措施。3.3 系统功能 3.3.1 概要微机监控系统是应用自动控制技术、计算机数字化技术和数字化信息传输技术，将变电所相互有关连的各部分汇总成为一种有机的整体，用以完成从变电所安全监测、远方监视、调度控制到单个点和公共点的操作处理。系统的设计、配置和选型应符合国际标准、

13、国际工业标准以及国内标准。系统应具备较强的故障软化与容错能力，采用模块化结构，具有系统动态重构能力和一定的冗余措施，在任一单个硬件或软件失效时，应能防止系统信息的丢失或影响系统主要功能。微机监控系统的功能将包括：· 数据采集与处理· 报警处理· 事件顺序记录和事故追忆功能· 控制功能· 管理功能· 在线统计计算· 画面显示和打印· 时钟同步· 与远方调度的信息交换· 与其他设备的接口· 防误闭锁功能· 系统的自诊断和自恢复· 维护功能3.3.2 数据采集与处理通过间

14、隔层I/O单元进行实时数据的采集和处理。实时信息将包括：模拟量（交流电流和电压）、开关量及温度量等一些其它信号。它来自每一个电气单元的CT、PT、断路器和保护设备及直流、所用电系统、通信设备运行状况信号等。温度量输入为铂或铜电阻，也可采用数字通讯。模拟量信息的采集采用交流采样方式，输入回路采用隔离变压器进行隔离，模拟量数据处理包括模拟数据的滤波，数据合理性检查，工程单位普换，数据变化及越限检测，精度及线性度测试，零漂校正，极性判别等。微机监控系统根据CT、PT的采集信号，计算每一个电气单元的电流、电压、有功、无功和功率因数及电度量等，显示在CRT上。开关量信号输入接口应采用光电隔离和浪涌吸收回

15、路，应考虑防接点抖动的措施，但不应影响事件记录的分辨率。开关量包括报警信号和状态信号。断路器为双位置接点信号，报警信号为断路器及二次设备或保护设备等发出的单接点信息。对于状态信号，微机监控控制应及时将其反映在CRT上。对于报警信号，则应及时发出声光报警并有画面显示。电微机监控系统通过以上数据采集，产生各种实时数据，供数据库更新。系统应形成分布式的数据库结构，在就地控制单元中保留本地处理的各种实时数据。3.3.3 报警处理报警处理分两种方式，一种是事故报警，另一种是预告报警。前者包括非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号。后者包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量越限/复限、计算机站控系统的各

16、个部件、间隔层单元的状态异常等。每一个模拟量测点将设置低低限、低限、高限、高高限四种规定运行限值，当实测值超出最高限值时，应发出报警信号，并设一越/复限死区，以避免实测值处于限值附近时频繁报警。对报警接点，当状态改变时，也应发出报警信号。(1) 事故报警· 事故状态发生时，公用事故报警器立即发出音响报警（报警音量可调），CRT画面上用颜色改变和闪烁表示该设备变位，同时显示红色报警条文，事件打印机打印报警条文，数据转发装置向远方调度中心发送报警信息。· 报警能够手动，也可以自动确认，自动确认的时间是可调的。当报警被确认后，闪光和声音报警停止，CRT报警条文从红色变为黄色，当报

17、警条文消失，则报警条文变为绿色，该事件送数据库储存，并向远方控制中心发送信息。· 第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，应同样处理，不覆盖第一次，并且重复声光报警。· 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。为了防止传感器损坏，或某些设备接点失灵引起的长时间报警，可以在工作站上予以定义退出解除该扫描点，当这种情况发生时，应有CRT或打印信号通知值班员。(2) 预告报警预告报警发生时，其处理方式除与事故报警处理相同外，音响和提供信息颜色应区别于事故报警。能有选择地向远方发送信息。(3) 设备在检修调试时，闭锁检修单元遥信。3.3.4 事件顺序记录和事故追

18、忆功能断路器和保护信号的动作顺序以ms级进行纪录。SOE分率为2ms。能够在CRT上显示动作顺序，及在打印机上打印。顺序事件应该存档，存档保存时间可由用户确定。事故追忆表的容量能记录事故前1分钟至事故后2分钟全所的模拟量，根据不同的触发条件可选择必要的模拟量进行记录产生事故追忆表，以方便事故分析，事故追忆表可以由事故或手动产生，可以满足数个触发点同时发生而不影响可靠性，系统应该能够同时存放5个事故追忆表。3.3.5 控制功能(1) 对变电所各电压等级断路器、主变档位|、GIS电控刀闸等采用就地和远方控制方式。(2) 手动控制方式包括变电所控制室的键盘操作各控制单元应急手动跳、合操作，以保证计算

19、机系统瘫痪时的最低监控手段。(3) 为了防止误操作，在任何控制方式下都必须采用分步操作，即选择、校合、执行、并设置操作员和线路代码口令。(4) 在键盘控制情况下，通过CRT画面显示被控对象的变位情况，CRT上应该有单线图显示及闪光指示。(5) 对各电压等级的每一台断路器和主变档位的控制输出应该有1付用于合闸（升位），1付用于分闸（降位）。(6) 对任何断路器的每一个手动（合或分）操作，I/O系统应该各自提供合闸1付常开接点（当I/O单元发出合闸命令时闭合并保持到I/O单元再发出跳闸命令后自动返回）用于不对应启动重合闸。分闸1付常开接点（当I/O单元再发出分闸命令时闭合并保持到I/O单元再发出合

20、闸命令时自动返回）用于重合闸放电回路。(7) 控制监控系统应该能够实现自动调节和控制，即根据检测到的变电所运行状况，对测量值和设备状态的检查结果，结合设定的各种参数指标进行判断计算，直到作出最后决策，发出对断路器投入或是退出的指令，从而控制电容器的投运或停用。达到对控制目标值-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，对各台设备的运行控制应充分保证安全、可靠、并以等概率方式优化操作。调节控制操作正常执行或操作异常时均应产生控制操作报告，正常执行的报告内容有：操作前的控制目标值、操作时间及操作内容、操作员的控制目标值。控制操作异常的报告内容有：准备执行操作的时间、准备执行的操作内容、

21、引起异常的可能原因、要否由运行人员进行人工处理等。另外，当控制功能被停止或启动时也应产生报告，上述四种报告均应打印输出。(8) 在任何操作方式上，应该保证下一步操作的实现只有在上一步操作完全完成后。(10) 同一时间，输出设备只接受一个主站的命令、禁止其它主站的命令进入，其优先级为间隔级的硬手操、主控制室的键盘操作。(11) 对每一控制对象，都可以经软件设定标签禁止遥控，防止控制室的键盘的误操作。3.3.6 管理功能 管理功能主要指操作票和一些设备工况报告、设备档案的编制和调用。(1) 操作票的编制能结合变电所实时信息交互式编辑生成操作票。并具有对操作票进行合理、合法性分析判断的功能，以及对执

22、行中每一步操作的合法性判断的功能。操作票的内容包括标题、设备名、操作信息、发送时间等构成，它可由运行人员或工程师用键盘在线输入的交互方式进行编辑、修改、删减、更新，并能存储、检索、显示、打印。(2) 设备工况报告编制运行人员或工程师以在线键盘输入的交互方式可编辑各设备的运行、测试、接地、锁定等工况报告，对这些报告可以进行修改、检索、显示、打印。(3) 设备档案的管理对各种设备的资料、参数、运行历史，可用文件方式予以保存，能由用户修改、检索、统计并生成月、季、年或用户自定义的时段报表和显示。(4) 系统的安全管理对于不同性质的工作人员，系统应具有管理权限、操作权限分类设置的功能。3.3.7 在线

23、统计计算根据采样的CT、PT实时数据，能够计算：(1) 每一电气单元的有功、无功功率；各相电流、电压；功率因数；（间隔层实现）(2) 日、月、年最大、最小值及出现的时间。(3) 日、月、年电压、功率因数合格率的分时段统计，包括最大值、最小值超上限百分比，超下限百分比及合格率。(4) 变压器负荷率及损耗计算。(5) 所用电率计算。(6) 统计断路器正常、事故路跳闸次数、停用时间和月、年运行率等数据。(7) 变压器的停用时间及次数(8) 统计计算和报表能按用户要求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时段的上述所有统计功能。(9) 卖方应提供基于与实时、历史库相关联的界面友好的用户自定义报表工具。3

24、.3.8画面显示和打印(1) 在CRT上应该能够显示变电所一次系统的单线图，图上有实时状态和有关的实时参数值，例如有功、无功、电流、电压、频率、主变分接头等，并且指明潮流方向，该系统按110kV、10kV电压等级划分的分区接线图及按单元划分的单元接线图也能够被显示。(2) 在CRT上应该能显示二次保护配置图，图中能反映各套保护投切情况、整定值等。(3) 在CRT上应该能显示一张表，表明所有的实时和统计数据及限值。(4) 按时间变化、显示某些测量值的曲线，110kV、10kV的电压棒图及某些趋势曲线，时间刻度和采样周期可由用户选择。监控系统能显示110kV母线相电压及3Uo电压和10kV母线相电

25、压及3Uo电压，并能判断110kV或10kV母接接地时，相应的3Uo电压及母线相电压的趋势曲线。(5) 储存某些历史负荷曲线及包括某些历史事件的一些画面，需要时，可显示在CRT上。(6) 显示某些图表及画面，例如：变电所主接线图直流系统图所用电系统图变电所监控系统运行工况图开关量状态表。各种实时测量值表。历史事件及某些重要数据表。值班员所需要的各种技术文件。例如主要设备参数表，继电保护定值表，操作票等等。(7) 画面及数据表一缆表。(8) 报警显示。 (9) 时间、频率及安全运行日显示。(10) 值班表、日表、月表、年表及召唤打印表微机监控设备将按预定的时间间隔收集不同的输入数据、保存这些信息

26、在存储器里一定时间，这些信息将每班、每天或每月自动地按预定的格式打印，日报、月报、年报存储2年，操作员可以随时调阅这些信息，报表中的数据也可以手动输入。(11) 借助于实时和历史数据库，报警打印机能够打印一些图表，例如：断路器跳闸次数表，表中应区别事故跳闸和手动跳闸。越限报警和事故追忆表。事件和顺序事件记录表。操作记录表，内容包括操作员名字、操作时间、内容顺序和结果。能够拷贝任一时刻的CRT画面。各种储存的技术文件打印。(12) 报警打印机可以召唤打印。(13) 所有显示和打印记录应该汉化。(14) 所有画面和报告格式可以用交互的手段去实现，并且可以加密。3.3.9 与远方调度（集控中心）的信

27、息交换微机监控系统应具有信息分层（不小于2层）的功能。可与集控中心、市调同时进行信息交换。通信规约：集控中心 部颁CDT（扩充） 市调 部颁CDT（扩充）与集控中心、县调分别有主备两个通道。所提供调制解调器及参数应与各调度端（集控中心）相适应。采用全双工通信方式，遥测越死区传送、遥信变位传送，电度量定时冻结传送，遥控接“选择-返送-校核-执行”程序运行，结构组态和处理参数由调度端下装。能正确接收、处理、执行变电站SCADA或集控中心、市调的遥控命令，但同一时刻只能执行一个主站的控制命令。传送速率：至集控中心、市调均为1200bps，传送内容如下：(1) 遥测量· 所有线路有功功率、无

28、功功率和母分断路器的电流。· 主变压器两侧的有功功率、无功功率。· 各电压等级各段母线电压及频率· 各电压等级各段母线电压及频率· 10kV无功补偿设备的无功功率(2) 遥信量· 任何断路器的非手动跳闸信号· 各断路器位置信号· 隔离开关位置信号· 线路继电保护动作信号和重合闸信号· 主变差动和瓦斯保护动作信号。· 10kV电容器保护动作信号。(3) 遥控量· 断路器遥控· 主变档位遥调· GIS电控刀闸· 空调器及其它(4) 电度量采用RS-485总线，

29、分接各块智能电度表，规约采用部颁电度表规约，(5) 保护报文信息· 保护动作报文· 保护告警报文· 保护定值信息对于以上各种远方通信数据，用户可自行定义需要通信的数据集。3.3.10 防误闭锁功能为了便于断路器、隔离开关、成套柜柜门等设备的状态量的取得，提高变电所的防误水平，本工程考虑装设除开关柜本身的机械“五防”外的简单防误操作闭锁系统。防误系统能对运行人员的电气设备操作步骤进行监测、判断和分析，以确定该操作是否合法、安全。若发生不合法操作，应对该操作进行闭锁。具体的闭锁条件在第二次设计联络会上确定。3.3.11 系统的自诊断和自恢复微机监控系统应该能够在线诊断

30、系统的软件、硬件运行情况，一旦发生异常能发出报警信号。自诊断的范围包括：· I/O单元、主机、人机工作站，自诊断到模件级故障。· 各类通道故障（含与I/O单元和与保护装置的通信通道）。· 系统时钟同步故障（含与保护的时钟同步）· 外设故障· 软件运行出格在微机监控系统诊断到软件运行出格时，应能自动发出报警信号，并能自动恢复正常运行，且不丢失重要的数据；单个元件的故障不得引起整套装置或子系统的误动，在系统诊断出硬件故障后，自动发出报警信号，在硬件故障排除后，系统能自动恢复正常运行，而不影响其它设备的正常运行。任何插件可带电插拔，而不导致误动。3.

31、3.12 维护功能维护功能指变电所负责管理计算机监控系统的工程师通过工作站对该系统进行的诊断、管理、维护、扩充等工作。(1) 数据库维护工程师用交互方式在线对数据库中的各个数据项进行修改和增删，可修改内容为。· 各数据项的编号· 各数据项的文字描述· 各数字量的状态描述· 各输入量报警处理的定义· 测量值的各种限值· 测量值的采集周期· 测量值越限处理的死区· 测量值转换的计算系数· 数字输入量状态正常、异常的定义· 电能量计算的各种参数· 输出控制和各种参数(2) 功能维护自动控制系

32、统功能的启动停止，对各种应用功能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画面的在线编辑。(3) 站控系统的故障诊断对计算机站控系统的各个设备进行状态检查，通过在线自诊断确定故障发生的部位，并发出报警信号，检查、诊断的结果可显示、打印出来。3.4 性能及指标3.4.1 系统的可用性微机监控系统的设计应充分考虑在各个工程中的不同因素，以保证在现场安装后立即适用并稳定可靠运行，系统年可用率应大于99.9%。3.4.2 系统的可维护性系统的硬件、软件设备应便于维护，各部件都应具有自检和联机诊断校验的能力，应为工程师提供完善的检测维护手段及工具软件，包括在线的和离线的，以便于准确、快速进行故障定位。一般

33、性故障应能由工程师在现场自行处理。同时，应充分考虑所具有的技术支持条件，保证即使发生严重故障也能及时排除。软件应有备份，便于工程师安装启动，应用程序应易于扩充，数据库存取为用户程序留有接口并提供一切平台的源程序和界面条件，便于用户自行编制的程序加入系统中运行。3.4.3 系统的可靠性微机监控系统在工程现场运行必须具有很高的可靠性，其平均无故障时间MTBF要求为：主要设备大于27000小时，系统总体大于17000小时；每个单元设备的平均维修时间MTTR小于3.5小时。对此，卖方应提供有关证明资料，供买方认可。3.4.4 系统的容错能力软、硬件设备应具有良好的容错能力，当各软、硬件功能与数据采集处

34、理系统的通讯出错，以及当运行人员或工程师在操作中发生一般性措误时，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行。对意外情况引起的故障，系统应具备恢复能力。3.4.5 系统的安全性在任何情况下，硬件和软件设备的运行不能危及变电所的安全稳定运行和工作人员的安全。3.4.6 系统的抗电磁干扰能力系统应具有足够的抗电磁干扰能力，符合IEC、GB、DL标准，确保在变电所中的稳定运行。并提供型式试验报告。3.4.7 系统主要技术指标(1) CPU及网络负荷率所有计算机的CPU平均负荷率正常状态下：30%事故状态下：30%网络正常平均负荷率25%，在告警状态下10s内应小于40%。储存器的存储容量满足二年

35、的运行要求，且不大于总容量的60%。(2) 测量值指标 · 交流采样测量最值精度0.5%· 直流采样测量值精度0.2%· 越死区传送整定最小值0.5%(3) 状态信号指标· 信号正确动作率99.9%· 数据采集装置SOE分辨率2ms(4) 系统实时响应指标· 控制命令从生成到输出时间：1s· 模拟量输入值越死区到人机工作站CRT显示：2s· 状态量及告警量输入变位到人机工作站CRT显示：2s· 全系统实时数据扫描周期：2s· 画面整幅调用响应时间：实时画面1s；其他画面2s· 打印报表

36、输出周期：按需整定(5) 事故追忆· 事故前：1min· 事故后：2min· 连续事故：5组(6) 实时数据库容量· 模拟量：不少于128点· 开关量：不少于1024点· 遥控量：不少于64点· 电度量：不少于64点(7) 历史数据库存储容量· 历史曲线采样间隔：130min，可调· 历史趋势曲线，日报，月报，年报存储时间2年· 历史趋势曲线300条(8) 通过NSTL Y2K Compiance国际认证4 微机监控系统容量及规模4.1 工程概况110kV总降：主变容量50000 KVA；110

37、kV进线1回，110kV断路器采用GIS，10kV接线为单母线；10kV出线10回；10kV电容器1回；10kV保安电源1回；10kV余热发电2回；水泥磨电站：进线2回，母联1回，变压器3回，电动机9回（其中2回电动机含差动保护），10kV电容器2回；备用2回；1#、2#窑头配电站：进线2回，变压器5回，电动机9回，10kV电容器2回；备用2回；石灰石破碎配电站：进线1回，变压器2回，电动机3回，10kV电容器1回；备用1回；1#、2#原料粉磨配电站：进线2回，变压器9回，电动机7回（其中4回电动机含差动保护），10kV电容器2回；备用4回；4.2 微机监控系统容量及规模 该变电站按照综合自动

38、化系统来设计，系统网络结构采用分层分布式分散结构。根据一次接线图，确定以下信息范围。4.2.1一次主接线110kV总降压站水泥磨电站1#、2#窑头配电站石灰石破碎配电站1#、2#原料粉磨配电站（详见附件）4.2.2 信息量采集数据采集满足照部颁规定以及图纸的有关要求。5 硬件要求5.1 概要5.1.1 微机监控系统应该用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式的硬件结构，应该满足IEEE POSIX标准。系统中的计算机应该是一个成功产品，在国际计算机市场占有一定比例。提供的计算机的存储和处理能力应满足本变电所的远景要求，但输入输出设备只要满足本期工程要求。5.1.2 利用冗余硬件、自诊断和抗干

39、扰等措施达到高可靠性。5.13 应该减少设备类型，即外围设备、微处理器、电气模块、输入输出接口等模块的类型和尺寸限制到最少，以减少扩建的麻烦和所需备件的费用。5.1.4 系统中的I/O模块应该是标准化的、积木式的，结构上是插入式的，应容易替换，可带电插拨。5.1.5 提供导轨和锁件以防止插拨模块时，引起损坏和事故。5.1.6 所有的处理模块的元件应该清楚的标明，并且有适当的诊断指示。5.1.7 卖方应该确保在后台机故障停运时，输入输出系统能安全运行。5.1.8 一个元件故障不引起误动作、误操作，一个单元故障不影响其它单元。5.1.9 卖方根据以下的网络走向估算屏蔽双绞线长度：主控制室至110k

40、V配电装置室主控制室至10kV配电装置室主控制室至各分配电装置室5.2 当地监控主机· 研华工控机，CPU频率为2.0GHz以上· 内存容量256MB· 硬盘存储器60GB· VGA21彩色CRT，分辨率1280×1024，真彩，其X射线辐射满足国际安全标准· 标准ASCII键盘或具有专家系统功能键· 打印机· 网络接口5.3 中央控制室主机· 研华工控机，CPU频率为1.8GHz以上。· 内存容量256MB· 硬盘存储器60GB· VGA21彩色CRT，分辨率1280

41、15;1024，真彩，其X射线辐射满足国际安全标准· 网络接口板5.4 音响报警装置由站控计算机驱动报警，并能闪光，音量可调。5.5 电源系统站级控制层由在线式逆变电源供电。控制室、各配电装置室的设备由变电所提供的220V直流供电。5.6 I/O测控单元要求5.6.1 模拟量的输入要求(1) 用户设备的输入方式： 交流直接采样。交流电压100V或100V/3V，交流电流5A。测量精度±0.5%（包括电流、电压、有功功率、无功功率）。 直流直接采样。直流电压110V，测量精度±0.5%。(2) 综合测量误差：±1%（在电网三相不平衡，存在15次谐波下，电网

42、频率50±5Hz，环境温度-10+45的工况下）。(3) 共模抑制比：120db(4) 软件及硬件滤波，不影响分辨时间和精度。(5) 交流采样周期必须满足精度要求。(6) 计算方法：快速傅立叶变换（FFT），计算电流电压的有效值和各种谐波分量。(7) 输入回路：具有电气隔离回路，CT、PT异常报警功能，PT回路要经过快速小开关保护；CT端子具有短路压板和可串接测量仪器。(8) 允许过量输入：· 边疆过量：120%额定电流24h· 短期过量：2倍额定电流，10次，1s/次，相隔10s(9) 遥测扫描周期：1s/每一测点(10) 谐波分量：3次13次，20%幅度5.6

43、.2 温度量输入（T1）要求(1) 用户设备的输入方式：Pt100输入(2) 测量误差：±1%。(3) 数据更新周期2030秒。(4) 其余指标同模拟量输入。5.6.3 开关量的输入(1) 用户设备输入方式：继电器空接点包括BCD码或光电耦合输入，允许电压220V DC，光电输入10mA。(2) 要求光电隔离，隔离电压不小于2000V，软硬件滤波。(3) 信号输入的滤波时间抖动（反跳或振动）以及存在外部干扰情况下不误发信。(4) 对SOE接点分辨率2ms。(5) 所有开关量输入均应有状态指示显示。5.6.4 开关量的输出输出方式：继电器空接点（常开） 输出接点容量：220V,DC，5

44、A 触点断开能力：开断感性负荷容量应大于50W（T40ms）。 控制输出继电器接点闭合自保持时间：20100MS（可调）。6 软件的要求6.1 概要6.1.1 提供的系统应该包括所有的应用软件和支持软件，各计算机节点，其功能分配如下，但又不限于此功能。后台：(1) 在线画面和报表的生成和修成(2) 在线修改数据据库参数(3) 在线测点的定义，标定和增删(4) 功率总加，电量计算(5) 自动电压和无功的调节(6) 历史数据库的存储(7) 实时网络管理(8) 系统时钟管理(9) 系统维护和试验(10) 报警处理(11) 电气设备的控制功能(12) 各种画面报表、记录、曲线和文件的显示(13) 所有

45、屏幕显示内容的打印或拷贝(14) 日期和时钟的设定(15) 实时数据库的存储(16) 操作指导及操作记录(17) 操作票管理生成(18) 操作闭锁远动主机：(1) 远传数据库及通信规约解释程序(2) 支持计算机X.25数据通信网(3) 监视和检查通道舆数据和误码率(4) 网络通信系统6.1.2卖方提供的软件应遵守国际上流行的标准，例如WINDOWS NT等。软件应是开放的，必须遵守IEEE POSIX标准。6.1.3应用软件应该是源程序形式，并且有详细的文字说明和用户说明手册，由第三方提供的软件应有证书和说明。6.1.4提供的系统应该考虑变电所的最终规模和软件的扩展。6.1.5程序和数据在结构

46、上应该是相互独立的，当系统配置规模扩大时，不需要修改程序和重组软件。6.1.6卖方提供的软件应包括但不限于下列软件：(1) 操作系统软件(2) 编译软件(3) 诊断软件(4) 数据库管理系统软件(5) 网络管理软件(6) 人机接口软件(7) 计算机通信支持软件(8) 监视控制和数据采集软件(9) 时钟及定时管理软件(10) 开发用户设备接口软件(11) 开发工具软件6.2 操作系统软件6.2.1操作系统软件应该支持实时多任务和多用户的操作环境，有效地利用CPU和资源。6.2.2具有完整的软件开发环境，卖方能按硬件规模及发展要求组成系统。6.2.3具有强有力的任务分配手段和中断处理能力，按紧急程度和处理时间响应软硬发出的各类中断请求。6.2.4具有实现主存储器的动态管理，存储器保护和存储器检、纠错，与实时功能有关的软件应驻留主存储器，以减少主存储和辅存之间的信息交换，增强响应能力，操作系统应具有支持虚拟存储器，以减少主存储和辅存之间的信息交换，增强响应能力，操作系统应具有支持虚拟存储器的功能。6.2.5对输入输出设备有效管理。6.2.6具有文件管理功能。系统中应有支持从一个外存储器到另一个外存储器拷贝文件的功能，系统也包括强有力的编辑系统，允许用户在CRT屏幕上进行编辑。6.2.7高分辨率实时时钟作为计时基础。6.2.8处理各种不正常条件的能力，。如交流失电、交流失电后的