220kV变电站安全稳定控制装置技术规范书

1、工程编号52-Q235C桐梓、上坝、涪陵 220kV变电站雀贵州电网公司史黒雯虫豎？GuUHDiJ ID COWOftATUM安全稳定控制系统工程桐梓、上坝、涪陵安全稳定控制装置技术规范书220kV变电站贵州电力设计研究院2009年4_月贵阳总则工程概况技术要求安全稳定控制系统装置配置和功能要求14对装置柜的要求19供货范围21技术服务23质量保证和试验25包装、标志、运输和保管26附件投标者应提交的资料27- - - 1 总则1.1本规范书适用于桐梓220kV变电站、上坝220kV变电站、涪陵220kV变电站安全稳定控制系统的安全稳定控制装置设备。 卖方应提供高质量 ( 可靠性高、损耗低、运

2、行维护 方便 )的设备和附件来满足规范书中设计及工艺的标准 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，卖方应保证提供符合本规范书和工业标准的优质产 品。卖方应以书面形式对本规范书的条款逐条做出详细应答，确认对本规范书要求的满 足和差异，对偏差部分应列出偏差表作详细描述。本设备技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准有偏差时，按高标准执行。本设备技术规范书经买卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同 等的法律效力。本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。1.7 标准本规范书提出了最低限度的技术

3、要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，对国家有关的强制性标准，必须满足其要求。GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL 478-92静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 723-2000电力系统安全稳定控制技术导则DL 755-2001电力系统安全稳定导则DL 428-1991电力系统低频减负荷技术规定DL/T 5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定DL/T10922008电力系统安全稳定控制系统通用技术条件IEC中国南方电网安全稳定控制系统入网管理及实验规定规范书中所有设备、备品备

4、件，除规定的技术要求和参数外，其余均应遵照最新版的标准及相关规程、规范要求。卖方在执行本规范书所列标准有矛盾时，按较高标准执行。2工程概况（一）桐梓220kV变电站已投产运行，上坝 220kV变电站、涪陵油房220kV变电站为新建变电站，即将进行建设，预计于2009年投产。其中桐梓220kV变电站以2回220kV线路接入海龙220kV变电站、1回220kV线路接入习水电厂，以2回220kV线路送出至上坝220kV变电站，上坝220kV变电站以2回220kV线路送出至涪陵油房220kV变电站。本期工程新增安全稳定控制装置主要解决当海龙-桐梓双回线路其中一回线路故障时，运行线路过载，及习水桐梓一回

5、运行线路过载，需就地切除桐梓220kV变电站,及需远方切除上坝220kV变电站及涪陵油房220kV变电站的110kV部分线路，保证桐梓、上坝、涪陵220kV变安全稳定运行。桐梓、上坝、涪陵油房每个站各配置两套稳控装置， 每套装置单独组屏,安装于继电器室。另外在通信机房桐上线路（上油线路）通信接口屏装设安稳的通信接口装置，用于远方通信；桐梓、上坝、涪陵油房变A套装置通过2M光纤通信，桐梓、上坝、涪陵油房变B套装置本期通过载波通道通信,远期通过2M光纤通信。（二）控制策略见下表桐梓、上坝、涪陵油房220kV变安全稳定控制系统控制策略表序 号站 名故障形式稳定情况稳定措施备注1桐梓变习桐、海桐I回、

6、 海桐n回三回线 运行，其中海桐I、 n回任一回跳闸习桐或海桐I、n回任一 回运行线路 过载功率方向为负时，以切负荷量 公式1，切桐梓变负荷及向上 坝、涪陵变传送切负何量优先切桐梓负荷， 桐梓就地可切负荷 不够时，向上坝发 切负荷量，当上坝 就地可切负荷不够 时，再向涪陵发切 负何量海桐I回、海桐n 回双回线运行，海 桐n回跳闸海桐I回过 载功率方向为负时，以切负荷量 公式2，切桐梓变负荷及向上 坝、涪陵变传送切负荷量海桐I回、海桐n 回双回线运行，海 桐I回跳闸海桐n回过 载功率方向为负时，以切负荷量 公式2，切桐梓变负荷及向上 坝、涪陵变传送切负何量其它原因（本区域线路过载功率方向为负时，

7、以切负荷量序 号站 名故障形式稳定情况稳定措施备注机组跳闸）（主要是单 回线路运行 过载，但也 考虑三回）公式3，切桐梓变负荷及向上 坝、涪陵变传送切负荷量习桐、海桐I回、 海桐n回三回线 运行相继跳闸或 单回线运行单回 跳闸区域电网解 网无控制措施桐梓变三台主变 运行，当任一台主 变故障跳闸运行主变过 载功率方向为正时，以切负荷量公式4，切桐梓变本地负荷其它原因主变过载 （主要是单 台主变过 载，但也应 考虑三台主 变过载）功率方向为正时，以切负荷量 公式5或6，切桐梓本地负荷。区域电网低 频、低压（共 五轮）就地低频低压功能，按照切负 荷量选切本站负荷2上坝变接收桐梓变远方切负何量选 切本

8、站负荷当上坝就地可切负 荷不够时，向涪陵 发切负荷量桐上I回、桐上n 回双回线运行，桐 上n回跳闸。桐上I回过 载功率方向为负时，以切负荷量 公式7，切上坝就地负荷以及 向涪陵变传送切负荷量。优先切上坝就地负 荷量，当上坝就地 可切负荷不够时， 向涪陵发切负荷量桐上I回、桐上n 回双回线运行，桐 上I回跳闸。桐上n回过 载功率方向为负时，以切负荷量 公式8，切上坝就地负荷以及 向涪陵变传送切负何量。其它原因（本区域 机组跳闸）。线路过载（主要是单 回线路运行 过载，但考 虑双回）功率方向为负时，以切负荷量 公式9，切上坝就地负荷以及 向涪陵变传送切负荷量。桐上I回、桐上n 回双回线运行相区域电

9、网解 网无控制措施序 号站 名故障形式稳定情况稳定措施备注继跳闸或单回线 运行单回跳闸。上坝变三台主变 运行，当任一台主 变故障跳闸运行主变过 载功率方向为正时，以切负荷量 公式10，切上坝变本地负荷其它原因主变过载 （主要是单 台主变过 载，但也应 考虑三台主 变过载）功率方向为正时，以切负荷量 公式11或12，切上坝本地负 荷。区域电网低 频率、低电 压（共五轮）就地低频低压功能，按照切负 荷量选切本站负荷3涪 陵 油 房 变接收上坝变远方切负何量选 切本站负荷上油I回、上油n 回双回线运行，上 油n回跳闸。上油I回过 载功率方向为负时，以切负荷量 公式13，切涪陵就地负荷。上油I回、上油

10、n 回双回线运行，上 油I回跳闸。上油n回过 载功率方向为负时，以切负荷量 公式14，切涪陵就地负荷。其它原因（本区域 机组跳闸）。线路过载（主要是单 回线路运行 过载，但考 虑双回）功率方向为负时，以切负荷量 公式15，切涪陵就地负荷。上油I回、上油n 回双回线运行相 继跳闸或单回线 运行单回跳闸。区域电网解 网无控制措施上坝变三台主变 运行，当任一台主 变故障跳闸运行主变过 载功率方向为正时，以切负荷量 公式16，切涪陵就地负荷。其它原因主变过载 （主要是单 台主变过功率方向为正时，以切负荷量 公式17或18,切涪陵就地负 荷。序 号站 名故障形式稳定情况稳定措施备注载，但也应 考虑三台主

11、 变过载)区域电网低 频率、低电 压(共五轮)就地低频低压功能，按照切负 荷量选切本站负荷控制策略说明:a)b)c)d)e)习桐一回、海桐双回故障前断面功率P前1= P习桐 (-200ms) +P海桐 I( -200ms) + P 海桐 n( -200ms); 当旁路代路时，考虑旁路的断面功率海桐双回故障前断面功率 P前 2= P 海桐 I (-200ms) + P 海桐 n( -200ms)； 当旁路代路时，考虑旁路 的断面功率 切负荷量公式 切负荷量公式 切负荷量公式1= P前1-习桐热稳定定值-海桐1(或II )回热稳定定值2= P前2-海桐1(或II )回热稳定定值3二习桐t1时刻功率

12、+海桐I回t1时刻功率+海桐n回t1时刻功率-习f)g)h)i)j)k)l)m)n)o)p)q)r)s)t)u)v)桐热稳定值-海桐I回热稳定值-海桐n回热稳定值(如单回运行则不考虑线路热稳定 值)桐梓三台主变故障前断面功率 = P1B (-200ms) + P 2B (-200ms) + P 3B (-200ms)切负荷量公式4=桐梓三台主变故障前断面功率-运行主变1热稳定值-运行主变2热 稳定值切负荷量公式5=桐梓三台主变过载时断面功率-1#主变热稳定值-2#主变热稳定值 -3#主变热稳定值切负荷量公式6=桐梓变1# (2#、3#)主变过载时断面功率-1# (2#、3#)主变热稳定 值桐上

13、双回故障前断面功率=P 桐上 I( -200ms) + P 桐上( -200ms)切负荷量公式7=桐上故障前断面功率-桐上I回热稳定定值切负荷量公式8=桐上故障前断面功率-桐上n回热稳定定值切负荷量公式9=桐上I回t1时刻功率+桐上n回t1时刻功率-桐上I回热稳定值-桐 上n回热稳定值(如单回运行则不考虑线路热稳定值)上坝三台主变故障前断面功率=P 1B (-200ms) + P 2B (-200ms) + P 3B (-200ms)切负荷量公式10=上坝三台主变故障前断面功率-运行主变1热稳定值-运行主变2热 稳定值切负荷量公式11=上坝三台主变过载时断面功率-1#主变热稳定值-2#主变热稳

14、定值 -3#主变热稳定值切负荷量公式12=上坝变1# (2#、3#)主变过载时断面功率-1# (2#、3#)主变热稳 定值上油双回故障前断面功率=P 上油 I (-200ms) + P 上油 n( -200ms)切负荷量公式13=上油故障前断面功率-上油I回热稳定定值切负荷量公式14=上油故障前断面功率-上油n回热稳定定值切负荷量公式15=上油I回t1时刻功率+上油n回t1时刻功率-上油I回热稳定值- 上油n回热稳定值(如单回运行则不考虑线路热稳定值) 涪陵油房变三台主变故障前断面功率 =P1B (-200ms) + P2B (-200ms)+ P 3B (-200ms) w)x)y)z)切负

15、荷量公式 16=油房三台主变故障前断面功率 -运行主变 1热稳定值 -运行主变 2热 稳定值切负荷量公式 17=油房三台主变过载时断面功率 -1#主变热稳定值 -2# 主变热稳定值 -3#主变热稳定值切负荷量公式 18=油房变 1#（2#、3#）主变过载时断面功率 -1# （2#、3#）主变热稳 定值过载功能设有独立的告警轮和 4 轮顺序动作轮，动作轮切负荷量为各轮次中过载量的 累加和。aa） 多条线路同时发生过负荷情况时， 每条线路分别计算各自的过载量， 然后累加在一起 作为策略机需要切除的过载量。bb）低频低压功能共五轮，前4轮为顺序轮，第五轮为特殊轮，每个站按照各轮的切负荷 量切负荷，如

16、果各轮同时或相继动作，切负荷量为各轮次中所需切负荷量的累加和。cc） 在一次整组复归时间内，如果多个命令源需要切负荷（桐梓变：线路跳闸引起过载、 线路其它原因引起过载；上坝变：远方命令、本地低频、本地低压），则比较每个命 令源所需的切负荷容量，按照所需的最大容量切除，不做累加。备注： 1、上坝变、油房变将可切负荷传至桐梓变装置； 2、油房变将可切负荷传至上坝变装置； 3、最终控制策略待贵州电力调度通信局确定。（三）切负荷原则 桐梓变、上坝变和涪陵变主变过载时， 根据主变过载量， 按照预先设定的优先级排队 切除本站110kV负荷。对习桐及海桐、 桐上、上油三组联络线同时过载情况不予考虑， 通过过

17、载延时（定值） 来协调控制，即习桐及海桐过载延时 桐上过载延时 上油过载延时。桐梓变、上坝变和涪陵变的电源联络线过载时， 根据联络线过载量优先切除就地 “可 切的” 110kV负荷线，将“剩余过载量”通过数字通信下发至下一级控制站。最后一 级控制站为涪陵变。桐梓变、上坝变和涪陵变的电源联络线单线发生跳闸故障时， 根据联络线过载量优先 切除就地“可切的” 110kV负荷线，将“剩余过载量”通过数字通信下发至下一级控 制站。最后一级控制站为涪陵变。负荷线路说明对于110kV负荷线路，通过采集单相电流电压计算线路功率； 如果线路功率为负值，该线路不纳入切负荷考虑； 如果线路功率8%。额定功率，则认为

18、该线路投运，允许切除，否则为停运，不纳 入切负荷考虑； 各站负荷线可以通过定值分别设置切除优先级。优先级整定值为“ 0”时，该负 荷线不参与切除选择。优先级整定值为“ 1”时，该负荷线优先级最高，最优先 切除。优先级整定值为“ 12”时，该负荷线优先级最低，最后才被切除。就地切负荷时，按照优先级从高到低（从 112）的顺序，依次切除本站负荷线路， 直至满足所需切除负荷量，允许适量过切。（四）本期工程在220kV桐梓变电站按双重化配置综合稳定控制主站装置。整套系 统的主要功能是：220kV海龙-桐梓双回线路及习桐线路故障时，主站装置根据线路过载 量决定切负荷量，选切220kV上坝变电站及220k

19、V油房变电站的110kV部分线路。（五）本期工程在220kV上坝变电站配置两套安全稳定控制子站装置构成双重化系 统。整套系统的功能是：（1） 220kV海-桐双回线路及习桐线路故障时，上坝变子站装置根据桐梓变主站装1)2)3)4)5)置传输的切负荷量命令，选切 220kV上坝变、220kV涪陵变110kV部分线路。(2) 220kV桐-上双回线路故障时，上坝变子站装置根据线路过载量决定切负荷量,选切220kV上坝变、220kV涪陵变110kV部分线路。(五)本期工程在220kV涪陵变电站配置两套安全稳定控制子站装置构成双重化系统。整套系统的功能是：(1)220kV海-桐双回线路及习桐线路故障时

20、，涪陵变子站装置根据桐梓变主站装置传输的切负荷量命令，选切220kV涪陵变110kV部分线路。2) 220kV 上-涪双回线路故障时，涪陵变子站装置根据上坝变子站装置传输的切负荷量命令，选切220kV涪陵变110kV部分线路。(六)各变电站110kV出线回路为:(1) 220kV桐梓变电站110kV为双母线带旁路母线接线，最终出线 10回，目前已出线为10回，分别为“燎原I、桐铝I、桐东铝、桐东II、桐太松、桐太II、桐正、桐习、 桐怀、燎原II”以及1回旁路间隔。(2) 220kV上坝变电站110kV为双母线接线，最终出线14回，目前已出线为4 回，分别为“务川变、道真I、道真II、正安”。

21、220kV涪陵变电站110kV为双母线带旁路母线接线，最终出线 18回，目前已出线为9回，分别为“中堡湾、白塔I、白塔II、清溪I、清溪II、龙桥I、龙桥II、天源 化I、天源化II”以及1回旁路间隔。技术要求气象特征与环境条件海拔高度不超过 1000m最湿月平均相对湿度90%最高环境温度40最低环境温度-5地震烈度装置技术参数要求装置的额定值额定交流电流: 5A桐梓变、涪陵变)； 1A (上坝变)额定交流电压：相电压100/ V3V，线电压100V额定频率： 50Hz额定直流电压： 220V装置功率消耗装置每相交流电流回路功耗1A回路V 0.5VA装置每相交流电流回路功耗 5A回路V 1.0

22、VA装置每相交流电压回路功耗V 1VA 3.2.3装置的采样频率不小于1200H Z,即每波采样点数不小于24。装置精度要求交流电压有效值测量误差W 1%(0.21.2UN)交流电流有效值测量误差W 1%(0.21.5I N)功率测量精度w 1%频率测量(必须采自电压)精度w 0.01Hz相位角测量精度 1交流输入量的允许工作范围电压: 1.2Un 允许连续工作、 1.4Un 允许工作 10s电流：21 n允许连续工作、101 n允许工作10s、40 I n允许工作1s频率： 4555Hz故障间断时间突变量启动时间W 5ms线路故障跳闸判出时间W收到保护动作信号或开关位置变位信号后10ms线路

23、无故障跳闸判出时间W线路实际跳开后 20ms装置动作时间本地装置整组动作时间W 30ms安稳系统整组动作时间W设计规范中依据稳定计算提出的允许动作时间0.2S #直流电源要求直流电源输入允许偏差 : 最大允许正偏差为额定电压 +10%,最大允许负偏差为额定电压-20%。直流电源输出电压纹波系数应不大于 2%。逆变电源的自启动性能A当合上装置逆变电源插件上的电源开关，直流电源由零缓慢上升至80熾定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮，装置工作正常。B当外部直流电源调至80獅定电压,断开、合上逆变电源开关，逆变电源应能正常启动，装置工作正常。3.2.9 低通滤波装置交流模拟量输入回路应加

24、低通滤波 , 把高频分量滤除 , 并可进一步采取数字滤 波。3.2.10 开入、开出隔离无论是开关量输入还是输出，都须经光电转换或继电器与外部回路可靠隔离，不得 有直接电的联系。3.2.11 输出接点跳闸接点和信号接点按需要配置，接点工作电压 250VDC允许闭合电流5A,在该电流下能持续工作 ,在回路电流 （感性 L/R-0.04）2A 以下时能够断开。全部出口跳闸信号均经过操作压板后输出。3.2.12 装置应配备专门的信号板卡 , 提供充足的分类信号接点以便向运行人员提供清晰 的装置信息 ;通道告警信号必须按通道分别给出告警信号接点。 装置应提供足够的输出接 点供跳闸、信号、远方起信等使用

25、。3213装置具有GPS对时功能，用串行口接收 GPS发出的时钟，并接收GPS定时 发出的硬同步对时脉冲及 B 码对时方式，刷新 CPU 系统的秒时钟，对时误差 1ms。3.2.14 装置屏柜应满足电力系统继电保护屏柜通用技术要求 (DL/T720-2000) 。3.2.15 装置总出口压板装置应设置硬件总出口压板 , 只有在总出口压板投入后 , 才可能给出口继电器提供电 源, 及通过通道向外发送命令信号。 总出口压板退出后，装置所有出口继电器的电源回路 可靠断开，并且硬件上可靠闭锁通过通道向外发送的远方动作命令，装置其余功能保持 正常。3.2.16 通道发信投入压板及通道投退压板投入表示维持

26、通信正常收发功能 ,退出表示装置能收信息 , 但不能对外发任何信息 ,主要用于装置试验期间防止误发远方命令等。3.2.17 通道收信压板及通道投退压板装置的收信回路应具备通道收信压板， 主要用于装置试验期间防止误收远方命令等。3.2.18 装置应带有本地和远方通信接口 , 以实现就地和远方查询故障信息、装置信息以 及就地修改定值等。通信规约采用 DL/T6087-5-103(IEC6087-5-103) 或其他开放式规约 ,也可采用TCP/IP协议的以太网接口。3.2.19 安稳装置与通道的接口要求1) 安稳装置复用光纤通道方式：(1)采用光纤通道复用2MG.703传输方式，光/电转换设备与复

27、用通信设备接口规约为同向2M接口；装置通讯软硬件应具备四级以上不同原理的校验，确保错误报文通过校验的概率小于 10-6。2)安稳装置与光 / 电转换接口设备之间采用光缆连接。3)安稳装置供方还应负责与通信装置间的接口设计和配合，以及安稳装置柜与通信接口柜两端的光纤熔接。2)安稳装置复用载波通道方式：安稳装置信号传输时间 (包括两侧通讯设备之间，以及通道时间及两侧接口元件 动作时间 ) 应 1 5ms。 安稳装置通道信号回路应有收信和发信的信号指示，并可提供给故障录波器，以便分析动作的正确性。复用的电力线载波机在电力系统各种强干扰作用下，不应误发信号，亦不应丢失信号。装置应采取高可靠性的校验方式

28、 , 使传送故障信息、动作命令的报文误码通过校 验的概率小于通道设备的误码率（如光纤通道为 10-9）, 且不得低于 10-8。装置应具备允许修改定值的安全校验，以防止误改定值；装置正确输入定值后， 在下次修改前，不管发生任何情况，应确保装置定值保持不变。装置应使用硬件和软件的多重防误判据。当装置需要执行其它厂站远方命令时，应对远方命令进行有效范围确认，应尽量辅 以就地或其它站信息作防误判断。原则上远方命令必须至少连续确认 3 帧。就地判断故障 ,就地执行策略前 , 应尽量选取与主判据不同的电气量进行防误校验。判重要线路跳闸宜采用开关量信号加电量量信号综合判断，防止误断。装置应配有良好的策略表

29、测试软件，并至少具备以下功能：人为设定系统运行方式人为设定本站策略表测试用的电气量故障类型设定人工启动装置动作记录为防止输入回路及采样回路出错， 软件需用输入量的物理含义校核输入量的正误， 防止装置误动。软件在判别和动作过程中一般设有多个动作标志 , 装置应确保及时全部清零 , 需要 记录的信息应保留在另外的记录区。3.2.26 装置死机后具备自动复归功能当装置软件进入死循环或“死”机后 ,应由硬件看门狗检查出该异常 , 并发出装置复归信号, 使装置重新进入正常工作状态 ,同时装置应具备看门狗动作记录功能。3.2.27 装置应具备完善的在线自检功能 , 包括硬件损坏、功能失效和二次回路异常、通

30、 道异常等。当任一元件（出口断电器可除外）损坏后，能及时发现异常状态，发出警告 指标，可靠闭锁装置输出（含通道发出的动作命令），防止误动。3.2.28 装置严重异常闭锁及报警CT、PT断线、直流电源消失等严重影响装置功能的异常发生后，装置应有防止误动作的措施并闭锁相关功能，异常期间装置面板上的异常闭锁信号灯保持，异常消失 后自动熄灭，并自动解除闭锁（直流电源消失除外），同时装置应留有相应记录并自动 打印异常报告。装置异常报告应说明异常类型、异常开始时间、异常消失时间及损坏元件的所在 部位（至少应能将故障定位至插件、板卡或某一具体通道）。直流电源消失等无法给出 详细事件记录的异常，至少应给出接点

31、信号至监控系统。装置应具有就地和远方信息变位记录和自动打印功能，装置应能可靠记录一帧或 多帧的远方变位信息。装置应具备故障判别记录及自动打印功能。装置应具备动作数据记录（录波）功能。单次记录应能连续记录从本次动作启动前 200ms开始到整组复归完成之间装置的详细信息。至少能存储 10次动作数据记录。动作数据记录应至少包含装置在上述记录持续时间内输入电气量 （ 电压、电流、功率、 频率、开关量等 ） 、本地判断的故障及类型、装置内部关键数字继电器的动作情况、计算 控制量、实际控制量和控制对象、通道接收或发送的系统方式、故障信息、动作命令。装置启动和动作前后200ms的数据记录，采样频率不应低于2

32、00Hz,动作数据记录中的变量名称应与软硬件框图等技术资料中名称一致。装置应具有离线软件供分析、打印动作数据记录，并可将记录数据转换为 comtrade格式。离线分析时可将功率、电压等电气量的数据记录用波形表示，远方命令、出口跳 闸、内部数字继电器动作情况等二进制信息用方波图表示。通道录波装置供货商应提供重要通道独立的通道录波装置 , 用于记录安稳装置的通信接口设备与 通信系统设备之间的收信、发信报文。报文记录时间要求等同于对安稳装置动作数据记 录的要求。录波装置对记录的报文不加任何校验。录波装置可由安稳装置动作接点启动录波，或检测到指定通道收信、发信报文指定 位有变位时启动录波。供货商所提供

33、的录波装置及其接口设备不得因任何原因影响安稳装置的正常收发 信。每套装置应配备一台打印机。装置异常、故障判出、动作或收到重要远方信息后 均能自动打印相应内容，并可经人工干预后打印整定值、异常记录、动作数据记录等内 容。装置与计算机监控系统和继电保护及故障信息管理系统的通信接口要求：装置应具备通信管理功能，具有三个通信接口，可分别与计算机监控系统和主站系 统通信，通信规约采用IEC870-5-103，采用TCP/IP协议的以太网接口及 RS485串口。装/ 退不置具有就地屏上打印功能，装置应具有远方 /就地定值修改、定值区查看，远方投 /退软压板及远方复归等功能。 计算机监控系统对装置进行操作时

34、，修改定值与软压板投应在同一次通信中完成，应分别进行两次操作，且装置必须在0.1S内完成修改。计算机监控系统对定值修改、压板投退应有一定权限限制，需进行身份验证，并有一定的记录。装置上传的信息量包括：交流的采样值，动作的详尽信息，装置故障及异常信息等， 装置的应答时间应 50ms。 # 任何一套装置的软件操作均能在在装置面板的菜单上进行， 具有当地/远方软件操作的切 换功能及口令管理，每套装置应有现场调试软件。3236装置软件应有TA变比定值设定功能。3.2.37 装置应有通道误码监测功能。安全稳定控制系统装置配置和功能要求4.1 220kV 桐梓变电站主站220kV桐梓变电站主站为双重化配置

35、，2套装置功能及配置完全相同，输入输出相互独立，两套装置相互闭锁，不交换信息。正常时 2 套均作为主运。装置功能包括： 220kV习桐线路、海龙 -桐梓（双回）线 1 回检修、另 1 回故障时，双机各自进行计算和逻辑判 别，结合预先设定，切本地负荷或向 220kV上坝变电站及220kV油房变电站发送线路过载量及线路过载允许切信号， 220kV 上坝变电站及 220kV 油房变电站收到信号后做出判 断并执行切负荷。装置输入量a)b)两段220kV母线电压、旁路母线电压。c)1、2、3 主变三相电压、电流。220kV习桐线、海桐线（三回）、旁路三相电压、电流。d)e）a)桐上出线开关跳闸信号输出；

36、220kV桐梓变电站110kV出线单相电压、单相电流。切负荷优选开关量，用于事先设定优先选切的负荷线路。装置输出量b)c)输出线路过载允许切开关量;d)切负荷开关量输出;e)装置主要动作情况的故障录波、信号输出（开关量）;f)通道报警信号输出;g）4.1.3 装置动作条件装置动作报文输出。将切负荷量或过载量换算成420mA的模拟量输出;习桐线路、海桐（三回）线路 1 回检修或故障，另 3 回过载1）检修或故障线路 1 无流；1）检修或故障线路 1 无流；2）线路 2、3、4 过载；3）计算出过载量并换算成420mA的模拟量输出，同时发线路过载允许切信号。4.1.4 装置的其他功能a）具有手动闭

37、锁装置的回路。b）正常时向子站发送通道监视信号，以保证通道正常，否则发出通道告警信号。C）进行事件顺序记录及故障前后状态量的数据记录。记录故障前0.2秒故障后30秒过程内模拟量和开关量的变化。装置内应能保存23次记录。d）具有以太网及RS485通信接口，并支持IEC870-5-103通信规约，以接入微机监控系统，通过监控系统采集装置所需数据，以及实现通过监控系统查询、修改定值、进行事件记录等功能。e）每套装置具备与数字复接接口装置连接的光纤接口，同时B套装置本期还需具备与载波通道连接的接口功能。f ）每套装置具有接收及转发线路负荷的功能。4.1.5 接口装置220kV桐梓变电站主站与220kV

38、上坝变电站子站的通信采用1路2M复用光纤通道, 1 路复用载波通道，需配置数字复接接口装置。安稳装置通过 1 路光纤与复接接口装置 相连，复接接口装置通过双绞线、同轴电缆与光设备相连；安稳装置通过另 1 路复用载 波通道与对侧变电站通讯。当装置工作异常（装置故障，收、发不正常等），或电源消失时，应有报警接点输 出。数字复接接口装置安装于通信机房桐上线路通信接口柜内。考虑到以后与贵州北部安稳系统（主站安装于500kV鸭溪变电站）的接口需要，本期220kV桐梓变电站安稳装置还需具备与贵州北部安稳系统的通信功能；220kV桐梓变电站与贵州北部安稳系统的通信采用 2路2M复用光纤通道，需配置数字复接接

39、口装置。安稳装置通过光纤与复接接口装置相连，复接接口装置通过双绞线、同轴电缆与光设备 相连。220kV 上坝变电站子站装置220kV上坝变电站子站双重化配置，2套装置功能及配置完全相同，输入输出相互独立，两套装置相互闭锁，不交换信息。主要功能如下：1）根据220kV桐梓变电站主站装 置发送的线路过载允许切信号量，220kV上坝变电站收到信号后做出判断选切本站 110kV部分线路及向220kV油房变电站传送切负荷命令。2） 220kV桐梓-上坝（双回）线1回检修、另 1 回故障时，双机各自进行计算和逻辑判别，结合预先设定，切本地负荷或向220kV油房变电站发送线路过载量及线路过载允许切信号，22

40、0kV油房变电站收到信号后做出判断并执行切负荷。装置输入量a)220kV桐上线（双回）三相电压、电流;b)两段220kV母线电压;c)1、2、3主变三相电压、电流;d)220kV上坝变电站110kV出线单相电压、单相电流;e)通过接口装置接收220kV桐梓变电站主站发来的切负荷量、过载量信息、线路过载允许切信号，接收方式均为“一取一”。4.2.2 装置输出量a)b)上油出线开关跳闸信号输出;将切负荷量或过载量换算成 420mA的模拟量输出;c)d)输出线路过载允许切开关量;切负荷开关量输出;e)装置主要动作情况的故障录波、信号输出（开关量）;f)通道报警信号输出;g)装置动作报文输出。装置动作

41、条件习桐线路、海桐（双回）线路 1 回检修或故障，另 2回过载1）收到220kV桐梓变电站发来的线路过载允许切信号及线路过载量；2）检测220kV上坝变电站、220kV涪陵变电站110kV出线负荷进行比选;3）计算出过载量并换算成420mA的模拟量输出，同时发1个线路过载允许切信号。4）执行切负荷。5）经 t 延时，重复到第 1 步开始执行，直至线路过载情况消失。4.2.3.2 桐上 2 回线路， 1 回检修或故障，另 1 回过载1 ）收到 220kV 桐梓变电站发来的线路过载允许切信号及线路过载量;2）检修或故障线路 1 无流；3）线路 2 过载；4）执行切负荷。5）经t延时，重复到第1步开

42、始执行，直至线路过载情况消失。4.2.4 装置的其他功能a）具有手动闭锁装置的回路;b）正常时间向主站发送通道监视信号，以保证通道正常，否则发出通道告警信号。C）进行事件顺序记录及故障前后状态量的数据记录。记录故障前0.2秒故障后30秒过程内模拟量和开关量的变化。装置内应能保存23次记录。d）具有以太网及RS485通信接口，并支持IEC870-5-103通信规约，以接入微机监控系统，通过监控系统采集装置所需数据，以及实现通过监控系统查询、修改定值、进行事件记录等功能。e）每套装置具备与数字复接接口装置连接的光纤接口，同时B套装置本期还需具备 与载波通道连接的接口功能。f ）每套装置具有接收及转

43、发线路负荷的功能。4.2.5 接口装置220kV上坝变电站子站与 220kV桐梓变电站主站及 220kV上坝变电站子站与 220kV油房变电站子站的通信采用1路2M复用光纤通道，1路复用载波通道；需配置数字复接 接口装置。安稳装置通过 1 路光纤与复接接口装置相连，复接接口装置通过双绞线、同 轴电缆与光设备相连；安稳装置通过另 1 路复用载波通道与对侧变电站通讯。当装置工作异常（装置故障，收、发不正常等），或电源消失时，应有报警接点输 出。4.3220kV涪陵油房变电站子站装置数字复接接口装置安装于通信机房上油线路通信接口柜内。220kV油房变电站子站双重化配置，2套装置功能及配置完全相同，输

44、入输出相互独立，两套装置相互闭锁，不交换信息。主要功能如下：1）根据220kV桐梓变电站主站及220kV上坝变电站子站装置发送的线路过载允许切信号量，220kV油房变电站收到信号后做出判断选切本站110kV部分线路。2）220kV上坝-油房（双回）线1回检修、另1回 故障时，双机各自进行计算和逻辑判别，结合预先设定，切本地负荷。装置输入量a)220kV上油线(双回)三相电压、电流;b)两段220kV母线电压;c)d)1、2、3主变三相电压、电流;220kV油房变电站110kV出线单相电压、单相电流;e)通过接口装置接收220kV上坝变电站发来的切负荷量、过载量信息、线路过载允许切信号，接收方式

45、均为“一取一”。4.3.2 装置输出量a)将切负荷量或过载量换算成 420mA的模拟量输出;b)输出线路过载允许切开关量;c)切负荷开关量输出;d)装置主要动作情况的故障录波、信号输出(开关量);e)f)通道报警信号输出;装置动作报文输出。装置动作条件习桐线路、海桐(双回)线路 1回检修或故障，另 2回过载;上油 2回线路，1回1)检修或故障，另 1 回过载收到220kV桐梓(上坝)变电站发来的线路过载允许切信号及线路过载量;2)检修或故障线路 1 无流;3)线路 2 过载;4)执行切负荷。5)经t延时，重复到第1步开始执行，直至线路过载情况消失。4.3.4 装置的其他功能具有手动闭锁装置的回

46、路；正常时间向主站发送通道监视信号，以保证通道正常，否则发出通道告警信号。C)进行事件顺序记录及故障前后状态量的数据记录。记录故障前0.2秒故障后30秒过程内模拟量和开关量的变化。装置内应能保存23次记录。d)具有以太网及RS485通信接口，并支持IEC870-5-103通信规约，以接入微机监控系统，通过监控系统采集装置所需数据，以及实现通过监控系统查询、修改定值、进行事件记录等功能。e)每套装置具备与数字复接接口装置连接的光纤接口，同时B套装置本期还需具备与载波通道连接的接口功能。f ）每套装置具有接收及转发线路负荷的功能。4.3.5 接口装置220kV油房变电站子站与220kV上坝变电站子

47、站的通信采用1路2M复用光纤通道, 1 路复用载波通道；需配置数字复接接口装置。安稳装置通过 1 路光纤与复接接口装置相连，复接接口装置通过双绞线、同轴电缆与光设备相连；安稳装置通过另 1 路复用载 波通道与对侧变电站通讯。当装置工作异常（装置故障,收、发不正常等）,或电源消失时,应有报警接点输 出。数字复接接口装置安装于通信机房上油线路通信接口柜内。对装置柜的要求对抗地震、防振动和抗撞击的要求所有安装在柜 （屏）上的设备应达到下列要求：a） 抗地震能力的设计要求所有安装在柜（屏）上的设备应制造成能承受14.7米/秒2 （1.5G）的静态水平加速度。b） 防震动设计的要求当输入电压为额定值，输

48、入电流为零时，如果分别在水平方向和垂直方向上交互 地施加如下的振动 10分钟：振动频率16.7Hz，振幅0.4mm应保证设备不会失灵。c）抗撞击设计要求当设备的输入电压为零时，分别交互地在垂直方向上施加6次294米/秒2 （30G）的撞击，设备的性能和外观不会引起破坏。机械结构和机械强度以及防护要求a） 柜（屏）包括所有安装在上面的成套设备或单个组件，皆应有足够的机械强度和 正确的安装方式 保证柜 （屏）在起吊、运输、存放和安装过程中不会损坏。供方还应 提供运输、存放和安装说明书，供用户使用。b） 柜（屏）的机械结构应能防卫灰尘、 潮湿、动物、应能抵御所规定的高温和低温，以及支架的振动。- -

49、 # - c）为便于运行和维护,应利用标准化元件和组件。d）柜（屏） 应设前后门,门上应有玻璃窗,可观察内部设备的运行状况。开门时, 设备不应误动。e） 柜（ 屏） 底部应有安装孔，设备采用嵌入式或半嵌入式安装，并在后面接线。柜 内应有照明灯, 柜内设备的安排及端子排的布置应保证各套装置的独立性, 在一 套装 置检修时不影响其他系统的正常运行。5.3 标签对于那些必须按制造厂的规定更换的部件和插件，应有特殊的符号标出。5.4 保护柜中的内部接线应采用耐热、耐潮和阻燃的具有足够强度的绝缘铜线。导线 应无损伤，导线的端头应采用压紧型的连接件。5.5交流电流和交流电压回路为试验型端子。柜内端子排的额

50、定电流不应低于10A、电压不低于1000V,应具有隔板、编号等，对外电缆联线均应通过端子排。端子排应有足够的 绝缘水平和阻燃性能，防腐，防锈。端子排应该分段,端子排应至少有 10%备用端子,且可在必要时再增加。端子上每个接线孔只能接一根导线。直流电源正、负极不能接在相邻的端子上。柜内两侧后部竖直端子排架应方便电缆 固定和排列。端子排应安装在柜的两侧，同柜上各套保护设备及端子排布置应保持独立性；端 子排距柜、柜后框架的距离不得小于 150mm端子排末端距地面高度应大于 35cm柜体应有良好的通风及除湿措施。TA回路端子采用OT接法。柜顶应至少有15对小母线 端子。5.6 屏柜端子要求：1） 交流

51、电流、 电压端子均采用试验电流 端子（中间带连接片, 两侧带试验插孔） 。2） 直流端子采用双层端子,以便于接线（双进双出,两侧各两个接线插孔）。5.7 保护跳闸出口压板采用红色，功能压板采用黄色，备用压板采用浅驼色。为了便于区分正常运行时压板的投退，正常运行退出的压板可采用与备用压板一致的颜色，宜将备用压板拆下或封死。其中红、黄分别推荐国标 GSB05-1426-2001 中 R02 朱红和 Y08 深黄。5.8 压板可采用普通分立式、线簧式和其他样式。普通分立式和其他样式压板的底座色采用浅驼色，压板头采用红、黄色，禁止取下压板头以防混淆颜色。线簧式压板颜色通过压板上内嵌的标签纸底色来体现。

52、6供货范围6.1供货范围和订货参数桐梓、上坝、涪陵油房220kV变安全稳定控制系统供货范围和订货参数序号名称型号规格单位数量一、桐梓220kV变电站1稳定控制主站装置柜1综合稳定控制装置，打印机，光纤通道 接口装置2台面12稳定控制主站装置柜2综合稳定控制装置，打印机，载波机接口装置1台，光纤通道接口装置1台面13载波机通信接口柜载波机1台面14安装于原通信接口柜内光纤通道接口装置3台5配套附件光缆长度100米套16试验调试装置套1二、上坝220kV变电站1安全稳定控制子站装置柜1综合稳定控制装置，打印机，光纤通道 接口装置2台面12安全稳定控制子站装置柜2综合稳定控制装置，打印机，载波机接

53、口装置2台面13载波机通信接口柜载波机2台面14安装于原通信接口柜内光纤通道接口装置2台5配套附件光缆长度100米套16试验调试装置套1三、涪陵油房220kV变电站1安全稳定控制子站装置柜1综合稳定控制装置，打印机，光纤通道 接口装置1台面12安全稳定控制子站装置柜2综合稳定控制装置，打印机，载波机接 口装置1台面13载波机通信接口柜载波机1台面14安装于原通信接口柜内光纤通道接口装置1台5配套附件光缆长度100米套16试验调试装置套1四、其他- - -1出厂验收、培训（8人次）注：1、上述三个站：桐梓220kV变电站、上坝220kV变电站原监控系统均为北京四方公司设备、涪陵油房220kV变电

54、站原监控系统为南京南瑞继保公司设备，各投标厂家自行 考虑和原监控系统的通信、规约转换设备及配合服务相关费用通用屏柜技术条件:a）桐梓220kV变电站:交流电压：100/ V 3V; 交流电流:5A;直流电压:220V;颜色：计算机灰RAL7035（技术协议书时进一步确定）屏柜尺寸:800 X 600 X 2260mm。b）上坝220kV变电站:交流电压:100/ V 3V; 交流电流:1A;直流电压:220V;颜色：计算机灰RAL7035（技术协议书时进一步确定）；屏柜尺寸:800 X 600 X 2260mm；C）涪陵油房220kV变电站:交流电压:100/ V 3V; 交流电流:5A;直流

55、电压:220V;颜色：计算机灰RAL7035（技术协议书时进一步确定）屏柜尺寸:800 X 600 X 2260mm；备品备件及专用工具6.2.1 备品备件卖方应根据自身设备的情况，向买方提供必要的备品备件。备品备件应是全新的,与设备同型号、同工艺。备品备件清单见下表 （由卖方填写）。序号备品备件名称型号规范单位数量1电源插件套12通信插件套16.2.2专用工具卖方应提供安装、运行、检修所需的专用工具，包括专用调试、测试仪表等设备,供买方选择。卖方应提供的专用工具清单见下表 （由卖方填写）。序号专用工具名称型号规范单位数量价格127技术服务项目管理合同签订后，卖方应指定负责本工程的项目经理，负

56、责协调卖方在工程全过程的各项丄作如團纸文件确认，包装.发运.现场安装.调试.验收等C技术文件7.2.1合同签定后，卖方应组织第一次设计联络会。设联会 20天内，卖方应向买方提交2份文件、图纸供买方审查认可，在完成图纸审查认可后34周内，召开第二次设计联络会并进行对图纸的最终确认。卖方应提供2份全部正式图纸的最终蓝图和所有图纸的ACAD软盘（AUTOCAD2004版）及其相关的支撑软件。7.2.2供货商应向业主提供正式的详细图纸资料，至少应包括:装置内部的硬件回路图以及修改历史记录。软件框图、软件流程图、软件版本号、修改日期以及修改历史记录。通讯硬软件实现框图，包括通讯硬件结构和软件流程图，说明

57、所用的通信议、帧格 式、校验方法等技术说明书和使用操作说明书A.技术说明书主要写明装置的技术特点、硬件结构、关键技术指标、软件框架、计算方法等，让使用者全面掌握装置的技术特性。B.操作说明书重在指导运行维护人员掌握定值输入更改、打印报告、监视装置状态、调取装置记录、解除闭锁等工作的具体操作步骤和方法。定值和整定说明A.定值说明主要阐述每项定值的含义，整定范围、步长。B.整定说明重点阐明有关定值的整定依据、计算方法、参考定值等。- - -装置试验大纲：试验大纲应说明装置检验的内容、周期、方法等，指导装置维护工作。7.2.3卖方在发货前应提供指导手册给买方，包括a)b)运输、搬运，巾装时的注意事项

58、C现场安装步骤及注事项CC）现场调试步骤及注意事项。d）各设备投运步骤及注意事项。e）各设备操作步骤及注意事项。f）各设备维护娈求，步骤及注S事项C724卖方随货提供成品图纸及文件包括：a）产品合格证书和文件b）产品出厂各种试验报告C）产品的各种接线图，包括配置图、逻辑图、屏内接线图、展开接线图、盘面布置 图、端子排图、设备清册等（此项图纸，可由制造厂与设计院协商解决）。725对卖方提供图纸的要求7.2.5.1卖方的电气图纸应符合国标的要求725.2725.3要求卖方的（包括外购件接线）图纸应由CAD完成，图幅统一。 要求卖方图纸的图标中（或附录）标志：a）工程名称b）买方名称C）合同号并留有

59、买方认可签字的区域7.2.5.4 各种图纸表达内容深度应满足 GB6988的要求。7.2.5.5展开原理图或屏内接线图中要求，且应满足以下要求a）清楚表达屏的端子及端子的编号Cb）清楚表达设备的端子编号，对开关、继电器等的接点，使用情况可用插图或表格表小“C）清楚表达屏内接线的截面等导线情况。7.3设备制造过程中，买方可派出代表到卖方进行监造和验收，卖方应积极配合并负责相关培训、交通、食宿等费用。7.4现场服务设备到现场后，由买方进行外部接线、安装，届时卖方应派员到现场提供技术咨询及现场服务。制作过程中，买方可进行现场监造。7.5 文件发送单位及地址:贵州电力设计研究院 电网部贵阳市遵义路56号邮编：550002电话3312 传真3102Email : HYPERLINK mailto: 联系人：张文