10、南方电网设备标准技术标书-110kV 变电站自动化系统（包括五

中国南方电网有限责任公司110kV 变电站自动化系统（包括五防系统）标准技术标书

南方电网设备标准技术标书 110kV变电站自动化系统 （包括五防系统）

编号：

中国南方电网有限责任公司 2013年01月

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目 次

1、总则 ....................................................................................................................................... 1 2、应遵循的主要标准 ............................................................................................................... 2 3、使用条件 ............................................................................................................................... 3 4、技术要求 ............................................................................................................................... 4 5、功能要求 ............................................................................................................................. 18 6、试验 ..................................................................................................................................... 40 7、包装、运输、贮存和质量保证 ......................................................................................... 41 8、双方工作安排 ..................................................................................................................... 42 9、订货范围 ............................................................................................................................. 47 附表一 技术性能偏差表 ......................................................................................................... 52 附表二 备品备件、维护工具和仪器清单 ............................................................................. 53 附表三 顺控功能设备表 ......................................................................................................... 55 附表四 1100kV变电站计算机监控系统分项报价设备表 ................................................... 56 附图一 110kV变电站计算机监控系统典型结构图 ............................................................. 62

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1、总则

1.1 本招标技术文件适用于110kV变电站计算机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 投标者必须具有3年以上110kV变电站计算机监控系统的设计、制造经验, 并有质检部门的认可文件、ISO-9001质量认证书或相当的认证文件、国家电力部门鉴定证书和生产许可证, 提供的设备必须提供在电力系统商业运行的良好记录。

1.3 投标者的110kV变电站计算机监控系统设备须通过南方电网入网测试，并附确认文件。投标时应提供经过审查的典型图纸。

1.4 本招标技术文件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, 投标方应提供符合本招标技术文件和工业标准的优质产品。

1.5 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议, 则意味着投标方提供的设备(或系统)完全符合本招标技术文件的要求。如有异议, 不管是多么微小, 都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。

1.6 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时, 按较高标准执行。

1.7 本招标技术文件经买、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法律效力。

1.8 投标方在应标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。

1.9 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。

1.10 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，

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则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。

1.11 本招标技术文件未尽事宜, 由买卖双方协商确定。

2、应遵循的主要标准

下列标准所包含的条文, 通过在本招标技术文件中引用而构成本招标技术文件的基本条文。在本招标技术文件出版时, 所示版本均为有效。所有标准都会被修订, 使用本招标技术文件的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。按标准号顺序排列标准，如果各标准要求有所不同，满足更高的标准要求。 GB 19520.12-2009 电子设备机械结构 482.6mm(19in)系列机械结构尺寸 第3-101

部分：插箱及其插件

GB/T 2887-2011 GB/T 9361-2011 GB/T13729-2002 GB/T 15153.1-1998

计算机场地通用规范 计算机场地安全要求 远动终端设备

远动设备及系统 第2部分；工作条件 第1篇：电源和电磁兼容性

GB/T 15153.2-2000 GB/T16435.1-1996 GB/T 17626.2-2006 GB/T 17626.3-2006 GB/T 17626.4-2008 GB/T 17626.5-2008 GB/T 17626.6-2008 GB/T 17626.8-2006 GB/T 17742-2008 GB/T 18657-2002 DL/T621-1997 DL5002-2005 DL5003-2005 DL/T634.5101-2002

远动设备及系统 第2部分；工作条件 第2篇：环境条件 远动设备及系统接口（电气特性）

《电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验》 《电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验》 《电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验》 《电磁兼容 试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验》 《电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度》 《电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场的抗扰度试验》 《中国地震烈度表》

《远动设备及系统 第5部分:传输规约》 交流电气装置的接地

地区电网调度自动化设计技术规程 电力系统调度自动化设计技术规程

远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套

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标准

DL/T634.5104-2002

远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问

DL/T 667-1999

远动设备及系统 第5-103部分：传输规约 继电保护设备信息接口配套标准

DL/T672-1999 DL/T 720-2000 DL/T 860-2004 DL/T 5136-2012 DL/T5137-2001 DL/T 5103-2012

Q/CSG 110007 -2012 Q/CSG 110006 -2012 Q / CSG110005-2012

变电站电压无功调节控制装置定货技术条件 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件 变电站通信网络和系统

火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程 电测量及电能计量装置设计技术规定 35kV～220kV无人值班变电站设计规程

《电力二次系统安全防护总体方案》电监安全〔2006〕34 号 南方电网DL634.5.101-2002远动协议实施细则 南方电网DL634.5.104-2002远动协议实施细则 中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范

Q / CSG110025-2012 南方电网110kV及以下变电站变电站计算机监控系统技术规范

3、使用条件

3.1 正常工作大气条件 a) 环境温度：-10℃～+55℃；

b) 相对湿度：5%~95%(产品内部既不应凝露，也不应结冰)； c) 大气压力：80kPa～106kPa。 3.2 贮存、运输环境条件

a) 装置在运输中允许的环境温度-40℃～＋70℃，相对湿度不大于85%；

b) 在贮存中允许的环境温度-25℃～＋55℃，相对湿度不大于85%，在不施加任何激励量的条件下，装置不出现不可逆变化。

3.3 周围环境

a) 场地符合GB/T 9361-2011中B类安全要求；

b) 使用地点不出现超过GB/T 11287规定的严酷等级为I级的振动；不发生GB/T 17742－2008规定的烈度为Ⅶ度的地震；

3

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c) 使用地点无爆炸危险的物质，周围介质中不含有能腐蚀金属、破坏绝缘和表面敷层的介质及导电介质，没有严重的霉菌存在；

4、技术要求 4.1 额定电气参数

4.1.1 交流工频电量测量应采用交流采样方式。

(1) 额定交流输入：电流5A(6A)、1A(2A)，电压100V(线电压)；100/3(相电压)；220V/380V(站用电)，频率50Hz；

(2) 14位及以上高精度模数转换器，采样速度应?32点/周波； (3) 输入回路应有电气隔离；

(4) 电压互感器回路应有快速小开关保护； (5) CT回路应有短路压板和串接回路；

(6) 满量程应有200%的裕度，满量程后数据保持最大值； (7) 交流采样测量误差?0.2％(U，I)；?0.5％(P，Q)； (8) 模拟量死区整定值?0.2％； (9) 遥测扫描响应时间?0.5 s。 (10)

其它指标应满足GB/T 13729/2002中的相关要求。

4.1.2 非电气量直流输入回路 非电量信号宜采用直流采样。

(1) 模拟量输入：4～20mA/0～20mA和1～?5V/0～?5V；可通过插件内部跳线设置。 (2) A/D转换精度?0.2％； (3) 模拟量死区整定值?0.2％。 4.1.3 开关量(包括BCD码)输入回路 (1) 输入方式：无源空接点，并经光电隔离； (2) 输入回路应有防抖动的滤波回路； (3) SOE分辨率?2ms。

(4) 户外开关量的工作输入电压≥DC110V/220V。 4.1.4 开关量输出回路

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(1) 输出方式：空接点、硬压板。

(2) 接点容量：接点闭合容量(不断弧)：8A 250V AC，5A 220V DC。 (3) 接点开断容量：8A 250V AC，60W 220V DC。

(4) 对断路器、隔离开关控制宜采用脉冲输出，输出继电器接点闭合自保持时间：20ms～10s可调。

(5) 断路器、隔离开关控制出口回路均应经连接片才连至端子排上, 以方便运行人员投退，控制出口连接片应装在测控屏正面, 以方便运行人员操作。

(6) 压板可采用普通分立式、线簧式和其他样式。如采用分立式连接片，连接片的开口端应装在上方，并满足以下要求：连接片在落下过程中必须和相邻连接片有足够的距离，保证在操作连接片时不会碰到相邻的连接片；连接片在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过测控屏的连接片导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；连接片在拧紧后不会接地。

4.1.5 每套测控(装置)交流电压回路功耗: 不大于1VA/相(保护) 4.1.6 每套测控(装置)交流电流回路功耗: 不大于0.5VA/相(保护)In=1A 4.1.7 设备工频耐压 交流回路对地 直流回路对地

2kV/分 1.5kV/分 2kV/分

交流回路对直流回路 浪涌电压冲击试验 4.2 技术性能 4.2.1 系统结构

5kV 1.2/50?s

4.2.1.1变电站计算机监控系统由站控层和间隔层两部分组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。本招标技术文件要求投标方按IEC61850(DL/T860)方案投标。

4.2.1.2系统结构的分布性必须满足系统中任一装置故障或退出都不应影响系统的正常运行；站控层设备及网络发生故障而停运时，不能影响间隔层的正常运行。

4.2.1.3计算机监控系统应满足电力二次系统安全防护总体方案的要求。 4.2.2 网络结构

4.2.2.1监控系统的站控层和主控楼间隔层设备应采用以太网方式组网，高压室的监控设备宜采用以太网方式组网，也可采用1Mbps及以上传输速率的现场总线组网，并采用

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冗余通信网络结构。冗余组网方式宜采用双星型网方式，双网均应同时进行数据通信，能实现网络无缝切换；继电保护信息系统与监控系统共同组网。

4.2.2.2应具备合理网络架构和信息处理机制，保证在正常运行状态及事故状态下均不会出现因为网络负荷过重而导致系统死机或严重影响系统运行速度的情况。

4.2.2.3 变电站计算机监控系统必须具有与电力调度数据网连接的能力，按要求实现站内调度自动化、保护、管理等多种信息的远程传送。

4.2.3 硬件设备

变电站计算机监控系统的硬件设备由站控层设备、间隔层设备两部分组成。 4.2.3.1硬件设备总体要求：

(1) 硬件设备应采用模块化结构和选用方便扩展、配套、运行维护的标准化、系列化产品，并应具有较强的适应能力。

(2) 硬件设备必须具备抗强电场、强磁场、静电干扰的能力，并应有防止雷电冲击和系统过电压措施。

(3) 硬件系统应配有必要的备品备件及专用维修仪器和工具。 (4) 自动化装置应有明确标识以表明其运行状态。

(5) 冗余配置的远动装置应采用辐射供电方式，其直流供电电源应分别取自不同段直流母线；交换机等网络设备采用直流供电电源时，按A、B网应分别采用辐射供电方式。A、B双网的交换机等网络设备应取自不同段直流母线。

4.2.3.2 站控层设备

本招标技术文件中所指的站控层设备包括主机/操作员/五防工作站、远动装置、打印机等。

(1) 主机/操作员/五防工作站

主机具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制。操作员工作站是站内计算机监控系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。主机/操作员/五防工作站采用冗余配置，操作员站、五防工作站与主机在计算机硬件上合并设置。

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主要技术性能：处理器字长 ≥64位

主频： ≥2GHz

内存： ≥2GB 硬盘： ≥73GB*4 网卡： 100/1000M

每套主机/操作员/五防工作站至少应包括：1台工业控制级工作站，1台显示器，1个键盘，1个鼠标，3个网络接口、1台可读写光驱、2个串口、2个远动通信防雷保护器、1个并口等。

(2) 远动装置

直接从间隔层测控单元、保护装置等设备获取调度所需的数据，实现远动信息的直采直送，远动装置和站控层主机的运行互不影响；必须具备同时与4个及以上相关调度/集控站进行远动数据通信的能力，并且与不同调度/集控站通信的实时数据库具有相对独立性，不相互影响数据的刷新，且应同时支持网络通道和专线通道两种方式与各级调度连接，并可根据实际需要灵活配置。通信接口的型号和数量满足各级调度的具体要求。

远动装置应双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式均应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。调制解调器传送各级调度的通信模块应独立配置，且宜支持热插拔。远动子系统不应该存在单点故障导致系统全部失效的隐患。当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。技术要求如下：

a) 远动装置在故障、重启及切换的过程中不应引起误操作及数据重发、误发、漏发，并不能出现抢主机的现象；

b) 应具备为调度中心提供SOE数据的功能，并能按调度要求选送SOE； c) 缓冲区的容量满足变电站事故时的处理要求，不发生数据溢出的现象； d) 远动装置应具备与调度中心和站内时钟同步系统对时的功能； e) 采用模块化结构，便于维护和扩展；

f) 采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等转动部件；

g) 每台工作站至少提供两个接入调度数据网的网口。

h) 远动装置应具备装置异常告警接点、主备机运行工况信号。

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i) 远动装置应能记录遥控命令来源。

每台远动装置至少包括：1台工作站(采用嵌入式系统)、3个用于远传的网络接口、2个串口、2个远动通信防雷保护器、MODEM 2只等。

(3) 五防子系统

五防子系统主要包含五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统宜与变电站计算机监控系统一体化配置，五防软件应是变电站计算机监控系统后台软件的一个有机组成部分。五防工作站与主机/操作员工作站合并配置。

(4) 打印机

网络激光打印机：1台，A3、A4幅面任选，分辨率≥600bpi。招标方也可根据实际需要增加配置一台逐行打印的针式打印机。

4.2.3.3 间隔层设备 4.2.3.3.1 测控装置

间隔层的测控装置应面向对象设计，采用统一的硬件平台、统一的软件平台、统一的数据库管理。装置应采用32位CPU、DSP硬件平台，14位及以上高精度模数转换器，采用嵌入式实时操作系统(RTOS)。线路测控单元按线路配置；主变测控单元按侧分别配置，组成主变测控屏。公用测控、母线测控装置单独配置。

应满足以下基本要求：

(1) I/O测控单元应是模块化、标准化的，易维护和更换，且模块允许带电插拔的。任何一个模块故障(MCU和电源除外)，应不影响其它模块的正常工作。测控单元应配备诊断、维护、编程接口。

(2) I/O测控单元应选用强电I/O模块，能在静电、高频、强磁场干扰的环境中正常工作而不降低精度和处理能力，抗干扰能力满足变电站运行环境要求。

(3) 应保证在接点抖动(单点防抖时间可设置)以及存在外部干扰情况下不误发信号。 (4) 测控单元应具有断路器合闸同期检测功能和“捕捉”同期功能，PT二次回路断线时，不能造成非同期合闸。间隔层装置的五防闭锁功能应不依赖站级控制层设备。当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五防闭锁控制操作。

(5) 间隔级控制层的单元测控装置应能实时反映本间隔高压设备的分、合状态，并应

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能显示电气单元的实时模拟接线状态图。

(6) I/O测控单元按变电站间隔并考虑电气接线特点和一次设备布置进行配置。 (7) 间隔级控制层设备应能互相通信，实现信息共享。

(8) 间隔层设备人机界面友好，装置面板具备LED、液晶、按键，全部菜单支持中文显示。

(9) 具有IRIG－B对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。 (10) 测控装置能记录各种操作命令的来源。

(11) 满量程应有2倍的裕度，并保证足够的精度，满量程后数据不能归零且上送标志位。

(12) 测控单元在进行遥控操作或传动试验时，必须进行密码确认，不允许密码缺省。 (13) 如果在测控屏内二次回路布置端子排式光隔，光隔启动电压应高于额定电压的70%，返回电压不低于50%，持续时间约300ms。

(14) 测控装置遥信防抖时间设置必须满足保护装置合闸不成功跳闸的全过程，遥信防抖时间要求可调，出厂默认设置为20ms。

4.2.3.3.2 备自投装置

备用电源自动投入装置应采用微机型装置，根据一次接线的方式划分如下：分段断路器备用电源自动投入装置、变压器备用电源自动投入装置、进线备用电源自动投入装置及桥断路器备用电源自动投入装置。

微机型备用电源自动投入装置应满足以下要求：

(1) 有自检功能，当自检到异常时，应发信号，并有防止误出口措施。

(2) 具备以太网或RS485接口与监控系统实现通信，规约应采用DL/T667-1999规约。通过此接口可以实现SOE的上传以及定值的召唤与修改等功能。

(3) 具备自动保存至少10条最新事件顺序记录的功能，并具备掉电不丢失功能，需要时可重新调出查看。

(4) 具有IRIG－B对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。

(5) 应具备就地手动投退和远方遥控投退软压板的功能，并可将软压板状态信号通过遥信方式上送当地监控后台和调度自动化系统。

(6) 应具备充电已满和放电的遥信信号，且应上送当地监控后台及调度自动化系统。

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4.2.3.3.3 小电流接地选线装置

指适用于10kV中性点不接地系统发生单相接地故障时的选线装置(或软件)，经消弧线圈接地系统的单相接地故障选线装置随消弧线圈选配，不在本标准标书范围内。

4.2.3.4 网络设备

包括网络交换机、规约转换器及网络敷设材料等。 (1)网络交换机应满足如下技术要求：

a) 采用直流220V或110V供电的工业以太网交换机，应采用无风扇设计，有较宽的工作温度范围(-40℃～+70℃)；

b) 满足DL/T860.3电磁干扰抗扰性要求，其中电气快速瞬变要符合GB/T17626-4-4四级要求，且在电气快速瞬变四级条件下，光纤接口在流量范围内无丢包现象；浪涌要符合 GB/T17626-4-5四级要求，在浪涌四级条件下，交换机正常运行，在流量范围内无丢包现象；

c) 端口采用RJ45或光纤接口，数量不少于16个，必须实现交换机端口满载时的每端口全线速交换，单机端口吞吐量100M，丢包率为0，CT延时小于200us，S&F延时小于10us(CT：先进先出延时；S&F存储转发延时)；

d) 端口流量超过容量限制时，交换机应保证容量数据通过，无死机现象； e) 应支持网络风暴抑止和网络流量控制功能，网络风暴抑制不应该有累计现象，宜具备分端口设置功能；须具备入端口网络风暴抑止功能，宜具备出端口网络风暴抑止功能；宜具备按报文类型的不同进行区别配置网络风暴抑止功能，广播报文能划分为以下几种：广播报文、未知组播报文、未知单播报文等；速率限制的粒度宜为64Kbps；

f) 应采用分布式交换处理结构，所有接口模块均具有本地自主交换的能力； g) 电源接口、网口均应采用后置式，电源接口端子采用优质端子。 h) MTBF ≥50000小时；

i) 交换机支持配置错误诊断，支持IP地址冲突检测功能，宜支持状态监控(温度、收发光功率)；

j) 应具备系统日志记录功能以及告警信息的配置功能，并通过软件上传、下载； k) 应具备端口镜像功能，实现一对多的镜像功能； l) 必须具备802.p的8个优先级的要求；

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m) 应能够支持SNMP v1/v2/v3，

n) 网络管理和配置：交换机的管理方式必须简单、易用；应支持WEB方式管理、支持Command Line Interface(CLI)命令行方式对交换机的功能进行配置；网络管理需能够在Windows/Unix/Linux环境下实现；

o) 组播数据的过滤；支持IGMP v1/v2/v3；支持IGMP Snooping、IGMP Querier； p) VLAN(虚拟局域网)：交换机应支持基于端口划分VLAN；可支持256个VLAN，支持GVRP功能。

q) MAC地址表容量：不低于8K；组播组学习能力不低于512

r) 应用于环网的交换机：应支持RSTP(IEEE802.1D、IEEE802.1w快速生成树)协议，支持MRP(IEC62439工业环网冗余)协议；环网自愈性能应满足95%负载情况下10台交换机组成环网的最大恢复时间不超过10ms；并支持单环、多环拓扑结构。

s) 具备装置告警信号输出接点。

鉴于网络交换机在变电站计算机监控系统网络中的重要地位，且部分投标单位采用外购网络交换机，因此投标单位在投标时应选择成熟、稳定的并在国内电力系统有大量业绩的产品，并需提供由国家权威机构和南方电网委托机构出具的该产品的电磁兼容测试报告、电磁干扰下的性能测试报告、使用环境温度测试报告、性能测试报告。

(2) 规约转换器

计算机监控系统的规约转换器采用数据通信方式收集各类信息，负责直流电源系统、交流不停电系统、火灾报警装置及主要设备在线监测系统等子系统的接入，其容量及接口数量应满足以上所有设备的接入，并留有一定的余度，具备可扩充性以满足终期要求。规约转换器应能实现双机自动切换功能。

（3）协议转换器

协议转换器负责将远动装置RS232串口转换成E1接口，将远动信息通过2M专线送相关调度。

（4）路由器

路由器负责将远动装置RJ45网口转换成E1接口并进行通道切换，将远动信息通过2M专线送相关调度。

4.2.4 软件系统

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4.2.4.1软件总体要求：

(1) 系统的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本；

(2) 系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳；

(3) 系统应遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作； (4) 系统使用的全部软件为正版软件，提供全套使用授权。

(5) 系统应遵循国际标准，满足开放性要求，选用通用的或者标准化的软硬件产品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力工业标准。

(6) 系统应采用开放式体系结构，提供开放式环境，能支持多种硬件平台，支撑平台应采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便的实现与其他系统间的接口；

(7) 系统具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，以满足电网监控与运行管理不断发展的要求；

(8) 系统应具备图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，保证三者数据的同步性和一致性；

(9) 系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软、硬件资源、数据的非法利用，严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散，当入侵发生时系统能及时报告、检查与处理，系统万一被入侵成功或发生其它情况导致数据服务崩溃时要能有良好的恢复机制

4.2.4.2 系统软件宜以中间件为系统集成框架，采用开放式体系结构，可分为操作系统层、支撑平台层和应用层共三个层次(具体产品可根据设计需要和技术的发展，细分为更多的层次)。

(10)

操作系统层：可采用符合POSIX和OSF标准的UNIX和LINUX操作系统，

也可选用符合POSIX和OSF标准的Windows 系列操作系统。

(11)

支撑平台层：是整个体系结构的核心，一般情况可将其分类为集成总线层、

数据总线层、公共服务层等三层，集成总线层提供各公共服务元素、各应用系统以及第三方软件之间规范化的交互机制，数据总线层为它们提供适当的数据访问服务，公共服务层

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为各应用系统实现其应用功能提供各种服务，比如图形界面、告警服务、网络管理监视等。

(12)

公共服务层：为各应用系统实现其应用功能提供各种服务，包括图模库一体

化的图形管理工具、系统管理、报表管理、权限管理、告警服务、数据通信服务、网络管理监视等。

4.2.5 系统性能指标

(1) 模拟量测量误差 P、Q≤0.5%；U、I≤0.2% (2) 电网频率测量误差 ≤0.01 Hz (3) 站内事件顺序记录分辨率(SOE) ≤2ms (4) 遥测信息响应时间

从遥测量越死区至远动装置向远方调度发出报文的延迟时间 ≤4s 总召唤时通信装置向远方调度发出报文的延迟时间 ≤2s 从遥测量越死区至站控层显示的延迟时间 ≤2s (5) 遥信变化响应时间

从遥信变位至远动装置向远方调度发出报文的延迟时间 ≤4s 从遥信变位至站控层显示的延迟时间

≤2s

(6) 从操作员工作站发出操作指令到现场变位信号返回总的时间响应≤4s(扣除回路和设备的动作时间)

(7) 画面实时数据更新周期模拟量 ≤3s (8) 控制操作正确率 100% (9) 遥控动作成功率 ≥99.99% (10) (11) (12) (13) (14)

遥测合格率 ≥98% 事故时遥信年正确动作率 ≥99% 系统可用率 ≥99.9% 系统平均故障间隔时间(MTBF) ≥20000h 各工作站的CPU平均负荷率：

正常时(任意30min内) ≤30% 电力系统故障(10s内) ≤50% (15)

监控系统网络平均负荷率：

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正常时(任意30min内) ≤20% 电力系统故障(10s内) ≤40% (16) (17) (18)

模数转换分辨率 ≥14位 测控装置对时精度 ≤1ms 事故追忆

事故前：1min 事故后：2min (19) (20) (21) (22) (23)

模拟输入信号容量 ≥10000 开关量输入信号容量 ≥32768 开关量输出信号容量 ≥1024 主机及远动装置双机切换时间 ≤30s 动态画面响应时间 ≤2s

4.2.6 间隔层性能指标

1) 间隔层测控单元平均无故障间隔时间

≥30000h

2) 监控单元的CPU负荷率：正常时≤30%；故障时≤50%。

3) 交流采样测量误差 ≤0.2％(U、I)；0.5％(P、Q、COSθ)其中母线电压≤0.1％ 4) 采样模数转换分辨率≥14位(带1位符号位)

5) 实时数据扫描周期 ≤2s 6) 实时数据循环上送周期 ≤5分钟 7) 模拟量死区整定值 ≤0.2％ 8) 系统的可用率 ≥99.9％ 4.2.7 间隔层及网络设备的抗干扰能力 对静电放电 符合GB/T17626-4-2 4级

对辐射电磁场 符合GB/T17626-4-3 3级(网络要求4级) 对快速瞬变 符合GB/T17626-4-4 4级 对冲击(浪涌) 符合GB/T17626-4-5 3级 对电磁感应的传导符合GB/T17626-4-6 3级 对工频电磁场 符合GB/T17626-4-8 5级

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对脉冲电磁场 符合GB/T17626-4-9 5级 对阻尼振荡磁场 符合GB/T17626-4-10 5级

对振荡波 符合GB/T17626-4-12 2级(信号端口) 4.2.8 网络性能指标

网络通信负荷率：变电站运行正常时通信负荷率≤30％；一次设备发生故障时通信负荷率≤40％。

4.3 制造工艺的一般要求 4.3.1 柜体

4.3.1.1 柜内所安装的元器件应有型式试验报告和合格证。装置结构模式由插件组成插箱或屏柜。插件、插箱的外形尺寸应符合GB3046.1的规定。装置中的插件应牢固、可靠，可更换。屏柜包括所有安装在屏上的插件、插箱及单个组件应满足防震要求。插件、插箱应有明显的接地标志。所有元件应排列整齐，层次分明，便于运行、调试、维修和拆装，并留有足够的空间。

4.3.1.2 屏柜下方应设置专用的并与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100 mm2 ，屏间铜排应方便首尾互连。

4.3.1.3 柜体防护等级IP30级，选用高强度钢组合结构，并充分考虑散热的要求。用于安装有风扇设备的柜体必须采用前后网门结构，网孔的大小、位置应满足设备散热量的要求。

4.3.1.4 所有端子的额定值为1000V、10A，压接型阻燃端子。电流回路的端子应能接不小于4mm2的电缆芯线。CT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，并应留有20％的备用端子，直流电源的正负极不应布置在相邻的端子上。屏内配接线端子采用优质端子。遥信、遥控端子排分段设置并相互隔开。

4.3.1.5 前后开门柜体结构尺寸为2260?800?600mm，前开门旋转式柜体结构2260?800?800mm，端子接线位于后门。导线的颜色代号基本上应该与制造厂的标准一致。柜体颜色在合同签订后由招标方最终决定。引线应该加套, 这些套的颜色就作为相序的代号:

交流回路中的相序是：

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(1) A相 黄色 (2) B相 绿色 (3) C相 红色 (4) 中性线 淡蓝色 在直流回路中: (1) ＋ (正极) 棕色 (2) － (负极) 蓝色

4.3.1.6 屏柜均有足够的支撑强度，应提供说明书，以保证能够正确起吊、运输、存放和安装设备，且应提供地脚螺栓孔。

4.3.1.7 屏内的顶板上不宜装设照明灯，如装有交流220伏、20瓦的白炽灯，应经专用交流空气开关手动控制，禁止采用门控开关控制。

4.3.1.8 屏面应清洁，并涂有一层底漆和两层面漆，以防止在运输、仓储和运行中的腐蚀和锈蚀。屏与屏的内外应清洁，应无灰尘、划痕及油污识别。

4.3.1.9 屏上的所有设备均应有铭牌或标签框，以便于识别，铭牌应该固定在屏的表面或屏内显目的地方, 铭牌应该用透明的丙烯酸树脂制成、铭牌为白底, 其上为黑色的粗体字, 并用中文标注，铭牌的尺寸：400X60mm。

4.3.1.10主机服务器组屏安装，屏前、后门及屏项端应有足够的通风孔，屏内具有良好通风散热性；其它屏柜也应考虑散热功能是否良好。

4.3. 1.11 由厂家负责敷设的网线应整齐，走向合理、布线美观； 4.3.2 电子回路

4.3.2.1 为了预防外部和/或内部的过电压引起误动作, 在电子电路中应该使用金属护套带屏蔽层的电缆或绞合电缆。

4.3.2.2 电子电路和电气回路之间在路径上应该保持合理的间隙。 4.3.2.3 电子电路的外部连接应该用连接器进行。

4.3.2.4 应该用电线槽进行布线, 如果采用其他的布线系统则应由招标方审批这种布线系统。

4.3.2.5 为了防止误动作和/或拒动, 在屏内应该有消除过电压发生的电路, 交流回路和直流回路都应该有预防外部过电压和电磁干扰或接地的措施。

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4.3.2.6 每块印刷电路板应该整个涂上漆以防潮气和灰尘侵入。 4.3.3 防雷与接地

4.3.3.1 控制室远动屏至通信屏的语音线或RS232等信号线，应在远动屏侧安装标称放电电流不小于2kA(8/20μs)的相应信号SPD。

4.3.3.2 变电站计算机监控系统与其他系统的通信线(如RS232、RS485等)应在两端安装标称放电电流不小于2kA(8/20μs)的相应信号SPD。

4.3.3.3 在规定的传输频率范围内，信号SPD插入损耗绝对值在频率大于2.2MHz时应≤0.3dB，在频率小于等于2.2MHz时应≤1.3dB。

4.3.3.4 信号SPD的传输速率不应小于被保护设备的传输速率，驻波比应不大于1.2，误码率应≤1×10-9，脉冲宽度中点处正负脉冲幅度比：≥0.95，响应时间不应大于10ns。

4.3.3.5 信号电涌保护器SPD应连接在被保护设备的信号端口上。信号电涌保护器SPD输出端与被保护设备的输入端口相连。信号电涌保护器SPD宜安装在屏柜内，固定在设备机架上或附近支撑物上。

4.3.3.6信号SPD应便于安装和维护，并应对SPD的劣化状态做到可观、可测（例如可通过遥信接点实现劣化状态观测和监测功能）。

4.3.3.7 单路信号电涌保护器SPD应连接在被保护设备的信号端口上。信号电涌保护器SPD输出端与被保护设备的输入端口相连。GPS馈线防雷器直接串联安装于设备馈线接口处，其它信号SPD采用工业化导轨式结构以适应电力机柜内安装。

4.3.3.8多路集中式信号SPD优先采用19英吋机架式安装结构以适合电力标准机柜安装，要求机架上的信号SPD模块采用插拔式产品结构，以方便产品维护和定期性能检测。要求同一机架内可以任意配备不同信号端口的SPD以满足屏柜内多种信号线种类雷电防护的需求。

4.3.3.9信号电涌保护器SPD接地端宜采用截面积不小于2.5mm2的铜芯导线与屏柜内局部等电位接地端子板连接，接地线应平直。

4.3.3.10变电站二次系统应采用共用接地方式，接地电阻应满足R≤2000/I。 4.3.3.11二次系统的所有屏柜内应设置专用的接地铜排，其截面不得小于100mm2(推荐使用40×3mm2)，且屏内的接地铜排应就近用不小于100mm2铜导线接到二次接地铜排上。各种SPD的接地线就近引接至屏内的接地铜排。

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4.3.3.12所有屏柜内设备的金属外壳应可靠接地，屏（柜）的门等活动部分应与屏（柜）体良好连接。

5、功能要求 5.1 站控层功能要求 5.1.1 数据采集和处理

变电站计算机监控系统应能实现数据采集和处理功能，其数据采集范围必须满足现场和远方集控中心、调度对电网运行监视、控制的需求，监控系统数据一般分为模拟量、开关量、电能量以及其它装置的运行数据等。

5.1.1.1 信息采集原则

(1) 监控系统通过I/O测控单元实时采集模拟量、开关量等信息量；通过智能设备接口接受来自其他智能装置的数据。

(2) 非数字化变电站的信息采集装置应保持与保护装置的相对独立：配电装置的断路器、隔离开关、接地开关、操作机构的运行状态均直接由测控单元采用硬接点方式采集，全站交直流工频电量测量均应采用交流采样方式，凡涉及控制的一次设备位置信号应按双态位置采集，对分相断路器位置信号应可分相采集并能进行规律合成。

(3) 宜采用网络通信方式采集继电保护设备、电能计量装置、UPS电源、站用直流电源、通信设备和机房动力环境等变电站运行设备的运行状态信息、动作报告、保护装置的复归和投退、定值的设定和修改等信息，并对故障录波的信息实现监视。重要的保护信号、设备运行状态信息和无法通过通信接口输出的设备运行状态信号和报警信息等宜采用硬接点的方式采集。

5.1.1.2 信息量配置

各变电站采集数据要满足供电可靠性、设备可用率、电压合格率、线损、电能电量等生产管理的要求，做到全方位、实时监控，确保电网、设备安全运行。

5.1.2 同步对时

监控系统设备应从站内时间同步系统获得授时(对时)信号，保证I/O数据采集单元的时间同步达到1ms精度要求。

站控层设备从时间同步信号扩展装置接受以下标准同步时钟信号之一来满足对时需

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切换从开始至功能恢复时间应不大于30s。各类有冗余配置的设备应能自动切换至备用设备；应用功能(如VQC，一体化五防子系统等)随主备机切换同步切换，切换时数据不能丢失，并且要保证主、备机数据库的一致性，切换过程不应对系统稳定运行产生扰动；

(3) 发生电源掉电故障时，系统应及时报警；电源恢复时，系统应能重新启动； (4) 一般性的软件异常时，应能自动恢复正常运行；

(5) 测控装置应具备在线自诊断、自恢复功能，宜具有带电插拔更换模块的功能。 5.1.14.3 计算机监控系统应具备一定的容错性，任一装置、部件、软件故障或退出不能影响系统的正常运行，运行人员的任何操作失误均不能引起系统的功能丢失和崩溃。

5.1.15 管理功能

5.1.15.1 变电站计算机监控系统应能根据运行要求，实现各种管理功能。宜包括：运行操作指导、事故分析检索、在线设备管理、操作票功能、模拟操作、其它日常管理等。

5.1.15.2 运行操作指导：应能对典型的设备异常或事故提出操作指导意见，编制设备运行技术统计表，并推出相应的操作指导画面。

5.1.15.3 事故分析检索：应能对突发事件所产生的大量报警信息进行筛选和分析。对典型的事故可直接推出相应的操作指导画面。

5.1.15.4 在线设备管理：应能对主要设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出设备运行情况报告和检修建议，并能保存设备的检修和故障处理记录。

5.1.15.5 操作票功能：可根据运行要求完成操作票的生成、预演、打印、执行、记录。

5.1.15.6 模拟操作：应能提供电气一次系统及二次系统有关布置、接线、运行、维护及电气操作前的预演，并能通过相应的操作画面对运行人员进行操作培训。

5.1.15.7 其它日常管理：能进行操作票、工作票、运行记录及交接班记录的管理，还应包括设备运行状态、缺陷管理、维修记录、规章制度管理等。

5.1.15.8 应能实现各种文档的存储、检索、编辑、显示、打印功能。 5.1.16 基于IEC61850标准的变电站计算机监控系统配置及模型要求

5.1.16.1 应提供系统配置工具和装置配置工具，配置工具应能对导入导出的配置文件进行合法性检查，生成的配置文件应能通过SCL的schema验证，并生成和维护配置文件的版本号和修订版本号。

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5.1.16.2 配置工具能自动正确识别和导入不同制造商的模型文件。 5.1.16.3 应具备的配置文件包括：

(1) ICD文件：IED能力描述文件，由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。

(2) SSD文件：系统规范文件，应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。

(3) SCD文件：全站系统配置文件，应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容，且具备唯一性；

(4) CID文件：IED实例配置文件，每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。

5.1.16.4 系统配置要求：

(1) 系统应提供灵活的IEC61850配置工具，能自动正确识别和导入不同制造商的模型文件，具备良好的兼容性，配置工具应包括系统配置工具和装置配置工具。

(2) 装置配置工具应能生成和维护装置ICD文件，并支持导入SCD文件以提取需要的装置实例配置信息，应能支持dU描述自动解析，完成装置配置并下装配置数据到装置，同一厂商的其各类型装置ICD文件的数据模板应具备一致性。

(3) 系统配置工具应能生成和维护SCD文件，支持生成或导入SSD和ICD文件，且应保留ICD文件的私有项；应能对一、二次系统的关联关系、全站的IED实例、以及IED间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，并导出全站SCD配置文件。

(4) ICD、SSD、SCD、CID文件均应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容，不得随意变更。

(5) 工程实施过程中，系统集成商提供系统配置工具，并根据用户的需求负责整个系统的配置及联调，装置厂商提供装置配置工具，并负责装置的配置及配合系统集成商进行联调。

5.1.16.5 装置模型文件要求

(1) 间隔层各装置的ICD模型应遵守《IEC61850国际标准工程化实施技术规范》(送

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审稿)的技术要求。

(2) ICD模型的数据集的每个成员需配置自描述信息，在位于逻辑节点实例中的DO中，用CDC中的数据属性dU在线描述。

5.1.17 程序化操作(顺控)功能

5.1.17.1 程序化操作(顺控)指在需要进行一系列倒闸操作时，通过单个操作命令，改变过程状态。

5.1.17.2 系统应支持顺控功能，将一系列操作票转化为任务票，减少人工操作量，减少误操作和提高效率。

5.1.17.3 系统应支持在站控层和远方集控中心两种进行顺控的方式。

5.1.17.4 系统应充分考虑顺控操作的安全性，保证各类顺控操作应通过五防校验。 5.1.17.5 本招标技术文件中不限定顺控功能的具体实现方式(即不限制顺控功能具体是通过测控装置分布式实现还是在后台实现或增加顺控服务器实现等)，但投标方应在投标书中详细描述顺控的实现方式和工程实现建议书，并填写相应的投标报价表。

5.2 间隔层功能要求 5.2.1 数据采集和处理

监控系统通过间隔层的测控单元实时采集模拟量、开关量等信息量；通过智能设备接口接受来自其他智能装置的数据，对所采集的实时信息进行数字滤波、有效性检查，工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。从而提供可应用的电流、电压、有功功率、无功功率，功率因数等各种电网运行的实时数据，并将这些实时数据带品质描述传送至站控层和各级调度中心。

数据处理应包含以下内容：

1) 模拟量输入信号处理应包括数据有效性、正确性判别、越限判断及越限报警、数字滤波、误差补偿(含精度、线性度、零漂校正等)、工程单位变换、信号抗干扰等功能；

2) 开关量输入信号处理应包括光电隔离、接点防抖动处理、硬件及软件滤波、基准时间补偿、数据有效性、正确性判别等功能。

5.2.2 同期

5.2.2.1 变电站计算机监控系统应具有同期功能，应能检测和比较断路器两侧PT二

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次电压的幅值、相角和频率，自动捕捉同期点，发出合闸命令，以满足断路器的同期合闸要求。

5.2.2.2 同期功能在间隔层完成，站控层应能对同期操作过程进行监测和控制。 5.2.2.3 站控层应能对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“强送”三种功能的选择，实现断路器合闸，三种功能的选择不允许由测控装置自行判别切换，应在操作员工作站上人工设定。

5.2.2.4 不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只允许一个断路器同期合闸。

5.2.2.5 同期功能应能进行状态自检和设定，同期成功与失效均应有信息输出。 5.2.2.6 同期功能应可对同期电压的幅值差、相角差、频差、频差加速度的设定值进行修改，并可对断路器合闸本身具有的时滞进行补偿。

5.2.2.7 同期操作过程应有发令、参数计算及显示、确认等交互形式。操作过程及结果应予以记录。

5.2.2.8 同期应能实现远方控制检无压/同期功能。 5.2.2.9 同期功能应具备同频合闸和差频合闸功能。

5.2.2.10 间隔层的手动合闸应具备同期功能的解除／投入选择。

5.2.2.11 监控系统应能根据电气接线状态，自动选择同期检测的对象,同时应具有检测TV断线的功能，防止有压作无压合闸处理。

5.2.3 测控单元就地显示及操作

5.2.3.1 测控单元操作面板应可监视整个间隔串电气回路的单线模拟接线图，并可实时显示该电气回路的运行状态。

5.2.3.2 面板的操作应包括断路器、隔离开关的就地分、合控制，所有分、合控制必须经过本间隔防误闭锁。

5.2.3.3 面板的控制操作应遵守“先选择后控制”的原则。 5.2.3.4 面板的参数设置、修改和控制操作应具有权限闭锁。

5.2.3.5 测控单元应具备控制远方/就地模式的把手，具备遥控出口压板，方便一次设备处于运行状态下的远方不出口遥控调试。

5.2.4 控制

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5.2.4.1 间隔层应实现站控层和远方遥控对一次设备的控制操作功能。 5.2.4.2 间隔层应提供在站控层设备停运或其它紧急情况下的手动操作功能。 5.2.5开关量输出信号

间隔层设备输出开关量信号应具有严密的返送校核措施，并设置专用的执行继电器，其输出触点容量应满足受控回路电流容量的要求，输出触点数量应满足受控回路数量要求。

5.2.6 通信功能

5.2.6.1 间隔层各设备应通过网络通信方式，将采集的信息上送站控层和远动通信工作站。

5.2.6.2 间隔层的测控单元的物理通信接口应冗余配置，满足双网通信要求。 5.2.6.3 间隔层各设备上电重启时不应误发数据。

5.2.6.4 测控单元应能设置本间隔的检修状态，检修状态下应屏蔽远动信息上送各级调度主站或后台监控。

5.2.7 时间同步对时

间隔层设备应能接收标准授时信号，进行时钟校正。

5.2.7.1 间隔层各设备应能满足IRIG-B码、空接点秒同步对时功能。 5.2.7.2 间隔层各设备时间准确同步度应不大于1ms。 5.2.8 测控保护一体化装置

35kV及以下间隔在条件允许时可采用测控功能、保护功能合一的一体化装置，一体化装置应满足独立测控单元的遥测回路数和测量精度、遥信响应时间和接点回路数量、控制操作、时间同步等功能指标要求。

35kV及以下间隔在条件允许时可采用测控功能、保护功能合一的一体化装置，三相操作插件应含在装置内。一体化装置应满足独立测控单元的遥测回路数和测量精度、遥信响应时间和接点回路数量、控制操作、时间同步等功能指标要求。一体化装置应具备以下技术要求：

1) 为了便于远方控制保护，装置应具备以下功能 软压板的状态变化以SOE方式实时上送； 2) 装置的定值要求

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通信协议推荐采用DL/T667-1999。至少应具备以下通信接口：交、直流电源系统监控装置、站内电度采集装置、通信机房动力环境监视系统、安全稳定控制装置、低频低压减载装置、小电流接地选线装置、消防及火灾自动报警系统、图像监视系统、继电保护与故障录波信息管理子站系统、设备在线监测系统等。

5.3 PT并列装置

实现110kV、35kV/10kV母线PT并列功能。根据变电站各电压等级母线的实际情况(双母线、双母双分段等)配置。

5.4 备自投装置

备自投装置应满足如下基本功能要求：

(1) 工作电源因故障或其它原因被断开后，备自投装置应能自动快速将备用电源或其它正常工作的电源投入工作，以保证当工作电源被断开后的设备不会停电。

(2) 当工作电源电压小于无压定值，而备用电源电压大于等于有压定值，且无其它闭锁条件时，备自投装置应能启动。

(3) 当人工切除工作电源电压时，备自投装置不应动作。 (4) 备自投装置应确保工作电源断开后方可使备用电源投入。

(5) 备用电源断路器的合闸脉冲命令只允许动作一次，下一次动作需在相应充电条件满足后才能允许。

(6) 当电压互感器二次回路断线时，装置不应动作，并发出断线信号。 (7) 备自投装置应有防止过负荷引起误动作的闭锁措施。

(8) 备自投装置宜有电源自动投于故障母线或故障设备的保护措施。

(9) 备自投装置动作后，应有相应动作信号发出，直流电源消失后信号不应丢失。 5.5 小电流接地系统单相接地故障选线

选线装置(或后台软件)应满足如下基本功能要求：

(1) 选线功能：在10kV中性点不接地系统中发生永久单相接地故障(此处指单相接地故障时间大于10秒)时，选线正确率应大于90％，并显示接地线路、母线编号(名称)。发生铁磁谐振时不能误报、误动。

(2) 接地记忆：能够记忆最近不少于8次接地信息，接地信息应包含每次选线结果、接地起止时间等，电源消失后，保存的数据不丢失。

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(3) 接地信号输出：发生单相接地后输出接地信号。 (4) 信号复归：可手动和远程复归接地报警信号。

(5) 配备有RS485或10/100M以太网接口，能够向监控系统传送接地信息、动作信号及接收对时信号，规约采用DL/T667。

(6) 设置功能：可手动或远程设置装置主要参数，如：母线数、出线数、线路编号(名称)、启动电压等。

(7) 自检功能：装置应具有出线自动检测功能，在正常运行期间，装置中单一电子元件(出口继电器除外)损坏时，不应造成装置误动作，且应发出装置异常信号。

(8) 具有程序自恢复功能。 (9) 5.6 二次系统安全防护集成

(10) 二次系统安全防护防火墙、交换机、加密认证网关等设备均另行采购，本标书仅

要求集成商负责提供设备屏柜、设备组屏及设备之间互联线缆，以及互联调试、验收测试、项目培训、技术支持和售后服务等相关工作内容。 6、试验

变电站计算机监控系统的验收划分型式试验、工厂试验、现场试验、整体考核试验。应通过工厂验收测试(FAT)以及现场验收(SAT)。FAT不通过，招标方有权拒绝接收设备，SAT不通过不予验收。由此产生的所有相关责任由投标方承担。

6.1 型式试验

(1) 投标方应提供装置的型式试验报告。 (2) 对于保护装置投标方还应提供动模试验报告。 6.2 工厂试验(FAT)

(1) 根据本招标技术文件引用标准的有关规定及功能要求和技术要求,在设备出厂之前,必须对系统所有设备进行FAT。

(2) 投标方应提供FAT测试大纲供招标方认可。

(3) 参与FAT验收测试的单位应至少包括调度机构、建设单位(含生产运行管理人员、变电站值班人员)、测试单位、设计单位。

(4) 对于一体化五防系统的功能、性能、逻辑、锁具质量应进行严格的测试验收。 (5) 工厂检验的要求为: 所有硬件设备同时投入运行, 连续运行72小时, 测试合同技

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术规范的功能和技术性能指标以及合同的FAT条款、FAT测试大纲全部满足要求。

(6) FAT的全部仪器、仪表由投标方负责提供。 (7) FAT的测试报告需有双方技术人员签字才能生效。 (8) 投标方需提供完整的FAT测试报告给招标方。

(9)针对工厂测试的最终意见，如各方认为有必要进行复测时，应在厂家完成针对性改动后重新进行工厂试验。

6.3 现场调试和现场试验(SAT) 6.3.1 现场调试

(1) 设备运到现场安装完毕,招标方会通知投标方人员到场参加设备调试。

(2) 在调试过程中,若发现设备存在元器件损坏或不正常工作情况，投标方应负责更换。

6.3.2 现场试验

(1) 现场验收应在所有设备安装调试完毕, 且设备准备投入试运行时进行,并出具书面测试报告。

(2) 现场验收应在工厂系统试验完全完成的基础上进行。

(3) 在验收开始前二周相应的安装调试单位应提出SAT验收大纲供招标方认可，投标方予以配合。

(4) 现场验收(SAT)时，要求测控装置和监控后台的软件版本应与工厂试验(FAT)时的最终软件版本一致。

6.4 整体考核验收

整体考核验收是变电站计算机监控系统投运且稳定运行三个月后，由整体考核验收组织部门组织成立整体考核验收工作组对现场验收遗留问题及三个月连续运行期间发现的问题进行的考核验收。

投标方需协助招标方完成编制整体考核验收大纲、协助测试变电站计算机监控系统的各项功能，并及时解决存在问题。

7、包装、运输、贮存和质量保证

7.1 设备制造完成并通过试验后应及时包装, 否则应得到切实的保护, 确保其不受

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污损。

7.2 所有部件经妥善包装或装箱后, 在运输过程中尚应采取其它防护措施, 以免散失损坏或被盗。

7.3 在包装箱外应标明需方的订货号、发货号。

7.4 各种包装应能确保各零部件在运输过程中不致遭到损坏、丢失、变形、受潮和腐蚀。

7.5 包装箱上应有明显的包装储运图示标志(按GB/T 191-2008)。 7.6 整体产品或分别运输的部件都要适合运输和装载的要求。 7.7 随产品提供的技术资料应完整无缺。

7.8 订购的新型产品除应满足本招标技术文件外， 投标方还应提供产品的鉴定证书。

7.9 投标方应保证制造过程中的所有工艺、材料等(包括投标方的外购件在内)均应符合本招标技术文件的规定。若招标方根据运行经验指定投标方提供某种外购零部件，投标方应积极配合。

7.10 投标方应遵守本招标技术文件中各条款和工作项目的ISO900、GB/T1900质量保证体系, 该质量保证体系已经过国家认证和正常运转。

7.11 屏柜内的各种元件, 应选择具有生产许可证的专业制造厂家的产品。

7.12 质保期间，因制造质量问题而发生损坏，或不能正常工作时，投标方应免费为招标方修理或更换零部件。

8、双方工作安排 8.1 招标方职责

(1) 负责提出本系统硬件设备的现场布置图； (2) 负责协调与本系统互联的各个系统的接口工作；

(3) 负责提供本系统硬件设备与招标方设备之间的联接电缆(不含网络线材)； (4) 负责本系统现场设备的安装 (场地准备、设备就位和电缆及网络线材的敷设)； (5) 参加设计联络会、试验与验收, 并负责现场验收。 8.2 投标方职责

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(1) 投标方需保证中标各型号产品及其软件版本(基于61850标准)需通过中国南方电网有限责任公司组织的互操作测试方可交付用户使用，投标方需保证中标计算机监控系统所选购的交换机设备型号必需通过中国南方电网有限责任公司组织的检测平台的测试合格后方可交付用户使用；投标方须在应标文件中提供中国南方电网有限责任公司系统运行部出具的一致性测试报告，作为入网必要条件。

(2) 投标方必须向招标方保证工程人员组织的稳定性，保证工程按招标方的要求如期进行；在本工程结束前，参加本工程的人员变动必须取得招标方同意；

(3) 负责监控系统的详细设计和集成组态；

(4) 负责开通监控系统与地调以及与微机保护装置的通信；协助施工单位, 参与整组传动试验；

(5) 负责提供投标范围内所有硬件设备以及这些设备之间的联接电缆；

(6) 负责提供监控系统运行所需要的软件, 如系统软件、支撑软件及招标方所要求的应用软件, 所有软件均是通过中国南方电网有限责任公司组织的互操作测试的最新版本的软件；

(7) 负责提供系统供电、接地、设备布置等所需要的资料； (8) 负责召开设计联络会；

(9) 负责对招标方专业人员的技术培训 (包括硬件、软件的维护及运行培训), 并提供必要的工作场地；

(10) 负责工厂试验验收、现场调试、指导现场安装, 参加现场验收和整体考核验收； (11) 负责提供供货范围内所有设备的文件资料和运行维护手册； (12) 负责监控系统设备的运输和保险； (13) 负责监控系统在保证期内的正常运行；

(14) 保证期以后应招标方要求, 协助招标方对所供系统进行扩容升级、增加功能等工作, 并优惠提供最新开发的应用软件；

(15) 投标方所提供的第三方生产厂商的硬件和软件，应提供最终用户的使用权。投标者必须在系统交付用户使用时提供一切所使用的第三方软件的版权证明。招标方因使用投标者提供的硬件和软件引起对任何第三方的侵权责任及所造成的所有损失均由投标者承担。

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(16) 要求投标方根据二次系统安全防护相关技术规范提出变电站二次系统安全防护项目的详细实施方案，包括现场所有安全防护设备的组屏、配线、安装调试等，提供技术方案书及图纸。投标方负责安全防护设备的现场安装，负责项目的调试工作，包括站端调试以及站端与相关调度中心的联调等。负责与交换机、防火墙和纵向加密认证装置等设备供应方的相关协调配合工作，并提供项目相关各设备之间的连接线缆和项目实施其它相关配件、辅材等。确保招标方相关的业务系统（包括远动装置、稳控子站/稳控主站、保信子站、PMU子站、电能采集装置、等）设备经过安全防护设备后能接入调度数据网，能实现站端设备与主站端设备的数据交换。

(17) ICD、SSD、SCD、CID文件备份资料及说明文档 8.3 项目管理

合同签定后，投标方应指定负责本工程的项目经理，负责协调投标方在工程全过程的各项工作，如工程进度、设计制造、图纸文件、制造确认、包装运输、现场安装、调试验收等。

8.4 资料管理

投标方应提供监控系统所有设备的图纸、技术文件、用户手册、维护手册等资料,并对所提供的全部技术资料的准确性负责，资料和图纸应提供电子版一套，书面材料3套。具体包括：

(1) 全部设备的配置和构成图, 包括系统配置、功能框图、逻辑电路图纸、安装尺寸图和基础图等；

(2) 全部设备的技术说明书, 包括型号、技术特点和性能参数等； (3) 所有主要部件和连接电缆的连线图； (4) 设备和机柜的布置和连线图； (5) 与招标方设备连接的详细端子图；

(6) 所有软件(含一体化五防系统)的说明书、使用手册、功能设计文件、数据库及画面定义指南等；

(7) 备品备件清册； (8) 设备的安装手册； (9) 诊断维护手册；

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(10) 培训教材、培训的建议日期、时间表和课程表。； (11) 设备的例行试验报告； (12) 设备的出厂检验报告； (13) 工程竣工资料等等； (14) 资料和图纸提交进度；

(15) 计算机设备的操作系统及应用软件应注明版本号，测控装置及嵌入式装置应注明组成的各插件型号、软件版本号，且遥信、遥控、遥测插件应注明单块插件的容量配置；

(16) 按合同制订出设计，材料供货、制造、培训和设备交货各阶段的详细计划和现场试验的建议计划。

投标方负责在合同签字生效后一个月内提供所供设备的配置图和有关技术资料和培训资料； 设备出厂前一个月内提供设备安装的所有资料；工程验收后一个月内提交全部设备运行及维护的软、硬件竣工图(包括电子化的CAD2000版本图纸)。

8.5设计联络会与培训 8.8.1 设计联络会

为了确认本系统的设计方案，确定各互联系统软硬件接口界面，交换必需的设计配合资料, 协调工程进度。

投标方应在设计联络会召开前二周, 提交给招标方需要确认的图纸和资料。

由投标方负责设计联络会费用，由中国南方电网有限责任公司、建设单位、设计单位、测试单位共6人参加，时间为3天。

设计联络会议内容为:

(1) 确认本系统的详细设计方案；

(2) 确认本系统的具体功能规范和信息表； (3) 确认本系统数据库容量、结构及生成定义； (4) 讨论/确定画面格式； (5) 讨论/确定培训计划； (6) 讨论/确定工程进度要求； (7) 讨论/确定工厂验收 (FAT)计划； (8) 讨论/确定现场安装计划要求；

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(9) 讨论/确定现场验收 (SAT)计划。 8.8.2 培训

(1) 投标方负责对招标方技术人员及运行、维护人员的培训；

(2) 招标方将选派技术人员在投标方工程师的指导下参加计算机监控系统培训； (3) 由投标方负责提供培训，招标方选派人员参加，按每个项目6人，5天安排； (4) 培训内容为计算机监控系统的系统结构、设计原理、设备接口、数据库接口、网络接口、现场安装、调试、维护、故障诊断等, 并参加本系统生成工作, 主要包括生成系统数据库、画面及报表制作、系统应用软件的使用等等；

(5) 经过培训的技术人员应能熟悉系统的运行, 并能进行一般的维护, 能够应用投标方提供的软件包独立地修改和生成系统画面及表格。

8.6现场服务及售后服务

8.6.1 投标方应派代表到现场指导安装、调试和运行，并负责解决合同设备制造及性能等方面的有关问题，详细解答合同范围内招标方提出的问题。

8.6.2 在产品质保期内有制造质量的设备，由投标方负责修理或更换。对非投标方责任造成的设备损坏，投标方有优先提供配件和修理的义务。

8.6.3 对招标方选购的与本合同设备有关的配套设备，投标方有提供技术配合的义务，并不由此而增加任何费用。

8.6.4 售后服务要求

8.6.4.1 硬件维护

(1) 投标方应按照商务招标书对质量保证的要求履行设备及元器件保修或更换服务，

并保障所有设备及元器件备品备件供应。

(2) 投标方应提供7×24小时的技术支持服务，制定相对固定的技术负责人及联络电话、传真号码、e-mail地址等；

(3) 保修期内硬件故障时，所提供的替代硬件设备的性能应等于和高于原产品的性能； (4) 48小时内故障应得以解决。 8.6.4.2 软件维护

(1) 自工程投运之日起八年，投标方应免费提供系统软件升级、培训、设计联络、技术服务，优惠提供有关扩建工程的软件扩容服务；

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(2) 提供7×24小时的技术支持服务，制定相对固定的技术负责人及联络电话、传真号码、e-mail地址等；

(3) 在用户发现软件故障时，投标方必须在用户提出维护要求的4小时内作出响应，24小时内提交故障分析报告和解决方案，48小时内故障得以解决；

(4) 对于用户提出的软件性能提高、功能增加等改进要求，如属“招标技术文件”或“合同”的范畴，投标方应在2周内予以解决；如属“招标技术文件”或“合同”以外的功能开发，也应提供优惠服务。

8.6.4.3其它服务要求

投标方应在设备寿命周期内提供定期现场维护巡查服务，对重要设备的完好性(如监控系统、五防系统及锁具、远动系统)进行系统检查，要求至少每季度一次.

9、订货范围

投标方应确保供货范围完整，以能满足用户安装、运行要求为原则, 在技术规范中涉及的供货要求也作为本供货范围的补充，若在安装、调试、运行中发现缺项(属投标方供货范围)由投标方补充。

9.1 设备范围 设备需求 序号 物资 编码 每套含主机工作站、1台23英寸或以上液晶显示器、可读写光驱、操作系统、实时数据库、历史数据库、后台软件、一体化五防软件、主机/操作员/五防工作VQC软件。主机套 站 工作站：处理器字长≥64位，CPU个数≥2，主频≥ 2GHz，内存容量≥4GB，硬盘存储器≥73GB*4；2个100M以太网络接口、1个并设备名称 主要技术要求 单位 数主要技术型号及量 功能说明 规范 投标方响应 生产厂家 及产地 备注 1. 47

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设备需求 序号 物资 编码 2. 远动装置 口、2个串口 含：远动装置主机（3个以上100M以太网络接口、3套 个串口）、操作系统、支撑软件、远动通讯软件 以太网接口 台 设备名称 主要技术要求 单位 数主要技术型号及量 功能说明 规范 投标方响应 生产厂家 及产地 备注 3. 网络激光打印机（A3/A4） 4. 5. 6. 工业级100M或更二层网络交换机（24电高速率自适应交台 口） 换机，以太网电口≥24，机架式安装 工业级100M或更高速率自适应交二层网络交换机（24电换机，以太网电口台 口，2光口） ≥24，光口≥2，机架式安装 工业级100M或更高速率自适应交二层网络交换机（16光换机，以太网光口台 口,2电口） ≥16，电口≥2，机架式安装 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 网络敷设材料 调制解调器（300/600/1200bps） 通道切换装置 百米 只 16. 17. 18. 含3对双通道切套 换 标称放电电流不小于2kA远动通道防雷器 套 （8/20μs）的相应信号SPD 音响报警装置 套 YX≥64，YC≥10，110kV线路测控装置 台 YK≥8 YX≥48，YC≥10，110kV母线PT测控装置 台 YK≥8 YX≥64，YC≥10，110kV公共测控装置 台 YK≥8 110kV母联/分段测控装YX≥48，YC≥10，台 YK≥8 置 110kVPT并列装置 台 YX≥64，YC≥10，主变变高测控装置 台 YK≥8， 主变变中测控装置 YX≥64，YC≥10，台

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