综合自动化技术协议书范本文档格式.docx

综合自动化技术协议书范本文档格式.docx

《综合自动化技术协议书范本文档格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《综合自动化技术协议书范本文档格式.docx（26页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

16、GB7260《不间断电源设备》。

17、GB2887《计算机场地技术要求》。

18、NDGJ8-89《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定》；

19、DL451-1991《循环式远动规约》。

20、电力工业部电安生「1994」191号“关于颁发《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》的通知”。

21、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求。

等等

四、工作环境条件：

1、安装地点：

室内

2、周围空气温度：

最高温度+40℃

最低温度-15℃

3、海拔高度：

1500m

4、环境相对湿度：

53%

5、地震烈度：

VIII度

水平加速度0.25g

垂直加速度0.125g

五、综合自动化系统设计标准：

1、按无人值班站考虑，并具备当地功能。

卖方应确保实现第七条第11款，在工地现场调通，使各种信息量上传至调度及集控中心。

2、屏体为柜体型式，尺寸：

（高*宽*深）=2360*800*600mm。

采用整体门设计，600mm（深）已包含前后门的尺寸。

柜体结构采用全封闭、全组合结构，内、外采用静电喷塑。

柜体颜色：

上海振华浅石灰色Z42。

3、柜顶设置φ8的铜圆小母线32根及绝缘母线夹，并带有可引接的线夹及柜顶板。

4、柜内装有截面不小于100mm2的铜接地母线，它连接到主框架的前面、侧面和后面，接地母线末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。

5、通讯规约：

变电站信息传输应具备CDT、IEC60870—5—101、104等规约,由买方提供通信规约型式。

具体在设计联络会上明确。

6、远动通道组织：

远动厂站向地调EMS系统、集控系统分别上传信息，上述两级调度分别具备主备传输方式（共需四个接口），且均为光纤通信。

传输方式同时具备模拟量和数字量传输。

远动信息的传输应保证“直采直送”的原则，传输设备应具备通道切换功能。

通道误码率（信噪不大于16dB时）：

问答式：

<

1×

10-5；

循环式：

10-4。

六、系统基本结构及配置：

1、基本结构：

分层分布式系统结构，具体由三部分组成。

第一部分为间隔层的分布式保护、测控设备及自动控制装置；

第二部分为站内通信网；

第三部分为变电站层的监控与管理系统，是系统与运行人员的接口。

2、网络结构：

采用站级监控网和就地设备监控网两级开放型分层、分布式结构。

其中站级监控网采用双以太网络结构，通信媒介采用屏蔽网线，通信规约采用TCP/IP协议；

就地设备监控网采用现场总线网，通信媒介采用屏蔽电缆，通信规约为IEC870-5-103。

3、布置型式：

集中和分散布置相结合。

测控、厂用变保护及公共部分集中布置在电气二次设备室，10kV线路保护、分段保护、电容器保护、站用变保护分散布置在各自的配电装置室内。

4、系统配置：

远动主机采用双机互为热备用系统，监控网络、保护单元和自动装置等均要求为通过两部鉴定的产品。

监控元件采用交流采样。

配有监控主机和工程师主机。

七、系统技术参数及功能：

1、技术参数：

a、电源：

（1）交流电源：

电压：

单相220V,允许偏差-10~+10%；

频率：

50Hz,允许偏差±

0.5Hz;

波形：

正弦，波形畸变不大于5%。

（2）直流电源：

额定电压：

220V；

允许偏差：

-20%~+10%；

纹波系数：

不大于5%。

b、额定参数：

（1）交流电流：

110kV、10kV二次额定电流均为5A（要求测量、保护所需电流取自CT的不同二次绕组）；

（1）交流电压：

110kV、10kV二次额定电压为100V（线电压）；

（2）频率：

50Hz；

（3）直流电压输入：

（4）直流电压输出：

±

5V，±

24V；

（5）数字量输入：

4-20mA，±

5V。

c、功率消耗：

（1）交流电流回路：

当In=5A时，每相不大于1VA。

（2）交流电压回路：

当额定电压时，每相不大于1VA。

（3）直流电源回路：

当正常工作时，不大于50W;

当保护动作时，不大于80W。

d、过载能力：

（2）额定交流电流回路：

2倍额定电流，连续工作;

10倍额定电流，允许10s;

40倍额定电流，允许1s.

（3）交流电压回路：

1.1倍额定电压，连续工作。

（4）直流电源回路：

0.8～1.1Ue，连续工作。

产品经受过载电流电压后，应无绝缘损坏。

e、测量元件特性的准确度：

（1）刻度误差：

不大于±

2％

（2）温度变差：

在工作环境温度范围内，不大于±

3％

（3）综合误差：

5％

f、跳合闸电流：

（装置跳、合闸回路电流应自动适应0.2~8A的范围）。

2、抗干扰性能：

（1）电磁及无线电干扰：

满足GB-6162-85的要求，电磁干扰极限应满足在设备外壳1m处测量其电磁辐射不超过1（V/M）/MHz，电磁间容性极限应满足设备所处环境的无线电干扰水平不超过电磁间容性规定的允许极限（变电所的平均磁强）。

（2）高频电气干扰：

装置应能承受GB-6162规定的干扰试验，试验电源频率为100kHz,和1MHz，试验电压为公模2500V，差模1000V的衰减振荡波。

试验时应给被试继电器预先施加直流电源，按GB-6162第3.3条表3所列临界条件下叠加干扰试验电压。

装置应无误动或拒动现象。

3、冲击电压

在正常试验大气条件下，装置的直流电源输入回路、交流输入回路、输出触点回路对地，以及回路之间，应能承受1.2/50us的标准雷电波的短时冲击电压试验，开路试验电压5kV装置应无绝缘损坏。

4、振动

装置应能承受GB7261第16.3条规定的严酷等级为1级的振动耐久能力试验。

试验后，无紧固件松动脱落及结构件损坏。

5、故障率

综合自动化系统平均无故障时间：

MTBF≥20000h,其中I/O单元模件MTBF≥50000h；

间隔级测控单元平均无故障时间：

MTBF≥40000h；

电源模块MTBF≥20000h。

“远动信息”传输速率不应小于300Bd。

6、接地

综自系统不设单独的接地网，屏间用不小于100平方毫米的接地铜排直接联通，铜排首末连通。

遵照“一点接地”原则，将该网用铜排连接于变电所主接地网的一个点上。

综自系统应满足接地电阻不小于1Ω的要求。

综自系统的机箱、机柜以及电缆屏蔽层均应可靠接地。

站控层、间隔层以及设备通信口之间的连接应有隔离措施。

不同接地点的设备连接要采取电气隔离，以不破坏“一点接地”的原则。

7、监控系统

a、二次接线

（1）下列电气一次设备，应能远方控制和所内控制：

*10kV、110kV全部断路器；

*110kV隔离开关；

*厂用变压器有载调压分接开关；

*厂用变压器中性点接地隔离开关；

*远方遥控和所内控制操作，两者之间需设操作切换闭锁开关。

（2）变电所微机五防闭锁系统：

由综自厂家实现五防闭锁系统接入。

（3）自动控制：

变电所的主变压器有载调压分接开关、并联电容器组投切、蓄电池组充电、直流母线电压调节采用自动控制。

由综自厂家负责完成该部分自动控制功能的接入，并负责提供对应的通信接口和屏蔽通信电缆。

（4）与其它设备的智能接口：

综自系统与其它相关设备的智能接口，如：

直流、所用、电能表、厂用变油温计及非电量、分接开关档位、环温、烟雾报警、微机五防等。

由卖方负责提供对应的通信接口和屏蔽通信电缆。

b、四遥量：

见第13条。

8、保护及安全自动装置：

a、保护全部采用数字式微机保护，总的要求如下：

（1）能够远方在线修改整定保护值；

（2）装置能够独立进行开关操作；

（3）具有事件顺序记录功能及数据巡检和越限报警功能；

（4）具有事件追忆功能；

（5）可记录短路电流、电压值，具有录波功能，可录故障时启动前两个周波，后3秒，并能打印、保存、调取；

（6）具备抗干扰、自控、自恢复等功能；

（7）装置在断电时应具备保存数据的功能；

（8）保护电源异常应能自闭锁保护出口，断电后应能发断电报警信号。

b、保护配置如下：

1、厂用变压器保护

◎主保护：

装设二次谐波制动的比率差动保护（具有CT断线闭锁功能），无制动的差动电流保护，主变本体及有载调压开关装设重瓦斯保护，轻瓦斯动作于信号。

◎后备保护：

*复合电压起动的三段式过流保护（装于高、低压侧，并能全部实现跳主变两侧的功能）；

*低压侧应配置能自投自退的母线充电保护，经硬压板控制，充电时间可整定；

*零序过电流保护（装于高压侧）；

*零序过电压保护（装于高压侧）；

*过负荷保护（装于两侧）；

*PT断线告警或闭锁保护；

*非电量保护：

厂用变本体及有载调压开关装设重瓦斯保护（动作于两侧跳闸或信号），轻瓦斯动作于信号。

压力释放、油位、温度等非电量保护动作于信号或跳闸。

*超温告警（按温度和时间）或跳厂用变各侧开关。

2、电炉变保护

*复合电压起动的三段式过流保护（装于高压侧）

*PT断线告警或闭锁保护。

3、110kV线路保护：

*光纤纵差保护为主

*三相式相间距离

*接地距离

*四段式零序方向电流保护

*重合闸为无检定的三相一次重合闸。

4、110kV母联充电保护：

*由两段式相间电流；

*三段式零序电流保护；

*母线充电保护。

5、110kV母差保护

*母线差动保护

*失灵保护

6、110kV低频低压减载保护

*低频低压减载保护；

*失步解列压频控制。

7、10kV线路（站用变）保护：

*瞬时速断（能单独实现后加速），具有软、硬压板分别投入或退出

*限时速断（能单独实现后加速），具有软、硬压板分别投入或退出

*过流保护（能单独实现后加速），具有软、硬压板分别投入或退出

*故障录波功能

*无检定的三相一次重合闸及后加速保护，重合闸具有软、硬压板分别投或退

*站用变瓦斯保护

*低压、低周减载

*小电流选线

8、10kV电容器组保护：

*零序过电压保护（不平衡电压保护）

*过电流保护（能单独实现后加速）

*电流速断保护（能单独实现后加速）

*过电压保护

*欠电压保护

*网门保护

*压力释放

*温度高跳闸

9、10kV母联保护：

*三段式定时限相间过流保护

1）充电保护:

I段式定时限相电流保护，具有自投、自退功能，在分段开关充电合闸及备自投动作合开关时自动短时投入,充电完毕正常运行后自动退出充电保护，经硬压板控制。

2）分段开关保护一、二、三段:

*交流输入回路能适应三相或两相不完全星形接线；

c、自动装置：

（1）110kV备自投装置：

*110kV侧配专门的备用电源自投装置。

要求可识别不同运行方式自动切换的备投方式。

*备用电源自动投入装置应功能完备，满足备投分段和备投进线等基本方式。

备自投装置应自动识别变电所不同的运行方式，根据运行方式的不同，可实现进线开关或分段开关的备投。

*备投装置必须设跳合闸出口压板。

*备投装置应在判别故障线路或元件确已切除并已断开有关开关的情况下方可动作，决不能备投于故障线路或故障元件上，且只能动作一次。

*若备投动作于故障线路或元件上或备投动作引发故障则由相应的后加速保护动作切除故障。

*备投分段开关时应自动投入充电保护，备投完成后在设定时限内退出充电保护。

*检主变110kV侧电流是否过负荷。

过负荷就要减载。

10KV备投具备三轮经过判别减负荷能力，减负荷线路为每轮4回线，减负时间可任意确定。

*备投具有防止PT、CT断线引起的误动作的闭锁措施，并告警。

*具备完善的通讯功能，实时显示各模拟量、开入量，定值可远方或就地修改，可就地或远方投退保护软压板，并具备故障追忆功能。

*具备完善的自检功能

*备投动作后应能在维护工作站中进行详细的记录。

并出具录波报告。

（2）110kV、10kVPT二次并列装置：

*110kV、10kVPT二次回路装设PT并列装置，保证在一段PT检修时，系统和保护的正常工作。

*PT并列时应发信号；

PT断线时应发告警信号。

PT二次回路并列装置经由相应刀闸和开关闭锁。

（3）故障录波器：

*配置故障录波器一台，录取1#、2#厂用变110kV、10kV侧电压、电流、开关量及直流量。

录波容量最低配置为：

96路模拟量（分配为：

24路电压量、68路电流量、4路直流量）、128路开关量。

*录波器柜的组柜包括：

一套微机型故障录波装置、一台打印机。

装置具有以太网口、485口、232口各一个。

*开关量分辨率：

不劣于1.0ms。

*谐波分辨率：

可明显观测到15次及以下各次谐波。

*故障录波器的基本功能应满足DL/T553-94《200~500kV电力系统故障动态记录技术准则》。

*设有自动对时系统，可通过GPS实现精确的卫星对时，以确保故障时间的准确性，时间精度为±

2mS。

*能够实现远传自动上电，具有在线修改定值的功能，可实现现场免操作。

*所有记录和计算的参量均汉字化、数值化和表格化，必要的参量变化还可用可编辑的图形记录输出。

*具有精确的测距功能，设有完善的软硬件自检和报警系统。

*具备长时间在线录波功能。

*录波装置应具有在线自动检测功能。

装置中任一元件发生故障，能发出装置异常信号。

*录波装置应设有开放式数据通信接口，配置调置解调器及自动上电装置。

以便向远动设备或上位机传递保护动作顺序和时间、故障类型和故障点距离、故障前后各输入模拟量的波形数据。

*录波装置的所有引出端子不允许同装置弱电系统（指CPU的电源系统）有电的联系。

针对不同回路，可以分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变压器磁耦合等隔离措施。

9、中央信号系统

（1）具有重复动作的总事故音响、总预告音响系统。

（2）总事故音响可手动和自动复归，自动延时复归时间为10秒；

总预告音响可手动复动，也可遥控复归。

（3）具有屏幕显示事故对象、性质及时间功能。

（4）具有语音报警功能。

语音，音响加投退开关，以区分有人和无人值班。

11、操作员站

（1）操作员站是所内综自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，控制操作命令的解释和下达，系统时钟校正等。

通过操作员工作站，运行值班人员将实现对全站生产运行设备的运行监视和操作控制。

（2）操作员站配置一套。

12、工程师站：

（1）主要用于综自系统管理员进行维护时使用，可完成数据库的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络维护、系统诊断、保护定值管理等方面的工作。

应加密设置，专人操作，应能实现主付机监控操作。

（2）工程师站配置一套。

13、远动要求

a、远动信息量配置如下：

（1）遥测量：

模拟量遥测综合误差要求≤1.5，遥测合格率要求≥98%。

★110kV线路电流

★110kV母线电压

★10kV线路电流

★10kV母线电压

★10kV母线母联断路器的电流

★110kV母线母联断路器的电流

★厂用变各侧电流

★并联补偿装置的电流

★站用变压器低压侧电压

★直流母线电压

★110kV厂用变压器的有功电能量。

★断路器、隔离开关位置信号

★厂用变压器重瓦斯、差动保护和复合电压电流闭锁保护动作总信号

★低频减载动作（按组）信号

★110kV断路器事故跳闸总信号

★10kV断路器事故跳闸总信号

★10kV系统接地信号

★直流系统接地信号

★控制方式由遥控转为当地控制的信号

★温度遥测量

预留20%备用量。

（2）遥信量：

遥信正确率要求≥98%。

★断路器控制回路断线信号

★断路器操作机构故障信号

★厂用变油温过高、绕组温度过高信号

★厂用变压器及调压装置油位过低信号

★轻瓦斯动作信号

★开关站事故总信号

★继电保护、调压装置故障信号

★距离保护闭锁信号

★消防报警信号

★UPS交流电源消失信号

★远动通道故障信号

★遥控电源消失信号

★直流母线电压异常信号

★站用电失电信号

★直流电源断电报警

（3）遥调量

★厂用变压器有载调压开关分接头位置

★电容器组的自动投切

（4）遥控量：

遥控误动作率≤0.01。

★110kV、10kV断路器的分合

★110kV隔离开关的分合

★厂用变压器中性点接地刀闸分合

★距离保护闭锁复归

★预告信号的复归

★电容器组的投切

b、技术要求

（1）要求远动终端为模块化结构，具有四遥功能，容量可以灵活组合，并相对规格化；

（2）远动终端平均故障间隔时间不低于20000小时；

（3）事故顺序记录分辨率小于等于5毫秒；

（4）A/D转换精度不低于0.2%；

（5）电度量脉冲累计计数器满码可达2的十六次方；

（6）遥控输出继电器节点在220伏直流电压、5安电流时应能可靠的断开；

（7）远动终端传送方式：

循环式或问答式；

（8）系统响应时间：

开关量变位传送至主站：

≤10s

要遥测约定值：

控制命令传送时间：

≤5s

有实时数据的画面整幅调出响应时间重：

（9）计算机系统可用率：

≥99.8%

八、微机综合自动化系统

1、硬、软件主要配置

⑴、计算机主机要求：

CPU为双核2.5GHz；

内存4G；

硬盘250G；

声卡、网卡各一套；

标准键盘、光电鼠标；

DVD光驱一套；

有源音箱一对；

22”液晶彩色显示器。

⑵、打印机：

A3幅面激光打印机一台；

⑶、工程师网络主站一套；

⑷、就地监控网络主站一套（含VQC）；

⑸、控制台一座（4工位）含4把椅子。

2、人机联系：

画面显示操作：

（1）电网潮流图

（2）变电站自动化系统运行状态图

（3）变电站一次实时接线图

（4）变电站实时数据显示

（5）24h负荷曲线、电压棒形图

（6）发送遥控命令

（7）修改RTU监控定值

（8）修改实时数据库

（9）修改图形报表生成软件包

（10）历史数据库

（11）变电站主设备参数

（12）继电器保护定值参数

汉字打印：

（1）定时打印

（2）召唤打印

（3）异常及事故打印

（4）操作打印

（5）事件顺序打印

3、告警功能

（1）开关变位：

变位开关闪烁提示，并有汉字提示的名称及当前变位状态（画面报警框内）。

（2）电流越限：

画面闪烁提示，显示当前越限值和越限给定值（画面报警框内）。

（3）电压越限：

（4）周波越限：

（5）保护动作与告警：

提示框显示相应的内容。

（6）各告警对象除能给出音响提示外，可打印记录相应的告警事件，存盘保存。

4、遥控功能

对开关可进行遥控操作，并打印和存盘记录操作员的姓名、操作时间、性质等信息。

5、历史数据

（1）日报表保存一个月，月报表保存一年。

（2）对历史数据能任意进行日、月检索、统计、打印。

（3）以上数据应具备外存功能。

6、信息处理

实时处理功能，能实时遥信、遥测功率总加值及电能累加值。

7、数据处理

（1）有功功率总加、无功功率总加、有功电能量总加。

（2）可计算24小时最大值、最小值、平均值；

月最大值、最小值、平均值。

（3）负荷率统计和功率因数的计算。

（4）母线电压不合格率计算。

（5）断路器分合闸分类统计。

（6）越限告警。

8、数据传输

（1）和上级调度监控系统通信或信息转发

（2）通信规约转换

（3）数据传输通道故障统计和报警

（4）数据传输具备上下行双向通道，一主一备。

若集控中心，数据流向视具体工程而定。

9、在线维护功能

（1）各种类型的画面报表可在线编辑。

（2）前景数据的画面报表可在线修改、编辑。

（3）数据库部分的内容可在线修改。

（4）部分运行参数及限额可在线设置和状态修改。

10、时钟接收和时钟同步系统

全站设卫星时钟同步系统，接收全球卫星定位系统GPS的标准授时信号，对所内计算机监控系统和继电保护装置、故障录波装置、电能计费系统等有关设备的时钟进行校正。

接收卫星同步时钟的误差≤0.5×

10-6，系统时钟误差10-6S，各单元之间的对时误差应小于1ms。

卫星时钟应由GPS接收机和守时钟组成，当接收机出现故障时，站控层主机的时钟应能维持系统的正常运行，同时，GPS时钟应服从上级调度端的时钟。

对时方式应灵活方便，可采用硬对时、软对时和软硬对时的组合方式，卖方应提出自己的对