综合自动化.docx

1、综合自动化综合自动化系统技术规范书1.总的要求1.1 本协议适用于综合自动化系统设备，它包括综合自动化系统设备的功能设计、结构、性能、安装、试验和检修等方面的技术要求。1.2 本协议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，卖方保证提供符合本协议和有关工业标准，并且是功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。1.3 如果卖方对本技术协议有异议，以书面形式明确提出，在征得买方同意后，可对有关条文进行修改。如买方不同意修改，仍以买方意见为准。如果卖方没有以书面形式对本协议的条文提出异议，则意味着

2、卖方提出的产品完全符合本协议的要求。如有异议，不管是多么微小，都必须清楚地表示在技术参数差异表中。1.4 合同签订后10天，按本协议要求，卖方提出合同设备的设计、制造、检验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，供买方确认。1.5 设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。1.6 卖方提供高质量的产品。这些设备应是技术先进并经过同类工程三年以上成功运行实践证明是成熟可靠的产品。1.7 卖方必须有权威机关颁发的ISO-9001系列的认证书或等同的质量保证体系认证证书。1.8 卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程

3、，规范和标准必须遵循现行最新版本的中国国家标准。卖方提供所使用的标准。本技术协议所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。1.9 本技术协议提出了对设备本体及其附属设备的技术要求。主要包括设备的使用条件、主要技术参数、结构、性能、试验及所需技术资料等方面的内容。对属于整套设备运行和施工所必需的部件，即合同附件未列出或数目不足，卖方仍需在执行合同时补足，并不另外发生费用。1.10 在签定合同之后，买方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权力，卖方承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由买、卖双方共同商定。1.11 本协议中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾时

4、，以商务部分为准。1.12 本技术协议未尽事宜，由买、卖双方协商确定。2. 技术要求2.1 应遵循的标准按本技术协议供货的设备，包括供货方由其它厂家外购的设备和附件都符合下列标准的最新版本。执行的标准：IEC529 防护等级IEC61000-4-2 静电放电试验IEC61000-4-3 辐射静电试验IEC61000-4-4 快速瞬变干扰试验IEC61000-4-5 浪涌抗扰性试验IEC8705远动设备及系统传输规约IEC870-5-101 远动设备及系统传输现约基本远动任务配套标准IEC870-5-102 电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准IEC870-5-103远动设备及系统传输规约保护通

5、信配套标准IEC870-5-104远动网络传输规约GBT1370292计算机软件分类与代码GBT 155321995计算机软件单元测试GBT 1453793量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB616285静态继电器和保护装置的电气干扰试验GB2423 电工电子产品基本环境试验规程GB 1428593 继电保护和安全自动装置技术规程SDJ91999 电测量及电能计量装置设计技术规程GB288789 计算站场地技术条件GB5017192 电气装置安装工程盘,柜及二次回路结线施工及验收规范GBT 65931996电子测量仪器质量检测规则GBT 1372992远动终端通用技术条件DL/T 587-

6、1996 微机继电保护装置运行管理规程DL/T 667-1999 继电保护设备信息接口配套标准DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件DL/T 621-1997 交流电气装置的接地DL 5003-92 电力系统调度自动化设计技术规程GB/T 13730-92 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件DL 476-92 电力系统实时数据通信应用层协议DL 755-2001电力系统安全稳定导则DL 497-1992电力系统自动低频减负荷工作管理规程DL 428-1991电力系统自动减负荷技术规定DL/T 623-1997电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程GB 13337.1-19

7、91 固定型防酸式铅酸蓄电池技术条件GB/T 17626.21998 电磁兼容试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.121998 电磁兼容试验和测量技术 振荡波抗扰度试验DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T 5044-2004 火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定 DL/T 459-2000 电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护规程DL/T 5044-2004 电力工程直流系统设计技术规程DL/T 781-2001 电力用高频开关整流模块国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电

8、200395号）国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电200329号）国家电网公司预防直流电源系统事故措施（国家电网生2004641号）2.2 综合自动化系统范围及系统结构2.2.l 监控与保护范围1、35kV出线2、35kV进线、SVG出线（预留）3、接地变系统4、变电所各电压等级母线及PT5、直流系统6、UPS不间断电源系统7、SVG系统（预留）8、计量系统9、站内其他设备（空调、火灾报警、视频监控等）10、光伏场区系统（逆变器、箱变、汇流箱等）2.2.2 系统结构综合自动化系统采用分层分布式网络结构，分为站控层和间隔层两层。站级控制层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心

9、，通过网络，接收保护装置信息、现场采集的数字量、模拟量与电度量信息，以及向现场发布控制命令，通过远动工作站与集控调度中心进行远方数据通讯。间隔保护控制层采集各种实时信息，监测和控制一次设备的运行，自动协调就地操作与变电所层的操作要求，保证设备安全运行，并具有就地远方切换开关，在变电所站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层的保护、监测和控制功能。35kV间隔层的设备就地安装在开关柜内，站控层设备除后台外，其余屏柜安装在开关站二次设备的预制舱内。光伏场区通讯采用光纤环网通讯。每个逆变器室内设一面通讯柜，每面通讯柜内设一台通讯管理机和一台环网交换机。每个方阵的通讯管理机通过通讯方式采集该方阵的

10、逆变器、汇流箱、箱变测控等设备的信息通过光纤环网与主控室环网交换机相连接。最终接入光伏电站开关站站控层以太网。站控层以太网采用10M/100M高速双以太网；间隔级网络采用实时、可靠、抗干扰性能好的现场总线或以太网通信网络，网络传输速率需满足系统的实时性要求，双网冗余结构。监控后台安装在综合楼主控室内，距离不超过100米通过以太网与二次设备室监控网络相连接。监控规约采用104规约。2.2.2.1 站控层1）主机/操作员站主机具有主处理器及服务器的功能，为站控层收集、处理、存储及发送的中心。操作员站是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

11、询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能实现对电站生产设备的运行监视和操作控制。2）工程师工作站负责前站的程序开发、系统诊断、控制系统状态、数据库和画面的编辑及修改，也作为培训仿真系统；工程师工作站可按要求进行保护定值修改和管理等功能。3）微机五防工作站五防工作站采用普通商务机并安装五防闭锁软件。设备远方操作时，五防闭锁在监控程序中实现，就地操作时由五防硬件实现。提供本期设备的微机五防系统，包括软件及硬件，如电编码锁、机械编码锁等，并提供电脑钥匙。并负责操作票处理。2.2.2.2 间隔层综合自动化系统间隔层的设备按变电所本期规模配置，并能扩充，在扩建期间，能保证系

12、统的正常运行。综合自动化系统的IO装置，按电气设备单元间隔配置。间隔层设备按电气单元间隔如线路、变压器、母线等划分。2.2.2.3 综合自动化系统总的要求1）变电所按少人值班综合自动化配置，频率电压异常紧急控制装置、远动通信部分、公用测控等设备在二次设备室预制舱中集中组屏安装，35kV部分采用保护测控合一的装置，分散布置在继保屏和计量屏上。系统的结构应符合“站级-间隔级”原则，各工作站及间隔单元通过网络连接。对于变电所内不能直接上网的公用设备，可采用通讯管理机，经转换后上网。2）远动通信设备采用工业级通信产品，由双套远动通信设备组成，远动信息应直接来自间隔层采集的实时数据。远动通信设备满足DL

13、5002、DL5003的要求，其容量及性能指标能满足远动功能及规约转换。供方负责通信配合及调试，保证现场与调度信息顺利传输，以满足远动技术要求。3）远方及当地控制操作应相互闭锁。4）系统需能够与直流柜微机监控装置、微机直流系统接地检测仪、火灾报警等装置通过串行口连接，对于上述设备通信规约，综合自动化系统应能接收或予以必要的转换，实现遥测、遥信及遥控。5）系统需能够与电能量计量系统通过串行口连接、采集数据。6）综合自动化系统应具备重合闸、过流保护以及低周、低压保护软压板远方投退功能。7）综合自动化系统应主要由直流220V电源供电，供方应说明电源功率消耗参数。其中间隔级和站级监控设备应直接由直流2

14、20V电源供电。8）额定技术参数: 控制及保护电源电压：DC220V(2) 交流电压输入：100V交流电流输入：1A交流额定输入频率：50HZ9）站内测控保护装置GPS（北斗）对时信号消失应报警信号输出，站内GPS（北斗）对时装置对时信号消失或故障也应有报警信号输出。10）综合自动化系统厂商所提供的设备（包括监控设备和继电保护设备）软件版本应一致，软件版本应经试验确认无误，应提供与软件版本一致的说明文件。11）接地要求：微机自动化系统接地线与变电所主接地网可靠连接12）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，确保在变电所中的稳定运行其标准应符合以下规定：高频干扰试验IEC255-2

15、2-1电磁场干扰IEC255-22-3静电放电干扰IEC255-22-2冲击试验IEC801-5CO13）集中组屏和分散布置的控制保护单元应满足以下标准，且不仅限于以下标准：振动试验标准IEC255-21-1冲击碰撞试验标准IEC255-21-2地震试验标准IEC255-21-3高频干扰试验标准IEC255-22-1静电放电干扰试验标准IEC255-22-2辐射电磁场干扰试验标准IEC255-22-3快速瞬变干扰试验标准IEC255-22-414）站用后台主机标准：站用后台主机应为性能优良的微型计算机，带显示器（液晶显示器 22寸或以上）、键盘、鼠标，具有高分辨率的图象处理能力，主要指标如下：

16、字长：32位处理速度：主频3GHz内存容量：4GB硬盘容量：500GB彩色、SVGA、分辨率1024*768标准键盘、鼠标、光盘具备光盘刻录功能。供方应提供与系统一致的后台监控软件（含操作平台）及数据库备份光盘各二套，操作系统安装源盘一套或系统恢复盘一套。并出具所有软件合法使用的证书。15）综合自动化系统应具有可靠的事故总信号及每一断路器的跳闸事故信号，包括在断路器偷跳及重合成功情况下均应可靠发出事故总信号及每一断路器的跳闸事故信号。16）重要遥信采用双输入即常开、常闭接点均输入的方式，由间隔层测控单元进行逻辑判断，确认信号正确后上传。17）对于程序化控制的变电所，应满足需方要求。程序化自动控

17、制，是基于标准化作业的前提，通过计算机软件自动执行特定的功能模块中既定的指令来完成操作。变电所程序化控制对象主要包括：一次设备操作（断路器等）和二次设备操作（保护软压板的投退、保护定值区切换等）。为提高智能化程序操作的可靠性，本间隔的程序化操作指令程序在间隔级测控单元内完成，间隔间的程序化操作指令在站控层完成。2.3 监控系统功能要求实时数据采集与处理控制操作远动功能电度量处理数据库的建立与维护报警处理卫星时钟接收和时钟同步事件记录画面生成及显示与其它设备接口模拟操作功能人机接口2.3.1 实时数据采集与处理2.3.1.1 采集信号的类型1）35kV出线：遥控量：断路器分、合闸，信号复归及装置

18、软压板投退 遥测量：Ia, Ib, Ic, Ua，Ub，Uc，P，Q，Ux 遥信量：保护动作，重合闸动作，装置故障，断路器分、合闸位置，隔离刀闸位置，控制回路断线，远方、就地开关位置，装置故障信号， GPS时钟中断信号，装置软压板投退信号等。2）35kV进线： 遥控量：断路器分、合闸，信号复归及装置软压板投退遥测量：Ia, Ib, Ic, Ua，Ub，Uc，P，Q，Ux遥信量：保护动作，装置故障，断路器分、合闸位置，接地刀闸位置，控制回路断线，弹簧未储能，远方、就地开关位置，装置故障信号，GPS时钟信号中断，装置软压板投退信号。3）SVG出线（预留）： 遥控量：断路器分、合闸，信号复归及装置软

19、压板投退遥测量：Ia, Ib, Ic, Ua，Ub，Uc，P，Q，Ux 遥信量：保护动作，装置故障，断路器分、合闸位置，接地刀闸位置，控制回路断线，弹簧未储能，装置故障信号，GPS时钟信号中断，装置软压板投退信号,SVG系统信号。4）接地变遥控量：断路器分、合闸，信号复归及装置软压板投退遥测量Ia, Ib, Ic, Ua，Ub，Uc，P，Q，Ux遥信量：保护动作，装置故障，断路器分、合闸位置，接地刀闸位置，控制回路断线，弹簧未储能、远方/就地开关位置，GPS时钟信号中断，装置软压板投退信号，接地变非电量信号。5）公用部分： 遥控量：400V 站用电开关遥测量： 35kV母线电压 站用电系统40

20、0V电压、电流 直流系统电压、电流 UPS系统电压、电流 遥信量： 全站事故总信号 站内GPS时钟失步 直流屏：直流监控装置故障 充电机过电流、过电压 对地绝缘下降 直流母线电压异常 电池组故障 充电模块失电或故障 48V模块故障 微机直流接地监测动作 UPS: UPS故障 交流故障 逆变故障 电能量装置告警 电能量失电告警 频率电压紧急控制装置失电告警 频率电压紧急控制装置告警 频率电压保护跳闸 GPS装置告警 GPS装置失电告警 35kV PT断线 35kV 电压异常 消防系统报警 视频监控系统报警7）箱变遥控量：高压侧负荷开关分、合闸，低压侧断路器分、合闸遥测量：低压侧2路Uab,Ubc

21、，Uca，Ua,Ub,Uc,Ia,Ib,Ic,P,Q,f，cos遥信量：负荷开关分、合闸位置，断路器分、合闸位置，负荷开关、断路器异常信号，远方/就地开关位置，箱变非电量信号。8）逆变器遥控量：逆变器的远程启停机遥调量：逆变器的有功、无功功率输出值遥测量：直流：功率、电压、电流；交流：电压、电流、功率；效率，发电量，温度遥信量：逆变器运行工况，告警信号，故障信号。以上信息仅供参考，所有信息量均按照所附的电气主接线图之本期部分配置，再加10%裕度并预留远景规模扩展的余地。2.3.1.2 采集信号的处理1）系统的采集单元按电气设备间隔（线路、母线、主变等）划分，每个测控（测控保护）单元为一个独立的

22、智能小系统，对所采集的输入量进行数据滤波、有效性检查、工程值转换、故障判断、信号接点消抖等处理、变换后，再上网传送，供数据库更新。2）运行数据计算和统计：电量累加、分时统计、运行日报、月报、最大值、最小值、负荷率、电压合格率统计。3）运行记录：遥测越限记录、遥信变位记录、SOE事件记录、设备投停记录、遥控操作遥调操作记录、保护定值修改记录。4）报表和历史数据：变电站运行日报、月报；历史数据显示和保存。3.3.1.3 信号输入方式1）模拟量输入：除温度、直流电压通过变送器输入420mA或05V外，其余电气量应采用交流采样，输入CT、PT二次值，计算I、U、P、Q、f、COS；2）开关量输入：无源

23、接点输入；3）电度量输入：通过电能量计费终端串口通讯采集；4）对于各种智能设备，如直流系统、火灾报警等采用数据通信方式（RS232、RS422、RS485等串口）收集各类信息。对于不能用通信方式传递的信号，可采用硬接点接入。2.3.2 控制操作2.3.2.1 操作说明1）控制方式为三级控制：就地控制、站控层控制、远方遥控。操作命令的优先级为：就地控制站控层控制远方遥控。同一时间只允许一种控制方式有效。对任何操作方式，应保证只有在本次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。站控层控制指令下达必须按全双工网络通信模式，以满足GB/T 19964-2012、GB/T 29321-2012D对动态响应时间

24、的要求。2）在开关柜上设“就地远方”转换开关，任何时候只允许一种模式有效；“就地”位置，可在开关柜对应的I0单元通过人工按键实现一对一的操作。操作过程由计算机记录，间隔层应根据需要具有防误逻辑判断功能。3）远方操作既可在站控层操作，也可在远方控制中心遥控。4）一个任务要对多个设备进行操作（如：倒母线、VQ调节等），监控终端可按规定的程序进行自动顺序控制操作。5）应能对断路器遥控，以及控制权限进行管理设置。6）所有的遥控继电器返校信号要能够登录，确定是否出口继电器动作2.3.2.2控制输出的接点要求1）对于35kV断路器采用1付合闸接点，l付分闸接点。2）除合闸/分闸接点外，测控单元还应提供用于

25、不对应起动重合闸和手动分闸时闭锁重合闸回路的接点。3）控制输出的接点为无源接点，接点的容量对直流为220V，1A；交流为220V，1A。4）对箱变高压侧负荷开关低压侧断路器各采用1付合闸接点，1付分闸接点。3.3.3 远动功能1）综合自动化系统的远动工作站应具有常规RTU的全部功能。2）远动工作站直接与集控中心、调度中心进行数据通讯。远动工作站直接从以太网上获取数据，经筛选、归并，按集控中心、调度的要求建立远传数据库并上送相关数据。3）远动通信单元能具备一个网络口同时与3个以上主站通信的功能。4）除了必需的两路调度数据外，另外多做一路数据转发，包含升压站和光伏区所有数据。2.3.4 电度量处理

26、1）电度量由站内电能量计费终端采集各电能表数据信息后经过RS485串口输入。2）编制各种电度量表。3）电度值按时段带时标存储。4）自动按时段计算电度值。5）外部供电系统中断后相当长一段时间内应不丢失电度量信息。2.3.5 数据库的建立与维护2.3.5.1监控系统应建立如下数据库l）实时数据库：装入综合自动化系统采集的实时数据，其数值应根据运行工况的实时变化而不断更新，记录着被监控设备的当前状态。实时数据库的刷新周期及数据精度应满足工程要求。2）历史数据库：对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中。如事件顺序记录及事故追忆历史记录、报警历史记录、设备参数及接口定义参数，以及保护成组定值记录

27、等。3）用户数据库：根据用户的使用要求，在实时数据库中或网上选择所需内容，建立用户专用数据库，完成各项应用功能。2.3.5.2 维护要求1）数据库应便于扩充和维护，应保证数据的一致性、安全性；可在线修改或离线生成数据库；用人机交互方式对数据库中的各个数据项进行修改和增删。2）可方便地交互式查询和调用，其响应时间应满足工程要求。2.3.6报警处理综合自动化系统应能采集变电所运行状态相关信息的基础上，正确判别变电所是否发生事故，应能区分保护动作断路器跳闸事故和断路器本身故障跳闸（无保护动作）的事故，并及时发出变电所总事故信号。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

28、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个部件、间隔层单元的状态异常。断路器事故跳闸信号应在间隔级设备内生成，其生成宜采用断路器位置不对应原理（即合闸后位置与断路器位置不一致），生成后传送到站级监控设备，站级监控设备接收到间隔级设备送来的断路器事故跳闸信号后，生成本站总事故信号，然后再一起传送到区域集控中心（调度）及本地人机接口工作站。事故总信号应能自动化重复动作（即短时间内重复发生跳闸事故应能多次启动事故信号）。各种预告信号的生成原则是：间隔内的预告信号在间隔级设备内生成，变电所公用设备的预告信号及不能归入各间隔的预告信号，在站

29、级监控设备内生成。在间隔级设备内生成的预告信号，首先传送到站级监控设备，然后分别传送到区域集控中心（或调度）及本地人机接口工作站。在站级监控设备内生成的预告信号，则直接传送到区域集控中心（或调度）及本地人机接口工作站。间隔级和站级监控设备对于预告信号的处理，除了对其本身的处理外，还应加发总预告信号，该总预告信号与各个预告信号一起传送到区域集控中心（或调度）及本地人机接口工作站。本地人机接口工作站接收到总事故信号后应推事故跳闸画面、语音提示，接收到总预告信号后应推报警窗口、语音提示。总事故信号和总预告信号有自动复归和手动复归两种复归方式。（分别在站级监控设备和本地人机接口工作站上）。2.3.7

30、卫星时钟接收和时钟同步应提供一套配有GPS和北斗双对时高精度时钟授时装置，接收卫星授时信号作为主要的时间信号来源。该装置应配有足够的B码硬对时接点，用来同步工作站时钟和全站保护、测控装置及其他需要对时的设备。接收卫星同步时钟的误差1.0X10-9s，系统时钟误差10-6s，对时精度误差1mS。2.3.8 事件记录1) 事件顺序记录断路器状态变位信号和保护信号的动作顺序以ms级进行记录。SOE分辨率为2ms。2) 遥测越限记录各种遥测量的越限记录以及在各种异常状态下的事件记录等。3) 遥控操作记录记录遥控操作人员姓名、操作主机、操作时间、操作内容，遥控操作的人-机界面应满足操作人、监控人双重操作

31、要求。2.3.9 画面生成及显示2.3.9.1 画面显示1) 变电站主接线图及潮流图，直流系统图，所用电系统图，逆变器室发电子单元分图。2) 各种开关状态及动态数据实时显示，变电站监控系统运行工况显示，各发电子单元逆变器、箱变高低压侧开关、汇流箱运行工况状态显示。3) 时间、频率及安全运行日显示4) 进线、出线、SVG（预留）、场用电系统、各发电子单元箱变、逆变器、汇流箱等元件的电压电流功率的监视。5) 遥信状态监视，能根据现场实际信息区分正常操作变位与事故变位，事故变位时应有声光信息，带语音报警功能。6) 用表格、曲线等形式显示实时与整点数据，用日报表形式显示、打印整点数据，显示每台逆变器的报表及曲线，日辐照度需有日累计辐照度。7) 用棒图、曲线形式显示电压，负荷等模