1、-市光伏变电站新建工程设备技术协议 项目名称：光伏110kV输变电工程 设备名称：综合自动化计算机监控系统设备 主变、110kV、10kV装置保护设备采购方：市光伏变电站项目经理部 设计方：电力勘测设计有限公司 供货方：科技股份有限公司综合自动化计算机监控系统设备第二篇 技术条款1 总则1.1 本技术规范书的使用范围，仅限于110kV光伏综合自动化监控系统设备的订货招标。1.2 本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，供方应保证提供符合本规范和有关最新工业标准的优质产品。1.3 如果供方没有以书面形式对本规范书的条文明确提出异议，那么，2、供方提供的产品应完全满足本规范书的要求。1.4 在签订合同之后，需方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由供、需双方共同商定。1.5 本规范书所使用的标准如遇与供方所执行的标准发生矛盾时，按要求较高的标准执行。1.6 本规范书的条款为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。2 规范及标准 本规范书中涉及的所有规范，标准均应为最新版本，若发现本规范书所使用的标准与供方所执行的标准有矛盾时，应向需方提出并按其中要求较高的标准执行。2.1 引用的规范和标准 NDGJ8-89 火力发电厂、变电站二次接线技术规定 GB/T13729 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件 GB3、/T13729-92 远动终端通用技术条件 DL5002-91 地区电网调度自动化设计技术规范 DL5003-92 电力系统调度自动化设计技术规范 GB/T14598.9-1995 辐射电磁场干扰试验 IEC255-22-4 快速瞬变干扰试验 SDJ9-87 电测量仪表装置设计技术规程 IEC1000-4 敏感电子设备/系统抗干扰试验3 技术要求3.1 总的要求3.1.1 供方提供的综合自动化微机监控系统应采用分层分布式网络结构。整个系统分成站控层和间隔层。该系统应综合考虑变电站内所有信息的采集、存贮、处理和传送，实现信息资源的共享以及保护、控制和监测等功能的综合化。3.1.2 微机监控系统应4、具有组态灵活，适应性强和可扩展性好等特点，以满足各种应用场合的要求。主要功能的实现应遵循就地分散处理的原则。3.1.3 微机监控系统的设计应采用合理的冗余配置和诊断至模块级的自诊断技术，使其具有高度可靠性，系统内任一组件发生故障，均不应影响系统其它部分的工作。也不会使异常环境更加恶化，以及降低设备性能或缩短设备寿命。3.1.4 微机监控系统应采取有效措施，以防止由于各类计算机病毒侵害造成系统内各存储器的数据丢失或其它对系统的损坏。3.1.5 系统的可利用率大于99.9%，每个单元设备的平均故障间隔时间MTBF10000小时；每个单元设备的平均维修时间MTTR3.5小时。供方应提出具体措施以保证5、达到其可靠性指标。3.2 功能要求3.2.1数据采集与处理 能通过现场(I/O)测控单元采集有关信息,检测出事件、故障、状态、变位信号及模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量，数字量和脉冲量等。3.2.1.1 模拟量采集包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因素等电量和温度等非电量，供方应优先采用交流采集方式，对不能实现交流采集的非电量可采用直流采集方式，其测量值综合误差：电气量：0.5%，非电气量2.5%。模拟量采集周期：电气量：1S，非电气量20S，A/D转换误差0.5%，遥测传送时间不大于3秒。并实现如下功能：l 定时采集：按扫6、描周期定时采集数据l 越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息应包括报警条文，参数值及报警时间等内容。l 追忆记录：对要求追忆的模拟量，应能追忆记录事故前5秒至事故后5秒的采集数据。3.2.1.2 数字量采集包括: a)断路器、隔离开关以及接地刀闸的开关状态变化。b)就地/远方切换开关的变位。c)保护及重合闸的动作与返回。d)各种异常状态报警。并实现如下功能：l 定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更新等，其扫描周期应小于2秒。l 设备异常报警：当状态发生变化时，应进行设备异常报警，其报警信息应包括报警条文、事件性质及报警时间。 事件顺序记7、录（SOE）：要求SOE分辩率小于2ms，遥信量正确动作率100%，遥信变化传送时间不大于2秒。3.2.1.3 自动装置10kV采用单独的小电流接地检测装置（具备36条10 kV线路小电流接地选线），负责小电流接地系统接地故障线路的判别，并能与综合自动化系统实行通讯，选线结果同时上送远方调度和集控中心。建议用山大注入式的小电流接地选线装置。电容器组容量的控制要求实现无极调容，电容器组容量调节装置能与综合自动化系统实行通讯。3.2.2 监视和报警3.2.2.1 监视 能通过CRT对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，任何CRT实时图面均应能在2秒的时间内完全显示出来，其它的图面应能在3秒的时8、间内完全显示出来，所有被显示的数据其刷新速度为2秒，屏幕显示应汉化，画面调用采用键盘、鼠标。应显示的主要画面至少如下：l 电气接线图，包括显示设备运行状态，各主要电气量（电流、电压、频率、有功、无功）等的实时值的显示和打印。l 事件顺序记录、越限记录、事故追忆报告或曲线的显示和打印。l 综合自动化系统运行状态和参数的显示和打印。l 各种统计报表的显示和打印。l 各种保护信息及报表显示和打印。l 操作指导及操作票，典型事故处理及典型事故处理画面显示和打印。3.2.2.2 报警 当所采集的模拟量发生越限,数字量变位及微机系统自诊断故障时应进行报警处理。 报警方式：a) 音响报警(事故/预告两种，语9、音报警，闪光，改变颜色，可分事项语音报警）。 b) 画面汉字指示告警内容。 c) 自动推画面，并自动启动事件记录打印机。 d) 公用屏有喇叭，电笛发音响报警。 可对报警的范围、报警的限定值、报警方式、报警优先级进行修改。报警信息可选择自保持或不自保持方式，对自保持的报警须由运行人员进行手动复归。报警手段和音响可手动或自动解除及远方手动解除。所有报警均应提供事件顺序记录。3.2.3 控制和操作3.2.3.1 计算机监控系统应能根据操作员输入的命令实现远方调度、集控站端及变电站就地监控后台系统对断路器、主变接地刀闸的正常操作。倒闸操作及主变有载调压分接头的调节，其遥控及遥调正确动作率应为100%。10、运行人员发出的任何控制、调节指令均在1秒钟内被执行，2秒内在CRT上反映出来。当计算机站系统停运时，有就地单元一对一的后备手动应急控制。应能相互闭锁，设置远方/就地切换开头以实现远方遥控和手动操作的切换。3.2.3.2 应能实现继电保护的投退；断路器、变压器的有关参数设置；模拟量越限定值的修改；继电保护整定值的修改；电度量分段计量的时间段设置；各种图表、曲线报表的修改；操作密码的修改。3.2.4 制表打印 报表应能正常打印和异常打印，启动方式可为定时启动、人工启动和事件驱动。3.2.5 时钟同步3.2.5.1 监控系统应能够接收GPS时钟信号，并对整个变电站自动化系统每个功能模块进行对时保持同11、步。所内各间隔时钟误差1毫秒。3.2.5.2 为达到站调之间时钟的同步，可采用不同对时方式，并且有相应的硬件接口，站调时钟误差10毫秒。3.2.5.3 当外部对时信号中断后，系统的时钟误差每小时100毫秒。3.2.6 自检3.2.6.1 通过自检程序和硬件构成的自检回路，可对CPU、RAM、ROM、（EPROM）和各种I/O接口等进行在线自检，能反映元器件的故障，故障定位到模块级。3.2.6.2 利用电路中固定输入参数信号及求和等算法，对模拟量测量回路进行检验。3.2.6.3 可通过模拟的开关接点信号对各开关量输入回路进行检验。3.2.6.4 当检测出故障时，应闭锁相关的功能，并启动事件顺序记12、录，事故报警和指示。3.2.6.5 自检不应影响系统运行。3.2.7 电能管理 监控系统应能根据供电部门电能管理要求，实现电能管理、计量、费率设定及电能信息远传等功能。并具备RS485接口和网络接口。3.2.8 站调接口与所内通信。3.2.8.1 系统应具有网络、模拟、数字通信接口，与两个远方调度中心应具有主、备通道，并能实现主、备通道的自动和手动切换及通道监视的能力，对每个通信接口均可以设置报警，当通信失败率超过所设定的报警参数时，则向主站端发报警信号。通信失败率包括：信息误码率、通道干扰以及其它各种因素造成的通信失败。通道切换应作事件记录。3.2.8.2 应能按上级调度（控制中心）的要求：13、设置与调度端通信的硬、软件模块，其功能和技术指标应满足与调度之间的信息传送要求，并选用调度通信的标准规约IEC870-5-104、IEC870-5-101方式为主，并支持部颁CDT通信规约标准，或由用户提供的其他的远动自动化通信规约协议文本。3.2.8.3 与主站通信 l 配置的MODEM支持300B/S、600B/S、1200B/S（可调）l 配置的MODEM支持双全工、半双工通道（可选）l 与通道阻抗匹配600、900可选l 传送电平范围：0 -16dBml 接收电平范围：0 -40dB，灵敏度可选范围20dB通道衰减l 接收电平低于-40dB时自动产生报警信号l 每个与主站通信的接口应该14、考虑主备通道方式配置，主备之间的运行投退可以根据通信报警参数设置自动切换。主备通道可以采用不同的传输速率设置。l 2个主站通信的接口可以根据用户的需要配置不同的通信规约l 复用通道MODEM要求符合DL412-91标准l MODEM与通道设备之间要求配有防雷隔离措施3.2.9 系统具有自启动、再启动功能。3.2.10 系统能与10kV配置一套微机小电流选线装置实行通讯。3.2.11 站内通讯协议采用IEC8705103协议。3.3 硬件要求3.3.1 总的要求3.3.1.1 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，并具有较强适应能力。3.3.1.2 系统内的15、所有的模件应是固态电路，标准化、模件化和插入式结构，并且所有元件都应构成一个整体，带有LED自诊断显示，所有系统模件都应能在线插拨并支持系统结构扩展和功能升级。3.3.1.3 硬件设备必须具备抗强电场、强磁场，抗静电干扰的能力，供方应充分考虑到10kV测控、保护、通讯接口安装在就地现场开关柜上振动、冲击、温度快速瞬变干扰对设备的影响，在任何情况下均不应拒动、误动。3.3.1.4 系统主机容量应满足整个系统功能要求和性能指标要求，除留有远期扩建的容量外，还应留有适当的有用余度。3.3.2 站控层设备3.3.2.1 当地监控主站 负责管理和显示有关的运行信息。供运行人员对变电站运行情况进行监视和控16、制。 负责保护定值管理、程序开发、系统诊断，并负责与数字式继电保护装置和各保护装置中的录波插件通讯，数据库和画面的编辑及修改，通过调制解调器接至公用电话网，工程师可以在任何有电话的地方同网上任一元件通信，实现远方故障分析和诊断。3.3.2.4 五防设备在单独的后台机上设置五防硬软件系统，并提供一套智能钥匙及锁具。实现110kV刀闸及成套10kV开关柜的五防闭锁。并具有防走空功能。 3.3.3 间隔层设备3.3.3.1 间隔层的10 kV线路保护、测量、控制采用一体化结构3.3.3.2 现场（I/O）测控单元类型应包括如下： a、模拟量输入：l 交流采样：输入5A，100V，50HZ，三相，采样17、精度为0.2%，电流电压为0.2%，功率：0.5%。l 直流采样：输入为4-20mA信号，采样精度为0.5%。 b、数字量输入：输入电平为220VDC，隔离电压不小于1500V。 c、数字量输出：供方的中间继电器驱动，其输出接点应满足受控回路跳合闸线圈电流容量要求一般不小于10A，220VDC，供方应提供可靠的中间继电器电源。3.3.4 外围设备l 供方配置的打印机应是带微处理器的打印机，有宽行连续走纸器，并配置降低噪音的外壳、支架及其附件。打印机的分辨率至少为600DPI。l CRT和键盘：供方所供CRT应为彩显、屏幕尺寸不应低于21英寸、CRT分辨率至少为16001280象素，并有其独立的18、标准键盘；光标定位设备可为鼠标器。3.3.5 系统扩展：a）CPU平均负荷率按远景考虑不应超过30%。b）主内存/辅助存贮器（磁盘）按远景考虑应有40%的备用容量；c）系统的功能、配置、通信、接口等应具备一定的扩展能力。d）应提供用户修改、补充应用功能的条件。3.4 软件要求3.4.1 软件总的要求3.4.1.1 选择操作系统宜采用符合国际标准的系统软件，本系统各项功能软件应围绕所选择的操作系统环境进行设计，工程扩建、改造时不应要求更换操作系统；3.4.1.2 宜建立一种面向用户的、灵活丰富的应用软件设计环境，以利于用户根据应用的需要安全地对应用软件进行补充、修改、移植、生成或剪裁；3.4.119、.3 编制应用软件时应避免硬盘的连续使用和频繁调用；3.4.1.4 宜方便用户检修和维护数据库，不应人为或因程序原因造成数据的不正当修改；(数据在线修改)3.4.1.5 投入运行的系统应提供用户至少二套可运行的软件备份,凡已通过鉴定的系统不宜随意改变软件。对工程投运或运行过程中因用户要求必须更改的软件版本，应经过严格的考核和试验，并建立原版本和修改版本完善的归档制度或建立工程软件详细的资料文档。3.4.2 软件应由系统软件、支持软件和应用软件组成：3.4.2.1 系统软件应包括成熟的实时操作系统，完整的设备诊断程序，管理软件（如汉化的方字处理软件、通用的制表软件和画面生成软件、数据采集软件等）20、，人机接口软件，通信软件等。3.4.2.2 应用软件应满足本系统所配置的全部功能的要求，采用结构式模块化软件，功能软件模块或任务模块应具有一定的完整性、独立性和良好的实时响应速度。3.5 其它要求3.5.1 屏体结构要求3.5.1.1 所有屏体应为户内立柜式，前、后均要求配密封性能良好的柜门，前门用有机玻璃单门。密封的前后门带锁。柜内有照明设备。3.5.1.2 所有的维护操作均可通过前门完成，柜的底部有密封性好的电缆孔，以防尘和防小动物。柜内的电气布线应便于运行和维护，柜内应有AC220V多用插座。柜顶部应考虑散热措施，如：风扇、通气孔。3.5.1.3 屏的外形尺寸为：8006002260（宽21、深高）3.5.1.4 屏的色标（按用户提供色标调配）3.5.2 间隔层测控单元结构要求： 应采用单元式全封闭嵌入式结构，适用于分散布置，易于安装在户内开关柜上。3.5.2.1 环境要求3.5.2.1.1 电磁环境3.5.2.1.2 系统应能在电子噪声，射频干扰，强电磁场等恶劣的电磁环境中安全可靠的连续运行，且不降低系统的性能。3.5.2.1.3 系统的设计应充分考虑电磁兼容技术，包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽等措施。3.5.2.1.4 系统应能在3.5.2.2环境条件下连续运行。3.5.2.1.5 供方应提出各敏感电子设备、各子系统及整个系统电磁兼容措施。3.5.2.2 设备使用的环22、境条件3.5.2.2.1 主控室环境条件 温度：540 相对湿度：4070% 地震强度：水平：0.2g垂直：0.1g考虑水平与垂直同时作用，安全系数取1.67 防尘、防噪音 接地电阻：0.5欧姆3.5.2.2.2 现场开关柜10kV开关室环境条件 温度：-10+55C 相对湿度：90% 地震强度: 水平：0.2g垂直：0.1g考虑水平与垂直同时作用，安全系数取1.67 接地电阻：0.5欧姆3.5.3 接地要求3.5.3.1 系统接地l 网络计算机监控系统应有稳定可靠的接地点,宜通过变电站的公共安全接地网接地,不单独设计算机接地网。l 在合适地点设置总接地板，构成零电位母线，由总接地板以电缆或绝23、缘导体与安全地网可靠连接，以保证系统一点接地。3.5.3.2 设备接地l 系统各设备的保护接地、工作接地（也称逻辑接地）均不得混接，工作接地应实现一点接地。l 所有的屏柜体、打印机等设备的金属壳体应可靠接地。l 装设敏感电子装置的屏柜应设置专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100平方毫米，并列布置的屏柜体间接地铜线应直接连通。l 当屏柜上布置有多个系统插件时，各插件的工作接地点均应与插件箱体绝缘，并分别引至屏柜内专用的接地铜排母线。3.5.4 电源要求3.5.4.1 供方提供的计算机监控系统应具有独立的内部电源部件，所有内部电源部件应直接由供方提供的UPS系统或直流系统供电。3.24、5.5 备品备件和专用工具3.5.5.1 备品备件3.5.5.1.1 供方应保证备品备件长期稳定的供货。对主要备品备件及与其可兼容的插件替代品，其备品的供货期至少是设备验收后十年或该设备在市场停销后5年。当供方决定中断生产某些组件或设备时，应预先告知需方，以便买方增加这些设备的备品备件。供方应在该期限内向买方提供最优惠的价格，满足需方购买时的要求。3.5.5.1.2 供方应对所提供计算机监控系统进行在线联调以及三年运行和维护所必须的备品备件提出建议和报价。3.5.5.1.3 报价书中应列出推荐的备品备件清单和价格，并注明生产工厂和生产序列号，对供方向其它供货商外购备品备件的部分，供方应注明供货25、商名称和联系方式等，以便需方了解和鉴定这些备品备件的可用性。3.5.5.1.4 供方应提供有关备品备件的保管储藏资料，如存放期限、所需的干燥器等。3.5.5.1.5 所用备品备件的一些主要部件（如印刷电路板）在发运前，都应逐一进行测试，以保证在系统中正常运行。3.5.5.2 专用工具3.5.5.2.1 供方应提供所有便于维修和安装计算机监控系统所用的专用工具，而且这些工具用户难于从电气和电子市场买到，专用工具至少应包括下列项目：l 专用测试设备l 专用工具、夹具、卡具设备专用测试软件及相应维护软件工具3.5.5.2.2 除专用工具外，供方还应向需方提供一份推荐的维修测试人员必备的标准工具清单。26、4 质量保证及试验4.1 供方应有一个控制质量的体系文件，这个文件应说明对制造、安装、试验、检测所建立的能满足本规范书要求的控制系统。供方也应对合包商和供贷商进行相应的质量控制。需方将审查卖方的质量保证和质量控制系统及手册，评价是否满足供货设备的要求。质量保证审查可能在需方检查时进行以确认供方所执行的质量体系。4.2 对于在正常运行和操作时由于设计、制造、或材料的原因引起的设备缺陷，应由供方免费维修和更换。4.3 从最终验收之日起，12个月为保证期，在保证期内供方应对供货的系统和设备进行免费快速修复。4.4 试验应满足相应国际标准，国家标准及电力行业的有关标准。4.4.1 绝缘耐压试验4.4.27、2 冲击电压试验4.4.3 功能试验4.4.4 抗电磁干扰试验4.4.5 性能测试4.4.6 电源影响试验4.4.7 监控影晌试验4.4.8 整组试验及出厂调试试验。5 包装、装运和储存5.1 供方对每一件设备均应严格执行原设备制造商推荐的维护建议，以确保设备在装运时完好如初。5.2 供方应包装所有供货设备（包括备品备件），以使设备免遭污染，机械损伤和性能下降。5.3 设备制造完成后，若未及时包装的，应得到切实的防护，使之不受污损。5.4 装运期间，设备的内外均应保证清洁，并套上防水塑料薄膜。5.5 所有设备均应分别包装、装箱、或采取其它防护措施，以免设备在运输过程中散失、损坏或被盗。 5.628、 除了在包装箱外面通常贴有装箱清单外，箱内还应有一张详细的装箱清单。5.7 最后一层包装上应清楚的标明买方的定货号、发货号及相应的设备安装位置。5.8 供方应向需方提供整套有关现场准备、装运和搬运的指导书。6 工程管理6.1 供方的资格6.1.1 供方设计和制造的计算机监控系统必须是完整的、成熟的系统，而不是正在开发或准备开发的系统。6.1.2 供方必须具有设计和制造五套以上相似规模或更大规模计算机监控系统的能力及运行经验并投入运行，反应良好，并具有在110kV电力系统运行两年以上的成功经验。6.1.3为便于需方进行资格审查，供方应在投标文件中提供本公司的资格文件和工程业绩表，以及设备经部级鉴29、定或入网检测的证明。6.2 双方工作界面6.2.1 需方职责（需方指江西光伏变电站项目经理部）：6.2.1.1 负责提供与地调和集控中心通信规约文本和数据读写格式；6.2.1.2 负责提供计算机监控系统的信息内容和参数（测点清单，CT，PT变比，接点类型、SOE等）；6.2.1.3 负责提供系统硬件设备的现场布置图；6.2.1.4 负责协调与系统互联的各个子系统的接口工作；6.2.1.5 负责提供系统硬件设备与需方设备之间的联接电缆；6.2.2 供方职责6.2.2.1 负责计算机监控系统的详细设计和集成组态；6.2.2.2 负责开通所供系统与地调、集控中心、微机保护装置及其它智能设备之间的通信30、。6.2.2.3 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；6.2.2.4 负责提供系统运行所需要的软件，如系统软件、支撑软件及买方所要求的应用软件，所有软件均是最新版本的软件；6.2.2.5 负责提供系统供电、接地、设备布置等所需要的资料；6.2.2.6 负责对需方专业人员的技术培训（包括硬件、软件的维护及运行培训）；6.2.2.7 负责工厂试验、现场调试、指导现场安装，参加现场验收；6.2.2.8 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；6.2.2.9 在保证期内，供方应保证及时免费维修或更换任何并非由需方人员非正常操作而导致的软硬件缺陷或故障，并应提供24小时内到31、达现场的维修服务。6.2.2.10 保证期以后应需方要求，协助需方对所供系统进行扩容升级。并优惠提供最新开发的应用软件。6.3 培训 供方负责对需方技术人员进行的培训。费用厂家负责。6.4 资料和图纸 为了确保计算机监控制系统施工图设计及设备验收、安装、投运和维修以及进一步开发的需要，供方应提供系统所有设备的图纸及软盘，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。6.4.1 资料和图纸 资料和图纸内容，至少包括：l 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、安装尺寸图等；l 全部设备的技术说明书，包括型号、技术特点和性能参数等；l 所有主要部件32、和连接电缆的连线图；l 设备和机柜的布置和连线图；l 与供方设备连接的详细端子图；l 所有软件的说明书；l 所有软件的使用手册；l 设备的安装手册；6.4.2 资料和图纸提交进度 为尽早开展施工图设计，设备中标后，10天内签订技术协议，技术协议签订后二周内，提供上述图纸、软盘及说明书各1份给光伏变电站项目经理部，提供给项目经理部的图纸必须与设备到货后的开箱图完全相符，否则引起的设计图纸修改，必须作出经济赔偿。提供4套图纸，说明书给业主。附件二 信息采集1、 遥控及遥调1.1 变电站内所有断路器（分、合）1.2 主变分接开关（位置调整）1. 3主变中性点刀闸（分、合）2、 遥测2.1 主变11033、kV侧：IA、IB、IC、P，Q（Wh,VARh）2.2 主变10kV侧：IA、IB、IC、P、Q（wh、VARh）2.3 10kV线路：IA、IB、IC、P、Q（wh VARh）2.4 10kV电容器：IA、IB、IC、Q（VARh）2.5 110kV, 10kV母线电压：Ua、Ub、Uc、Uab ,U02.6电网频率2.7所用电：低压母线电压2.8直流：控制母线电压、电池单体电压、容量2.9 温度：主变油温2.10所用变低压母线电压3 遥信3.1所有断路器位置、包括断路器控制远方/当地切换位置、110kV刀闸（包括接地刀闸）、10kV刀闸、主变中性点刀闸位置、主变有载调压档位。3.2 当地34、/远方网络接点监视。3.3 线路、电容器、变压器继电保护动作信号；过负荷；事故跳闸总信号。3.4 控制回路断线；断路器操作机构故障。3.5 变压器油温过高，油位过低，冷却器故障；主变分接头开关故障，主变轻、重瓦斯、压力释放。3.6 10kV系统单相接地。3.7 交直流供电电源故障（直流接地、交直流电源消失、PT断线）。3.8 所用变接触器位置信号。3.9 其它（火灾、系统故障等）。综合自动化、主变、110kV、10kV装置保护设备第二篇 技术条款1 总则1.1 本技术规范书的使用范围，仅限于110kV光伏变电站综合自动化继电保护的订货招标。1.2 本规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切35、技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应保证提供符合本规范和有关最新工业标准的优质产品。1.3 如果供方没有以书面形式对本规范书的条文明确提出异议，那么，供方提供的产品应完全满足本规范书的要求。1.4 在签订合同之后，需方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由供、需双方共同商定。1.5 本规范书所使用的标准如遇与供方所执行的标准发生矛盾时，按要求较高的标准执行。1.6 本规范书的条款为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。2 供货范围2.1 1#主变微机保护柜1面。主变保护采用主后备保护一体化的原则，差动保护、两侧后备保护共一套装置；三相操作箱2套36、；主变非电量保护辅助继电器箱1套，屏柜及附件等。2.2 2#主变微机保护柜1面。主变保护采用主后备保护一体化的原则，差动保护、两侧后备保护共一套装置；三相操作箱2套；主变非电量保护辅助继电器箱1套，屏柜及附件等。2.3 主变微机测控柜各1面。柜内容包括#1、#2主变本体、高、低压侧测控单元各1套；码制转换器、温度变送器各1套及屏柜及附件等。2.4 微机110KV线路测控保护屏（要求两套110KV线路测控保护共一块屏，含110KV线路备自投装置一套）。2.5 电压并列柜1块。110kV电压并列装置1个，10kV电压并列装置1个,每个电压并列回路2个：保护、计量。2.6 电度表屏1块，予留有功、无37、功一体化智能数字式多功能复费率电度表位置9个，要求屏內有配线及相关配件。2.7 微机10kV线路控保装置（要求采用保护、测量和控制和一体化结构）共36套，分别装于各出线开关柜及分段上。2.8 微机10kV分段要求采用保护、测量和控制和一体化结构）共1套，10kV分段具有手动合闸捕捉同期功能，同期功能在监控系统实现。2.9 微机10kV电容器控保装置（要求采用保护、测量和控制和一体化结构）共2套；分别装于各10KV补偿装置开关柜开关柜上。30 6块抗谐波智能数字式电能表，装于电度表上。3 技术要求3.1 一般说明 本变电站保护功能属于变电站综合自动化系统的重要组成部分，10kV线路保护下放到1038、kV开关室10kV开关柜内，对继电保护设备抗干扰性能和站内通信网有一定要求。供货方提交的继电保护设备技术指标，必须满足保护下放的要求。并应与开关柜厂家密切配合。3.2 图纸及说明书的要求 投标者应根据本规范书提供保护配置单线图、交直流回路图、装置原理图及装置技术说明书，以及适用于本工程特别要求的说明。 中标后供货方应向设计院提供详细的为本工程专用的图纸和说明。它包括系统保护配置单线图、交直流回路图、端子排图及屏布置图的图纸和软盘，满足施工设计的要求。3.3 使用标准规定 供货方所提供的继电保护设备（包括所有附件及备品备件）除满足本规范书提出的标准要求外，还应遵照最新版的国际电工委员会（IEC）39、标准、中华人民共和国国家标准（GB），中华人民共和国行业标准（DL）。对能提供高标准设备的供货商将会得到优先考虑。3.4 通用技术要求3.4.1 工作环境条件 环境温度 -10 +55 相对湿度 5% 95% 大气压力 86 106kPa3.4.2 电源3.4.2.1 交流电源 额定电压：单相220V，允许偏差 -15%10% 频率：50HZ，允许偏差-0.5+0.5 波形：正弦,波形畸变不大于5%3.4.2.2 直流电源 额定电压：220V 允许偏差：-20%10% 纹波系数：不大于5%3.4.3 主要技术要求3.4.3.1 额定参数 交流电流：5A 交流电压：100V，100/ 频率：5040、HZ直流电压：220V 装置CPU采用32位3.4.3.2 功率消耗 交流电流回路：当IN=5A时，每相不大于0.5VA 交流电压回路：当额定电压时，每相不大于1VA 直流电源回路：当正常工作时，不大于15W 当保护动作时，不大于25W 3.4.3.3 过载能力 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 交流电压回路：1.1倍额定电压时，连续工作 直流电源回路：80%115%倍额定电压时，连续工作 产品经受过载电流电压后，应无绝缘损坏。3.4.3.4 测量元件特性的准确性 刻度变差：不大于2% 温度误差：在工作环境温度范围内，不大于3% 综合误41、差：不大于5%3.4.4 微机保护装置的主要技术要求3.4.4.1 微机保护装置应具有在线自动监测功能。装置中任一元件损坏时，不应造成保护误动作，且能发出装置异常信号。3.4.4.2 微机保护装置应设有硬件闭锁回路，只有在电力系统发生故障，保护装置起动时，才允许开放跳闸回路。保护跳闸出口和重合闸出口应装设压板，投入/退出运行操作有两种方式：改变控制字方式（软压板）；操作出口压板（硬压板）。3.4.4.3 微机保护装置应设有自复位电路，在因干扰而造成程序走死时应能通过自复位电路自动恢复正常工作。但在进行抗高频干扰试验时，不允许自复位电路工作。3.4.4.4 微机保护装置的所有引出端子不允许同装置42、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。3.4.4.5 微机保护装置的实时时钟信号及其他主要动作信号在失去直流电源的情况下不能丢失，在电源恢复正常后应能重新正确显示并输出。3.4.4.6 装置应具有自动对时功能。3.4.4.7 微机保护装置硬件基本要求 (1)模数转换分辨率14位 (2)具有硬件WATCHDOG（看门狗） (3)所有芯片应选用微功率芯片 (4)与外部的通信接口为RS485接口 (5)不同装置的同一功能件应完全相同，具有互换性 (6)自身时钟精度应与事件分辨率配合 (7)具有带背景光的液晶显示板，43、其显示汉字不少于3行 (8)各套微机保护装置应按上局域网考虑，配有足够的网络接口。3.4.4.8 软件基本技术要求 (1)为了提高微机保护装置投运率和方便维护检修，应该配置完备的诊断软件，做到在线对装置、通信接口及输出接口进行周期性自检。 (2)应用软件应采用结构式模块化软件，功能软件模块应具有一定的完整性和独立性。 (3)人机接口软件应使用户能按使用手册增加或修改保护定值方便操作和试验 (4)通信软件应在通信协议规定的数据块传送结构中，报文类型定义宜按报警数据、状态点数据、事件顺序记录点数据、控制点数据、模拟点数据划分。通信软件应能监视通信通道故障，并能进行停止通信和报警。3.4.4.9 人44、机对话（MMI） 每套保护装置前面板应有LCD（液晶显示）显示器，能显示汉字。 通过该MMI，可应用菜单系统来执行下列各功能： 读出当前运行状态量 读出操作指示和信息 读出定值设定 修改定值和选择不同定值 可进行运方操作调用定值 读出操作值3.4.5 绝缘性能要求3.4.5.1 绝缘电阻 装置的带电部分和非带电金属部分及外壳部分，以及电气上无联系的各电路之间，根据被试回路额定电压等级，分别用开路电压250V或500V的兆欧表测量其绝缘电阻值 正常试验大气条件下，不同额定等级的各回路绝缘电阻应不小于表1的规定值。 表1额定绝缘电压ui，V绝缘电阻要求，Mui 6010(用250V兆欧表)ui6045、10(用500V兆欧表3.4.5.2 介质强度 在正常试验大气条件下，装置应能承受频率为50HZ，历时1min的工频耐压试验而无击穿闪络及元器件损坏现象。 试验电压值按表2进行选择 试验过程中，任一被试回路施加试验电压时，其余回路等电位互联接地。 表2被 试 电 路绝缘电压等级(V)试验电压（V）整机输出端子和背板线一地2502000直流输入回路一地2502000交流回路一地2502000信号和报警输出触点一地2502000整机带电部分一地605003.4.6 抗干扰性能要求3.4.6.1 抗工频磁场干扰能力 应能满足国标GB2887-82计算机场地技术要求5.2磁场干扰强度在800A/M下能46、正常工作。3.4.6.2 抗快速瞬变干扰的能力 能承受IEC255-22-4标准规定的快速瞬变干扰。3.4.6.3 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1.2/50S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。3.4.6.4 高频电气干扰 装置应能承受GB6162规定的干扰试验，试验电源频率为100kHz和1MHz，试验电压为共模2500V，差模1000V的衰减振荡波。试验时应给被试继电器预先加直流电源，按GB6162第3.3条表3所列临界条件下叠加干扰试验。装置应无误动或拒动现象。3.4.7 耐47、湿热性能 装置应能承受GB7261第21章规定的湿热试验。最高试验温度+55，最大湿度95%，试验时间为2d，每一周期历时24H的交变湿热试验，在试验结束前2h内，根据3.4.5.1条的要求，测量各导电电路对外露非带电金属部分及外壳之间、电气上无联系的各回路之间的绝缘电阻值应不小于是1.5M，介质强度不低于3.4.5.2条规定的介质强度试验电压幅值的75%。3.4.8 机械性能要求3.4.8.1 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。3.4.8.2 冲击 装置应能承受GB7261第17.5条规定的严酷等级为1级的48、冲击耐久能力试验。试验后，无紧固件松动脱落及结构件损坏。3.4.8.3 碰撞 装置应能承受GB7261第18章规定的严酷等级为1级的碰撞试验。试验后，无紧固件松动脱落及结构件损坏。3.4.9 电源影响的要求3.4.9.1 交流电源影响 在正常大气条件下，分别改变第3.4.2.1条中规定的各参数中的任一项为选定的极限条件（其余为额定值），装置应可靠工作，性能及参数符合3条的规定。3.4.9.2 直流电源影响 (1)在正常大气条件下，分别改变第3.4.2.2条中规定的各参数中的任一项为选定的极限条件(其余为额定值），装置应可靠工作，性能及参数符合3.条的规定。 (2)将输入直流电源的正负极性颠倒,49、装置应无损坏,并能正常工作,性能及参数符合3.条的规定。 (3)装置突然加上电源、突然断电、电源电压缓慢上升或缓慢下降，装置均不应误动作和误发信号3.4.9.3 连续通电 装置完成调试后，出厂前应进行不少于100h连续通电试验。各项性能及参数符合3.条的规定。3.4.10 机箱的要求3.4.10.1 装置应有金属机箱保护。3.4.10.2 机箱应采取必要的防静电及电磁幅射干扰的防护措施。机箱的不带电金属部分应在电气上连成一体，并可靠接地。3.4.10.3 机箱应满足发热元器件的通风散热要求。机箱面罩应设置铅封（或带锁），启封后方可进行检查和调试。3.4.10.4 机箱模件应满足插拔灵活、接触可50、靠、互换性好的要求。3.5 各种保护功能的主要技术要求3.5.1 主变微机保护基本功能保护 3.5.1.1 主变微机差动保护配置差电流速断保护l 二次谐波制动的比率差动保护l CT断线识别和闭锁功能3.5.1.2 主变微机后备保护配置(保护采用分段分时限配置)l 复压闭锁（方向）过电流保护a、110kV侧复合电压闭锁过流第一时限跳主变110kV开关第二时限跳主变各侧开关 b、10kV侧复合电压闭锁过流第一时限跳主变10kV分段开关第二时限跳主变10kV开关l 间隙零序电流电压保护（高压侧）l 零压闭锁零序（方向）过电流保护（高压侧）l 零序过压保护（高压侧）l 零序保护联切相邻主变l 过负荷告51、警l 过负荷闭锁有载调压l PT断线告警 3.5.1.3 本体保护l 本体重瓦斯、有载开关重瓦斯跳闸、告警可切换l 本体轻瓦斯、有载开关瓦斯告警l 压力释放跳闸、告警可切换l 主变超温告警，3.5.1.4三相操作箱应含各侧操作三相操作箱应具有防跳，液压（或未储能）或SF6气压闭锁能出口继电器应采用进口继电器，接点最大导通电流为5A3.5.1.5各保护应带故障录波功能3.5.1.6主变测控柜: 应具有#1、#2主变本体、高、低压侧测控；#1、#2主变各側中性点刀闸的遥控；#1、#2主变压器有载调压开关分接头调节，发送状态信号，并可分别实现手动、远方和就地操作方式。3.5.2 110KV线路保护352、.5.2.1保护装置为32位双CPU距离保护和零序保护相互独立的基本配置。3.5.2.2具有三段相间距离，三段接地距离，四段零序方向电流保护。3.5.2.3具有平行线路相继速动保护。3.5.2.4具有三相一次重合闸功能，可选择硬压板和软压板检同期或检无压方式。3.5.2.5具有故障录波和故障测距功能，并能打印出故障时的波形。3.5.2.6具有断路器操作回路。3.5.2.7具有手动合闸捕捉同期功能3.5.3 110KV线路装设一套微机备自投装置3.5.4 10kV线路(分段)保护 三相三段式电流保护。测控及保护CT分开。l 电流速断 时限电流速断 时限过流 零序电流保护 三相一次重合闸可投退 保53、护起动 不对应起动 合闸后加速分散式低周减载及小电流接地选线3.5.4.5 10kV分段具有手动合闸捕捉同期功能，同期功能在监控系统实现。3.5.5 10kV电容器保护3.5.5.1 差压或差流/不平衡电压或电流 3.5.5.2 时限电流速断(三相电流式)3.5.5.3 过电压3.5.5.4 欠电压3.5.5.5 零序过压 3.5.5.6 10KV电容器组的自动投切功能在监控系统中用软件实现。发送状态信号。并可分别实现自动、远方和就地操作方式。所有10kV保护装置应有就地单元一对一的手动跳/合开关控制，跳、合闸指示灯并设置远方/就地切换开关。装置需经快速小开关接通直流电源。该快速小开关装在1054、KV开关柜上，应有足够的断流容量。所有装置的“直流电流消失”、“装置故障”均留出报警的硬接点。3.5.6 110KV，10KV电压并列装置保护电压、计量电压分别用二组电压互感器二次线圈，电压切换信号。3.6 变电站站内通信网络的要求3.6.1 具有继电保护信息上网功能 保护信息上网，应不改变保护的独立性，保护装置仍有专用的输入回路和跳闸输出回路，保护装置不依赖网络可完成故障判别以及有选择的切除故障。保护信息上网增强了诊断功能，可提高保护的安全可靠性。3.6.2 网络应有GPS对时功能 每套微机保护和信息采集装置，都必须有统一时标，这是准确地分析事故必不可少的条件。所以，要求网络具有对每一套装置55、统一对时功能，而不只是对站控级工作站或PC机对时。对时精度不应低于事件记录的分辨率。时标可用GPS时钟。3.6.3 网络应为开放式系统 网络应是开放性较好的一种工业网络，并能提供可使不同规约的设备接入网络的转换器。3.6.4 网络结构应简单可靠 装于开关室10kV开关柜上的微机保护和信息采集装置与位于站控级的继电保护和远动接口装置都在网上进行数据交换。微机监控系统的以太网经过标准化的网口连接。3.6.5 具有优先级自动加权功能 对于一些现场总线式工业网络只能是按点（指接入网中的一套装置为一点）设优先级。则应按信息的类别设置优先级，如对保护动作、装置异常、电压消失、回路断线、断路器跳闸等设成高级56、别优先级。在运行中， 一旦出现此类信息，立即停发其它常态信息，提高速率转发故障后的变位信息，主运行管理人员尽早了解重要的事故信息，为正确处理事故和安排操作程序争取时间。3.6.6 保护装置应有就地单元一对一的后备手动跳/合开关控制，并设置远方/就地切换开关。所有断路器控制须增加断路器拒动保护。3.7 对保护柜（屏）的技术要求3.7.1 保护柜（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。保证保护柜（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。供方应对保护柜（屏）内部接线的正确性全面负责，在指定的环境条件下，所57、供应的设备的特性和功能完全满足技术规范书的要求。3.7.2 保护柜（屏）的机械结构应能防卫 1）灰尘 2）潮湿 3）虫和动物 4）所规定的高温和低温 5）保护柜支架的振动3.7.3 为便于运行和维修，应利用标准化元件和组件。3.7.4 保护柜应前后有门，前门上应有玻璃窗。可监视内部的掉牌信号及信号灯。门在开闭时，保护不应误动。3.7.5 保护柜（屏）及其中设备应能适用于地震地区。3.7.6 保护柜（屏）底部应有安装孔。 保护屏上的设备采用嵌入式或半嵌入式安装，并在背后接线。保护柜内应有适当的照明灯。3.7.7 每块柜应装有足够截面的铜接地母线，它应连接到主框架的前面，侧面和后面，接地母线末端应58、装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。 所有柜上的接地线与接地母线的连接应至少用两个螺钉。3.7.8 保护柜内设备的安装及端子排的布置。应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其它任何一套保护系统的正常运行。3.7.9 保护柜中的内部接线应采用耐热、耐潮、阻燃的具有足够强度的绝缘铜线。3.7.10 导线应无损伤，导线的端头应采用压紧型的连接件。导线的两头都应编号，供方提供走线槽，以便于固定电缆及端子排的接线。3.7.11 端子排应保证有足够的阻燃和绝缘水平。（端子排采用凤凰端子） 端子排应该分段，至少有10%备用端子，且可在必要时再增加。一根电缆中所有各导线应接于靠近的端子上。 59、每个端子上一般只能接一根导线。 断路器的跳闸和合闸回路不宜接在相邻的端子上，直流电源正、负极也不能接在相邻端子上。3.7.12 装置需经刀闸或快速小开关接通直流电源。该刀闸或快速小开关在保护柜上，应有动作指示及足够的断流容量。信号输入公共端应留有至少4个空端子。3.7.13 屏的内部和外部必须清洁，应清除内部所有杂物及内外一切污迹。3.7.14 供方应保证保护柜（屏）内外油漆过的表面在运输、存放和正常运行时的防腐蚀性能。3.7.15 每块柜及其上的装置（包括继电器、控制开关、控制回路的熔丝、开关及其它独立设备）都应有标签框，以便清楚地识别，外壳可移动的设备，在设备的本体上也应有同样的识别标记。60、3.7.16 对于那些必须按照制造厂的规定才能进行更换的部件和插件，应有特殊符号标记。3.7.17 屏内应有消除过电压发生的电路，交流回路和直流回路都应有预防外部过电压和噪声的措施。3.7.18 保护柜的颜色：浅驼灰 z44 。3.7.19 保护柜尺寸为800mm（宽）600mm（长）2260mm（高）。4 试验和验收4.1 工厂试验4.1.1 试验结果应满足规范书及产品调试大纲所规定的要求,试验后提供详细的试验报告4.1.2 直观检查保护屏的情况接线名牌装置号码及端子号码(见证项目)。4.1.3 长期通电试验：试验时设备处于正常的交流电流、电压和直流电压条件之下，试验结果装置特征应无变化。（61、提供试验报告）4.1.4 绝缘试验（见GB/T15145-94标准）。4.1.5 抗干扰试验（见IEC标准）。4.1.6 性能试验：向继电器通入电流和电压，检查各元件的正确性及整定值的精确度。4.2 保护设备的现场试验和检查 现场安装：设备的一般检查：开箱检查设备的完好情况，电缆和接线的完好情况。4.2.1 现场投产试验：4.2.1.1 一般检查：直观检查4.2.1.2 直流通电检查。4.2.1.3 性能试验：向继电器通入交流电流和电压。检查所有元件动作的正确性，保护屏上各个信号和掉牌亦应正确动作。4.2.1.4 整组试验：向装置通入模拟瞬时性和永久性的各种故障的交流电流和电压，使保护动作起动62、断路器跳闸，再重合闸。检查在各种情况下保护装置动作的正确性。5 包装、装运和储存5.1 供方对每一件设备均应严格执行原设备制造商推荐的维护建议，以确保设备在装运时完好如初。5.2 供方应包装所有供货设备（包括备品备件），以使设备免遭污染，机械损伤和性能下降。5.3 设备制造完成后，若未及时包装的，应得到切实的防护，使之不受污损。5.4 装运期间，设备的内外均应保证清洁，并套上防水塑料薄膜。5.5 所有设备均应分别包装、装箱、或采取其它防护措施，以免设备在运输过程中散失、损坏或被盗。 5.6 除了在包装箱外面通常贴有装箱清单外，箱内还应有一张详细的装箱清单。5.7 最后一层包装上应清楚的标明买方63、的定货号、发货号及相应的设备安装位置。5.8 供方应向需方提供整套有关现场准备、装运和搬运的指导书。6 工程管理6.1 供方的资格6.1.1 供方设计和制造的计算机监控系统必须是完整的、成熟的系统，而不是正在开发或准备开发的系统。6.1.2 供方必须具有设计和制造五套以上相似规模或更大规模计算机监控系统的能力及运行经验并投入运行，反应良好，并具有在110kV电力系统运行两年以上的成功经验。6.1.3为便于需方进行资格审查，供方应在投标文件中提供本公司的资格文件和工程业绩表，以及设备经部级鉴定或入网检测的证明。6.2 双方工作界面6.2.1 需方职责（设计单位和业主）6.2.1.1 负责提供与地64、调通信规约文本和数据读写格式；6.2.1.2 负责提供计算机监控系统的信息内容和参数（测点清单，CT，PT变比，接点类型、SOE等）；6.2.1.3 负责提供系统硬件设备的现场布置图；6.2.1.4 负责协调与系统互联的各个子系统的接口工作；6.2.1.5 负责提供系统硬件设备与需方设备之间的联接电缆；6.2.2 供方职责6.2.2.1 负责计算机监控系统的详细设计和集成组态；6.2.2.2 负责开通所供系统与地调，微机保护装置及其它智能设备之间的通信。6.2.2.3 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；6.2.2.4 负责提供系统运行所需要的软件，如系统软件、支撑软件及买方65、所要求的应用软件，所有软件均是最新版本的软件；6.2.2.5 负责提供系统供电、接地、设备布置等所需要的资料；6.2.2.6 负责对需方专业人员的技术培训（包括硬件、软件的维护及运行培训）；6.2.2.7 负责工厂试验、现场调试、指导现场安装，参加现场验收；6.2.2.8 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；6.2.2.9 在保证期内，供方应保证及时免费维修或更换任何并非由需方人员非正常操作而导致的软硬件缺陷或故障，并应提供24小时内到达现场的维修服务。6.2.2.10 保证期以后应需方要求，协助需方对所供系统进行扩容升级。并优惠提供最新开发的应用软件。6.3 培训 供方负责对66、需方技术人员进行的培训。费用厂家负责。6.4 资料和图纸 为了确保计算机监控制系统施工图设计及设备验收、安装、投运和维修以及进一步开发的需要，供方应提供系统所有设备的图纸及软盘，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。6.4.1 资料和图纸(不少于六份) 资料和图纸内容，至少包括：6.4.1.1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、安装尺寸图等；6.4.1.2全部设备的技术说明书，包括型号、技术特点和性能参数等；6.4.1.3所有主要部件和连接电缆的连线图；6.4.1.4设备和机柜的布置和连线图；6.4.1.5与供方设备连接的详细端子图67、；6.4.1.6所有软件的说明书；6.4.1.7所有软件的使用手册；6.4.1.8设备的安装手册；6.4.2 资料和图纸提交进度为尽早开展施工图设计，设备中标后，10天内签订技术协议，技术协议签订后二周内，提供上述图纸、软盘及说明书各1份给设计院，提供给设计院的图纸必须与设备到货后的开箱图完全相符，否则引起的设计图纸修改，必须作出经济赔偿。提供4套图纸，说明书给业主。6.4.3 中标后,设备生产过程中须安排需方保护技术人员全过程监造.江西110KV光伏变电站保护装置清单序号设 备 型 号 名 称数量单位单价总价组柜方式11#微机主变保护屏1.1iPACS-5741 （主变差动保护装置）1台组柜68、安装1.2iPACS-5742 （110KV后备保护装置）1台1.3iPACS-5742 （10KV后备保护装置）1台1.4iPACS-5744 （非电量保护装置+操作箱）1台1.5机柜及配线 （2260800600）1面2主变测控屏2.1iPACS-5774 （1#主变测控装置）1台组柜安装2.2iPACS-5774 （2#主变测控装置）1台2.3UP818-17-AN（档位变送器，常州常工）2台2.4KGR-PT100 （温度变送器，北京银燕）2只2.5机柜及配线 （2260800600）1面32#微机主变保护屏3.1iPACS-5741 （主变差动保护装置）1台组柜安装3.2iPACS-69、5742 （110KV后备保护装置）1台3.3iPACS-5742 （10KV后备保护装置）1台3.4iPACS-5744 （非电量保护装置+操作箱）1台3.5机柜及配线 （2260800600）1面4110KV线路保护测控屏4.1iPACS-5911 （110KV线路保护+操作箱）2台组柜安装4.2iPACS-5775 （110KV线路测控装置）2台4.3iPACS-5731 （110KV线路备自投装置）1台4.4机柜及配线 （2260800600）1面5电压并列屏5.1iPACS-5765 （110KV电压并列装置）1台组柜安装5.2iPACS-5765 （10KV电压并列装置）1台5.370、机柜及配线 （2260800600）1面6电度表屏6.1DSSD-331 （智能电表， 0.5S级）6块组柜安装6.2谐波在线监测仪1套6.3机柜及配线（2260800600）设计9表位1面7分散装置7.1iPACS-5711 （10KV线路保护测控装置）36台分散安装7.2iPACS-5751 （10KV电容器保护测控装置）2台7.3iPACS-5762 （10KV分段保护测控装置）1台江西110KV光伏变电站综合自动化系统报价清单序号设 备 型 号 名 称数量单位单价总价组柜方式1公用屏1.1喇叭、电笛1套组柜安装1.2iPACS-5779 （综合测控装置）1台1.3iPACS-5791 71、（通讯管理机）1台1.4通道防雷器1套1.5iPACS-5785 （GPS对时装置）1台1.6iPACS-5781 （16口网络交换机）6台1.7iPACS-5795 （调制解调器）1台1.8小电流接地选线1套1.9机柜及配线 （2260800600）1面2当地后台监控系统2.1DELL后台机（P4 3.0G,1G内存,128M显卡,120G硬盘，键盘，鼠标，光驱，音箱）1台2.2DELL显示器（22寸宽屏液晶）1台2.3LQ-1600K（EPSON A3针式打印机）1台2.4iPACS-5000 （后台监控系统软件）1套2.5网络配件 （网线、水晶头等）1套2.6工作台1套3微机防误闭锁系统（珠海优特）3.1锁具、电子钥匙等1套3.2微机防误闭锁系统软件1套3.3DELL后台机（P4 3.0G,1G内存,128M显卡,120G硬盘，键盘，鼠标，光驱，音箱）1台3.4DELL显示器（19寸液晶）1台-技术协议完毕-工程联络：开关柜厂家 直流屏厂家 采购方：市光伏变电站项目经理部代 表： 设计方：电力勘测设计有限公司代 表：供货方：科技股份有限公司