水电站设备采购及要求

PAGEPAGE10附件一:水电站设备采购及要求

一、水电站设备采购序号项目采购配置要求1技术要求1.1监控系统设计原则1.1.1系统按无人值守、少人值班、增加技术含量进行设计，本着安全、可靠、经济、实用的原则，按全计算机监控进行配置。1.1.2系统应高度可靠，不但其本身的局部故障不会影响被控设备的正常运行，而且系统的MTBF、MTTR及各项可用性指标均达到部颁《水电厂计算机监控系统基本技术条件》的规定。1.1.3具备电站与调度中心计算机系统之间通讯功能，为实现遥测、遥信、遥控、遥调、遥视服务。1.1.41.1.5功能的配置、结构的选择性能指标的确定均应以满足电站生产过程的实际需要为目标，具有良好的可操作性和可维护性。1.1.6采用全开放、全分布式系统结构，各单元采用标准模件，便于系统更新、扩展以及日常运行的维护。1.1.7系统实时性好，抗干扰能力强，适应水电站现场环境。1.1.8人机接口全中文显示、界面友好、功能强、操作方便。1.1.9注重系统的性能价格比，使用户的投资得到满意的收益。1.1.10系统设计应以《水力发电厂计算机监控系统设计规定》DL/T5065-2009及《水电厂计算机监控系统基本技术条件》DL/T578-20081.1.11音响系统应装有警铃和警笛。1.1.12各断路器的控制点应装设相应的控制开关。1.2监控系统结构本电站应采用符合国际标准的开放、分层、分布式计算机监控系统结构，以保证各子系统选用不同计算机时的兼容性，系统扩展和设备更新时的可移植性。网络采用光纤高速以太网，传输速率100Mbps，LCU的PLC通过以太网模块直接与以太网交换机连接，实现与电站控制层的数据交换，通信介质采用光纤,同时通过RS232接口与触摸屏进行通信。计算机监控系统不会因任何一个器件发生故障而引起系统误操作。计算机监控系统的人机界面应采用成熟的中文系统。本电站计算机监控系统从功能上分为二层：电站级控制层和负责完成机组、开关站、公用设备等监控任务的现地控制单元层。各现地控制单元（LCU）应由多个功能单元通过现场总线连结构成，包括机组监控、测温、测速、同期和保护以及触摸屏等。各功能单元既可通过总线交换信息，共享资源，又能独立工作，灵活组合，方便扩展，可实现与当前流行的开放标准以太网直接联网。现地控制层的温度巡检装置、转速测量装置、调速器装置、励磁装置和电度表等智能设备通过RS485接口与通信管理机后与以太网交换机连接，实现与电站控制层的数据交换。通信管理机同时通过RS232接口与触摸屏进行通信。继电保护装置通过接口与通信管理机连接接入电站控制层。通信管理机可通过光纤接入电站控制层。主机兼操作员工作站通过屏蔽双绞线与以太网交换机连接。机组LCU布置在被控机旁，开关站及公用设备LCU布置在中控室内。电站计算机监控系统要求能够实现与上级调度中心、水情测报、各闸门、大坝安全监测等系统的通信，通信介质采用光纤。机组LCU应能与机组保护装置、励磁系统、调速器、机组制动等系统进行通信；开关站及公用设备LCU应能与主变、线路继电保护装置、厂变、近区变继电保护系统、油、气、水系统、厂用交、直流电源等其它系统进行通信。卖方应负责与上述系统的通信规约转换软件的开发，以确保信息能传送到计算机监控系统。1.3、现地控制单元及功能要求1.3.1现地控制单元应具有自检功能，对硬件和软件进行经常监视。遇有异常即将输出闭锁，使被监控设备维持原先运行状态，或将设备转换到安全运行工况，发出报警信号，并在现地控制单元指示故障部位；当故障消除后，即应恢复正常运行。可编程控制器CPU模块各项性能指标、功能及技术参数应不低于IC695CPE310各项技术标准，如未达到按废标处理。任一单元控制器故障，不应影响其他单元控制器及整个计算机监控系统的安全工作，与上位机采用以太网介质通讯。具体点数要求：DI128点/SOE32点/AI16点/DO64点。1.3.2现地控制单元的设备应能工作在无空调、无净化设施和无专门屏蔽措施的电站主厂房。1.3.3现地控制单元应设有输出闭锁的功能。在维修、调试时，可将输出全部闭锁，而不作用于外部设备。当现地控制单元处于输出闭锁状态时，应有相应信息上送电站级，以反映单元级的工作状态。1.3.4现地控制单元应包括相应的过程信号接口（I/O）单元：数字量输入信号（状态信息、故障、事故和事件信息）；脉冲量输入信号（有功电度和无功电度脉冲）；二～十进制码（BCD）码（如果需要）；模拟量输入信号；数字量输出信号（操作命令及状态指示等）。1.3.5输入、输出过程接口设备的技术要求现地控制单元输入、输出的过程接口设备的数量应满足电站运行的需要，并留有槽位以便将来的扩展。所有I/O接口（包括备用）都应接到端子排上，接口的绝缘耐压和冲击耐压能力应符合ANSIC37.09.1-1989或相当的IEC标准的要求。应采用以下抗干扰措施：采样单元采用光电隔离或电磁措施，开关量输出用继电器输出方式；采用硬件滤波，控制短暂脉冲干扰，防止误信号；采用软件数字滤波，保证采集的信号及其量值的正确性。1.3.5.1数字量输入（DI）数字输入信息由无源的常开常闭接点提供。数字输入包括状态量输入和事件顺序（SOE）开关量输入。对开关输入量进行快速扫查，对开关量状态变化按不同性质进行事故、故障、状变处理和事件记录等。1.3.5.2脉冲量输入（PI）现地控制单元应能接收由有功或无功电度变送器发来的电度脉冲或接点信号，进行计数和存储，并定期或按扫描和检查要求发送。1.3.5.3模拟量输入（AI）模拟量采集包括现场变送器直流输入和PT、CT等二次侧交流量输入。处理是对输入量进行模数转换及数据工程化处理，并对采集值与限值比较判断是否越限，当检测到模拟量越限时将产生相应的事件记录。1.3.5.4温度量采集和处理是指对于RTD电阻进行采集测量，转换成相应温度测值，并进行越复限比较，当检查有温度量越限时将产生相应的事件记录和事故处理。1.3.5.5数字量输出（DO）数字输出都通过中间继电器接点输出形式：空接点接点容量：阻性：至少应满足DC220V，2A，50Hz，220VAC，5A。感性负载：50W输出继电器应为插入式、带防尘罩。1.3.5.6同期装置卖方应提供微机自动准同期装置，包括2套机组同期装置和2套开关站同期装置。机组现地控制单元、开关站及公用LCU内分别设置1套自动准同期装置和1套手动准同期装置。微机自动准同期装置作为正常同期并网时使用，手动准同期装置用于人工实现同期并网。自动同期装置和微机多功能同步表采用两侧TV信号在装置内不共地。自动同期装置具有对个并列点实现相位转角设置功能，无需转角变压器。机组同期装置机组同期对象为发电机断路器。微机自动同期装置性能应满足如下要求：允许压差设定值应是可调的，调整范围为±10V；允许相差设定值应是可调的，调整范围为±10；允许频差设定值应是可调的，调整范围为±0.5Hz；恒定导前时间应是可调的；应设置一个自动准同期装置投/切开关；应设置一个同期检测继电器（用于防止非同期时装置误开出）。手动准同期装置至少应包括下列设备：1个组合同期电压表；1个组合同期频率表；1个微机多功能同步表,带同期闭锁接点输出；1个同步表投/切开关；1个断路器跳/合开关；1个电压调整开关；1个频率调整开关；1套继电器；1个同期检测继电器（用于并网时相角闭锁）。该继电器应具有在系统无压或在断路器两侧无压的情况下，允许断路器合闸的特性。开关站同期装置开关站同期装置为多对象，不少于8路。微机同期装置性能应满足如下要求：允许压差设定值应是可调的，调整范围为±10V；允许相差设定值应是可调的，调整范围为±15；允许频差设定值应是可调的，调整范围为±0.5Hz；恒定导前时间应是可调的；微机自动同期装置应具有自动检测两端有压、两端无压、一端无压等情况并保证断路器安全合闸；微机自动同期装置应具有多组参数设置功能；应设置一个自动准同期装置投/切开关；应设置一个同期检测继电器（用于防止非同期时装置误开出）。每套手动准同期装置应包括下列设备：1个组合同期电压表；1个组合同期频率表；1个微机多功能同步表,带12个同期闭锁接点输出；1个同步表及投/切开关；1个断路器跳/合开关；1套继电器；1个同期检测继电器（用于并网时相角闭锁）。该继电器应具有在系统无压或在断路器两侧无压的情况下，允许断路器合闸的特性。1.4、监控功能及性能要求1.4.1监控系统功能概述计算机监控系统应能实时、准确、有效地完成对本站被控对象的安全监控。其主要功能如下：1)数据采集和处理2)安全运行监视及事件报警3)控制操作4)自动发电控制(AGC)5)自动电压控制(AVC)6)统计记录与生产管理7)人机接口8)数据通信9)历史数据库10)系统自诊断与冗余切换11)软件开发与维护12)培训仿真1.4.2电厂级与单元控制级功能的分配本监控系统由电站级控制层和现地控制单元层组成，现地控制级有6台LCU、分别执行对应于2台机组、2套开关站/公用设备、2套调速器油泵等的实时监控。LCU既作为全厂监控系统的现地控制层，向电站级上行发送采集的各种数据和事件信息，接受电站级的下行命令对设备进行监控，又能脱离电站级独立工作。因此在系统总体功能分配上，数据采集和控制操作的主要功能均由LCU完成。1.4.3单元监控装置的功能1.4.3.1机组现地控制单元功能本单元监控范围包括水轮机发电机组及其辅助设备（包括励磁装置和调速器的测控）、发电机出口断路器、机组进水口闸门等。机组LCU屏布置在机旁。a)数据采集和处理采集机组各电气量和非电气量，做工程值变换和预处理，并上送电站级；分时累计机组有功电度脉冲和无功电度脉冲，求得机组实际发电电度值，然后按需要上送电站级；收集主、辅设备、继电保护装置和自动装置的状变量，并上送电站级；b)安全运行监视与电站调速器、励磁装置和继电保护装置相配合，完成状变监视、越限检查、过程监视和现地控制单元异常监视。机组现地控制单元级在脱离电站级的情况下应能保证机组安全运行。状变监视：当监视对象发生状变和继电保护及自动装置动作时，其动作信号在现地控制单元上有简明的触摸屏指示和CRT显示，并上送电站级。越限检查：对于采集到的电量和非电量，现地控制单元应做越限检查。当其越限时，除在现地指示和报警外，信号还要上送电站级。过程监视：过程监视包括机组启动前起动条件监视和工况转换过程的顺序监视。启动前的起动条件监视：在机组处于停机备用状态时，检查其是否具备发电起动的准备条件（例如气压、油压、主、辅设备状态、有无故障）。如有异常情况，除在现地指示和报警外，还应上送电站级显示和打印。工况转换过程的顺序监视：连续监视机组各种运行工况（发电、停机）的转换过程的操作顺序，并将主要顺序步骤上送电站级。遇到顺序阻滞故障，将机组转换以安全状态或停机。现地控制单元异常监视：现地控制单元的硬件、软件故障时，除在现地指示和报警外，信号还要上送电站级显示和打印。c)控制和调整机组现地控制单元应能自动完成机组工况变换和有功、无功功率的调整任务，而无需依赖电站级。在接受命令后，整个工况转换过程能自动完成，也能分步完成。说明：来自现地操作或保护装置的机旁紧急停机命令具有最高优先权。机旁紧急停机控制按钮应带防护罩，以免误碰。机旁设有优先权切换开关（上行信息不受切换开关位置影响），开关置于“远方”时，机组受控于电站的电站级；置于“现地”则由运行人员通过现地控制单元对机组进行控制，此时控制方式又分为“全自动”和“分步自动”两种。各操作完成后，现地控制屏均应有返回信息。机组同期并网方式：机组同期并网采用自动准同期方式，每台机组配备一套微机自动准同期装置，预留手动通道。事件顺序记录和发送自动检测本单元所管辖的设备状变、继电保护和自动装置的动作情况。当任何上述信号按顺序检测到后，将事件的性质上送电站级。数据通信完成与电站级的数据交换，实时上送电站级所需的过程信息，接收来自电站级的控制和调整命令。实现与微机调速器、微机励磁、蝶阀控制及保护设备间数据交换。系统自诊断可在线自检硬件故障，通过系统诊断程序硬件，故障能定位到电路板。软件故障诊断：可在线自检各种软件。在线运行检测到故障时，应将故障性质上送电站级，以便显示、打印和报警。1.4.3.2开关站及公用设备现地控制单元功能本单元监控范围包括主变压器、厂变、35KV线路，直流系统、水位，油系统，气系统，水系统等。本单元设备布置在中央控制室。a)数据采集和处理采集全站6.3kV及以上配电装置、全站公用的油、气、水辅助系统及其保护装置、厂用电及220V直流蓄电池及直流系统等的电气量和非电气量，做工程值变换和预处理，并根据需要上送电站级；接受开关站的有功电度脉冲和无功电度脉冲，分时累计和做工程值变换，然后上送电站级；收集主变压器、厂用变高压断路器、隔离开关及相关继电保护等设备的状态。收集全站公用的油、气、水辅助系统及其保护装置的工作状态信息和报警信号、400V厂用电进线开关等动作情况、220V直流蓄电池及直流系统的工作状态信息和报警信号。b)安全运行监视与监控对象的保护和自动装置相配合，完成状变监视、超限检查、过程监视和现地控制单元异常监视。在脱离电站级的情况下，LCU4仍能监视设备的运行，并能与LCU1～3协调工作。状变监视：同机组LCU所述。越限检查：对于采集到的电量和非电量，现地控制单元应做越限检查。当其越限时，除在现地指示和报警外，信号还要上送电站级。过程监视：监视断路器位置、隔离开关位置、隔离开关操作顺序步骤，并上送电站级，在遇到顺序阻滞故障则与机组现地控制单元协调工作，将设备转到安全状态。现地控制单元异常监视：同机组LCU所述。c)控制对6.3kV及以上的断路器进行分、合操作，对400V厂用电进线开关的分、合操作；对全厂公用设备的启、停操作。接受电站级控制命令，对6.3kV及以上的断路器进行分、合操作，对400V厂用电进线开关的分、合操作，对全厂公用设备的启、停操作。d)数据通信由以太网通讯完成开关站及公用设备LCU与电站级的数据交换，实时上送电站级所需的过程数据，接受电站级的控制命令。以总线通讯方式完成开关站及公用设备LCU与其所辖范围内的继电保护设备、其它自动装置设备的数据交换。e)系统自诊断：同机组LCU所述。1.4.4电站级监控系统的功能1.4.4.1数据采集和处理a)从各个LCU采集电厂各主辅设备的实时数据，包括模拟量、开关量、数字量、脉冲量、综合量和事件顺序记录(SOE)、越复限事件记录等。按收到的数据进行数据库刷新、报警登录。根据各LCU上送的事件，依据时间顺序记入相应的一览表。b)综合处理系统根据设定的周期、定时或以事件触发方式对实时采集和处理后的数据进行综合处理。综合处理包括关系运算，逻辑运算、算术及函数运算。c)测点数值及状态的人工设定对于监控系统暂时无法采集到的信号，或某些时候由于变送器或接点故障而需要将相应测点退出等情况，监控系统允许运行值班人员和系统操作员对这些测点进行人工设定，并在处理时把它们与其它正常采集的信号等同对待。监控系统可以区分它们并给出相应标志。1.4.4.2安全监视及事件报警a)全厂运行实时监视运行值班人员可以通过监控系统的大屏幕彩色监视器对全厂各主设备及辅助设备、公用设备的运行状态和运行参数进行实时监视。b)参数越复限报警记录监控系统将对某些参数以及计算数据进行越限监视，有些量如温度量等还将进行趋势记录，即进行变化梯度监视。这些处理包括越限报警、梯度越限报警、自动显示、记录和打印等。c)事故顺序记录当电站发生事故时，监控系统将立即响应并以毫秒级时间分辨率予以记录；自动显示报警语句；启动语音报警；自动推出相关画面等。监控系统能将发生的事故按其发生的先后顺序记录下来，以便查询与分析。事故顺序记录可显示、打印和存入历史数据库。每条记录有点名称、描述和时标。d)故障及状态显示记录监控系统定时扫查各故障及状态信号，一旦发生状变将予以记录并显示故障状变名称及其发生时间。e)事故追忆电厂发生事故时，监控系统根据设定的事故追忆点，按采样周期对事故前和事故后一段时间内的数值进行记录，形成事故追忆记录。事故追忆记录可用数值记录和曲线记录两种方式在CRT上显示或打印。事故追忆的起始和终止时间、采样周期、参与追忆的变量和追忆启动源均可由用户设置、修改。f)趋势记录分析(选件)对发电机定子温度、轴承温度、主变压器油温等进行趋势记录，趋势变化速率超过限值时发出报警信号。趋势分析包括历史趋势分析和实时趋势分析。历史趋势分析主要分析机组在中、长期运行过程中所监测参数的变化趋势，用以分析、掌握机组的运行状况。实时趋势分析用以分析信号的变化趋势及变化率。特别是在启停过程中信号的变化趋势。及时发现故障征兆，提高机组运行安全性。机组轴承温度升高发展趋势监视监控系统对机组的上导、下导、推力、水导轴承温度进行趋势记录，并可在操作员工作站显示选定测点的趋势变化曲线，在开机过程中，系统将实时采集并储存选定瓦温点的温升曲线与允许的最大容许温升曲线进行比较，若超出容许范围则发出报警。该功能在新机组投运时一方面可以对轴瓦的运行进行监视，而且还可以通过记录机组轴承实际温升曲线对机组的特性积累宝贵的技术资料，修正制造厂家给出的有关数据。机组轴承温度变化率监视运用梯度变化描述轴承温度变化率，将结果以图表或曲线的形式显示，对比相同工况下的历史变化情况，对当前轴承温度变化率情况进行分析。推力轴承瓦间温差监视定时比较推力轴承各轴瓦间的温度值、并计算它们之间的差值(或差值变化率)，若超过容许值，即发出报警，该功能用以予报推力轴瓦工作不正常。机组振动、摆度和压力脉动变化向增大发展趋势的监视系统对机组各部的振动、摆度和压力脉动进行在线监视，并记录这些量随转速、功率、水头、开度等参量的变化规律。在正常情况下，这些量在一段时间内的变化趋势应该是前后差别较小，若出现较大的波动特别是大起、大落现象时则反映机组轴系或转动、过流部件等方面有异常，将给出报警。语音报警通过语音报警工作站的语音电话设备与外界交换信息，提供双向的语音信息交流和服务。语音报警工作站把事故/故障或其它需报警的信号(包括电站各主要设备的事故或故障、厂房安全情况的告警信号)按其类型和严重或危险程度进行分类和分级，事先在系统中输入报警接收的电话号码。当发生事故/故障或其它需报警的信号时，电话语音设备按照报警的等级和按定义的电话号码自动拨号以语音方式向有关人员报警，或者发送手机短信息或无线寻呼信息，有关人员可通过不同的语音报警或短信息，知道故障或事故的发生时间、地点和故障或事故情况，可以及时进行处理。各级领导和技术人员通过电话拨入随时了解当前设备的状况。语音报警工作站所发送的信息应带时标和发送顺序号。语音报警工作站应具备信息定制功能。应考虑与外部网络通信的安全防护措施。1.4.4.3电厂运行指导a)机组工况转换过程监视当机组启停等指令下达后，监控系统能自动显示相应的机组操作监视画面。画面能以流程框图的形式实时显示机组工况转换过程中每一步骤及执行情况，或提示在工况转换过程受阻的部位及原因。b)电站一次设备操作指导当电站一次设备要进行倒闸操作时，监控系统将能根据全厂当前的运行状态及隔离开关和地刀的闭锁条件，判断该设备在当前是否允许操作并给出相应的标志。如果操作是不允许的，则提示其闭锁原因，防止人为的误操作发生。c)厂用电系统操作指导根据当前厂用电的运行状态及有关厂用电运行方式、倒闸操作限制条件的约束，监控系统能判断某个厂用电断路器或刀闸在当前是否允许操作并给出相应的标志。如果操作允许则提示操作的先后顺序，如果操作不允许则提示其原因。d)事故和故障处理指导监控系统可在事故或故障产生时，可推出相应的事故和故障处理指导。1.4.4.4监控系统异常监视监控系统具有故障自检测及容错处理功能。自检测的报警登入自诊断一览表。监控系统能自动显示节点计算机的工作状态，如主/从机、故障、培训、停机等。其中故障指网络通讯中断，主要功能丧失等情况。监控系统能显示出网络的拓扑图，并用颜色标明双网中哪个网正常或故障。监控系统能直接显示现地控制单元的健康状况，能自动测试并显示出故障部位，至少诊断到插件，将不健康点置无效并屏蔽相关调节控制。监控系统具有自恢复及复执功能，消除暂态故障，提高可用率。1.4.4.5控制操作a)控制方式控制方式主要分为电站级控制和现地共二级，优先顺序从下至上，进行控制方式切换。平时监控系统的控制方式主要使用电站级控制，设备现地仅用于调试和应急处理。通过操作员工作站可以选择控制权。监控系统可保证在进行控制权切换时电站运行无扰动。b)控制与调节全站监控系统能根据电站当前运行情况和控制命令、自动发电控制(AGC)及自动电压控制(AVC)的计算，按预定的步骤，对电站设备进行控制及调节，包括机组状态转换；机组有功功率、无功功率的闭环调节；断路器、隔离开关及接地刀闸的分、合操作；辅助设备及公用设备的启、停操作；闸门的启、闭操作等。机组的有功和无功功率给定可以由运行值班人员在中控室输入或由上级调度中心远方输入，也可按AGC、AVC程序运行的结果确定。系统将对该给定值的合法性进行检查，在调节过程中按功率给定值与测定值的偏差进行PID运算。按计算结果向调速器或励磁调节器发出负荷或调节命令。为了保证在不同水头下都有良好的调节品质，可根据不同的水头区域选择相应的PID参数。为了保证调节的安全可靠和机组的安全稳定运行，采取了一系列的限制与保护措施，如功率限值保护、电压保护、电流保护，避开振动区等。1.4.4.6自动发电控制（AGC）水电站自动发电控制（AGC）是指按预定条件和要求，以迅速、经济的方式自动控制水电厂有功功率来满足系统需要的技术。根据水库上游来水量或电力系统的要求，考虑电站及机组的运行限制条件，在保证电站安全运行的前提下，以经济运行为原则。确定电站机组运行台数、运行机组的组合和机组间的负荷分配。a)AGC主要功能有：按负荷曲线方式控制全站有功功率和系统频率按给定负荷方式控制全站总有功负荷调频功能机组启停指导b)AGC分配原则：按等微增率最优经济分配AGC机组负荷，考虑避开振动和其它限制条件1.4.4.7自动电压控制（AVC）水电站自动电压控制（AVC）是指按预定条件和要求自动控制电站母线电压或全站无功功率。在保证机组安全运行的条件下，为系统提供可充分利用的无功功率，减少电站的功率损耗。a)AVC主要功能有：按给定无功方式控制全站无功负荷分配按照中调/当地给定的母线电压值，对全站无功进行分配，使母线电压维持在给定水平。b)AVC分配原则按无功容量成比例原则按与实发有功或比例原则等COSΦ原则1.4.4.8输电线路功率监视与限制为了保证电力系统稳定，监控系统能对输电线路进行功率监视和限制调节，此时系统将接受调度给出的线路总有功设定值和允许的偏差，并将实测的线路有功与该设定值进行比较。当差值超出允许偏差时，则将通过全站AGC调节保证线路有功限制在给定值之内，在调节中将考虑线路过流和电网频率的限制。1.4.4.9统计记录及生产管理系统在实时采集全站各设备的运行参数和工况的基础上进一步完成统计制表等一系列运行管理的工作，使运行人员不必再进行人工抄表，也可使统计等一系列技术管理工作自动进行。a)电厂发电运行记录记录的内容包括电站的机组发电量、线路送电量等。它们的初值可由运行值班人员进行设置。b)主要电气设备动作及运行记录监控系统可以对电站主要电气设备的动作次数和运行时数等加以统计和记录，以便考核并合理安排运行和检修计划。例如：机组：开、停次数，本次开机运行时数，累计开机运行时数，机组停机备用时数等。断路器：合闸次数、正常跳闸次数、事故跳闸次数等有关技术性能指标记录。c)操作记录监控系统能对各种操作进行记录，其中包括机组工况转换，断路器和隔离开关的合、跳闸，闸门的启、闭等。记录内容包括时间、操作内容、成功与否、失败原因等。d)定值变更记录监控系统将能对所有的定值（设定值、限制值等）变更情况作记录，并存入数据库以备随时查询。e)事故及故障统计记录监控系统可对电站的各类事故及故障的内容和次数进行统计记录，作为资料保存。f)参数越复限统计记录监控系统可以对电站的参数越复限情况进行统计，并把它们记录下来。g)运行日志及报表打印监控系统能按照运行操作人员的管理和要求打印电站运行日志和报表。打印内容以及打印格式可以事先设定。打印方式将有定时自动打印、随机召唤打印等形式。1.4.4.10人机接口a)人机接口设计原则10.4”显示屏：10.4”TFT通信接口：RS232/485、10/100M以太网外壳材料：塑料ABS+PC背光灯：2支CCFL、使用寿命大于50000小时颜色：15位真彩色分辨率：800*600亮度：软件调节对比度：软件调节电源：24VDC（+/-20%）防护等级：IP65前面板b)操作员工作站主要功能：调画面测点和设备的投退修改限值控制和负荷调节命令AGC/AVC功能设置和参数设定设数召唤打印操作票显示与在线修改事件确认报警设置日期设置打印周期及打印设备的设置c)打印机：自动定时或响应召唤打印命令输出各种报表。A3幅面黑白激光打印机（1台）处理器：≥133MHz；分辨率：≥2400dpi打印尺寸：A3/A4打印速度：22ppm内存：≥16MB网络打印，提供至少一个100MB以太网接口。d)系统的维护、修改：通过工程师工作站完成对监控系统的管理、维护、数据库、画面、报表的生成、修改等。1.4.4.11系统通信a)与调度的通信满足调度自动化系统对电站的五遥功能；将电站的有关数据和信息送往调度；接收调度下达的各种命令。b)监控系统内部计算机之间的数据通信计算机之间的网络通信，其基本原则是速度快、数据处理能力强、安全可靠性较高。c)与其它计算机系统的通信与厂外其它系统（如水情测报系统、MIS等）的通信；1.4.4.12自诊断和冗余切换监控系统具备在线自诊断功能，能诊断出系统中的故障，并能定位故障部位。诊断到故障时，主备用计算机能自动切换。主备计算机都有在线自诊断功能，当计算机健康状况下降时，能采取报警等相应措施，必要时进行主备计算机的自动切换。监控系统的双机切换策略能保证确认主机软硬件故障甚至在无法正确执行指令时，备用机能及时正确接班。无论是主备用计算机的切换还是系统网络上的结点发生故障，都可在操作员工作站上给出提示信息，并记入自诊断表中。1.4.4.13软件开发和维护电站开发维护人员可通过口令实现在工程师工作站上的操作，包括软件开发与维护、画面的增删与修改、定值更改、数据库变更，报表生成、顺控流程修改等一系列工作。1.4.4.14模拟光字牌显示及查询用电站运行人员熟悉的光字牌概念，可在操作员站或现地LCU显示屏上对运行设备的状况进行光字模拟显示。不同类型定义不同颜色，提供查询、确认和提示有光字等方式。1.4.4.15双机冗余容错功能为了提高计算机监控系统中功能节点可用性，监控系统软件支持双机冗余容错功能。即对冗余节点，通过再配一台同型设备，通过网络联系组成双机方式。由软件保证数据的一级性、控制命令单一出口等功能，同时通过软件保证一台设备丢失功能时，备用机及时发现并自动升为主机完成承担的任务。切换过程对生产过程无扰动。1.4.5监控系统性能要求1.4.5.1实时性1)现地控制单元响应能满足对操作过程数据采集和控制命令执行的时间要求。2)电站级的响应能满足系统数据采集、人机通信、控制功能和系统通信的时间要求。3)模拟量采集周期：电量1-2s；非电量<1s。4)数字量采集周期<1s。5)有限数量的事件顺序记录分辨率<5ms。6)实时数据库更新采用独立于更新周期的自发方式。7)控制命令响应时间：选择控制目标（如断路器）直至显示命令窗口的响应时间<1s；现地控制单元从接受控制命令到开始执行的响应时间<1s。8)人机通信响应时间：a)调用新画面的响应时间：从运行人员发出一个新的图像调用指令到图像完全显示在CRT上的响应时间<2s；b)数据库、画面和模拟屏上的数据更新到显示的时间<2s。1.4.5.2CPU负载率电站级计算机的处理能力应留有充分的裕度，负载率应在50%以下。现地控制单元CPU的负载率应在60%以下。1.4.5.3可靠性1监控系统及其设备应能适应电站的工作环境，具有足够高的抗干扰性能，能长期可靠稳定运行。2系统或设备的可靠性通过平均无故障时间（MTBF）反映。3本系统要求MTBF参数达到以下要求：a)主控计算机>17000h；b)现地控制单元装置>25000h。1.4.5.4可维护性可维修性参数平均修复时间（MTTR）应小于30min，可维护性的基本要求为：1)设备应具有自诊断和故障消除程序，按照现场可更换部件水平来确定故障位置。2)应配备合适的专用安装拆卸工具。3)预防性维护不应引起磨损性故障。4)应有便于试验和隔离故障的断开点。5)可通过系统修改和增加软件。1.4.5.5可用率应采用高可靠性元件构成的计算机系统。实时操作系统具有实际运行经验。软件应实用、紧凑，以达到较高的系统可用率。系统可用率在试运行期的30天中不应低于99%，在稳定运行期内应达到99.9%。硬件配置见表1.4.11.5监控系统软件要求1.5.1系统软件卖方应为监控系统提供最佳的软件配置，以保证实现系统功能要求、操作要求和性能要求。卖方提供的基本软件至少应包括：1)操作系统（建议采用WINDOWSNT/2000/XP）；正版软件2)支持程序、实用程序；3)数据库；4)人机通信接口软件；5)系统通信软件。6)操作系统：实时多任务操作系统必须是成熟的、勿需特殊开发即满足应用要求。操作系统应能满足以下基本要求，但不限于此。支持程序和实用程序：所提供的运行程序和实用程序应满足以下要求：数据库：数据库的结构和组织应能满足应用程序直接存取，易于修改和扩展的要求。数据库的修改应能分别以静态数据和动态数据两种形式由相应的编辑程序和人机通信程序来实现。人机通信软件：人机通信软件的设计应满足系统功能要求和操作要求，应使用户能按使用手册增加或修改显示画面、报表和系统配置。系统通信软件：通信软件应尽可能采用开放系统互连OSI协议或适用于工业控制的标准协议。所有提供的软件都应有软件许可证。1.5.2应用软件(1)卖方应提供用于完成本招标文件规定的监控系统所有功能的各种应用程序。(2)应用软件应具有高效性、高可靠性和可维护性。电站级所有的重要功能应装在计算机的主存储器内，以便提高系统可用性和响应速度；现地控制单元所有程序应驻留在EEPROM内。(3)应用软件应采用结构式模块化软件，便于扩展和修改。(4)功能软件模块或任务模块应具有一定的完整性和独立性。1.5.3组态软件应能提供用户实现生成和修改数据库、流程、画面、表格等组态功能的组态软件。1.6试验1.6.1出厂验收试验项目1.7.1.1现地控制单元硬件验收包括：(1)硬件组装和工厂试验记录及技术文件评审；(2)设备外观及接线检查；(3)配置检查；(4)诊断软件可用性；(5)安全地检查；(6)信号地检查；(7)接地绝缘检查；(8)通电检查；(9)直流电源输出电压检查；(10)电源功能检测；(11)手动/自动切换操作检查；(12)同期检查；(13)电气表计校验检查；(14)温度表计校验检查；(15)变送器校验检查；(16)模拟量通道校验检查；(17)跳闸输出检查；(18)抗干扰测试；(19)耐压检查；1.6.1.2厂站层硬件验收包括：硬件组装和工厂试验记录评审；设备外观检查；配置检查；诊断软件可用性；安全地检查；信号地检查；接地绝缘检查；通电检查；直流电源输出电压检查；电源功能检测；控制台检查；打印设备检验；网络通信设备检验；GPS时钟检验；功能模块检验；抗干扰试验；耐压检查。1.6.1.3软件功能及性能验收显示器显示功能显示调用方式；显示屏调用；单线图调用；报表显示。管理命令功能登录和注销；控制安全。报警功能报警产生与发布（包括电话语音报警）；报警等级修改；报警汇总；操作活动登录；SOE汇总；报警历史记录。操作员监控功能设标志操作；人工设点；操作允许/禁止；报警允许/禁止；改变报警限值；异常报警显示；数字设备控制；开限控制；设点值控制；机组开/停控制。打印功能:各种报警报表打印；操作记录打印；报表打印；画面和屏幕拷贝。高级应用功能联合控制功能检验；单独设点控制检验。数据显示功能模拟量趋势曲线；报告接口；历史数据编辑；历史数据处理。系统服务管理功能系统配置；计算机时钟；应用软件监视管理。数据库实用程序数据库生成；数据库编辑。画面编辑功能报表编辑系统性能测试LCU软件测试数据库编辑；记录；设点控制；单台设备控制；顺序控制；双CPU切换；SOE时钟校正。1.6.2现场验收试验项目1.6.2.1离线检查及试验(1)主控级硬件安装及测试；(2)主控级软件安装及测试；(3)现地控制单元硬件安装及测试；(4)现地控制单元软件安装及测试。1.6.2.2在线试验及检验1、系统实时性测试(1)重载状况下数据采集；(2)多层窗口画面实时调用；(3)共享文件调用；(4)SOE及网络节点时钟同步。2、系统可靠性检验(1)重载状况下操作检验；(2)关键性故障检验；(3)冗余切换检验。3、系统高级应用软件功能试验(1)上级调度部门控制；(2)安全稳定自动控制；4、系统可利用率评估按规定的统计校核时段，统计系统的无故障运行时间和故障停运时间，计算系统的可利用率。5、试验缺陷等级分类现场验收试验的试验缺陷等级分类与2.6.2.2中第2条的试验缺陷等级分类相同。2、微机保护装置2.1一般技术要求 2.1.1性能要求2.1.1.1卖方应提供采用微处理器构成的全数字式继电保护装置，并应保证装置满足可靠性、灵敏性、选择性和速动性的要求。2.1.1.2保护装置应采用标准化的机箱和插件板设计，所有组件通过标准机箱组装在保护柜内。保护柜内应包含规定的保护功能、跳闸组件、监视、信号、检测、人机对话、通讯接口部件。2.1.1.3电源适应能力a)直流电源在规定范围内变化时，装置应能可靠工作；b)保护装置电源将采用直流电源。c)装置突然加电源、突然断电、电源电压缓慢上升或下降，装置均不应误动作和误发信号；d)交流电压回路断线或发生任何故障时，保护装置不应不正确动作但应告警；e)功率消耗整机功耗：≤10W交流电压回路：≤0.2VA/相（100V）交流电流回路：≤0.5VA/相（5A）f)过载能力交流电流回路（保护用）2倍额定电流连续工作10倍额定电流允许工作16S40倍额定电流允许工作1S交流电压回路 1.2倍额定电压连续工作交流电流回路（测量用）1.2倍额定电流连续工作g)测量元件特性的准确度电流/电压：0.2级有功/无功：0.5级功率因数：0.5级频率测量：≤±0.01Hz事件分辨率：≤5ms遥脉分辨率：≤5ms遥测刷新率：≤2sh)与电站计算机监控系统通信，提供通信接口设备和规约。2.1.2保护整定和控制2.1.2.1保护装置上应具有人机接口设备，用于运行监视、保护装置的调试、整定值的设定及记录、事故显示、确认以及对保护装置的电源、电压、功率、相位等实测值进行显示与记录。人机接口设备应适应于缺乏程序设计知识的人使用。人机对话时应自动闭锁保护出口回路，使人机对话中出现的错误不影响保护系统。2.1.2.2保护系统的整定和控制，可通过人机对话或用计算机通过保护装置串行口进行。2.1.2.3运行人员可通过打印机对保护系统的电流、电压、功率、相位等实测值、保护整定值表、被保护设备的事故、故障等进行打印记录。3.1.3跳闸组件2.1.3.1跳闸出口回路应加连接压板。反应相同设备故障的保护（如：主保护和后备保护）跳闸出口回路应分开。确定的保护出口可通过软件控制和压板投退。2.1.3.22.1.3.3跳闸接点在DC220V回路连续通过电流不小于2A。2.1.3.4所提供的保护装置应具有在被保护设备发生故障、保护装置起动时，才允许开放和跳闸回路。2.1.3.5所有跳闸回路的监视应包括在保护系统内，用于跳闸回路监视的装置不应影响跳闸回路的正常运行。3.1.4硬件和软件2.1.4.1卖方提供的数字式继电保护装置（包括电源装置和所有辅助功能单元），应由标准化的组件构成。所有元器件必须经过严格的抗老化筛选，组件便于更换，具有互换性，所有组件通过标准机箱组装在保护柜内。2.1.4.2插件应插拔方便，带电插拔时应保证交流电流回路不开路，交流电压回路不短路，直流回路不短接，插件要有锁紧设施。2.1.4.3装置内二次线及接插件应牢固、可靠、电气性能稳定，在正常长期运行条件下，无明显变化。2.1.4.4继电器组件应有良好的互换能力，保护及自动装置应备有必需的连接插头，应能容易地、安全地用实验插头进行继电器试验。2.1.4.5装置的保护模块配置应合理。当装置出现单一硬件故障退出时，被保护设备应能允许继续运行。2.1.4.6装置中不同种类保护应具有方便的硬件压板投退功能。2.1.4.7非电气量保护可经装置触点转换出口或经装置延时后出口，装置应反映其信号。2.1.4.8保护屏柜端子不允许与装置弱电系统（指CPU的电源系统）有直接电气上的联系。2.1.4.9外部引入保护装置的空接点，进入保护屏后应经光电隔离，保护装置以空接点输出。2.1.4.10所有隔离变压器（电压、电流、直流逆变电源）的一、二次线圈间必须有良好的屏蔽层，屏蔽层应在保护屏可靠接地。2.1.4.11保护及自动装置还应满足下列要求:a)保护及自动装置应有抗谐波功能，在谐波影响下不应误动作。b)在输电线路的分布电容影响下，保护及自动装置不应误动作。c)保护及自动装置有良好的有源无源滤波器，在系统投切变压器、空载线路、电抗器、电容器时不应误动作。2.1.4.12数字式保护的系统软件应采用模块化结构，提供丰富灵活的手段对保护装置进行整定、监视与保护。2.1.4.13保护装置各保护软件在任何情况下都不得相互影响。2.1.4.14保护装置应具有独立性、完整性、成套性。在成套装置内应含有被保护设备所必需的保护功能，应提供足够数量的电流、电压输入量和足够的开关量接口。为了保护系统在整体上有良好的选择性和高可靠性，各保护功能在保护范围设定上应有足够的时段以保证良好的后备。2.1.4.15卖方提供的数字式保护装置应具有参数监视功能，如：通道输入量有效值、整定值、保护运行状态、计算结果、实时时钟等。2.1.4.16所提供的保护装置应具有在线自动检测功能。装置中任一元件损坏时，不会造成保护误动，且能发出装置导常信号，并有接点引出。2.1.4.17装置具有自复位功能，当软件工作不正常时能通过自复位电路自动恢复正常工作。2.1.4.18装置应记录必要的信息（如故障波形数据），并通过接口送出信息且不应丢失信息，并可重复输出。2.1.4.19装置应有独立的内部时钟，其误差每24h不应超过±5s，应提供外部时钟同步接口。2.1.4.20直流电源消失，再恢复工作时，逆变电源装置要求能自动恢复工作。当外界电源波动及电源消失时，保护装置不能误动作。2.2保护配置及功能.2.1发电机保护2.2.1.1发电机差动保护作为发电机定子绕组及引出线相间短路故障的主保护。动作时间：瞬时动作动作情况：保护动作于停机（跳发电机出口断路器、灭磁、关闭导水叶），发事故信号。2.2.1.2发电机失磁保护作为发电机励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障的保护，失磁保护应由静稳边界或异步边界阻抗元件、低电压元件和闭锁（起动）元件组成。动作时间：0～5s可调动作情况：保护动作于解列（跳发电机出口断路器），发事故信号。2.2.1.3发电机复合电压启动过流保护作为发电机外部相间短路和发电机主保护的后备保护。Ⅰ段：0-5s可调Ⅱ段：0-5s可调动作情况：Ⅰ段动作于解列，发事故信号：Ⅱ段动作于停机，发事故信号。2.2.1.4发电机定子绕组过电压保护：作为发电机甩负荷或定子绕组内产生异常过电压的保护。动作时间：0-5s可调动作情况：动作于解列灭磁（跳发电机断路器、灭磁），发事故信号。2.2.1.5发电机过负荷保护作为过负荷引起的定子绕组过电流保护动作时间：0-5s可调动作情况：发预告信号：2.2.1.6发电机定子接地保护作为发电机定子绕组单相接地时的保护。动作时间：0-5s可调动作情况：发预告信号。2.2.1.7发电机转子接地保护作为发电机励磁回路发生接地故障时的保护，发电机转子接地保护应采用注入式发电机转子接地保护，要求在未加励磁电压的情况下亦能监视转子绝缘及接地情况，在转子绕组上任一点接地时，保护的灵敏度高且一致。应具有定时举刷和手动举刷功能。投标时，发电机转子接地保护装置需提供产品说明书和产品选型手册。动作时间：0-5s可调动作情况：一点接地保护动作于报警发信号，两点接地保护动作于停机（跳发电机出口断路器、灭磁、关闭导水叶），发事故信号。2.2.1.8电压互感器二次回路断线保护防止电压互感器二次回路断线可能引起保护装置的误动。动作时间：0-3s可调动作情况：发预告信号，并闭锁电压回路断线可能引起误动作的保护。2.2.1.9差动回路断线保护防止差动保护电压互感器二次回路断线可能引起保护装置的差动保护误动。动作时间：0-3s可调动作情况：发预告信号（或闭锁差动保护）。2.2.2主变压器保护2.2.2.1主变压器差功保护作为主变压器引出线、套管及内部的相间短路主保护。动作时间：瞬时动作情况：保护瞬时动作于跳主变压器两侧断路器并发事故信号。2.2.2.2主变瓦斯保护作为反应变压器内部事故的保护。动作时间：瞬时动作动作情况：轻瓦斯瞬时发预告信号；重瓦斯瞬时动作于跳主变压器高低压侧断路器并发事故信号。2.2.2.3主变压器复合电压启动的过电流保护作为主变压器主保护的后备保护。动作时间：0-5s可调动作情况：动作于跳主变压器高低压侧断路器并发事故信号。2.2.2.4主变压器过负荷保护作为主变压器过负荷时的保护。动作时间：0-20s可调动作情况：延时发预告信号。2.2.2.5主变压器温度保护反应主变压器运行温度升高的保护。动作时间：0-10s可调动作情况：发预告信号2.2.2.6主变油压力释放保护作为主变油压过高时的保护。动作时间：瞬时动作情况：保护瞬时动作于跳主变压器两侧断路器并发事故信号。2.2.3厂用变压器保护2.2.3.1厂用变压器电流速断保护作为厂用变相间短路的主保护动作时间：瞬时动作情况：保护瞬时动作于跳厂用变压器高低压侧断路器并发事故信号。2.2.3.2厂用变压器过电流保护作为厂用变及引出线相间短路的后备保护动作时间：0-10s

可调动作情况：保护动作于跳厂用变压器高低压侧断路器并发事故信号。2.2.3.3厂用变压器零序过电流保护作为厂用变压器低压侧单相接地时的保护动作时间：0-10s可调动作情况：保护动作于跳厂用变压器高低压侧断路器并发事故信号。2.2.3.4厂用变压器温度保护反应厂用变压器运行温度升高的保护动作时间：0-10s可调动作情况：发预告信号2.2.435kV线路保护测控系统功能2.2.4.1主保护：三段式相间距离保护2.2.4.2方向过电流保护2.2.4.3三相一次重合闸.测控功能（a）遥测（b）遥信（c）遥控（d）遥视2.3GPS对时GPS对时系统用于实现变电站内计算机监控系统、保护装置及故障录波器等设备的时间同步，应能提供满足这些设备需要的各种时间同步信号。输出时间与协调世界时（UTC）时间同步准确度：≤1us内部的时钟准确度应优于7*10-8。站控级远动工作站具有GPS对时功能，并将时标传送给连接在计算机网络上的站控级设备和测控级设备，并且满足各个设备独立对时的通道数量要求（通信或接点形式）。2.4试验2.4.1工厂试验所有保护设备应在制造商厂内进行工厂试验。保护装置及各元件的工厂试验应按照本招标文件的要求和IEC标准进行，必要时要验证同样参数及结构的元件的互换性。试验项目如下，但不限此：2.4.1.1保护装置绝缘电阻试验各电路对地(外壳)之间，用开路电压为500V的测试仪器测定其绝缘电阻应不小于10MΩ；2.4.1.2保护装置工频耐压试验交流回路对地之间承受工频2kV，1分钟、直流回路对地之间承受工频1.5kV，1分钟电压应无击穿或闪络现象；2.4.1.3保护装置冲击耐压试验装置的导电部分对外露的非导电金属部分外壳之间，在规定的试验大气条件下，应能耐受幅值为5kV的标准雷电波短时冲击试验；2.4.1.4保护装置高频电气干扰试验装置应能承受频率为1MHz及100kHz衰减振荡波脉冲干扰检验及快速瞬变干扰试验；2.4.1.5保护装置电源试验；（1）装置在交直流电源为极限状态时应能可靠工作。（2）装置突然加电、突然断电，及电源电压缓慢上升或下降时，均不能误动。2.4.1.6保护装置性能试验：（1）基本性能试验：包括整定值试验、动作时间试验、动作特性试验、逻辑回路联动试验等。（2）其它性能试验：包括硬件自检、时钟试验、输入/输出功能试验、数据采集系统的精度和线性度试验，定值的整定切换试验等。2.4.1.7连续通电试验：保护装置完成调试后，出厂前应进行不小于100小时连续通电试验。各项参数和性能应符合要求。出厂试验应采用与型式试验相同的方法及上述有关要求进行，并取得类似的结果。卖方应将详细的试验方法、过程和结果提交给买方批准。2.4.2现场试验保护设备的现场试验按照本招标文件的要求和IEC标准进行，卖方应在试验前3个月，将详细的试验计划、项目和程序交买方批准。现场试验中暴露出有质量问题的设备，卖方负责更换或修理，一切费用由卖方承担。现场试验应在卖方现场指导、监督下完成。现场试验应包括下列各项试验项目：（1）接线正确性验证试验；（2）绝缘电阻试验；（3）二次回路耐压试验；（4）模拟量零漂、精度检查；（5）各保护功能模块动作特性、动作值、返回值、整定值、动作时间试验；（6）保护动作逻辑检查；（7）保护装置间的弱电连接线屏蔽措施检查；（8）各种抗干扰试验；（9）中间继电器、出口继电器特性试验；（10）保护与监控系统的通信试验；（11）整组动作试验；（12）连续通电试验；（13）设备说明书要求的其他试验。2.5机组辅助设备及公用设备控制系统2.5.1一般技术要求所有辅助设备现地操作箱通过信号电缆与各自相关现地控制单元连接，设计为远方自动、现地手动两种方式，重要信号以I/O形式送至LCU单元。每个控制装置至少应包括自动空气开关、接触器、热继电器等主回路设备、按钮、开关、信号灯、隔离变压器和中间继电器等控制回路设备。2.5.1.1输入、输出回路输入、输出回路应满足控制系统的要求，并留有余量。每一个输入通道应能单独选择常开触点或常闭触点的接收；应具有接点防抖过滤措施，以防因触点抖动造成误操作。2.5.1.2控制电源每个控制柜由一路直流输入电源供电，保证控制电源的可靠性。2.5.1.3开关、按钮、指示灯每个控制箱内应设置对本系统监视和控制所需的全套开关、按钮和指示灯。2.5.1.4中间继电器对于大容量接点输出，应采用中间继电器进行扩充。2.5.1.5空气开关每台电动机主回路应设置一台自动空气开关，作为电动机主回路短路保护，其容量应满足电动机额定容量要求。2.5.1.6控制柜(箱)控制柜（箱）为全封闭型，内设门式安装板，可靠墙安装，门前维护，防护等级不低于IP40，防腐、防潮、通风性好，适应水电站辅机应用环境要求。控制柜（箱）内门安装板面上设置各种指示灯，并保留手动开关，便于值班人员巡检、现场调试和维护检修。控制柜（箱）内提供防潮除湿加热装置、门开关控制的照明灯和AC220V的三极和二极电源插座。2.5.2机组辅助设备现地控制单元2.5.2.1集水井水泵控制箱（1）控制对象：厂内排水泵共2台（左岸、右岸各2台）。（2）控制参数：通过厂内排水集水井液位变送器（模拟量）检测到水位信号。（3）控制要求：厂内排水水泵正常工作时，一台工作，一台备用，2台泵可互为备用。当集水井水位达到设定值时，工作泵起动；当水位达到设定值时，备用泵起动；当水位降至设定值时，水泵停止；当水位达到设定值时，发水位过高报警号。启动每台排水泵前，先打开相应的润滑水电磁阀，通过检测有润滑水（流量开关动作）后，再启动排水泵。检修期间，两台排水泵可同时投入运行。2.5.2.2调速器油泵LCU屏（1）控制对象：调速器油泵共2台（左岸、右岸各2台）。（2）控制参数：通过压力变送器（模拟量）和电接点压力表检测到油压信号，调速器油泵LCU屏及冷却水控制箱中可编程控制器要求与机组LCU屏中可编程控制器为同一品牌。（3）控制要求：油泵正常工作时，一台工作，一台备用，2台泵可互为备用轮回启动。当压力降低到设定值时，工作泵起动；当压力降低到设定值时，备用泵起动；当压力恢复到设定值时，油泵泵停止；当压力降低到设定值时，机组紧急停机。2.5.2.3低压气机控制（1）控制对象2台15KW低压气机（左岸、右岸各2台）。（2）控制参数低压气系统压力信号控制器。（3）控制要求两台低压气机，正常工作时，一台工作，一台备用。2台气机可互为备用。当储气罐压力降为设定值时，工作气机起动投入，当储气罐压力降为设定值时，备用气机起动投入；当压力上升至设定值时，气机停止；当压力至设定值时，发气压过高报警信号；当压力降至设定值时，发气压过低报警信号。实时检测系统各设备的工作状态，发现故障自动处理，并及时上报故障信息。故障信息主要有：气系统压力过高，气系统压力过低，气机排气压力超高、备用气机起动、油压偏低，电机故障、装置故障，控制电源故障等。3、直流电源系统3.1概述3.1.1工作内容峰头水库左岸电站、右岸电站各配置一套100AH直流电源系统，主要包括1组阀控式密封铅酸蓄电池、3台充电装置、1台绝缘监视装置、1台直流系统监控装置、配电及保护器具、监视仪表及报警信号等。卖方应负责完成电站直流电源设备的设计、制造、包装、运输、培训和交货及安装调试、试运行期间的技术指导；提供设备安装、调试所需的仪器和专用工具；提供所需的备品、备件。直流电源系统主要供给：3台机组的励磁、调速器、保护、监控设备工作电源，35kV开关的操作及保护电源、6.3kV开关的操作及保护电源及全厂事故照明电源等。3.1.2供货范围货物需求详见供货清单3.1.3一般电气特性3.1.3除非另有规定，设备的电气特性应符合相关GB标准的要求。导线的安装应符合GB标准有关条款的要求。主要元器件(包括高频开关模块、整流模块、断路器等)应采用国际知名品牌。3.1.3布置在中控室的设备其噪声在中控室处测量应小于50dB。设备在正常工作时，距离设备1m处所产生的噪声应小于55dB。3.1.3(1)交流回路外部端子对地的绝缘电阻应不小于10MΩ；(2)不接地直流回路对地的绝缘电阻应不小于1MΩ；(3)500V以下、60V及以上端子与外壳间应能承受交流2000V电压1min；(4)60V以下端子与外壳间应能承受交流500V电压1min。3.1.4.4电磁兼容性本系统设备的浪涌抑制能力(SWC)、抗无线电干扰(RI)能力及抗静电干扰(ESD)能力应满足IEC61000-4《电磁兼容性试验和测试方法》的要求。3.1.4.5电磁干扰防护本系统设备的正常运行应不受电磁干扰的影响，卖方应在设备的输入端口加装吸收干扰的元件。3.1.5图纸和资料合同生效后的7天内，卖方应向买方和设计单位各提供至少两套下列图纸及技术文件(包括电子版)。其中，1)～6)项图纸应得到买方或设计单位的认可方有效。1）直流电源系统设计说明（包括设备选择和技术性能参数）2）盘、柜的外形尺寸图、安装图和盘面布置图 3）逻辑图、系统接线图及详细原理接线图 4）设备清单 5）盘内部配线图及端子接线图 6）产品技术说明书及使用说明书 7）设备安装、调试、运行、维护说明书 8）设备安装调试专用工具使用说明书 9）提供最终随机资料4套，包括上述图纸、说明书及出厂试验报告、产品合格证书等，供设备安装调试及生产运行使用。10）卖方应负责完成本合同供货范围内的全部设备的端子接线图。3.1.6其它3.1.6.1试验报告和证书(1)卖方应在合同生效后20天(日历天数)提供与合同设备有关的所有最终试验报告的复印件，该报告应装订成册作为永久资料使用。(2)卖方应在直流电源设备出厂试验验收后20天(日历天数)内提供下列报告（包括出厂试验记录）和证书给买方：1)直流电源设备的整套出厂试验报告；2)直流电源设备出厂检验证书。3.1.6.2互换性卖方提供的合同设备的相同部件，其尺寸和公差应完全相同，以保证各设备部件之间的互换性。所有的备品备件的材料和质量应与原设备相同。3.1.6.3电源(1)买方提供电源交流380V系统 电压变化范围 80%-115%Un频率变化范围 47-52Hz卖方提供的所有设备应能在上述相应的范围内正常运行，当输入电压下降到低于下限值时，设备应不致损坏。(2)设备的内部直流稳压电源应有过压、过流保护及电源电压不正常的报警信号，能防止损坏其它设备。3.2直流系统的配置3.2.1概述(1)直流电源系统采用单母线接线，额定电压为直流220V，采用一组阀控式密封铅酸蓄电池。蓄电池组正常以全浮充电方式运行。卖方提供的所有设备应有两年以上成功运行经验。(2)所有装置应采用标准尺寸的机箱和插件板设计，插件板必须经过严格的筛选和老化，且应具有互换性；(3)所有装置的软件和硬件应具有对自身故障的自动检测、长期监视功能和内部故障记录存储功能。装置任一元件故障时，应能发出装置异常报警信号；(4)采取可靠的抗干扰措施，防止大气过电压和电磁波侵入装置内部造成元件损坏。3.2.2蓄电池组卖方提供的蓄电池应采用国际知名品牌，其性能、使用年限和可用性是国际一流的。具体技术指标如下：(1)电站均采用1组阀控密封铅酸蓄电池，蓄电池容量100Ah。浮充电压2.23～2.25V，均充电压2.35V；(2)终止电压1.85V，事故放电时间1小时的容量系数不小于0.35；(3)蓄电池的使用寿命不少于10年；充电装置设置的1套充电设备采用整流模块组合、N+1冗余备份方式，模块之间使用无主从自动均流技术，设备应具有充电（恒流充电、限流恒压充电）、浮充电及自动转换功能。充电装置性能要求如下：交流输入电压： 380V±20%，50Hz直流输出电压： 220V电压调节范围： 180～300V稳压精度： ≤0.5%单只模块输出直流电流： 10A电流调节范围： 0-100%连续可调稳流精度： 0.5%纹波系数： 0.5%噪声： 45dB功率因数： 0.9满载效率： 90%3.2.3直流系统监控装置为便于对直流系统各装置(包括充电装置、放电装置、绝缘监视装置、蓄电池检测装置等)进行统一管理，卖方应提供1台直流系统监控装置。该装置与相应直流系统的上述各装置通过通信接口连接，实现信息交换，并提供与电站计算机监控系统的通信接口(通信规约在设计联络会上商定)，有效地配合监控系统通信的调试工作，满足监控系统的要求。直流系统监控装置应设置调试和运行维护用的串行接口，监视所有交直流开关的位置、充电机的输出电流、蓄电池组输出电流、直流母线电压、直流系统所有故障信号等。3.2.4绝缘监视装置绝缘监视装置用于在线检测直流电源系统的绝缘电阻、母线电压及母线对地电压。当绝缘电阻低于设定值及母线电压过高或过低时发出报警信号。绝缘监视装置的灵敏度应大于6k，并应具备以下功能：(1)常规巡查1)数字显示母线电压，电压超过允许范围时发出报警信号；2)数字显示正负母线的对地绝缘电阻值，绝缘电阻过低时发出报警信号；3)实时数字显示正负母线接地电阻-时间曲线，当出现接地故障时，自动锁定电阻-时间曲线；4)能检测正负母线绝缘同时下降，分别显示故障支路的正负母线接地电阻值；5)汉字显示历史记录。(2)支路巡查1)当母线对地绝缘降低时，发出信号，并自动巡查各支路对地绝缘电阻；2)支路巡检速度基本与支路数量无关；3)应能够准确检查出绝缘损坏的地点。3.2.5电池巡检装置为监视蓄电池的工作状态，设置电池巡检装置，该装置应能在线监视电池环境温度，具有过温报警及过压、低压报警功能等。电池巡检装置安装在电池架上。3.2.6直流电压及电流监测直流系统需装设测量仪表的部位见表6.2。蓄电池输出回路的电流表采用具有双向测量功能的数字式直流电流表。当进行蓄电池浮充电时，蓄电池电流表应能准确显示浮充电电流。直流系统测量仪表配置表表6.2装设部位直流电流直流电压蓄电池温度蓄电池组输出端¤□¤□¤充电装置输出端¤□¤□直流母线¤□蓄电池放电装置¤□ 图例：¤—指示仪表 □—变送器3.2.7测量仪表直流电源屏上的测量仪表全部采用外形尺寸为96X96mm的广角度表。仪表的准确度不应低于1.0级，分流器的准确度不低于0.5级。直流电压及电流变送器采用输出为4～20mA的变送器，精度不低于0.5级。3.2.8指示信号为监视直流系统的运行，直流屏上应设装必要的位置信号及报警信号。(1)位置信号直流屏上应设置以下位置信号(但不限于此)：1)直流馈线(红色LED，DC220V)；2)充电装置的交流供电电源(红色LED，AC220V)；3)其他需要指示的位置信号灯。(2)报警信号直流系统应提供下列报警信号(但不限于此)：1)蓄电池、充电装置及馈线断路器故障跳闸信号；2)直流系统接地或绝缘降低；3)直流母线电压过高或过低；4)蓄电池状态异常；5)充电装置交流电源失电；6)充电装置、绝缘监视装置及电池巡检装置的内部故障。(3)故障报警信号应具备直流屏现地显示及上送计算机监控系统的功能1)上送至计算机监控系统的报警信号及相关的模拟量由供货商集中到端子排上。3.2.9直流母线卖方提供的直流母线应满足以下要求：(1)直流盘主母线应采用铜母线，并套以阻燃热缩绝缘套；(2)直流盘主母线截面应不小于50×5mm；(3)直流盘主母线宜布置于盘的上部或中部，母线两端及中间必须用母线夹具或绝缘子牢固固定；(4)正负母线间距离不小于60mm，母线跨度不应超过1000mm，超过时应增加母线支撑。3.2.10直流负荷开关及保护(1)直流系统的操作及保护器具全部采用直流断路器，该断路器应能适应下述工作环境：1)海拔高度：2000m以下；2)环境温度：-5+40C；3)能耐受潮湿、盐雾、油雾、和霉菌的环境条件。(2)直流系统所有直流断路器均应装设位置辅助触头及报警信号触头，用于断路器位置及故障跳闸时发出信号；(3)直流断路器在布置上应采取垂直安装方式，板后接线，板前操作。对于需要“分”“合”位置互相闭锁的断路器应有相应的机械闭锁措施。3.2.11直流屏尺寸及颜色直流屏的尺寸为800×600×2260mm(宽×深×高)。颜色由业主确定3.3工厂验收3.3.1基本要求依据本招标文件的规定，全面检验卖方提供的直流系统设备的盘柜外观结构、配套的元器件及装置的质量、产品总装质量及全面测试系统的各项技术性能。3.3.2出厂验收项目卖方提供的所有合同设备在出厂前均应按照国家现行产品制造标准和试验标准在卖方工厂内进行各项试验。3.3.2.1外观检查外观检查至少应包括下列项目：(1)核对盘柜的外形尺寸、盘柜结构的坚固性及盘柜颜色；(2)盘柜及元器件布置、标志及铭牌；(3)盘内接地及照明；(4)盘内配线及端子。3.3.2.2电气性能试验电气性能试验至少应包括下列项目：(1)绝缘电阻试验；(2)耐压试验；(3)电压调整范围及稳压精度测试；(4)电流调整范围及稳流精度测试；(5)纹波测量；(6)噪声测量；(7)测量仪表及信号试验；(8)其他（通讯信号、断路器连锁等）。3.3.3出厂验收文件出厂验收文件应包括下列内容：(1)直流系统图纸（电路图、布置图、端子图）；(2)直流系统使用说明书；(3)直流系统电气特性试验报告；(4)备品备件清单；(5)装箱单；(6)产品检验合格证。卖方应在进行出厂试验前一周通知买方，买方将决定参加或不参加目击试验。无论买方参加与否，均不减轻卖方履行合同条款的责任。所有工厂试验都必须做好详细记录，并提交试验报告，内容应包括试验项目、试验方法、试验仪器、试验结果、分析意见、试验人员名单等。出厂试验报告应在试验完成后10天内提供4份给买方。4、交流电源系统本次要求左岸、右岸各配置1面交流电源系统屏，屏内包含：双回进线400A互为备用，可实现自动切换。交流馈出24回（容量按需要配置），电流互感器、指示仪表、控制开关、指示灯、按钮等。各类接触器、开关及空开等选用国际知名品牌。附综合自动化系统货物需求一览表1）左岸电站设备清单：序号设备名称型号规格单位数量生产厂家备注一计算机监控系统设备一)电站控制层1主机兼操作员工作站控制室工业控制计算机I5-3470（3.2GHZ)/内存4G/硬盘1T/DVD/网卡/2G显卡/声卡/双串口/光电鼠标、键盘等套2彩色液晶显示器24″液晶分辨率1280×1024，显示内存＞16MB，至少为增强16色，底色为黑色，平面直角台2语音报警装置含声卡、音箱、软件等套12打印机A3幅面黑白激光处理器：≥133MHz；分辨率：≥2400dpi；打印速度：22ppm；内存：≥16MB台13网络通讯设备智能通讯管理机8口RS485口，4口RS232口，1个RJ45，1对光口，采用IntelXscaleIXP-422266MHZ处理器；板载512MB内存台1以太网交换机16口RJ45，4对光口,传输速率：10/100Mbps（自适应）台1GPS卫星对时装置能同时接收不少于8颗GPS卫星信号，捕获时间为20秒至15分钟，时间误差为±10μs,对时精度不低于1ms台1电力逆变电源容量5kVA,输入电压：AC380/220V±15%、3相/单相50Hz±2%、DC220V±20%；输出电压：AC220V±1%，50Hz±1%；切换时间0ms；噪声 ≤60dB台14通讯电缆超5类网络线、屏蔽双绞线

满足站内自动化系统需要套15计算机控制台拼装式、带2把座椅套16软件系统计算机监控系统软件

多机切换管理套1数据库开发软件图形开发软件报表开发软件数据采集开发软件通讯管理软件系统管理软件远程诊断软件语音报警软件编程开发软件VisualC++套1微软数据库开发软件SQLServer套1操作系统软件WIN2000/XP套1触摸屏编程软件套1PLC编程软件套1二)现地控制层1机组现地控制LCU屏1×5000kW可编程控制器DI128点/SOE32点/AI16点/DO64点，带以太网口套1组屏安装彩色液晶触摸屏10.4寸，分辨率不小于800x600；内存不小于4M；主频不小于100MHz台1机组交流采样装置电流、电压、有功、无功、频率、功率因数台1微机自动准同期装置台1多功能数字式手动同期装置具有三合一的功能，即：同期表、转角变、同期继电器的功能台1智能通讯管理机8口RS485口，4口RS232口，1个RJ45，1对光口，采用IntelXscaleIXP-422266MHZ处理器；板载512MB内存台1交直流双供电电源输入AC/DC220V、输出DC24V台1继电器DC24V,5A套1操作开关转换开关、指示灯、按钮、常规仪表等套1防雷设备电源及通讯防雷套1屏柜及附件GGD2260mm×800mm×600mm面12公用LCU及同期屏可编程控制器DI128点/SOE32点/AI16点/DO64点，带以太网口套1组屏安装彩色液晶触摸屏10.4寸，分辨率不小于800x600；内存不小于4M；主频不小于100MHz台1多对象微机自动准同期装置完成8个同期点操作台1多功能数字式手动同期装置具有三合一的功能，即：同期表、转角变、同期继电器的功能台1交直流双供电电源输入AC/DC220V、输出DC24V台1继电器DC24V,5A套1操作开关转换开关、指示灯、按钮、常规仪表等套1屏柜及附件GGD2260mm×800mm×600mm面13调速器油泵LCU屏可编程控制器DI32点