储能电站技术协议 0616

二次设备技术协议采购方：供货方：2023年6月目录TOC\o"1-2"\h\u1计算机监控系统设备技术条件 计算机监控系统设备技术条件本升压站计算机监控系统设备分为站控层设备和间隔层设备。10kV储能电站监控采用单以太网结构，网络传送协议采用TCP/IP网络协议，网络传输速率≥100Mb/s。站控层配置二台冗余热备主机兼操作员工作站、一台五防工作站、二台冗余热备远动服务器、一台独立运行远动服务器（与用户远程集控进行数据传输，按需配置）、一台规约转换装置、GPS时钟同步装置、网络设备及打印机等。主机兼操作员工作站、打印机布置在电站控制室，其它组屏安装在继保室。间隔层设备主要包括I/O测控装置和网络接口设备。35kV或10kV的间隔层设备采用保护测控一体化装置1.1基本技术条件1.1.1额定值额定交流电压：220V额定直流电压：220VUPS电压：AC220V额定频率：50HzTA二次额定电流：5A/1ATV二次额定电压：100V（线电压），100/（相电压）特殊量输入：4～20mA，DC0～150V（DC0～250V），AC0～450V。1.1.2接地与隔离要求计算机监控系统不设置单独的接地网，接地线与变电站主接地网连接。系统的机箱、机屏、以及电缆屏蔽层均应可靠接地。监控系统各间隔之间，间隔层与站控层之间的连接，以及设备通信口之间的连接应有隔离措施。1.1.3环境温度要求计算机监控系统屏为室内布置，当室内温度5～+40℃；装置应能满足协议书所规定的精度。室内温度在5～+45℃时，装置应能正常工作，不拒动不误动。1.1.4电磁兼容性要求在雷击过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强干扰作用下，在二次回路操作干扰下，装置包括测量元件，逻辑控制元件，均不应误动作。装置不应要求其交直流输入回路外接抗干扰元件来满足有关电磁兼容标准的要求。系统装置的电磁兼容性能应达到下表2的等级要求。表2系统装置的电磁兼容性能等级要求序号电磁干扰项目依据的标准等级要求1静电放电干扰GB/T17626.4-24级2辐射电磁场干扰GB/T17626.4-33级3快速瞬变干扰GB/T17626.4-44级4浪涌（冲击）抗扰度GB/T17626.4-53级5电磁感应的传导GB/T17626.4-63级6工频磁场抗扰度GB/T17626.4-84级7脉冲磁场抗扰度GB/T17626.4-95级8阻尼震荡磁场抗扰度GB/T17626.4-105级9震荡波抗扰度GB/T17626.4-122级（信号端口）1.2技术性能要求1.10.1计算机监控系统配置监控系统采用开放式分层分布结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按本期规模配置。系统设备配置站控层设备（1）主机兼操作员站：用作站控层数据收集、处理、存储及网络管理的中心以及站内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等。运行人员可通过运行工作站对变电站各一次及二次设备进行运行监测和操作控制。其中1台操作员站具备工程师站功能,用于对监控系统的维护。主机兼操作员站应为2台冗余热备的服务器，至少满足以下技术要求：参数要求详见技术参数表；工作温度：10-35℃；相对湿度：10%到85%（无冷凝）；电源：100-240V，50HZ，服务器电源；符合工业标准：FCC，EMC，CE，UL；（2）远动通信设备：远动通信柜内的远动设备冗余配置，无硬盘设计，满足直采直送的要求，支持各级调度的双通信通道和通信规约要求，实现遥信、遥测、遥控、遥调及规约转换等功能。远动通信设备通过专用通道点对点方式以及站内的数据网接入设备向各级调度传送远动信息。两远动单元在软硬件上相互独立，并具有独立的电源模块，故障互不影响。正常工作情况下，两远动单元处于一主一备状态，一远动单元处于工作状态，另一远动单元处于备用状态。当一台远动工作站故障时，另一台远动工作站应能执行全部功能，应能实现双机无缝自动切换，并保证切换时数据不丢失，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。远动通信柜内独立运行的远动通信设备通过专用通道点对点方式以及站内的数据网接入设备向业主公司远方集控中心传送远动信息，通讯规约包括但不限于IEC104规约、IEC102规约、CDT规约、MODBUS规约、DL／T860(1EC61850)等。1)主要功能采集各种微机保护、自动装置信息；采集各种测控装置、智能电能表信息；采集变电站智能辅助设备信息；远动工作站的制式应与调度端主站系统相适应；实现和管理远动通信，能通过当地地调、省调的数字专线通道、省调电力调度数据网接入设备通信；支持多种通信规约，如IEC870-5、部颁CDT、DL／T860(1EC61850)等，远动规约与省调、地调要求的通信规约相一致；通过GPS、北斗可实现自动对时和统一系统时间，具备与调度中心和当地同步时钟对时的功能；各设备、装置通信状态检查和监视；转发信息编辑、合成；具有自检自调，失电保护功能及失电后自启动功能；采用专用操作系统、无硬盘型、非PC结构的专用装置。四遥功能能灵活组合，且相对规格化，将来维护和扩展时不会影响原有的硬件及更改原有的EPROM；具备为调度中心提供SOE数据的功能，SOE中的事件时标应是I/O单元采集到该数据时的时间；远动工作站应是可编程的，具有当地维护界面，组态方便且具有在线远方诊断、远方下载、远方配置文件及远方修改参数等功能；远动工作站在故障、重启及切换的过程中不应引起误操作及数据扰动；采用模块化结构，便于维护和扩展。装置内所有的模块应装设硬件发光显示器（LED、LCD等），以指示其状态及功能。2)主要性能主要通信接口至少满足以下要求6个可配置调度通信口（232/MODEM异步），至少4个数字通道接口（省调2个、地调2个）；6个100M以太网网络接口，其中4个网络口用于连接站内装置，2个网络口用于连接调度自动化系统。主要支持通信规约：IEC870-5-103继电保护设备信息接口配套标准IEC870-5-101远动规约IEC870-5-104远动规约CDT远动设备通信规约DL／T860(1EC61850)规约ABB33-41通信规约SC1801远动规约RP570远动规约DNP3.0通信规约OPC通信规约通信速率以太网网络接口10~100Mbits/s远动通信300～19200bits/s工作电源直流电源DC88V～270V自适应整机平均故障间隔时间不低于27000小时远动信息的海明码距离应≥4所有的输入输出接口、通信线及电源输入的耐受冲击耐压试验及抗电磁干扰能力应满足各项规范要求，远动主通道、备用通道均应设置通道防雷器，装置的交、直流电源输入处设电源防雷器。（3）智能设备规约接口装置：设备组屏、为智能通信及规约转换装置，用于多种继电保护装置及其它智能设备与当地监控、保护信息管理装置等通信。在间隔层，通过多种类型的标准通信接口与继电保护、直流屏、交流屏、UPS、逆变电源、电度表及电表处理器、无功补偿控制器、消防报警等装置进行通信，搜集各类保护及其他信息，再通过网络或串口，经规约转换后送往当地监控或保护信息管理装置等。智能设备接口装置处于中间层，对上（与当地监控系统通信）、对下（与继电保护、直流屏、交流屏、UPS、逆变电源、电度表及电表处理器、消防报警以及光伏监控通信服务器等智能设备通信）均应支持多种通信接口和多种通信协议（包括与光伏监控通信服务器的RJ45OPC接口）。提供的对上通信接口类型至少应有：以太网接口（双绞线或光纤）、RS232串口。至少可以提供4个光纤或双绞线以太网接口、2个RS232串口，至少同时挂接6种不同协议。提供的对下通信接口类型至少应有RS232/RS485/RS422（双绞线或光纤）、LON网、以太网（双绞线或光纤）通信，至少提供4个以太网（双绞线或光纤）、24个串行双绞线（或者光纤）接口。根据协议的复杂程度，可以同时挂接11种以上的协议。（4）打印机：配置一台具有网络打印功能的激光打印机（A3、A4、A5幅面任选）。（二）网络设备（1）工业以太网交换机：配置工业以太网交换机，用于保护和测控装置的通信。网络传输速率≥100Mbps，可构成一分布式高速工业级双以太网，实现站级单元的信息共享以及站内设备的在线监测、数据处理以及站级联锁控制，设备组屏布置。每台工业以太网交换机应满足以下要求：参数要求详见技术参数表。电磁兼容性要求：IEC61000-4-2静电放电抗扰度：接触放电±8kV，空气放电±15kV；EN61000-4-3辐射电磁场抗扰度：35V/m；IEC61000-4-4电快速瞬变脉冲群抗扰度：电源±4kV/以太网接口±2kVEN61000-4-5浪涌（冲击）抗扰度：电源共模±4kV/差模±2kV，以太网接口共模±4kV；通过KEMA测试，或国内电力工业权威机构检测合格（2）其他网络设备：包括光/电转换器，接口设备（如光纤接线盒）和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等完成监控系统通信所需的全部接口设备及连接件。(三)间隔层设备（1）I/O测控装置：I/O测控装置具有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及测量数字显示等功能，对全所运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。I/O测控装置的配置原则为：开关电气设备按每个电气单元配置，母线单元按每段母线单独配置，公用单元单独配置。1)公用等测控装置配置a)装置应拥有单断路器测控、分接头的调节、地刀的控制及与用于温度、直流系统测量的常规变送器的接口。b)每套装置至少应有以下功能：40路自定义遥信开入，开关量输入为DC220V光电隔离输入;2组电压、2组电流的模拟量输入，其基本计算量有电流、电压、电度计算、频率、功率及功率因数；8路变送器接口单元；至少4路4~20mA模拟量输入单元。遥控输出至少可配置为8路遥控分合，遥控出口为空节点，遥控分合闸无公共点，出口动作保持时间可程序设定；分接头测量与调节；遥控事件记录及事件SOE；支持电力行业标准DL/T1667-1999（IEC60870-5-103标准）的通讯规约，配有独立的双以太网（100Mbps），超五类或光纤通讯接口；对时功能：装置具有同步对时接口，同步对时方式采用RS485串行数据通信接口接收GPS发出的IRIG-B(DC)时码作为对时信号源，对时误差小于1ms逻辑闭锁功能，闭锁逻辑可编程；大屏幕液晶，图形化人机接口，主接线图、开关、刀闸及模拟量的显示，菜单及图形界面可编辑，并通过系统网络直接下载。2)对用于10kV线路的I/O测控装置要求同时具备相应保护功能，即采用保护测控一体化装置，安装于10kV开关屏内。装置至少应有以下功能：a)测控功能遥测量：Iam、Icm、I0、UA、UB、UC、UAB、UBC、UCA、U0、F、P、Q、COSф共14个模拟量。遥信量：20路自定义遥信开入，并有事件顺序记录(SOE)。遥信分辨率小于1ms；遥控量：一组断路器遥控分/合、闭锁；站变I/O测控装置具有至少3路4~20mA模拟量输入；配有断路器操作插件，具有逻辑跳闸电路、操作闭锁电路、电源和跳合闸回路监视以及相关测试部件等，应可适应各种断路器操作机构；逻辑闭锁功能，闭锁逻辑可编程；具有完善的事件报告处理功能，至少可保存最新64次动作报告、最新256次SOE变位记录、最新64次用户操作记录报告等。b)对时功能：装置具有同步对时接口，同步对时方式采用RS485串行数据通信接口接收GPS发出的IRIG-B(DC)时码作为对时信号源，对时误差小于1ms；c)通信功能：具备强大的通信功能，配有独立的双以太网（100Mbps），超五类线或光纤通讯接口，支持IEC60870-5-103规约；配有RS232和RS485接口，支持MODBUSRTU规约。d)录波功能装置应具有故障录波功能，能以COMTRADE数据格式输出上传监控主机。记录故障前后线路电流、电压等模拟量，断路器位置、保护跳合闸命令等开关量。记录装置的操作事件、状态输入量变位事件、更改定值事件及装置告警事件等。记录的录波报告为不小于10个，记录的事件不小于500条。记录的报告或事件可被PC机读取。e)保护信息功能装置描述的远方查看。系统定值的远方查看。保护定值和区号的远方查看、修改功能。软压板状态的远方查看、投退、遥控功能。装置保护开入状态的远方查看。装置运行状态（包括保护动作元件的状态、运行告警和装置自检信息）的远方查看。远方对装置信号复归。故障录波上送功能。f)保护配置10kV线路的I/O测控装置应具有微机型电流速断保护、电压闭锁电流速断保护、过流保护、零序电流保护及三相重合闸功能，还应具备低频低压减载、故障录波、事故记录掉电不消失等功能，并可配合计算机监控系统实现小电流接地选线功能；10kV站变的I/O测控装置应具备微机型电流速断保护、过流保护、零序电流保护及本体保护功能，还应具备故障录波、事故记录掉电不消失等功能；10kV无功补偿装置SVG支路的I/O测控装置应具备微机型变压器差动保护、过流保护、零序电流保护及非电量保护功能（包括本体轻/重瓦斯保护、压力释放、油温升高/过高、绕组温度升高/过高、油位异常保护等，保护动作于跳闸和发信），还应具备故障录波、事故记录掉电不消失等功能；10kV分段的保护测控装置应具备微机型电流速断保护、过流保护、零序电流保护功能，还应具备故障录波、事故记录掉电不消失等功能；（2）间隔层网络设备：包括与站控层网络的接口以及和继电保护通信接口装置等，设备分散布置在开关屏。（3）间隔层其他设备：包含继电保护、安全自动装置等。系统网络结构监控系统网络结构采用间隔层设备直接上站控层网络，测控装置直接与站控层通讯的结构。在站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集控制层的监测和断路器控制功能。站控层网络负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。硬件设备、数据链路用以太网构成，网络传送协议采用TCP/IP网络协议，网络传输速率≥100Mb/s，站控层网络按双网配置，网络配置规模需满足工程远期要求。间隔层设备通过交换机与站控层以太网连接，其网络协议应成熟可靠，符合网络标准。监控系统硬件要求计算机监控系统应该用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式的硬件结构。计算机的存储和处理能力应满足本变电站的远景要求，但输入输出设备及I/O测控装置应满足本期工程要求，并考虑扩建需要。应该减少设备类型，即外围设备、微处理器、电气模块、输入输出接口等模块的类型和尺寸限制到最少，以减少扩建的麻烦和所需备件的费用。所有部件均应采取紧锁措施，抗振性能好，并且更换拆卸方便。I/O测控装置应是模块化的、标准化的、容易维护更换的、允许带电插拔的，任何一个模块故障检修时，应不影响其它模块的正常工作。所有I/O测控装置的部件在输入输出回路上都必须具有电气隔离措施。在站控层计算机故障停运时，间隔层系统能安全运行。一个元件故障不引起误动作，一个单元故障不影响其它单元。二次设备室或继电器室内设备之间的通信介质采用屏蔽双绞线通讯，需穿越室外电缆沟的通信媒介则采用光缆。光缆应有外保护层，能承受一定的机械应力。监控系统软件要求监控系统应采用国际上流行的先进的、成熟稳定的、标准版本的工业软件，有软件许可，软件配置应满足开放式系统要求，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性。站控层主机兼操作员站应采用安全操作系统，如基于Unix操作系统。所有操作系统应是正版软件。应采用最新版本的完整的操作系统软件，它应包括操作系统生成包、编译系统、诊断系统和各种软件维护、开发工具。操作系统能防止数据文件丢失或损坏，支持系统生成及用户程序装入，支持虚拟存储，能有效管理多种外部设备。数据库的规模应能满足监控系统基本功能所需的全部数据，并适合所需的各种数据类型，数据库的各种性能指标应能满足系统功能和性能指标的要求。数据库应用软件应具有实时性，能对数据库进行快速访问，对数据库的访问时间必须小于0.5ms；同时具有可维护性及可恢复性。对数据库的修改，应设置操作权限。应采用系统组态软件用于画面编程，数据生成。应满足系统各项功能的要求，为用户提供交互式的、面向对象的、方便灵活的、易于掌握的、多样化的组态工具，应提供一些类似宏命令的编程手段和多种实用函数，以便扩展组态软件的功能。用户能很方便的对图形、曲线、报表、报文进行在线生成、修改。应用软件应采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和可扩充性。具有出错检测能力。当某个应用软件出错时，除有错误信息提示外，不允许影响其它软件的正常运行。应用程序和数据在结构上应互相独立。系统应采用带隔离的、可靠的、抗干扰能力强的网络结构。网络系统应采用成熟可靠软件，管理各个工作站和就地控制单元相互之间的数据通信，保证它们的有效传送、不丢失。支持双总线网络、自动监测网络总线和各个接点的工作状态，自动选择、协调各接点的工作和网络通信。网络传送协议采用TCP/IP网络协议，网络传输速率100Mb/s。监控系统应提供通信接口驱动软件，包括与站内各智能设备的通信接口软件及与各级调度中心的通信接口软件等。当某种功能运行不正常时，不应影响其他功能的运行。1.10.2计算机监控系统功能数据采集和处理监控系统通过I/O测控装置实时采集模拟量、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。I/O数据采集单元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、相电压、有功功率、无功功率，功率因数等各种实时数据，并将这些实时数据传送至站控层和各级调度中心、集控中心。监控系统应能与保护测控装置进行数据通信，收集各保护测控装置的录波信息，通过必要的软件，对事故进行分析。（一）采集信号的类型采集信号的类型分为模拟量、状态量（开关量）。模拟量：包括电流、电压、温度量等。状态量（开关量）：包括断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号、一次设备的告警信号、继电保护和安全自动装置的动作及告警信号、运行监视信号、变压器有载调压分接头位置信号等。（二）信号输入方式（1）模拟量输入：间隔层测控装置电气量除直流电压、温度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样，A/D转换位数≥14位，采样精度不低于0.5级；输入TA、TV二次值，计算I、U、P、Q、F、COSΦ。交流采样频率32点/周波，应能采集到13次谐波分量，变送器输出为4～20mA，DC0～150V（DC0～250V），AC0～450V。（2）状态量（开关量）输入：通过无源接点输入；断路器、隔离开关、接地开关等取双位置接点信号；（3）保护信号的输入：重要的保护动作、装置故障信号等通过无源接点输入；其余保护信号通过保护信息采集器通过以太网接口或串口与监控系统相连，或通过保护及故障录波子站上传各类保护信息。（4）智能设备接口信号接入：站内智能设备主要包括直流电源、交流电源、UPS、逆变电源、电度表及电表处理器、无功补偿控制器、消防报警控制器、微机消谐装置以及风机监控通信服务器等智能设备通信、主要设备在线监测系统等。监控系统智能接口设备采用数据通信方式（RS-485通信口和RJ45-OPC接口）收集各类信息，且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。(三)数据处理（1）模拟量处理定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度检验及数据库更新等。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（2）状态量处理定时采集：按快速扫描方式周期采集输入量、并进行状态检查及数据库更新等。设备异常报警：当被监测的设备状态发生变化时，应出现设备变位指示或异常报警，其报警信息应包括报警条文、事件性质及报警时间。事件顺序记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需要快速反应的开关量应按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。（1）开关事故跳闸到指定次数或开关拉闸到指定次数，推出报警信息，提示用户检修。（2）当某一设备设置为挂牌操作时，与该设备相关联的状态量报警和操作将被闭锁。数据库的建立与维护（一）数据库的建立（1）实时数据库：存储监控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。（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。应提供通用数据库，记录周期为1分钟～1小时一次可调。历史数据应能够在线存储1年，所有的历史数据应能够转存到光盘或磁带等大容量存储设备上作为长期存档。对实时数据库中的每一个检测点，都可以由用户事先定义并按设定的周期，以秒、分、时、日、月、年等时间间隔转存入历史数据库。对于状态量变位、事件、越限等信息，应按时间顺序分类保存在历史事件库中，保存时间可由用户自定义为几个月、几年等。（二）数据库的维护（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。可修改的主要内容有：1）各数据项的编号。2）各数据项的文字描述。3）对开关量的状态描述。4）各输入量报警处理的定义。5）模拟量的各种限值。6）模拟量的采集周期。7）模拟量越限处理的死区。7）模拟量转换的计算系数。8）开关量状态正常、异常的定义。9）电能量计算的各种参数。10)输出控制的各种参数。11)对多个开关量的逻辑运算定义等。12)可方便地交互式查询和调用。控制操作监控系统控制功能应包括两种：自动调节控制，人工操作控制。（一）自动调节控制自动调节控制，由站内操作员站或远方控制中心设定其是否采用。它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。（1）电压无功自动调节控制（该功能需服从运行管理部门的要求，功能预留）计算机监控系统应能根据监测到的变电站运行状况，即根据相关测量值和设备状态的检查结果，结合设定的各种参数进行判断计算后，根据调度下装电压曲线或根据AVQC控制策略自动对电容器或电抗器断路器发出投入或切除的指令，从而控制电容器，电抗器等无功设备的投运或停运，调节主变压器分接头，实现对控制目标值电网电压和无功的自动调节，使其在允许的范围内变化。AVQC功能在站级监控系统中用软件实现，采集的实时信息均可作判据，该软件的逻辑功能包括：闭锁逻辑（开关量、模拟量），控制策略，提示信息输出功能，整定及统计功能等。调节控制操作正常执行或操作异常时均应产生控制操作报告。正常执行的报告内容有：操作前的控制目标值、操作时间及操作内容、操作后的控制目标值。控制操作异常的报告内容有：操作时间、操作内容、引起异常的原因、要否由操作员进行人工处理等。另外，当控制功能被停止或启动时也应产生报告。上述几种报告均应打印输出。（二）人工操作控制操作员可对需要控制的电气设备进行控制操作。监控系统应具有操作监护功能，允许监护人员在操作员站上实施监护，避免误操作；当一台工作站发生故障时，操作人员和监护人员可在另一台工作站上进行操作和监护。站内操作控制分为四级：第一级控制，设备就地检修控制。具有最高优先级的控制权。当操作人员将就地设备的远方/就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他控功能，只能进行现场操作。第二级控制，间隔层后备控制。其与第三级控制的切换在间隔层完成。第三级控制，站控层控制。该级控制在操作员站上完成，具有调度中心/站内主控层的切换。第四级控制，为调度/集控站控制，优先级最低。原则上间隔层和设备层只作为后备操作或检修操作手段。为防止误操作，在任何控制方式下都需采用分步操作，即选择、返校、执行，并在站级层设置操作员、监护员口令及线路代码，以确保操作的安全性和正确性。对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。同一时间只允许一种控制方式有效。对于遥控，需要设置各个控制源的遥控投退压板，当遥控投退压板投入时则允许当前控制源对站内可控设备的操作权，否则取消操作权。纳入控制的设备有：（1）10kV断路器；（2）10kV隔离开关及带电动机构的接地开关；（3）站用电380V进线和分段断路器；（4）主变压器并列运行操作；（5）主变压器有载开关分接头位置；（6）继电保护装置的远方复归及远方投退压板（可选）。（三）监控系统的控制输出控制输出的接点为无源接点，接点的容量对直流为220V，5A，对交流为220V，5A。（1）对10kV所有断路器的控制输出：1个独立的合闸接点和1个独立的跳闸接点；（2）对于遥控刀闸（10kV带电动机构的隔离开关）的控制应为：1个独立的合闸接点、1个独立的跳闸接点和1个独立的闭锁接点。合闸、跳闸输出，均应通过监控系统闭锁逻辑判断。闭锁接点应能实时正确反映隔离开关的闭锁状态，当满足相关闭锁条件，允许对该隔离开关进行操作时，该闭锁输出接点闭合，以接通电动操作机构的控制电源回路；且该接点应能长期保持，直到闭锁条件不满足时，该接点断开以切断电动操作机构的控制电源。（3）对于手动刀闸的就地操作应为：1个独立的闭锁接点。闭锁接点应能实时正确反映手动刀闸的闭锁状态，当满足相关闭锁条件，允许对该手动刀闸进行操作时，该闭锁输出接点闭合，以接通手动刀闸配置的电磁锁回路，且该接点应能长期保持。同期断路器均可为同期检测点。监控系统应能实现同期检测及操作。合闸检测分为检无压合闸和检同期合闸。同期检测部件（位于间隔层）检测来自断路器两侧的母线TV及线路TV的输入电压的幅度、相角及频率的瞬时值，实行自动同期捕捉合闸。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。报警处理监控系统应具有事故报警和预告报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。（一）事故报警事故状态方式时，事故报警立即发出音响报警（报警音量可调），运行工作站的显示画面上用颜色改变并闪烁表示该设备变位，同时显示红色报警条文，报警条文可以选择随机打印或召唤打印。事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。报警一旦确认，声音、闪光即停止。第一次事故报警发生阶段，允许下一个报警信号进入，即第二次报警不应覆盖上一次的报警内容。报警装置可在任何时间进行手动试验，试验信息不予传送、记录。报警处理可以在主计算机上予以定义或退出。事故报警应有自动推画面功能。（二）预告报警预告报警发生时，除不向远方发送信息外，其处理方式与上述事故报警处理相同（音响和提示信息颜色应区别于事故报警）。部分预告信号应具有延时触发功能。（三）对每一测量值（包括计算量值），可由用户序列设置四种规定的运行限值（低低限、低限、高限、高高限），分别可以定义作为预告报警和事故报警。四个限值均设有越/复限死区，以避免实测值处于限值附近频繁报警。事件顺序记录及事故追忆当变电站一次设备出现故障时，将引起继电保护动作、断路器跳闸，事件顺序记录功能应将事件过程中各设备动作顺序，带时标记录、存储、显示、打印，生成事件记录报告，供查询。系统保存1年的事件顺序记录条文。事件分辨率：测控装置≤1ms，站控层≤2ms。事件顺序记录应带时标及时送往调度主站。事故追忆范围为事故前1min到事故后2min的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样周期一致。系统可生成事故追忆表，以显示、打印方式输出。画面生成及显示系统应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识。所有静态和动态画面应存储在画面数据库内。应具有图元编辑图形制作功能，使用户能够在任一台主计算机或人机工作站上均能方便直观的完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并且对画面的生成和修改应能够通过网络广播方式给其他工作站。在主控室运行工作站显示器上显示的各种信息应以报告、图形等形式提供给运行人员。（一）画面显示内容（1）全站电气主接线图（若幅面太大时可用漫游和缩放方式）；（2）分区及单元接线图；（3）实时及历史曲线显示；（4）棒图（电压和负荷监视）；（5）间隔单元及全站报警显示图；（6）监控系统配置及运行工况图；（7）保护配置图；（8）直流系统图；（9）站用电系统图；（10）报告显示（包括报警、事故和常规运行数据）；（11）表格显示（如设备运行参数表、各种报表等）；（12）操作票显示；（13）日历、时间和安全运行天数显示（二）输出方式及要求（1）电气主接线图中应包括电气量实时值，设备运行状态、潮流方向，断路器、隔离开关、接地开关位置，“就地/远方”转换开关位置等。（2）画面上显示的文字应为中文。（3）图形和曲线可储存及硬拷贝。（4）用户可生成、制作、修改图形。在一个工作站上制作的图形可送往其它工作站。（5）电压棒图及曲线的时标刻度、采样周期可由用户选择。（6）每幅图形均标注有日历时间。（7）图形中所缺数据可人工置入。在线计算及制表（一）在线计算（1）系统应向操作人员提供方便的实时计算功能。（2）应具有加、减、乘、除、积分、求平均值、求最大最小值和逻辑判断，以及进行功率总加、电量分时累计等计算功能。（3）供计算的值可以是采集量、人工输入量或前次计算量，这些计算从数据库取变量数据，并把计算结果返送数据库。（4）计算结果应可以处理和显示，并可以对计算结果进行合理性检查。（5）应可以由用户用人机交互方式或编程方式定义一些特殊公式，并按用户要求的周期进行计算。（二）报表监控系统应能生成不同格式的生产运行报表。提供的报表包括：（1）实时值表。（2）正点值表。（3）开关站负荷运行日志表（值班表）。（4）电能量表。（5）向电调汇报表。（6）交接班记录。（7）事件顺序记录一览表。（8）报警记录一览表。（9）微机保护配置定值一览表。（10）主要设备参数表。（11）自诊断报告。（12）其他运行需要的报表（三）输出方式及要求（1）实时及定时显示。（2）召唤及定时打印。（3）生产运行报表应能由用户编辑、修改、定义、增加和减少。（4）报表应使用汉字。（5）报表应按时间顺序存储，报表的保存量应满足运行要求。远动功能（一）远动通信设备监控系统配置主/备远动通信设备，实现无扰动自动切换，通过以太网与站级计算机系统相连接，实现站内全部实时信息向各级调度和电力数据网、集控中心上发送或接收控制和修改命令。远动通信设备具有远动数据处理、规约转换及通信功能，满足调度自动化的要求，并具有串口输出和网络口输出能力，能同时适应通过常规模拟通道和调度数据网通道与各级调度端主站系统通信的要求。（二）通信规约监控系统采用DL/T860.801-2016规约与调度端网络通信，采用DL/T634.5101-2022规约与调度端专线通信。（三）远动功能要求监控系统应能够同时和各个调度中心EMS/SCADA系统通信，且能对通道状态进行监视。考虑到远程通信的可靠，通信口之间应具有手动/自动切换功能，且MODEM也应有手动/自动切换功能。监控系统应能正确执行操作员站、各个调度中心和远方监控中心的遥控命令，但同一时刻只能执行一个主站的控制命令。对于控制命令，就地手动控制优先于站级控制层控制，站级控制层控制优先于远方调度控制。能就地或远方（通过FAXMODEM）对远动工作站进行数据库查询、软件组态、参数修改等维护。（四）需要向远方调度中心传送的实时信息有：（1）遥测量1）联网线电流、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数；2）主变压器各侧电流、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、线圈温度、油温、有载开关档位；3）各段母线电压、频率；4）每台发电机出口电流、电压、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度；（2）遥信量1）联网线断路器位置信号；2）主变压器两侧断路器位置信号；3）主变压器分接头4）每台发电机出口断路器位置信号；5）联网线保护动作信号、重合闸动作信号；6）主变压器保护动作信号；7）变电站事故总信号；（3）遥控1）联网线断路器分合；2）主变压器两侧断路器分合；3）主变压器分接头；4）每台发电机出口断路器分合。以上各种信息，将根据系统调度部门要求定义需要的数据集。0时钟同步监控系统设备应从站内时间同步系统获得授时（对时）信号，保证各工作站和I/O测控装置的时间同步达到1ms精度要求。当时钟失去同步时，应自动告警并记录事件。监控系统的对时接口优先选用IRIG-B对时方式。1人—机联系人机联系是值班员与计算机对话的窗口，值班员可借助鼠标或键盘方便地在TFT屏幕上与计算机对话。人—机联系包括：调用、显示和拷贝各种图形、曲线、报表；发出操作控制命令；数据库定义和修改；各种应用程序的参数定义和修改；查看历史数值以及各项定值；图形及报表的生成、修改；报警确认，报警点的退出/恢复；操作票的显示、在线编辑和打印；日期和时钟的设置；运行文件的编辑、制作。2系统自诊断和自恢复远方或变电站负责管理系统的工程师可通过工程师工作站对整个监控系统的所有设备进行的诊断、管理、维护、扩充等工作。系统应具有可维护性，容错能力及远方登录服务功能。系统应具有自诊断和自恢复的功能。系统应具有自监测的功能，应提供相应的软件给操作人员，使其能对计算机系统的安全与稳定进行在线监测。系统应能够在线诊断系统硬件、软件及网络的运行情况，一旦发生异常或故障应立即发出告警信号并提供相关信息。应具有看门狗和电源监测硬件，系统在软件死锁、硬件出错或电源掉电时，能够自动保护实时数据库。在故障排除后，能够重新启动并自动恢复正常的运行。某个设备的换修和故障，应不会影响其他设备的正常运行。3与其他设备的通信接口（一）监控系统与继电保护的通信接口监控系统以串口或网口的方式与保护装置信息采集器或保护信息管理子站连接获取保护信息。监控系统与保护装置、保护及故障信息管理子站的联网方案如下：考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则保护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护信息。保护装置可直接通过网口或保护信息汇集器，按照子站系统和监控系统对保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统，故障录波单独组网后直接与子站连接。（二）监控系统与其他智能设备的通信接口其他智能设备主要包括直流电源、交流电源、UPS、逆变电源、电度表及电表处理器、无功补偿控制器、消防报警控制器、微机消谐装置以及风机监控通信服务器、主要设备在线监测系统等。监控系统智能接口设备主要采用数据通信方式（RS-485通讯口和RJ45-OPC接口）收集各类信息，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。4运行管理计算机监控系统根据运行要求，可实现如下各种管理功能：（一）运行操作指导：对典型的设备异常/事故提出指导性的处理意见，编制设备运行技术统计表，并推出相应的操作指导画面；（二）事故分析检索：对突发事件所产生的大量报警信号进行分类检索和相关分析，对典型事故宜直接推出事故指导画面；（三）在线设备分析：对主要设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出设备安全运行报告和检修计划；（四）操作票：根据运行要求开列操作票、进行预演，并能进行纠错与提示；（五）模拟操作：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实际预演，通过相应的操作画面对运行人员进行操作培训。（六）变电站其它日常管理，如操作票、工作票管理，运行记录及交接班记录管理，设备运行状态、缺陷、维修记录管理、规章制度等。（七）管理功能应满足用户要求，适用、方便、资源共享。各种文档能存储、检索、编辑、显示、打印。1.10.3系统性能指标计算机监控系统至少应满足以下性能指标要求详见技术参数表。2全站时间同步设备技术条件2.1基本技术条件2.1.1环境要求工作环境条件。(一)环境温度：-5℃～＋45℃；（二）相对湿度：5％～95％，不结露；（三）大气压力：66～108kPa；（四）其他应符合GB/T13729-2019中3.1.2的要求。储存、运输极限环境温度。储存、运输环境温度极限值为－25℃～＋70℃，在不施加任何激励量的条件下，系统应不出现不可逆变化。温度恢复正常后，系统的性能应仍符合本部分中的有关要求。2.1.2电源主钟、时钟扩展单元应采用双电源供电功能，能同时适应以下供电电源：交流电源。（一）额定电压：220V，允许偏差为－20％～＋15％；（二）频率：50Hz，允许偏差±5％；（三）交流电源波形为正弦波，谐波含量小于5％。直流电源。（一）额定电压：220V，允许偏差为－20％～＋15％；（二）直流电源电压纹波系数小于5％。2.1.3绝缘性能绝缘电阻。除非另有规定，考核绝缘性能的大气条件应符合5.10.1中1）的要求；用电压等级为500V的绝缘电阻表测量各回路之间的绝缘电阻，应符合下述规定：a）所有导电回路与地（或与地有良好接触的金属框架）间的绝缘电阻大于或等于20MΩ；b）无电气联系的各导电回路间的绝缘电阻大于或等于20MΩ。2.1.3.2介质强度试验。应符合GB/T13729中3.6.2的规定。2.1.4耐湿热性能系统应能承受GB/T2423.3规定的恒定湿热试验：温度为＋40℃±2℃，相对湿度为93％±3％，试验持续时间48h。在试验结束前2h内，测量各导电回路与外露非带电部位及外壳之间、无电气联系的各回路之间的绝缘电阻，应不小于1.5MΩ。2.1.5机械性能振动（正弦）。（一）振动响应：系统应能承受GB/T11287中3.10.1规定的严酷等级为1级的振动响应试验，试验期间及试验后的系统性能符合该标准中5.1规定的要求。（二）振动耐久：系统应能承受GB/T11287中3.10.2规定的严酷等级为1级的振动耐久试验，试验期间及试验后的系统性能符合该标准中5.2规定的要求。冲击。（一）冲击响应：系统应能承受GB/T14537中4.10.1规定的严酷等级为1级的冲击响应试验，试验期间及试验后的系统性能符合该标准中5.1规定的要求。（二）冲击耐久：系统应能承受GB/T14537中4.10.2规定的严酷等级为1级的冲击耐久试验，试验期间及试验后的系统性能符合该标准中5.2规定的要求。（三）碰撞。系统应能承受GB/T14537中4.3规定的严酷等级为1级的碰撞试验，试验期间及试验后的系统性能符合该标准中5.2规定的要求。2.1.6电磁兼容性静电放电抗扰度。系统应能承受GB/T17626.2中规定的严酷等级为III级或Ⅳ级静电放电试验，在技术协议内，性能正常。射频电磁场辐射抗扰度。系统应能承受GB/T17626.3中规定的严酷等级为III级或Ⅳ级射频电磁场辐射试验，在技术协议内，性能正常。电快速瞬变脉冲群抗扰度。系统应能承受GB/T17626.4中规定的严酷等级为Ⅲ级或Ⅳ级电快速瞬变脉冲群试验，在技术协议内，性能正常。浪涌（冲击）抗扰度。系统应能承受GB/T17626.5中规定的试验等级为III级或Ⅳ级浪涌（冲击）试验，在技术协议内，性能正常。工频磁场抗扰度。系统应能承受GB/T17626.8中规定的试验等级为III级或Ⅳ级工频磁场试验，在技术协议内，性能正常。脉冲磁场抗扰度。系统能承受GB/T17626.9中规定的试验等级为III级或Ⅳ级脉冲磁场试验，在技术协议内，性能正常。阻尼振荡磁场抗扰度。系统应能承受GB/T17626.10中规定的试验等级为III级或Ⅳ级阻尼振荡磁场试验，在技术协议内，性能正常。振荡波抗扰度。系统应能承受GB/T17626.12中规定的严酷等级为Ⅲ级或Ⅳ级振荡波试验，在技术协议内，性能正常。2.1.7可靠性防震：主时钟的结构和包装应保证正常运输中受震后仍能正常工作。平均无故障间隔时间（MTBF）：在正常使用条件下应不小于25000h。2.1.8可维修性采用更换损坏部件维修的办法，主时钟平均维修时间（MTTR）一般不大于30min。2.1.9安全性为了保证时间信息的安全性，系统应具有防止时间被伪造、欺骗，排除伪时间源的能力；主时钟的各种输出接口均应相互在电气上隔离，以减少电磁干扰对时间信号与各被同步设备的影响。主时钟的各种输入、输出接口发生短暂（持续时间小于5min）短路或接地时，不应给系统带来永久性损伤。主时钟接收单元应有防雷设计，现场安装时应考虑接收天线的防雷措施。2.2技术性能要求2.10.1时间同步系统功能时间同步系统的主要功能就是为变电站用时设备提供全站统一的时间基准。2.10.2时间同步系统组成时间同步系统由：主钟、时钟扩展单元、传输介质组成。主时钟采用单机配置，站控层设备采用NTP方式对时，间隔层、过程层设备宜采用秒脉冲、IRIG-B方式对时，条件成熟时可采用IEEE-1588方式对时。相关技术标准须满足《国调中心关于加强电力系统时间同步运行管理工作的通知(调自〔2013〕82号)》要求。2.10.3主钟技术要求与指标主钟由：时间信号同步单元、守时单元、时间信号输出单元、显示与告警单元组成。时间信号同步单元技术要求（一）时间信号同步单元接收基准时间信号，并将本地时间同步到基准时间。（二）时间信号同步单元应能同时接收：（1）北斗基准时间信号；（2）GPS基准时间信号；（3）地面时间中心通过网络传递来的基准时间信号（在地面时间中心存在时）；（三）变电站应实现双主钟配置。时间信号同步单元技术指标（一）卫星授时接口1）接收天线。a）工作温度：－40℃～＋70℃。b）工作湿度：100％，结露。c）天线安装：安装位置应视野开阔，可见绝大部分天空。天线高出屋面距离不要超过正确安装所必需的高度，要有防雷装置，以尽可能减少雷击危险。d）天线电缆：应根据其现场情况选择合适的电缆，以保证接收器需要的信号强度。2）北斗接收器。a）接收载波频率：2491.75MHz。b）接收灵敏度：－127.6dBmW。c）授时精度：≤100ns（单向）。3）GPS接收器。a）接收载波频率：1575.42MHz（L1信号）。b）接收灵敏度：捕获＜－160dBW，跟踪＜－163dBW。c）同时跟踪：冷启动时，不少于4颗卫星；热启动时，不少于1颗卫星。d）捕获时间：热启动时，＜2min；冷启动时，＜20min。e）定时准确度：≤1μs（1pps相对于UTC时间）。（二）地面有线授时接口采用SDH光通信网络的E1通道作为承载时间业务的通道，该E1通道应满足：（1）物理接口：G.703标准，非平衡，75Ω；平衡120Ω。（可选）（2）数据速率：10.048Mbit/s（±50ppm）。（3）帧结构：非成帧方式。（4）同步方式：本端同步（主同步）；提取同步（从同步）。（根据需要选择）（5）同步接口：（可选）1）2Mbit，G.703；2）2MHz，10.048MHz方波，Up-p为2V。（6）通道工作方式：通道可以配置成保护方式（7）通道保护方式：1＋1保护、通道保护、复用段保护、子网保护。时间信号输出单元技术要求（一）输出单元应保证时间信号有效时输出，时间无效时应禁止输出或输出无效标志。（二）在多时间源工作模式下，时间输出应不受时间源切换的影响。（三）主时钟时间信号输出口在电气上均应相互隔离。（四）时间输出信号方式有：脉冲信号、IRIGB码、串行口时间报文、网络时间报文等。时间信号输出单元技术指标（一）脉冲信号脉冲信号有lpps、lppm、lpph或可编程脉冲信号等。其输出方式有TTL电平、静态空接点、RS-422、RS-485和光纤等。技术参数如下：（1）脉冲宽度：10～200ms。（2）TTL电平：1）准时沿：上升沿，上升时间≤100ns；2）上升沿的时间准确度：≤1μs。（3）静态空接点：静态空接点与TTL电平信号的对应关系为接点闭合对应TTL电平的高电平，接点打开对应TTL电平的低电平，接点由打开到闭合的跳变对应准时沿。1）准时沿：上升沿，上升时间≤1μs；2）上升沿的时间准确度：≤3μs；3）隔离方式：光电隔离；4）输出方式：集电极开路；5）允许最大Uce电压：220VDC；6）允许最大Ice电流：20mA。（4）RS-422，RS-485：1）准时沿：上升沿，上升时间≤100ns；2）上升沿的时间准确度：≤1μs。（5）光纤：使用光纤传导时，亮对应高电平，灭对应低电平，由灭转亮的跳变对应准时沿。1）秒准时沿：上升沿，上升时间≤100ns；2）上升沿的时间准确度：≤1μs。（二）IRIG-B码IRIG-B码应符合IEEEC37.118-2005的规定。（1）IRIG-B（DC）码。1）采用IRIG-B000格式；2）每秒1帧，包含100个码元，每个码元10ms；3）脉冲上升时间：≤100ns；4）抖动时间：≤200ns；5）秒准时沿的时间准确度：优于1μs；6）接口类型：TTL电平、RS-422、RS-485或光纤；7）使用光纤传导时，灯亮对应高电平，灯灭对应低电平，由灭转亮的跳变对应准时沿。（2）IRIG－B（AC）码。1）载波频率：1kHz。2）频率抖动：≤载波频率的1％。3）信号幅值（峰峰值）：高幅值为3V～12V可调，典型值为10V；低幅值符合3:1～6:1调制比要求，典型调制比为3:1。4）输出阻抗：600Ω，变压器隔离输出。5）秒准时点的时间准确度：优于20μs。6）采用IRIG-B120格式。（三）串行口时间报文（1）串行口参数。1）波特率：1200、2400、4800、9600、19200bit/s可选，缺省值为9600bit/s；2）数据位：7位或8位；3）起始位：1位；4）校验位：偶校验、奇校验或无校验；5）停止位：1位或2位。（2）串行口时间报文格式。报文发送时刻，每秒或每分输出1帧，或根据请求输出1次（帧），或用户指定的方式输出。帧头为＃，与秒脉冲（1PPS）的前沿对齐，偏差小于5ms；波形见下图，下表为串行口标准时间报文格式。串口通信波形串行口标准时间报文格式字节序号含义内容取值范围1帧头<#>‘#’2状态标志1用下列4个bit合成的16进制数对应的ASCII码值：Bit3：保留=0；Bit2：保留=0；Bit1：闰秒预告（LSP）：在闰秒来临前59s置1，在闰秒到来后的00s置0；Bit0：闰秒标志（LS）：0为正闰秒，1为负闰秒‘0’～‘9’‘A’～‘F’3状态标志2用下列4个bit合成的16进制数对应的ASCII码值：Bit3：夏令时预告（DSP）：在夏令时切换前59s置1；Bit2：夏令时标志（DST）：在夏令时期间置1；Bit1：半小时时区偏移：0为不增加，1为时间偏移值额外增加0.5hr；Bit0：时区偏移值符号位：0为＋，1为－‘0’～‘9’‘A’～‘F’4状态标志3用下列4个bit合成的16进制数对应的ASCII码值：Bits3-0：时区偏移值（hr）：串口报文时间与UTC时间的差值，报文时间减时间偏移（带符号）等于UTC时间（时间偏移在夏时制期间会发生变化）‘0’～‘9’‘A’～‘F’5状态标志4用下列4个bit合成的16进制数对应的ASCII码值：Bits03-00：时间质量：0x0：正常工作状态，时钟同步正常；0x1：时钟同步异常，时间准确度优于1ns；0x2：时钟同步异常，时间准确度优于10ns；0x3：时钟同步异常，时间准确度优于100ns；0x4：时钟同步异常，时间准确度优于1µs；0x5：时钟同步异常，时间准确度优于10µs；0x6：时钟同步异常，时间准确度优于100µs；0x7：时钟同步异常，时间准确度优于1ms；0x8：时钟同步异常，时间准确度优于10ms；0x9：时钟同步异常，时间准确度优于100ms；0xA：时钟同步异常，时间准确度优于1s；0xB：时钟同步异常，时间准确度优于10s；0xF：时钟严重故障，时间信息不可信‘0’～‘9’‘A’～‘F’6年千位ASCII码值‘2’7年百位ASCII码值‘0’8年十位ASCII码值‘0’～‘9’9年个位ASCII码值‘0’～‘9’10月十位ASCII码值‘0’～‘1’11月个位ASCII码值‘0’～‘9’12日十位ASCII码值‘0’～‘3’13日个位ASCII码值‘0’～‘9’14时十位ASCII码值‘0’～‘2’15时个位ASCII码值‘0’～‘9’16分十位ASCII码值‘0’～‘5’17分个位ASCII码值‘0’～‘9’18秒十位ASCII码值‘0’～‘6’19秒个位ASCII码值‘0’～‘9’20校验字节高位从“状态标志1”直到“日个位”逐字节异或的结果（即：异或校验），将校验字节的十六进制数高位和低位分别使用ASCII码值表示‘0’～‘9’‘A’～‘F’21校验字节低位22结束标志CR0DH23结束标志LF0AH（3）串行口接口1）RS-232C：——电气特性符合GB/T6107—2000；——连接器为9针D型小型阳插座，9针插座针的编号和定义见下表。针的编号RS-232C信号针的编号RS-232C信号1空4空2数据接收RXD5信号地GND3数据发送TXD6～9空2）RS-422：见GB/T11014—1989。3）RS-485：见ANSI/TUA/EIA485-A—1998。4）光纤：使用光纤传导时，亮对应高电平，灭对应低电平。（四）网络时间同步（1）网络接口：电缆接口或光缆接口。（2）支持以下授时协议：1）RFC1305（NTP）或RFC2030（SNTP）；2）（可选）IEEE1588（PTP），要同时具备E2E和P2P两种授时模式，要同时支持在IPV4用户数据包（UDP）上的传输，和在IEEE8010.3/Ethernet上的传输。（五）时间同步信号、接口类型与时间同步准确度的对照为保证时间准确度及信号传输的质量，用时设备或系统可按下表选用不同信号接口。时间同步信号、接口类型与时间同步准确度的对照接口类型光纤RS-422，RS-485静态空接点TTLACRS-232CFE（RJ-45）1PPS1μs1μs3μs1μs———1PPM1μs1μs3μs1μs———1PPH1μs1μs3μs1μs———串口时间报文～10ms～10ms———～10ms—IRIG-B（DC）1μs1μs—1μs———IRIG-B（AC）————20μs——网络授时（NTP）——————～10ms网络授时（PTP）——————1μs守时单元技术要求（一）守时单元应采用高精度、高稳定性的恒温晶体作为本地守时时钟。（二）守时单元应包括本地守时时钟和辅助电源（电池）。（三）时间信号同步单元正常工作时，守时单元的时间被同步到基准时间，当接收不到有效的基准时间信号时，应在规定的保持时间内，输出符合守时精度要求的时间信号。守时单元技术指标（一）守时精度：≤1µs/h；（二）频率准确度：≤3×1010。显示与告警单元技术要求（一）本地人机界面，包括：（1）电源状态指示；（2）外部时间基准信号指示；（3）时间同步锁定指示（本地晶振时间与外部基准时间有效同步）；（4）告警显示；（5）时间显示。（二）告警空接点：将电源告警、时间有效性等严重告警以空接点的形式输出。（三）外部信息接口：外部信息接口应能通过网络接口或串口输出信息，包括：（1）配置信息，包括：模块配置、固定时延补偿配置；（2）告警信息，包括：失锁告警、中断告警、电源告警等；（3）状态信息，包括：守时状态、当前时间源、各时间源状态及各时钟源的偏差。2.10.4时钟扩展单元技术要求与指标时钟扩展单元技术要求主钟的时间信号输出路数有限，应根据实际需要配置时钟扩展单元。时钟扩展单元应满足如下规定：（一）时钟扩展单元的时间信号由主钟通过光接口输入，应支持A、B路输入，两路间自动切换。（二）时钟扩展单元应具有延时补偿功能，用来补偿主钟到扩展单元间传输介质引入的时延。（三）时钟扩展单元应具备自诊断功能，并支持通过本地人机界面、外部信息接口显示信息、设置配置参数。（四）时钟扩展单元的技术要求除了上述三条外，同时应满足的规定。时钟扩展单元技术要求时钟扩展单元的时间信号输出的技术指标参见。2.10.5传输介质的技术要求与指标传输介质的技术要求主钟时间信号输出单元和时钟扩展单元要能支持使用同轴电缆、屏蔽控制电缆、音频通信电缆、光纤等传输介质来传递时间信号。传输介质的技术指标（一）同轴电缆。用于高质量地传输TTL电平信号，如lpps、lppm、lpph和IRIG-B（DC）码TTL电平信号等，传输距离小于或等于15m。（二）屏蔽控制电缆。（1）用于传输静态空接点脉冲信号，传输距离小于或等于50m；（2）用于在保护室内传输RS-232接口信号，传输距离小于或等于15m；（3）用于在保护室内传输RS-422、RS-485接口信号，传输距离小于或等于150m；（三）音频通信电缆。用于传输IRIGB（AC）信号，传输距离小于或等于1000m。（四）光纤。用于远距离传输各种时间信号，传输距离取决于光纤的类型。同一室内的时间同步系统设备之间及时间同步系统与外部设备之间的连接采用屏蔽控制电缆；跨小室的经过屋外配电区电缆沟的时间同步系统设备之间的连接采用单模光缆。3图像监控技术要求3.1实时视频监视3.1.1本地视频监视系统利用安装在变电站的摄像机，对监视对象实时监视。系统能多画面显示视频图像。图像在局域网上传输应不失真、无延时。系统同时具有图像即时抓拍存储功能。3.1.2监视对象1)设备监视系统利用安装在监视目标区域的摄像机，对变电站内主设备进行全方位布防监视。如：监视刀闸、断路器分合指示以及运行状态。监视变压器油位等。2)环境监视系统通过目标区域的红外线户外防盗探测器，对变电站围墙、大门进行全方位布防监视，不留死角和盲区。如有翻越围墙，则报警处理；大门有人、车出入，则发出铃声通知运行人员。3.2本地视频控制本地站可控制变电站摄像机、云台等的动作。3.3智能报警及智能录像监视系统连续对设备和环境进行监视，设定报警方案；同时，接收其它系统传输来的报警信号，一旦发生警情，系统自动报警。即1)可自动切换出报警触发点画面做主画面显示。2)发出音响提醒运行人员处理，同步记录处理经过。确认后解除警报。3)多点触发时，各报警画面将以多画面方式显示。4)随画面显示相关报警点的标示说明，处理提示。内容也可自定。5)事件信息可以通过CRT和打印机输出6)启动录像设备，对报警画面及相关信息自动录像。将处理信息反馈给对方。3.4灯光控制及画面显示系统具有本地控制灯光的功能，并在报警和接受响应时，自动打开对应照明灯具。户外摄像机带射灯，照度应满足摄像要求。同时，应提供一付强电接点，接点容量10A，为控制变电站照明灯具用。服务器具备单画面、多画面实时显示功能，可手动单画面两倍电子放大。根据用户要求，对监视画面同时进行两路已上实时录像。3.5系统应具备Web浏览功能，即MIS网上的用户无须安装监视软件即可利用Web浏览器观看本站图像。3.6系统应具备丰富的电子地图功能，在电子地图上可直接调看摄像镜头。3.7系统应具备图像预置和对预置点巡航的功能，可以循环显示予置点的摄像机图像。3.8系统应提供RS232、RS485等多种接口，可与计算机监控系统、火灾报警系统及远端等互相传送数据。3.9系统数据传输接口方式TCP/IP.E1.DDN.Internet/ISDN3.10防盗报警系统1)户外红外线防盗设备经过模块与监控系统服务器连接，并具备向变电站综合自动化装置传送信号功能。2)变电站仅提供交流电源，户外红外线防盗设备应包括12伏直流蓄电池及充电装置。自动充电、备用电源欠压过压报警等功能。3)红外线户外防盗探测器布置于变电站围墙上，探测范围为包括大门内的全站范围。并应有良好的防水防尘性能。4).红外线户外防盗探测器采用户外主动式，通过单独的输入模块接入监视主机，并由主机发送信号至站内综合自动化系统。3.11系统技术要求3.11.1应遵循的主要现行标准GBJ115-87 《工业电视系统设计规范》ISO11172 《国际图像音视频编码标准》H．261 《图像压缩标准》（支持QCIF和CIF图像格式）G．703 《数字通信接口标准》IEEE．802.3 《10M以太网通信接口标准》GA/T74-94 《电视监控系统通用图型符号》DL408-91 《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》SDJ2-79 《变电站设计技术规程》质量保证体系要求硬件设备符合ISO9000系列质量认证标准或等同标准。环境条件4.4可靠性要求4.4.1图像监视及防盗系统的采用不应影响被监视设备的正常运行。4.4.2图像监视及防盗系统的局部故障不应影响整个系统的正常工作。核心设备具有热插拔和主设备倒换功能。4.4.3监视系统应具有自诊断功能，对数据紊乱、通信干扰等可自动恢复。对软件、硬件故障可自诊断出故障并及时告警。4.4.4监视系统应具有处理多事件，多点同时告警的能力。4.4.5监视系统的硬件平均无故障工作时间MTBF〉30000小时。整个监视系统的平均无故障工作时间MTBF〉20000小时。4.5可扩充性4.5.1图像监视系统的软、硬件应采用模块化结构，便于图像监视系统的扩充和升级。4.5.2图像监视系统应具有灵活的多级组网能力。4.5.3图像监视系统能够为动力、环境监控系统提供数据通道。4.6实时性从告警到本站收到信息，时间不超过500ms.4.7视频信号制式PAL制4.8图像质量满足图像监视要求，不受外界影响导致图像彩色失真、图像漂移。4.9电源图像监视系统采用AC220V/50Hz电源，采用双电源自动切换。4.10硬件4.10.1硬件设备及电缆具有抗强电磁干扰的能力，能适应变电站的电磁环境，设备无磁化现象。4.10.2设备具有抗雷击保护的能力。室外设备应防尘、防雨，抗高低温，抗腐蚀。4.11软件软件系统运行于Windows98/2000/NT/XP网络平台，应具备一定的兼容性，无论采用何种编码方式，均可在Windows98/2000/NT/XP网络平台上运行；软件提供的各项操作、控制功能（图像切换、摄像机动作、报警设置和撤消）等应直观易懂，使用方便；图像控制具备权限设置功能。软件系统同时应具有以下特点：1)简单的操作：系统软件界面全中文化，操作简便，用户可以在短时间内学会使用。2)强大的自检功能：实时侦测系统运行状态，自动定位故障点，并具有系统自愈功能。3)开放的二次开发接口，可以：(a)为买方提供系统二次开发的接口。(b)实现与其它系统的集成（如MIS，SCADA等）。4)程序和数据应相互独立，使得当电力系统发生改变（如增加或更改摄像机的位置），或当主内存、外存或设备扩展时，程序无需修改。5)为了延长软件的寿命，同时为了适应将来硬件的升级和扩展，系统使用的所有软件都应遵循ISO-OSI和UI标准。4.12视频接口视频输入、输出接口视频信号标准彩色电视广播标准（国标GB3274-82）输入阻抗76欧信号电平1Vp-p接口BNC5系统构成图像监视及防盗系统由图像采集设备、图像数据传输设备、视频合成设备、监视服务器、防盗探测设备等构成。图像采集设备包括摄像机、支架、镜头、射灯、防护罩、电动云台、编码器等。图像数据传输设备包括视频编、解码器一套。视频合成设备包括多画面分割器(根据需要由卖方自定)、电视矩阵切换器等。监视服务器包括多媒体计算机、彩色监视器等。红外线户外防盗探测器包括备用蓄电池、充电机及其配套安装设备,随装置配置必要的试验设备、备品备件和专用工具。6主要设备技术条件6.1图像采集设备6.1.1摄像机全天候、一体化、工业用彩色摄像机，清晰度大于480线最低照度：小于1Lux具有逆光补偿和自动白平衡功能信噪比≥48dB图像信号1VP-P—1.2VP-PC/CS镜头卡口可调说明：如采用一体化球型摄像机数量可酌情减少。6.1.2镜头根据需要配置自动调整光圈、自动聚焦的广角定焦或10倍可变焦变距镜头。自动光圈清晰度 ≥38对线/mm镜头尺寸 1/3“焦距 8~80mm可变6.1.3云台根据需要配置室内、室外型中载交流电动云台。电源 AC220V防护等级 IP66水平运动范围 360O可调俯仰运动范围 45O可调6.1.4防护罩根据需要配置与摄像机相适应的室内、室外型防护罩，应尽量小巧、美观,室内外防护罩均须有防腐功能。防护等级 IP66配置 带加热器、除霜器、雨刷6.1.5编码器编码器与视频合成器须匹配，避免通信冲突。编码器与摄像机型式、功能（如带予置位）相配合，提供足够接点满足对辅助设备的控制。6.1.6摄像机支架满足荷重要求，具备防腐功能。6.1.7射灯户外摄像机带射灯，照度满足摄像要求。6.2多画面分割器（如需配置）●具有实时监视多画面的功能●具有单画面回放的功能●二倍电子放大6.3视频距阵切换器视频距阵切换器有自动、人工、报警三种切换方式●摄像机输入端子16个●视频输出端子5个●控制信号485总线●电源AC220V64录像设备系统采用计算机硬盘录像，具有录像取证功能；能够两路以上实时录像。6.5监视器●21“专业彩色监视器●清晰度800TVL（中央）●视频带宽100Hz~10MHz(±3dB)6.6服务器●PCIntelPentiumⅣ●64位CPU●主频3.8GHz●内存1GB，320GB硬盘，512M显存●DVD-ROM16倍速，软驱1.44MB●键盘、鼠标●附件：配一套操作台.打印机，图像监视屏1面4电能质量监测技术条件4.1基本技术条件电能质量监测装置要求A类装置，需满足江苏省电网公司对其相关的技术要求及品牌要求，如不能满足相关要求，需无条件更换。4.1.1工作电源额定值：DC220V；允许偏差：－20％～＋15％；功率消耗：不大于20W；4.1.2交流电流输入输入方式：电流互感器输入；额定值In：1A；测量范围：0～2In；功率消耗：不大于0.5VA/路；过载能力：2In连续工作；40In允许1s。4.1.3交流电压输入输入方式：电压互感器输入；额定值Un：57.7V/100V；测量范围：0～1.2Un；功率消耗：不大于0.5VA/路；过载能力：2Un连续工作；Un允许1s。4.1.4开关量输入工作电压：DC220V；输入方式：无源空接点；隔离方式：光电隔离，隔离电压2500V。4.1.5使用环境正常工作温度：-10℃～+55℃；极限工作温度：-20℃～+65℃；相对湿度：5％～95％；4.1.6电磁兼容性能、机械性能及安全性应满足国标要求。4.2技术性能要求4.10.1硬件配置装置硬件至少应满足以下要求：4.10.1.整套装置至少能满足2回线路监测，监测1组电压和1组电流。（每组电压采集A、B、C、N相电压；每组电流采集A、B、C、N相电流）装置应采用32位及以上CPU或16位以上DSP硬件平台，采用嵌入式实时操作系统。数据采集通道采用单通道单A/D设计，每个通道独享一个16位并行A/D，所有通道完全同步采样，且任何一路A/D损坏都不影响其它通道数据的正常采集。具有大容量存储空间，实时数据掉电不丢失；装置可自动生成PQDIF（PowerQualityDatainterchangeFormat，IEEE1159规定的通用电能质量数据转换格式）格式电能质量数据和COMTRAD（CommonFormatforTransientDataExchange，IEEEStdC37.111-1999规定的电力系统暂态数据交换通用格式）格式事件触发录波数据。装置当地监控单元能够就地大屏幕液晶显示各项主要电能质量实时参数、波形等。装置背板每个通道均具有越限报警和跳闸接点，可以输出越限报警、跳闸信号，并可软件控制继电器是否对外部输出。具有双100M以太网口、RS232、RS485，支持外部IRIG-B（DC）码GPS对时。4.10.2软件配置装置应采用嵌入式实时操作系统作为软件平台，全部软件采用高级语言编程，保证了系统的高可靠性和高移植性；4.10.3装置