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1、南方电网设备标准技术标书110kV及以下安全可控变电站自动化系统（包括五防系统）通用部分编号：中国南方电网有限责任公司2023年04月本标书对应的专用部分目录序号名 称编 号135kV安全可控常规变电站自动化系统（包括五防系统） 235kV安全可控智能变电站自动化系统（包括五防系统）3110kV安全可控常规变电站自动化系统（包括五防系统）4110kV安全可控智能变电站自动化系统（包括五防系统）110kV及以下安全可控变电站自动化系统（包括五防系统）标准技术标书使用说明1、本物资采购标准技术标书分为标准技术标书通用部分和标准技术标书专用部分。2、项目单位根据需求选择所需设备的技术标书。技术标书通
2、用部分条款、专用部分标准技术参数表和使用条件表固化的参数原则上不能更改。3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“表7 项目单位技术差异表”，并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：改动通用部分条款及专用部分固化的参数；项目单位要求值超出标准技术参数值范围；根据实际使用条件，需要变更污秽等级、海拔高度、耐受地震能力、压力释放能力、环境温度等要求。经招标文件审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表”，放入专用部分表7中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。4 投
3、标人逐项响应技术标书专用部分总“1标准技术参数表”、“2项目需求部分”和“3投标人响应部分”三部分相应内容。填写投标人响应部分，应严格按招标文件标准技术标书专用部分的“招标人要求值”一栏填写相应的投标人响应部分表格，投标人还应对项目需求部分的“项目单位技术差异表”中给出的参数进行响应。“项目单位技术差异表”与“标准技术参数表”和“设备外部条件表”中参数不同时，以差异表给出的参数为准。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“表8投标人技术偏差表”外，必要时应提供证明参数优于招标人要求的相关试验报告。5、技术标书范本的页面、标题等均为统一格式，不得随意更改。6、对扩建工程，项目单位应
4、在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。110kV及以下安全可控变电站自动化系统（包括五防系统）标准技术标书 通用部分目 次1、总则12、应遵循的主要标准23、使用条件43.1 正常工作大气条件43.2 贮存、运输环境条件43.3 周围环境54、技术要求54.1 自动化系统额定电气参数54.2 自动化系统技术性能64.3制造工艺的一般要求175、功能要求195.1 站控层功能要求195.2 间隔层功能要求455.3 PT并列装置525.4 备自投装置525.5 小电流接地系统单相接地故障选线535.6 统一配置工具535.7 电力监控系统安全防护集成546、试验546.1 型
5、式试验546.2 工厂试验(FAT)546.3 现场调试和现场试验（SAT）556.4 整体考核验收557、包装、运输、贮存和质量保证558、双方工作安排568.1 招标方职责568.2 投标方职责568.3 项目管理588.4 资料管理588.5 设计联络会与培训598.6 现场服务及售后服务601、总则1.1 本招标技术文件适用于新建和整体改造项目110kV安全可控变电站计算机监控系统（含110kV以下电压等级变电站，下同）的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2 投标者110kV变电站计算机监控系统的设计、制造经验必须具有质检部门的认可文件、ISO-9001质量认证书或
6、相当的认证文件、国家电力部门鉴定证书和生产许可证, 提供的设备必须提供在电力系统商业运行的良好记录。1.3 投标者投标时应提供经过审查的典型图纸。1.4投标者的110kV变电站监控系统及其操作系统、软硬件产品应满足：1）网络安全法等国家法律法规；2）电力行业信息安全等级保护基本要求（应用安全、数据安全、主机安全、网络安全等方面）；3）电力监控系统安全防护规定（国家发改委14号令）、电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范（国能安全201536号）；4）南方电网电力监控系统安全防护技术规范；5）严禁含有预置的安全漏洞、恶意代码。6）操作系统、数据库等基础软件应安全可控，严禁含有架构体
7、系缺陷，应能严密管控文件传送、加载和安装以及进程创建。7）装置核心元器件（CPU、存储、FPGA、ADC、继电器、PHY、光模块等，以下同）应满足安全可控要求8）装置应依靠自身研发、设计及生产，全面掌握核心技术，实现从硬件到软件的自主研发、生产、升级、维护的全过程可控，具备知识产权、供应链、技术发展等方面完全可控特点。装置开发平台的编译、调试环境应具备自主知识产权或基于开源代码开发。9）装置使用的核心元器件供应商应能够提供原厂级服务。10）供应商应确保装置全生命周期内备品备件、升级及消缺等技术支持。1.5 本招标技术文件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
8、关标准和规范的条文, 投标方应提供符合本招标技术文件和工业标准的优质产品。1.6 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议, 则意味着投标方提供的设备(或系统)完全符合本招标技术文件的要求。如有异议, 不管是多么微小, 都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.7 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时, 按较高标准执行。1.8 本招标技术文件经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。1.9 投标方在应标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出
9、技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。1.10 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。1.11 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。1.12 本招标技术文件未尽事宜, 由买卖双方协商确定。2、应遵
10、循的主要标准下列标准所包含的条文, 通过在本招标技术文件中引用而构成本招标技术文件的基本条文。在本招标技术文件出版时, 所示版本均为有效。所有标准都会被修订, 使用本招标技术文件的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。按标准号顺序排列标准，如果各标准要求有所不同，满足更高的标准要求。GB 19520.12-2009电子设备机械结构 482.6mm(19in)系列机械结构尺寸 第3-101部分：插箱及其插件GB/T 2887-2011计算机场地通用规范GB/T 9361-2011计算机场地安全要求GB/T13729-2019远动终端设备GB/T 15153.1-1998远动设备及系统 第2部分
11、；工作条件 第1篇：电源和电磁兼容性GB/T 15153.2-2000远动设备及系统 第2部分；工作条件 第2篇：环境条件GB/T16435.1-1996远动设备及系统接口（电气特性）GB/T 17626.2-2018电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3-2016电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4-2018电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.5-2019电磁兼容 试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.6-2017电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度
12、GB/T 17626.8-2006电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场的抗扰度试验GB/T 17742-2020中国地震烈度表GB/T 50063-2017电力装置电测量仪表装置设计规范GB/T 18657-2002远动设备及系统 第5部分:传输规约GB/T 50065-2011交流电气装置的接地设计规范DL5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T634.5101-2002远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准DL/T634.5104-2002远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子
13、集的IEC 60870-5-101网络访问DL/T 667-1999远动设备及系统 第5-103部分：传输规约 继电保护设备信息接口配套标准DL/T672-2017变电站/配电线路用电压无功调节控制系统使用技术条件DL/T 720-2013电力系统继电保护及安全自动装置柜（屏）通用技术条件DL/T 860-2004变电站通信网络和系统DL/T 5136-2012火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T 5149-2001220-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程Q/CSG 1203005-2015Q/CSG 110007 -2012Q/CSG 110006 -2012南方电网电力
14、二次装备技术导则南方电网DL634.5.101-2002远动协议实施细则南方电网DL634.5.104-2002远动协议实施细则南方电网调20172号中国南方电网电力调度管理规程Q/CSG212032-2011中国南方电网调度自动化管理规定Q/CSG1204009-2015中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范Q/CSG1203029-2017 110kV及以下变电站变电站计算机监控系统技术规范Q/CSG 110023-2012南方电网公司变电站防止电气误操作闭锁装置技术规范DL/T1512-2016变电站测控装置技术规范QCSG 1204033-2018南方电网备自投装置配置与技术功能规范
15、发改委201414号电力监控系统安全防护规定国能安全201536号电力监控系统安全防护总体方案电监信息201262号 电力行业信息系统安全等级保护基本要求Q/CSG1201025-2020南方电网智能变电站设计技术导则（试行）DL/T 2177-2020 厂站监控系统图形界面规范GB/T 11287-2000电气继电器 第21部分：量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验 第1篇：振动试验（正弦）GB/T 17626.4-2008电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 4728.5-2018电气简图用图形符号GB/T 20063.13-2009简图用图形符号GB/T2
16、8452-2012信息安全技术 应用软件系统通用安全技术要求Q/CSG1204136-2022变电站监控系统图形界面规范（试行）Q/CSG 1204141-2022智能远动机源端维护技术规范3、使用条件3.1 正常工作大气条件a) 环境温度：-10+55；b) 相对湿度：5%95%(产品内部既不应凝露，也不应结冰)；c) 大气压力：80kPa106kPa。3.2 贮存、运输环境条件a) 装置在运输中允许的环境温度-4070，相对湿度不大于85%；b) 在贮存中允许的环境温度-2555，相对湿度不大于85%，在不施加任何激励量的条件下，装置不出现不可逆变化。3.3 周围环境a) 场地符合GB/T
17、 9361-2011中B类安全要求；b) 使用地点不出现超过GB/T 11287规定的严酷等级为I级的振动；不发生GB/T 177422020规定的烈度为度的地震；c) 使用地点无爆炸危险的物质，周围介质中不含有能腐蚀金属、破坏绝缘和表面敷层的介质及导电介质，没有严重的霉菌存在；4、技术要求4.1 自动化系统额定电气参数4.1.1 交流工频电量测量应采用交流采样方式。(1) 额定交流输入：电流1A(5A)，电压100V(线电压)；(相电压)；频率50Hz；(2) 输入回路应有电气隔离；(3) 电压互感器回路应有快速小开关保护；(4) 电流、功率满量程应有200%的裕度，电压满量程应有线电压的1
18、20%的裕度，频率采样范围为4555Hz，满量程后数据不能归零，以带超量程品质标志的满量程值送出；(5) 在谐波干扰条件下测量功能应满足GB/T13729要求。4.1.2 非电气量直流输入回路非电气量信号宜采用直流采样。模拟量输入：420mA/020mA/15V/05V和0220V；可通过插件内部跳线设置。4.1.3 开关量(包括BCD码)输入回路(1) 输入方式：无源空接点，并经光电隔离；(2) 输入回路应有防抖动的滤波回路，除特殊需求外防抖时间默认设置为10ms；(3) 户外开关量的工作输入电压为110V/220V DC。4.1.4 开关量输出回路(1) 输出方式：空接点、配置遥控出口硬压
19、板。(2) 断路器、隔离开关等电气设备控制出口回路均应经硬压板才连至端子排上, 以方便运行人员投退；断路器分、合出口分别设置出口压板；隔离开关分、合出口共用出口压板，当刀闸遥控回路串接逻辑闭锁节点时，出口压板应设置在逻辑闭锁节点前，即遥控正电先经出口压板再经逻辑闭锁等节点最后到机构。(3) 压板应采用普通分立式。连接片的开口端应装在上方，并满足以下要求：连接片在落下过程中必须和相邻连接片有足够的距离，保证在操作连接片时不会碰到相邻的连接片；连接片在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过测控屏的连接片导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；连接片在拧紧后不会接地。4.1.5 每套测控(装置)交流电压回
20、路功耗: 不大于0.5VA/相(保护)4.1.6 每套测控(装置)交流电流回路功耗: 不大于0.75VA/相(保护)In=1A4.1.7 设备工频耐压交流回路对地 2kV/分直流回路对地 1.5kV/分交流回路对直流回路 2kV/分浪涌电压冲击试验 5kV 1.2/50ms4.2 自动化系统技术性能4.2.1 系统结构4.2.1.1变电站计算机监控系统由站控层和间隔层两部分组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。本招标技术文件要求投标方按IEC61850(DL/T860)方案投标。4.2.1.2系统结构的分布性必须满足系统中任一装置故障或退出都不应影响系统的正常运行；站控层设备及网络发生
21、故障而停运时，不能影响间隔层的正常运行。4.2.2 网络结构4.2.2.1监控系统的站控层和主控楼间隔层设备应采用以太网方式组网，高压室的监控设备宜采用以太网方式组网，也可采用1Mbps及以上传输速率的现场总线组网，并采用冗余通信网络结构。冗余组网方式宜采用双星型网方式，双网均应同时进行数据通信，能实现网络无缝切换；继电保护信息系统与监控系统共同组网。4.2.2.2应具备合理网络架构和信息处理机制，保证在正常运行状态及事故状态下均不会出现因为网络负荷过重而导致系统死机或严重影响系统运行速度的情况。4.2.2.3 变电站计算机监控系统必须具有与电力调度数据网连接的能力，按要求实现站内调度自动化、
22、保护、管理等多种信息的远程传送。4.2.3 硬件设备变电站计算机监控系统的硬件设备由站控层设备、间隔层设备两部分组成。4.2.3.1硬件设备总体要求：(1) 硬件设备应满足安全可控要求，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，并应具有较强的适应能力。(2) 硬件设备必须具备抗强电场、强磁场、静电干扰的能力，并应有防止雷电冲击和系统过电压措施。(3) 硬件系统应配有必要的备品备件及专用维修仪器和工具。(4) 自动化装置应有明确标识以表明其运行状态。(5) 冗余配置的远动装置、监控后台服务器主机应采用辐射供电方式（具备条件的宜采用直流供电），当采用直流供电时，其直流供电电
23、源应分别取自不同段直流母线；交换机等网络设备采用直流供电电源时，按A、B网应分别采用辐射供电方式。A、B双网的交换机等网络设备应取自不同段直流母线。(6) 后台监控系统宜支持交流或直流电源。4.2.3.2 站控层设备本招标技术文件中所指的站控层设备包括主机/操作员/五防工作站、智能远动机、打印机等。(1) 主机/操作员/五防工作站主机具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制。操作员工作站是站内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询，操作
24、指导，操作控制命令的解释和下达等。主机/操作员/五防工作站采用冗余配置，操作员站、五防工作站与主机在计算机硬件上合并设置。主要技术性能：PC服务器采用安全可控品牌处理器：2颗，2.0GHz，8核内存：16GB DDR-3 ECC或DDR-4 ECC硬盘/固态硬盘：500 GB SAS (10000 rpm)*4；(独立阵列卡,512MB缓存)RAID：支持RAID0、1、10、5网卡： 10/100/1000M 操作系统：采用LINUX等安全可控操作系统每套主机/操作员/五防工作站至少应包括：1台PC服务器，含2个网络接口、2个串口、1台显示器，1个键盘，1个鼠标、1台音响等。(2) 智能远动
25、装置智能远动装置的硬件元器件及操作系统、数据库等核心软件应满足安全可控要求，并应提供装置采用的硬件元器件及软件清单，以信息共享方式与监控系统进行数据交换，实现变电站的数据综合采集、数据处理、数据统一远方交换等远动通信功能，智能远动装置通信接口的配置必须满足调度、集控对电网运行监视控制的需求。每台智能远动机至少包括： 1台工作站 （采用嵌入式装置） 、 10个10M/100M网络接口、6个串口。并配置6 个远动通信防雷保护器、MODEM 3只（内置、外置可选）。(3) 五防子系统五防子系统主要包含五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统宜与变
26、电站计算机监控系统一体化配置，五防软件应是变电站计算机监控系统后台软件的一个有机组成部分。五防工作站与主机/操作员工作站合并配置。(4) 打印机网络激光打印机：1台，A3、A4幅面任选，分辨率600bpi。(5) KVM延长器监控主机在继电器室组屏安装，键盘、鼠标及显示器放置于监控台上，通过KVM延长器进行连接。主要技术参数：输入接口：1路输出接口：1路有效传输距离：25米支持分辨率：1920*1200音频传输：支持服务器接口类型：PS-2、USB 抗压差：发射端使用UPS机柜用电，接收端使用市电时不出现黑屏操作系统：支持LINUX系统(6) 插座监控台上布置2个交流防雷插座，技术参数为：额定
27、电流：10A标称放电电流：10kA（8/20s）保护电压：1.4kV插孔数量：5，插孔形式须与设备兼容防雷保护模式：要求采用相线对地（L-PE）、相线对中性线（L-N）、中性线对地(N-PE)全保护模式4.2.3.3 间隔层设备4.2.3.3.1 测控装置间隔层的测控单元硬件元器件及操作系统、数据库等核心软件应满足；安全可控要求，并应提供装置采用的硬件元器件及软件清单，应面向对象设计，采用统一的硬件平台、软件平台和数据库管理，实现多态数据的统一采集。装置应采用32位及以上CPU或16位及以上DSP硬件平台，采用可靠性高、抗干扰强的嵌入式实时软件操作系统。测控单元应按电气单元独立配置，母线设备和
28、站用电设备的测控单元应单独配置。线路测控单元按线路配置；主变测控单元按侧分别配置，组成主变测控屏。应满足以下基本要求：(1) 各间隔测控单元的I/O回路数量应满足本间隔信号数量的要求，并预留备用。(2) 测控单元应是模块化、标准化的，易维护和更换的。任何一个模块故障(MCU和电源除外)，应不影响其它模块的正常工作。测控单元应配备诊断、维护、编程接口。(3) 测控单元应选用强电I/O模块，能在静电、高频、强磁场干扰的环境中正常工作而不降低精度和处理能力，抗干扰能力满足变电站运行环境要求。(4) 应保证在接点抖动(单点防抖时间可设置)以及存在外部干扰情况下不误发信号、遥控命令。(5) 测控单元应具
29、备断路器合闸同期检测功能和“捕捉”同期功能，并支持通过监控主机、智能远动机遥控改变同期方式，支持监控主机、智能远动机带同期方式合闸指令，具备检测PT二次回路断线能力，PT二次回路断线时，不能造成非同期合闸；间隔层设备的五防闭锁功能应不依赖于站控层设备，当站控层发生故障而停运时（交换机除外），不能影响间隔层设备的正常五防闭锁控制操作。测控单元应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，宜有该电气单元的实时模拟接线状态图。(6) 测控单元应具备相互间通信功能，实现状态信息共享和五防联锁功能。测控单元应能记录各种操作命令的源地址、时间等信息。(7) 测控单元应具备记录详细遥信变位和SOE的功能，包括值的
30、变位信息和变位的时间，每种记录的条数应不少于256条，应具备防存储溢出机制。(8) 测控单元控制回路应采用控制操作电源出口回路和出口接点回路两级开放式抗干扰回路。(9) 间隔层设备人机界面友好，装置面板具备LED、液晶、按键，全部菜单支持中文显示。(10) 具有IRIGB对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。(11) 测控单元在进行遥控操作或传动试验时，必须进行密码确认，不允许密码缺省。(12) 如果在测控屏内二次回路布置端子排式光隔，开入动作电压不小于70%额定值，遥信状态位逻辑“1”，开入电压小于55%额定值，遥信状态位逻辑“0”，持续时间约300ms。(13) 测控装置遥信防抖时间
31、设置必须满足保护装置合闸不成功跳闸的全过程，遥信防抖时间要求可调，出厂默认设置为10ms，宜支持一键式修改防抖时间设置。(14) 测控装置同期软压板、同期量测上送监控中心，满足调控一体化远方遥控操作同期方式选择需求(15) 测控装置运维配置应参数统一、功能统一、界面统一和流程统一。测控装置应具备以下运维配置功能：1）测控装置应开放运维配置参数的液晶修改权限和远程召唤、修改权限。2）测控装置运维配置模型应写入装置能力描述（ICD）文件中。3）测控装置硬接点的信号名称应写入装置能力描述（ICD）文件中。4）硬接点信号名称应在测控装置液晶界面的遥信、遥控、遥测监视菜单中显示。5）测控装置液晶界面应具
32、备独立的运维配置菜单，运维配置菜单下应含且仅含有一体化运维配置参数，其它配置参数应放置于厂商私有配置菜单下。运维配置菜单应含有装置参数、同期参数、遥信参数、遥控参数、遥测参数5个子菜单。4.2.3.3.2 备自投装置备用电源自动投入装置应采用微机型装置，装置硬件元器件及操作系统、数据库等核心软件应满足安全可控要求，并应提供装置采用的硬件元器件及软件清单，根据一次接线的方式划分如下：分段断路器备用电源自动投入装置、变压器备用电源自动投入装置、进线备用电源自动投入装置及桥断路器备用电源自动投入装置。微机型备用电源自动投入装置应满足以下要求：(1) 有自检功能，当自检到异常时，应发信号，并有防止误出
33、口措施。(2) 具备以太网或RS485接口与监控系统实现通信，规约应采用DL/T357-1999或DL/T 860规约。可以实现SOE的上传以及定值、软压板的召唤与修改等功能。(3) 具备自动保存至少10条最新事件顺序记录的功能，并具备掉电不丢失功能，需要时可重新调出查看。(4) 具有IRIGB对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。(5) 应具备就地手动投退和远方遥控投退软压板的功能，并可将软压板状态信号通过遥信方式上送当地监控后台和调度自动化系统。(6) 应具备充电已满和放电的遥信信号，且应上送当地监控后台及调度自动化系统，宜以硬接点形式输出。4.2.3.3.3 小电流接地选线装置独立
34、配置的小电流接地选线装置、与消弧线圈控制器集成的选线装置均应符合本标准要求。4.2.3.4 网络设备包括网络交换机、规约转换器及网络敷设材料等，装置硬件元器件及操作系统、数据库等核心软件应满足安全可控要求，并应提供装置采用的硬件元器件及软件清单。(1)网络交换机应满足如下技术要求：a) 支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全，交换机VLAN配置等可导出导入；b) 支持IEEE802.1p优先级协议；c) 支持组播过滤；d) 支持端口速率限制和广播风暴限制；e) 支持端口配置、状态、统计、多镜像组或组内多观察口输出、安全管理、SNMP v2及以上版本、syslog；f) 支持基于
35、端口和VLAN的双向ACL；g) 支持SSH管理协议，支持强制口令复杂度设置；h) 支持console口密码保护；i) 支持光纤口链路故障管理；j) 支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）；k) 直流供电（注：双重化网络配置的交换机应分别使用不同回路的电源供电）；l) 无风扇设计；m) 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等；n) 符合IEEE 1613 Class 2 标准(电力)；o) 符合DL/T860.3 标准(电力)；p) 交换机能在温度介于4070之间、湿度介于10%95%之间的工作环境长期稳定运行。q) 支持采用交换机一体化运维配置系统对交换机进行无差别
36、化管理。操作过程中各功能菜单间应具备操作互斥闭锁性。通过交换机一体化运维配置系统实现对交换机设备集中配置、拓扑管理、告警管理及安全管理等具体功能应用。r) 站控层交换机应按61850规约建模，并配置运维接口，具备接入站控层监控后台及远动系统的能力。鉴于网络交换机在变电站计算机监控系统网络中的重要地位，且部分投标单位采用外购网络交换机，因此投标单位在投标时应选择成熟、稳定的并在国内电力系统有工程应用业绩的产品，并需提供由国家权威机构出具的该产品的电磁兼容测试报告、电磁干扰下的性能测试报告、使用环境温度测试报告、性能测试报告。(2) 规约转换器计算机监控系统的规约转换器硬件元器件及操作系统、数据库
37、等核心软件应满足安全可控要求，并应提供装置采用的硬件元器件及软件清单，采用数据通信方式收集各类信息，负责直流电源系统、交流不停电系统、火灾报警装置及主要设备在线监测系统等子系统的接入，其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。规约转换器应能实现双机自动切换功能。（3）协议转换器协议转换器负责将智能远动机RS232串口转换成E1接口，将远动信息通过2M专线送相关调度。RS232转E1协议转换器应具备“装置异常”、“装置故障”发信硬接点。（4）路由器路由器负责将智能远动机RJ45网口转换成E1接口并进行通道切换，将远动信息通过2M专线送相关调度。（5）
38、温度变送器采用直流供电，将主变本体测得的绕组温度、油温等电阻值转换为420mA或05V后，接入测控装置。4.2.4 软件系统4.2.4.1软件总体要求：(1) 系统的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本；(2) 系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳；(3) 系统应遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作；(4) 系统使用的全部软件为安全可控正版软件，提供全套使用授权。(5) 系统应遵循国际标准，满足开放性要求，选用通用的或者标准化的软硬件产品，包括计算机产品、网络设
39、备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力工业标准。(6) 系统应采用开放式体系结构，提供开放式环境，能支持多种硬件平台，支撑平台应采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便的实现与其他系统间的接口； (7) 系统具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，以满足电网监控与运行管理不断发展的要求；(8) 系统应具备图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，保证三者数据的同步性和一致性；(9) 系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软、硬件资源、数据的非法利用，严格控制各种计算
40、机病毒的侵入与扩散，当入侵发生时系统能及时报告、检查与处理，系统万一被入侵成功或发生其它情况导致数据服务崩溃时要能有良好的恢复机制4.2.4.2 系统软件宜以中间件为系统集成框架，采用开放式体系结构，可分为操作系统层、支撑平台层和应用层共三个层次(具体产品可根据设计需要和技术的发展，细分为更多的层次)。(1) 操作系统层：采用安全可控操作系统。(2) 支撑平台层：是整个体系结构的核心，应满足安全可控要求，一般情况可将其分类为集成总线层、数据总线层、公共服务层等三层，集成总线层提供各公共服务元素、各应用系统以及第三方软件之间规范化的交互机制，数据总线层为它们提供适当的数据访问服务，公共服务层为各
41、应用系统实现其应用功能提供各种服务，比如图形界面、告警服务、网络管理监视等。(3) 应用层：为各应用系统实现其应用功能提供各种服务，应满足安全可控要求，包括图模库一体化的图形管理工具、系统管理、报表管理、权限管理、告警服务、数据通信服务、网络管理监视等。4.2.5 系统性能指标(1) 模拟量测量误差 1.0%(2) 电网频率测量误差 0.005Hz(3) 站内事件顺序记录分辨率(SOE) 2ms(4) 遥测信息响应时间从遥测量越死区至智能远动机向远方调度发出报文的延迟时间 4s总召唤时通信装置向远方调度发出报文的延迟时间 2s从遥测量越死区至站控层显示的延迟时间 2s(5) 遥信变化响应时间从
42、遥信变位至智能远动机向远方调度发出报文的延迟时间 4s从遥信变位至站控层显示的延迟时间 2s(6) 从操作员工作站发出操作指令到现场变位信号返回总的时间响应4s(扣除回路和设备的动作时间)(7) 画面实时数据更新周期模拟量 3s(8) 控制操作正确率 100%(9) 遥控动作成功率 99.99%(10) 遥测合格率 98%(11) 事故时遥信年正确动作率 99%(12) 系统可用率 99.9%(13) 系统平均故障间隔时间(MTBF) 20000h(14) 各工作站的CPU平均负荷率：正常时(任意30min内) 30%电力系统故障(10s内) 50%(15) 监控系统网络平均负荷率：正常时(任
43、意30min内) 20%电力系统故障(10s内) 40%(16) 模数转换分辨率 14位(17) 测控装置对时精度 1ms(18) 事故追忆事故前：1min事故后：2min(19) 模拟输入信号容量 10000(20) 开关量输入信号容量 32768(21) 开关量输出信号容量 1024(22) 主机及智能远动机双机切换时间 30s(23) 动态画面响应时间 2s4.2.6 间隔层性能指标1) 间隔层测控单元平均无故障间隔时间 30000h2) 监控单元的CPU负荷率：正常时30%；故障时50%。3) 交流采样测量误差 0.2(U、I)；0.5(P、Q、COS)其中母线电压0.14) 采样模数转换分辨率14位(带1位符号位) 采样周期32点/周波5) 实时数据扫描周期 2s6) 实时数据循环上送周期 5分钟7) 模拟量死区整定值 0.28) 系统的可用率