永丰县阳固山水电站改造工程设备采购招标招标文件江西省永丰县阳固山水电站二0一二年十月目 录第一章 招标公告第二章 投标人须知第三章 永丰县阳固山水电站改造工程设备采购清单及技术要求一、设备采购清单二、技术要求1、监控保护直流系统技术要求2、励磁系统技术要求3、高压开关柜技术要求4、低压开关柜技术要求5、35KV隔离开关技术要求6、微机五防工作站及模拟屏技术要求7、10KV、35KV电压互感器技术要求8、电流互感器技术要求9、高压电缆技术要求第四章 评标办法第五章 投标文件格式第六章 招标附图1、电气-招标-1电气主接线图2、电气-招标-2厂用电接线图3、电气-招标-3高压开关柜配置图4、电气-招标-5计算机监控系统结构图5、电气-招标-4主付厂房设备布置图第一章招标公告永丰县阳固山水电站改造工程设备采购招标公告1.招标条件本工程永丰县阳固山水电站改造工程已批准建设，建设资金来自国拨资金及自筹资金，项目法人及招标人为永丰县阳固山水电站，招标代理机构为江西中汇工程技术监理咨询有限公司。项目已具备招标条件，现对永丰县阳固山水电站改造工程设备采购进行国内公开招标。2.项目概况与招标范围、规模2.1项目概况：阳固山水电站地处永丰县石马镇阳固山村旁，距县城65km，是县内最大的国有骨干电站。电站为引水式电站，装有4台混流式水轮发电机组，装机容量3×1600+1×3200千瓦，其中3台发电机（1F、2F、3F）容量分别为1600kW，1台发电机（4F）容量为3200kW，发电机出口电压6.3kV，电气主接线采用四机二变扩大单元接线方式，6.3kV母线用断路器分段。主变压器2台（1B容量为4000kVA，2B容量为6300kVA，电压变比均为38.5/6.3kV的双圈无载调压变压器），电站以2回35kV出线分别与藤田110kV变电站、北坑35kV变电站连接，3回6.3kV线路为生活区和近区供电等。6.3kV配电设备均为户内配电装置，高压开关柜型号为KYN28A型。35kV配电设备为户外配电装置，安装于户外升压站。2台厂用干式变压器（型号为SC10-160kVA）分别接至6.3kV两段母线上，0.4kV厂用低压开关屏和机旁动力屏为GCK1型。电站采用计算机监控，并设模拟屏（挂墙），微机保护装置，机组励磁为微机励磁，系统控制、保护、操作、信号的电源采用220V、150AH直流系统。阳固山水电站位于雷区，因此对各类设备的防雷保护应予以特别重视。2.2 招标范围：电站计算机监控系统、微机保护系统、直流系统、逆变电源、励磁系统、6.3kV高压开关柜、厂用变压器、低压开关柜、其它一次设备（电流互感器、电压互感器、电缆、隔离开关等）的供应及安装调试等。设备的数量、型号及规格等详见设备配置清单。2.3 招标规模：招标金额约310万元，为一个标段。2.4 计划工期：交货时间 2013 年1月31日之前，投运时间 2013 年2 月 28 日之前。2.5 质量要求：具体见招标文件第三章。3.投标人资格要求3.1资质要求：投标人具有国内独立法人资格；且通过ISO9000系列质量体系认证。并具有信息产业部颁发的三级或以上计算机信息系统集成资质。营业执照有：发电站或变电站的计算机监控、微机保护及直流系统等综合自动化系统的设计、生产及销售的经营范围。3.2财务要求：投标人企业注册资本金不少于600万元人民币。3.3 信誉要求：由投标人出具加盖法人印章和法定代表人签字或盖章的承诺书（见格式）以证明投标人没有正在被设区市级及以上行政或纪检、监察等主管部门责令停业、取消投标资格；财产没有被司法部门或行政执法部门接管、冻结或处于破产状态；已执行或正在执行的合同不存在欺诈行为、业绩没有虚报；投标文件内容真实、无弄虚作假；并且近3年投标人在投标活动中无违法行为记录。3.4 招标人不接受联合体投标，法定代表人为同一个人的两个及两个以上法人，母公司、全资子公司及其控股公司，都不得同时参加投标，否则按废标处理。3.5投标人应自行判定是否符合资格条件、满足招标要求，并决定是否购买标书和参加投标。4.投标人资格审查方法本次招标采用资格后审方式。5.招标文件的获取5.1请投标人于 2012 年10月25日起自行在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网、永丰县公共资源交易网下载招标文件，并按要求编制投标文件。5.2招标资料费：200 元（不退）；按招标文件规定由投标单位跟投标保证金一并打入指定账户，未按规定缴纳招标资料费的投标为无效投标。6.投标文件的递交6.1投标文件递交的截止时间（投标截止时间，下同）为 2012 年11 月 15日10：00时，地点为永丰县公共资源交易中心。6.2逾期送达或者未送达指定地点的投标文件，招标人不予受理。7.发布公告的媒介本次招标公告同时在中国采购与招标网、江西省招标投标网、吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网、永丰县公共资源交易网、江西中汇工程技术监理咨询有限公司网上发布。8.联系方式招标人：永丰县阳固山水电站联系人：夏先生 联系电话：139*****910招标代理机构：江西中汇工程技术监理咨询有限公司联系人：郭先生 联系电话：****-******* 2012 年 10月25日第二章投标人须知名称编列内容招标人名称：永丰县阳固山水电站联系人：夏先生电话：139*****910招标代理机构名称：江西中汇工程技术监理咨询有限公司联系人：郭先生电话：****-*******项目名称永丰县阳固山水电站改造工程设备采购（合同编号：YFX-YGSDZ-CG/2012）交货地点永丰县阳固山水电站资金来源国拨资金和自筹资金出资比例/资金落实情况已落实招标范围电站计算机监控系统、微机保护系统、直流系统、逆变电源、励磁系统、6.3kV高压开关柜、厂用变压器、低压开关柜、其它一次设备（电流互感器、电压互感器、电缆、隔离开关等）的供应及安装调试等。设备的数量、型号及规格等详见设备配置清单。计划交货时间及投运时间交货时间 2013 年 1 月 31 日之前，投运时间 2013 年 2 月 28 日之前。质量要求符合招标文件要求投标人资质要求、能力和信誉资质条件：1、投标人具有国内独立法人资格；且通过ISO9000系列质量体系认证。并具有信息产业部颁发的三级及以上计算机信息系统集成资质。2、营业执照有：发电站或变电站的计算机监控、微机保护及直流系统等综合自动化系统的设计、生产及销售的经营范围。3、投标人企业注册资本金不少于600万元人民币。是否接受联合体投标不接受。踏勘现场不组织。投标预备会不召开。分包不允许分包项目：计算机监控、微机保护、直流系统。其他项目分包，需方有权对满足技术性能的分包生产厂家进行择优认可。需方同意后也不排除投标方的责任。偏离不允许重大偏离。构成招标文件的其它材料招标人发布的招标文件、澄清文件及修改文件投标人要求澄清招标文件的截止时间2012年 11月 8 日16：00时投标截止时间2012年11月 15日 10：00时投标人确认收到招标文件澄清的时间2012年 11 月 8 日17时（发包人的澄清和修改将在投标截止时间的 7 天）前在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网、永丰县公共资源交易网、江西中汇网上公布，但不指明澄清问题的来源。各投标人应及时关注并查询，因查询不及时造成的后果由各投标人自负。招标人的澄清和修改是招标文件的组成部分。）投标人确认收到招标文件修改的时间构成投标文件的其它材料投标人认为应该提交的其它材料投标有效期自投标截止日起90天投标保证金及资料费交纳形式：转帐交纳金额伍万零贰佰元整（含资料费200元）到帐截止时间： 2012年11月 14日17时00分前汇出帐户要求：必须从投标人企业基本帐户汇出（不含企业分公司或办事处账户）；汇入帐户：账户1：永丰县经济发展服务中心开户银行：建设银行永丰支行，开户帐号：****************0825账户2：永丰县经济发展服务中心开户银行：中国银行永丰支行，开户账号：****************01账户3：永丰县行政服务中心管理委员会开户银行：永丰县农村信用合作社，开户账号：176*****100*******有关要求说明：投标人应将投标保证金汇至上述指定账户，汇出时请注明“合同编号+保证金”字样；未按要求汇出影响到帐情况查验结果的，由投标人自行负责。近年财务状况的年份要求近三年（2009年度至2011年度）近年完成的类似项目年份要求近五年（2008年1月1日至2012年8月31日）是否允许递交备选投标方案不允许投标文件副本份数1份正本、5份副本和1份电子版（U盘）；电子版本随同投标文件正本一并密封提交，电子版本要求文本文件为word2003文档、报价清单为Excel2003表格。递交投标文件投标截止时间：2012年11月 15 日10：00时投标文件递交至：吉安市永丰县公共资源交易中心接受投标文件时间为：2012年11月15日8：30时～2012年 11月 15日 10:00时投标文件必须由投标人的法定代表人持法定代表人证书及本人身份证原件（或其委托代理人持法定代表人签署的授权委托书及本人身份证原件）当面递交是否退还投标文件否开标时间和地点开标时间：同投标截止时间开标地点：同递交投标文件地点开标程序详见本招标文件第四章。评标委员会的组建评标委员会构成：5人。评标专家确定方式：按有关规定组建履约担保履约担保的形式：转账履约担保的金额：中标价格的10% 需要补充的其他内容类似项目指国内水利水电、变电和电排工程（单机容量不小于1500KW或总装机容量不小于6000KW，发电机出线电压等级6KV及以上水电站；单台主变容量不小于4000KVA，高压侧电压等级35KV及以上变电站；单台电机容量不小于800KW或总容量不小于5000KW的电排站）的综合自动化系统（至少包含计算机监控系统、微机保护系统、直流系统等内容）。投标时须提供的原件（1）投标人必须在开标时提交资格审查需要的证明材料原件，未提交资格审查需要的原件或提供不全的，将不能通过资格审查。（2）投标人必须提交商务部分需要计分的证明材料原件且须与投标文件一致；未提供原件的或提供的原件与投标文件不一致的，该项不计分。（3）投标人的原件（除开标现场需要查验的原件外）必须密封包装，并在封面上注明投标人名称，包内附投标人提交原件清单表。中标人需缴纳的招标服务费用（1）投标人一旦中标，在签定工程合同前应向招标代理人一次性交清招标代理服务费。招标代理服务费标准，按“国家计委关于印发《招标代理服务收费管理暂行办法》的通知”(计价格［2002］1980号)和“国家发展改革委办公厅关于招标代理服务收费有关问题的通知”(发改办价格［2003］857号)的要求执行。（2）建设工程交易综合服务费按中标金额千分之一计算确定。（3）需缴纳的招标服务费各投标人在投标报价时需考虑，不单独列项。中标候选人公示评标结束后，中标候选人将在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网、永丰县公共资源交易网、江西中汇网公示。工程款付款方式第一次(预)付款：合同生效日期起10天内，买方凭履约担保金凭证及符合国家规定的等额发票一份向卖方支付设备总价的30%。第二次(交货)付款：卖方在规定的交货时间内完成合同设备生产等并启运至电站现场，买方凭该批设备的清单、经买方书面确认的出厂验收证明等及符合国家规定的等额发票一份向卖方支付相应设备价的20%。第三次(验收)付款：设备安装完成，交接验收合格后于2013年10月待第二批中央电气化资金到帐，买方凭符合国家规定的等额发票一份向卖方支付相应设备价的40%。第四次（质保金）付款：待合同设备保证期满且设备缺陷全部处理完毕后，买方凭符合国家规定的等额发票一份向卖方支付相应设备价的10%(如有问题，应扣除相应部分)。中标后须提交的资料有关分包单位的资料等需要补充的其他资料招标人保留的权力由于不可预见的政策性调整原因，招标人保留以下权力：①修改招标合同的规模和范围；②调整合同的执行工期；③废除或取消项目合同。第三章 永丰县阳固山水电站改造工程设备采购清单及技术要求一、设备采购清单序号名称型号及规格单位数量单价合价备注一计算机机监控系统　套1　1后台监控设备　　　　（1）主机兼操作员工作站CPU：酷睿双核台2联想内存：2G硬盘：500G光驱：DVD网卡：10/100M自适应标准键盘、光电鼠标24"液晶彩色显示器台2联想（2）通讯员工作站CPU：酷睿双核台1联想内存：2G硬盘：500G光驱：DVD网卡：10/100M自适应标准键盘、光电鼠标22"液晶彩色显示器台1联想（3）网络设备交换机 16口台1通信附件及网线200米，通信电缆300米套1（4）电脑操作台双席（含椅子2个）套1（5）电脑操作台单席（含椅子）套1（6）打印机1A3 黑白激光台1HP（7）打印机2A4 黑白激光台1HP（8）音响报警　套1（9）GPS套1（10）电力专用调制解调器台1（11）通道防雷装置套3OBO（12）软件交互式图形开发软件套1数据库生成软件调试工具软件周期数据计算软件SCAD基本软件画面、打印及操作闭锁数据库管理软件数据采集软件人机接口软件画面生成软件调度通讯软件生产信息查询远方控制软件通信软件远程诊断软件等第三方软件接入语音报警软件2微机五防套1（1）微机五防工作站CPU：酷睿双核台1联想内存：2G硬盘：500G光驱：DVD网卡：10/100M自适应标准键盘、光电鼠标22"液晶彩色显示器台1联想（2）电脑操作台单席（含椅子）套1（3）五防专家系统软件含全套五防软件,操作票专家系统软件、仿真培训软件、通信接口软件等套1（4）电脑钥匙　个2（5）充电器　个2（6）全套锁具含各类挂锁等套13机组LCU屏　面　4　　（1）可编程控制器(DI:96,SOE:64,DO:64,AI:16)CPU机架TSXRKY12EX套4施耐德premium电源模块TSXPSY3610MCPU模块TSXP572634MDI模块TSXDEY64D2KDI模块TSXDEY32D2KDO模块TSXDSY64T2KAI模块TSXAEY1600其它附件LCU软件（含编程及组态)套4（2）彩色液晶触摸屏MT 10.4″套4台湾威纶（3）微机自动准同期装置SID-2AS套4深圳智能（4）手动准同期装置SID-2SL-A含微机同步表套4深圳智能（5）微机温度巡检装置套4（6）转速信号装置置套4（7）串口服务器NC608套4（8）交流采样装置Hzm96A套4（9）操作控制开关及指示灯LW39系列套4（10）交直流电源IN:AC/DC220V,OUT:24V套4（11）出口继电器RCL套4WEIDMULLER（12）屏体及辅件2260×800×600mm 面44公用屏　面1　（1）可编程控制器(DI:96,SOE:64,DO:64,AI:32)CPU机架TSXRKY12EX套1施耐德premium电源模块TSXPSY3610MCPU模块TSXP572634MDI模块TSXDEY64D2KDO模块TSXDSY64T2KAI模块TSXAEY1600其它附件LCU软件（含编程及组态)套1（2）彩色液晶触摸屏MT 10.4″套1台湾威纶（3）微机准同期装置(5点)SID-2FY台1（4）手动准同期装置SID-2SL-A含微机同步表套1（5）微机同期自动选线器SID-2X-B-5 套1（6）串口服务器NC608套1（7）操作控制开关及指示灯LW39系列套1（8）交直流电源AC/DC220V套1（9）出口继电器RCL套1WEIDMULLER（10）屏体及辅件2260×800×600mm 面1二微机保护系统　套1　1发电机保护屏　面2　（1）发电机差动保护装置套4（2）发电机后备保护装置套4（3）发电机接地保护装置套4（4）发电机失磁保护装置套4（5）多功能电度表(发电机)DSSD 1.0级块4长沙威胜（6）屏体及辅件2260×800×600mm 面22主变保护屏　面1　（1）主变差动保护装置套2（2）主变高后备保护装置套2（3）主变低后备保护装置套2（4）多功能电度表(主变)DSSD 0.5级块2长沙威胜（5）屏体及辅件2260×800×600mm 面13线路保护屏　面1　（1）35kV线路保护装置套2（2）6.3kV线路保护装置套3（3）多功能电度表(线路)DSSD 0.5级块5长沙威胜（4）屏体及辅件2260×800×600mm 面14厂变保护屏　面1　（1）厂用变保护装置套2（2）6.3kV母联保护装置套1（3）6.3kV母线接地保护装置套2（4）35kV母线接地保护装置套1（5）多功能电度表(厂用变)DSSD 0.5级块2长沙威胜（6）屏体及辅件2260×800×600mm 屏1三直流系统150Ah套1　1直流充电屛　面1　（1）微机直流系统监控装置　台1（2）高频开关整流电源装置220V/10A台3（3）电池巡检装置CHK套1（4）交直流采样盒　套1（5）电源防雷器C级、D级套1OBO（6）控制开关LW系列套1（7）测量仪表、空开等　套1（8）屏体及辅件2260×800×600mm面12直流馈线屛　面1　（1）降压硅链DW2 20A套1（2）微机绝缘检测装置WDK套1（3）馈出线单元12合闸24控制套1（4）控制开关LW系列套1（5）测量仪表、空开等　套1（6）屏体及辅件2260×800×600mm面13电池屏　面1　（1）铅酸蓄电池220V/150Ah，12V/节套1（2）屏体及辅件2260×800×600mm面1四逆变电源屏面1（1）逆变电源 4kVA套1（2）馈线 18回套1（3）电源防雷装置套1（4）屏体及辅件 2260×800×600mm面1五模拟屏m28　六励磁系统1-3F：额定励磁电流207 A额定励磁电压68 V4F：额定励磁电流433 A额定励磁电压68 V套4　14F励磁调节屏　面1　（1）微机励磁调节器PWL-2B台2（2）开关电源PH-150-24 DC220V套1（3）试验/整流/同步变45VA-173V/16V套1（4）继电器RCL 424024套1（5）空气开关BKN C6A/2P 3A/3P套1（6）操作及指示设备含操作开关、测量仪表等套1（7）屏体及辅件2260×800×800面124F励磁功率屏　面1　（1）风机SF-180W台1（2）可控硅KP500A/1800V套1（3）灭磁开关GXW1M-630A/DC220V台1（4）刀开关HD17-630A/3108台1（5）熔断器RS7M-Z1000V/600A套1（6）电流互感器BH-0.66 500A/5A套1（7）交流接触器LC1-D0601套1（8）线性灭磁电阻ZX10个1（9）分流器FL-500A/75mA台1（10）励磁电流变送器HDV-T2-75mV-4-20mA-24V台1（11）励磁电压变送器HDV-T2-200V-4-20mA-24V台1（12）过压保护装置MYN4MYN1套1（13）起励装置接触器、继电器等套1（14）操作及指示设备含操作开关、测量仪表等套1（15）屏体及辅件2260×800×800面131-3F励磁屏2260×800×800面34励磁变台4（1）干式变压器1SC10-100kVA台1（2）干式变压器2SC10-50kVA 台3　七高压开关柜　详见高压开关柜配置图台 14　1发电机出口断路器柜KYN28A-12台4　2主变进线柜KYN28A-12台2　3厂用变进线柜KYN28A-12台2　4母线PT柜KYN28A-12台2　5母联断路器柜KYN28A-12台1　66.3kV出线柜KYN28A-12台3　八低压开关柜　详见厂用电接线图面11　11#低压配电屏GCK2200×600×800面122#低压配电屏GCK2200×600×800面133#低压进线屏GCK2200×800×800面144#低压配电屏GCK2200×800×800面155#低压配电屏GCK2200×800×800面166#低压进线屏GCK2200×600×800面177#低压进线屏GCK2200×600×800面18机旁动力屏GCK2200×800×800面4九其它一次设备1发电机中性点电流互感器1LAJ1-10 10P/10P 300/5台92发电机中性点电流互感器2LAJ1-10 10P/10P 500/5台33发电机励磁电流互感器1LAJ1-10 10P/10P 300/5台94发电机励磁电流互感器2LAJ1-10 10P/10P 500/5台35发电机励磁电压互感器3JDZX-6 kV台126发电机出口电压互感器JSZG-10 kV台4735kV母线电压互感器JSXN（F）-35 kV台1带抗谐振835kV母线电压互感器及户外端子箱台1不锈钢9升压站检修电源箱台1不锈钢　10高压隔离开关GW4-40.5D/630配CS17GD组111135KV出线避雷器HY5W-54/134组212高压电缆1YJV22-6KV-3*240米221B主变用13高压电缆2YJV22-6KV-3*95米370发电机出线14高压电缆3YJV22-6KV-3*150米302B主变用15高压电缆4YJV22-6KV-3*35米45厂变用十辅机控制箱1调速器油泵控制箱套4二、技术要求一. 监控保护直流系统技术要求1.通用条件1.1引用标准计算机监控系统应符合如下所列的所有适用的标准，并满足如下所列的性能指标要求。设备不限于所规定标准，但在所有情况下都应满足同等标准或更好的标准。IEEE802.3网络技术标准IEC 870-5-1992远动传输规约DL 476-92电力系统实时通信应用层协议CCITT X.25通信协议 IEEE 729-1983软件工程术语汇编IEEE730.1-1989软件质量保证设计标准GB 2312-80中国国家汉字库标准ANSI/EIA TSB-19-1985光纤数字传输--对用户和厂商的要求。ANSI/IEEE C37.90-1978与电气设备有关的继电器和继电器系统ANSI/EIA 443-1979固态继电器DL/T578-95 水电厂计算机监控系统基本技术条件DL/T5065-1996水电厂计算机监控系统设计规定GB9813-88微型数字电子计算机通用技术条件GB 14285 2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T587-1996 微机继电保护装置运行管理规程DL/T624-1997 继电保护微机型试验装置技术条件GB50168-92 电气安装工程电缆线路施工及验收规范GB7450-87电子设备雷击保护导则GB2887-89计算机场地技术条件GB7260不间断电源设备DL/5137-2001 电测量仪表装置设计技术规程DL/T459-2000电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 5044-2004电力工程直流系统设计技术规程DL/T 459-2000电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 637-1997阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程GB 11920-89电站电气部分集中控制装置通用技术条件GB/17478-1998低压直流设备的特性及安全要求JB/T8456-1996低压直流开关设备JB/T8948-1999电控设备用低压直流电源JB/T 5777.4-2000 电力系统直流电源设备通用技术条件及安全要求GJB 4284-2001阀控式密封铅酸蓄电池通用规范接入系统设计要求防止电力生产重大事故的二十五项重点要求本文件中规定了用在计算机监控系统中有关标准，卖方必须遵守这些标准完成工作或试验。当标准与本文件的规定有矛盾时，应以本文件为准。上述各机构的标准之间如有矛盾，而这些内容又没在本文件中规定时，将由买方来解决，买方的决定为最终结论。1.2设备一般要求1.2.1材料和部件所有材料和部件都应严格筛选，应是全新的、高质量的、满足高强度、长使用寿命和机电特性的要求。卖方保留提供系统最新版本、更换系统模体以带给买方利益的义务。1.2.2工艺为确保设备质量，卖方应采用有效的工艺措施和质量管理。 1、装配设备应在出厂前装配好，并进行所要求的全部试验，以证明设备性能满足买方的要求，供货时随货提供试验报告。 2、电缆和端子（1）概述卖方供货范围还应包括综合自动化系统范围内的所有电缆、端子。卖方应提供合同设备的全部端子图、电缆清册。（2）电缆标志供货范围内盘柜间连接的所有电缆均必须注明电缆编号。（3）芯线编号所有电缆芯线均应按原理图和接线端子图编号，采用金属套环固定。端子图应用可更换的塑料片卡在套环之中。所有对外连接端子板应是带有隔板的压模型元件。500V交流电压下额定电流不小于10A。在每个端子板上应设有白色或其它浅色的标牌，用螺栓固定在压模条上以表示回路的编号和端子编号，在每个连接端子上应装有回路标志，或永久性的标志溶液在标片上标上导线或电缆编号。在每个端子上应装有可拆换的或备用的标牌。所有设备上的备用触点均应接至端子，并至少提供20%的备用端子。在与电流互感器连接的电流端子排上应设有短接电流互感器次级绕组的短接件。 3、各模件、模板均应采用表面安装技术。 4、屏(柜)（1）屏(柜)应由钢架(或铝型材架)和光滑钢板构成。结构应牢固，有足够的刚度、自支持，且易于维修和更换内部元器件。盘柜采用喷塑处理。（2）屏体尺寸：800 mm×600 mm×2260 mm(长×深×高)。操作手柄、仪表、指示器具均应在地面以上0.6至1.8m。所有屏(柜)的门锁应是同一型号。（3）屏(柜)应全封闭，按IEC第144/529标准进行保护，最小达到IP42。屏(柜)外壳的通风孔应有防止灰尘进入的措施。底部应有电缆进出口，电缆安装完毕后应可封闭底部。（4）所有屏(柜)至少有20%的自由空间和20%的备用端子，以便将来扩展。（5）屏(柜)的基座设计，应考虑防震措施并使得屏、柜能牢固的固定在地板上，且易于安装。卖方应提供所有必需的安装夹、基座、基础螺栓、防震垫等及有关的构件。（6）屏(柜)上的所有仪表、器具和装置应采用嵌入式安装，其布置应清晰合理。（7）每个屏(柜)内应配有一个单相交流250V、10A插座和至少一个照明灯。 5、内部接线（1）设备的内部接线应在工厂完成，发货前要进行全面检查。并提供测试报告。（2）设备的内部接线应采用阻燃型或耐火型绝缘材料的标准导线。（3）所有接线须用防火型槽管保护，外露接线需束在一起，用适当的夹具固定或支持，水平或垂直走向。导线在槽管中所占的空间不得超过70%。（4）所有导线中间不得有接头，导线在屏柜内的连接均须经端子排或设备接线点。一个端子或一个接线点的连接导线不得超过两条。 6、电气干扰（1）脉冲群干扰 装置应能承受GB\T14598.13—1998中3.1.1规定的严酷等级为3级的1MHz和100kHz脉冲群干扰试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准3.4规定的要求。（2）静电放电 装置应能承受GB\T14598.14—1998中4.2规定的严酷等级为3级的静电放电试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准4.6规定的要求。（3）辐射电磁场干扰 装置应能承受GB\T14598.9—1995中4.1.1规定的严酷等级为3级的辐射电磁场干扰试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准4.5规定的要求。（4）快速瞬变干扰装置应能承受GB\T14598.10—1996中4.1规定的严酷等级为3级的快速瞬变干扰试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准4.6规定的要求。卖方应考虑现地环境中存在电磁的、静电的和感应的暂态电压，以及电站可能遭雷击。机组LCU布置在机旁，继电保护设备布置在高压柜内，电站级监控设备布置在付厂房内的中控室。除混凝土钢结构建筑外，将无特殊的电磁屏蔽措施。因而，卖方应确保所有设备具有足够的抗电磁辐射干扰能力及足够的抗雷电干扰措施，以确保所有设备能在高静电、高噪声环境中安全运行。7、接地（1）计算监控系统将不设单独的接地网，系统接地使用电站公用接地网接地。电站公用接地网接地电阻不大于1Ω。（2）屏柜外壳接地、交流电源中性点接地、直接工作接地和电缆屏蔽层接地在同一机柜中采用一个公共接地端子接地。（3）机柜接地端子应便于引出与电厂接地网连接。接点应有良好耐久的电接触点接地。8、铭牌和标志（1）铭牌计算机监控系统的每个独立的设备都应有铭牌。铭牌内容包括：设备名称：型号、制造厂名称、主要技术参数、出厂编号及出厂日期等。字迹应清晰、耐久，采用中文书写。（2）识别标志每台设备都应有易于辨认的识别标志，以便与说明文件对照，分布于不同部位的同型号设备识别标志应保持一致。（3）警告标志为了使用安全，需要注意和特别说明的地方均应有警告标志或安全指示。警告标志应醒目，且不易与其他标志混淆。9、工厂涂敷（1）所有设备表面均应进行防腐处理，并采用适当的涂敷保护（2）所有需涂敷的表面均要彻底清除粉尘、油渍、锈斑等，并处理毛剌，清洁干燥表面，并作必要的填充以便涂敷。（3）设备外表面涂敷前颜色由买方确定，内表面的颜色由卖方根据自己的标准选择。 10、绝缘强度和绝缘阻抗 本合同所提供的全部设备均应能承受下述试验电压，在输入电源的接口与地之间应有适当的绝缘电阻。 （1）试验电压60V以上端子与外壳间应能承受AC 2kV1分钟。60V及以下端子与外壳间应能承受AC 500V 1分钟。 （2）绝缘阻抗设备安装、连接完毕，交流外部端子对地阻抗不应小于10MΩ，不接地直流回路对地阻抗不应小于1MΩ。1.2.3电源1、包括便携式试验装置在内的所有设备，应适合在UPS提供的电源，即交流单相220V，50Hz电源下运行。UPS包括在计算机监控系统供货范围内。2、当UPS输入电压下降到低于下限值时,设备应不致损坏。3、设备的内部直流稳压电源应有过压过流保护及电源故障报警信号。应提供保护装置以防止由于UPS输出的干扰使得连接到UPS输出回路上的设备被损坏。电源接线应满足隔离要求。2.供货范围2.1概述2.1.1本文规定了设备的供货范围，卖方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合技术规范的要求。2.1.2卖方提供详细供货清单，清单中依此说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本文未列出和/或数目不足，卖方仍在执行的同时无条件免费补足。2.1.3卖方提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。2.1.4卖方在文件中按随机备品备件（安装、调试、试运行阶段和质保期所需，计入总价），并列出清单。2.1.5卖方提供所供设备的进口件清单。2.1.6卖方提供的技术资料清单见相关规定。2.2工作内容本文要求卖方完成的主要工作内容如下:2.2.1永丰阳固山水电站综合自动化系统及其附属设备的设计、制造、工厂试验、包装、运往目的地交货及安装及调试等技术服务。2.2.2各软件程序的设计和开发。2.2.3 编制和提交设计、制造、供货时间表、软件管理计划、试验计划、试验大纲及报告。2.2.4 编制和提交设计文件、安装文件、用户文件、维护文件。2.2.5编制和提交安装、试运行工作计划，对买方人员的培训计划。保证期内的维修服务计划。2.2.6 编制和提交备品备件、专用工具目录及卖方推荐供买方选择的备品备件目录和报价。2.2.7 对现场安装和调试运行；对买方人员进行培训及对设备保证期内的维修服务等。2.2.8 在买方协助下负责完成合同要求的全部试验和设备调试。2.2.9 卖方有义务参加买方所组织的协调工作并主动与有关承包商进行协调。2.3供货范围2.3.1详见永丰阳固山电站改造工程设备配置清单2.3.2备品备件、专用工具和仪器仪表供货表（供货人填写）表2备品备件、专用工具和仪器仪表项目序号货物名称数量单位备注1233.专用技术条款3.1系统一般要求3.1.1设计原则1、计算机监控系统及其附属设备应遵从以下设计原则：(1) 采用计算机监控系统为基础的全厂集中监控模式，网络采用光纤工业以太总线或环网，通讯规约符合TCP/IP标准，按IEEE802.3设计。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。(2) 采用网络结构和成熟的标准汉化系统。(3) 设置中央控制室操作员工作站，以实现电站的集中监视控制。该电站按“无人值班”（少人值守）设计。(4) 各LCU与开放标准工业以太网直接联网。具有自诊断功能和显示功能，即使主计算机发生故障，仍可通过LCU上的触摸屏等设备对水轮发电机及其附属设备、电站公用设备等设备进行现场操作和监视。(5)通过调度通讯工作站应可实现与永丰地调通信，调度通信工作站设置2 路独立的专线主备远动通道，传输规约拟采用IEC60870－5－101。(6)机组LCU与励磁系统、调速器系统、发电机组微机保护系统、变压器微机保护系统等用串行口通信。(7) 厂变及公用设备LCU与直流系统、35KV线路保护装置、厂变微机保护装置、近变微机保护装置等用串行口通信。(8)系统必须响应速度快，可靠性、可利用率高；可适应性强；可维修性好；先进、经济、灵活和便于扩充。(9)所供计算机设备应是当时市场上主流产品,系统配置和设备选型符合计算机发展迅速的特点，系统达到国内先进水平，所供计算机提供具体参数说明书。2、微机保护系统及安全自动装置应遵从以下设计原则：(1)保护系统包括保护交直流回路、跳合闸回路、监视回路和外引接点（如瓦斯、温度等）的输入回路、故障录波回路、保护信号出口、与保护接口的通讯口等。(2)保护装置开出的保护动作信号应区分保护动作性质。(3)保护装置应具有自检功能，元件故障自动报警。(4)电站主要设备发电机和主变压器的主、后备保护功能由单个独立装置完成。(5)发电机、主变压器及厂变保护采用双CPU处理器（32位、1G的寻址空间、主频33MHz），同一组数据，由两个CPU同时进行处理，两个CPU之间相互交换信息，将硬件故障可能的误动及时检查出，并予纠正，使保护从根本上消除由硬件引起的误动。(6)保护的投退采用压板直接退出保护出口跳闸回路，杜绝软压板的不安全因素。(7) 发电机、主变压器及厂变保护装置放置在相应的屏柜中。(8)通讯接口每种保护装置均有RS485通讯口，所有模块采用的通讯协议为Modbus RTU协议。电气主设备的保护CPU具有完善的网络功能，微机继电保护装置应提供与各相应PLC通讯接口，且要保证信号的正确、可靠、实时。(9) 系统功能：1）保护的事件记录、故障报警、故障录波自动触发生成。2）根据用户要求设定相关历史数据报表，并存档或打印。3）将历史数据远传。4）微机继电保护系统应具有跳闸和报警、故障录波、顺序记录、故障报告、自动检测、整定参数的设定和修改等功能。3、直流系统及附属设备应遵从以下设计原则：(1) 系统选用一组国内知名品牌的150AH胶体阀控式铅酸免维护蓄电池，每组蓄电池18只，每只电池电压12V。(2)充电部分采用多模块并联组合方式供电。充电机配置的电源模块数量必须满足（N+1）冗余备用的要求。即当任一个电源模块 因故退出运行时，其它模块应能维持蓄电池组的正常充电。(3)系统包括一面充电屏、一面馈线屏、一面电池屏。(4)通讯接口 直流系统设置有RS485通讯口，通讯协议为Modbus RTU协议。3.1.2主要监控对象1、 三台1600kW、一台3200KW水轮发电机组及辅助设备；2、 一台4000KVA、一台6300KVA的主变压器；3、两台厂用变；4、两回35KV出线；三回6.3KV出线。5、 全厂公用设备,包括渗漏排水系统、高低压气机、技术供水系统、生活/消防供水系统、直流电源系统等；3.1.3主要保护对象1、三台1600kW、一台3200KW水轮发电机及励磁变2、一台4000KVA、一台6300KVA的主变压器3、两台厂用变4、两条35KV出线，三回6.3KV出线。5、其他相关保护设备3.1.4计算机监控系统I/O点数阳固山水电站各单元控制器I/Ｏ使用数量表名称1－4号机组LCU厂变及公用设备LCU开关量输入9696SOE量输入6464开关量输出6464模拟量输入16323.2系统功能要求电站主控级设备布置在计算机室、中控室。至少应具有下列功能：3.2.1电站主控级功能?数据采集与处理?运行监视、控制、调节与操作?记录、报告、统计制表、打印?可编程运行参数计算?自动发电控制与自动电压控制?通讯控制?系统自诊断?软件开发?语音报警?培训1、数据采集接收各单元控制器发送的有关数据并存入数据库，用于显示器画面更新、控制调节、记录检索、操作指导及事故记录分析。对追忆记录测量值，应能提供故障前5个点至后15点内的数据组。每点间隔时间0.25～30秒可调，起动方式为手动／自动，采样数据范围应可调。事故报警信号应优先传送，并应登录事故发生的时间，数据采集除周期性进行外，在所有时间内，可由操作员或应用程序发命令采集任何一个单元控制器的过程输入信息。2、数据处理 数据处理的内容至少应包括：（1）数据变码、校验传递误差、误码分析及数据传输误差控制。（2）生成各种数据库，供显示、刷新、打印、检索使用。（3）对数据进行越限比较，越限时应发出报警信号(显示、声音等)，并应打印记录。（4）全站SOE事件顺序记录，应及时处理生产过程中发生的每一个事件，记录每个事件发生的时间(年、月、日、时、分、秒、毫秒)和事件性质，开关动作顺序等。（5）全站一般事件顺序记录，应及时处理生产过程中发生的每一个事件，记录每个事件发生的时间(年、月、日、时、分、秒)和事件性质。 （6）对重要监视量进行运行变化趋势显示。3、运行监视、控制调节与操作（1）运行监视电站中央控制室应设有彩色液晶显示器TFT，用于显示电站的运行情况。主要监视的内容将至少包括：?发电机组运行工况及实时运行参数?电站主接线、各类曲线、棒图、运行操作记录、工况转换流程等。?发电机组附属设备运行情况?变压器运行工况及实时运行参数?断路器、隔离开关及接地开关位置?线路运行工况及实时运行参数?公用设备运行工况?厂用电运行方式?越限、故障、事故的显示与报警。并自动显示有关参数、推出相关画面。?其他重要的运行参数 （2）控制、调节与操作运行操作人员应能通过装于控制台上的显示器、键盘和鼠标等，对监控对象进行控制与调节。主要内容如下：?机组启动、停机?同期并网?机组运行方式选择?机组有功功率、无功功率增减?全厂总有功功率、总无功功率增减?AGC投／切?35kV断路器合／分及相互闭锁?400V厂用电进线开关合／分操作?各种整定值和限值设定?显示器的显示图形、表格、参数限值、报警信息、状态量变化等画面和表格、报表的选择与调用。?在多个TFT间实行主操作屏和画面显示屏的分配?打印记录?趋势分析?计算机设备投／切?在主控级对监控对象进行操作控制时，在屏幕上应显示整个操作过程中的每一步骤和执行情况（3）自动发电控制(AGC)自动发电控制包括：按给定功率运行及机组经济运行。——按给定功率和指定机组台数运行（给定的负荷曲线）根据操作员或调度中心给定的有功功率值及指定的机组进行机组的联合有功控制。机组间功率分配可按等功率和等开度分配。——经济运行根据操作员或调度中心给定的全站总功率，备用容量的要求以及设备的实际状况，自动计算出当前水头下电站的最优机组组合和机组间的负荷分配。最优化目标是在满足给定总功率的条件下机组发电耗水量最低，同时应避开气蚀振动区，并避免频繁启停机组和频繁的功率调整操作。在优化计算时，实时水头值应计入未来时段尾水位由于发电流量改变而产生的变化。机组间的功率分配可按如下方式进行：?各机组间等功率或等开度分配方式?按等微增率的原则分配功率(或动态规划分配功率)?最小响应时间分配方式——能根据水位进行自动控制发电（4）自动电压控制(AVC)应根据调度中心的要求进行机组的联合无功控制，以满足下列需要。——满足系统对阳固山水电站无功功率的需要。——维持电站35KV母线电压在规定的范围内。——保证机组无功出力及端电压在稳定运行范围内。 运行机组间的无功功率分配方式如下：?按等无功功率分配?按等功率因数分配4、记录、报告与统计制表 全站所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表等都应予以记录，对事故、故障信号及重要的位置信号进行事件顺序记录，并能在TFT上显示，在打印机上按预定表格打印出来(采用中文格式)。 打印记录分为定时打印、事故故障打印、操作及参数修改记录打印、工作日程修改打印、越限打印、维修报告记录及召唤打印记录等工作方式。 记录、报告的主要内容包括： （1）操作事件记录将所有的操作自动按其操作顺序记录下来，包括操作对象、操作指令、操作开始时间、执行过程、执行结果及操作完成的时间、操作员的姓名等。（2）报警事件记录 自动将各种报警事件按时间顺序记录其发生的时间、内容和项目，生成报警事件汇总表。 （3）报告 按时、日、月生成各种统计报表，也可根据操作员的指令随时生成各种报表。 （4）趋势记录与分析 记录重要监视量的运行变化趋势，并进行趋势分析。 （5）事故追忆 记录打印事故发生前后一段时间里重要实时参数的变化情况。 （6）相关量记录 自动记录与事故、故障有关的参数。 （7）各主设备运行档案记录打印 （8）其它。5、可编程运行参数计算 主控级应能对实时数据库中的点按规定时间进行逻辑和算术运算，在数据库中形成新的计算点。用于电厂工况计算、经济运行计算及建立主设备运行档案等。（1）运行工况计算包括厂用电耗电量、厂用电率、耗水量、耗水率、发电效率、发电量总和(分时计度)等，每天、月、季、年的工况曲线。（2）经济运行计算应根据给定的电站负荷曲线及流量、水位等实时参数及机组的运行特性，计算开机台数、机组启停顺序、有功、无功功率分配等。（3）各主设备的运行档案，每台机组的运行小时数、停机小时数、事故小时数、检修小时数。各主设备的运行小时数、动作次数、事故和故障次数等。6、通讯控制（1）调度通信工作站利用部颁CDT，具备IEC870-5-101、IEC870-5-104与永丰县调度的EMS系统通信，接受上级调度中心的实时控制。由卖方完成规约转换软件的开发。 1) 通信规约详细规约将在设计联络会上确定。 2) 传输速率：1200bps／600bps可选 3) 工作方式：双工 4) 平均无故障工作时间（MTBF）：≥30000h 5) 通信参数可由用户设置。 6) 对传送的信息要求：?所有传送信息的变化响应时间≤2s?SOE分辨率≤2ms7、与通信工作站的通信功能（1） 通信工作站的通信必须有足够的容量(不小于通信工作站对应的容量)，以使得所有的由LCU输入的信号可以有选择的送至地调。卖方的监控系统应提供方便实用的手段来定义哪些LCU数据将被送至地调。（2）与各现地单元控制器通信，向各单位控制器发送指令，并接受单元控制器上送的各种信息。（3）系统时钟同步控制，主控级与GPS时钟同步以及主控级与单元控制级的时钟同步，以保证系统的时钟精度满足事件分辨率的要求。（4）卖方应预留与永丰县阳固山水电站MIS系统数据通信的硬件接口设备，提供应用程序及其详细使用说明和使用范例。8、系统自诊断（1）系统设备硬件故障诊断包括对计算机、外围设备、通讯接口、通道等的运行情况进行在线和离线诊断，故障点应能诊断到各模板。 对于冗余系统设备，当诊断出主用设备故障时，应能自动发出信号并切换到备用设备。当诊断出外围设备故障时，应能自动将其切除并发出信号。（2）软件故障诊断。应能以计算机系统的软件进行在线诊断，诊断出故障软件功能块并应发出报警信息。（3）在系统进行在线诊断时，不应影响计算机系统对电站设备的监控功能。（4）故障报警信息应包括设备名称、故障内容及发生时间，并应在系统打印机上打印。（5）监控系统还应有在离线方式下查找故障点并报警的功能。9、软件开发软件编辑人员应能通过工程师工作站，在线或离线方便地进行应用软件、显示画面以及数据库等的编辑、调试、装入、卸除和修改。在线进行上述工作时应能保证正常的计算机监控系统功能安全实施。10、语音报警语音的应用至少应包括下列诸方面，即常规语音报警，电话语音报警及事故查询。（1）常规语音报警 应按报警的需要进行语音语句的组合编辑，一旦电站任一设备或功能出现故障、事故、自动报出故障、事故的对象和性质，实现汉语语音报警。（2）电话语音报警及事故查询 除了常规的汉语语音报警外，还应实现电话语音报警。即在电站发生事故或故障时，能给指定对象实现电话自动拔号，对方摘机后自动为电话播放事故或故障语音语句，对方挂机后，及时停止播放语音，同时，还应具有自动呼叫BP机功能，被呼叫的有关人员即可进行电话查询。拔号对象和呼叫对象待设计配合时确定。11、棒图、饼图应采用棒图、饼图表示机组开、停机过程及运行的各类参数、如机组有功、无功、转速、导叶、桨叶开度等。12、电站操作员培训利用系统中的工程师培训工作站进行运行操作人员的操作培训、维护培训、软件开发培训及管理培训。 3.2.2发电机单元控制级功能1、概述各发电机组的单元控制器(LCU1～4)分别布置在相应的机旁。其监控对象为相应的水轮发电机组及其辅助设备、励磁系统、发电机出口开关、变压器等电气设备等。其主要功能如下：(1) 数据采集与处理(2) 监视显示(3) 控制与调节(4) 音响信号(5) 通讯(6) 自诊断2、数据采集与处理 (1) 发电机组单元控制器应完成对监控对象各种模拟量、开关量、交流电气量、温度量的采集工作。 (2) 将采集的电气模拟量上送主控级并在现地发电机单元控制器上进行显示。 (3) 将采集的温度量、机组振动等非电量进行越限检查，及时将越限情况及数据送往主控级，并在现地发电机单元控制器上显示和报警及启动停机回路；对于温度量还进行温度变化率监视以及温升趋势分析。 (4) 将采集的过程控制状态量、电气保护报警量、水力机械保护报警量随时上送主控级，并应在现地发电机单元控制器上显示和报警。 (5) 事故和故障情况下应能自动采集事故或故障发生时刻的有关数据，并按其发生的顺序记录事故或故障的性质、时间。并对事故和故障情况下有关量做为机组停机、报警处理。 (6) 根据主控级的要求上送全部数据。3、监视显示 机组单元控制器应配有彩色液晶触摸显示屏，上面显示机组电气量、非电量、机组及其辅助设备的状态和时钟等。 显示屏组装在LCU柜内，发电机单元控制器上还应留有与显示、打印工作站相连接的插接口，可用全站公用便携式计算机与之相连接，用于机组LCU的调试。4、控制与调节发电机单元控制器至少应完成下列控制和调节 (1) 机组顺序开机控制 机组顺序开机控制有以下二种工作方式? 一个指令完成机组从停机状态至并网运行状态的全过程? 分步完成全过程。具体分步可在设计联络会上最终确定。 (2) 机组顺序停机控制机组顺序停机控制为顺序开机控制的逆过程，具体要求与顺序开机控制相同。 (3）机组事故停机控制 (4) 机组辅助设备启/停控制 (5) 发电机断路器跳/合闸控制 (6) 机组有功功率或转速调节 (7) 机组无功功率或电压调节 (8) 各种整定值和限值的设定 (9) 发电机单元控制器应设置手动带保护罩的紧急停机按钮，以实现紧急停机。发电机单元控制器应具有在开、停机过程中，中断程序后直接停机的功能。 (10) 发电机单元控制器应包括自动准同期装置。 主变高压侧断路器为电站测与系统测的自动准同期点。 (11) 发电机单元控制器应能根据现地操作员的指令完成控制和调节任务，也能接收主控级发来的指令完成控制和调节任务。当处于“现地”控制方式时，应闭锁主控级的控制信号。 (12) 发电机单元控制器应能通过液晶触摸显示屏进行现地显示操作。5、测量发电机单元控制器应包括综合电量采集装置，对交流量进行采样，计算发电机电气参数，在现地显示并上送主控级。6、音响、信号(1) 液晶触摸显示屏应能显示所监控对象的事故、故障、越限等状态的信号及内容。(2) 发电机单元控制器应设有反应所监控对象的事故、故障、越限等状态的不同的音响报警装置。7、通讯功能(1) 发电机单元控制器应具有与主控级计算机的通讯功能，应能根据主控级命令随时上送要求的信息。故障或事故情况下，应及时向主控级传送故障或事故信息。(2) 发电机单元控制器接受主控级发来的控制命令，并将执行情况和结果回送到主控级。(3) 发电机单元控制器应接收主控级的同步时钟信息以保持与主控级同步。(4) 与励磁系统、调速系统、发电机微机保护系统、主变微机保护系统等通讯。并负责硬件提供和软件开发。通信接口为RS485。8、自诊断功能(1) 发电机单元控制器至少应能诊断出下列硬件故障：?CPU模件故障?I／O控制模件故障(诊断到每个点)?接口模件故障?通讯控制模件故障?电源故障当诊断出故障点时应能自动闭锁控制出口，并将故障信息上送至主控级。同时，在发电机单元控制器上应有显示和报警。(2) 发电机单元控制器的软件自诊断应能诊断出故障软件功能块及其故障性质。(3）设置紧急事故停机按钮，不通过LCU直接操作调速器实现紧急事故停机。3.2.3主变及公用设备单元控制级功能主变及公用设备单元控制器LCU5拟布置在中控室内。其监控对象为两台主变、两台厂用变、厂用直流电源系统、渗漏排水系统、高、低压气系统，生活/消防供水系统、400V厂用电系统等。其主要功能如下： ?数据采集与处理 ?显示监视 ?控制 ?通讯 ?自诊断1、数据采集与处理(1) 主变、厂变及公用设备单元控制器应完成被监控对象的各模拟量、温度量、开关量、交流量的采集工作。(2) 将采集的各电气量上送主控级并在主变、厂变及公用设备单元控制器上显示。对采集的参量进行越限检查，及时向主控级传送越限信息，并在现地单元控制器上发出报警信号。(3) 实时采集被控设备的状态量，采集到设备状态变化时，上送刷新数据库内相应参数，记录变位动作次数和运行时间。(4) 实时采集继电保护装置的报警信号，及时向主控级传递报警信息，记录发生报警事件的时间、性质等。2、显示监视主变、厂变及公用设备单元控制器应配置液晶触摸显示屏，上面可以显示参量、状态和时钟等。3、控制主变、厂变及公用设备单元控制器上至少应完成下列控制：(1) 渗漏排水泵、高、低压空压机，生活/消防供水泵等公用设备控制；(2)主变、厂变、35KV线路等各断路器分／合控制； (3)主变、 厂变及公用设备单元控制器应接受主控级发送的指令完成各控制和动作。当处于“现地”控制方式时，应闭锁主控级的控制信号；(4) 通过液晶触摸显示屏现地显示操作；(5）完成400V厂用电备自投功能。4、测量 主变、 厂变及公用设备单元控制器应包括综合电量采集装置，对交流量进行采样，计算两台主变、两台厂变、两回35KV线路等电力参数。在现地显示并上送主控级。5、通讯(1)实时向主控级传送所需的过程信息、设备状态、事故与故障信息，接收主控级发送的同步时钟信号和各种控制命令，并将操作结果回送主控级。(2)与下列控制系统通信：与厂用直流电源系统、厂变、35KV线路微机保护系统等通讯。并负责硬件提供和软件开发。通信接口为RS485。6、自诊断功能主变、厂变及公用设备单元控制器自诊断功能要求与机组单元控制器自诊断功能一致。3.2.4发电机保护装置功能发电机保护装置放置于发电机保护屏柜中，每台发电机的保护装置应具有如下保护功能：1、发电机纵联差动保护作为发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障的主保护，装置采用比率制动的原理。保护瞬时动作于：瞬时跳发电机出口断路器停机跳灭磁开关发事故信号2、电流速断保护。保护原理：反映发电机定子过电流。输入模拟量：发电机机端电流IAT、IBT、ICT出口方式：瞬时跳闸3、过电流保护保护原理：反映发电机定子过电流。输入模拟量：发电机机端电流IAT、IBT、ICT出口方式：带时限跳闸4、过负荷保护。保护原理：反应发电机定子电流大小。输入模拟量：电流取自发电机机端电流TA的某一相电流。出口方式：带较长时限发信5、负序电流保护。保护原理：反应发电机定子负序电流大小。输入模拟量：电流取自发电机中性点电流TA的某一相电流。出口方式：带延时跳闸6、过电压保护。保护原理：发电机机端电压大小输入模拟量：发电机机端线电压UCA出口方式：带时限跳闸7、低电压保护。保护原理：发电机机端电压大小输入模拟量：发电机机端线电压UCA出口方式：带时限跳666闸8、定子一点接地保护。保护原理：保护反映机断零序电压大小 输入模拟量：零序电压取自发电机机端TV的开口△绕组。出口方式：发信9、失磁保护。保护原理：由发电机机端测量阻抗判据、转子低电压判据、变压器高压侧低电压判据、定子过流判据构成。输入模拟量：阻抗元件电压取自发电机机端TV；电流取自发电机机端或 中性点TA高压侧电压取自主变高压侧TV励磁电压取自发电机转子保护动作逻辑：机端阻抗轨迹进入动作区，高压侧TV断线、机端TV断线闭锁。出口方式：发信和跳闸10、转子一点接地。 保护原理：建议采用新型的叠加直流方法(或其它更先进的方法)，叠加源电压为50V，内阻大于50kΩ。转子对地的绝缘电阻值范围可达200kΩ。　 输入模拟量：保护引入转子负极与大轴接地线 出口方式：发信11、轴电流保护。保护原理：反应发电机的轴电流大小输入模拟量：轴电流取自发电机大轴TA。出口方式：发信12、励磁变电流速断保护保护原理及性能：反应励磁变压器绕组电流的大小；输入模拟量：电流取自励磁变压器绕组上的电流互感器；出口方式：瞬时跳闸。3.2.5主变保护功能主变压器保护装置一套，装于变压器保护屏内，该保护装置具有如下保护功能：1、主变压器差动保护作为变压器绕组及其引出线相间短路的主保护，本保护包括差动速断保护和复式比率制动差动保护，动作用于：瞬时动作跳主变35kV侧、6.3kV侧断路器发事故信号CT断线保护等作为电流互感器回路断线故障造成保护装置的误动，可动作于：闭锁可能误动的保护装置发预告信号等其它保护：过负荷告警。2、电流速断保护保护原理：反映主变高压侧过电流。输入模拟量：主变高压侧电流IAT、IBT、ICT出口方式：瞬时跳闸3、过电流保护保护原理：反映主变高压侧过电流。输入模拟量：主变高压侧电流IAT、IBT、ICT出口方式：带时限跳闸4、过负荷保护。保护原理：反映变压器电流大小。输入模拟量：电流取自变压器的发电机侧TA电流。出口方式：发信。5、主变高压侧复合电压起动过流保护保护原理：反映变压器高压侧电压、负序电压和电流大小输入模拟量：变压器同一侧TA和TV出口方式：跳闸6、各种非电量保护接口（重瓦斯、轻瓦斯保护、压力释放、油温高、油位低等） 保护原理：反应引入的开关量。输入量：变压器本体保护动作的开关量。出口方式：重瓦斯、压力释放动作跳闸，其它信号动作发信。主变压器微机继电保护中主变事故，保护动作跳高、低压侧断路器，开出跳闸接点对数不少于四对。主变故障，主变温度过高启动冷却系统与报警；过负荷开出报警信号。主变事故、故障开出报警信号接点对数不少于两对。3.2.6厂用变保护功能厂用变保护装置两套，每台厂用变压器配置一台保护装置；该保护装置具有如下保护功能：1、电流速断保护保护原理及性能：反应厂用变压器绕组电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的电流互感器；出口方式：瞬时跳闸。2、过电流保护保护原理及性能：反应厂用变压器绕组电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的电流互感器；出口方式：带时限时跳闸。3、过负荷保护保护原理及性能：反应厂用变压器绕组电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的电流互感器；出口方式：I段保护发信，II带时限跳闸。4、零序电流保护保护原理及性能：反应厂用变压器中性点电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的中性点零序电流互感器；出口方式：瞬时跳闸 3.2.7直流系统功能及要求1、直流系统总体功能要求(1) 本电站直流系统采用一组蓄电池、一套充电装置，供控制、操作、保护、信号、事故照明等直流负荷。系统采用单母线分段接线。(2) 系统选用一组国内知名品牌的150AH胶体阀控式铅酸免维护蓄电池，每组蓄电池18只，每只电池电压12V。(3) 系统包括一套充电屏、一面馈线屏、一面电池屏。(4) 系统的微机控制单元采用10.4”大屏幕，液晶汉字显示，声光报警，可通过屏幕对蓄电池充电参数进行设置，并监视系统运行状态。(5) 系统设置电压变送器、电流变送器数只，分别测控制母线电压、蓄电池电压，充电机电流、蓄电池电流等，输出4~20mA模拟量，配置的测量表计及变送器的精度应满足计算机监控系统的要求。(6)系统设置一套独立的微机型在线绝缘监测装置和蓄电池管理单元(包括蓄电池在线监测仪和测温装置)。(7) 直流系统合母与控母分开，联络开关以及馈线开关均采用ABB、施耐德、西门子或与之等同直流断路器，馈线回路详见电站直流系统图。(8)采用模块化屏架结构，功能单元分隔布置。2、高频开关电源模块主要功能要求(1) 模块的主要功能是将交流电源变换为高品质的直流电源。模块构成：全波整流及滤波器；高频变换及高频变压器；高频整流滤波器等。(2）充电模块配置：充电部分采用多模块并联组合方式供电。充电机配置的电源模块数量必须满足（N+1）冗余备用的要求。即当任一个电源模块 因故退出运行时，其它模块应能维持蓄电池组的正常充电。(3) 多个电源模块间的电流分配：在多个模块并联工作状态下运行时，各模块承受的电流应能做到自动均分负载，实现均流：在2台及以上模块并联运行时，其输出的直流电流为额定值时，均流不平衡度应不大于± 5 ％额定电流值。(4）谐波电流含量：在模块输入端施加的交流电源符合标称电压和额定频率要求时，在交流输入端产生的各高次谐波电流含有率不大于30 ％。(5）功率因数:功率因数应不小于0.9。(6)充电运行:在充电状态下运行时,按限流-恒压方式自动完成对电池组的充电、补充充电或均衡充电。(7)每个模块内部应具有监控功能，能不依赖总监控单元，独立工作。正常工作时，模块应与总监控单元通信，接受监控装置的指令。(8)模块应具有过电压、过电流保护和自动限流、报警等功能。(9)振荡波抗扰度:应能承受GB/T 17626.12-1998表2中规定的三级的振荡波抗扰度。(10)静电放电抗扰度：应能承受GB/T 17626.2-1998 表2中规定的三级的静电放电抗扰度。3、总监控单元主要功能要求 微机总监控单元是高频开关电源及其成套装置的监控、测量、信号和管理系统的核心部分。装置能根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理。(1)微机监控单元与电源模块完全独立,即微机监控装置因故退出运行时,不会影响电源模块的各种功能，此时系统工作在电池浮充状态。(2）装置能适应直流系统各种运行方式。具备人机对话功能，与成套装置中各子系统通信，并可与上位机通信。(3)监控装置能满足无人值守站对直流电源设备的要求：如充电方式的自动转换、温度补偿、充电机自投、自动调压、运行状态监视等。除满足上述要求外，还应满足如下技术要求：1) 能向电站上位机端提供直流系统运行状况的各种信号。如：a.系统运行状态：充电或浮充电；电源模块故障；交流故障等。b.母线运行状态：合闸、控制母线电压；动母、控母过压、欠压等。c.电池组运行状态：电池电压电流、充电电流、浮充电流。d.重要馈线熔断器或空气开关状态；e.直流系统绝缘状态等。2) 能向主站端提供直流系统运行的多种监视、报警信号。3) 各测量结果及多种监视、报警信号先传至直流系统的监控装置，然后通过通信接口，将信息传至监控系统。4) 直流系统可通过使用键盘或其它装置设置口令，由专业人员进行特定参数的整定。4、直流系统绝缘监测装置主要性能要求(1）该装置可以在线监测直流系统的对地绝缘状况（包括直流母线、蓄电池回路、每个电源模块和各个馈线回路绝缘状况），并自动检出故障回路。正常时,监测母线对地电压,正负母线对地电阻,自动巡检各支路接地状态。(2）有支路或母线接地时,具有声光报警功能,并显示接地支路及接地电阻.(3）绝缘监测装置应为独立的智能装置，布置在充电装置屏上或直流馈电屏上，有RS232和RS485接口,保证与直流系统控制单元的通讯功能。5、蓄电池管理单元主要功能要求蓄电池管理单元包括蓄电池在线监测仪和测温装置，其主要功能是：(1）检测蓄电池组运行工况，对蓄电池组充、放电进行动态管理，应具备对蓄电池温度进行补偿的功能；并能在线监视电池电流、容量，异常时发出报警信号。(2）本单元独立设置，具有RS485通讯口，保证与直流系统总监控单元的通讯。(3）电池监测仪应能在线监测单节及整组蓄电池运行状态，在出现异常时以硬接点和通讯口的形式发出远传信号。电池监测仪至每节电池之间的引线应设保护开关。(4）测温装置应能当地显示，也能通过通信口与直流屏总监控单元进行信号通讯。(5）蓄电池在线监测仪就地采集盒和蓄电池温度测量装置应和蓄电池安装在一起。6、蓄电池技术功能要求蓄电池组应采用国内知名企业生产的阀控式密封胶体蓄电池。(1）蓄电池的密封反应效率不低于98%。(2）应采用单只额定电压为12V的阀控式密封胶体蓄电池。(3）蓄电池电解液应无酸分层现象，在环境温度-20℃～+50℃条件下为固体凝胶电解质；(4）当蓄电池环境温度在-20℃～+50℃条件下，其性能指标应满足正常使用要求。(5）蓄电池的浮充运行设计寿命不低于15年。(6）蓄电池采用高功率涂膏式正极板设计，内阻低、输出电流大。(7）蓄电池应采用低电阻镶嵌式内螺纹铜芯端子，确保无金属铅或铅合金外露。(8）蓄电池槽、盖应采用高强度ABS材料制造，并具有阻燃性，正常工作条件下不出现鼓胀或收缩变形。(9）蓄电池内部结构应针对极板膨胀伸长的问题进行针对性设计，以有效解决极板膨胀对极柱造成的应力，避免电池极柱出现泄漏。(10）单只蓄电池浮充电压2.23~2.27V；均充电压2.35~2.40V。(11）蓄电池要便于存储，自放电率每月不大于3%。(12）蓄电池电压均衡性满足一组蓄电池中任意两个电池的开路电压差不超过20mV。(13）投标人应提供蓄电池组内部连接线和接线板，不再另行收取费用，连接线应采用柔性阻燃电缆，接线板应有绝缘护套和防锈镀层。3.3监视、操作要求及功能分配对电站综合自动化系统监控对象的监视、控制、数据采集等，应有下列三级操作。3.3.1调度级监视吉安地调的值班人员，应能通过调度中心的EMS系统，经光纤通道与电站的计算机系统通信，实现遥测、遥信等远动要求。3.3.2主控级监视与操作1、中控室操作员工作站操作(1) 中控室操作员将通过中控室操作员工作站的显示器、键盘、屏幕软键、鼠标等对被监控设备进行操作。中控室控制台操作应简便、安全、灵活。中控室操作采用人机对话方式，对话说明应清楚准确，并在整个系统对话运用中保持一致。操作应在显示器上给出提示，并经操作员确认后方可执行。供中控室操作员使用的人机通信接口设备只允许完成对被监控设备的监控和操作，而不得用于实现修改或测试各种运行软件。操作、监视内容见3.2.1。(2) 显示器显示显示器应安放在操作控制台上便于监视的位置。应具有多窗口功能，能分区显示时间、画面、对话、报警等。显示器的显示内容可分为菜单显示、图形显示、报告显示、系统状态显示几大类型。本工程专用的TFT显示画面和报表由卖方开发，在买方工程师的配合下，在卖方工厂里完成。显示画面用键盘和屏幕光标选择调用，应以不同的颜色显示报警信号。如事故信号报警为红色。故障信号为黄色。报警信号显示内容应包括报警语句显示和设备标志闪光及颜色改变等。显示报警信号的同时还应发出音响信号及语音报警。事故音响和故障音响应有区别，声间应可自动解除。发生误报警时，操作员应能禁止该点报警，消除误报警后，操作人员应能恢复该点的报警能力。2、工程师培训工作站应能完成下列任务 在工程师培训工作站应能完成下列任务（1）系统开发（2）编制和修改应用软件（3）建立数据库（4）建立显示图表和记录（5）初始化参数（6）检索历史记录（7）系统管理（8）故障诊断（9）培训 工程师培训工作站只有在接收到用于培训的指令后才能进行培训工作。3.3.3单元控制级监视与操作1、单元控制级的操作内容和操作方式应根据功能设计和系统结构设计的要求而定。2、在单元控制器上进行控制操作时，其它级命令不起作用，但不影响其数据采集。3、操作应安全、可靠、简便。4、控制设备投、切或更换应简便、安全。操作、监视内容见第3.2.2节、3.2.3节、3.2.4节。3.4系统性能要求3.4.1实时性系统设备的实时性反映在系统的时间响应上，包括了主机处理、存贮器存贮，I/O接口响应，数据采集处理，通道传送和软件等的速度或效率，而且还应考虑重载的影响。1、单元控制级的响应能力(1) 数据采集时间 a) 状态和报警点采集周期：≤1S。 b) 模拟点采集周期：电量：≤1S；非电量：≤2S。 c) SOE点分辨率：≤2ms。(2) 单元控制级接受控制命令到开始执行的时间应＜1S。(3) 供事件记录用的时钟同步精度应高于所要求的事件分辨率。2、主控级响应能力主控级的响应能力应该满足系统数据采集、人机接口、控制功能和系统通信的时间要求。(1) 主控级数据采集时间包括单元级数据采集时间和相应数据再采入主控级数据库的时间，不得超过1S。(2) 人机接口响应时间a. 调用新画面的响应时间＜2S。b. 显示画面上的动态数据刷新时间不超过2S。c. 操作员执行命令发出到单元控制器回答显示的时间不超过2S。d. 报警或事件产生到画面字符显示和发出音响的时间不得超过2S。(3) 主控级控制功能的响应时间a. 联合控制有功功率执行周期应为4S到3min可调。b. 联合控制无功功率执行周期可取4S至3min可调。c. 自动经济运行功能处理周期时间为5～30min可调。d. 上述自动控制指令执行的响应时间即从执行指令发出到单元控制级点执行控制的时间不得超过1.5S。(4) 主控级对调度系统数据采集和控制的响应时间要求为： a. 所有传送信息的变化响应时间≤2S。 b. SOE分辨率≤2ms。(5) 双机自动切换时间：1～2秒内热备用，不中断任务。3.4.2可靠性 1、计算机系统主控级(含磁盘)的MTBF(平均故障间隔时间)大于10000h。 2、现地控制单元的MTBF大于16000h。 3、对于设备运行中MTBF的考核值可以考虑以设备正式投运后的两年时间为计算期限，其中包括正常停机时间。如果故障的处理时间超过规定的维修时间，则计算期限应相应延长。故障组件的更换应是卖方提供的合格的备件。3.4.3可维修性1、可维修性参数平均修复时间(MTTR)由卖方提供，当不包括管理辅助时间和运送时间时，一般应考虑在0.5h范围内。2、卖方应该采取下述措施来提高可维修性(1) 设备应具有自诊断和故障寻找程序，应按照现场可更换部件水平来确定故障位置。(2) 应有便于试验和隔离故障的断开点。(3) 应配置合适的专用安装拆卸工具。(4) 互换件或不可互换件应有措施保证识别。(5) 预防性维修应使磨损性故障尽量减少。(6) 应提高硬件的代换能力。3.4.4可用性(或可用率) 计算机监控系统全系统年可用率不得低于99.96% 考核系统可用性的计算表达式为： 式中：A——可用性；可使用时间=考核(试验)时间h—维修停机时间(h)考核时间，本系统设备在“现场交接证书”签发后即开始进入可用性试验的考核时间，考核时间取8750h。关于维修停机时间的定义：1、维修停机时间应包括故障维护时间，影响设备使用的预防性维修时间和扩充停机时间；2、故障维修时间仅计算检查故障和处理故障设备使其恢复正常运行的时间，它不包括通过和安排维修人员时间，也不包括等待备件和修理工具的时间。但对于重复性故障，其故障维修时间应取故障发生到处理结束的全部连续时间；3、维修停机时间中所含现地控制单元的故障维修时间应按所有现地控制单元故障维修时间总和现地控制单元总个数的商进行计算；4、可不计入故障维修时间的设备故障有：非关键性故障(不影响监控运行或不需要停机维修的故障)、冗余部件不影响功能的故障；5、维修停机时间应按规定的考核时间范围进行统计。3.4.5系统安全安全性可从三方面考虑：即：操作习惯和步骤的安全性；通信的安全性；硬件、软件和固件的安全性。1、保证操作安全性应有如下措施(1) 对系统每一功能和操作应提供检查和校核，发现有误应及时报警并撤消命令。(2) 当操作有误时，应能自动或手动地被禁止，并报警。(3) 对任何自动或手动操作应作存贮记录和进行提示指导。(4) 在人机通信中应设置操作员控制权口令，至少不低于5级。(5) 应按控制层次实现操作闭锁，其优先权顺序为：现地单元级最高，主控级第二，调度级第三。(6) 应能设置各操作员工作站的权限。系统管理只能在工程师工作站和主机工作站上实现。2、应有下列保障通信安全性的措施 (1) 系统设计应保证信息传送中的错误不会导致系统关键性故障(使外部设备误动作，或造成系统主要功能的故障或系统作业的故障等)。 (2) 本系统与调度系统的远程通信的信息出错控制应与通信规约一致。 (3) 主控级和单元级控制装置的通信包括控制信息时，应该对响应有效信息或没有响应有效信息有明确肯定的指示。当通信失败时，应考虑2～5次重复通讯并发出报警信号。当个别通道进行重发极限时，应发出适宜的警报。 (4) 为证实通道正常，应提供适当的通道检查手段和设备。3、应有下列保证硬件、软件和固件安全的措施 (1) 应有电源故障保护和自动重新启动；(2) 应能预置初始状态和重新预置； (3) 应具有自检查能力，检出故障时应能自动报警； (4) 设备故障应能自动切除或切换并能自动报警； (5) 系统中任何单个元件的故障不应造成设备误动； (6) 任何硬件和软件的故障都不应危及电力系统的完善和人身的安全； (7) CPU负载应留有适当的裕度，在重载情况下，其最大负载率不应超过60%； (8) 系统设计或系统性能应考虑重载和紧急临界情况。3.4.6可扩性1、可扩性是系统增加新设备或新功能的能力。为了确定和实现系统的扩充，制造厂应给出系统可扩充性的限制。主要限制包括如下：(1) 主控级或单元级控制装置点容量或存储器容量的极限。(2) 使用有关例行程序、地址、标志或缓冲器的极限。(3) 数据速率极限(4) 增添部件时，接口修改或部件重新定位等设计和运行的限制。2、系统可扩充的范围至少如下：(1) 备用点不少于使用点设备的20%。(2) 布线点，应将已提供点设备和多余空间点配线到设备和端子排上。(3) 磁盘的使用时间应尽可能低，正常情况下，在任一个5min周期内，其平均使用率应低于50%。(4) 主控级硬盘容量应有50%以上的裕度。(5) 应留有扩充现地控制装置，外围设备或系统通信的接口。(6) 通道利用率或通道数据率应留有足够余度。3.4.7可变性系统可变性是对主控级和单元控制装置中点参数或结构配置改变时难易程度的度量。1、点的可变性定义如下：(1) 应可实时由运行人员确定点的说明。(2) 应可实时改变模拟点工程单位标度。(3) 应可实时改变模拟点限值。(4) 应可实时改变输出量的时间。(5) 应可实时改变控制点参数。2、对已有的单元级控制装置(或终端)再构造时的下述变化应能被满足：(1) 应可实时在主控级数据库中为已有的单元级控制装置增加初始未提供的点。(2) 应可实时在主控级数据库中为已有的单元级控制装置重新安排点的分类。(3) 应能实时对单元级控制装置(或终端)的通讯接口地址，点设备地址等进行再分配并作相应的软件改变。3.5硬件要求3.5.1主控机兼操作员工作站 主控机兼操作员工作站机型选择应满足水电站各监控要求。系统的功能和性能至少应满足下列要求。 1、SUN系列、IBM系列或惠普的工作站； 2、CPU字长64位，内存不少于2GB，可扩展；主频不小于2.8GHZ，二级高速缓存不少于8MB或16MB，RISC技术； 3、硬盘容量250GB以上，且应能扩展。硬盘占用率不大于50%。 4、应有成熟的实时多任务、多用户操作系统的支持(UNIX、X-Window，OSF/MoTif等)并应满足应用要求。 5、应有丰富的硬件、软件支持，便于系统开发。 6、计算机的指令系统应为含位操作指令的综合指令系统。 7、应采用硬件进行乘法、除法的高速运算。 8、高速浮点运算应采用快速浮点处理器硬件。 9、中断处理级不少于8级。 10、存贮系统应采用高速缓冲存贮器和虚拟存贮器。 11、具有高速1/0通道和性能优异的输入/输出能力，输入/输出应采用直接存储器存贮方式。 12、存贮器应有写保护和页面键式保护。 13、存贮器应采用奇偶校验检错。 14、具有电源故障保护和电源恢复后自动重新启动的自动恢复功能。 15、具有与外部实时时钟同步的同步接口。 16、提供主机配套终端，包括鼠标，标准键盘和2个液晶显示器TFT。（1）彩色液晶显示器TFT ?显示器屏幕尺寸≥22″。 ?分辨率≥1600×1280 ?显示颜色：256种加底色。 ?低发热、低辐射，多频自动跟踪。 ?动态聚焦，图象应稳定无闪烁。 ?应具有防爆、防辐射措施。（2）键盘 数字字母键盘应为标准键盘。（3）光标控制每个操作员工作站至少应提供2种光标控制方式：鼠标器和按健。17、通用的工业以太网接口设备.3.5.2外围设备1、激光打印机卖方应供应1台A3幅面激光打印机，1台A4幅面激光打印机，用以打印任何一个液晶显示器TFT上的显示。2、控制台的布置要求(1)提供一套双席操作员工作站控制台，布置在中控室，其主操作员工作站人机接口设备应恰当地布置在控制台上，构成一个和谐的统一体，并便于监视和操作。(2)液晶显示器TFT显示器方位、角度、距离均应给操作员以最佳监视效果，显示器应具有遮除眩光和防辐射的措施。(3)控制台的设计应新颖、美观，且易于操作员操作和监视。台表面应有美观、耐久的保护镀层。(4)在灯光照射和自然采光下，所有设备均不应有反射光投入显示器屏幕，所有设备均应清楚，无眩光。(5)控制台上应留有一定的平面，给操作员搁置文件。(6)控制台上的人机接口设备及电缆连接应能方便地拆卸、更换。(7)控制台应统一考虑调度电话总机和行政电话的布置位置。(8)控制台中应有足够的抽屉供运行人员放置报表、书籍等。(9)提供一套多席工作台，布置在计算机房，其工程师培训工作站、调度通讯工作站、厂内通信工作站、打印机等人机接口设备布置在此工作台上。3、报警装置控制台应设有2种报警装置：一种为用于事故、故障、越限状态的音响报警装置。另一种为用于某些设定状态的，中国普通话、女声语音报警装置。语音报警装置应同时在中控室及有关现场等处同时报警。报警装置应具有完善的调节、试验和自诊断功能。报警装置的信号来自监控系统。3.5.3工程师培训/通信工作站至少有下列基本配置SUN系列、IBM系列、惠普的工作站；1、CPU字长32位，内存不少于2GB，可扩展；主频不小于2.8GHZ.2、硬盘容量250GB以上，且应能扩展。硬盘占用率不大于50%。3、应有成熟的实时多任务、多用户操作系统的支持(UNIX、X-Window，OSF/MoTif等)并应满足应用要求。 4、具有电源故障保护和电源恢复后自动重新启动的自动恢复功能。5、具有与外部实时时钟同步的同步接口。6、提供主机配套终端，包括鼠标，标准键盘和1个液晶显示器TFT。（1）彩色液晶显示器TFT?显示器屏幕尺寸≥22″。?分辨率≥1600×1280?显示颜色：256种加底色。?低发热、低辐射，多频自动跟踪。?动态聚焦，图象应稳定无闪烁。?应具有防爆、防辐射措施。（2）键盘 数字字母键盘应为标准键盘。（3）光标控制 每个操作员工作站至少应提供2种光标控制方式：鼠标器和按健。 7、通用的工业以太网接口设备，通信接口8个与厂内设备通信；通信接口为RS485。3.5.4网络设备网络要求为工业以太总线或环网，采用多模光纤通信介质。卖方应提供网络通讯所需的所有硬件、软件以及整个安装和运行系统所需的其它设备。1、系统采用工业以太总线或环网方案。在中央控制室和各个现地控制单元之间采用多模光纤环网或总线网2、站控级网络交换机要求采用16口以上赫思曼MICE2000或同档次的产品。3、各现地单元的网络交换机安装在现地LCU内，与站控级设备相联的交换机安装在厂变及公用设备LCU内，交换机均采用导轨方式安装，无风扇散热方式。4、各光纤交换机须采用一体化结构或机架式结构，所有交换机应为工业级产品，重负荷设计，电磁兼容性指标等应满足工业要求。所有网络交换机设备在常温下MTBF值(平均无故障时间)均要求在10年以上。5、所有交换机采用统一的基于SNMP（简单网络管理协议），采用OPC（动态过程控制）通信方式将网络设备的状态信息传递到计算机监控系统软件中。6、具有扩展性和好的兼容性。系统可以通过FLASH ROM更新交换机的功能。7、交换机的保护等级为IP30。3.5.5线缆卖方应提供用于设备之间连接用的光缆、动力电缆、信号电缆、控制电缆、以及安装所需的专用工具。 3.5.6 GPS时钟1、 GPS接收特性 (1) 同时能接收不少于8颗GPS卫星信号 (2) 捕获时间：20秒～15分 (3) 天线接收灵敏度：-166dBm (4) 天线长度：10m(可扩展至少20m)2、时间误差：±10μs3.5.7单元控制器1、概述(1) 卖方应提供5台单元控制器。所有单元控制器应按本文件所列的规范、标准的要求设计、制造、组装、配线、编程、测试和运输。应满足本文件所列的功能、性能和操作等要求。应能在阳固山水电站现场条件下正常运行。控制器应以可编程控制器（PLC）为基础，包括各种I／O及通讯模件、调制解调器、电源和运行需要的其它辅助设备。要求PLC能直接上工业以太网。可编程控制器（PLC）要求采用Premium系列的TSXP572634M、PAC3i系列的IC695CPU320、S7-300系列的S7-317-2PN/DP或与之相同档次的的可编程控制器。其电气结构应是标准模件结构，全部模件均应为固态插入式标准化结构组件，主要部件支持带电插拔。数据总线任何节点的故障均不应影响总线的正常工作。人机界面为液晶触摸屏，尺寸不低于10.4〞。(2)单元控制器电源分／合时，不应出现误操作或导致控制误动作。电源故障应给主控级发送报警信号。(3)方便地与不同规约总线（Modbus等）的设备通信。(4)输出模板故障可预定义。(5)编程软件符合IEC1131.1标准，功能块丰富，方便编程工作。2、中央处理器(CPU)(1)CPU字长32位。(2) 应提供优先级中断功能。最高级中断应是非屏蔽的，中断级不少于8级。卖方应说明优先级中断的类型、数量级别和分配。(3) CPU应包括在位运算器、直接存贮器，卖方应说明其直接存贮器存取的通道数。(4) 应具有固态晶体控制的实时时钟，其工作频率不应低于25MHZ。(5) 应具有故障报警和“看门狗”功能。(6) 应具有电源故障保护和电源恢复自动再启动特性。(7) 直接存贮器存贮容量不应少于1MB。(8) 寻址容量不应少于1兆字节。(9) 存贮器应具有错误检测功能和保护特性。(10) 存取时间应小于120ns。(11) 至少应有50%总的存贮容量留作备用。(12) RAM存贮器应是电池支持的，带后备电池。(13) 机内总线应标准化，应具有局部网通信接口和现地终端接口。(14) 应具有数字协同处理器芯片，并与系统时钟速度相匹配。3、输入／输出(I／O)(1) 数字量输入(DI) ?数字输入电路应具有光电隔离，隔离电压应不少于有效值2000V。 ?输入接点电源由单元控制器提供。每一个输入通道应能单独选择常开触点或常闭接点的接收。 ?所有接点的状态改变应有时间定标并提供给显示和打印输出。 ?应提供固态多路转换，不允许继电式多路转换。 ?应具有接点防抖过滤措施，以防止因触点抖动造成误操作。 ?每一路数字输入均应有LED状态指示。 (2) 脉冲量输入(PI) ?单元控制器应能检测并分别累加有功电度和无功电度变送器来的脉冲信号。每一脉冲累加信号输入应有独立的计数器。 ?主控级发送的“冻结指令”应能冻结当时的计数值。主控级发出的“清除指令”应能清除各自的计数器。 ?用户设备与单元控制器电路之间应采取光电隔离，隔离电压应不小于有效值2000V。 ?每一路脉冲输入均应有LED指示。 (3) 模拟量输入(AI) ?单元控制器应能读取和处理以下各种模拟量输入信号。 ?电流讯号的模拟量输入信号为4～20mADC。 ?输入阻抗：电流型≤250Ω，电压型≥5kΩ ?单元控制器内应提供一个精密的内部参考源，用以校准A／D转换器在零和全量程的读数。 ?多路A／D转换系统应包括采样和保持电路，A／D转换应采用逐次逼近法来转换。 ?A／D之间的转换精度应不小于12位（含符号位）。 CT：1A。 PT：100V(4) 数字量输出(DO)?机电式继电器的接点应能承受220V直流5A或220VDC0.45～1A的感性负载。?数字信号输出接口应采用光电隔离。?每一路信号输出均应有LED状态指示。?数字信号输出回路电源应由单元控制器提供。?数字量输出信号持续时间应能可控和锁存，对每个点的闭合持续时间应能在0.1～30s范围内单独可调。?继电器绝缘耐压为2000V(有效值)。4、通讯接口每个单元控制器均应提供与主控级相连接的通讯接口，以及与编程器相连的通讯接口。5、控制、切换开关 (1) 每个单元控制器上均应提供一个远方／现场切换开关和一个手动／自动切换开关。当远方／现地切换开关至现地时，单元控制器不接收主控级发送的控制指令，只向主控级传送数据。当手动／自动切换开关切至手动时，控制、操作将手动进行。 (2) 机组单元控制器上应装设手动紧急停机按钮，手动分步开／停操作将通过LCU上触摸屏实现。6、发电机单元同期装置(1)概述每台发电机单元控制器均应装设1套单对象自动准同期装置，主变高压侧断路器为同期点，采用自动准同期方式。(2) 自动准同期装置技术要求：a. 应包括由电压互感器交流100V供电的电压转换器、同期单元、电压接受器、电压比较器、速度比较器和相角比较器等。所有设定值均应能在现场调整。 b. 同期装置应具有恒定超前时间的合闸特性。 c. 电压比较器应有一非响应区域，其整定范围为1～5V内可调。输出信号的持续时间应在0.1～2s范围内可调。信号间隔时间1～6s之间可调。允许电压差整定值应在±3%～±15%连续可调。 d. 速度比较器应在待并发电机频率在母线频率±10%范围内作出响应。 e. 增速和减速信号应能在0.1～0.5s内可调。允许频率差0.1～0.3HZ、整定值应分段可调。 f. 应包括一个反相超前补偿器，当机组与母线频率保持一致，但反相时，触发动作。在10～40s后，速度比较器应能使机组摆脱反相状态。 g. 允许相角差整定值0°～40°连续可调。7、EPROM编程器 卖方应提供一个能够快速方便地通过主控级计算机和外部设备将程序批量装入EPROM，而无需对每个存贮单元进行编程的EPROM编程器。应使用擦除的方式，使芯片可再使用并保持非易失性。编程器应安装在一个坚固、防尘的便携箱内。8、电量测量(1) 发电机单元电量测量装置 各发电机控制单元配置综合电量采集装置，测量包括：定子三相电流、定子三相电压、负序电流、功率因数、频率、有功功率、无功功率和主变有功功率、无功功率、电压、三相电流、功率因数、频率等。各发电机控制单元另配置一个有功功率无功功率变送器，输出有功功率无功功率4~20mA模拟量，综合电量测量装置、功率变送器应分别安装在各机组LCU柜内。(2）厂变及公用设备控制单元的电量测量装置主变、厂变及公用设备单元配置综合电量测量装置，测量厂变的有功功率、无功功率、电压、三相电流、功率因数、频率等。综合电量测量装置安装在主变、厂变及公用设备LCU柜内。(3) 综合电量采集装置基本技术要求1) 应能耐压2000V，1分钟不发生击穿，飞弧等现象。2) 0.5级。3) 输入：AC100V／5A。4) RS485端口输出。3.5.8 全厂电度计量全厂共设计量点13个，分别为4台机组，2台主变高压侧、2台厂用变、5回35KV\6.3KV线路。采用多功能电子式电度表。各电度表装置布置在各单元保护屏中。3.5.9直流系统全厂直流系统采用DC220V、40A、150AH直流系统一套，要求配置有1面充电屏、1面馈线屏、1面电池屏。蓄电池组应采用国内知名企业生产的阀控式密封胶体蓄电池，联络开关以及馈线开关均采用ABB、施耐德、西门子或与之等同直流断路器。系统性能应满足以下要求：1、稳压精度：≤±0.5%2、稳流精度：≤±0.5%3、纹波系数（阻性负载）：≤±0.1% 4、功率因素：≥0.95、音响噪声：≤50dB 6、效率：≥92%3.6电源系统3.6.1主控级电源电站配置一套电力系统在线式不间断电源，供电站计算机监控系统主控层使用。UPS配置如下：在线式UPS 不间断电源4KVA，UPS容量保证厂用交流电消失后，0.5小时内正常工作。3.6.2单元控制级电源各单元控制器由其各自分别配置的开关电源供电。各开关电源输入电源为交直流各一路, 交流输入电源为单相AC220V±15%，50HZ±5%，直流输入电源为DC220V –20%∽+10%.一个交流电源模块，一个直流电源模块，两个电源模块并联使用。每套现地控制单元另配一个DC24V、100W电源，给接入其中的非电量变送器供电。单元控制器开关电源安装在各现地LCU柜内。3.7软件要求3.7.1概述1、软件设计要求(1) 卖方提供的软件应是有运行经验的，符合本招标文件中系统功能要求、操作要求和性能要求。(2) 软件应高度模块化，以便修改时减少对其它部份的影响，并能使测试和调试程序简化。(3) 程序之间的数据应做到共享。(4) 应按照开放式的接口，服务和支持格式规范，使应用软件能以最少的修改实现在不同系统间的移植；并能同本地的或远程系统中的应用实现相互操作；以方便用户以迁移的方式实现用户的交互。(5）提供容量为40G的便携式移动硬盘备份全部软件。2、卖方为本电站计算机监控系统提供的基本软件至少应包括：(1) 操作系统(2) 系统支援程序和实用程序。(3) 数据库。(4) 人机接口。(5) 系统通信软件。3、卖方应为地调的远动系统提供接口及软件开发环境(1) 32位以上的实时多任务操作系统。(2) 其它必要的系统支持软件。(3) 所有的应用软件由卖方开发。3.7.2操作系统操作系统应是成熟的实时多任务系统，具有中断/事件驱动、进行多用户编辑和专门开发实时控制程序的能力。能为中央处理机的时间，存储和I/O设备提供有序的和有效的分配。操作系统至少应满足下列要求。1、操作系统在所提供的硬件构造中应有实用成功的经验。2、能满足计算机监控系统的要求，不需特殊开发即能满足应用要求。3、应具有以优先权为基础的任务调度、执行、资源管理分配以及任务间通信和控制的手段。4、应具有直接控制输入、输出设备的能力。5、应能有效地执行高级语言编辑的各种程序。6、能执行诊断检查、故障自动切除和自动重新启动。7、对系统的启动、终止、监视、组态和其它联机活动应有交互式语言、命令程序支持。8、应通过任务名称、数据名称和操作标号实现软件相互连接。9、为系统生成提供服务。10、应提供文件控制功能，至少包括文件的打开、关闭、读出和记录等基本存取方法。11、应有错误检测和校正的标准程序。3.7.3支援程序和实用程序在操作系统的管理下，支援程序应能改善管理程序和应用程序的性能，实用程序应能改善操作维护程序的性能和用作执行日常任务的程序。应提供的支援程序和实用程序，及其特性要求如下：1、具备有效的编辑软件，以进行应用软件的开发。这些编辑软件包括标准的汇编语言编辑程序、高级语言编辑程序、交互式数据库编辑程序、交互式图像编辑程序、交互式报告编辑程序和可编程计算软件等。并能通过TFT终端交互式地进行程序的开发、修改、试验。包括利用交互式软件方便地修改数据库、TFT画面、制作报表等。2、应具备容易使用和代码汇编的装配程序。3、应具有计算机和接口设备同步联机诊断软件以及脱机诊断软件，联机诊断不应破坏实时操作。4、应具有对应用软件进行检验和修收的实用程序。5、应具有存储器转储的实用程序。3.7.4数据库1、数据库生成(1)应提供数据库生成软件，以便于生成和修改数据库文件，建立和改变TFT图像，完成必要的数据库和应用程序的连接而不破坏联机运行。数据库和TFT图像的生成及修改可采用TFT和键盘以人机对话的方式进行。(2)存放在实时数据库中的数据是由数据采集系统提供的数据。操作人员输入的数据仅取代遗漏或错误数据。实时数据库应储存每次循环所采集到的或操作人员输入的全部数据，状态和特殊的编码信息。所有数据应当按用户程序可直接使用的形式存放。(3)存放在系统参数数据库中的数据包括常数、曲线及其它由程序员、操作员正常手动输入的数据。频繁存取的数据应该常驻在高速存储器中。2、数据库管理软件数据库管理软件应满足下列要求：(1)支持应用软件直接快速存取数据，以及对数据的修改、查询、扩充和实时处理。(2)保持应用程序和数据之间的高度独立性，控制数据的完整性和统一性。(3)保持数据库中数据的可靠性。应采取措施确保有效的数据记录在数据库中。(4)提供数据库保护，以防人为或程序造成不正当的修改。(5)应用软件中使用任何编程语言编制的应用程序都可以使用数据库中的数据。(6)完成性能监视的统计资料。3、数据采集软件 数据采集软件应具有配合数据库提供检测和处理电站监控和管理所需数据的能力。数据采集软件应满足如下要求：(1)能按周期方式和请求方式实现数据采集。(2)能对模拟输入量进行死区测量，零读数死区和越限检查处理。(3)能对模拟输入量进行工程单位变换处理。(4)能对数字输入量变化，以及由正常状态到异常状态或相反的变化进行检查处理。(5)能对数字输入量频繁报警进行检查处理。(6)能支持实时计算处理。(7)数据采集和处理速度应满足实时性要求。3.7.5 系统通信软件卖方应提供本系统的通信软件以及与地区调度等远程系统的通信软件。通信软件应满足以下要求。1、用于本站监控系统的通信软件应尽可能采用靠近OSI7层协议模型的数据连路层协议或适于工业控制的标准协议。2、在数据块传送结构帧格式的正交信息中，报文类型定义可按报警点数据、事件顺序记录点数据，状态点数据、模拟点数据、脉冲累加点数据，控制数据等划分。3、本系统的时钟信号应能定期按卫星传送的同步时钟命令校准，并能同期性地传送和校正系统内各级时钟。4、通信软件应能监视通信通道故障，并能进行故障通道阻塞和报警。5、局部网通信交换数据量及其频度应满足功能要求和特性要求。6、人机通信软件 人机通信软件应提供包括操作员与监控系统相互作用以及用来执行所有要求功能的显示、记录/报告所必需的全部支持软件。 人机通信软件的设计应满足系统功能要求和操作要求。人机通信软件应有交互式图像编辑程序、交互式数据库编辑程序、交互式报告编辑程序、键盘或命令解释程序等支持。 人机通讯软件应满足运行操作人员在不能详尽了解系统知识的情况下，能选择增加或修改操作员命令：显示形式和记录形式。3.7.6 诊断软件为了提高系统可利用率和可维修性，监控系统应配置完备的诊断软件。1、周期性在线诊断软件(1)能对主控级计算机及外围设备提供周期性的在线诊断。(2)能对单元控制器及接口设备提供同期性的在线诊断。(3)能对通信网络及接口设备提供周期性的在线诊断。(4)在线诊断发现的故障信息应有报警显示和记录。2、请求在线诊断软件系统在线运行及人机对话情况下，对系统中某一外围设备应能使用请求在线诊断进行测试和检查。3、离线诊断软件应提供离线诊断工具，以便对系统中心计算机设备或组件进行查找故障的诊断。3.7.7应用软件(1)应用软件应采用目前最流行的控制系统高级语言编制。它包括主控级应用软件和现地控制软件。现地单元控制级应用软件固化在EPPOM内；主控级计算机软件可存入硬盘；使计算机工程师能方便地修改程序。软件必须按模块化、结构化设计。层次应分明，对每个特定的功能模块应既相互独立，又相互由接口联系。对任一模块进行修改后，不应影响其它模块。(2)所有任务、功能应明确，有确定的执行周期和优先级，能在1个多任务的实时操作系统管理下运行。(3)应用软件应严格按系统功能和特性要求精心设计，应包括防错，纠错软件，以软件手段弥补硬件之不足。(4)所有软件应使用软盘、光盘或其它媒介提供可靠备份。3.7.8试验和检查1、概述(1)本文件范围内的所有设备和软件，出厂前和出厂后保证期内均应进行全面的检查和试验。包括对模块、子系统、全系统的检查和试验。(2)卖方与买方在检查、试验过程中应密切合作。在试验前30天，卖方应将日程安排和试验大纲、试验文件寄送买方，以便买方认可和决定目睹试验人员的派遣。(3)买方对试验的认可、参加或放弃参加检验和测试，均不能减轻卖方对合同的责任。(4)买方有权拒绝接收有缺陷的产品或要求其进行改造，由此引起的一切费用由卖方负责。经改造后的设备应重新进行测试。(5)如果买方认为卖方车间检验和测试所采用的仪器和设备需要校准，则这些仪器和设备的校准应由买方认可的一个独立的管理机构或组织进行，费用由卖方负责。(6)所有测试、检验和检查及其结果和结论，都应由卖方详细记录并由卖方的有关当事人正式签字。(7)所有的试验和检查报告一式五份。3.7.9 工厂验收试验工厂验收试验包括单个设备的型式试验和性能试验，子系统功能试验和性能试验、以及整个系统的功能试验和性能试验。单个设备的型式试验和性能试验由卖方负责完成并提供试验条件和结果的全部资料。子系统及全系统的功能试验和性能试验均须有买方在场见证。1、子系统的功能和性能试验该项试验主要是考核软件模块及子系统的功能和性能指标。至少应进行下列重要试验：(1)对计算机子系统的起动、重新起动、系统初始化、故障、计算机内部通信和外设投切等试验。(2)对数据采集、事件顺序记录和控制子系统的硬件和软件试验。包括电源、过程接口、监视控制、数据通信控制等。(3)对人机联系子系统、TFT画面选择、响应时间、更新、报警等试验。(4)对自诊断、保护系统、系统冗余的试验，以及各种可能的错误和设备处理的试验。2、全系统试验在各子系统各项试验顺利通过后，应连续进行至少72小时的全系统试验。应进行至少下列试验。(1)接口设备性能试验，包括对电源、点设备、人机通信接口和通道等技术参数及功能的测试。(2)系统主要功能的试验，包括数据采集、事件顺序记录、闭环控制、系统自诊断、保护系统、应用软件等。(3)系统安全性、实时性、可靠性、可用性、冗余性试验。在全系统试验期间，各测试项目进行至一半时进行外设、主计算机、通信控制器和通信线路的切换试验，并应得到买方见证。如试验中出现故障、错误或不成功，卖方应修改或更换模件。在修改、更换模件和排除故障后，试验重新开始。卖方应对故障记录进行解释，并提交检查报告，内容包括故障发生的时间，原因和采取的措施。绝缘强度和绝缘电阻应按合同要求进行试验。根据全系统试验结果，买方有权决定是否接受试验结果和是否准许设备出厂。3.7.10现场试验和验收现场试验和验收包括；与每一台水轮发电机组投运同步进行的现场初步试验、全部水轮发电机组投运后的现场交接试验，以及保证期后的现场最终验收。1、现场初步试验电站主控级的全部设备，以及每一台机组单元控制器，开关站单公用单元控制器安装完毕投运时，卖方应在买方见证下完成监控系统各设备的初步试验。2、现场交接试验计算机监控系统全部设备投运后10周内，卖方应在买方见证下完成全系统的现场交接试验。3、现场初步试验和现场交接试验应在TFT动态系统和打印机、人机接口的配合下，对水轮发电机组、断路器和开关等设备的闭环控制下进行，试验应包括不同工况、不同运行方式下的各种功能、性能试验，及全系统试验。4、若现场初步试验或现场交接试验不能满足功能或性能要求，允许卖方在30天内对硬件或软件进行修改和重新试验，以达到合同要求的功能及性能要求，由此增加的费用由卖方承担。超过30d，分别按合同总价的0.5%／天罚款。5、“现场交接证书”将在全系统现场交接试验全部完成后签发。6、现场最终验收在“现场交接证书”签发1年后，按3.4.4条进行可用率考核，买方将会同卖方进行全系统的现场最终验收。如果系统的可用率：A≥99.96%，各项功能及特性符合合同要求，则认为系统是合格的。如果A＜99.96%小时，卖方应免费更换故障部件，从更换好部件那天起，重新开始考核，直至A≥99.96%为止。二.励磁系统技术要求1.主要技术标准本文件中未提及的内容，均应符合励磁系统及各元件有关国家标准和部颁标准及其引用标准（不限于下列标准），无正式颁发的标准，可按国家及部颁的报批稿执行。若标准之间出现矛盾时，以高标准为准。所选用的标准应为签订合同时的最新版本。《大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB/T7409-87《中小型同步电机励磁系统基本技术要求》GB10585-89《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》DL/T583-1995《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》 DL/T489-1992《大型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规范》DL490-92《大中型水轮发电机静止励磁装置运行、检修规程》 DL491-92《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92《电机基本技术要求》GB7064-86《电控设备 第二部分 装有电子器件的电控设备》GB3797-89《低压电器基本标准》 GB1497-852.励磁系统主要技术要求2.1励磁系统应满足机组在各种运行工况下的各项技术要求。2.2励磁系统应能提供2倍额定励磁电压和额定交流励磁电流，当发电机机端正序电压下降到额定值的80%时，励磁顶值电压倍数应予保证。励磁系统在2倍额定励磁电流下允许的时间不小于20S。2.3励磁系统的电压响应时间：上升(强行励磁)小于0.08ｓ；下降(快速减磁，由顶值电压减小到零的时间)小于 0.15s。2.4励磁装置采用电厂提供的220V直流电源或厂用220V交流电源作为起励电源。起励回路应有起励后自动退出和起励不成功的保护电路。起励电流限制在20%空载励磁电流之内。2.5在下述厂用电源电压及频率偏差范围内，励磁系统能保证发电机在额定工况下长期连续正常工作：交流380/220V系统，电压偏差范围为额定值的±15%，频率偏差范围为-3～+2Hz；直流220V系统，电压偏差范围为额定值的-20%～+10%。2.6励磁系统应装设过电压过电流保护及励磁绕组回路过电压保护装置，电压互感器断线保护；功率柜冷却风机故障；电源消失及断相保护。当工作通道PT断线时，应自动无扰动地切换至备用通道，并发出报警。当两个通道PT均故障时，应自动无扰动地切换至手动调节通道，并发出报警。2.7励磁系统应能在电源频率为45～77.5Hz 范围内，维持正常工作。2.8励磁系统应保证当发电机励磁电流和电压为发电机额定负荷下励磁电流和电压的1.1倍时，能长期连续运行。2.9在规定的发电机进相运行范围内和突然减少励磁时，励磁系统应保证稳定、平滑的调节。2.10当励磁电流在小于1.1倍的额定励磁电流下长期运行时，励磁绕组两端电压的最大瞬时值不得超过出厂试验时该绕组对地耐压试验电压幅值的30%。2.11在任何实际可能的情况下，励磁系统应保证励磁绕组两端过电压的瞬时值不得超过出厂试验时绕组对地耐压试验电压幅值的70%。2.12励磁系统的延迟时间不应大于0.02～0.03s。2.13励磁系统应能满足在线路充电、发电机欠励状态下发电机电压的稳定要求。2.14励磁系统的年强迫停运率不应大于0.1%。2.15励磁系统承受交流工频耐压试验，按国家有关规定执行。2.16励磁系统应配备与计算机监控系统接口的硬件和软件，接口分计算机串口通信和开关量接口两种方式。模拟量输出技术参数为4～20mA，开关量输出接点参数为220V，2A。应能够接受电站计算机监控系统通过串行口下达的无功功率或电压设定值，通信规约应满足电站计算机监控系统的规约要求，规约待定。2.17励磁系统在受到现场任何电气操作、雷电、静电及无线电收发讯机等电磁干扰时不应发生误调、失调、误动、拒动等情况。3.励磁设备的性能要求3.1励磁变压器1、采用三相户内式干式励磁变压器，其冷却方式为自然空气冷却。2、变压器容量应满足强励运行要求，并留有适当裕度。3、变压器的绝缘水平：工频对地耐受电压: 按有关标准执行4、雷电冲击耐受电压: 按有关标准执行。5、变压器三相电压不对称度不应大于5%，承受二倍额定励磁电流下的过载时间不小于20s，并考虑绕组中谐波电流引起的附加发热。6、变压器高压侧采用6.3kV电缆下进线，低压侧采用电缆出线。 3.2可控硅整流器（1-3F：额定励磁电流207 A；额定励磁电压68 V；4F：额定励磁电流433 A额定励磁电压68 V)1、整流器采用三相桥式全控整流电路。2、整流桥应设有串联元件均压措施3、在整流器的交、直流侧均应设置相应的过流、过压保护，并相互配合协调。4、功率柜交、直流侧均应设置汇流铜排及小型断路器、刀闸5、可控硅整流装置采用强迫风冷，每个功率柜应设置低噪声风机。在柜旁感受到的噪音水平不超过80db(A)，风机应能长期无故障运行。6、功率柜上应安装电源指示灯和风机控制所必须的自动控制装置。7、每个功率柜应有风机运行及快速熔断器动作辅助接点引出。8、所有风机均停运时，功率柜应在额定工况下可以连续运行1小时。3.3励磁调节器1、励磁调节器应为32位双微机、双通道励磁调节器（电压调节通道）并带有手动控制单元（电流调节通道）及辅助功能单元。两路通道，正常时一路工作，另一路热备用并监视跟踪工作通道，当工作通道发生故障时，能自动地、无扰动地切换至备用通道并闭锁故障通道；当两路通道均发生故障时，可由运行人员自动地、无扰动地切换至手动通道。2、微机励磁调节器功能可由软件模块实现，它包括以下内容：?恒定发电机机端电压的P、PI、PD、PID4种调节方式?欠励瞬时限制?正负调差和调差率大小选择?过励瞬时限制?发电机强励的反时限限制?最大励磁电流瞬时限制?可控硅功率柜快速熔断器熔断、停风，部分柜切除时的励磁电流限制?电压/频率(V/F)限制?励磁用电压互感器断线的检测和保护?同期过程中对系统电压的线性跟踪?空载过电压保护?软件数字整定和比较功能?电源、硬件、软件故障检测和处理功能?与电站计算机监控系统的通信功能?发电机恒功率因数运行?发电机恒无功功率运行微机励磁调节装置应具有自动/手动切换装置。切换装置的跟踪器应有防止跟踪异常情况或故障情况的措施,以保证当微机电压调节器故障时能无扰动地自动切换到手动调节,防止切换时发电机无功功率大幅度的波动。3、在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器和手动控制单元的整定电压变化速度不应大于额定电压1%/s，不小于额定电压0.3%/s 。4、微机调节器应能在发电机空载额定电压的70%～110%额定值范围内进行平滑、稳定的调节。微机调节器的调压范围：发电机额定励磁电压的10%～110% 。5、发电机空载运行情况下，频率值每变化?1%时，自动励磁调节器应保证发电机电压变化值不大于额定值的±0.25%。6、励磁调节器交流工作电源电压在短时间(不大于强行励磁持续时间)内、波动范围为55%～120%额定值的情况下，励磁调节器应能维持正常的工作，并保证强行励磁、快速减磁工作。7、手动控制单元应保证下限不得高于发电机空载励磁电压的10%，上限不得低于额定励磁电压的110%。并应满足机组调试时零起升压的要求。8、微机励磁调节器应保证发电机端电压调差率整定范围不小于±15% ，用软件整定分辨率不低1/100 。9、微机励磁调节器应保证发电机机端调压精度优于0.5% 。10、发电机空载运行，转速在0.95～1.05额定转速范围内的情况下突然投入励磁系统使发电机端电压从零上升到额定值时，超调量不得大于额定值的10%，调节时间不大于5s，振荡次数不超过3～5次。11、在额定功率因数下，当发电机突然甩额定有功和无功负荷后，发电机电压超调量不大于 15%～20%额定值，调节时间不大于5s；振荡次数不超过3～5次。3.4灭磁装置机组正常停机时应自动进行逆变灭磁，机组事故停机采用灭磁开关灭磁。1、励磁系统应装设自动灭磁装置及开关。在任何需要灭磁的工况下（包括发电机空载和强励情况下），自动灭磁装置及开关都必须保证快速可靠灭磁。2、灭磁开关选用双断口灭磁开关,在发电机内部或系统发生事故时跳闸灭磁。灭磁开关操作电源电压为直流220V，其最大分断电流和电压应大于强行励磁时发电机转子的顶值电流和电压，并有一定裕度。合闸和跳闸要可靠，电弧不应外喷。灭磁开关应带不少于6开6闭的辅助接点。3、应保证励磁绕组两端的反向电压瞬时值不得超过该绕组交接验自动灭磁装置灭磁时收对地耐压试验电压幅值的50%，不得低于30%。4、为防止换相尖峰电压引起励磁装置故障，应装设尖峰电压吸收器3.5励磁柜1、励磁柜由户内安装式的冷轧薄板金属外壳组成。内外表面喷塑，表面颜色由买方单位指定（卖方单位应向买方单位提供色板或色标）。柜正面和背面应提供设备检修用的全链接的门。柜底留电缆孔。励磁柜内应有照明灯具。2、励磁柜内安装调节器、灭磁装置及电阻、功率元件、控制信号设备和所有附件。柜内设备均应装配、接线。所有屏内配线应按回路类别使用单独的端子排名称，每一类别端子排的备用端子数，应不少于本屏端子排使用数量的20% ，柜内应设有高质量的AC220V电源插座。3、功率柜应采用密闭式通风冷却系统并设置滤尘器。4、仪表和操作开关应布置在便于监视和操作的位置。5、在灭磁柜上应装有励磁电压和电流变送器。变送器输出4-20mA，其输入回路耐压不得低于10倍额定励磁电压。在灭磁柜上应装有反映励磁电压和电流的直流电压和电流变送器及其配套设备。变送器输出4～20mA，其输入输出回路耐压不得低于10倍额定励磁电压。6、1－3F励磁装置采用单屏，励磁柜的外形尺寸为2260×800×800mm(H×D×W)；4F采用双屏，励磁柜的外形尺寸为2260×800×600mm(H×D×W)。3.6励磁系统控制及保护装置1、对发电机的电压、无功功率及励磁电流的调节可在现地及中控室进行。本电站采用计算机监控系统控制，须考虑与计算机监控系统的现地控制单元(LCU)，以串行口通信和开关量接口方式向励磁装置发送调节命令，给出无功或电压的设定值，并能够采集励磁系统的各种信号。励磁系统应设有远方/现地切换开关。当切至远方时，现地仅允许进行灭磁开关跳闸操作；切至现地时，应闭锁电站监控系统的控制、调节命令，仅允许接受灭磁开关跳闸命令。切换开关应具有平稳切换功能。2、灭磁开关可现地或远方通过计算机监控系统操作，并由励磁系统远方/现地切换开关闭锁。也可通过继电保护实现自动跳闸。3、机组启动后，在转速达到90～95%额定值时投入起励回路。在无外界交流电源情况下，在外加直流起励电压能可靠起励，待机端电压上升到微机调节装置能正常工作后起励回路自动复归，机端电压自动上升到额定值。4、励磁系统应满足机组自动准同期，手动准同期方式并网的要求。5、为了保证励磁装置正常运行和调试所需，励磁系统各单元应设置相应的保护，自动检测单元、监测仪表、测试孔等。6、励磁系统应装设下列信号：?稳压电源消失或故障信号?起励不成功信号?励磁绕组过电压信号?功率柜整流桥熔丝熔断信号?触发脉冲消失信号?励磁控制回路电源消失信号?自动/手动切换装置动作信号?欠励磁限制动作信号?电压互感器断线保护动作信号?励磁过电流限制器动作信号?最大励磁电流限制器动作信号?强行强励信号?功率柜冷却系统和风机电源故障信号?功率柜切除信号?微机调节器故障信号?增磁、减磁信号?调节器主、备用通道切换信号?其它显示信号包括：模拟量采集显示；整定值显示；操作及故障显示；调节器工作状态显示；电源故障显示；中断和同步信号状态显示；PI参数显示。?卖方单位认为需要设置的其它信号以上信号除在励磁屏上予以指示外，还应通过开关量和串行通信接口送往电站计算机监控系统。串行口通信规约应满足计算机监控系统的规约要求。开关量输出为空接点。3.7备品备件及专用工具1、卖方应提供电站正常运行所需的易损件备品备件，并给出推荐的备品备件清单以满足励磁系统今后的运行维护检修的要求。2、维护励磁系统设备的专用工器具、专用仪表仪器。卖方应列出上述备品备件和专用工具的详细清单。4.试验及现场服务4.1卖方应提供组成励磁系统的各励磁设备和装置(包括励磁变、励磁调节器、灭磁装置、整流装置等各部分设备)的型式试验报告。装置的出厂试验和现场交接试验项目如下表。未规定的试验项目应遵循《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》(DL489-1992)。装置的出厂试验和现场交接试验项目如下表所列：序号试 验 项 目出厂试验现场交接试验1励磁变压器试验√√2磁场断路器及灭磁开关性能试验√√3可控硅整流器试验√√4励磁系统各部件的绝缘测定及介电强度试验√√5自动励磁调节器各基本单元、辅助单元试验√√6自动励磁调节器总体静态特性试验√√7励磁系统操作、保护、监测、信号及接口等回路试验√√8起励、降压及逆变灭磁特性试验√√9测量自动励磁调节器各调节通道的电压整定范围及给定电压变化速度√√10带自动励磁调节器测录发电机电压频率特性√√11自动/手动切换及两套自动调节通道的相互切换试验√√12手动控制单元调节范围试验√√13发电机空载状态下10%阶跃响应试验√√14整流功率柜冷却系统的检测√√15噪声试验√√16励磁系统功率单元的均流和均压试验√√17带自动励磁调节器的发电机电压调节率的测定√√18发电机无功功率调整及甩负荷试验√√19发电机在空载和额定工况下的灭磁试验√√20励磁系统顶值电压及电压响应时间的测定√√21励磁系统各部分的温升试验√√22各辅助功能单元及保护、检测单元的整定及动作正确性试验√√23励磁装置的低压大电流下72小时连续通电试验√√24励磁系统在额定工况下72小时连续试运行√√4.2卖方在设备制造完成后，应通知买方派代表参加设备出厂试验，并提供买方单位调试大纲。买方单位根据试验及测定记录，到厂进行出厂检验，只有在设备的出厂试验结果得到买方单位代表认可后才能发运。这种检验，不减轻卖方对产品质量承担的责任。试验及检验费用，包括在设备总价中。4.3卖方应派技术人员参加试运行前的安装调试和机组试运行工作，一切费用自理。5.供货范围5.1供货范围供货范围详见永丰县阳固山电站改造工程设备配置清单。卖方应提供本电站2套励磁系统设备的设计、制造、出厂试验、包装、发运、交货、安装调试以及必需的备品备件、专用工具；并在保证期内负责保证励磁系统的正常运行状态（在符合正确安装、调试、使用和维护的情况下）；负责对买方有关人员的技术培训。本工程采购的励磁系统设备共四套。每套励磁设备包括下列部分：1、干式励磁变压器；2、可控硅整流装置（全控桥）及其冷却系统所需设备；3、带手动控制单元的双微机双通道励磁调节器，含两个电压自动调节环节、一个电流自动调节环节；4、灭磁装置；5、起励装置；6、励磁系统控制和保护装置；7、直流电压、电流变送器（供电站计算机监控系统数据）；8、备品备件和专用工具等。三.高压开关柜技术要求1、总则1.1本设备技术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做出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,供方应提供符合本规范书和工业标准的优质产品。1.2 如果供方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议,则意味着供方提供的设备完全符合本规范书的要求。如有异议,不管是多么微小,都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.3 本设备技术规范书所使用的标准如遇与供方所执行的标准不一致时,按较高标准执行。1.4 供方必须具有设计、制造和试验10kV开关柜的能力。1.5 供方产品必须通过全部型式试验(包括特殊试验：燃弧试验、凝露和污秽试验、电磁兼容试验、断路器试验)。2、技术标准标书中所有设备、备品备件，除本招标书中规定的技术参数和要求外，其余均应遵照最新版本的国家标准(GB)、企业标准、电力行业标准(DL)和国际电工委员会标准(IEC)及国际公制(SI)，这是对设备的基本要求。如果供方有自己的标准或规范，须经需方同意后方可采用，但原则上采用更高要求的标准。GB156 -93标准电压GB311.1-97 高压输变电设备的绝缘配合GB311.6-83 高电压试验技术GB/T16927.1-16927.2-1997 高电压试验技术GB1984-2003高压交流断路器GB3906-20063.6kV-40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备GB4208-93外壳防护等级（IP代码)GB763-90 交流高压电器在长期工作时的发热GB2900.1-82电工名词术语基本名词术语 GB3309-89高压开关设备常温下的机械试验GB804-90 3～63kV交流高压负荷开关GB7354-2003局部放电测量GB11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB14808-93 交流高压接触器SD/T318-89高压开关柜闭锁装置技术条件DL/T318-89交流高压断路器订货技术条件DL/T404-1997户内交流高压开关柜订货技术条件DL/T486-2000交流高压隔离开关货技术条件DL/T 403-2000 12～40．5kV高压真空断路器订货技术条件DL/T539-93 户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件DL/Tl538-2006 高压带电显示装置技术条件DL/T593-2006高压开关设备的共用订货技术导则3. 预防交流高压开关事故措施3.1 海拔高度：＜1000米3.2 环境温度：-10℃～+40℃3.3 相对湿度：月均≤95% 3.4 地震烈度及加速度： 8度3.4.1 耐震能力地震烈度8度：?地面水平加速度0.25g；?地面垂直加速度0.125g。设计的设备应能承受在施加五周正弦波的0.25g水平加速度于支持结构最低部分时所发生的动态地震应力，并且安全系数应大于1.67。3.5 安装场所：户内3.6 中性点运行方式：不接地系统。3.7 10kV母线三相短路电流水平为 31.5kA4.高压开关柜一般技术要求4.1 额定值4.1.1额定电压（即最高电压）12kV。4.1.2额定绝缘水平应符合DL/T404《户内交流高压开关柜订货技术条件》有关规定。4.1.3额定频率 50Hz4.1.4额定电流 630A。4.1.5额定短路开断电流25kA。4.1.6额定短路关合电流（峰值）为相应额定短路开断电流的2.5倍。4.1.7额定短时耐受电流 25kA。4.1.8额定峰值耐受电流额定峰值耐受电流为额定短时耐受电流的2.5倍。4.1.9额定短路持续时间额定短路持续时间为4s。4.2铭牌4.2.1高压开关柜铭牌至少应包括以下内容:1）开关柜的铭牌应符合DL/T 404—2007的规定。2）铭牌应为不锈钢、铜材或丙烯酸树脂材料，且应用中文印制。设备零件及其附件上的指示牌、警告牌以及其他标记也应用中文印制。3）铭牌应包括如下内容：a）制造商名称和商标、制造年月、出厂编号。b）产品名称、型号c）给出下列数据：额定电压、母线和回路的额定电流、额定频率、额定短路开断电流、额定短时耐受电流及持续时间、额定峰值耐受电流、内部电弧等级（如有）。4）防护等级。4.2.2高压开关柜内安装的高压电器组件，如:断路器及其操动机构、隔离开关、互感器、带电显示装置、套管等均应具有耐久而清晰的铭牌，铭牌的装设位置不应影响其电气性能。4.2.3高压开关柜内安装的高压电器组件（含连接导体）额定值不一致时（如额定短时耐受电流、额定短路持续时间及额定峰值耐受电流），柜上的铭牌应按最小值标定。4.2.4 应在开关柜门内侧将该台开关柜内所有元器件（如互感器、支持绝缘子、接地开关、避雷器等）型号、参数、厂家、生产日期等标示清楚。4.3额定绝缘水平一分钟工频耐压42kV，隔离断口48kV；雷电冲击耐压（峰值）75kV，隔离断口85kV。4.3.1 柜内带电导体任何一点对地及相间净距不得小于125mm。4.3.2高压开关柜中各组件及其支持绝缘件的外绝缘爬电比距不小于20.0mm/kV。4.4组（部）件的要求除满足柜内元件选择的要求外，还应满足以下要求：4.4.1同型产品内额定值和结构相同的组件应能互换。4.4.2装于高压开关柜上的各组件应满足其自身的技术标准。4.5导体间净距和内部故障4.5.1单纯以空气作为绝缘介质的开关柜，柜内各相导体的相间与对地距离、手车开关隔离触头与静触头绝缘护罩的净空气距离、相间隔板与绝缘隔板的净空气距离等必须符合表1的要求。表1 开关柜内各相导体的相间与对地净距（海拔不超过1000m时）额定电压（即最高电压）kV1240.51.导体至接地间净距mm1253002.不同相的导体之间净距mm1253003.导体至无孔遮栏间净距mm1553304.导体至网状遮栏间净距mm225400注：海拔超过1000m时本表所列1、2项值按每升高100m增大1％进行修正；3～4项之值应分别增加1或2项值的修正值。4.5.2对开关柜限制并避免内部电弧故障的要求1）开关柜应通过内部燃弧试验，并提供国家有资质试验站提供的有效燃弧试验报告。2）开关柜的各隔离室之间，应满足正常使用条件和限制隔离室内部电弧影响的要求；并能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内电弧伤及工作人员，能限制电弧的燃烧范围。3）应采取防止人为造成内部故障的措施，还应考虑到由于柜内组件动作造成的故障引起隔离室内过电压及压力释放装置喷出气体，可能对人员和其他正常运行设备的影响。4）除继电器室外，在断路器室、母线室和电缆室的均设有排气通道和泄压装置，当产生内部故障电弧时，泄压通道将被自动打开，释放内部压力，压力排泄方向为无人经过区域，泄压侧应选用尼龙螺栓。4.6防护等级：外壳IP4X、断路器室门打开IP2X。4.6.1为防止人身接近高压开关柜的带电部分和触及运动部分的防护等级分类见表2表2 防护等级分类防护等级能防止物体接近带电部分和触及运动部分IP2X能阻挡手指或直径大于12mm、长度不超过80mm的物体进入IP3X能阻挡直径或厚度大于2.5mm的工具、金属丝等物体进入IP4X能阻挡直径大于1.0mm的金属丝或厚度大于1.0mm的窄条等物体进入IP5X能防止影响设备安全运行的大量尘埃进入，但不能完全防止一般灰尘进入4.7开关柜的“五防”和联锁要求1）开关柜应具有可靠的“五防”功能：防止误分、误合断路器；防止带负荷分、合隔离开关；防止带电分、合接地刀闸；防止带接地刀闸送电；防止误入带电间隔。2）电缆室门与接地刀闸采取机械闭锁方式，并有紧急解锁装置。3）当断路器处在合闸位置时，断路器小车无法推进或拉出。4）当断路器小车未到工作或试验位置时，断路器无法进行合闸操作。5）当接地刀闸处在合闸位置时，断路器小车无法从试验位置进入工作位置。6）当断路器小车处在试验位置与工作位置之间（包括工作位置）时，无法操作接地刀闸。7）进出线柜应装有能反映出线侧有无电压，并具有自检功能的带电显示装置。当出线侧带电时，应闭锁操作接地刀闸。8）母线验电小车只有在母联分段柜开关小车及对应主变开关小车在试验或检修位置时才允许推入。母线接地时，该母线上的验电小车不能推入。9）站用变开关柜的前门应具有带电显示强制闭锁，并留有方便站用变检修时接地线的部位，要求与柜前门有相互闭锁。10）站用变开关柜内的隔离小车与柜内的低压总开关应设机械闭锁或电气闭锁。其程序过程为先拉开低压总开关、再拉出隔离小车，然后再开站用变开关柜门，反之亦然。11）开关柜电气闭锁应单独设置电源回路，且与其他回路独立。4.8高压开关柜（或隔离室）的隔离4.8.1金属封闭式高压开关柜必须有防止因本柜组件故障影响相邻高压开关柜的措施。4.8.2高压开关柜间的隔离应采用阻燃型绝缘隔板。4.9电力电缆的连接当进行电缆绝缘试验，若不能将电缆从高压开关柜上拆开时，则高压开关柜与电缆连接部分，应能承受电缆标准所规定的试验电压。其余要求应符合DL/T404-1997第6.8条的相关规定。4.10温升周围空气温度不超过40℃时，任何部分的温升不应超过DL/T593－2006第4.4.2条的规定，并作如下补充：（1）高压开关柜中各组件的温升应符合各自的技术条件，不得超过该组件相应的极限；（2）应根据实际工况，考虑当母线为最高允许温度或温升时，触头、连接及绝缘材料接触的导体的最高允许温度或温升；（3）对于可能触及的外壳和盖板，其温升不得超过30K。4.11 开关柜内二次设备应有三防设施，即防潮、防霉、防凝露。 开关柜内装加热器（能连续运行），电源电压交流220V，开关室50W，电缆室100W，仪表室30W。4.12 开关柜仪表室应设照明灯；馈线柜电缆室设照明灯。4.13 母线支撑设置间距不大于1.2m。5. 高压开关柜设计和结构高压开关柜的结构应保证工作人员的安全，且便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。铠装式金属封闭开关设备(中置柜)应保证断路器室门关闭状态下移动手车。5.1外壳金属铠装全封闭式开关柜的外壳必须是由钢板制成（宽*深*高：800*1500*2300MM）。框架和壳体采用进口敷铝锌板(厚度不小于2mm)；前后门板及仪表板选用厚度不小于2mm的国产优质冷轧板，表面喷塑为浅驼灰色（Z44）亚光。。防护等级应达到IP4X,且应符合DL/T404-1997第7.1条及GB3906-2006的有关规定。5.2隔板隔板防护等级与外壳相同。当电流大于(或等于)2000A时，开关柜左右后侧板、中隔板、母线室后封板背柜左右侧板及顶板、上下触头中间隔板、电流互感器的安装隔板必须采用无磁性材料，应使用优质低碳的304不锈钢板；此外，还应符合DL/T404-1997第7.2条的有关规定。5.3主回路的设计各功能单元主回路的导体（包括主母线和分支母线）和串联的元件，应考虑该回路各元件参数的配合，该功能单元应能通过所规定的额定电流和动、热稳定电流。在考虑母线的允许温度或温升时应根据触头、连接和与绝缘材料接触的金属部分的温度或温升的情况而定。5.4 高压带电显示装置除应符DL/T538-2006的要求外，还应满足以下规定：5.4.1高压带电显示装置的接线端子应有良好的电接触，标志清晰，各元件的焊接应牢固，不得虚焊。感应式显示器外壳应有明显的接地标志；接地导线采用截面不小于2.5mm2的多股铜绞线；接地螺钉直径不得小于4mm；接地面应有防锈措施。5.4.2高压带电显示装置在额定相电压的15％～<40％时，显示器应能指示。在额定相电压的40％～100％时，应满足发光亮度的要求。5.4.3高压带电显示装置的显示器接线端子对地和端子之间应能承受2000V/1min的工频耐压。传感器电压抽取端及引线对地应能承受2000V/1min的工频耐压。5.4.4 35kV及以下电压等级传感器应进行局放试验，局部放电量要求不超过10pC。5.4.5 带电显示器应能利用外加电源进行完好性效验，并附有带电输出空接点用于接入微机防误系统。5.4.6 采用感应式带电显示装置，其传感器要求与带电部位保持125mm以上空气净距要求，若传感器为绝缘材料时，可适当缩小与带电部位的安装距离，但制造厂应提供相关绝缘的型式试验报告。5.5导体截面5.5.1高压开关柜的主回路、各单元以及各组件之间连接导体，使用搪锡铜排，额定电流密度不应超过2.5A/mm2，(按电缆载流比)应比额定电流有10%的裕度。5.5.2高压开关柜中主回路的最小截面（包括电压互感器、避雷器的连接导体），除应满足铭牌规定的额定电流值外，还应能满足铭牌规定的额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流和额定短路持续时间的要求。5.6接地除应满足DL/T404-1997 7.4条的要求外，还应满足以下规定：5.6.1应设有专用的接地导体。宜采用紫铜的，在接地故障时其电流密度规定不应超过200A/mm2，但最小截面不得小于50mm2。该接地导体应设有与接地网相连的固定连接端子，并应有明显的接地标志。如果接地导体不是铜质的，也应满足相同峰值耐受电流及短时耐受电流的要求。5.6.2接地回路所能承受的峰值耐受电流和短时耐受电流应与主回路相适应；专用接地导体应承受可能出现的最大短时耐受电流；接地汇流排以及与之连接的导体截面，应能通过铭牌额定短路开断电流的87%并进行核算后选择。5.6.3高压开关柜的金属骨架、保护接地及其安装于柜内的高压电器组件的金属支架应有符合技术条件的接地，且与专门的接地导体连接牢固，截面满足要求。5.6.4高压开关柜之间的一、二次专用接地导体均应相互连接，并通过专用端子连接牢固。5.6.5 柜内避雷器必须使用2×30mm2及其以上接地铜导线引入接地网。5.6.6 开关柜的接地应在接地位置标“接地”或“⊥”标注。5.7断路器除应符合DL/T403－2000第5条及DL/T404－1997第7.5条的规定外，还应满足以下两点的要求：5.7.1真空断路器应选用本体和机构一体化的产品。5.7.2出厂时，每台真空断路器都必须经过出厂试验检查，并附有产品质量合格证书，同时需提供真空灭弧室出厂检查的内部气体压强值和出厂前已进行电弧老练处理的凭证。5.7.3 真空断路器必须带紧急脱扣按钮。5.7.4机械特性试验应提供型式试验和出厂试验行程曲线，比对结果应在试验报告中注明。5.8互感器PT应采用固定或抽出式结构。当采用抽出式结构时，防护等级要求与其它的抽出部件相同，能有效地实现对人员的防护，且应符合DL/T404－1997第7.6条的规定。5.9隔离开关（隔离插头）和接地开关除应符合DL/T404-1997 7.4条及DL/T486的要求外，还应满足以下规定：安装于高压开关柜中任何型式的接地开关，其关合短路电流的能力和短时耐受电流及短路持续时间均应与高压开关柜的铭牌相匹配。特别在通过短路电流时，接地开关不会由于产生的电动力作用而被打开。5.10过电压保护应使用交流无间隙金属氧化物避雷器，不再选用其他过电压保护装置。5.11电缆接头电缆接头应使用双螺栓进行紧固，并有防松措施。电缆连接点距柜底板的高度应便于安装，并配备用于电缆固定的配件。5.12开关柜、母排验电及母排接地铠装式金属封闭开关设备(中置柜)要求配用专用的验电小车，并配置用于五防的接地端。5.13测量仪表、继电保护装置及辅助回路5.13.1测量仪表、继电保护装置及辅助回路中的低压熔断器、端子以其他辅助元件与高压带电部分应保持足够的安全距离；否则应采取可靠的防护措施；5.13.2测量仪表及继电保护装置应有可靠的防振动措施；为了满足保护装置运行环境要求，应单独设立保护小室。5.13.3测量仪表盘面用绞链固定在高压开关柜上，仪表盘与盘外的二次连接导线应采用多股软铜绝缘线；端子排，接线板及固定螺丝要求采用铜质材料，标志正确、完整、清楚、牢固。5.13.4电压互感器用于计量的回路用4mm2硬相色线，安装在抽出式手车时用2.5mm2硬相色线，航空插头处双级焊接（同时焊接在2个针脚上）；电流互感器计量0.2S级用4mm2硬相色线，其余0.5级、10P级（保护级）均采用2.5mm2软导线；所有柜体小母线端子到仪表端子均采用4mm2软导线；所有柜体其余控制回路采用1.5mm2软导线。5.14外壳及其支架的防锈涂料5.14.1 要求采用涂刷油漆或其他的措施来防锈。涂防锈涂料之前，应彻底清除锈蚀物及焊渣，然后按涂刷该涂料所规定的工艺和程序进行，尽量不使用焊接工艺。5.14.2 对高压开关柜表面应涂浅色亚光漆（敷铝锌板除外）。5.14.3 同一型号和同一批产品，其内(外)表面防锈涂料的颜色应一致。5.15 加热器开关柜内应装设硅橡胶型常投加热器，温、湿度现场可调，连续运行时间要求不小于10万小时。5.16 观察窗的玻璃应采用防爆型钢化玻璃，厚度不小于14mm；并在防爆玻璃处增加屏蔽网。5.17开关柜应根据需要可配备用于核对不同间隔间相位的核相装置，核相引出位置的相位应与一次部分完全一致。5.18柜内绝缘支撑件 柜内所有支撑件必须使用瓷质或SMC绝缘材料。6.产品试验报告6.1 高压开关柜出厂试验项目6.1.1 主回路工频耐压6.1.2 辅助回路和控制回路的工频耐压试验6.1.3 局部放电测量6.1.4 测量主回路电阻包括：断路器、由母排至出口包括母排（含接头）——母排侧静触头——断路器（合闸）——CT侧静触头——CT——电缆接线柱、母排（从头到尾）。6.1.5 机械性能、机械操作及机械防止误操作装置或电气联锁装置功能的试验6.1.6 仪表、继电器元件校验及接线正确性检定6.1.7 在使用中可以互换的具有同样额定值和结构的组件，应检验互换性。6.2 真空断路器出厂试验项目6.2.1 结构检查6.2.2 机械特性试验，6.2.3 机械操作试验6.2.4 主回路电阻测量6.2.5 二次回路的工频耐压试验 2kV，1min。6.2.6 主回路工频耐压试验6.2.7真空泡的真空度耐压值按DL/T593 4.2.2的规定。6.3高压带电显示装置出厂试验项目6.3.1.例行试验6.3.1.1外观检查6.3.1.2显示、闭锁动作试验6.3.1.3主回路工频耐压试验6.3.1.4局部放电试验6.3.1.5控制与辅助回路工频耐压6.3.2.抽查试验从批量产品中至少抽出5％（但不得少于一套）进行本项试验。试验项目除例行试验外，尚应进行以下项目的试验：6.3.2.1雷电冲击耐压试验6.3.2.2抗干扰试验出厂时，每台高压带电显示装置应附有装箱单、安装使用说明书、产品合格证及出厂试验报告。供方应提供备品备件、专用工具。附件1：开关柜主要元器件配置表序号名称规格参数生产厂家备注1柜体进口敷铝锌板(厚度不小于2mm)原产卢森堡、日本、韩国同档次及以上低碳304不锈钢板国产优质2国际名牌及技术断路器VS1同档次及以上施耐德宝光、常州常熟、陕西龙翔同档次及以上4电流互感器LZZBJ-12保定斯麦尔、大连二互、上海二互 、江苏科兴同档次及以上5电压互感器JDZX保定斯麦尔、大连二互、上海二互 、江苏科兴同档次及以上6负荷开关移开式真空负荷开关厦门恒源新、厦门聚力 同档次及以上7接地开关JN-15温州新机、上海宝临、浙江恒博、福州天一同益同档次及以上8高压熔断器额定开断电流50kA西安西熔、西安振力、抚顺新华泰、上海一开同档次及以上9避雷器HY5WZ-17/45河南金冠、泉州七星、宜宾庆丰等及同档次及以上10柜内母排镀锡铜排(电阻率≤0.01777Cu含量≥99.9% )福州广福、广州半径电力铜材有限公司同档次及以上11绝缘子、触头盒、穿墙套管瓷质或SMC材料福州山亚、常州白桦、厦门优若玛、江苏句容华正、福州福高新同档次及以上12零序电流互感器LCT-12保定斯麦尔、太原合创、保定博为、江苏科兴等及同档次及以上13低压空气开关C65N、S25 、5SX梅兰日兰、ABB、西门子同档次及以上14二次端子南京菲尼克斯、ABB、魏德米勒同档次及以上15带电显示器感应式（能与微机五防装置配套、具备强制闭锁功能如GSN2）珠海优特电力科技股份有限公司、福州新益测控有限公司、上海海灵动力工程研究所、福州博峰同档次及以上16一次消谐电阻LXQ2-10南京创迪、福州星源、南京伏安、保定浪拜迪等及同档次及以上17二次导线BV、BVR南平太阳、 宁波东方、上海金丰电线电缆厂、北京同创电缆有限公司同档次及以上18击穿保险器JBO-220、JBO-500V上海低压电磁厂、上海泛普等及同档次及以上19温湿度控制器常州帕斯菲克、常州太平洋、杭州凯源电子等及同档次及以上20加热器杭州凯源电子，江阴辉龙、杭州易斯特等及同档次及以上四.低压开关柜技术要求卖方所供设备必须是厂商原装的、全新的，型号、性能及指标符合国家及文件提出的有关技术、质量、安全标准。供方应提供备品备件、专用工具。1、卖方必须在参阅所提供的图纸的基础上，根据所参投的品牌，将参投柜体的型号、柜内的元器件详细的配置清单（包括型号、规格、参数、数量、品牌、厂家、原产地）列举出来，作为评标及验收的依据。2、卖方在货物进场时，必须提供所用电气开关的证明，证明此批开关为所用品牌的原装正品，以便将来的售后服务，未提供证明拒绝进场。3、低压开关柜技术需求明细 需求名称需求说明1-需求范围1-1本需求适用于低压配电工程项目所需的低压配电柜。低压配电柜采用固定安装、固定接线的方式。具有分断能力高、足够的动热稳定性，电气方案配置灵活。2-总体要求2-11.低压配电柜配固定开关，产品必须符合本标书技术要求，并符合本工程设计图纸要求；2.卖方提供的设备应满足下列标准的要求：《电气结构安装形式》（GB997-81）；《低压成套配电设备》（GB7251-97）及其他有关的现行国家、国际标准；3.卖方提供的设备、材料应满足本文件、设计图纸的技术要求，以及供电主管部门的要求，满足审图意见各项规定要求；4.当出现设计图纸、标书或审图意见等要求有矛盾时，按由后到前的优先顺序执行；5.卖方应在投标文件中提供生产设备的工厂质量手册、相关质量控制体系及针对本次投标的质量计划，供评委评分参考。6.低压开关柜必须是经过3C认证的产品，卖方在投标时必须明确指明产品的购买渠道，并提供生产厂家或代理商的资质证明文件3-制造执行标准3-1GB7251.1-1997 《低压成套开关设备》Ec60349 《低压成套开关设备和控制设备》GB/T13911 《金属涂覆和化学处理》GB9466《低压成套开关设备基本试验方法》JB1284《低压断路器》JB4011.1《低压熔断器一般要求》GB4025《低压电器基本标准》GB998 《低压电器基本试验方法》GB14048.3-93 《低压开关设备和控制设备…低压开关、隔离器、隔离开关及熔断器组合电器》GB 14048.2-1994 《低压开关设备和控制设备 低压断路器》NFC 15-100《低压电器的安装标准》GB 156-1993 　《标准电压》GB/T 762-1996 《标准电流》GB/T 1980-1996《标准频率》GB/T 2900.18-1992 《电工术语 低压电器》GB/T 4026-1992 《电器设备接线端子和特定导线线端的识别及应用字母数字系统的通则》GB 4025-1983 《电工成套装置中的指示灯和按钮的颜色》GB/T 4205-1997 《控制电器运行的操作件标准运行方向》GB 4208-1993 《外壳防护等级》GB/T 13384-1992《机电产品包装通用技术条件》GB 3084-1982 《电力传动控制站的产品包装运输规程》IEC947-6-1——《自动转换开关电器》IEC269或BS88—— 熔断器IEC51或BS89—— 电气指示仪表IEC255或BS142—— 电气继电器BS159—— 母线及母线连接BS800—— 无线电干扰之限制BS1433—— 电器用铜IEC85或BS2757—— 绝缘材料之分类IEC898或BS3871—— 小型断路器IEC337或BS4794—— 电流互感器IEC292或BS4941—— 控制开关（开关装置）IEC408或BS5419—— 空气断路器IEC144或BS5420—— 开关装置及控制装置箱体保护程度IEC158或BS5424—— 控制装置IEC439或BS5486—— 形式试验和部份经形式试验的组合装置BS586—— 电气表计IEC255或BS5992—— 电气继电器IEC227或BS6004——供电力和照明PVC绝缘，非铠装电缆BS6231——开关装置及控制装置用PVC绝缘电缆IEC623或BS6260——可充电式的镍镉蓄电池BS7430——接地工作手则BS7671——电气装置规则BS9563——转换开关BSCP1006——无线电干扰之抑制BSCP1014——电气设备抵抗气候条件之保护BSEN60947-3—低压开关装置及控制装置、开关、隔离器、隔离开关和熔断器之组合IEC947——低压开关装置和控制装置4-工程与环境条件4-1环境温度最高温度+40℃　最低温度-5℃　日平均温度+35℃4-2环境湿度等平均相对湿度90％及以下　最大海拔高度1000m及以下　耐受地震能力7度（按8度设防）　气候条件：海洋性气候、盐雾腐蚀；5-低压柜通用技术要求5-1要求提供技术参数好、运行业绩良好的知名品牌产品，卖方的低压配电设备必须是制造商技术参数最优的GGD型交流低压配电柜，柜内所选元器件应满足元器件的选型要求；5-2开关柜采用通用柜的形式；采用标准组件和可接近的设备，维护简单快捷；开关柜通过全型式试验，并提供试验报告；5-31.额定工作电压：660V2.额定频率：50HZ3.主母线额定绝缘耐压：660V4.主母排额定电流：按图纸要求，同时提供柜体最大母排额定电流说明。5.额定短时耐受电流：80KA6.额定峰值耐受电流：176KA7.防护等级：IP406-低压柜结构特点6-1GGD型交流低压配电柜的柜体采用通用柜的形式，构架用8MF冷弯型钢局部焊接组装而成，构架零件及专用配套零件由型钢定点生产厂配套供货，保证了柜体的质量。通用柜的零部件按模块原理设计，并有20模的安装孔，通用系数高；6-2充分考虑到柜体运行中散热问题。在柜体上下两端均要有不同数量的散热槽孔，当柜内电器元件发热后，热量上升，通过上端槽孔排出，而冷风不断地由下端槽孔补充进柜，使密封的柜体自下而上形成一个自然通风道，达到散热的目的；6-3GGD柜按照现代工业产品造型设计的要求，采用黄金分割比的方法设计柜体外形的各部分的分割尺寸；6-4柜门用转轴式活动铰链与构架相连，安装、拆卸方便。门的折边处均嵌有一根山型塑条，关门时门与构架之间的嵌条有一定的压缩行程，能防止门与柜体直接碰撞。6-5装有电器元件的仪表门要用多股软铜线与构架相连，柜内的安装件与构架间用滚花螺钉连接，形成整柜构架完整的接地保护。6-6柜体的前后门及其余外表面均应进行环氧粉末喷涂处理，喷涂厚度不小于50微米，涂层应美观、牢固、耐腐蚀、抗撞击、不反光，颜色需经业主确认。所有柜内的零件、螺钉、电缆攀附的支架等均应镀锌，并达到耐盐雾腐蚀的标准。6-7柜体的顶盖在需要时可拆除，以便于现场主母线的装配和调整。柜顶的四角装有吊环，用于起吊和装运；6-8柜体的防护等级为IP306-9配电柜分为进线柜、公建部分总计量柜、低压出线柜、电容补偿柜、联络柜。仪表、信号灯、按钮等组成的辅助电路元件均安装于配电柜正面面板上。主母线位于柜上方，电缆室位于柜体下部，内部设置有供电缆攀附的支架。6-10各配电柜内设有独立的接地母线PE与中性母线N，二者贯穿于整个配电柜装置内，安装在柜后底部前后侧，各回路接地或接零均可方便地就近连接。柜体框架结构件均有可靠的接地连接。N线PE线之间用绝缘子间隔固定并可分别使用，方便施工时进出线的接线。各母线连接良好，绝缘支撑件及其它附件牢固可靠。6-11框架断路器设有：连接位置、试验位置、分离位置三个位置。6-12在柜体前后均设有带锁柜门，门的开启角度不小于120度。6-13二次接线端子排接线端有明显的接线标志，外引接线的二次端子排按要求单独配置。熔断器的熔芯选择符合工程设计及规范的要求。仪表的刻度标定，互感器的变比及极性正确无误。每柜内附有详细的二次接线图以备检修之用。6-14低压配电柜体结构还应充分考虑到电缆进出的方便。电缆室的宽度不应小于600毫米，且应安装有电缆攀附的支架。柜体结构还应考虑到方便巡视、检修等要求。6-15母线采用TMY型优质电解紫铜排，规格按图纸要求。搭接部位搪锡，非搭接部位套热塑管保护。母线的固定应采用阻燃的DMC绝缘排夹，具有耐电弧、耐高温、动热稳定性高、机械强度高和防潮的功能。7-框架断路器ACB的技术参数7-1基本技术参数表1、框架等级额定电流（A）8001250160020002500320040002、额定电流（A）8001250160020002500320040003、额定工作电压（V）6904、额定绝缘电压（V）10005、冲击耐压水平（V）120006、额定极限短路分断能力Icu (kA)6666668080801007、额定运行短路分断能力Ics极数 3P/4PIcs=100%Icu8、额定短路接通能力Icm (kA) 555555656565809、脱扣器功能进线及母联断路器具有长延时保护（电流和时间可调）、短路短延时保护（电流和时间可调）、短路瞬时保护（电流可调）、接地保护（电流和时间可调）；其它出线断路器具有长延时保护（电流和时间可调），短路瞬时保护（电流可调）7-21.框架断路器要求选用知名品牌的最优型号产品（电子可调式），并选用同一品牌适配的保护类型。注：提供以上品牌是对框架断路器这一关键部件的质量、档次要求的说明，不接受低端系列或派生产品，在市场上有三年以上的运行经验。同时，框架断路器是低压配电柜的关键部件，评标时将重点予以考虑。2.断路器自身带液晶显示，可实时监控电流等参数；为了实现对配电系统的监控，断路器必须内置通讯模块和相应附件并可将电流、电压、电能、谐波等参数以符合自动化控制要求的规约提供给系统集成商并承担全部费用成本；到货时将对本项严格验货，杜绝以低端替代高端系列现象。7-3所有断路器带有电动储能合闸机构、分励脱扣器（按图纸要求配备），不能带有欠电压脱扣器。7-4所有断路器并具有合分状态和故障状态输出辅助接点, 这些接点应是无源的；7-5所有断路器必须带有机械闭锁装置；7-6所有断路器必须达到零飞弧；7-7每台空气断路器柜需配备以下设备但不局限于下列各项）1.显示断路器位置的指示设备。2.安培计（电流表）及选择开关和电流互感器。3.带选择线电压和相电压转换开关的电压表（仅用于电源引入端断路器）4.功率因数表（仅用于电源引入端断路器）。5.电度表及与之匹配的电流互感器（仅用于电源引入端断路器）。6.断路器闭合和断路器跳闸的指示灯。8-塑壳断路器MCCB技术参数8-1基本技术参数表1、等级额定电流Inm (A)1001602504006302、额定电流In1001602504006303、额定工作电压 U（AC V）6904、额定绝缘电压Ui（AC V）8005、冲击耐受电压 Uimp（AC V） 80006、额定极限短路分断能力Icu (kA rms) 40404070 707、额定运行短路分断能力Ics极数 3P/4P Ics=100%Icu8、脱扣器功能根据图纸要求配置⑨配备附件分励脱扣器按图要求配置按图要求配置按图要求配置按图要求配 置按图要求配置辅助触点按图要求配置按图要求配置按图要求配置按图要求配 置按图要求配置报警触点按图要求配置按图要求配置按图要求配置按图要求配 置按图要求配置8-2塑壳断路器要求选用知名品牌的最优型号产品，并选用同一品牌适配的保护类型。注：提供以上品牌不是指定品牌，而是对塑壳断路器这一关键部件的质量、档次要求的说明，不接受低端系列或派生产品，在市场上有三年以上的运行经验。同时，塑壳断路器是低压配电柜的关键部件，评标时将重点予以考虑。8-3MCCB所有操作机构和带电金属的构件应密封在全绝缘制壳内。8-4所有规格的MCCB的保护参数以设计整定为准,使之在过载和短路情况下保护动作,切断电路。8-5所有规格的MCCB过载及短路脱扣电流以设计整定为准。8-6所有MCCB应为摄氏40度时的校准。8-7250A以下的回路塑壳断路器需提供一个无源干接点，方便电力监控系统采集回路的开关状态。8-8所有出线回路塑壳断路器，其参数按图纸要求配置； 8-9卖方所选用产品型号的性能参数指标，必须达到或更优于上表中所列的参数指标，并符合设计图纸中的要求，不符合部分对应上述条款列出差异表。9-熔断器开关9-1所有熔断器开关的额定值，须能使其于AC-23A使用类型时不间断工作，除非图纸上另有指示。熔断器的最小额定电流须为50KA。所有带电部分须完全与前方屏蔽。9-2熔断器开关的操作机构与配电屏门板之间，须有机械联锁。在开关位于闭合位置时，门板不能打开。同样，在门开启后，不能闭合开关。为了测试，需要由批准的人员修理机械联锁装置，则可在门开启的情况下闭合开关。9-3所有开关装置须为平装，配有机械的合/开指示器，其操作手柄为半平装或可伸缩式，并须具备锁住在开与合位置的装置。9-4熔断器开关须配置足够力量的加速弹簧，以保证可靠迅速地闭合和断开，而与操作手柄的操作速度无关，并能闭合于短路故障且保持闭合。即使操作机构的弹簧断裂亦可进行操作。所有触头须镀银以保持可靠接触。9-5熔断器开关按规定须为三极带螺栓式中性线连接的开关，二极或单极带螺栓式中性线连接的开关。中性线连接须能从熔断器开关面板前部接触和拆卸。9-6熔断器须为高遮断容量型，符合BS88第二部分Q1级熔断系数。10-电流互感器（CT）10-1所有电流互感器须为B级温升10-2电流互感器须为环氧树脂密封型，能供给必要的输出功率以操作所连接的保护装置和仪表。10-3电流互感器的二次端，须有一个牢固的接线标识, 以便确定其极性和方便接线。10-4保护用电流互感器须有适当额定值，达到5P级或更高的准确度。保护用电流互感器之额定输出和其额定精确度限制系数，不少于10倍跳闸回路负载和不大于150倍数值。10-5测量用电流互感器应有适当的额定值，1级或更高的准确度。11-指示仪表11-1按照图纸有关型号列入报价，指示仪表须为弹簧控制型。指示仪表的精确度为1.5，电度表为1.0,指示仪表不应因开关装置所能承受的短路或过电压而损坏。12-指示灯、按钮、选择开关和控制开关12-1所有指示灯，带灯的控制按钮，选择开关和控制开关须为重荷载配电屏用，并适合所用之额定电压和电流。12-2灯泡的额定电压须至少高于标称工作电压的20％以增加灯泡寿命至不少于4000小时。指示灯的设计须做到不必使用任何特殊工具和开启屏门即能在屏前拆卸灯罩和灯泡。12-3电流表选择开关须为旋转型，带先接通后断开触点，供测量三相电流。在面板上须刻有黄（Y）、绿（G）和红（R）的三相标志。电压表选择开关须为旋转型，带先断开后接通触点，供测量线和相电压。面板上须刻有黄相（YN）、绿相（GN）、红相（RN）电压和红黄（RY）黄绿（YG）绿红（GR）线电压。12-4作断路器控制用的开关须为手枪手柄式，具有返回至空位的弹簧而无需首先转至跳闸位置，并具有闭锁以防止重复合闸。12-5其它作控制、选择用途开关手柄须为1字形。13-接线端子排13-1供控制回路用之接线端子排，必须用弹簧夹紧方式嵌装在轨条上，并用螺栓固定。接线端子须能抽出更换而无需拆除相邻端子。13-2接线端子的接线须由两个以上螺栓加紧的板间将电线紧固。不得使用螺栓直接与电线接触的压紧式接线端子。14-制造工艺14-1 表面所有钢板表面的尘土、油脂、污渍、铁锈等，必须用复合清洗液予以彻底清除，并在制造厂内立即磷化和覆以树脂粉末。粉末层厚度不得少于50微米。设备的面漆颜色须经业主确认。14-2母线、导线母线须为硬拉，高导电率，镀锡或搪锡处理，矩形裸铜排制成。相线和中线须为同等截面。配电屏的母线、母线连接器、裸导体须为符合EN60439和IEC439标准中关于载流量和温升限量的要求。当配电屏中某个垂直部分包含一个以上的馈出回路时，须由引上或引下的母线头与主母线连接。引上或引下母线须尽可能的短、直。并使所有馈出回路的导线，可直接与之相连而避免不必要的弯曲。主母线/引上/引下母线与配电屏馈出线间的导线，须为高导电率的铜排，其额定电流不应小于其馈出线开关的额定电流。低压配电屏内母线组装的布置，须与定型试验的图纸所示相同。任何母线布置方式的变动，另需定型实验证明书证明。对引上、引下母线与馈出线保护装置间的连接导线，如未经功率因数为0.25滞后50KA、1秒短路型式试验时，需以标准的方式予以绝缘。用机械方法连接母线。连接面须镀锡，所有连接螺栓须有防松螺母和垫片，连接处母线撘接长度至少须等于连接母线的宽度。母线支座的绝缘体，须为不吸潮、高纯度的材料模压制成。母线系统的绝缘电压须为交流1000V。绝缘导线选用RV型，其截面规格应能保证在额定电流下导线无明显温升。插入式导线端头选用标准型H系列，不经预压，利用打紧过程中一边打紧一边变形使导线及端头与电器端子之间达到最大的接触面积和压力。保证搭接部位在额定电流下温升最低。14-3框架断路器的安装必须满足下列要 求：框架断路器(ACB)与低压配电屏母线系统间的电气连接，须经触头和插孔并带有自动屏蔽隔板。当ACB被抽出后，用来遮盖低压配电屏内固定插孔端。隔板应以标牌指示其ACB之出或入状态并配备连锁装置。当ACB在闭合位置时不能被插入或抽出。若企图取出断路器，必须使闭合的断路器先跳闸。除非ACB被抽出，在配电屏正面应不能接触到ACB的带电部分。须有连锁装置使ACB能锁在“闭合”，“试验”和“隔离”位置。除上述装置外,每个框架断路器须配,但并非局限于：1.机械操作的指示器，用以指示断路器的位置。2.以钥匙操作，按图所示的断路器间的连锁。3.配备过电流保护装置。装置须为三级无极性的IDMT继电器，其整定电流及时间值均为可调，并设有可调速断保护。保护装置的时间与电流特性的选择须保证与其前级变压器和高压开关柜所许可的最大时间与电流特性完全匹配并获得供电局的批准。4.配备接地保护装置。保护装置须为单级无极性的IDMT继电器，其整定电流及时间值均为可调。5.配备低电压继电器。当主电源故障时，使回路能继续保持闭合达0至5秒可调。低电压继电器须为自复归型。6.配备足够数量的辅助开关接点，以供远传指示和控制断路器之用，并有20％的备用量。14-4 接地1.须配备一条沿配电屏全长敷设的镀锡铜接地母线，用以将配电屏的屏架、屏内单元以及各回路进线和馈出线铠装和金属屏蔽相连接的终端、母线槽中的地线一起接地，接地母线的规格按图纸。2.在最后一面配电屏处配置一个接地端子, 用以将配电屏与接地网相联接。15-标牌15-1标牌的总高度不得小于75毫米，字体部分的高度不得小于50毫米。15-2所有标牌应用traffolyte双色板(片)或相类似的材料制成，刻出字样，并用镀镉螺丝固定。15-3标牌、标识须用中文或易懂的通用符号表示。16-内部控制线路16-1所有内部控制线须为1000伏等级的PVC绝缘铜电缆。16-2所有电缆须有足够的截面但不少于1.5平方毫米的单芯单股导线, 或1.0平方毫米的单芯多股绞合导线; 敷设于PVC线夹或线槽内。16-3每条电线的两端须套有白色的套箍，印有与接线图相符的黑色字样。17-综合表计工作范围要求17-1卖方应免费根据电力监控系统承包商提供的智能仪表、数据采集器及其它通讯设备的尺寸在低压柜上进行开孔，负责智能仪表、数据采集器及其它通讯设备在低压柜上的到货验货保管、安装，并协助完成低压柜到工地后的调试工作。所有自动化相关接口必须在柜体上预留有明显标记的接线端子，断路器到端子的接线由中标供应商承担。17-2低压的电力监控系统用于低压室内的低压柜，要求监测进线电流、电压、功率因素、有功电度量以及断路器的开合状态，事件记录和故障录波。所有带断路器的开关柜的工作状态、维护要求、操作记录和故障提示及运行参数需要实时记录五.35KV隔离开关技术要求1. 应遵循的主要标准供方应遵循最新版本的国家标准 (GB)、电力行业标准 (DL) 和国际单位制 (SI)。 如果供方有自己的标准或规范，应提供标准代号及其有关内容，并须经需方同意后方可采用 , 但原则上采用更高要求的标准。供方提供的产品应满足本技术条件书规定的技术参数和要求以及如下的专用标准：(按最新版本执行)GB3804-90《 3～63kV 交流高压负荷开关》GB/Tll022-1999《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》GB3309-89《高压开关设备常温下的机械试验》DL/T593-1996 《高压开关设备的共用订货技术导则》GB1985 《交流高压隔离开关和接地开关》；SD201《交流高压隔离开关技术条件》；GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》；GB2706 《交流高压电器动、热稳定试验方法》；GB2955 《电工产品人工日照试验方法》；GB763《交流高压电器在长期工作时的发热》；BG191《包装贮运标志》；DL486《交流高压隔离开关订货技术条件》；2. 货物名称、型号及主要技术条件2.1名称、型号： 35KV及以下户外隔离开关。2.2环境条件设备安装于户外2.2.1 海拔高度： 1000m2.2.2 最高温度：45。C 2.2.3 最低温度：-15。C2.2.4 最大日温差: 25。C2.2.5 最大风速：30m/s2.2.6 覆冰厚度 10mm2.2.7 日照 0.1W/M22.2.8 要求泄漏比距不小于20mm/kV，按最高工作电压计算。2.2.9 地震烈度 7度水平：0.25g垂直：0.125g考虑水平与垂直同时作用，安全系数≮1.672.3 设备的主要参数本次采购的35KV户外隔离开关, 其技术参数除应满足应遵循的主要标准外 ,还应满足本标书以下要求 :主要技术参数项目35kV1、系统标称电压（kV）352、额定电压（kV）353、额定雷电冲击耐压水平（kV）峰值对地950断口间10504、1min工频耐压水平（kV）峰值对地395断口间4605、额定频率（HZ）506、额定标称电流（A）6307、额定短时耐受电流（峰值，kA）808、电瓷表面泄漏距离（对地，mm）＞50409、设备带电部分与接地部分之间的距离（mm）＞180010、隔离开关及接地开关短时（3秒）电流耐受能力（kA）31.511、接线端子负荷（N）15002.4 技术要求2.4.l 户外隔离开关应性能可靠，寿命长，体积小，无爆炸危险。2.4.2 户外隔离开关铭牌标识清晰，铭牌应安装在运行或检修时易于观察的位置。2.4.3 绝缘子应一次模压成型，具有防腐功能。2.4.4 刀闸底座应采用 3㎜不锈钢板弯制，并使用不锈钢螺丝，接线板与导线连接使 用热镀锌螺丝。2.4.4 联锁机构弹簧、紧固件应具有防锈、防腐功能。2.4.5 户外隔离开关应有温度补偿装置 , 当刀闸触点由于接触不良发热时 , 可自动增加触头压力 , 以抑止发热情况。2.4.6 隔离开关主开关应采用三相联动的手动操动机构，接地开关采用三相联动的手动操动机构。三相联动杆应具备一定刚度，保证操动时不摆动。支柱瓷瓶采用高强瓷。2.4.7 当采用三相联动的操动方式时，各相主开关的合闸不同期性应能方便地调整以保证良好的同期性，合闸终了时应保证接触可靠，并在操动过程中无暂停现象。2.4.8除隔离开关自身（如操动机构）使用的辅助接点外，每台隔离开关主开关应至少提供10常开10常闭辅助接点，接地开关的每相应提供4常开4常闭辅助接点供需方外部回路使用。接点容量不应小于DC220V，5A。辅助开关应选用真空辅助开关, 辅助开关盒为不锈钢材质。2.4.9 隔离开关的操动机构箱应为户外不锈钢壳体，供方应保证其具有良好的密封性能，不能因为气象条件的变化或环境污秽而影响其正常工作。机构箱中应装有驱潮加热器，并根据湿度、温度自动控制，必要时也能进行手动投切。加热器功率应合适，以保证长期投入时对箱内设备不产生不良影响。2.4.10 所有控制，联锁及辅助接点应引至接线端子，供方应提供端子排。每个端子只应连接一根外部导线，而供方内部线路与端子排的连线也宜每个端子为一根外部导线，最多不能超过二根外部导线。所有接线端子的连接及导电材料应为铜质并经过防腐处理，以保证具有良好的导电性能，机械强度和抗腐能力。接线端子绝缘材料应采用阻燃塑料，端子排在箱内为竖排安装。2.4.11 隔离开关和接地开关的操动机构箱端子排应有足够的端子，每块端子排应有15%的备用端子。操动机构箱需装设50个空端子由需方作其它用，并在布置时考虑留有电缆进线及布线的位置。3.4.12所有控制导线应采用具有足够载流能力的铜导线，导线上应没有损伤或施工时工具留下的痕迹。选用导线截面不应小于2.5mm2。2.4.13隔离开关操动闭锁采用电气回路闭锁。2.4.14隔离开关的主开关和接地开关之间应有可靠的机械联锁，保证在主开关合闸时，接地刀不能进行合闸操动，反之亦然。2.4.15隔离开关及其操动机构应具有自锁能力，以保证隔离开关在风压、重力、地震的作用下不能从合闸位置脱开或从分闸位置合闸。2.4.16对接地开关的要求： 具有与隔离开关同样的动、热稳定性。2.4.17隔离开关的机械寿命在无需进行机械调整，维修或更换部件的情况下，不少于2000次操动次数。2.5 零配件要求供方应对户外隔离开关的零配件质量向需方负责，并注明主要零配件的生产厂家、型号等，应符合有关的国家或国际标准，并提供相应的出厂和验收证明。3. 试验 试验应满足相应国家标准及电力部行业标准，并且各项试验结果应符合本技术条件书 2.3 条款的要求。3.1供方应提供过去五年内曾对类似产品进行过的型式试验报告，型式试验不少于如下项目：3.1.1外观检查；3.1.2机械特性和机械稳定性试验（连续机械操作试验）；3.1.3绝缘试验；3.1.4温升和电阻测量；3.1.5动、热稳定试验；3.1.6环境条件的试验（防锈，防腐，风力，破冰，地震）；3.1.7 密封性试验；3.1.8电晕和干扰试验；3.1.9防水、防潮、防热、防寒与防尘实验；3.1.10 分、合小电流能力的试验；3.1.11支持瓷件的抗弯、抗扭（对转动式瓷柱而言）试验；3.1.12 接地开关短路关合能力试验；3.1.13 极限温度下的操作试验。3.2出厂试验项目3.2.1 结构检查；3.2.2 机械操作及机械特性试验；3.2.3 主回路电阻测量；3.2.4 主回路电阻工频耐压及其他绝缘试验；3.2.5二次回路工频耐压试验；3.2.6产品技术条件规定的其它出厂试验项目。出厂试验应由需方代表参加见证。3.3现场试验 现场试验应符合电力部颁布的《电气设备交换预防性试验》的要求。4. 供货范围详见设备采购清单。包括隔离开关本体及接地开关，包括安装固定螺栓、起吊吊环等。隔离开关辅助设备，包括操作机构柜。柜内二次控制接线应完整。供方应填写的备品备件、专用工具。六.微机五防工作站及模拟屏技术要求1. 本站防误操作的总体要求1.1 本站防误操作设计所针对的情况为非事故状态下的运行操作。1.2 防误操作原则上应具有双向性，这是操作程序所决定的。1.3 本招标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，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应提供符合相关标准和本招标文件的产品。本招标文件所使用的标准如与投标人所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。1.4 如果投标人没有以书面形式对本招标文件的条文提出异议，则意味着投标人提供的设备完全符合本招标文件的要求。供方应填写的备品备件、专用工具。2. 本站防误操作的功能按文件规定功能的总体要求如下：2.1防止误分、合断路器。2.2防止带负荷拉、合隔离开关。2.3防止带电（挂）合（接地线）接地刀闸。2.4防止带接地线（接地刀闸）合断路器及合隔离开关。2.5防止误入带电间隔。2.6全部锁具（断路器、隔离开关、网门、接地桩、地线）具有位置检测和防走空操作功能。2.7具有检修状态下完善的解锁、闭锁功能。3. 本站防误操作功能的具体展开逻辑3.1 关于各电压等级电气间隔的防误操作逻辑：1、强制性保证纵向关系上即电气间隔内的断路器与隔离开关与接地刀闸之间的操作次序，从而实现五防功能。2、强制性保证横向关系上即电气间隔之间的多个操作的动作次序（逻辑），从而实现五防功能。特别是母线PT的接地刀闸与其它电气间隔合闸的双向闭锁。3、强制性保证双侧均带电源的线路其出线侧接地刀闸与对侧隔离开关操作的双侧闭锁，具体表现为防对侧合闸状态下（即线路带电），本侧接地刀闸误合，及本侧接地刀闸合上的情况下，对侧误投入。3.2关于主变各侧之间的防误操作逻辑：强制性保证任何一侧进线检修设备应在其它各侧进线断开或母线侧电源已倒闸操作到另一段母线并在本侧挂好接地线的情况下进行，尤其是在检修主变侧隔离开关和母线侧的设备开关，从而实现五防功能。3.3实现全站就地操作的隔离开关、接地刀闸、网门、接地桩、地线的防误闭锁和防走空功能。4. 防误操作系统功能及结构要求4.1采用微机防误操作系统。根据本站电气主接线特点，该系统设一台主机、二把电脑钥匙、断路器闭锁输出装置及防误锁具、接地桩等组成。4.2五防工作站应具有独立的控制功能，能通过如以太网络与其他设备进行数据、信号的共享。4.3该防误操作系统须具有同电压等级间隔间横向与单个间隔内纵向的闭锁功能。4.4该防误操作系统应有记忆追忆功能即“黑匣子”系统，软件系统自动记录与操作有关的信息，信息存储时间超过一年。4.5模拟屏应具有语言功能，模拟屏、调度屏应具备与主机系统同步显示功能。4.6电脑钥匙应是主机系统的前置装置，整个站电气一次操作设备状态及状态的变化均由其输给主机系统，以便逻辑判断。4.7电脑钥匙应使用简单、方便，应具有防“空操作”功能；电脑钥匙可根据需要具有显示及语言提示功能，并保证一次性充电进行操作500项以上。4.8应具有操作票专家系统、操作票打印系统。5. 锁具要求5.1断路器锁具应具有位置检测功能，保证断路器的防走空操作，要求不闭锁远方的操作。5.2隔离开关、刀闸、网门和地桩锁具应满足以下条件：1、锁具编码量大于100000个。2、全部锁具都具备位置检测和防空功能；考虑到地线的特殊性，地线应纳入防空范围。3、室外的锁具应防锈、防潮，锁具外壳为不锈钢外壳；锁具外部根据需要应有不锈钢的防雨、防尘罩。锁具附件的紧固件应采用不锈钢螺丝等。4、锁具全部采用固定式安装结构。5、锁具寿命≥10年，操作100000次；6、最大控制锁具安置≥10000把6. 技术参数6.1电脑钥匙1、环境温度：-20℃——+60℃2、环境相对温度日平均≤95%，月平均≤95%3、电源5V直流电源，300mAH，可充电高能专用电池4、表态电流10mA5、开锁最大电流200mA6、识别编码个数≥10，000，00个7、一次接收操作内容≥500项8、平均无故障时间：100000次9、抗跌落能力：电脑钥匙小于5米自由跌落混凝土水泥地面，锁具无损伤。6.2电子编码锁1、操作回路电流≤5A2、抗电强度≤2000V3、寿命100000次七.10KV、35KV电压互感器技术要求1. 应遵循的主要标准供方应遵循最新版本的国家标准 (GB)、电力行业标准 (DL) 和国际单位制 (SI)。 如果供方有自己的标准或规范 , 应提供标准代号及其有关内容 , 并须经需方同意后方可采用 , 但原则上采用更高要求的标准。供方提供的产品应满足本技术条件书规定的技术参数和要求以及如下的专用标准：(按最新版本执行)GB311.1-311《高压输入变电设备的绝缘配合高压试验技术》GB7354 《局部放电测量》GB11604《高压电器设备无线电干扰试验方法》GB772-92 《高压电瓷元件技术条件》GB191《包装贮运标志》2. 货物名称、型号及主要技术条件2.1 名称、型号：10KV(35KV)电压互感器。2.2环境条件10KV电压互感器设备安装于户内，35KV电压互感器设备安装于户外。2.2.1海拔高度： 小于1000m2.2.2最高温度：45。C 2.2.3最低温度：-15。C2.2.4最大日温差: 25。C2.2.5最大风速： 35m/s2.2.6覆冰厚度 10mm2.2.7日照0.1W/M22.2.8要求泄漏比距不小于20mm/kV，按最高工作电压计算。2.2.9地震烈度 7度 水平：0.25g垂直：0.125g考虑水平与垂直同时作用，安全系数≮1.672.3 设备的主要参数本次采购的 10KV(35KV)电压互感器, 其技术参数除应满足应遵循的主要标准外 ,还应满足本标书以下要求 :主要技术参数2.3.1系统最高运行电压：12kV、40.5kV2.3.2额定频率：50Hz2.3.3雷电波冲击耐受电压(峰值)75kV、185kV2.3.4工频短时耐受电压 电压互感器高压端对地(有效值)电压互感器低压端对地(有效值)电压互感器高低压绕组之间和二次侧绕组之间及对地(有效值)2kV2.3.5局部放电水平(在1.1×Um/ 千伏时)10PC2.3.6高频干扰电压水平(RTV)(在1.1×Um/ 千伏时)＜10kV2.3.7介损角(10～30，Um/ 千伏时)＜0.15%2.3.8精度及容量要求2.3.9对JSXN2-35，35/ /0.1/ /0.1/3二次绕组输出：0.2级150VA二次绕组输出： 1级 250VA二次绕组输出： 3级 500VA2.3.10 铁磁谐振在电压为1.2UIN而负荷实际为零的情况下，互感器的二次线路短路后又突然短路消失，其二次电压峰值应在额定频率的10个周波之内恢复到与短路前的正常值相差不大于10%。在电压为1.5UIN而负荷实际上为零的情况下，互感器的二次线路短路后又突然短路消失，其铁磁谐振持续的时间应不超过2秒。2.3.11 暂态响应互感器二次绕组带有相当于额定值的25%～100%的负荷，高电压端子在额定电压下发生对接地端子短路后，二次输入电压应在额定频率的一个周波内降低到短路前电压峰值的5%以下。2.4 技术要求2.4.1 若两个主二次绕组中的一个绕组发生短路故障，另一个绕组应仍然能够按照规定的精度要求保证二次侧的输出电压正常。2.4.2 电压互感器采用串组式金属膨胀器全密封。2.4.3 电压互感器使用寿命不少于10年。2.5 零配件要求供方应对电压互感器的零配件质量向需方负责，并注明主要零配件的生产厂家、型号等，应符合有关的国家或国际标准，并提供相应的出厂和验收证明。3. 试验试验应满足相应国家标准及电力部行业标准, 并且各项试验结果应符合本技术条件书 2.3 条款的要求。3.1供方应提供过去五年内曾对类似产品进行过的型式试验报告。3.2供方应提供各出厂试验的结果和验证记录。3.3 现场试验现场试验应符合电力部颁布的《电气设备交接预防性试验》的要求。4. 供货范围详见设备采购清单。电压互感器本体，包括安装固定螺柱、接地螺栓和起吊吊环等。供方应填写的备品备件、专用工具。八.电流互感器技术要求1. 应遵循的主要标准供方应遵循最新版本的国家标准 (GB)、电力行业标准 (DL) 和国际单位制 (SI)。 如果供方有自己的标准或规范 , 应提供标准代号及其有关内容 , 并须经需方同意后方可采用 , 但原则上采用更高要求的标准。供方提供的产品应满足本技术条件书规定的技术参数和要求以及如下的专用标准：(按最新版本执行)GB1208－1997《电流互感器》GB3111—311.6 《高压输变电设备的绝缘配合高压试验技术》GB2706－89《交流高压电器动、热稳定试验方法》GB763－90 《交流高压电器在长期工作时的发热》GB3309－89《高压开关设备常温下的机械试验》GB2955－81《电工产品人工日照试验方法》GB772－92 《高压电瓷元件技术条件》GB191 《包装贮运标志》2. 货物名称、型号及主要技术条件2.1 名称、型号：10KV电流互感器。2.2环境条件设备安装于户外2.2.1海拔高度： 小于1000m2.2.2最高温度：45。C 2.2.3最低温度：-15。C2.2.4最大日温差: 25。C2.2.5最大风速：30m/s2.2.6覆冰厚度10mm2.2.7日照0.1W/M2.2.8要求泄漏比距不小于25mm/kV，按最高工作电压计算。2.2.9地震烈度 7度 水平：0.2g垂直：0.1g考虑水平与垂直同时作用，安全系数≮1.672.3 设备的主要参数本次采购的 10KV电流互感器, 其技术参数除应满足应遵循的主要标准外 ,还应满足本标书以下要求 :主要技术参数额定电压10kV额定频率50HZ额定热稳定电流（5S）31.6～45kA额定动稳定电流30kA在1.2×Um/ kV电压下局部放电水平低于5PC绝缘水平全波冲击试验（峰值）75kV截波冲击试验（峰值）1min工频（有效值）30kV二次线圈间及对地工频试验电压（1min）有效值2kV2.4 技术要求2.4.1 电流互感器铭牌标识清晰 , 铭牌应安装在运行或检修时易于观察的位置。电流互感器应是单相、自立式的户外型式。2.4.2 油浸互感器的瓷绝缘套管应有足够的机械强度和电气强度，并满足有关国标要求。瓷套的颜色应是棕色。2.4.3电流互感器一次绕组接线端子应为高导电率，铜材料制造的平板式端子，端子表面镀银或采用满足接触面积及电流密度要求的铝合金端子，并带有连接导线用的不锈钢螺栓、螺帽和垫圈。2.4.4电流互感器带金属膨胀器全密封。2.4.5电流互感器应适合水平运输。2.4.6电流互感器使用寿命不少于10年。2.4.7额定输出10P级30VA0.2级20VA0.5级20VA2.4.8电流互感器需装设二相回路开路的保护装置，供方在提交投标书的同时应将保护方案提交需方备选。2.4.9每只电流互感器必须设有短接型二次接线盒，接线盒内接线端子必须具有良好的导电性能、机械强度和抗腐蚀能力，并能与截面为2.5～8mm2的电缆采用螺丝连接，接线端子的绝缘材料应采用阻燃材料。2.4.10 所有的保护级、测量级均带抽头。2.5 零配件要求供方应对电流互感器的零配件质量向需方负责 , 并注明主要零配件的生产厂家、型号等 , 应符合有关的国家或国际标准 , 并提供相应的出厂和验收证明。3. 试验试验应满足相应国家标准及电力部行业标准, 并且各项试验结果应符合本技术条件书 2.3 条款的要求。3.1供方应提供过去五年内曾对类似产品进行过的型式试验报告，型式试验不少于如下项目：3.1.1温升试验3.1.2一次绕组雷电冲击试验3.1.3外绝缘短时工频湿耐压试验3.1.4介质损耗率(tgδ)测量3.1.5绝缘热稳定试验3.1.6误差试验3.1.7短时电流试验3.1.8伏安特性测量3.1.9仪表保安电流测量3.2出厂试验项目3.2.1密封性试验3.2.2出线端子标志检验3.2.3绝缘电阻、电容和介质损耗测量3.2.4局部放电水平测量3.2.5一分钟工频耐受电压试验(一次、二次绕组及组段间)3.2.6匝间绝缘试验3.2.7误差试验，依据各准确级的相应要求3.2.8绝缘油性能试验及油中气体分析3.3现场试验现场试验应符合电力部颁布的《电气设备交接预防性试验》的要求，并不少于如下项目：3.3.1介损角和电容量测量3.3.2绝缘电阻测量3.3.3一次绕组电阻测量3.3.4一分钟工频耐受电压试验3.3.5精度验证3.3.6激磁曲线试验4. 供货范围详见设备采购清单。电流互感器本体，包括安装固定螺柱、接地螺栓和起吊吊环等。供方应填写的备品备件、专用工具。九.高压电缆技术要求1.总则1.1 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，供方应提供符合本规范书和有关最新工业标准的优质产品。1.2 如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。2.应遵循的主要标准 GB 12706.1.3－91额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 IEC 60502-2（1997） 额定电压1～30kV挤包绝缘电力电缆及其附件3.使用条件3.1运行条件3.1.1 系统标称电压和频率： 6kV，50Hz。3.1.2 系统最高运行电压：6.3 kV。3.1.3 系统接地方式：中性点不接地系统，单相接地时允许持续运行8h。3.2 环境条件3.2.1 环境温度：-10℃～+45℃。3.3 敷设条件 敷设环境有沟槽、排管、沟道、隧道、桥架、竖井等多种方式。地下敷设时电缆局部可能完全浸于水中。4.4 运行要求3.4.1 电缆导体的额定运行温度为90℃。3.4.2 短路时电缆导体的最高温度不超过250℃。3.4.3 短路时间不超过5s。3.4.4 电缆弯曲半径：安装以后不大于15倍电缆的实际外径。4.技术要求本次采购的电缆，其技术参数除应符合 GB 12706 的要求以外，还应满足本标书以下要求。4.1 导体 导体表面应光洁、无油污、无损伤屏蔽及绝缘的毛刺、锐边，无凸起或断裂的单线。导体应为圆形并绞合紧压，紧压系数不小于0.9。铜导体材料为无氧圆铜杆。4.2 挤出交联工艺 导体屏蔽、绝缘、绝缘屏蔽应采用三层共挤工艺，全封闭化学交联。4.3 导体屏蔽 导体屏蔽为挤包的交联半导电层，半导电层应均匀地包覆在导体上，表面光滑，无明显绞线凸纹，不应有尖角、颗粒、烧焦或擦伤的痕迹。在剥离导体屏蔽时，半导电层不应有卡留在导体绞股之间的现象。 标称厚度为0.8 mm，最小厚度应不小于0.7 mm。4.4 绝缘 绝缘标称厚度为4.5mm，绝缘厚度平均值应不小于标称值，任一点最小测量厚度应不小于4.2mm，最大测量厚度应不大于4.8mm。4.5 绝缘屏蔽 绝缘屏蔽为挤包的交联半导电层，半导电层应均匀地包覆在绝缘表面，表面应光滑，不应有尖角，颗粒、烧焦或擦伤的痕迹。 绝缘屏蔽应为可剥离型。标称厚度为：0.8 mm。 绝缘屏蔽与金属屏蔽之间应有沿缆芯纵向的相色（黄绿红）标志带，其宽度不小于2mm。4.6 金属屏蔽金属屏蔽由重叠绕包的软铜带组成，铜带连接应采用焊接方式，并满足短路温度要求。绕包应圆整光滑，搭盖率应不小于15%。三芯屏蔽截面积之和不小于25mm2（按管状计算），且三芯屏蔽应接触良好。4.7 填充及隔离套 缆芯采用非吸湿性材料填充，应紧密无空隙。缆芯中间也应填充，三芯成缆后外型应圆整。 隔离套厚度平均值不小于标称值，任一点最小厚度应不小于标称值的80%。4.8 铠装 钢带铠装应采用双层镀锌钢带，绕包应圆整光滑。4.9 外护套外护套厚度平均值应不小于标称值，任一点最小厚度应不小于标称值的80%。4.10 电缆不圆度电缆不圆度应不大于15%。电缆不圆度= ×100%。4.11 成品电缆标志 成品电缆的外护套表面应连续凸印或印刷厂名、型号、电压、导体截面、制造年份和计米长度标志，不得连续500mm内无标志。4.12 电缆盘 卖方应用铁木结构电缆盘。电缆盘应能承受所有在运输，现场搬运或在任何气象条件下户外至少储存10年期间可能遭受的外力作用。并且电缆盘应承受在安装或处理电缆时所可能遭受的外作用力不会损伤电缆及盘本身。电缆盘筒体最小直径应符合电缆最小弯曲半径。5.试验5.1 电缆在制造、处理、试验、检验过程中，买方有权监造和见证，卖方不得拒绝。买方技术人员的工作不对厂家产品质量负责。5.2 在出厂和抽样试验前30天，卖方应预先通知买方，买方应在10天内答复卖方是否去见证。如买方放弃见证，则卖方应把所作的试验以试验报告的形式提交给买方。5.3 出厂试验每批电缆出厂前，制造厂必须对每盘电缆按 GB 12706 以及本招标书要求进行出厂试验。出厂试验报告除附在电缆盘上以外，还应汇总三份原件送达买方。出厂试验项目序号试验项目试验方法标准1导体直流电阻试验GB 3048.42局部放电试验 (1)GB 3048.123交流电压试验 (2)GB 3048.8局部放电试验在1.73Uo时，放电量小于10pC。交流电压试验要求3.5Uo，持续5min绝缘不击穿。5.4 抽样试验 抽样试验应按GB 12706 及下表要求进行。并将试验报告提交买方。抽样试验项目序号试验项目试验方法标准1结构检查GB 12706.3 表42局部放电试验GB 3048.1234h交流电压试验GB 3048.84热延伸试验GB 2951.185外半导电层剥离试验GB 12706.16隔离套工频耐压 15kV/1minGB 2952.15.5 型式试验如卖方已对相同型号的电缆按同一标准进行过型式试验，并且符合1.2.2条规定，则可用检测报告代替。如不符合，买方有权要求卖方到通过国家计量认证的电力部电气设备质量检验测试中心(设在武高所)重做型式试验，费用由卖方负责。重做的型式试验应按GB 12706 及本招标书要求进行。5.6 安装后电气试验5.6.1 电缆线路工频耐压2Uo/5min；或者直流耐压4Uo/15min。5.6.2 外护套直流耐压（如有可能时）6kV/1min。6. 技术服务6.1 供货方免费为需方培训安装维护人员，并到现场地进行安装调试。6.2 供货方免费提供所有电缆安装所需的电缆头、接线鼻等安装材料。供方应填写的备品备件、专用工具。6.3 在质保期间，因制造质量问题发生损坏或不能正常工作的，供方应免费修理或更换零部件。（质保期按供方发运最后一件设备到货之日起2年半）第四章 评标办法一、评标原则以公平、公正、科学，择优选择为原则。本项目采用综合评估法。二、评标委员会的组建评标采取评标委员会负责制。评标委员会由5名相关技术类评标专家组成，评标专家按照《江西省水利工程建设项目招标投标管理暂行办法》（赣水建管〔2010〕236号）随机抽取。评标委员会设主任委员1名，由评标委员会推荐产生。三、评审程序1、评标委员会对每一投标人的资格条件进行审查，并对通过资格审查的投标人的投标文件进行详细评审，未通过资格审查的投标人的投标文件将被否决。2、评标委员会根据本评标办法对投标人投标文件的技术商务部分逐项打分累计汇总，5名评标专家的打分平均后为投标人的技术商务部分得分；评标委员会对投标人的投标报价进行复核，并根据本评标办法计算投标人的投标报价得分；技术商务部分得分与投标报价得分之和为投标人的最终得分。3、评标委员会提交的评标报告按最终得分由高到低顺序推荐不超过3名中标候选人。综合评分相等时，以投标唱标价低的优先；投标唱标价也相等的，由商务部分得分高的优先，确定最终的中标候选人排序顺位。四、资格审查1、营业执照；2、企业资质证书；3、法定代表人证书或其授权委托书及相应本人身份证；4、ISO9000系统质量体系认证证书；5、银行开户许可证（企业基本账户，不含企业分公司或办事处）；6、投标保证金凭证（应从企业基本账户转账）；上述证件、证书及证明材料均须提供原件（并符合招标文件要求），否则视为资格审查不合格。资格审查不合格的按废标处理，其投标文件将不予受理。五、有关说明1、在评标过程中，如发现投标人以他人的名义投标、串通投标、以行贿手段谋取中标或者以其他弄虚作假方式投标的，经评标委员会确认，该投标人的投标作废标处理。2、评标委员会对通过资格审查的所有投标文件，审查是否对招标文件提出的实质性要求和条件做出响应。未能在实质上响应的投标，经评标委员会确认，作废标处理，并在评标报告中做出说明。3、投标文件有下列情形之一的，为未能对招标文件做出实质性响应：(1)没有按照招标文件要求提供投标保证金或所提供的投标保证金有瑕疵的；(2)投标文件未按招标文件格式要求签字或加盖公章的；(3)投标文件字迹模糊导致无法确认投标价格、关键技术方案、关键工期、关键工程质量安全保证措施；(4)投标文件载明的招标项目完成期限超过招标文件规定期限或投标文件承诺的质量等级低于招标文件规定要求（或未能在实质上响应的）；(5)投标文件附有招标人不能接受的条件的；(6)不符合招标文件中规定的其他实质性要求或违反国家有关规定的。4、细微偏差是指投标文件在实质上响应招标文件要求，但在个别地方存在漏项或者提供了不完整的技术信息和数据等情况，并且补正这些遗漏或者不完整不会对其他投标人造成不公平的结果。细微偏差不影响投标文件的有效性，评标委员会可以书面要求存在细微偏差的投标人在评标结束前予以补正。六、评分标准综合评估法评分标准采用百分制，其中：投标报价部分65分，技术部分15分，商务部分20分。（一）投标报价部分（65分）1、投标人的已标价工程量清单所列项目必须全部进行报价，否则认为该项报价已含在其它项目中。2、本次招标控制价A值为：人民币叁佰壹拾万元整（310万元 ） 。3、有效报价和无效报价：有效投标报价是指开标时公布的、范围在0.93A～1.0A（含界限数）内的各投标报价，超出该范围的投标报价为无效报价；各投标人的投标报价（含分项报价）均保留至个位（四舍五入）。4、评标基准价的确定评标基准价P=（A+B）×K /2。其中：A为招标人编制的招标控制价，B为所有有效投标报价的算术平均值；K为下浮系数，K值为0.98、0.975、0.97、0.965、0.96五个数之一，开标现场由招标人随机抽取的投标人代表抽取。5、复核报价：是指评标委员会对投标文件中已标价设备清单逐一复核后的投标报价。复核报价与开标时公布的投标报价是否一致，不影响有效报价平均值（B）的原计算结果。6、资格审查不合格的投标人，其投标报价不进入有效报价。7、投标报价分值的计算（1）复核报价与评标基准价之比等于1时，该投标报价得满分65分。（2）复核报价与评标基准价之比大于1时，该投标报价得分为65－（复核报价÷评标基准价－1）×200。（3）复核报价与评标基准价之比小于1时，该投标报价得分为65－（1－复核报价÷评标基准价）×100。（4）报价分值计算精确到小数点后两位。（5）评标委员会应对符合评审条件的投标人的每一投标文件的已标价清单逐一复核。若投标人投标报价与评标委员会复核报价不一致时，以复核报价计算其投标报价得分；若以复核报价计算的报价得分高于以开标时公布的投标报价计算的报价得分时，则仍按投标人未修正报价计算得分。（6）复核报价与投标报价之差除以投标报价的绝对值，每误差1％扣除投标人报价部分分值2分(精确到小数点后两位)。（二）技术部分（15分）满足以下要求并无重大技术性错误的最低总评分不能低于9分。1、综合自动化系统技术参数、性能指标及主要材料、元器件配置（包括：计算机监控系统、微机保护系统、直流系统、励磁系统等项目）满足或优于招标文件要求，评分1.5～2.5分。2、励磁系统、高压开关柜、低压开关柜三个整体项目均不分包得3分，每增加一项目分包减1分，三整体项目全分包得0分；所有分包项目（如果有）的质量保证计划措施是否完善、合理、可靠，评分0.5～1分。3、备品备件和专用工具配置满足或优于招标文件及相关标准，评分0.5～1.5分。4、全过程安全、质量保证体系是否健全完善、措施是否具体可行、制度是否落实，评分0.5～1.5分。5、满足交货时间安排的生产计划（包括材料采购计划、资金计划和生产进度计划等）是否合理可行，评分0.5～1分。6、技术服务（安装、调试、需方人员培训等）的内容、方式及派遣技术人员的专业水平、能力满足或优于招标文件及现场要求，评分0.5～1.5分。7、售后服务计划措施是否完善、合理、可靠，评分0.5～1分；设备质量保证及免费维修期在相关标准的基础上每增加半年加0.5分，最多可得2分。（三）商务部分（20分）1、企业资质（4分）满足招标工程资质要求，计算机信息系统集成一级资质得4.0分，计算机信息系统集成二级资质得3.5分, 计算机信息系统集成三级资质得3.0分。2、类似工程经验（6分）参与工程投标的施工企业在近 5年（2008年1月1日至2012年8月31日，不含开标当月，以合同签订时间为准）内有类似工程业绩（类似工程见投标人须知表）。每个工程得1.5分，最多得6分。需同时提供中标通知书（或施工合同）及完工（投入使用或竣工）验收材料。3、企业注册资金（3分）企业注册资金在600万元以上得2.0分，企业注册资金在900万以上得2.5分，企业注册资金在1200万元以上得3分。（以上所指金额均含本数）4、企业经营状况（5分）（1）近三年（2009～2011）财务审计报告中，三年均盈利的得3分，两年盈利的得2.5分，一年盈利的得2分；（2）2011年财务审计报告中，企业流动资金在300万元以上的得1分，企业流动资金在600万元以上的得1.5分，企业流动资金在900万元以上的得2分。（以上所指金额均含本数）上述得分，均以原件计分，未提供或提供原件不符合要求的均不计分。5、投标文件资料质量（2分）投标文件资料简明、清晰、完整等质量好得2分，较好得1.5分，一般得1分。七、中标人的确定招标人将根据评标委员会推荐的中标候选人名单，公示后。无特殊情况时，排名第一的中标候选人将被确定为中标人。排名第一的中标候选人放弃中标或因不可抗力提出不能履行合同，或者招标文件规定应当提交履约保证金而在规定的期限内未能提交的，招标人可以确定排名第二的中标候选人为中标人。排名第二的中标候选人因上述规定的同样原因不能签订合同的，招标人可以确定排名第三的中标候选人为中标人。评标全过程由 市发改委、水招办，县发改委、监察局、水利局 进行监督。八、其他1、招标文件中凡与本评标办法不一致的或相抵触的，以本评标办法为准。2、在中标公示期间招标人将会同监管部门依照招标文件要求对投标人进行全面考察（含实地考察），如发现预中标人存在弄虚作假骗取中标资格的，将取消其中标资格，没收投标保证金，通报相关部门按规定处理。并对预中标排序第二的投标人进行考察。以此类推。3、中标人无故放弃中标或不履行合同的，没收其投标保证金，通报相关部门按规定处理。并保留追究该投标人由此给招标人造成损失的赔偿权利。第五章 投标文件格式5.1 投标函（格式）永丰县阳固山电站：按照永丰县阳固山水电站改造工程设备采购的招标公告，本文件签署人 (全称和职务)（受正式委托），兹以投标人的名义并代表 (投标人的名称)递交投标文件的一份正本、五份副本和1份电子版（U盘）给贵方。本文件签署人特以本函在此声明并同意：(1) 按规定为永丰县阳固山水电站改造工程所提供的设备供应、安装调试等如所附报价表中所列。永丰县阳固山水电站改造工程设备改造总报价为人民币： 元，大写： 元。(2) 我公司(投标人)已详细阅读全部招标文件，包括修改文件以及其它全部资料和有关附件。我公司(投标人)完全清楚应放弃提出一切存有含糊不清或误解的权利。(3) 本投标有效期为自规定的递交投标文件截止日起90天内有效。(4) 在投标截止日期后，我公司(投标人)在投标有效期内撤回投标，或在中标通知书规定的期限内未提交履约担保，或在中标通知书规定的期限内未能与买方签订合同，其投标保证金同意被贵单位没收。(5) 我公司(投标人)同意提供由招标人可能要求的与投标有关的一切资料或数据。(6) 我公司(投标人)将按招标文件的规定履行合同责任和义务。(7) 我公司(投标人)已详细审查全部投标文件，包括修改文件以及全部参考资料和有关附件。我公司(投标人)在此承诺所提交一切文件的真实性与准确性。如经招标人审查发现我公司(投标人)所提交资料的真实性和准确性与事实不符，我公司(投标人)无条件接受招标人对此所作出的任何处理，也不要求招标人对此作出任何解释。(8) 如果我公司(投标人)的技术、财务状况或履行合同的能力，在投标有效期内发生了变化，我公司(投标人)承诺将此情况告知招标人，并理解招标人有权更改原先资格评审时所作出的决定。(9) 所有有关本投标文件的正式通信应函送（或传真）我公司，联系方式如下∶投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年 月 日5.2 法定代表人身份证明或附有法定代表人身份证明的授权委托书5.2.1法定代表人身份证明（格式）投标人名称： 单位性质：地址： 成立时间： 年月日经营期限：姓名： 性别：年龄： 身份证号码：职务： 系 （投标人名称）的法定代表人。特此证明。投 标 人：（盖单位章） 年 月日5.2.2授权委托书（格式）本人（姓名）系 （投标人名称）的法定代表人，现委托 （姓名）为我方代理人。代理人根据授权，以我方名义签署、澄清、递交、撤回、修改永丰县阳固山水电站改造工程设备采购（合同编号：YFX-YGSDZ-CG/2012）投标文件、签订合同和处理有关事宜，其法律后果由我方承担。委托期限： 。 代理人无转委托权。 附：法定代表人身份证明投 标 人： （盖单位章） 法定代表人：（签字）身份证号码： 委托代理人：（签字）身份证号码：年月日注：有授权委托时，需要此文件。5.3投标保证金（格式）（附投标保证金银行汇款票据复印件，经开标现场核实保证金到帐情况后确认。） 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.4投标报价表5.4.1报价说明(1)报价表中所有价格以人民币元报价，精确到个位，四舍五入。(2)报价应包含合同有效期内所有设备的设计、制造、运杂、现场安装、调试、安装材料、培训、验收、设计联络及技术服务等设备投运前工作内容,所发生的直接费、间接费、利润、税、费、风险以及办理特种设备检验合格证书、安装或使用许可证等所有的费用。设备总报价为固定不变价。(3)报价还包含了本合同技术条款成套供货的应有附属件（含图纸、产品说明、试验资料等）及备品备件、专用工具费用。(4)设备交货地点为永丰县阳固山水电站改造工程现场需方指定地点。(5)若供方认为需国外进口的部件，按进口价折算成人民币计入报价。上述进口件的报价已考虑了作为合同设备的组成部分，供方因对外采购、进口的所有税费、运保费，负责技术接口正确、质量控制和履行合同的一切责任和风险等所需的费用已包括在设备报价中。(6)若供方提供的设备需境外培训或验收，应单独报出境外培训或验收的工作日数、人数、地点及费用，且费用应含在设备报价中。(6)每一项目分包制造厂商应列3家，在招标文件中未作要求的应选择国内知名品牌产品制造商。需方有权选择其中的一家，且合同价格不作调整。(7)按规定或标准要求的备品备件计入总价，投标人推荐的备品备件不计入总价，投标人推荐的备品备件需方可根据需要选择购买。(8)运杂费是指设备出厂验收后，由供方负责运送永丰县阳固山水电站改造工程现场指定地点交货过程中发生的一切费用，包括按合同要求的设备包装费、运输费、装卸费、各种杂费、保管费和保险费等一切费用。(9)尽可能详细地列出设备价格分项表，每一不同序号、名称的设备均须分项报价，再逐项累计。5.4.2投标报价表（格式）投标人应按第三章设备采购清单的格式及要求逐项填报投标报价表，每一不同序号、名称的设备均须分项报价，再逐项累计。投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5技术审查资料5.5.1说明投标人编制技术文件时应采用文字并结合图标形式说明拟提供的主要设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件和备品备件、专用工具配置；全过程安全、质量保证及交货安装调试投运时间和技术、售后服务内容、方式；应包括拟提供分包项目（如果有）的质量保证计划措施；设备技术条款的偏差。供货标准和方案内容包括但不限于：1、拟提供设备所采用的技术标准；2、设备性能；3、检验和验收方案；4、交货、安装方案；5、拟提供的现场服务计划5.1拟提供的现场服务技术人员5.2与需方的联络会5.3设备安装、调试现场技术配合5.4对需方人员的技术培训 5.5保修期内的维修服务6、投标人认为有必要提供的其他资料5.5.2主要设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件配置投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5.3备品备件、专用工具配置（按规定及标准要求配置的和投标方推荐的分开列表，）投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5.4全过程安全、质量保证体系投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5.5交货及安装调试投运时间 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5.6技术服务内容、方式及派遣技术人员的专业水平、能力投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5.7售后服务计划措施、设备质量保证及免费维修期投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5.8分包项目（如果有）情况及其质量保证计划措施投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.5.9差异表投标人要将投标文件和招标文件的差异之处汇集成表。未在差异表中列出的视为响应招标书。差异表序号招标文件投标文件条目简要内容条目简要内容投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.6商务审查资料5.6.1投标人概况、企业资质及企业注册资金1. 投标人名称及其他：公司法定名称 法定代表人电话传真 联系人 职务 2. 公司组织：A．组织机构B．企业性质C．管理人员：总裁（或董事长）：____________________________________ 总经理：__________________________________________财务经理：__________________________________________本项目经理：__________________________________________本项目技术负责人：_______________________________________3. 公司建立或合营的业务(日期和地点)： 4. 目前经营方式起始于： 5. 通常分包给其他承包商的工作：6. 营业执照范围： 7. 企业资质： 8. 企业注册资金： 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.6.2近年完成的类似项目情况表1.工程概况A.工程名称：B.工程地址：C.供方所承担的项目：D.在项目承包中的身份、名称：主包商（），主要分包商及设备（ ）。E.承包项目的合同金额和资金来源：金额 （人民币），资金来源 。F.开始日期：G.完成时间：H.业主名称：I.地址：2.综合自动化系统主要工程概况介绍A.总装机容量及各机装机容量：B.主变压器容量、变比：C.出线电压等级：D.高频开关电源模块容量：E.蓄电池型号及容量：F.主要设备生产周期：投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日 5.6.3正在实施和新承接的类似项目情况表1.工程概况A.工程名称：B.工程地址：C.供方所承担的项目：D.在项目承包中的身份、名称：主包商（），主要分包商及设备（ ）。E.承包项目的合同金额和资金来源：金额 （人民币），资金来源 。F.开始日期：G.完成时间：H.业主名称：I.地址：2.综合自动化系统主要工程概况介绍A.总装机容量及各机装机容量：B.主变压器容量、变比：C.出线电压等级：D.高频开关电源模块容量：E.蓄电池型号及容量：F.主要设备生产周期：投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.6.4投标人财务资料和最近三年有关经营的资料序号项 目2009年2010年2011年备注1固定资产2流动资产3长期负债4流动负债5所有者权益6年销售收入7净资产8利润总额9资产负债率10流动比率11速动比率12销售利润率13银行存款附：最近三年审计通过的资产负债表、利润及利润分配表、现金流量表及最近三年的财务情况说明及审计报告书。投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日5.6.5承诺书（招标人名称）：在本次招投标的活动中，我方自愿承诺如下：一、我方没有正在被设区市级及以上行政或纪检、监察等主管部门责令停业、取消投标资格，财产没有被司法部门或行政执法部门接管、冻结和破产状态。二、我方已执行或正在执行的合同不存在欺诈行为、业绩没有虚报。三、我方递交的投标文件内容真实、无弄虚作假。四、我方承诺近3年在投标活动中无违法行为记录。五、我方正在履行的项目和准备承诺的项目，不影响本合同项目的按时交货和完工。六、如果需要更进一步的资格资料，我方愿意按买方要求提交任何相关资料。七、我方递交的投标文件内容及本招标文件内容，我方愿意全部列入设备供需双方合同条款。我方如违背以上承诺，自愿无条件同时接受如下处理：⑴ 由招标人没收投标保证金，并取消投标资格，如我方中标并已开工，可随时中止与我方的合同，招标人不承担由此造成的一切经济损失；⑵ 接受停止投标及其它处罚。承 诺 人：（盖单位章） 法定代表人或其委托代理人：（签字） 年月日 第六章 招标附图1、电气-招标-1电气主接线图2、电气-招标-2厂用电接线图3、电气-招标-3高压开关柜配置图4、电气-招标-4计算机监控系统结构图5、电气-招标-5主付厂房设备布置图