户内10kV金属封闭铠装移开中置式中压开关柜
及保护综合自动化系统
技术条件书
1.对投标方的总体要求
1.1投标方报价的中置式开关柜应是性能先进、质量可靠、技术成熟、稳定性好的开关柜。如果国家对于产品有分级的规定，厂家供货的产品应符合优等品的要求。 1.2报价书在所有方面应符合本技术条件书中的规定。对本技术条件书的异议应在报价书中明确的详细陈述，否则认为报价书认同本技术条件书。
1.3投标方报价设备的设计制造和试验标准及提供的图纸、文件均应符合IEC、GB标准。
1.4投标方提供的开关柜应是一个功能完整的开关柜。投标方应对开关柜的功能和容量满足本项目的要求完全负责，并保证能连续、稳定、安全运行。如果设备不能实现特定的性能要求，投标方必须增加硬件或服务来完成，费用由投标方承担。 投标方应对所供设备运行性能和质量进行担保，质保期为一年，质保期内，投标方应免费负责维修或更换。
1.5投标方的报价应为一整体,报价书中应包括：供货范围清单、设备清单（包括开关柜内外部的所有附件）、技术资料使用维护手册的交付（包括方式、时间、数量）、安装指导、调试、投入试运行、设计联络、技术培训、性能担保、交货期、备品备件和易损件清单等，并要求分相报价。
1.6为统一标准，投标方应严格按设计图纸报价，并提供二次设计原理图。未按图
纸技术要求和本技术条件书要求的投标报价，将被视为非实质性响应的投标而被拒绝。
1.7本技术条件书提出了该10kV中压中置式开关柜本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。本技术条件书提出的是最低限度的技术要求，并未对所有细节做出明确规定，也未充分引述有关标准和规范的文本，本技术条件书所引用的标准如有不一致时，按较高的标准执行。投标方应保证提供优于IEC、GB标准的铠装移开中置式中压开关柜。
1.8本技术条件书经招、投标双方确认后，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招标书中未尽事宜由招、投标双方协商解决。 2.供货范围：
2．1本设计规范包含了用于20万锭纺纱高压开关站装置的设计、应用、测试的基本要求。其中包括：
a) 高压开关柜24 台,消弧消谐及电压互感器柜2台； b) 高压自动化控制系统1套 ； 3.设计基础
•电气系统的设计基础是连续可靠地供电并保证设备和人身安全，便于维修及设备有互换性。
根据下列工作条件进行电气设备的选择、设计和制造。
·大气环境 ：灰尘 ·气候 ：大陆性
·平均最大／最小温度 ：＋29／－28.9℃
·最大湿度月份的平均相对湿度 ：79％ ·最小湿度月份的平均相对湿度 ：72％
·海拨 ：184 m a.s.l ·电气设备设计温度
─ 最大 室内／室外 ：＋40℃
─ 最小 室内／室外 ：－10／－28.9℃ ·电气设备设计温度 ：＋80％ 在40℃ ·土壤热阻率 ：120℃ cw／w ·土壤电阻率 ：100 ohms m 上述条件应特别注意
·室外安装设备的设计
·以防恶劣环境条件对金属部件进行涂漆和加防护层 4.电气部分技术要求 4.1 10KV开关柜技术要求 4.1.1应遵循的主要现行标准
DL403-91 《10-35kV户内高压真空断路器订货技术条件》 DL402-91 《交流高压断路器订货技术条件》 SD318-89 《高压开关柜闭锁装置技术条件》 DL/T538-93 《高压带电显示装置技术条件》 DL404-91 《户内交流高压开关柜订货技术条件》
GB311-83
《高压输变电设备的绝缘配合、高电压试验技术》
GB2900 《电工名词术语》
GB156 《标准电压》 GB191 《包装贮运标志》
GB11022-89 《高压开关设备通用技术条件》 GB763 《交流高压电器在长期工作时的发热》 DL/T615-1997 《交流高压断路器参数选用导则》 GB1207-86 《电压互感器》 GB1208-87 《电流互感器》 4.1.2环境条件
最高环境温度： +40℃ 最低环境温度： -10℃ 海拔高度： 184 m 环境相对湿度（在40℃时）： 80% 地震烈度： 按7度设防 4.1.3 系统概况 系统标称电压：10.5kV 系统最高电压：12 kV 系统额定频率：50 HZ
系统中性点接地方式： 中性点不接地
4.1.4 10KV开关柜主要技术参数(与图纸不符合处以技术要求为准)
4.1.4.1开关柜型式： KYN-28型 户内金属封闭铠装中置移开式中压开关柜 4.1.4.2额定电压： 10.5kV
4.1.4.3额定电流：除两台主受柜、一台母联柜额定电流为2000A外, 其它为630A。
4.1.4.4相数： 3 4.1.4.5额定频率： 50 HZ 4.1.4.7热稳定电流 (有效值)： 25kA/4S 4.1.4.8一分钟工频耐受电压（有效值）： 主绝缘对地 42 kV 隔离断口间的绝缘 48 kV 4.1.4.9雷电冲击水平(全波, 峰值)： 主绝缘对地 75kV 隔离断口间的绝缘 85kV 4.1.4.10防护等级： IP4X
4.1.4.11柜内相对相/相对地空气净距： ≥125mm， 复合绝缘 ≥30mm 4.1.4.12安装地点：户内 4.1.5真空断路器
真空断路器必须选国内大行合资企业生产的真空断路器，型号为3AS2、VD4或EVB,具体规格见订货清单及一次线路接线图。
为满足配电设备小型化和安全性方面的考虑，真空断路器灭弧室部分必须为全固封结构。
4.1.5.1额定电压： 4.1.5.2额定电流： 4.1.5.3额定短路开断电流：
10.5kV 2000A/630A 31.5KA/25kA
4.1.5.4额定短路关合电流（峰值）： 63kA 4.1.5.5动稳定电流（峰值）： 63KA
4.1.5.6热稳定电流（有效值）/电流持续时间： 25KA/4s 4.1.5.7操作循环： 分-0.3s-合分-180s-合分
4.1.5.8断路器操作时间：分/合闸时间 ≤50 / ≤100 ms（由厂家填写） 三相触头分、合闸不同期性： ≤2ms 4.1.5.9额定雷电冲击耐受电压（全波）： 主绝缘对地 75 kV 隔离断口间的绝缘 85 kV 4.1.5.10工频耐受电压（1min） 主绝缘对地 42 kV 隔离断口间的绝缘 48 kV
4.1.5.11操动机构型式 一体化弹簧储能式操动机构 4.1.5.12操作电源 DC220 V 4.1.5.13控制电源 DC220 V 4.1.5.14机械寿命 ≥30000次 4.1.5.15断路器的电气寿命 ≥20000次 4.1.5.16额定短路电流开断次数 ≥50次
4.1.5.17直流分量开断能力% 35%（由厂家填写） 4.1.5.18切合电容电流： >200A 4.1.5.19断路器主接插件： 镀银梅花触头 4.1.5.20辅助开关接点： 6NO，6NC 4.1.6电流互感器
4.1.6.1电流互感器型号：LZZBJ9-10 标准GB1208 IEC185 额定电流比：（见订货清单） 二次额定电流：5A
准确度等级：二线圈 0.5/10P10（具体见一次线路订货图）
绝缘水平：12/42/75KV 4.1.7电压互感器
4.1.7.1电压互感器型号：JDZX9-10 标准：GB1207 IEC186 额定电压： 10 kV
额定电压比：10/√3∕0.1/√3∕0.1/3 KV 准确度等级： 0.2/6P 4.1.8避雷器
柜内每段母线应装有防故障过压及操作电压的复合外套交流金属氧化锌避雷器。对于出线开关柜，应配有高性能的系列过电压保护器，以保护操作过电压。 电气参数
系统标称电压（kV） 型 号 BOD持续运行电压有效值（KV） 设备可承受最大电压* 峰值（kV） 10 BOD-Z-10/29.9 12．7 41.0 3.2 5kA 峰值 29.9 雷电冲击电流下残压 工频放电电压 （kV）不大于 有效值（kV）不小于 21.1 250A 23.4 2ms·400/800A* 保护装置保护倍数*（不大于） 标称放电电流等级 1.2/50μs冲击放电电压 试验用操作冲击电流 操作冲击电流下残压* 通流量 峰值（kV）不大于 短路电流脱离能力 300A～100kA 4.1.9消弧、
消谐及过电压保护装置
电压互感器必须配有消弧和消谐装置， 消弧消谐及电压互感器柜选用安微凯立XHG型专用消弧柜， 以免在系统发生弧光接地和谐振时产生高电压危害系统。消弧柜应具有RS485接口。加装微机消谐装置。
同时消谐装置需要配备接地选线功能，以便在发生接地时判断故障位置。 接地开关
接地开关在开关柜前操作。接地开关在闭合、断开两个位置时均能闭锁，按地与否应能在柜前有标示。接地开关应具有机械联锁功能，以防止误操作。接地开关选用JN15，耐受短路电流具体见一次线路订货图。 带电显示装置
开关柜要求配置带电显示装置。带电显示装置应具有可靠清晰的显示，并在面板上具有相位测试孔，方便现场双电源核相，选用NYD-SSD-11。 综合保护装置
综合保护装置选用M*PR-**型号合资或国内知名企业产品，满足IEC标准对于综合保护装置的各项要求。 功能配置如下：
（1）二段相间定时限过流保护（50） （2）一段反时限过电流保护（51） （3）接地故障检测（50，51N） （4）故障录波
（5）闭锁功能(86) （6）就地/远方控制功能
（7）遥测：电流5I、电压6U，计算P、Q、COSφ、f、正反向电量：有功电能、无功电能，
（8）遥信：手车位置、断路器状态、接地刀状态以及其他开关柜中的二进制信号量。
（9）遥控：通过网络对断路器进行控制，能够准确可靠的合分 （10）脉冲电度表接入 （11）控制回路断线告警
（12）变压器的非电量保护（轻重瓦斯、温度、压力、油位等数字量信号） （14）具有4~20mA的变送输出口，能够实现与DCS系统方便的连接。
（14）具有液晶显示屏，屏上能够显示开关柜电流、电压、功率等状态，同时能够在面板上完成参数整定等操作。 4.1.14.开关柜结构总的要求
开关柜所有部件有足够的强度，应能承受运输，安装和地震及运行时短路所引起的作用力而不致损坏。总高为2300mm、柜宽800mm，柜深为1660mm。(柜宽和柜深具体要求见图纸)
4.1.14.1开关柜应是全封闭型，高压开关柜的母线室、开关室、电缆室、低压控制小室应进行金属全分隔，并具有各自独立的过压释放通道。柜的骨架及柜内隔板均为覆铝锌板。
开关柜各小室间的金属隔板应达到足够的强度和防护能力，能够防止在一个室中发生断路事故时不会蔓延到其他室中。
4.1.14.2开关柜在工作状态及进行维修时，应防止操作人员与带电部分接触。手车式断路器断开时，要具有带自动锁扣的金属活门，可同时自动隔离电缆侧和母线侧。 4.1.14.3金属部分的接地
所有开关柜要采用铜的接地排并连成一体。铜接地排的截面应能承受至少25kA，1秒钟的热稳定短路电流，并具有国际或国内权威的独立测试机构的型式试验报告。手车式断路器小车应在手车双侧具有滑动接地触头，并在任何位置，小车不带电部分应与接地铜排相连，滑动触头与滑动触头座配合成套，触头座与主接地排采用铜材连接。
4.1.14.4隔离设施
开关柜在柜内设有运行与试验/隔离位置，在满足联锁要求的情况下，断路器可以在柜内从一个位置移到另一个位置。当断路器移到隔离位置时，断路器、母排和馈电回路之间应保证足够的隔离距离，同时防护活门应自动遮蔽静触头。为了防止操作人员接近带电的固定触点，只要手车不在运行位置，该活门必须掩盖母排及馈电侧的三相固定触点，锁扣装置能将防护板闭锁。
当对手车在柜内进行操作时，试验、运行位置的所有操作均应闭门进行，包括移动断路器。但当发生意外时，应具有辅助的紧急解锁措施，使得操作人员能够打开开关柜门，并对断路器进行操作。
4.1.14.5柜内各配套元件均采用全工况绝缘验证合格的优质产品：空气绝缘净距离>125mm，绝缘件爬电距离≥20mm/kV ,复合绝缘 ≥30mm
4.1.14.6所有开关柜均应符合“五防”要求，防护装置应安全可靠，操作灵活，应优先采用机械闭锁。
a.当接地开关在分闸位置时，小车才能拉出或推入。
b.手车在工作位置及试验与工作之间任一位置，接地开关都不能合闸； c.接地开关在合闸位置时，手车不能从试验位置移到工作位置； d.手车只有在试验至移开位置时，接地开关才能合闸； e.手车在工作位置时，二次插头被锁定不能拔除；
g.当断路器和接触器手车无论在工作或试验位置，只要断路器合闸，手车都不能移动；
h.当手车在试验与工作之间任一位置时，断路器均不能操作。
i.只有当接地开关合闸时，才允许打开后门；当后门打开后，不允许将接地开关分闸。
4.1.14.7开关柜应设置由于内部组件故障引起的室内过压所需的压力释放装置。压力释放通道不允许面向操作人员，以免气体喷出时危及操作人员。
4.1.14.8金属封闭高压开关柜应能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内电弧的燃烧时间和延烧范围。
4.1.14.9当开关柜采用电缆下进线、下出线时，电缆搭接点高度应高于柜底板700mm以上。 底板上需备有锥体形橡皮密封垫及电缆夹件。
4.1.14.10开关柜的所有部件应有足够的强度, 应能承受额定动稳定电流所引起的作用力而不致损坏。
4.1.14.11开关柜内手车式断路器的推拉应灵活方便,用途、规格相同的手车式断路器应有互换性。
4.1.14.14开关柜的外壳防护等级不低于IP4X。当开关柜的断路器室门打开时，防护等级不低于IP2X。开关柜内部各隔室间应是金属隔离的，其防护等级不低于IP2X。 4.1.14.14开关柜颜色由业主在正式投产前确定。
4.1.14.15开关柜的母线和母线桥
a.各柜内主母线按需要选用，满足开关柜的额定电流、额定动热稳定电流要求，并留有较大的裕量。
b.馈线柜按额定电流选择分支母线的大小。
c.接地母线选用应满足额定接地动热稳定电流的要求，并留有较大的裕量。 d. 所有母线应采用优质铜材，在铜材的弯角处不允许出现任何的开裂现象。所有母线应按工艺需要进行处理，并采取镀锡措施（电镀锡）。 e.主母线支架及母线绝缘材料应具有低吸潮性,在设备使用寿命期内,设备的机械强度和介质强度不会降低。
f.所有导体应能耐受与连接开关最大开断电流相当的电流。
.1开关柜内应设照明, 照明灯安装在电缆室和低压室中。对于电缆室的照明灯，其照明开关应布置在柜后；对于低压室的照明灯，应在低压室门打开后自动打开。柜内照明装置要求能在一次高压回路不停电的情况下安全更换光源。
.2柜内应在电缆室与真空断路器室各设置一套加热器，用于防止湿度过高产生凝露。加热器应配置开关和指示灯。
.3照明与加热器电源AC220V, 单相。在开关柜顶应设有照明加热小母线。 .4 零序电流互感器应安装在开关柜内，零序互感器采用开口式互感器，以方便电缆安装。零序互感器内径的大小应满足电缆的要求，当有多根电缆时应采用多台零序互感器。 .5开关柜的二次线
a.连接控制、保护及仪表设备的二次线，电流回路截面应不小于2.5mm2的多股铜导线，电压回路截面应不小于1.5mm2。
b.柜内外功能单元或组件的二次线必须在端子排上接口。必须采用阻燃型端子，端子内部连接导体为全铜材质，连接为螺钉压接形式，每一开关柜应留有15%的备用端子排。用于电流、电压、控制、保护等的二次线应固定在专用的端子上。 .6开关柜应提供的显示及控制 a.断路器开断及闭合状态的机械显示 b.伺服电动机储能状态的机械显示
c.装有手动机械分、合闸按钮及电动分、合闸按钮 d.还应有手操弹簧储能装置
e.具有就地/远控断路器分、合闸切换功能，开关柜上应设就地/远控转换开关。 f.断路器供买方使用的辅助接点至少为2常开2常闭，并将其引至柜内端子排上 g.断路器的操动机构应具有防跳功能 h.断路器应装设操作次数的计数器
i.柜上指示灯均应采用长寿命发光二极管型，指示灯的颜色符合国家标准的规定。 j.开关柜上必须配置动态模拟图，模拟图上具有断路器状态、手车位置、接地开关位置状态指示，该状态指示为实时的，与柜内的位置状态相一致。 出厂试验 .1回路电阻测量 .2绝缘电阻测量
.3整体交流耐压试验及开关断口耐压试验 .4辅助回路和控制回路的耐压试验 .5开关特性试验 a.分、合闸时间及周期
b.速度特性
.6机械性能、机械操作及机械防误操作装置或电气联锁装置功能试验 .7仪表元件校验及按线正确性检查
.8使用中可以互换的具有同样的额定值和结构的组件其互换性检查 .9雷电冲击试验 （提供型式试验报告） .10动、稳定试验（提供型式试验报告） .11内部燃弧试验（提供型式试验报告） .12单相接地试验（提供型式试验报告） .14异相开断试验（提供型式试验报告）
.14温升试验 （提供型式试验报告） 5．微机综合自动化系统 5.1 概述
5.1.1、本工程应采用数字式微机保护测控装置，装置可采用国际或国内部标、国标等标准或非标规约，与微机监控系统实现综合自动化管理，系统具有高可靠性，技术先进，扩张性强，升级方便，具有四遥功能。
5.1.2、高压开关站综合自动化系统采用分布式一体化结构，遵循开放系统的原则，采用分层分布结构，该项目系统分为三部分：主控层、通讯管理层和现场控制层。该系统组态应灵活，应具有较好的可维修性和可扩展性，并可以有效防止由于各类计算机病毒侵害造成系统内存数据丢失或系统损坏。
主控层：由后台工作站主机和显示器以及打印机、报警音响等设备组成：负责整个系统的监控和维护并将各种信息进行分类储存管理，并通过高速以太网和通讯管理层通讯，对现场控制层的设备进行管理，接收并下发各种控制指令，还可以同时用不同的规约向调度所集控站发送报文,系统功能应强大、用户界面友好，系统组态
灵活，具有良好的开放性、可维护性和可扩展性,并具有完善的语音报警功能。 通讯管理机：由通讯管理机等设备组成：和现场控制层之间采用485总线方式进行通信，可方便地实现不同厂家的设备互连互通，且留有足够的通讯冗余，并与其它智能设备及系统进行通讯配合，完成数据传输，向上通过以太网和后台监控系统进行数据交换，接收并下发各种控制指令。
现场控制层：由线路及厂变保护、和直流屏等设备组成：计量、保护采用不同CT准确等级，保护功能不依赖于监控系统，在通讯网络失效的情况下可以独立完成保护和测量功能，能自动协调就地操作与主控层的操作要求，保证设备安全运行。在高温、潮湿、强电磁干扰的恶劣环境中可长期稳定地工作。
接口装置：系统应留有与其他装置的通信接口。如消弧、智能电度表、微机型测控单元、调度中自动化心、安全自动装置等其他智能设备等设备的可靠通信。
5.2 系统配置 备 序号 设备名称 型 号 PIV/2.8G/1G/80G/DVD光驱/声卡/128M独立显卡 19’液晶 MGLJ-300L-S 数量 注 1 联想监控主机 2 彩色显示器 3 通讯管理机 后台4 激光打印机（A4） 监控系统 不间断稳压电源5 (UPS) 6 音箱 7 监控系统软件 WLD-3000 1对 1套 2kVA/1h 1台 1台 1套 1台 1台 8 5.3总体要求
通讯电缆 RVVP 2*0.5 200米 （1）、高可靠性
高可靠性是微机监控系统的基本要求，产品至少满足下列要求：
各保护测控装置全部采用分层分布原则设计，分布配置、自我完备。即使分裂
成多个部分，运行时仍能保证各主要功能的正确性。
各保护测控装置完全独立，可不依赖于监控系统而单独运行。配置完善的自检
功能，将故障定位到芯片，装置元件损坏可靠闭锁出口。 监控系统设计有多重校验手段及出错闭锁措施。
各系统之间的联接全部采用空接点或完全独立的总线（电源相互隔离），提高抗
干扰性。 （2）、可扩充性
保护装置按对象单元配置，体积小，结构紧凑，模块化设计，方便扩充，便于替换和升级。
各单元采用RS485接口通讯，允许用户接点增减接点。 （3）、易操作性和可维护性
友善的人机接口，菜单式提示操作。 可选的专用测试系统。 故障诊断、定位和修复。
5.4应符合的标准
所有设备的设计、制造、检查、试验及特性除本规范书中规定的特别标准外，并遵照适用的最新版IEC标准和中国国家标准（GB）及电力行业（DL）标准，以及国际单位制（SI）。
GB4208-1993 外壳防护等级（IP标志） GB/T14702-1992 计算机软件分类与代码 GB/T15532-1995 计算机软件单元测试
GB/T14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验 GB6162-1985 静态继电器和保护装置的电气干扰试验 GB2423 GB14285-93 GB50171-1992 范
GB2887-1989 GB/T6593-1996 GB/T14729-92 GB/T14730-92 GB/T17626.1-1998 GB/T17626.2-1998 GB/T17626.3-1998 GB/T17626.4-1998 验
GB/T17626.5-1998 GB/T17626.6-1992 GB/T17626.8-1998 GB/T17626.10-1998 电工电子产品基本环境试验规程 继电保护和安全自动装置技术规程
电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规
计算站场地技术要求 电子测量仪器质量检测规则 远动终端通用技术条件
地区电网数据采集及监控系统通用技术条件 电磁兼容 试验和测量技术 抗扰度试验总论 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验 电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验 电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试
电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验 电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度 电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验 电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁申抗扰度试验
GB/T17626.12-1998 电磁兼容 试验和测量技术 振荡波抗扰度试验 DL/T634-1997 基本远动任务配套标准
DL/T667-1999 继电保护设备信息接口配套标准 DL/T630-1997 交流采样远动终端技术条件 DL/T621-1997 交流电气装置的接地
DL5002-91 地区电网调度自动化设计技术规程 DL5003-91 电力系统调度自动化设计技术规程
NDGJ8-89 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定 DL/T659-1998 火力发电厂分散控制系统在线接收测试规程 DL476-1992 电力系统实时数据通信应用层协议 SDJ9-1999 电测量及电能计量装置设计技术规程 IEC870-5-102 电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准 IEC60870-5-106 应用层
GB4943-1990 信息技术设备（包括电气事物设备）的安全
GB/T2423.9-1989 电工产品基本环境试验规程 试验Cb设备用恒定湿热试
验方法
GB/T5169.5-1997 电子产品着火危险试验 针焰试验
GB/T11287-1989 继电器、继电保护装置的振动（正弦）试验 GB/T15153-1994 远动设备及系统工作条件 环境条件和电源 GB/T16435.1-1996 远动设备及系统接口（电气特性） DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程
5.5通用技术条件及主要技术指标
装置正常工作环境条件：
环境温度：－20℃~＋55℃
相对湿度：月平均最大相对湿度为95％以下，机壳表面无凝露。
工作环境：没有导致金属或绝缘损坏的腐蚀性气体及较严重的尘埃和霉菌，
无火灾爆炸危险的物质。
储存和运输过程中极限温度：－25℃～＋70℃ 大气压力：80～110kpa 主要技术指标
a. 额定值：
PT二次电压：100V（取自TV二次侧） CT二次电流：5A
直流电压：220V (装置电源和控制电源)
b. 精度：
保护电流元件误差不超过±5% 测量电流元件误差不超过±0.5%
电压元件小于±0.5%频率偏差小于±0.02Hz 滑差定值小于±5% 延时误差小于±20ms
返回系数：过量元件不小于85％，欠量不大于110％
c. 输出接点：
容量：接通DC250V，5A（纯阻性负荷） 工作寿命：动作105次
d. 功耗：
交流电流回路：每相≤0.5VA（额定5A时） 交流电压回路：每相≤0.5VA（额定57.74V时） 直流电源最大功耗≤20W
e. 电源波动
－20%<正常工作<+10%
f. 绝缘性能
绝缘电阻：装置带电部分和非带电部分及外壳之间，用500V的兆欧表测量其绝缘电阻值，应不小于100MΩ
介质强度：（在标准试验大气条件下） 实验部分 交流回路对地 交流电压、电流回路之直流回路对地 交直流回路之间 24V回路对地 耐压水平（工频，1分2kV 2kV 2kV 2kV 1kV 备注 无击穿、闪络 无击穿、闪络 无击穿、闪络 无击穿、闪络 无击穿、闪络 冲击电压：在标准试验大气条件下，装置电源输入回路、交流输入回路、输出触点回路对地，以及回路之间能承受1.2/50μs的标准雷电波的短时冲击电压试验，开路试验电压5kV
g. 抗电磁干扰性能：
脉冲群抗扰度：装置能承受IEC60255-22-1：1998规定的严酷等级为III级的1MHz和100kHz的脉冲群干扰试验
静电放电抗扰度：装置能承受IEC-60255-22-2：1996中规定的严酷等级为IV级的静电放电试验
电磁场辐射抗扰度：装置能承受IEC-60255-22-3：1989中规定的严酷等级
为III级的辐射电磁场干扰试验
快速瞬变脉冲群抗扰度：装置能承受IEC-60255-22-4：1992中规定的严酷等级为IV级的快速瞬变干扰试验
浪涌抗扰度：装置能承受IEC-60255-5：2002中规定的严酷等级为III级的浪涌干扰试验
射频传导抗扰度：装置能承受IEC-60255-6：2001中规定的严酷等级为III级的射频传导干扰试验
h. 机械性能
工作条件：通过I级振动响应，冲击响应检验 运输条件：通过I级振动耐久，冲击耐久及碰撞检验
i. 测控功能
可测量三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、有功电度、
无功电度、系统频率等；具有4至12路开出量；4至8路开入量。
j. 通讯功能
标准RS485通讯接口；
开放式通讯规约，可传送电压、电流测量值、开关量测量值、功率、电度、
故障告警、动作信号等信息
k. 其它技术指标：符合DL－487－92《静态继电保护及安全自动装置通用技术
条件》。
设备接地：系统各设备的保护接地、工作接地均不混接，工作接地一点接地。所有屏柜体、打印机等设备的金属外壳可靠接地。装设敏感电子装置的屏柜装设专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面大于80平方毫米。屏柜上布置
多个系统插件的工作接地点均与插件箱绝缘，并分别引至屏柜内专用的接地铜排母线。设备自身满足抗电磁场干扰及静电影响的要求。在雷击过电压、发生操作过电压及一次设备出现短路故障时，系统设备均不会误动作。所有设备满足抗扰度试验等级（GB/T17626-4）的要求。 l. 台体设计
操作台的机械结构能承受和具备防尘、防潮、防小动物，台前后有门。 台底有安装孔，有接地端子。
端子选用高质量非易燃绝缘材料，每个端子可容纳4mm2连接线的接入，并提供一定数量的备用端子。
台柜尺寸：1200×800×600（高宽厚），防护等级不低于3级。
5.6系统组成结构、功能及特点
该系统通过通信网络（现场总线）将厂用电和上网电电气部分的保护测控终端
装置组织成一个分层分布式的综合自动化系统，实现电厂电气系统的综合自动化，同时该系统通过通信管理机与现场系统交换数据。
系统设计采用合理的冗余配置和诊断至模块级的自诊断技术，具有高度的可靠
性。
系统内任一组件发生故障，均不能影响系统其它部分的正常工作；
并充分考虑到高压配电装置运行时，对综合自动化系统特别是布置在开关柜上
的设备的影响，系统应具有良好的电磁兼容性，在任何情况下均不会发生拒动、误动、扰动，影响综合自动化系统的正常运行。
接口装置：本系统留有与其他自动化装置的通信接口。如DCS、智能电度表、智
能直流系统、微机型测控单元的可靠通信。在其它厂家提供文本通讯协议的前提下，我公司负责完成各种通信协议的转换。
智能模块具有保护功能同时具有测控功能，计量、保护采用不同CT准确等级，
保护功能不依赖于监控系统。
所有保护和安全自动装置的定值可就地整定，所有断路器设有就地/远方操作，
并相互闭锁。
保护具有自检功能，当保护装置出现元件故障或损坏时，保护出口被闭锁，并
不会引起误动，同时保护装置发告警信号。 保护装置可显示各种数据、故障记忆、报警提示。
整套装置具有高度安全可靠性，并有适当的故障处理措施。 当PT回路发生短路或断线时，闭锁保护并发告警信号。 每套保护输入、输出都经光耦隔离，以防干扰引入。
保护装置在直流电压0.8~1.1Un时能正常工作，在直流开合过程中及直流回路
一点接地情况下，保护不会误动；在直流电源电压缓慢上升和缓慢下降过程中，保护不会误动。
5.7微机综合自动化装置的设置及功能
以下对微机保护设备的功能描述中，各项保护功能均可通过装置正面板大屏幕中文菜单以控制字的形式进行灵活的投、退选择。 5.7.1. 厂用变压器综合保护装置： 功能设置：
1.电流速断保护 2.过电流保护 3.不平衡电流保护 4.高压侧零序过流保护
5.低压侧反（定）时限零序过流保护
6.过负荷保护 7.三相熔断判别 8.本体保护 9.快速母线保护 10.故障录波 11.积分电度 12.故障记忆及显示
操作回路：
1.手动合闸、跳闸；远方/就地控制切换并相互闭锁 2.电气防跳功能
遥 测 量： IA，IB，IC，UA，UB，UC，P，Q，COSф，f 脉 冲 量： Wh,Varh 遥 信 量：（开入）
1.小车位置 2.断路器位置 3.接地刀闸位置 4.弹簧未储能 5.轻瓦斯 6.重瓦斯 7.温度告警 8.温度跳闸
遥 信 量：（开出）
1.电源消失 2.操作回路断线 3.保护动作 4.装置故障 5.接地信号 6.轻瓦斯信号
遥 控： 断路器分合 5.7.2. 线路/母联综合保护装置： 功能设置：
1.速断保护 2.限时速断保护 3.过流保护 4.复合电压闭锁
5.零序（方向）过流保护 6.过负荷保护 7.重合闸 8.后加速 9.低周减载 10.母充保护 11.低压保护 12.快速母线保护 14.积分电度
14.故障录波
操作回路：
1.手动合闸、跳闸；远方/就地控制切换并相互闭锁 2.电气防跳功能
遥 测 量： IA，IB，IC，UA，UB，UC， P，Q，COSф，f 脉 冲 量： Wh,Varh 遥 信 量：（开入）
1.小车位置 2.断路器位置 3.接地刀闸位置 4.弹簧未储能 5.出现故障 6.分段故障 7.备用开入量2路
遥 信 量：（开出）
1.电源消失 2.操作回路断线 3.保护动作 4.装置故障 5.接地信号 6.重合闸信号
遥 控：断路器分合
5.7.3.PT切换及低电压保护消谐装置 监 控：
1. 母线低压 2. 母线绝缘监视 3. PT切换 4. PT断线监视
遥 测：
1. 两段母线UAB、UBC、UCA、UA，UB，UC，3U0 2. 系统频率
遥 信 量：1-8开关量输入 5.7.4、电容器综合保护装置： 保护设置：
1. 电流速断保护 2. 过电流保护 3. 零序过流 4. 过电压 5. 欠电压 6. 不平衡电压 7. 不平衡电流 8. 断路器失灵报警 9.SOE 10.密码操作
11.操作记录 12.小电流接地选线
操作回路：
1. 手动合闸、跳闸；远方/就地控制切换并相互闭锁 2. 电气防跳功能
遥 测 量： IA，（IB），IC，UA，UB，UC，P，Q，COSф，f 脉 冲 量： Varh 遥 信 量：
1. 断路器位置 2. 装置故障报警 3. 控制回路断电 4. 事故跳闸信号 5. 弹簧未储能 6. 接地信号 7. 保护动作信号 8. 远方就地信号 9. 小车位置
遥 控： 断路器分、合 5.7.5. 通讯管理机 通讯接口功能:
2 个RS232 接口（COM1、COM2）：DB 9 接口，支持DCD、RXD、TXD、DTR、
GND、DSR、RTS、CTS、RI 信号。
8 个RS232／RS485 接口（COM3～COM10）：RS232／RS485 方式用户可设置。
RS232 方式支持RXD、TXD、GND 信号，其中COM7～COM10 还支持RTS 信号。RS485 方式支持A、B 两线制信号。
2 个CAN 总线接口（CAN1、CAN2）：端子接口，支持CAN_H、CAN_L 两线制
信号，也可支持“隔离地”信号。
2 个以太网接口（ETH1、ETH 2）：RJ45 接口。 以上接口具备通信隔离、防雷等技术措施。 通讯规约处理功能： 下行通道（对子站）
部颁CDT(91) SC1801(6.0) IEC870-5-101 IEC870-5-103 MODBUS
上行通道（对主站）
部颁CDT(91) SC1801(6.0) IEC870-5-101 MODBUS TCP/IP
数据处理功能：
从下行通道（子站）接收并集中以下数据，并且可以重新配置后按要求的规
约与上行通道（主站）通讯，也可以与DCS 等其它系统转发交换以下数据。
开关量（开关、刀闸、动作信号等）
模拟量（电流、电压、有功功率、无功功率、温度等） 数字量（频率、电能量等）、脉冲量等集中 SOE、故障录波等数据
接收并下发上行通道发来的各种执行动作的信号。
5.8微机监控系统
a) 主要技术指标 系统可用率：99.98% 系统MTBF：30000小时 CPU 负荷率：<25% 遥测量精度：优于0.5% 电度量精度：优于1% 遥信正确率：≥99.9% 遥控、遥调正确率：100% 数据库容量：＞30%
系统全数据扫描周期：2～10秒，用户可调 遥测量越死区传送时间：<2秒
遥信变位传送时间(CDT 规约时)：<1秒 前置机收到变位到CRT显示时间：<1秒 遥控命令响应时间：<1秒 遥调命令相应时间：<1秒 SOE 分辨率：<2毫秒
调画面响应时间：<1秒 b) 系统功能 数据通讯
数据采集系统来自RTU 和下级计算机系统送来的模拟量(电压、电流、有功无功功率、温度等)、状态量(开关、刀闸、事故总信号、变压器分接头位置、保护信号等)、数字量(频率、电能量等)、脉冲量等。
支持1/2/4/8/16/32/64/128路串行全双工多规约通道。每个通道可分别设
置通信速率，可以300、600、1200、2400、4800、9600BPS的速率与RTU、DCS、模拟屏及其它智能设备、系统通信。通信接口技术指标符合RS232C、RS485、CAN－bus等标准，可与RTU等通过直接数字通道进行通信，也可通过接入MODEM通信。系统提供通信隔离、防雷技术措施，减少干扰和防止雷击。
系统接收和转发的数据容量可根据需要进行扩充。
系统接收GPS标准时钟信息，以此为基准，统一全系统时间，并对各RTU进
行时间校准。
具有向上、下级调度自动化系统转发和接受遥测、遥信、电度等远动信息数
据的功能。 数据库功能
包括实时数据库、历史数据库。实时数据库保存的是从各个装置采集上来的实时数据，其数据在每次系统扫描周期之后被刷新一次，在实时数据库中可以保存模拟量、数字量、脉冲累计量、控制量、计算量、设定点控制输出等多种类型的量。
对运行数据和开关状态进行实时监视和记录保存。
数据库生成：系统管理人员可以方便地在工作站和服务器在线生成实时库和历史库。
数据库查询：利用数据库查询程序，对实时数据分类检索，通过人机联系系统及相应的图表直观地反映，并根据需要随时存在外设内。
实时数据的备份：实时数据库具有备份，一旦有实时数据库被破坏，可及时恢复运行(各机之间的备份)。
历史数据库的采样周期可任意定义和修改。数据归档的定义和修改可以通过界面在线进行，不影响系统的运行。
历史数据能方便地转移到磁盘、光盘等其他存贮介质上。 历史数据库至少可保存三年。
数据采集与监控
可动态显示本热电站主接线图、断路器、刀闸、手车的位置及变位 操作过程动态显示，被操作的设备（如断路器）的画面符号闪烁，以免误操作。
可提供多种画面调用方式，在发生故障后有提示转入故障画面。
以列表、棒图、趋势图的形式，以棒图、曲线图等显示电压、负荷等模拟量，显示各一次设备的P、Q、V、I、KWh、KVARh、f、OC等。历史数据可根据设备名、时间进行查询。
对电压、电流、负荷、周波等进行越限监视与报警，并可人工修改限值 事故跳闸监视、报警及画面热推 事故追忆显示和打印
对所有断路器进行遥控操作
事故状态发出音响信号，预告不正常状态并发出音响信号 报警处理
报警包含声音报警、语音报警、打印报警、推画面报警等几种方式，可单独使用，也可组合使用，可在调度工作站实现，也可在其他工作站实现，并可根据工作站的职责范围有选择性地报警。
事故时可自动调图，事项打印，声光或语音报警等。
可根据RTU 发送的事故总信号，保护信号、相应模拟量或线路有关刀闸状态，区别事故信息与正常变位存档。
报警在专门开辟的窗口位置；且能实时打印事件顺序记录；当越限告警时，可通过报警窗口显示，并可根据需要打印记录。 报警类型包括：
变位告警(含SOE)：系统发生遥信正常变位时，给出变位画面和文字提示，根
据设定进行语音告警或打印记录。
限告警：数据量越限时，数据变色，根据设定给出语音提示或打印记录。设
定给出语音提示或打印记录。
事故告警：系统发生事故时，给出强烈告警，推出光字牌或相关画面，给出
文字提示，变位闪烁，语音提示，打印事故信息，启动事故追忆。 工况告警：站内间隔级设备、数据通道、系统中服务器或工作站故障时，系
统给出告警信息。
事故追忆：当系统出现事故变位时，自动记录与其有关的遥测事故前后的值。 处理功能
遥测处理
工程量变换：每个遥测量都有一个可在线修改的工程转换系数和偏移量，用
于将原始数值转换成工程数值。
越限报警：每个遥测量都有可以在线修改的值域上下限、合格值上下限、报
警值上下限、上限、下下限、下限和报警死区，用于检查数据的合理性，给出报警，避免限值附近振荡报警。越限时间按时段记入历史数据库，并可取出生成统计表。 模拟量人工置数。
极值的计算：对遥测值(功率、电压、电流等)在定义的时间段内出现的最大
值、最小值及其出现的时间和日期一同存入数据库，时间段可定义。 零漂处理：可在线设定遥测量的残差值范围，在此范围内用零代替。 数据滤波：规定数据的最大最小合法值，当数据超出范围时，视为不合格数
据被滤掉。
完成连续模拟量输出记录：遥测类曲线可设定采样密度。 状态量的处理
状态量定义：可在状态量定义窗口中在线定义其取反、变位报警、复位报警、
报警
类型、变位打印输出等。
事故判断：根据事故总信号是否动作等判据，区分事故跳闸或人工拉闸，并
给出相应的报警提示。
人工置值：对于非实时采集的状态量，由人工处理，在MMI界面上用不同的
颜色区分表示，系统自动记录操作事件。
旁路转代：旁路开关替代运行时，所有与旁路开关有关的量一次对应到位。
系统自动记录旁路替代操作事件。 控制
支持下述控制方式：选择—返校—执行、直接执行、批次控制和顺序控制。 控制输出(遥控)主要有：对断路器分、合的操作、对补偿电容器投、切的操
作、对有载调压变压器分接头的调节操作。
遥控操作可在操作对象画面上进行，也可通过控制菜单或图标选择遥控点进
行。
权限限制：操作者输入口令，以确认是否具备操作权限，操作权限有效时间
可人工设置。
执行结果返回：RTU执行遥控命令，引起开关变位及事件发生，执行结果显示
于后台，并打印记录。
操作记录：操作人员姓名、操作时间、操作内容结果(状态量状态改变)等记
录下来，存档于遥控
遥调操作记录中，可分类检索显示、打印等。 事件记录处理
包括遥测类事项、遥信类事项、遥控类事项、周波类事项、通道类事项、操作类事项等。
电网运行变化和调度操作等事件连同时标信息被系统记录下来，保存到历史数
据库中(一年以上)。记录信息可以按日、月、厂站等检索显示、打印。事件发生时，系统及时显示、报警并跟踪打印。
遥测类事项：遥测越限、恢复。时标由系统根据遥信属性生成变化事项，如开
关的合、分，刀闸的合、分，保护的动作、复归等。时标由系统提供。系统还能接收由RTU 送来的带时标的SOE信息。
遥控类事项：对象的选择、命令的返校信息、操作执行。事项中包含有操作人
员的姓名等信息。时标由系统提供。
通道类事项：通道数据中断、误码、仅有同步字、发送错误以及其状态的恢复
等事项。时标由系统提供。 事故追忆处理
系统具有事故追忆能力；启动信号可以是实时采集的模拟量或状态量，也可以是计算模拟量或计算状态量。
全网时钟统一对时，以毫秒级精度记录主要断路器和保护信号的动作顺序及动作时间，形成动作顺序表显示于CRT 上，并可打印或存入存贮介质中长期保存，帮助调度员判明事故的起因和断路器跳闸顺序。
对重要的遥测量记录事故前后若干周期的量值，形成事故追忆表及显示画面，供分析事故时使用。 人机会话功能
具有图形无级缩放，画面导航，漫游和热点选择功能。画面调出时间及动态
数据刷新时间符合电力部部颁标准。
既有全景又有细节显示，在对图形放大、缩小时，自动按比例选择合适的平
面显示。
支持一机双屏显示，双屏能同时显示不同的画面内容，鼠标在双屏之间快速
随意移动。
可用鼠标或键盘选择厂站名、索引表、热点、热键等调图。
曲线可局部放大、可用鼠标选中曲线族上的任意曲线，可拉开并使其上下移
动。
支持画面硬拷贝。
画面的更新周期可由用户自己定义。
画面显示类型各种类型的中文表格包括：索引目录表、电力系统实时数据表、
越限工况显示表、事项顺序记录表、报警一览表、常用数据表、厂站设备参数表、静态信息表、备忘录等。
系统支持1280×1024 分辨率和256 色显示，全图形方式。
显示内容：实时采集、计算、系统估计和人工置入的各种电网动态及静态运
行参数。如P、Q、I、U、电度量、开关和刀闸位、变压器档位、继电保护信息、时间、周波、模拟时钟、设备编号和汉字提示、控制和操作提示，异常和事故报警提示等。
显示直观，操作方便。可一键调出主要画面，通过键盘或鼠标操作可调出任
何画面。潮流方向用活动箭头或流水线表示。允许在线设置和修改画面。 曲线图有人工置入的计划值曲线，当日的实时曲线、趋势曲线和历史曲线。
任何遥测量和计算数值量都可以曲线的方式显示。电压、周波、负荷等常用曲线可方便地调出，同一画面中可以显示多幅曲线。能显示实时用电负荷、计划用电负荷及超欠值。可选择任意数据的历史曲线显示。
能以棒图的方式显示任何实时遥测量。显示坐标可采用实际坐标或标么值，
监视点站名、遥测值和上下限值可灵活设置显示方式，图形方式有多种填充方式的平面图和三维立体图。
遥信变位可以自动推出相应的画面，变位遥信闪烁，越限量值用醒目的颜色
表示。汉字提示与说明使用国标两级汉字库，汉字字型、大小均可选择。 系统提供在线图表编辑工具，可对全部图表进行离线或在线编辑维护。编辑
工具使用方便、界面友好，提供有丰富的电力系统专用符号，并可根据需要添加定义复杂符号。字符的字体、大小、位置可随意设定。具备块删除、复制、对齐等操作功能。 打印功能
包括图形、报表及事项打印。
系统支持各种常用主流打印机，如EPSON与Hp 激光、喷墨、针式打印机。 图形打印：人机会话工作站屏幕显示的任何画面都能打印，对于超出一屏的
图形可选择压缩打印或分页打印。
报表打印：系统生成的任何报表均可打印，设定特定的自动打印时间，并能
召唤打印遥测量和电度量报表。
事项打印：事故和越限发生时可自动打印相应的事项，也可事后打印历史事
项，并能按厂站，时段等分类检索打印。 系统安全措施
安全性：系统根据用户类型(如调度员、遥控操作员、系统维护员、一般观看
者等)限制其操作权限范围。
所有的系统操作员根据需要被赋予某些特性，用以规定各级操作员对系统及
各种业务活动的使用范围，如用户姓名、口令字、操作权限及操作范围等特性。
操作员只有输入正确的特性，才能进入系统，保证系统的安全性。 对每个操作员都有口令字控制，以限定各个不同操作员的操作权限和范围，
在执行操作、修改、保存时进行口令字检查，防止无关人员误操作。 根据需要各类用户分配相应的用户权限，由系统管理员负责增删用户和用户
权限分配以及用户最初的口令设置。 运行监视
系统对站内设备进行自动监视，判断设备运行状况，并可统计打印以上状态
的累计时间和次数；故障时能自动报警。
主站系统能进行诊断，并具有远方诊断和主站系统能进行诊断，并具有远方
诊断和维护功能。 在线维护功能
各种类型的画面报表的在线编辑功能。 前景数据的画面报表的在线编辑功能。 数据库部分内容的在线修改。
部分运行参数及限制值的在线设置，状态修改。 系统自诊断和自恢复
计算机监控系统能在线诊断各种软件、硬件的运行工况，当发现异常和故障时能及时显示和打印报警信息，并在运行工况图上用不同颜色区分显示。自诊断和自恢复的内容包括：
站控层设备、测控单元、I/O采集模件等的故障； 外部设备故障； 电源故障；
系统时钟同步故障； 网络通信及接口设备故障；
在线设备发生软、硬件故障时，自动上传。
5.9软件技术条件
5.9.1 系统软件应具有成熟的实时多任务操作系统和完整的自诊断程序。操作系统应具有开放性，采用高级编程语言。
5.9.2 支持软件。支持软件应包括数据库管理系统、中文处理系统和网络软件系统。数据库应包括实时数据库和历史数据库。
5.9.3 应用软件。应用软件应满足系统功能要求，具有良好的实时响应速度和可扩充性，并面向用户，便于操作使用。
5.10 卖方提供工程服务及售后服务
5.10.1卖方提供保护测控装置安装于开关柜上的有关技术要求、开孔尺寸等有关技术资料。 5.10.2卖方在设备出厂前应进行系统联调试验，必要时,设计单位和买方可派员参加。 5.10.3卖方有责任对需方技术人员培训。 5.10.4卖方负责现场调试开通等工作。
5.10.5卖方应在合同签定后7天内向需方以电子邮件的方式,提供设计用的AutoCAD2006for Windows XP版本支持且能拷贝的文档及其它工程设计所需的图纸资料，并需在设计单位书面确认后才能生产。 5.10.6卖方应随设备一同提供设备详细图纸资料5套、工程文件及维护需要的附件和专用工具。 5.11技术资料:
5.11.1卖方应提供综合自动化系统的所有设备设计、制造的图纸、技术文件、说明书等，并对其所提供的全部技术资料的准确性负责。
5.11.2卖方提供的技术文件和资料应能满足买方进行系统维护的需要。 5.11.3供确认及设计的图纸:
卖方至少应提供下列供确认和设计的主要资料，但不限于这些。 5.11.3.1综合自动化系统的配置图、接线图、屏面布置图、屏背面接线图。
5.11.3.2各套装置的方框原理图及其说明，各套装置及其元件的原理接线及动作原理说明。 5.11.3.3设备内部接线及说明，设备连接的端子排图，包括与用户设备接口的端子排图。 5.11.3.4综合自动化系统的所有设备清单，包括设备型号。
5.11.3.5硬件配置说明和系统功能规范书，设备布置和安装图，包括设备尺寸、安装尺寸等 5.12 质量保证和试验 5.12.1质量保证
5.12.1.1提供的产品应满足本技术规范要求。
5.12.1.2卖方应保证制造过程中的所有工艺、材料等（包括卖方的外购件在内）均应符合技术要求的规
定。若买方根据运行经验指定卖方提供某种外购零部件，卖方应积极配合。
5.12.1.3卖方应遵守本技术要求中各条款和工作项目的IS0900或GB/T1900-质量保证体系，该质量保证
体系经过国家认证和正常运转。
工厂试验应包括装置试验、组屏后的屏柜试验、系统功能试验至系统指标试验。 5.12.3现场试验
供方负责综合自动化系统内设备的连接、现场指导安装、现场调试开通工作等。
现场调试应做到：数字量动作到每一点，模拟量校对到每一个值，控制量操作到每一个设备。对正确的操作及可能出现的误操作应一一验证，使操作控制的正确率为１００％。
现场验收试验主要目的是检验系统与变电所内一次系统及其它设备的配合，系统的各项功能是否实现，系统的性能指标是否达到。试验主要包括以下试验项目且不仅限于以下试验项目：
5.12.3.1 Ｉ／Ｏ单元的性能试验（包括与实际系统配合进行信号输入检查、命令输出检查和模拟量测量
精度测试等）。
5.12.3.2 事件顺序记录分辨率试验。
5.12.3.3 与现场保护及站内智能装置通信联调试验。 5.12.3.4 数据采集系统测试和精度测试。
5.12.3.5 ＣＲＴ画面完备性检查，响应时间和刷新周期测试。
5.12.3.6 告警系统测试（包括系统自诊断异常告警，与站内其它设备配合进行）。 5.12.3.7 系统自诊断测试。
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