电力高等专科学校水电站混合仿真实训系统专业设备招标公告

政府采购招 标 文 件招标项目编号：H********查看详情070采购计划编号：13A3273采购项目名称：重庆电力高等专科学校水电站混合仿真实训系统专业设备采购采 购 人：重庆电力高等专科学校采购代理机构：重庆市五环招标代理有限公司二○一三年十二月 目 录第一篇投标邀请书- 1 -一、招标项目内容- 1 -二、资金来源- 1 -三、投标人资格要求- 1 -四、投标、开标有关说明- 1 -五、投标保证金- 2 -六、投标有关规定- 3 -七、联系方式- 3 -第二篇项目技术规格、数量及质量要求- 4 -一、招标项目一览表- 4 -二、招标项目技术需求- 5 -三、附件、图纸及包装要求- 110 -第三篇项目商务要求- 111 -一、实施（交货）时间、地点及验收方式- 111 -二、报价要求- 111 -三、质量保证及售后服务- 112 -四、付款方式（根据具体情况选择付款方式）- 113 -五、知识产权- 113 -六、培训- 114 -七、其他- 114 -第四篇评标方法、评标标准、无效投标条款和废标条款- 115 -一、评标方法- 115 -二、评标标准- 117 -三、无效投标条款- 117 -四、废标条款- 120 -第五篇投标人须知- 121 -一、投标人- 121 -二、招标文件- 121 -三、投标文件- 122 -四、开标- 125 -五、评标- 125 -六、定标- 125 -七、中标通知书- 126 -八、关于质疑和投诉- 127 -九、招标代理服务费- 128 -十、交易服务费- 129 -十一、签订合同- 129 -第六篇合同主要条款和格式合同（样本）- 131 -一、合同主要条款- 131 -二、政府采购购销合同（格式）- 135 -第七篇投标文件格式- 137 -一、经济文件- 138 -二、资格文件- 140 -三、商务文件- 146 -四、技术文件- 151 -五、其他- 153 - 第一篇 投标邀请书重庆市五环招标代理有限公司按照重庆市财政局下达的采购计划，受重庆电力高等专科学校委托，对重庆电力高等专科学校水电站混合仿真实训系统专业设备采购项目进行公开招标，欢迎有资格的供应商参加投标。一、招标项目内容分包名称最高限价（万元）投标保证金（万元）备注1水电站混合仿真实训系统专业设备采购181.81.8二、资金来源财政预算资金，资金已到位。三、投标人资格要求合格投标人应符合政府采购法第二十二条规定的基本条件。1、具有独立承担民事责任的能力；2、具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度；3、具有履行合同所必需的设备和专业技术能力；4、有依法缴纳税收和社会保障资金的良好记录；5、参加政府采购活动近三年内，在经营活动中没有重大违法记录。四、投标、开标有关说明（一）招标文件发售时间：凡有意参加的供应商，请于公告发布之日（2013年12月5日）起至投标文件截止时间之前，在《重庆市政府采购网》网上下载本项目招标文件以及图纸、补遗等开标前公布的所有相关资料，无论投标人下载与否，均视为已知晓所有内容，招标文件资料费在各投标人递交投标文件时收取。（二）招标文件售价：人民币300/份（报名后不退）；投标人在递交投标文件时向采购代理机构缴纳报名费后，其投标文件方被接受（供应商为微型企业的，免费提供招标文件）。（三）投标地点：重庆市政府采购交易中心（重庆市江北区五简路2号重庆咨询大厦A栋，见当日大厅指示牌）（四）投标截止时间：2013年 12月 25 日（北京时间）10:00时。（五）开标时间：2013年 12 月 25 日（北京时间）10:00时。（六）开标地点：同投标地点。五、投标保证金（一）缴纳投标保证金方式投标保证金实行两种缴纳方式，一是分项目单次递交，二是实行投标保证金定期、囤缴。具体缴纳方式如下：1、进行投标保证金囤缴的供应商，需以贰万圆（20,000）的保证金数额缴纳至以下账户，并在投标文件中附固定保证金缴纳证明文件复印件。户名：重庆市政府采购交易中心开户行：工商银行重庆五江支行账号：********查看详情********查看详情119注：供应商囤缴的保证金有效期为12个月，在有效期内，按中国人民银行活期存款利率计息。2、单次缴纳投标保证金账户缴纳投标保证金方式投标保证金限于电汇方式缴纳，并于开标前一天上午12:00前到账，且务必在进账凭证上明确“13A3273”的财政计划编号。（二）投标保证金账户户名：重庆市政府采购交易中心开户行：中国光大银行重庆分行营业部 账号：********查看详情********查看详情104544 提示：（1）投标人必须付款凭证备注栏中注明 “13A3273”的财政计划编号；（2）各投标人在银行转账（电汇）时，须充分考虑银行转账（电汇）的时间差风险，如同城转账、异地转账或汇款、跨行转账或电汇的时间要求。（3）未在重庆市政府采购交易中心（或重庆市机电设备招投标交易中心，以下简称交易中心）办理过银行基本账户登记的投标人，需提前持“银行基本账户开户许可证、投标单位银行基本账户登记表”至交易中心办理企业基本账户登记手续。因故未提前到交易中心办理银行基本账户登记的投标人，开标时必须提供“银行基本账户开户许可证”复印件，原件备验。“投标单位银行基本账户登记表”在《重庆市政府采购交易中心》（http:// www.cqzb.com ）下载；其他相关问题请登录《重庆市政府采购交易中心》（http:// www.cqzb.com ）查询。（4）由于第一次缴纳保证金而未能及时在交易中心登记基本账户的投标人，可持本投标人基本账户开户许可证原件到开标现场备查。（5）各投标人在递交投标保证金时，到款账户为上述指定的投标保证金专用账户，来款账户必须为本公司基本账户。（三）保证金退还方式未中标投标供应商的保证金，在成交通知书发放后，由重庆市五环招标代理有限公司向重庆市政府采购交易中心出具退款书面通知；重庆市政府采购交易中心在五个工作日内按来款渠道直接退还。中标人的投标保证金，在中标人与采购人签订合同后，由重庆市五环招标代理有限公司向重庆市政府采购交易中心出具退款书面通知；重庆市政府采购交易中心扣除交易服务费后在五个工作日内按资金来款渠道直接退还。重庆市政府采购交易中心咨询电话：（023）********查看详情六、投标有关规定1、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，都不得在同一货物招标中同时投标。2、合同包为单一货物，一个制造商对同一品牌同一规格型号的货物，仅能委托一个代理商参加该合同包的投标，否则投标无效。3、同一合同包的货物，凡制造商参与投标的，不得再委托代理商参与投标。4、本招标项目所有补遗文件（如果有）一律在重庆市政府采购网（http://www.cqgp.gov.cn）上发布，请各投标人注意下载，并按补遗文件要求将补遗文件回执传真至（023）********查看详情。如投标人无补遗文件回执，采购机构视同投标人已收到本招标项目补遗文件。5、超过投标截止时间、不按照招标文件要求密封的投标文件,或者未按招标文件规定提交有效足额投标保证金的投标，恕不接受。6、投标费用：无论投标结果如何，投标人参与本项目投标的所有费用均应由投标人自行承担。七、联系方式（一）采购人：重庆电力高等专科学校联系人：王坤华电话：（023）********查看详情传真：（023）********查看详情地址：重庆市九龙坡区电力四村9号（二）采购代理机构：重庆市五环招标代理有限公司联系人： 孙丽华电话：（023）63850372传真：（023）********查看详情地址：重庆市江北区五简路2号重咨大厦A幢1702室第二篇项目技术规格、数量及质量要求一、招标项目一览表序号设备名称设备型号规格单位数量1运行仿真软件水电站监控系统软件、培训仿真系统软件。南瑞、四方或水科院等产品。套12模拟屏驱动装置及模拟屏能满足≥4台特大型单元机组电站主接线的模拟显示。套13GPS卫星时钟同步系统CSC-196套14机组现地控制单元LCU包括机组控制屏（数个）、手动同期屏、辅助设备控制屏。南瑞、北京四方、长控所等产品。套15三相同步电动机STC-30发电机，1500pm，0.4KV，30kw台16三相异步电动机Y225S-4台17水轮机调速器系统含电气柜、机械柜、压油装置、油压装置控制柜、仿真柜（变频器柜）、空压机及自动补气系统、回油箱静电液压过滤循环系统。主要设备应为武汉能事达、武汉三联、长控所、南瑞、重庆水轮机厂等产品。套18交流配电柜用于进线及馈电控制，并接受发变组的出线与系统并列。定制产品。套29主变压器柜内有发电机出口接触器GCB和主变压器等。变压器为SG9-40kVA（0.4/0.4kV）。定制产品。套110励磁变压器柜内有发电机出口电流互感器、励磁变压器等。变压器型号为SG9-10kVA（0.4/0.2kV）。定制产品。套111发电机励磁系统并激励磁系统，含调节器柜、功率柜、灭磁和过压保护柜、起励柜等。ABB、广科所、南瑞、四方等产品。套112直流系统含充电柜、蓄电池柜、馈电柜，包括电池巡检仪、直流绝缘监测装置和控制装置等必要的自动化元件在内。广科所、北京四方或哈尔滨九州等产品。套113计算机监控系统配电柜配置10KVA的UPS及馈线控制开关及必要的部件和设备。套114语音报警装置控制室用，南瑞、四方等产品。套1说明1、上述设备均应提供用于安装、测试用的工器具和仪器各至少二套。2、提供仿真系统的运行规程和多媒体培训课件（电子版及5套纸质材料）。二、招标项目技术需求（一）工程规模1、该系统仿真装机台数和容量不低于5×300MW、500KV屋内GIS高压配电装置、出线回路不少于4回的特大型混流式机组水电站。包括一台机组单元的物理仿真和包含其余机组在内的全范围三维数值仿真。包括合同设备的设计、制造、试验、运输、安装和调试工作。2、设备运行环境条件设备安装环境： 户内室内海拔高度： ≤1000米室内最高气温：40℃室内最低气温： -5℃室内相对湿度： 90%（25℃环境温度）基本地震烈度： 七度地面水平加速度：0.25X2g 安全系数： ?1.67（二）执行的标准和规范投标人提供的软件技术应符合最新版本的IEC、IEEE等相关标准要求，满足行业标准和要求。除计算机操作系统、随机系统软件和输入输出接口中的软件外，仿真系统所有软件均应适用计算机高级语言或仿真语言编写。软件的开发应遵守软件工程的思想和方法。应有详细的文档资料，具有可追索性和可维护性。系统设计应遵循国际标准，采用目前国际先进技术，确保平台在最近和未来一段时期的适应性、开放性、可扩展性和可维护性等；所有功能模块接口标准统一，能支持第三方硬件和软件的接入和系统升级，以满足远期规划要求。下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DLT5081-1997水力发电厂自动化设计技术规范DLT 1024-2006 水电站仿真机技术规范DLT 5065-2009 水力发电厂计算机监控系统设计规范GB2887-2011 计算机场地通用规范GB2312-1980 信息交换用汉字编码字符集?基本集GB/T6650-1986 计算机机房用活动地板技术条件GB/T17626-2008 电磁兼容试验和测量技术GB50217-2007 电力工程电缆设计规范DL/T 5132-2001水力发电厂二次接线设计规范SDJ278-90 水利水电工程设计防火规范GB/T 12504-90 计算机软件质量保证计划规GB/T 12505-90 计算机软件配置管理计划规范GB/T 14394-93 计算机软件可靠性和可维护性管理GB/T 8566-95 信息技术软件生存期过程GB 8567-88 计算机软件产品开发文件编制指南GB 9386-88 计算机软件测试文件编制规范GB/T11805-2008水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件JB/T7072-2004水轮机调速器及油压装置系列型谱DL/T507-2002水轮发电机组起动试验规程IEC60308-2005水轮机调速系统试验国际规程GB7267-1987电力系统二次回路控制/保护及柜基本尺寸系列DL/T792-2013水轮机调速器及油压装置运行及检修规程JB/T8191-2008电工术语 水轮机控制系统DL/T 1120-2009 水轮机调节系统自动测试及实时仿真装置技术条件 GB/T9652.1-2007水轮机控制系统技术条件GB/T9652.2-2007水轮机控制系统试验验收规程DL/T496-2001水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL/T563-2004水轮机电液调节系统及装置技术规程GB150-2011钢制压力容器 GB/T 191-2000包装储运图示标志 GB/T 2681-1981电工成套装置中的导线颜色 GB/T 2682-1981电工成套装置中的指示灯和按钮的颜色 GB/T 3047.1-1995高度进制为 20 mm 的面板、架和柜的基本尺寸系列 GB/T 3797-2005 电气控制设备 GB/T 4588.1-1996无金属化孔单双面印制板分规范 GB/T 4588.2-1996有金属化孔单双面印制板分规范 GB/T 11120-1989汽轮机油 GB/T17626.4-199-电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验JB/T4711- 2003-压力容器涂敷及运输包装 JB/T7041-1993-液压齿轮泵技术条件 JB/T 8091-1998-螺杆泵试验方法 JB/T 8097-1999-泵的振动测量与评价方法GB 3853-1998 容积式压缩机验收试验 GB 4975-1995 容积式压缩机术语 总则 GB 4980-2003容积式压缩机噪声的测定JB 4700-2000 压力容器法兰分类与技术条件JB 6431-1992容积式压缩机用灰铸铁件 技术条件ASME PTC 10-1997 压缩机和排气器的性能测试规范ISO 1217-1996容积式压缩机 验收试验 VDI 2056机器机械振动的判断标准（德国工程师协会）DLT583-2006 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件DL/T489-2006大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程GB/T7409.3-2007同步电机励磁系统大,中型同步发电机励磁系统技术要求DL/T 1013-2006 大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则DL/T 490-2011发电机励磁系统及装置安装、验收规程GB 50171-1992 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB/T74092-2008同步电机励磁系统电力系统研究用模型GB/T 7409.1-2008同步电机励磁系统 定义ICE60 146(VDE558)半导体整流器GB/T 16935.1-2008 低压系统内设备的绝缘配合GB/T17626.5-2008 电磁兼容 试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.6-2008 电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T 14285-2006 标准名称:继电保护和安全自动装置技术规程GB 1497-1985 低压电器基本标准EN 61643-11-2007 低压电涌保护装置IEC60225 电气继电器GB/T 2423.2-2001电工电子产品环境试验规程GB 4858-1984 电气继电器的绝缘试验GB/T 17626.12-1998 电磁兼容 试验和测量技术 振荡波抗扰度试验DL/T720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件GB/T 2900.1-2008 电工术语基本术语GB/T 2900.41-2008 电工术语 原电池和蓄电池GB/T 2900.32-1994 电工术语电力半导体器件GB/T 2900.33-2004 电工术语电力电子技术GB/T 3859.1-1993 半导体变流器 基本要求的规定GB/T 3859.2-1993 半导体变流器 应用导则GB4208-2008外壳防护等级GB/T 13384-2008 机电产品包装通用技术条件DL/T 637-1997阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T 459-2000 电力系统直流电源柜订货技术条件GB/T13926.4-92 工业过程测量和控制装置的电磁兼容性GB50171-2012电气装置盘、柜及二次回路施工及验收规范DL/T 5136-2012 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T781-2001电力用高频开关整流模块技术规定GB/T7261-2008 继电器及继电器保护装置基本试验方法GB/17478-2001低压直流设备的特性及安全要求DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规定DL/T5120-2000小型电力工程直流系统设计规程JB/T8456-2005低压直流成套开关设备和控制设备DL/T 1074-2007 电力用直流和交流一体化不间断电源设备GB 7260.4-2008不间断电源设备(UPS) DL/T 856-2004 电力用直流电源监控装置 DL/T 857-2004 发电厂、变电所蓄电池用整流逆变设备技术条件GJB 2242－1994 时统设备通用规范GJB 2991—1997 B 时间码接口终端GJB 2715—1996 国防计量通用术语GB/T 15527—1995 船用全球定位系统(GPS)接收机通用技术条件。GB 1 1014—1990 平衡电压数字接口电路的电气特性GB/T 6107—2000 使用串行二进制数据交换的数据终端设备和数据电路终接设备之间的接口GB/T 14429—2-1993 远动设备和系统术语(IEC 870-1-3)GB/T 16435—1996 远动设备和系统接口(电气特性)GB/T 17463—1998 远动设备和系统性能要求GB/T 13926—1992 工业过程测量和控制装置的电磁兼容性EIA-485 用在平衡数字多点系统中的信号发生器和接收器接口的电气特征(RS-485 接口)IEC 870-5-5 6.7 节 基本应用功能 时钟同步IEC 60870-5-103 7.4.2 节 时间同步GB/T13957-2008大型三相异步电动机基本系列技术条件JB/T 8680-2008 Y2系列（IP54）三相异步电动机 技术条件（机座号63～355）GB/T 1032-2012 三相异步电动机试验方法JB/T 8981-2011 有刷三相同步发电机技术条件（机座号132-400）GB 755-2008 旋转电机 定额和性能GBT_997-2008旋转电机结构型式、安装型式及接线盒位置的分类。GB1029-2005三相同步电机试验方法GBT 1993-1993 旋转电机冷却方法GB-T4772.2-1999 旋转电机尺寸和输出功率等级GBT4942.1-2006旋转电机整体结构的防护等级GB 14711-2006 中小型旋转电机安全要求 GB/T22714-2008交流低压电机成型绕组匝间绝缘试验规范GB/T22717-2008电机磁极线圈及磁场绕组匝间绝缘试验规范GB/T22719.1-2008交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第1部分:试验方法GB/T22719.2-2008交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第2部分:试验限值GB7251低压成套开关设备和控制设备IEC60439 低压开关设备和控制设备组合装置GB5585.2电工用铜、铝及其合金母线 第2 部分:铜母线GB4884 绝缘导线的标记GB4208、 IEC60529 外壳防护等级(IP代码)GB14048、 IEC 60158低压开关设备和控制设备IEC60947低压开关和控制设备IEC60439低压开关设备和控制设备组合装置BS1432和BS1433高传导率铜IEC60255电气继电器GB1208电流互感器GB16847保护用电流互感器暂态特性技术要求IEC60044、 IEC60185互感器EN60051-1直接动作指示模拟电气测量仪器及其附件. 通用于所用部件的定义和一般要求EN61010测量,控制和试验室用电气设备的安全要求IEC 60066、 IEC60269熔丝GB14048.7低压开关设备和控制设备辅助电器 第1部份: 铜导体的接线端子排GB14048. 8低压开关设备和控制设备辅助电器 第2部份: 铜导体的保护导体接线端子排IEC 61020电子设备用机电开关GB12666.5电线电缆燃烧试验方法GB3956电缆的导体IEC60228绝缘电缆的导线GB13539、 IEC60269低压熔断器IEC60085电绝缘.耐热性分级GB5226机械安全 机械电气设备IEC60158接触器IEC61641电弧故障测试要求GB 2682-81电工成套装置之中的指示灯和按钮的颜色JB4012-85低压空气式隔离器、开关、隔离开关及熔断器组合电器IEC/EN60439-1低压配电柜技术要求GB 3797-89电控设备第二部分：装有电子器件的电控设备GB 10233-88电气传动控制设备基本试验方法GB 12668-90交流电动机半导体变频调速装置总技术条件GB/T15139-94电工设备结构总技术条件GB/T13422-92半导体电力变流器电气试验方法GB/T 14549-93电能质量公用电网谐波IEEE std 519-1992电力系统谐波控制推荐实施IEC68-2-6抗振动标准IEC68-2-27抗冲击标准DL/T 620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合GB 3797-89 电控设备第二部分：装有电子器件的电控设备GB1094.112007干式电力变压器GB/T 10228-2008 三相干式电力变压器技术参数和要求GB/T17211-1998干式电力变压器负载导则GB/T16927.1-1997 高电压试验技术 第一部分：一般试验要求GB/T16927.2-1997 高电压试验技术 第二部分：测量系统GB1094.1-1996电力变压器 第1部分 总则GB1094.2-1996电力变压器 第2部分 温升GB1094.3-2003电力变压器 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-2003电力变压器 第5部分 承受短路能力GB1094.11-2007 电力变压器 第11部分 干式变压器GB7449-1987 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则DL411-91镶嵌式调度模拟屏通用技术条件GB11920-89电站电气部分集中控制装置通用技术条件DL/T 687-1999《微机型防止电气误操作装置通用技术条件》。（三）系统描述水电站混合仿真实训系统计划建设一个基于数字仿真与物理仿真相结合的水电站运行实训平台，其中一台机组单元通过物理仿真实现，电站其余机组单元及其它重要设备通过三维数字仿真实现。下图为水电站运行仿真实训系统构成原理图。 3.1仿真机组3.1.1仿真机组仿真某特大型水电站水轮发电机组，安装1台仿真机组，额定出力为30kW。仿真机组主要由电动机、发电机、测量与反馈环节、接力器及仿真柜等组成。3.1.2电动机用来代替电站的水轮机，通过变频器仿真导叶的开度，来控制电动机的转速。电动机通过联轴器带动一台同步发电机，发电机配置励磁系统，采用自并励方式给发电机励磁。发电机出线分两路分别到励磁变压器和出口断路器上。发电机出口断路器出线接至主变压器上，主变压器出线通过交流配电柜上的出线开关并到400V系统。3.1.3仿真机组利用电动机带动发电机作为实物模型来演示水轮发电机组的工况，水轮机和接力器之间的物理联系通过仿真柜内的PLC控制逻辑来实现，从而建立导叶开度Y与机组转速n之间的关联关系，使调速器调节开度Y就可以达到调节机组转速和输出功率的目的。当仿真发电机并网时，则向电网输出电能。3.1.4仿真机组电动机为鼠笼式全封闭自扇冷三相异步电动机；发电机为防护型卧式自扇冷三相交流同步发电机，采用三次谐波励磁方式，小型同步发电机通常自带三次谐波励磁方式，为仿真需要，可将发电机自身所带的励磁系统解除，改由励磁系统提供励磁。3.2仿真机组调速器3.2.1仿真机组调速器系统主要包括仿电调部分（双套PLC控制器）、机调部分、压油装置及控制柜部分、空压机部分及压力滤油机系统。3.2.2调速器电气控制柜由两套冗余的热备用PLC、转速继电器装置、工控机及其相关控制回路组成，调速器机械控制柜由仿真机组液压控制机构、机械柜基座及其相关压力油管路组成；压油装置部分由油泵与控制回路、压力油罐、油压油位表计、回油箱及基于继电器的控制回路组成。3.2.3调速器频率信号来至于磁盘测频和残压测频双通道。调速器电气部分还设置了一套独立于调速器控制系统的转速继电器装置，用于测量机组转速、机组过速保护，并且可以将转速信号上传到监控系统，用PLC 装置实现。3.2.4调速器机械部分液压控制机构主要有双精滤油器、比例伺服阀、手/自动切换阀、紧急停机电磁阀、主配压阀、手动操作机构及液压反馈阀组成。调速器机械部分液压控制机构也可用数字阀系统。3.2.5调速器系统压油装置为调速器提供操作接力器的压力油，空压机及其连接管路则给油压装置提供压力源，为油压装置提供推动接力器的能量。3.2.6调速器调节模式应具有频率模式、开度模式和功率模式。3.2.7调速器电气柜具有“远方”和“现地”两种控制模式。3.3仿真机组励磁系统3.3.1仿真机组励磁系统采用自并励数字式静止可控硅励磁系统，励磁系统由励磁变压器、调节器柜(主要包括双调节器、I/O板、电源模块)、功率柜(主要包括整流桥单元、功率信号接口单元PSI、风机单元)、灭磁柜(主要包括灭磁开关、非线性电阻、启励单元)等组成。3.3.2微机励磁调节器其对应的两个通道均配有自动电压调节器(AVR)和励磁电流调节器(FCR)。AVR运行时，引入发电机端电压和发电机端电流进行调节；FCR运行时，引入转子电流进行调节 。3.3.3功率柜内应有两个整流桥互为备用。3.3.4励磁系统正常情况下采用残压启励，当残压启励失败时，则投入备用直流电源进行启励，整个启励过程由AVR软件监视和控制。3.3.5仿真机组励磁系统采用快速直流灭磁方案，即灭磁开关在直流侧。灭磁回路主要由灭磁开关、非线性电阻以及相关的触发元件组成。正常停机灭磁：采用逆变灭磁方式，将励磁绕组的能量消耗在励磁变和发电机定子线圈上。事故灭磁：由灭磁开关与非线性电阻灭磁，将励磁绕组的能量消耗在非线性电阻上。3.3.6主要辅助功能：最大励磁电流限制器、最小励磁电流限制器、定子电流限制器、强励反时限限制器、PSS、伏赫限制器、P/Q限制器、叠加控制（具有叠加的无功功率控制或者功率因数控制对自动电压调节器进行叠加控制）、PT故障探测及通道切换、转子温度测量功能、励磁系统故障的在线检测和诊断、励磁系统现场的调试和试验功能、励磁系统状态和事件的记录功能。3.4电源系统电源系统由直流系统、所用电系统以及计算机监控系统电源组成。3.4.1直流系统：由一组蓄电池组、一组充电机、一段直流母线、一台微机绝缘监测仪以及集中控制器组成。主要供仿真机组相关设备的控制、保护、信号回路用，同时供给发电机励磁系统备用启励电源。3.4.2所用电系统：由两段400V母线、两个进线开关、一个联络开关及相关负荷开关组成。所用电除了为仿真机组变频器提供动力电源外，还为励磁系统、调速器系统、压油装置、计算机监控配电柜、仿真系统监控UPS以及消防系统提供相关电源。3.4.3计算机监控系统电源：由UPS装置和所用电市电开关互为备用供电。3.5计算机监控系统计算机监控系统与仿真培训系统采用水电站计算机监控软件、培训仿真软件为核心搭建，还包括使用PLC作为控制器的机组控制LCU、手动同期装置LCU、辅助设备仿真LCU和仿真主机、监控主机、历史数据服务器、操作员站、工程师站、GPS装置、交换机、计算机网络系统等。3.5.1物理仿真监控部分：由1F现地控制单元、监控主机、历史数据服务器、操作员站、马赛克微机模拟屏、网络设备、计算机监控软件构成，实现1F开停机、解并列操作，在监控系统中可以对1F参数进行修改，并与实际水电站机组参数一致。3.5.2数字仿真：由在开放式网络平台上连接的仿真主机、教员站、学员站，并运行与计算机监控软件基于统一平台的培训仿真程序构成，实现正常运行仿真功能和故障/事故仿真功能。3.5.31F现地控制单元（LCU）：1F现地控制单元共3套，由机组控制屏、手动同期屏、辅助设备控制屏构成。机组控制屏的控制器采用某模块式智能PLC，配置相应I/O模块，用于控制1F真实设备。通过I/O接口与1F的调速、励磁设备连接；通过一套交流采样装置和部分变送器完成1F重要数据量的采集；通过网络连接辅助设备PLC，实现辅设数据采集和辅设控制的仿真；其它部分较重要的数据可通过本机仿真实现，从而完成1F完整控制过程。机组控制屏安装带保护罩的事故停机按钮和紧急停机按钮各一个，用于启动模拟的水机事故保护回路，实现事故情况下的紧急停机操作培训。动同期屏采用某双微机自动准同期装置，实现自动、手动准同期，并安装变送器和网络设备，实现关于同期原理、功能、自动及手动同期培训。辅助设备控制屏模拟1F辅助设备的控制，并将仿真控制结果反馈给1F主控PLC,保证1F开停机过程的完整性。3.5.4上位机设备：上位机设备由监控主机、历史数据服务器、仿真主机、操作员站/学员站、开发/维护工作站、教员站、学员站、GPS时钟同步系统、网络交换机、打印机、不间断电源UPS等组成。3.5.5监控系统网络：采用数台主交换机构成监控系统双网络冗与结构。3.5.6仿真控制功能：正常开停机、事故停机、控制调速器、控制励磁系统、控制油水气系统、机组温度保护、控制机组进水口闸门、AGC/AVC仿真、区域偏差控制ACE仿真、控制电气一次系统和厂用电系统的断路器。（四）设备技术要求4.1仿真机组4.1.1三相异步电动机4.1.1.1 基本要求1、电机型号与数量：型号为Y225S-4，数量为1台。2、基本参数：功率37KW；电压380V；电流69.9A；功率因数0.8；频率50Hz；绝缘F ；噪音95 dB(A) ；防护等级IP44；转速 1480 r/min；△接法；变频调速；冷却方式ICO141，风罩内应加散热风扇；工作方式S1。3、电源电压与额定电压的偏差不超过±5%，电动机的输出功率应连续保持为额定值，此时，温升按B 级考核，绝缘等级为F级。4、电源频率与额定频率的偏差不超过±2%时，或电压和频率同时出现极限偏差时, 电动机的输出功率应连续保持为额定值。5、电源频率为50Hz，电压为85%额定电压下，持续时间20S的电压波动下，电机应能在额定功率下持续运转而不超温。6、电机接线盒内的引线布置要合理，有一定的对地和相间的安全距离，同时，电机接线盒内侧的接线柱应做绝缘处理，不因飞弧而造成各种短路或电机绕组故障。主接线盒位置应便于电缆进线，电机的出线方式为钢管布线（螺纹口），带密封格兰头。7、电机各铭牌要求用不锈钢制作，其内容必须有前、后轴承型号。8、电动机在设计条件下应能满足连续运转2.4万小时的要求。电动机使用寿命保证达到20年。9、电动机应有吊环或其它起吊设施，使电动机能够简便安全地起吊。10、乙方应提供多相鼠笼式感应电动机的堵转电流及允许堵转时间、电动机等效发热时间等参数给甲方确认，如果没有得到甲方同意，堵转电流不得超过全负载电流的650%。11、电动机应有固定接地导线的装置。若采用螺栓连接，在金属垫片或是电动机的底座上，应有足够数量的螺栓保证连接牢固。12、电动机振动满足GB10068-88标准，具体是：电动机振动速度有效值不大于2.8mm/s。噪声符合GB10069-88标准，具体是：在离电动机外壳1米处不大于85dB(A)(声压级)。另外，电动机轴承振动双振幅振动值应小于40um。13、电动机为双轴承支撑结构。4.1.1.2主要配套件及原材料选用范围1、滑动轴承：选用哈尔滨、瓦房店、洛阳轴承有限公司或其它国内一线品牌的产品。2、滚动轴承：选用哈尔滨、瓦房店、洛阳轴承有限公司或其它国内一线品牌的产品。3、硅钢片：采用不低于牌号DW470的硅钢片。制造厂商：武钢、宝钢。4、漆包线：采用F级绝缘水平或以上的产品。5、优质绝缘材料厂产品和VPI真空浸漆工艺。4.1.1.3电机技术资料提供范围1、供货方向用户提供下列随机资料，并同时提供电子版本（光盘）。随机资料随电机本体携带有困难的或中间中转有遗失，在现场不能拿到的，在电机交付安装时，用户列出清单和出厂编号，供货方负责向用户提供。2、电动机安装使用维护说明书3、电动机的动静载荷分布点位置、数值。4、转子动平衡试验报告。5、电动机总质量、质心位置。6、电动机外形及安装尺寸图。7、主接线箱和辅助接线箱图。8、电动机特性曲线9、电动机电气试验报告。10、电机需提供出厂时定转子前后端上下左右四个点的气隙值。11、其他说明资料4.1.2三相同步发电机4.1.2.1 基本要求1、发电机型号与数量：型号为STC-30，数量一台。2、基本参数：功率30kW；电压400V；功率因数0.8；电流54.1A；绕组接线Y型；转子励磁方式：三次谐波（改接为变压器自并励）；额定频率50HZ；额定转速1500转/分；工作方式为连续；；稳定电压调频率±1.0﹪；瞬间电压调频率±10；稳态频率调频率≤1﹪；频率稳定时间≤3s；过电流3-5Ie≥5s；过载能力1.5Ie≥2min。从主轴伸出端看，转向为顺时针。3、本同步发电机由前述异步电动机驱动。4、定子铁芯由0.5mm厚优质硅钢片叠压；磁极铁芯用1mm厚电工钢片叠成；导线采用高强度漆包线；定子绝缘等级E级；转子绝缘等级B级；外壳防护等级IP21；冷却方法为IC01。5、电机各铭牌要求用不锈钢制作，其内容必须有前、后轴承型号。6、电机在设计条件下应能满足连续运转2.4万小时的要求。电动机使用寿命保证达到20年。7、电机应有吊环或其它起吊设施，使电动机能够简便安全地起吊。8、电机应有固定接地导线的装置。若采用螺栓连接，在金属垫片或是电动机的底座上，应有足够数量的螺栓保证连接牢固。9、电机振动满足GB10068-88标准，具体是：电动机振动速度有效值不大于2.8mm/s。噪声符合GB10069-88标准，具体是：在离电动机外壳1米处不大于85dB(A)(声压级)。另外，电动机轴承振动双振幅振动值应小于40um。10、双轴承支撑结构，轴承温度不应超过92°C。11、发电机运行期间电压频率变化按GB755规定。12、发电机从空载到额定负载电压应能保持在规定范围内。13、发电机稳态电压和瞬态电压特性满足G3的标准。14、发电机在额定工作状态下，从冷态到热态的电压变化应不大于2%UN。15、发电机电压畸变率不超过5%。16、发电机额定效率应达到92.8%以上。17、发电机及其励磁系统应能过载10%运行1h，过载50%运行30s不损坏。18、三相短路电流峰值不超过额定电流有效值的21倍。19、空载状态下应能承受1.5倍额定转速运行2min不损坏。20、发电机应设置接线标志图。4.1.2.2主要配套件及原材料选用范围1、滑动轴承：选用哈尔滨、瓦房店、洛阳轴承有限公司或其它国内一线品牌的产品。2、滚动轴承：选用哈尔滨、瓦房店、洛阳轴承有限公司或其它国内一线品牌的产品。3、硅钢片：采用不低于牌号DW470的硅钢片。制造厂商：武钢、宝钢。4、漆包线：采用F级绝缘水平或以上的产品。5、优质绝缘材料厂产品和VPI真空浸漆工艺。4.1.2.3电机技术资料提供范围1、供货方向用户提供下列随机资料，并同时提供电子版本（光盘）。随机资料随电机本体携带有困难的或中间中转有遗失，在现场不能拿到的，在电机交付安装时，用户列出清单和出厂编号，供货方负责向用户提供。2、发电机安装使用维护说明书3、发电机的动静载荷分布点位置、数值。4、转子动平衡试验报告。5、发电机总质量、质心位置。6、发电机外形及安装尺寸图。7、主接线箱和接线箱图。8、发电机特性曲线9、发电机电气试验报告。10、发电机需提供出厂时定转子前后端上下左右四个点的气隙值。11、其他说明资料4.1.3主变压器柜1、主变压器柜内有内有发电机出口接触器 GCB 、主变压器、电流互感器、电压互感器等设备。 2、主变压器型号为SG9-40kVA（0.4/0.4kV），为户内、自冷、无励磁调压、环氧树脂浇注的三相干式整流变压器。3、主变压器在其额定容量下运行时，并考虑整流器产生的特征及非特征谐波损耗的影响，线圈的最高温升（用电阻法测量）为80K，线圈最热点温度不超过130°C在任何情况下不应出现使铁芯、其他部件和与其相邻的材料受到损害的温度。4、变压器应能在110％额定电压下长期连续运行，并能在130％额定电压下运行60s。5、在变压器绕组实测的相间直流电阻的相互差值不应超过实测平均值的2％。变压器绕组的直流电阻现场实测值与同温下产品出厂实测值比较，相应变化不应大于2％。6、变压器三相电压不对称度不应大于1％。7、承受短路电流的能力8、变压器承受短路的能力应符合IEC726出版物的规定。当变压器高压侧系统为无穷大时（即系统阻抗值为零），高低压线圈应能承受低压出线端三相短路电流历时2秒钟，此时线圈的平均温度不超过250℃。变压器的机械强度应能满足短路稳定的要求，各部位应无损坏、明显位移和变形。短路后保证变压器可继续运行。9、变压器应提供合适的接地端子，以便与电厂接地网连接。内有发电机出口接触器或断路器 GCB 和主变压器等 。 4.2水轮机调速器系统4.2.1产品规格及供货范围1、产品规格与数量：包括双微机电气液压型调速器的电气柜和机械柜、仿真柜（变频器柜）、压油装置（含压力油箱和回油箱）、油压装置控制柜和仿真接力器，数量为一套。调速器型号为BWT—80—4.0—STARS（主配压阀直径为暂定）或同容量的数字阀调速器，暂定压力油箱型号为HYZ-2.5-4，暂定回油箱型号HYZ-2.5-4，暂定接力器直径×行程为350×320mm。仿真柜为非定型产品，其内配置的变频器型号为ATV61HD37N4，输出最大功率应超过为40kW，额定电流应超过80A，变频器不应过载。2、产品供货范围：双微机调速器的电气柜（屏幕尺寸15英寸左右）和机械柜、仿真柜（变频器柜）、压油装置（含压力油箱和回油箱）、油压装置控制柜，仿真接力器、空压机系统及压力滤油机系统；上述设备之间的电气连接导线、电缆、保护、控制和信号装置；上述设备之间的液压连接管路、阀门、管件、支撑等；调速系统配套的自动化元件、液压元件、仪表及控制装置；规定的工器具，包括调试软件；调速器正常运行需要的汽轮机油；规定的备品备件；调速器机械柜与电气柜成分体布置；过速集成限制器装于调速器本体内部，卖方负责过速限制器与调速器的所有管路连接和电气连接，过速限制器至接力器的管路连接由买方负责连接；调速器功率测量反馈所需的功率变送器（传感器）、测频隔离变压器、接力器位置行程开关、测速齿盘和接力器锁定装置；任何上述项中未列上，但又是保证调速系统安全、稳定、正常运行和维护、检修所必须的其它设备、元器件及零部件。4.2.2调速器技术要求4.2.2.1概述1、调速器应采用RS485接口与电站计算机监控系统通信，通讯规约设计联络会确定。2、调速器应采用本体测频方式，采用自身IO模块测频，且测频脉冲不应小于10MHz。3、调速器采用残压与齿盘测频互备的测速方式，为保证测速的可靠性，调速器应具备测速探头断线检测功能，此功能应为硬件直接判断方式。4、调速器软件应自建机组模型，可离线进行机组仿真试验，以验证调速器程序的正确性。5、调速器应具备在线录波功能，应可不改变调速系统接线进行机组试验，记录机组试验曲线。6、调速器应具备故障追忆功能，可记录故障前后十分钟的重要数据，至少需包含导叶开度，机组转速，功率，水头数值等。4.2.2.2外部输入信号及电源1、要求每个调速器电源装置的输入电源采用交、直流两套电源互为备用，故障时可自动切换并发出报警信号。控制电源DC220V、AC220V。2、调速器测速信号采用PT和齿盘测速两路输入，发电机电流互感器二次额定电流5A，电压互感器二次额定电压100V；系统频率取自母线电压互感器，二次额定电压100V。3、调速器电气回复机构（不设机械回复机构）所需导叶、接力器位置行程位移信号的反馈信号为DC4～20mA模拟量。4、调速器应能人工模拟水头值的变化根据输入的水头信号计算并对外输出相应的导叶空载开度的接点。5、调速器的所有功能借助于可编程控制器或微机来实现，接受转速信号、水头信号、反馈信号、同期装置频率调整信号、来自电站监控系统的操作指令和参数给定指令，同时输出电信号经过放大后作用于受控液压系统，操作水轮机导叶。调速器能接受接力器锁定信号，现地操作接力器锁定的拨出和投入。6、调速系统应能接收计算机监控系统的开关量（硬接点）及RS485的数字调节信号。4.2.2.3调速器机械柜1、接力器全行程定义为：接力器移动0～100%开度，在开启方向没有过行程，关闭行程终止时有1～2%的压紧行程。2、导叶接力器全关闭时间为2～25秒，可方便调节并长期保持不变；全开启时间为2～25秒，可方便调节并长期保持不变；导叶应可以分段用两种速度关闭，以限制甩负荷时转速和压力上升值。开、关机时间应能在调速器运行情况下，不拆卸调速器任何部件即能调整改变此时间，并应提供牢固可靠的装置，锁定调整部件，不能因运行操作而引起调整时间的改变。3、对于液压伺服机构（1）电液转换装置采用国际知名品牌伺服机构，该装置应有很强的抗污能力，并在滤油精度为60μm时，电液转换装置仍能正常工作。电液转换器直接驱动主配压阀。（2）主配压阀应采用国际知名品牌，主配压阀组中各液压元件及油路应采用组合式集成结构，以实现高性能密封和零泄漏；衬套锐角窗口设计，以保证小波动时的控制稳定性，和大波动时的速动性。（3）主配压阀的主要零部件应采用耐磨、耐蚀性能好的材料，阀芯和阀壳均应采用锻件结构，应确保主配压阀动作灵活、耐磨损、抗油污；（4）为了保证系统的高可用率，要求电气核心控制部分采用双重或多重冗余控制器，并避免切换时的干扰和冲击；4、机械柜上的控制装置和仪表随调速器机械柜提供的控制装置和仪表，安装在相应仪表盘的上面或里面，安装在柜面上的控制装置和仪表要便于观测且对称地排列。所有的仪表，控制装置，其尺寸和外观要相互协调，完整地用导线与附近的端子接线板连接。（1）机械柜上的控制装置和仪表有：（2）调速器油压表；（3）导叶位置指示器；（4）事故停机按钮；（5）接力器锁定位置指示灯,接力器锁定投、拔按钮；（6）转速指示器，显示0～240%额定转速；（7）电源电压表；（8）手动——自动状态指示灯；（9）其它必要的状态指示及装置。5、机械柜内的控制装置和设备（1）紧急停机电磁阀：能在柜的面板上方便地操作；采用双冗余配置，且电源独立。（2）主配压阀拒动信号装置：主配压阀拒动时，能够发出信号且在柜内装设声光报警装置。6、电液转换器电控部分集中安装在机械柜内，机械柜的管路和电缆接口从柜的底部接入。机械柜内元件应不漏油，底部应设有漏油集中并用接管引至机械柜外装置。机械柜应设计合理、调试、操作、维护方便，并保证运行安全。机械柜内操作油管路、阀件为不锈钢材质。7、调速器内所有液压元件、阀件在卖方工厂内完成试验后必须清洗干净并密封，并保证运到工地后可不再进行拆卸清洗。4.2.2.4调速器电气柜1、调速器采用高品质双可编程控制器冗余冗错系统相互完全独立的手、自动操作系统。具有PID调节规律，频率-出力、转速调整、开度调整、电力系统频率自动跟踪、功率测量反馈单元、自诊断和容错及稳定及GPS对时功能。调速器能实现现地和远方进行机组的自动、手动开、停机和事故停机。冗余系统中的每一个通道，从输入至输出以及电源测频系统均应完全独立，在运行过程中随时将其中一个通道退出而不影响调速系统的正常工作，且退出的通道能停电检修；还应实现远方功率与开度调节切换；调速器测速信号采用PT和齿盘测速两路输入，两路测频速信号冗余备用，自动切换；2、调速器的主CPU字长≥64位；硬件应是高性能的具有兼容性的工业型数字控制系统；3、卖方无论推荐采用何种系统结构，均应保证在调速器内部发生故障时不造成水轮机运行不稳定和出力波动；在外部系统故障时，能保证机组安全停机；4、应有足够的模拟量输入／输出接口通道数，以满足采样、控制、显示的需要，并留有10%的余量；5、应有足够的开关量输入／输出接口通道数以满足状态监视、控制、信号和报警的需要，并留有20%的余量；6、在工作电源消失后应自动报警并自动保存主要数据及内容。7、通信接口：调速器应按电站监控系统要求，设置I/O接口、串行通信接口，当采用数字量给定时，应有防止数字通道中断及数据量受外界干扰等安全保障措施。调速器厂家应向电站计算机监控系统厂家提供标准的通信协议、数据格式、数据定义表等，并参加计算机监控系统设计联络会，与电站计算机监控系统厂家配合，完成相应通信软件的编制、调试和联调开通。调速器还应带有与便携式计算机接口的设备。8、调速器应设置15寸触摸显示屏，具有在线参数显示、设定及修改功能。9、调速器参数调整范围10、调调器参数应满足机组稳定运行的要求，并在下列范围内连续可调：永态转差率bp0～10﹪，无级可调P.I.D参数比例增益Kp：0.2～20，无级可调积分增益Ki：（0.05～10）s-1，无级可调微分增益Kd：0～5s，无级可调人工失灵区调节范围：±1%，调整分辨率0.01Hz转速调节范围 12%～-10%功率给定调节范围0～110%，调整分辨率1%频率给定调整范围45～55Hz 开度限制整定范围0～100%，调整分辨率1%11、电气柜内应装设温、湿度控制器及加热器，当湿度≥80%时自动投入加热器；柜内温度高于室温5℃时切除。12、电气柜柜子底部应留有电缆和电缆导管的进口，柜内应有引入导线的接线板和管路的接口，仪表、指示灯、操作手柄、按钮应布置在柜子的正面，且便于操作。13、控制装置及仪表（1）测量指示仪表桨叶开度/开度限制指示表-1～120%，双指示型导叶开度/开度限制指示表-1～120%，双指示型系统频率表45～55Hz机组转速表0～200%额定转速机组功率表0～120%最大出力（2）给定值显示频率给定显示45～55Hz功率给定显示0～120%最大出力开度手动操作给定显示0～120%最大导叶开度4.2.2.5调速器特性1、卖方无论推荐采用何种系统结构，均应保证在调速器内部发生故障时不造成水轮机运行不稳定和出力波动，在外部系统事故时，能保证机组安全停机。调速器应设计成能远方控制和现地控制，应与电站计算机监控系统通信，能接受电站计算机监控系统信号，并向电站计算机监控系统输出信号，信号接口要求在设计联络会上确定。2、稳定性：空载运行和并网运行时，调速系统应能稳定地控制机组转速。机组并网运行时，调速系统也应能稳定地在各种工况下从零到最大出力范围内控制机组正常工作。1) 发电机空载额定转速下运行或在额定转速和孤立系统中带恒定负荷下运行时，且转差率定在2%或以上，油压波动不超过±为0.10%时，调速器能保证机组运行3min内转速波动值不超过额定转速的±0.15%。2) 电气装置在电源手动、自动切换时，水轮机桨叶、导叶接力器的行程变化应满足相关国家相关要求。3) 发电机在恒负荷下与其他发电机并联运行，若转差率在2%或以上，油压波动不超过±1%时，由调速器引起的持续的出力波动值不超过额定出力的±0.2%。4) 调速器应允许带电插入或拨出故障插板。5）综合漂移量折算为转速相对值，不得超过0.6%。3、静态特性1) 静态特性曲线应近似为一直线，其最大非线性度误差不超过3%。2) 转速死区。在任何导水叶开度和额定转速下，接力器的转速死区不得超过0.03%。3)桨叶接力器随动系统的不准确度不超过1.0%。4、动态特性1) 由调速器动态特性示波图上求取的KP、Td值与理论值偏差不得超过10%。2) 机组甩100%额定负荷后，在转速变化过程中偏离稳态转速3%以上的波峰不超过2次。3) 机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起，到机组转速波动值不超过±0.5%为止所经历的时间应不大于40s。4) 接力器不动时间：机组出力突变10%额定负荷，从机组转速变化0.01～0.02%额定转速开始，到导水叶接力器开始动作的时间间隔，不得超过0.2秒。5、频率跟踪：为了缩短同期时间，调速器应有频率跟踪器，并应具有优良的调节性能，使机组和电网的频率差接近零。6、稳定性调整：调速系统应有比例、积分和微分功能，且各自带有独立的连续可调的增益控制装置。每个控制装置的调整范围应适合各受控系统的动态特性。这些控制装置应安装在每个组件的板面上，且在调速系统运行时亦是可调的。7、调速器手动操作时，电气上应有开度跟踪环节，以保证需要时机组能快速而无扰动地切换至自动。8、转速、负荷调整范围：当机组在空载条件下转速调整机构应能调整机组转速从额定转速的90%～110%额定转速之间允许发电机进行并列运行。当转差率为5%时，远方控制转速调整机构应能在不少于20s不超过40s时间内从全开导叶下的出力减到零。通过手动和电动调节转速应能在40s内允许发电机由空载带至额定负荷运行。9、调速器应能根据运行状况（如空载或并网运行）自动改变调节参数（Kr、Kp、KD）以适应不同工况运行。10、调速器应具有一定的抗油污能力，并在滤油精度为60um时，调速器仍能正常工作。11、平均故障间隔运行时间（MTBF）不少于20000小时，在此期间机组不得因调节装置故障而被迫停机，大修间隔不少于8年；12、调速器特性除本节指定外，应符合DL/T563 《水轮机控制系统技术条件》和GB/T9652.1 《水轮机调速器与油压装置技术条件》的有关规定。4.2.2.6调速器功能调速系统应具有下述功能，此处未提及而是构成一个完善的调速系统所应有的功能也应提供。如投标人未明确则视为该功能（设备）已包含在合同总价中。（1）控制功能快速频率跟踪功能：为了缩短同期时间，调速器应有频率跟踪功能，并应具有优良的调节特性，使机组频率快速跟踪电网频率，频率差接近零；频率稳定功能：使机组频率自动保持在给定频率，其波动值满足规范要求；功率稳定功能：使机组功率自动保持在给定功率；出力调整和限制功能：不可调的出力限制装置要能限制发电机在cosФ=1时的最大出力。可调的导水叶限位装置可限制导叶位于任意开度，并使机组保持在给定的位置；可按调差率自动分配机组间的负荷，可根据净水头和功率整定点控制导叶开度，可根据净水头自动控制负荷，使机组处于高效率区运行。机械开限及电气开限机构可在调速器柜上设定。（2）自适应功能调速器应具有较强的自适应能力以提高调节品质。应根据导叶开度、有效水头和机组出力所反映的运行工况（如空载或并网运行）自行调整调节参数（Ki、Kp、Kd）和控制结构，以实现在任何工况下均能以相应的最优参数和最佳控制结构参与调控。（3）开停机正常开停机：调速器应能配合电站计算机监控系统实现现地或远方正常开停机；事故停机：根据机组事故信号，由自动装置发出停机命令或根据监控系统的指令关机至零开度；（4）调速器具有自动、电气手动的基本控制方式，调速器运行中进行以下方式切换时，应保证机组的有功、转速及开度不产生扰动。◆ 进行频率、功率、开度调节模式的切换。◆ 进行自动、电手动切换。◆ 进行频率跟踪功能的投入与切除。◆ 进行人工频率死区的投入与切除。◆ 进行自动水头、人工水头的切换。（5）在线自诊断功能和容错功能调速器应具有下述在线自诊断功能和相应的容错功能，并以适当的方式明确指示故障，冗余配置的设备故障应分别指出相应的故障设备：模／数转换器和输入通道故障；数／模转换器和输出通道故障；反馈通道故障；液压伺服系统故障；程序出错和时钟故障；控制设备故障和测量信号出错（包括测速系统故障）；事故关机回路故障；操作出错诊断；导叶开度限制装置故障；微机调速器故障；电源故障；其他故障。（6）离线自诊断及调试功能调速器应具有下述离线诊断功能：数据采样系统的精度检查；数字滤波器的参数检查和校正；调节参数检查及调整；程序检查和软件自启动功能；修改和调试程序；CPU和总线诊断；EPROM和RAM诊断。（7）保护功能故障保护：当调速系统的故障性质仍允许机组继续运行或当测速信号消失时，调速器应保证机组原运行状态工作且不影响机组正常和事故停机，同时将故障信号或测速信号消失信号送往电站监控系统，故障消除后自动平稳地恢复工作。对于大事故，机组应跳闸停机并发出远方信号，电气柜上的指示灯应指示故障。调速系统事故低油压保护：当油源压力降至事故低油压整定值时，应保证机组紧急停机。调速器电气部分应设置自检保护，并配有相应的信号指示。可调节器的电源回路应设有过电压、过电流保护，在电源消失后应能自动报警输出并自动保存存贮器内的内容,确保数据不丢失。分段关机：调速系统应具有导叶分段关闭功能，且便于调整。该装置必须在运行的同类型水轮机上证明是可靠的。其直线关闭时间及其拐点时间与相应的导叶开度应经优化计算后选定。（8）调速器在大电网解列时，允许小网运行“孤网运行”。（9）调速器的调保参数曲线录波，采用电脑录波软件进行。4.2.2.7调速器输出信号1、调速器的参数数据应能通过串行通讯送至电站计算机监控系统。对反映调速器运行状态的重要信息量，调速系统应提供足够的开关量（硬接点）一对一输出送至计算机监控系统。2、调速器主配压阀拒动时应发出信号。3、导叶空载开度的接点输出。4.2.2.8调速器油压装置1、调速系统的操作油均采用L-TSA68(GB11120)汽轮机油，油压装置应充满足够的油，并提供一标桶备用油。2、卖方为仿真机组配置一套调速系统的油压装置。油压装置额定油压为4.0MPa。3、油泵组（1）每台油压装置应设不少于2台相同的螺杆泵，每台泵每分钟总容量应不小于接力器总有效容积的1.5倍，所有油泵应为国际知名品牌螺杆泵，在最大油压下能自吸，每台泵应直接与三相、50Hz、380V、低起动电流感应电动机相连，设计为软启动。（2）每台油泵应装设卸荷阀、安全阀、止回阀、截止阀、电磁阀等，这些阀门应是模块化的。油泵起动时应为无压启动。当油泵停止运行前，应通过卸荷阀泄载；只有油泵在向压力油罐注油时才带压工作。每台油泵都应装设安全阀，当油泵输油压力达到最大正常工作压力105%时，安全阀应能迅速开启排油，并将全部输送油量排入回油箱。当油压下降至最大正常工作压力时，安全阀应完全关闭。应提供1套手动操作阀，以便使任何1台油泵检修或更换时与油压系统隔开，而不影响系统正常运行。4、应随每台油压装置提供1套压力变送器、油位变送器等用于油泵自动控制的自动化元件及安全阀开启信号装置。5、在每台油泵出口应配备可切换的双油过滤器，过滤精度为20μm每个过滤器应设有堵塞信号装置用于报警指示并送入自动监控系统。6、压力油罐（1）压力油罐出口设置高压阀（2）压力油罐由招标人委托重庆市技监局进行压力试验，并提供相关合格证明。投标人应认真现场勘察，所供系统应能有效的与现有系统、设备、自动化元件有效配合。如投标人所提供的方案与现场情况不符而由此产生的费用由投标人自行承担。（3）自动补气装置和电气操作阀宜选用国际知名品牌。7、回油箱（1）回油箱应有足够的容积，并应有合适的进入通道，装上精密的60μm的网状过滤器；在每台油泵出口配备可切换的双油过滤器，过滤精度为20μm，每个过滤器应设有堵塞信号装置用于报警指示并送入可编程控制器。网状过滤器和吸油过滤器应便于拆下清理，而不用排空回油箱。回油箱设有嵌入式油位信号器，注油接头，呼吸器，排油管头和排油阀各一件。油位信号指示器在最高、最低油位时应有报警接点输出给计算机监控系统。（2）回油箱将形成油泵的取油池。回油箱的容积应不少于机组调速系统全部油量的总和的1.1倍，包括压力油罐的全部充油量和由于重力而从调速系统排回到回油箱中的油量，回油箱中的油位应足以维持调速器油泵所需的适当的工作高度。（3）回油箱内应装设油混水信号装置，当油混水过多时，应有报警接点输出。（4）回油箱内应装设一只温度信号器和油位变送器。（5）应提供1套回油箱静电液压过滤循环系统。该系统应能除去10μm以上的杂质粒子。8、卖方应提供自动补气装置及满足油压装置基本控制要求的控制柜，均要求用PLC 控制。4.2.2.9 仿真柜（变频器柜）1、仿真柜通过变频器仿真导叶的开度，来控制电动机的转速。2、变频调速控制装置应具有当前国际上先进的水平，在使用中应满足现场的环境及控制要求；变频调速装置谐波应满足国际标准。所供设备为成柜产品，并在所提供的原厂相关技术样本中有相对应的型号，在投标时提供原厂变频器制造厂家对应型号的电器原理图及外型尺寸图纸。3、控制方式为本柜控制：在变频调速控制柜上安装控制门板。另变频系统还需提供数字和模拟输入、输出接口。4、变频调速装置应提供下列输入、输出信号：输入信号：启动/停止、切换信号，复位信号速度给定信号： 4-20mADC输出信号：准备就绪、传动运行、传动报警、传动故障、设备自身故障和L/R位置速度反馈：4-20mADC电流反馈：4-20mADC电机冷却风机控制无源触点5、变频调速器电机控制要求为直接转矩控制，国内一线品牌产品。6、电压总谐波畸变满足国标IEEE519标准、GB/T14549-93和GB12668-90标准及规定。7、抗电压波动范围为±10%，频率范围48HZ~63HZ.8、变频器在调速范围内对电网的功率因素不低于0.98(基波) ，无需功率补偿装置9、变频调速装置必须含国内一线品牌的快速熔断器，必须配置三相刀熔开关。10、变频调速器开环静态速度精度不低于电机滑差的10％，开环动态精度小于0.4％秒，为提高控制精度，转矩阶跃响应时间小于10ms。 11、变频调速器柜体的进出线方式为下进下出、柜内安装有电机冷却风扇控制回路。变频器为一台装于一个柜子中。柜子尺寸外壳宽度不大于800mm，深度不大于1000mm，高度不大于2300mm。所有变频器进出电源线及控制线不应接在变频器内部，应有外接的端子排。控制柜前门板上应有运行、故障指示灯，电压电流表等。12、变频器在额定负载时效率不低于0.9813、距离变频器1米的任何方向上，噪音指标不大于75dB14、变频器的电路板必须有涂层保护。15、环境温度1-40oC、相对湿度为95％且无凝露16、防护等级为IP2117、冷却方式为风冷18、为方便维护，减少占地空间，变频器柜体无需从设备后方进行维护19、变频器供方必须提供所供变频器整体整流模块单元、整体变频逆变单元、主板操作面板的备件。标书中必须明确备件相对应的变频器型号。20、变频器具备过电压、过电流、欠电压、缺相、过载、输出接地、输出短路 等保护功能。21、变频器应确保电机在调速范围内的任何转速下，无需停车可直接启动变频调速系统。使操作人员无须顾虑启动时电机的运行状态。实现电机即时的启动和停止控制。4.2.3调速器系统备品备件1、对应于本合同文件所提供的调速系统，应提供所需备品备件。备品备件应与相同部件具有互换性，相同的材料和相同的制造工艺。签合同时买方有权取舍备品备件的品种和数量。2、卖方应随机供应如下表所列的备品备件以及卖方认为必须提供的其它备品。调速器及油压装置备品备件序号备品名称单位备品数量1电液转换器线圈台份22插件备品（所有插入式电子元件和印刷电路板）台份13所有程序光盘（含调试模块）套15紧急停机电磁阀套27各型密封圈台份18螺杆泵套19油压装置阀门、仪表备品套110其它易损件套211各型号开关电源台套112油位信号器台套114接力器位移传感器只215测速用探头付216压力传感器只117调速器机柜上的油过滤器芯网只1018电脑（将所有程序含调试模块存入电脑)台219透平油标桶1注：应随机免费提供程序光盘一套3、卖方应随第一台交货的设备提供安装与检修用的专用工器具。全部工器具应打上标记以便识别和使用。4.2.4技术文件提交和设计联络1、提供的图纸，除设备本体设计有关的详图外，还必须包括所供设备的基础图、安装图以及连接管路和附件的布置详图。2、卖方应向买方提交下列图纸和资料供审查：合同规定提交的图纸、设备安装、运行及检修说明书、设备技术条件和说明书、产品样本、开停机程序、现场试验大纲和程序、本合同文件中提及的其它图纸资料、产品检验合格证书等。卖方应提交一份交图清单，并注明按合同提交的日期及顺序。3、卖方正式提交审查和工程使用的图纸均应由卖方授权代表签署或单位盖章，并应有“送审图”和“正式图”图章字样。4、对于卖方提交的不符合要求的图纸，买方将不作正式审查或处理，也不将图纸退回卖方，只书面通知卖方不符合要求的图纸名称，并要求卖方修改后重新提交图纸。5、所有提交的图纸、资料、说明书等全部装订成A4或A3大小的册子。6、卖方应提供图纸和资料的电子文档，所有的最终图纸和资料提供光盘五套。4.2.4.1设计审查用图纸和资料1、卖方应从合同生效日算起的规定交图天数内提交本条所列内容的设备外形尺寸、系统图、原理图、说明书、重量、承受载荷、作用力、固定方式等设计所需的图纸和资料供买方审查。2、下列图纸资料（但不限于此）提交买方和设计单位各2套。序号项目1机械液压系统图2机械柜外型尺寸及基础图3电气柜外型尺寸及基础图4仿真柜（变频器柜）外型尺寸及基础图44 油压装置外形尺寸及基础图55漏油装置外形尺寸及基础图66 调速器电气原理接线图及有关盘柜的端子接线图77 技术说明书88 自动化元件设备表4.2.4.2 设备详图和资料（但不限于此）1、在设备投入制造前，卖方应将经审查修改的各种系统图、原理图、装配图、设备详图、说明书等图纸资料。2、本条所列图纸资料分别提交给买方5套和资料的电子文件(限AUTOCAD2004或WINWORD格式)光盘版。序号项目1机械电气柜外型尺寸及布置图2油压装置外形尺寸及基础图3油压装置总布置图(包括油压装置开孔图及基础图)4压力油罐装配图、回油箱装配图仿真柜（变频器柜）装配图5调速系统图6机械液压系统图7调速系统总布置图(包括调速器开孔图及基础图)8调速器电气原理接线图及有关盘柜的端子接线图9调速器控制程序说明书（包括功能模块详细说明）10调速器微机软件、硬件表和说明11控制仪表型号、数量及整定值12自动化元件使用说明书12技术说明书13设备安装说明书14设备保管存放说明书15设备运行和维护说明书16现场调试及启动试验大纲(初稿)17设备装卸和起吊说明书18参数整定值3、设备出厂前，卖方应提供《厂内产品检查及试验记录》1式5份给买方，其中工程设计单位1份。4.3发电机励磁系统4.3.1 供货范围1、励磁变压器及附件（包括电流互感器、测温元件等）——晶闸管整流装置——灭磁及转子过电压保护装置——励磁调节装置——起励装置——电气制动用励磁设备（包括制动变压器等）——励磁系统控制、检测、保护、测量和显示设备等——合同设备内所有连接电缆及附件（包括连接件及紧固件）。2、提供在技术规范中规定的备品备件、专用工具、维修试验设备。卖方推荐的备品备件、专用工具、维护试验设备应按买方的选择供货。4.3.2 应提交的文件1、卖方提供给业主的技术文件和图纸的内容和份数按下表执行：序号项　　　目数量1工厂标准和规程规范1套2供审查的图纸和技术文件5套3审查通过的正式图纸和技术文件5套4审查通过的档案图缩印本（尺寸为A3）2套5含审批通过的可复制的光盘（软件、档案图、说明书、设备清单等）1套6计算书、设备清单、逻辑图、安装进度表5套7各种说明书和试验报告5套2、电气图纸和说明书的特殊要求A.系统接线图图中应显示出设备与电源的连接，仪表、控制设备、元件及变送器的安装位置及代号，以及上述设备间的电气连接（系统图中应有包括设备元器件名称、型号、规格、数量的明细表及系统主要参数），系统各设备代号应按买方要求进行编制。B.原理接线图图中应表明所供的控制设备的工作原理和电气连接，应包括以下内容：1.时间继电器和计时器的量程、工作原理和整定值；2.过程仪表的整定点和复归点；3.保护装置的整定值；4.熔断器和断路器额定值；5.控制电压以及推荐的电源回路过流保护值；6.励磁调节器参数调整范围。7.设备部件及元器件的明细表（包括名称、代号、型号、规格、主要参数和数量等）。C.安装接线图图中应显示控制设备各元件点与点间的连接（包括部件或模块的内部安装图），控制装置和端子排应正确地表示在其相应位置上。端子排的一侧应清楚地标明外部接线的连接。安装接线图应注明所用电缆的型号、规格等参数。控制装置和端子排的标记应与原理接线图相对应。外接电缆有特别要求时应在图中说明。D.盘面布置图应标明控制柜和开关板前安装的设备和铭牌，并在图上按比例画出。同时还应标明设备名称、代号、规格、主要参数及数量等。设备代号应与系统结线图一致。应提供所有盘面设备和装置的清单，铭牌清单包括铭牌的尺寸和字体大小。卖方应在相应的图上注明铭牌的镌板，作为供审核图纸的一部分。E.工厂组装和试验程序说明书在设备工厂组装和试验前，应提交列有所要做的每步检查细节的程序，以表明本招标文件的要求己得到满足。工厂组装和试验程序应以表格形式提供，分项列出每个试验，并表示出设计的预期结果，并留出空白供组装和试验时填写实际观测结果。试验程序应包括所采用的试验值、可接受的最大（或最小）试验结果以及相应可接受的标准。如果工厂试验受到某种限制，则应给出充分解释，并经买方认可。F.搬运、装卸和贮存说明书应提交设备在现场搬运、装卸、贮存和保管时的详细说明书，并附有图解、图纸和重量。G.安装说明书卖方应向买方提供设备安装的详细说明书及表示安装顺序的相应图纸的缩影复印件。该说明书和图纸应包括设备安装期间应遵守的特殊注意事项等资料。H.运行和维修说明书卖方应提供详尽的运行和维修说明书，该说明书应包括相应图纸的缩影复制件、相应的部件一览表，所提供的全部设备的样本，还应包括运行、维修、拆卸或组装、以及订购更换部件时所必需或有用的资料。运行和维修说明书内容应完整清晰，说明书中采用的术语和标记应与卖方图纸上采用的一致。运行和维修说明书应清楚他说明所供设备的工作原理、特点和电气控制操作要求，并包括系统主要参数及全部的整定值。4.3.3 基本技术要求1、仿真机组励磁系统采用自并励数字式静止可控硅励磁系统，励磁系统由励磁变压器、调节器柜、功率柜、灭磁柜(主要包括灭磁开关、非线性电阻、启励单元)等组成。2、微机励磁调节器其对应的两个通道均配有自动电压调节器(AVR)和励磁电流调节器(FCR)。AVR运行时，引入发电机端电压和发电机端电流进行调节；FCR和BFCR运行时，引入转子电流进行调节 。3、功率柜内应有两个整流桥互为备用。4、励磁系统正常情况下采用残压启励，当残压启励失败时，则投入备用直流电源进行启励，整个启励过程由AVR软件监视和控制。5、仿真机组励磁系统采用快速直流灭磁方案，即灭磁开关在直流侧。灭磁回路主要由灭磁开关、非线性电阻以及相关的触发元件组成。正常停机灭磁：采用逆变灭磁方式，将励磁绕组的能量消耗在励磁变和发电机定子线圈上。事故灭磁：由灭磁开关与非线性电阻灭磁，将励磁绕组的能量消耗在非线性电阻上。6、主要辅助功能：最大励磁电流限制器、最小励磁电流限制器、定子电流限制器、强励反时限限制器、PSS、伏赫限制器、P/Q限制器、叠加控制（具有叠加的无功功率控制或者功率因数控制对自动电压调节器进行叠加控制）、PT故障探测及通道切换、转子温度测量功能、励磁系统故障的在线检测和诊断、励磁系统现场的调试和试验功能、励磁系统状态和事件的记录功能。7、发电机正常停机采用逆变灭磁，事故停机采用灭磁开关灭磁，灭磁电阻及过电压保护采用线性电阻。8、励磁系统应具有对发电机组有电气制动的功能。9、励磁调节器的电路板均由24V直流母线供电。24V直流母线电源来自于两个全冗余电源组，分别为220V交流电源和220V直流电源系统。10、励磁系统的冷却方式采用分散供风方式。（1）功率柜内应装设带冗余的(1 1)风机组，正常运行时一台投入运行、一台备用，当风压降低时，另一台备用风机自动投入运行。（2）整流桥主用风机电源取自仿真机组励磁变自身电源，备用风机电源取自所用电柜。（3）调节器柜正面应装一排风扇，将调节器柜的热风排除，其电源取自所用电柜。11、励磁系统应是高起始响应型，其电压响应时间在电压上升（强行励磁）时应不大于0.08 s，在电压下降（快速减磁）时不大于0.15s。12、励磁系统顶值电压为发电机最大容量时励磁电压的2.5倍，当发电机端正序电压为额定值的80％时，励磁顶值电压应予以保证。13、励磁系统在最大容量励磁电流的2.0倍下的允许时间不小于20s。14、在规定的发电机进相（发电机从电力系统吸收无功）运行范围内和突然减少励磁时，励磁系统应保证发电机的稳定和发电机电压的平滑调节。15、励磁系统应能在机端频率为45～77.5Hz范围内维持正确工作。16、励磁系统的操作应有现地和远方两种方式。除非另有规定，卖方应提供与电站计算机监控系统接口所需的所有辅助设备，不管在本合同文件中提到与否。17、为满足现地操作及监视要求，在励磁柜上应至少应能进行下列操作，并有相应指示。A.现地／远方操作转换。置于“现地”方式时，远方操作应被闭锁。现地／远方操作转换应由带钥匙的转换开关实现。B.励磁投／退；C.励磁调节器I/II选择；D.自动电压调节（AVR）/励磁电流调节（FCR）选择；E.励磁增／减操作；F.磁场断路器分／合闸操作；G.手动起励；H.PSS投／退操作；I.其他。18、励磁系统的远方操作，至少应包括下列各项。卖方也可提出建议方案，供买方批准。A.接受远方正常开、停机指令，进行开、停机顺控操作；顺控程序由卖方与相关第三方厂商（包括电站计算机监控系统设备、水轮发电机组设备厂商等）协调后提出，并由买方批准。B.现地／远方切换；C. 励磁调节器I/II选择；D.自动电压调节（AVR）／励磁电流调节（FCR）选择；E.恒无功功率／恒功率因数运行方式选择；G.励磁增／减操作；F.无功功率／功率因数设定；I.磁场断路器的分／合闸操作；H.PSS投／退。4.3.4 基本技术要求4.3.4.1励磁变压器柜技术要求1、励磁变压器柜内有发电机出口电流互感器、励磁变压器、断路器等设备。 2、励磁变压器型号为SG9-10kVA（0.4/0.2kV），为户内、自冷、无励磁调压、环氧树脂浇注的三相干式整流变压器。3、励励变压器在其额定容量下运行时，并考虑整流器产生的特征及非特征谐波损耗的影响，线圈的最高温升（用电阻法测量）为80K，线圈最热点温度不超过130°C在任何情况下不应出现使铁芯、其他部件和与其相邻的材料受到损害的温度。4、变压器应能在110％额定电压下长期连续运行，并能在130％额定电压下运行60s。5、变压器应能承受发电机最大容量时励磁电流的2倍历时20s。6、在变压器绕组实测的相间直流电阻的相互差值不应超过实测平均值的2％。变压器绕组的直流电阻现场实测值与同温下产品出厂实测值比较，相应变化不应大于2％。7、变压器三相电压不对称度不应大于1％。8、承受短路电流的能力9、变压器承受短路的能力应符合IEC726出版物的规定。当变压器高压侧系统为无穷大时（即系统阻抗值为零），高低压线圈应能承受低压出线端三相短路电流历时2秒钟，此时线圈的平均温度不超过250℃。变压器的机械强度应能满足短路稳定的要求，各部位应无损坏、明显位移和变形。短路后保证变压器可继续运行。10、在变压器低压侧应提供过压保护设备以保护变压器和静态励磁系统。11、变压器应提供合适的接地端子，以便与电厂接地网连接。4.3.4.2 晶闸管整流装置技术要求1、晶闸管整流装置采用三相全控桥式结线，它应满足下列要求：A.满足发电机各种工况下（包括强励）对励磁系统的要求，整流桥并联支路数应为3，各支路串联元件数为1。B.晶闸管整流桥中并联支路数按（1 1）原则考虑冗余，即一桥故障时能满足包括强励在内的所有功能，二桥故障时能满足除强励外所有运行方式的要求。C.并联支路应保证均流系数不小于0.85。并至少有利用每支路交流电缆的均流方式。D.在发电机额定负荷运行温度下，晶闸管整流器所能承受的反向重复峰值电压应该不小于2.75倍励磁变压器二次侧最大峰值电压。E.每一晶闸管整流器回路应装快速熔断器，以便在某一晶闸管事故时熔断器熔断，防止其影响其它回路。F.晶闸管整流组件（包括晶闸管，指示灯、触发回路、过压保护元件和散热器等）应设计成模件型式，便于互换和检修。G.功率整流单元应设导通检测装置及脉冲信号检测装置。H.在功率整流柜面板应能指示每一桥臂晶闸管的工作状态。I.整流柜内所有控制回路应采用屏蔽电缆，并与柜内交、直流电源回路隔离。J.功率晶闸管组件应采用具有国际先进水平的国内一线品牌产品。晶闸管元件反向重复峰值电压、额定正向平均电流，单桥的负荷能力均应满足相应的要求。2、晶闸管整流器保护回路A.晶闸管整流器应具有过电流和过电压的保护。B.晶闸管元件应设有抑制晶闸管换相过电压的保护。C.触发回路应能防止故障条件下重复换相。D.其它保护回路。3、冷却方式A.晶闸管应采用强迫风冷方式。B.卖方应为每个整流柜提供2套冗余的全容量的冷却风机。每一套风机应能提供每柜所需要的全部冷风、另1套备用。当风机故障时，备用风机能自动投入。风机必须能在最大负载下连续运行。风机所有控制设备，包括操作、保护、检测设备均由卖方提供。C.卖方应为每个整流柜提供空气过滤器。空气过滤器用于滤出入口空气中的尘埃。空气入口不应靠近地面。整流柜热风经各柜分隔的排风道排人机组单元控制室吊顶内。排风道的设计及其与第三方设施的衔接将在设计联络会上协商确定。D. 冷却风机应设计成主各自动轮流工作方式，并能在功率整流柜上指示冷却风机的运行状态。E. 冷却风机电源见6.2.15“辅助电源设备”。F.冷却风机应采用低噪音风机，在整流器柜前1米处测得的噪音不应大于65dB。G.冷却风机运行工况信号符合相关规定H.冷却风机应采用具有国际先进水平的国内一线品牌产品。4.3.4.3灭磁装置及过电压保护技术要求1、机组励磁系统必须装设有充分可靠的自动灭磁装置。励磁设备包括AC磁场断路器和DC磁场断路器。在任何需要灭磁的工况下（包括发电机端电压达1.3倍额定电压后过电压保护延时0.3s动作灭磁），自动灭磁装置都必须保证可靠灭磁。发电机正常停机采用逆变灭磁，事故停机采用磁场断路器及非线性电阻灭磁。磁场断路器及非线性电阻必须满足下列技术条件：（1）励磁系统直流主回路应设置1台空气开断型、带有用作投入灭磁电阻的磁场放电触头（常闭触头）和灭弧装置的快速直流磁场断路器（直流灭磁开关。断路器应具有两个跳闸线圈，其操作机构应能电动和手动，并带有防跳措施，操作电压为直流220V。（2）在励磁变低压侧设置交流断路器，并作为灭磁开关，应具有两个跳闸线圈，其操作电压为直流220V。（3）灭磁系统应具有两种灭磁开关同时运行和采用交流灭磁为主直流灭磁为后各的运行方式（交流灭磁失败时的后备灭磁）。2、灭磁电阻应采用SiC非线性电阻。在包括机端三相短路灭磁的最严重灭磁工况下，需要非线性电阻承受的耗能容量不超过其工作能容量的80％，在20％的非线性电阻组件退出运行时，应仍能满足灭磁设备的要求。非线性电阻应能在尽可能短的时间内释放磁场能量，灭磁过程中，励磁绕组反向电压不高于励磁绕组出厂对地耐受试验电压幅值的50％。3、灭磁时至少应采用由磁场断路器的常闭触头、接触器（与交流断路器单独灭磁相配合）投入非线性电阻的方式。4、转子应设有瞬态过电压保护回路，用以保护设备免于遭受励磁回路中出现的瞬态过电压，包括发电机非全相和异步运行产生的过电压。5、转子过电压保护装置能自动恢复且允许连续动作，元件的温升不应超过允许值。6、转子过电压保护动作电压最低瞬时值应高于最大整流电压的峰值，并应高于自动灭磁装置正常动作时产生的过电压值，动作电压最高瞬时值应低于功率整流桥的最大允许电压，且最大不得超过励磁绕组出厂对地耐压试验电压幅值的70％，过电压保护动作值的变化范围不超过士10％。4.3.4.4变送器技术要求1、应提供3只直流励磁电压变送器和3只励磁电流变送器，每只变送器输出4～20mA，供远方监测、现地显示及现场试验用。2、直流电压变送器和电流变送器在变送器的输入回路和地之间，输人回路和输出回路之间，应具有相当于发电机励磁回路绝缘水平，直流电压变送器和电流变送器至少应不低于0.5％的精度。3、变送器输入输出导线应是屏蔽电缆并与交流、直流电源回路及控制回路隔开。变送器应方便地安装在励磁柜内，所有变迭器的输入输出引线均需连接到端子排上。4.3.4.5保护检测装置技术要求1、应提供下列保护继电器，安装在励磁柜上：A.检测励磁回路持续过电压的励磁电压继电器；B.励磁回路过电流保护继电器，作为过励限制器的后备保护。保护装置由定时限元件和反时限元件构成，定时限元件的输出接点用于报警和减少励磁电流，反时限元件的输出接点将用于跳发电机断路器和磁场断路器，并作用于停机；C.提供与转子接地、低励保护接日。（5）检测装置还需检测下列工况：A.整流器冷却系统故障；B.整流器和／或变压器柜内温度过高；C.触发脉冲消失；D.任一桥臂导通故障；E.任一晶闸管熔断器动作；F.在晶闸管并联回路2个或更多的熔断器动作；G.PSS工作状态；H.低励限制器动作；I.过励限制器动作；J.自动电压调节器故障；K.调节器控制电源消失；L.风机电源消失；M.励磁控制回路直流电源消失；断路器跳闸电源消失；N.调节器电压互感器电压消失（即PT断线）；O.发电机磁场断路器异常跳闸；断路器跳闸回路断线；V/HZ限制器动作；Q.自动／手动控制通道自动切换动作；R.调节器工作／备用自动切换动作；S.强励动作；T.起励失败；U.自动跟踪故障；V.励磁绕组温度过高；W.定子电流限制器动作；X.励磁调节器硬件、软件系统的自诊断；Y.其它必需的检测装置。2、每一个保护继电器动作和状态检测信号应在现地柜信号器显示。应提供电气上独立的接点，并配线到端子排，供电站计算机监控系统用。所有保护和检测信息还应能通过励磁调节器通讯接口送至电站计算机监控系统。4.3.4.6显示器1、在励磁柜前板上应提供1个触摸显示器，对上述“保护和检测装置”中列的每一工况提供报警功能。显示器耐压应符合IEEE472SWC的试验要求。卖方也可提出其他信号显示方案供买方批准。2、应提供以下功能按键：报警确定报警复位试验其它3、显示器报警信息应为中文显示，显示器除设有上述规定的按键外，还应设有其它一些按键，用作选择励磁系统的运行信息、励磁调节器的参数整定值等的显示和设定，故障和异常状态的监视报警等，它与下节述及的指示仪表构成励磁系统监视的双重化功能。显示器应具有滚动功能。4.3.4.7指示仪表应提供下列指示仪表：A.磁场电压表B.磁场电流表C.发电机定子电压表D.发电机无功功率表E.功率柜直流输出电流表F.励磁系统所需要的其它仪表4.3.4.8 起励装置卖方应提供单独的、可靠起励装置，起励电源由220V直流系统供给，起励电流不大于发电机空载励磁电流的10％时应可靠起励。起励的控制、报警由励磁调节器中的逻辑控制器完成。4.3.4.9 电气制动卖方应采用柔性制动方式，即励磁和电气制动共用主可控硅整流器。由所用AC380V厂用电、通过专用的制动变压器、主可控硅整流器提供机组电气制动所需的励磁电源，并满足电气制动时自动控制及现地操作监视的要求。制动变压器应为户内、自冷、环氧浇注的干式变压器。4.3.4.10 励磁调节器1、励磁调节器的型式应采用两套完全独立的数字式调节器的结构型式。两套调节器，应采用多CPU的高速处理器，主CPU应为32位及以上的高速处理器。励磁调节器从电流、电压互感器到晶闸管触发脉仲的输出以及供电电源，都为相互独立的双重化结构。每套调节器功能应完整，并分别包括自动电压调节器（AVR）和励磁电流调节器（FCR）以及所有必需的辅助设备。两套冗余的调节器采用热备用运行方式，它们同时接收输入的控制与调节信号并执行操作与调节，但只有处于工作状态的调节器有输出信号和触发脉冲。工作调节器和备用调节器中，自动电压调节（AVR）之间和励磁电流调节器（FCR）之间分别进行自动跟踪，一旦工作调节器发生故障则备用调节器自动投入运行，实现无扰动切换。当两台调节器的自动电压调节（AVR）同时故障时，应自动切换至励磁电流调节器（FCR）方式运行。调节器模件应采用具有国际先进水平的国内一线品牌产品。2、励磁调节器应满足下列要求A.在稳态负荷下，保持发电机定子电压无振荡现象，在发电机允许的任何负荷下，调压精度优于0.5％。B.励磁电流调节（FCR）的范围从10％空载励磁电流到110％最大容量励磁电流。C.自动电压调节器（AVR）应能在发电机空载电压70～110％额定值范围内进行稳定、平滑的调节。D.当发电机突然甩掉额定负荷（额定功率因数下）后，发电机电压升高不超过额定值的15％。将发电机定子电压恢复到甩负荷前电压的98～102％范围内，其调节时间在5s内，振荡次数不超过3次。E.发电机转速在95～105％额定转速时，投入励磁，励磁调节器将发电机端电压从0上升至100％额定电压时，电压应无明显振荡，调节时间不应超过5s。R.环境温度在-10℃～＋40℃内缓慢变化时，机端电压的变化不应超过0.5％。G.AVR必须保证发电机端电压调差率整定范围为±15％，调差特性应是线性的。H.在空载运行时频率值每变化1％，励磁调节器应保证发电机端电压变化值不大于额定值的±0.25％。I.在发电机空载运行时，AVR和FCR的整定电压变化速度应在额定电压的1％～0.3％／s之间。J.当交流电源频率在45～77.5Hz范围内变化时，励磁调节器应能正确工作。K.当机端电压在额定电压的10～130％范围内变化时，励磁调节器应能正确工作。L.励磁调节器应能现地和远方进行电压／无功／励磁电流调节，电压调节器应是1个反映三相平均电压的连续作用式装置。M.励磁调节器应能在发电机启动、停机期间防止发电机过励磁。3、励磁调节器的构成和功能A.每套励磁调节器至少应具有如下功能：①调节功能a.自动电压调节（AVR）b.励磁电流调节（FCR）c. 恒无功功率运行d. 恒功率因数运行②控制功能a.机组开停机时励磁系统的顺序操作b.机组的起励控制c.磁场断路器的合、分闸控制d.输出模拟量、状态量及报警信号e.驱动显示器③辅助功能a.过励及最大励磁电流限制b.低励及最小励磁电流限制c. V/Hz限制d.定子电流限制e.PT断线检测f.电力系统稳定器g.励磁绕组温度计算h.AVR／FCR跟踪功能：实现AVR和FCR间的无扰动切换i.自动电压跟踪功能：在机组同期并网前使机组电压迅速跟踪系统电压。B.励磁调节器应具有上、下限限制功能，以限制整定值的变化范围。发电机一变压器组500kV侧断路器的断开或机组停机时，励磁调节器应自动转换到额定空载整定值。上、下限和电压空载整定值应能现地和远方调整。C.卖方应提供电力系统稳定器（PSS），以改善电力系统稳定性。有关的硬件及软件功能均必须用励磁调节器的微处理器实现。PSS应能在系统可能出现的振荡频率（0.1Hz-2Hz）的范围内提供正阻尼。PSS不应削弱励磁调节器的电压调节的性能；PSS不应通过闭锁PSS输出抑制反调。卖方应提供电力系统稳定器详细技术方案并由买方认可。D.励磁调节器应具有硬件和软件的自诊断功能。E.励磁调节器应提供以下2种接回方式实现与计算机监控系统的信息传递。1种是数字通讯方式（型式和规约由卖方与计算机监控系统承包商商定并经买方同意），励磁系统通过通讯接口向计算机监控系统提供励磁系统的各种带时标信息，同时接受计算机监控系统的控制调整命令。另1种是1／O接口方式，励磁调节器应有1／O接口用以接收励磁系统控制和调整所要求的各类信息和控制调整命令，输出励磁调节系统的各类故障和状态信号供现地显示和电站计算机监控系统用。每I／O接口模块的每一点都应有发光二极管用于指示该点状态，所有：I／O点都应提供光电隔离。励磁调节器还应提供1个白噪声接口及相应的软件设置，以用于PSS的试验。F.励磁调节器计算机应与电站计算机监控系统的时钟同步，同步时间误差应不大于1ms，接口要求将在设计联络会上确定。G.卖方应提供2台便携机作为全厂励磁系统的调试终端，用来编制和修改并存贮励磁调节器的程序和参数，并能对励磁调节器进行测试，调试终端应具有在线和离线两种工作方式，在线工作时能对励磁装置的运行状态进行监视，并有硬拷贝和打印功能。4.3.4.11 辅助电源设备1、变送器、显示设备和其它装置所需的低压交流电源均由辅助电力变压器供给，变压器原边应通过一台空气开关接于励磁变压器二次侧。2、继电器、空气开关、磁场断路器、起励接触器、电气制动接触器和其它励磁系统部件所需的控制电源采用电厂蓄电池直流220V电源。3、风机电源采用所用交流380／220V供给，辅助电力变压器作为风机备用电源。励磁系统试验电源采用厂用交流380／220V电源。4、励磁调节系统采用交直流并列供电，电源内设滤波、抗干扰设备，直流电源采用电厂蓄电池直流220V电源。4.3.4.12励磁屏柜1、卖方提供的励磁设备包括晶闸管整流装置、励磁调节控制器、灭磁开关、灭磁电阻、起励、保护、信号设备和所有附件应依据6.1.7分别组装在整体封闭的金属柜内。柜子用螺栓连接成一个统一、合适的装置。2、励磁屏柜应布置成所有引出线端接在一个柜内的端子板上。发电机磁场引线、测量变压器二次侧引线和其它电缆应从柜底进入。3、励磁屏柜带有温度控制的电加热器，以防止柜内的潮气，电加热器应能把温度升至比环境温度高10℃。4、每个屏的屏体应有接地母线，在励磁柜内应提供屏蔽的接地端子。在所有励磁柜内应按规定提供柜内照明和插座。5、接线方法A.低电平信号线应与其它回线分开布置以避免干扰。B.备用和未使用的接点均应接至端子排。C.应提供至少20％的备用端子排。D.电流互感器接线的端子排为短路型。6、铭牌每个柜、设备或装置均带有刻有中文的黑底白字的铭牌，铭牌用不锈钢螺钉固定。铭牌在刻模前应提交买方审批。所有的操作步骤和运行信息的显示应用汉字。7、柜面刷漆4.3.4.13励磁电缆1、励磁设备之间的交直流连接电缆由卖方提供。2、励磁电缆用导线管、接线板由卖方提供。最终的走向由买方决定。4.3.5备品备件1、备品应与原件具有相同的材料、工艺、并具有互换性。每套备件应整套提供，包括安装所需的必要材料。备件应适合装箱，并标有储存，保护和宜于辨别的标签。2、卖方应为机励磁系统提供足够的备件，备件如下：A.1台套励磁调节器各类带元件的插件板。B.励磁系统中使用的各种型号的辅助电力变压器各2台。C.1台发电机直流励磁回路断路器。D.2套完整的非线性电阻。E.2套空间加热器和恒温控制器。F各种型号和额定值的电流和电压变送器各4台。G.2组完整的可拆卸的功率晶闸管组件，包括晶闸管，快速熔断器、指示灯、触发回路、电压保护元件和散热器。H.4台套辅助继电器、接触器、控制开关、辅助开关、按键等。I.2套仪表和故障显示装置。J.指示器和熔断器，总量的300％。K.2套冷却风扇，包括风扇马达和控制装置。L 3套励磁系统内部电流互感器。M.10片功率柜过滤网。N.1台交流断路器。3、专用工具和维修试验设备4、卖方应提供3整套专用工具和维修试验设备，包括提供维修励磁设备各部件和电压调节器所需的专用表计、仪器和电子设备，以维修励磁系统。4.4直流系统4.4.1主要设备型号规格及数量1、GZDW-100A/230V直流装置2、ATC230M10CC×4充电模块3、JKQ-3000A监控器4、DT-2A 35V/20A降压装置5、WJY-3000A绝缘检测仪6、BATM30B电池巡检仪7、100AH 12V蓄电池，共18只串联4.4.2基本技术要求1、直流系统主要由一组蓄电池组及监测装置、一组充电机、一段直流母线、一台微机绝缘监测仪、微机监控器、监视用表计以及组成直流充电柜/馈线柜/蓄电池柜组成。主要供仿真机组的励磁系统、调速系统、油压装置、机组LCU的控制、保护、信号回路用，同时供给发电机励磁系统备用启励电源。2、各柜体应设保护接地，接地处应有防锈措施和接地标志；3、柜内元器件的安装应整齐美观，应考虑散热要求及与相邻元件之间的间隔距离，并应充分考虑电缆的引接方便。4、直流系统应具有遥信、遥测、遥控、遥调功能，留有与电站监控系统或远方控制中心的数字接口。四遥的基本功能见下表：四遥功能整流模块直流配电交流配电遥测单个模块的输出电压、电流母线电压、电流电池充/放电压、电流充电机输出电压、电流浮充电流三相电压遥信正常工作状态故障工作状态母线过压、欠压直流母线正、负极绝缘低熔断器熔断、开关状态、系统异常等交流输入过压、欠压、过流及停电遥控单个电源模块开机，单路电源模块开、关机，电池均充、浮充转换遥调调压浮充电压调压均充电压调节充电限流值总输出电流稳流值5、直流系统还需具有以下功能：a.具有自动恢复功能， 实现市电恢复后自动开机，自动选择。b.具有交流电源自动切换功能。c.设有蓄电池充电限流和充电柜输出总限流功能。d.具有交直流过压、过流保护、缺相保护和市电电压过高/过低关机保护。e.具有充电模块超温保护。f.具有定期恒流补充充电功能。g.具有完善的防雷功能。h.具有绝缘监测及接地选线功能。i.具有蓄电池监测功能。j.具有完善的故障报警功能。k.具有对时接口，接收IRIG-B(DC)时码对时。4.4.3高频开关电源柜1、采用高频开关电源柜作蓄电池的充电，浮充电装置应具有稳流、稳压、精度高、纹波系数小、安装调试简单，运行维护方便的特点。额定输出电流/电压：DC 100A/220V额定输入电压：AC380/ 15%，50HZ 10% 双回自动切换，具有交流进线缺相保护、交流互投。高频开关电源输出电压调节范围： 198~320VDC 连续可调输出电流调节范围：0~100% Ie，输出稳压精度为： ±0.5%，输出稳流精度为： ±0.5%，纹波系数：±0.5%。2、高频开关电源柜中的高频开关模块的数量应能满足容量要求，采用N 1热备份方式。当任一模块发生故障时，系统应报警，而不影响系统的正常运行的要求。散热方式为风冷。3、高频开关电源柜上配置集中监控器。该监控器对交流配电进线、整流模块、各直流馈电回路都应监控，并对蓄电池进行全自动监测及管理。监控单元对报警的检测应在20mS内完成，并做出相应的控制。监控单元应留有开关量输入接口，以便将直流系统其它需监测的开关量输入，监控单元具有“遥测、遥控、遥信、遥调”功能，并按用户规定的通讯口传送到现地局域网或异地计算机，以实现集中监控。4、高频开关电源应采用微机控制，满足对蓄电池组的初充电、浮充电和补充充电的要求。高频开关电源应有自动控制（微机监控单元）和手动控制两种方式，当自动控制单元故障或检修时，转入手动控制。5、直流系统采用微机控制管理，对蓄电池进行智能管理，可检测单体电池电压，具有检测蓄电池容量的功能。6、微机监控器控制高频开关电源实现对蓄电池的自动浮充及均充，并实现浮充电压自动温度补偿。4.4.4直流绝缘检测仪每套直流系统应配置一套微机型绝缘监测装置，额定电压DC220V，监测直流母线和馈线的绝缘情况，并实现就地和远方的显示及报警。并能完成对直流母线电压及馈线的监测功能。绝缘监测仪的主要功能为通过绝缘监测信号采集模块、馈线开关状态采集模块、母线测量模块以RS485总线的形式对高频开关直流电源系统的各个馈线支路、母线和馈线开关状态进行数据采集、实时运算，并将数据传送到绝缘监测仪，绝缘监测仪对这些参数实时监视并显示，用户可根据实际运行情况对各个监测单元进行组合配置，以达到最佳使用效果；可同时监测两段母线绝缘情况，可监测每段母线所有支路的绝缘及所有支路馈线状态。4.4.5充电装置的功能要求1、高频开关电源充电装置应满足蓄电池充电和浮充电的要求，应具有稳压、稳流及限流性能，具有浮充电、自动均衡充电和手动稳流充电、交流自动投切等功能。2、高频开关型充电装置应具备离线（监控器失去控制功能）时按浮充方式运行的功能。3、高频开关型充电装置应具有限流及短路保护。4、高频开关型充电装置应具有三级振荡波和一级静电放电抗干扰能力。5、高频开关型充电装置在运行中返回交流输入端的各次谐波电流含有率应不大于基波电流的30％。6、高频开关型充电装置应具有过流、过压、欠压、绝缘监察、交流缺相等保护及声光报警的功能。7、充电装置的交流输入应为三相制，额定频率为50Hz，额定电压为380V±10％。8、每套充电装置的交流输入应设2个回路，运行中1路工作1路备用，当工作电源故障时应自动切换到备用电源。9、在对合闸电流无特殊要求的应用场合，直流系统的控制母线和合闸母线宜合二为一，取消降压硅链和合闸母线。4.4.6充电装置的功能要求1、直流系统应配置一套微机型监控装置，应具有下列基本功能：2、测量：交流输入电压（及是否缺相）和电流、直流母线电压和电流、充电装置输出电压和电流、蓄电池组电压和充放电电流、充电机输出电流和控制母线负载电流是否正常；3、信号：直流系统母线电压过高或过低、直流系统接地、充电装置运行方式切换和故障等；4、控制：充电装置的开机、停机和运行方式切换；5、接口：通过通信接口上传信息至变电站计算机监控系统，宜采用以太网接口。6、自诊断和显示功能：微机监控器能诊断内部的电路故障和不正常的运行状态，并能发出声光报警。微机监控器能控制显示器，显示各种参数，通过整定输入键，可以整定或修改各种运行参数。7、自动充电功能：微机监控器能控制充电装置自动进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电→进入正常运行状态。8、定期充电功能：根据整定时间，微机监控器将控制充电装置定期进行均衡充电，确保蓄电池组随时具有额定的容量。9、“四遥”功能：集控站通过“四遥”接口能控制直流电源装置的运行方式。10、抗干扰功能：微机监控器具有三级振荡波和一级静电放电抗扰能力。4.4.7 对阀控式密封铅酸蓄电池组的功能要求1、蓄电池组为单组，其中6V蓄电池组在正常运行中以浮充电方式运行。在运行中主要监视蓄电池组的电压值，浮充电流值，每只蓄电池的电压值，蓄电池及直流母线对地电阻值和绝缘状态。每组蓄电池应配置一套蓄电池监测装置。2、应对蓄电池组配置蓄电池巡检仪，并具有下列基本功能：3、动态测量电池容量4、在线检测每节电池的电压5、动态放电测量电池内阻及负载能力6、提供远端通讯功能及满足要求的通讯规约。7、蓄电池组的出口回路、充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池放电回路等应装设保护电器。4.4.8直流屏的技术要求4.4.8.1接线方式1、直流母线应采用单母线运行方式，母线接一组蓄电池和一套充电装置。2、蓄电池组经保护电器接入母线。外部放电设备经保护电器直接与蓄电池并接。3、直流系统采用不接地方式。4.4.8.2直流屏配置1、直流屏应包括充电装置进线、蓄电池进线、母线及放电试验等开断设备。2、组屏按充电装置屏、馈线屏和蓄电池屏原则设置。3、阀控式密封铅酸蓄电池要安装在蓄电池屏内4.4.8.3网络设计1、直流系统的交流电源输入回路应采用双回，且能自动切换，在切换后输入高频开关整流模块前配置防雷设施。2、直流屏主回路及馈线回路的操作设备宜采用性能优良直流型自动空气开关。3、直流屏主回路及馈线回路的保护设备宜采用性能优良直流型自动空气开关。4、直流系统使用的各级直流空气开关应具有速断保护和过电流保护功能。各级直流空气开关的保护动作电流和动作时间应满足选择性要求，考虑上下级差的配合，且应有足够的灵敏系数。馈线开关应采用性能良好的直流空气小开关。5、直流回路采用熔断器作为保护电器时应装设隔离电器，也可采用刀熔开关。熔断器应满足动作时间的选择性要求，考虑与其它熔断器、直流空气小开关上下级差的配合。6、直流电源系统的充电模块、绝缘监测装置、蓄电池监测装置、UPS监测装置等应能通过RS－485/232通信接口和厂家内部通信规约与直流电源系统的总微机监控器通信。7、直流系统应设置数据通信口与电站计算机监控系统通信，以实现变电站计算机监控系统对直流系统的监视与控制。8、重要的报警信号应能通过无源接点上送电站计算机监控系统。4.4.8.4电缆1、当蓄电池引出线为电缆时，正负极引出线采用单独的电缆。2、蓄电池与直流屏之间的联络电缆长期允许载流量的选择应按蓄电池1h放电率电流或事故放电初期1min放电电流二者取大值，电压降应不大于允许值，宜取额定电压的0.5％。4.4.8.5屏柜、装置要求1、柜内所安装的元器件具有试验报告和合格证，装置采用金属机箱，机箱采取必要的防静电及电磁辐射干扰的防护措施，机箱不带电的金属部分应在电气上连成一体，并可靠接地，装置中的插件牢固、可靠、可更换，带电插拔时，交流电流回路不开路，交流电压回路不短路，直流回路不短接，且插件有锁紧措施，插拔式电流端子接触电阻不大于0.01欧姆，屏柜包括所有安装在屏上的插件、插箱及单个组件满足防震要求，插件、插箱有明显接地标志，所有元件排列整齐、层次分明，便于运行调试、维修和拆装，并留有足够的空间，带有调整整定值的插件，其调整机构有良好的绝缘设施。2、柜体下方应设有两组接地铜排和端子，一组用于敏感电子装置的“逻辑地”接地铜排与屏体绝缘，另一组用于控制电缆及装置接地，接地铜排与屏体一体。接地铜排的规格为25X4mm2，接地端子为压接型。屏间铜排应方便互连。3、柜体防护等级IP30级，选用高强度钢结构组合结构，柜体采用全封闭结构，并充分考虑散热要求，屏柜前开门带锁，并有透明窗，提供由柜门开启的柜内照明设备，屏面上的信号灯和复归按钮安装便于维护、运行监视和操作。4、抗地震、防振动和抗撞击的要求：所有安装在屏柜上的设备应能承受14.7米/秒2（1.5G）的静态水平加速度。5、防振动设计要求：装置应能承受GB7261第16.3条规定的严酷等级为1级的振动耐久能力试验。试验后，无紧固、脱落及结构件松动件损坏。6、抗撞击设计要求：当设备的输入电压为零时，分别交互地在垂直方向上施加6次294米/秒2的撞击，设备的性能和外观不会引起破坏。7、所有屏柜具有足够的支撑强度，并提供说明书，以保证能够起吊、运输、存放和安装设备，提供安装固定的地脚螺栓孔。8、所有屏柜面清洁，并涂有一层底漆和两层面漆，以防止在运输、仓储和运行中的腐蚀和锈蚀，屏内外清洁、无灰尘、无划痕及油污等。9、屏上的所有设备均有铭牌或标签框，以便识别。10、以上仅列出对屏柜的部分要求，屏柜需满足DL/T 720-2000 《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》11、装置内部回路的工作电压不应超过250V，配线的耐压不小于500V，采用防潮隔热和防火的交联聚乙烯绝缘铜绞线，屏内配线的最小截面积不小于1.5mm2，直流馈线回路最小截面积不小于2.5mm2,导线无划痕和损伤，所有连接端子排的内部配线，有标志条和标志线套加以区别。12、装置内部的端子排间有足够的绝缘，所有端子的额定值为1000V、10A，压接型端子，应提供交流电流、交流电压的二次回路试验端子，便于断开或短接各保护装置的输入和输出回路，一个端子孔只允许接入一根导线。13、装置内部的端子排及设备的布置应保证独立性，即某套设备退出时，不影响其他系统的正常运行，柜内设横向及竖向导线槽，以便固定配线及电缆，对外电缆连线均应通过端子排，所有设备都方便外部电缆从屏底部进入。14、每个安装单位或装置的端子排，可按不同回路分组，并由上至下按一定顺序排列，端子排留有至少20％的备用端子，每侧端子排端子距地不低于350mm，以便留有足够的空间，便于外部电缆连接，断路器的跳闸和合闸回路端子、直流电源的正负极之间至少有2个以上空端子隔开，强、弱电回路的端子之间有明显标志，并有空端子隔开。4.5计算机监控系统配电柜4.5.1计算机监控系统配电柜的供电范围1、计算机监控系统电源由UPS装置和所用电市电开关互为备用供电。主要为机组控制LCU、手动同期LCU、辅助设备LCU、仿真主机、监控主机、历史数据服务器、操作员站、学员站、工程师站、模拟屏、GPS等装置供电。2、UPS装置由两组蓄电池组和一路所用电供电，其中每组蓄电池组由20只蓄电池串联组成，单只蓄电池的标称电压为12V，容量为65AH。全部设备装在一面柜内，容量为20KVA或需有50%容量作为备用。。 4.5.2 UPS系统的组成1、交流不间断电源系统由整流器、逆变器、旁路、隔离变压器、逆止二极管、静态开关、手动切换开关、同步控制回路、信号及保护回路、直流输入回路、交流输入回路、配电输出回路等部分构成。2、UPS装置由多个模块化组件构成，它包括智能模块、功率模块等。UPS还应包括液晶监视器、本机诊断系统以及与变电所计算机监控系统的通信接口（双以太网，双485口），调试、监视和维修专用通信口等。UPS应配置微机监控器，应能与电站计算机监控系统通信。采用一体化电源时，应实现与电站直流电源系统的总微机监控器通信。本工程要求UPS带蓄电池。4.5.3UPS的性能指标和技术要求4.5.3.1 UPS性能指标序号指标项目技术指标1标称交流输入电压220VAC2输入电压可变范围 15％-15％3输入电流谐波成分5％4输入频率50Hz±5％5输入浪涌抑制性能D级防雷6直流输入电压220V 10％7单机标称输出功率3kVA、5kVA、8kVA、10kVA、15kVA8单机输出电压220VAC9输出电压稳压精度静态：220V±1％动态：220V±5％10输出频率稳定度≤±0.1711单一谐波含量≤0.1％12总谐波含量≤3％13备用电源切换时间4ms14旁路切换时间5ms15备电时间2h16输出功率因数0.817过负荷能力带150％额定负荷运行60s，带115％额定负荷运行10min18噪音50dB19效率?90%(满负荷)4.5.3.2UPS技术要求1、UPS应具备防止过负荷及外部短路的限流保护。自身应该具备输入欠压、过压保护，输出过载保护，输出短路保护，温度过高保护等保护功能。2、UPS交流电源输入回路应设置空气断路器。且交流电源输入回路中应有涌流抑制措施。3、UPS的所有部件的功率均应按满足长期额定输出的要求。4、UPS装置应具有与电站监控系统通信接口。5、UPS装置应具有手动和自动旁路功能。旁路交流电源正常时，逆变器输出频率保持与旁路同步，若旁路交流电源的频率和电压偏差超过逆变器容差允许值时，同步回路应自动关断，逆变器则按其内部基准频率运行，直至旁路交流电源恢复至逆变器容差允许范围内时再与其保持同步。在外部同步电源偏离或恢复至容差范围，UPS应不误切换供电电源且输出频率及相位不应有暂态过程，频率变化也应限制于2Hz／秒范围内。当相位、电压及频率超出允许范围时，应禁止切换操作。6、手动旁路开关将负荷由逆变器输出切换至旁路交流电源供电。当负荷由旁路交流供电时，允许对整流器、逆变器和静态开关进行检修和维护，由旁路手动切换至逆变器，应有同步信号。7、UPS交流输入端应配置交流电源防雷器。通流容量为40～60kA（防雷器厂家统一确定）。8、系统采用不接地方式。9、插拔式印刷电路板应有机械闭锁装置以防插错位置，还应有电气联锁以防在其它电路板未装时系统误操作。10、UPS装置应有良好的通风散热系统，通风散热系统故障应报警。11、UPS交流输出中性线应与UPS机壳绝缘。UPS机壳与接地电缆相接。12、UPS装置结构上应设计为模块化，功能上应设计为单元化。部件、测试点和端子的布置应能在回路检查、调整和维护时，不用移动相邻的模块。具有同等功能的模块可互换。13、面板上固定的仪表、开关、内部端子盒、供用户使用的元件及其他装置等，均应有铭牌。14、UPS模块模拟图应示意于板正面。15、UPS装置面板上应设有各种运行和故障显示。内容至少包括：a)运行显示：1)直流回路电流和电压2)UPS输入和输出电压3)UPS输出电流4)UPS输出频率5)旁路交流电压6)静态开关位置指示7)旁路开关位置指示8)负载百分比9)RS485通信串口的工作状况b)面板报警显示：1)输入电压低报警2)旁路交流电源电压低报警3)旁路位置报警4)直流供电方式报警5)静态开关故障报警16、UPS在线系统应留有与电站内计算机监控系统的接口，传输规约采用国际标准。UPS厂商应公开其传输规约的版本、规约的信息说明及数据类型。4.6 交流配电系统4.6.1 交流配电系统的规模交流系统由两段400V母线、两个进线开关、一个联络开关及相关负荷开关组成。除电源进线和馈线外，其余设备装在2面配电柜中，配电柜为非定型产品，为固定分隔式400V低压配电柜。4.6.2 交流配电系统的供电范围1、交流配电系统用于进线及馈电控制，并接受发变组的出线与系统并列。2、交流配电系统除了为仿真机组变频器提供动力电源外，还为励磁系统、调速器系统、压油装置、计算机监控配电柜、仿真系统监控UPS提供相关电源。4.6.3 交流配电系统的功能要求1、两段母线进线开关带电动操作机构，之间设电气联锁，可实现手动、自动及遥控切换功能，其控制把手对应的位置为本地、自动和远方，母线联络开关只限手动操作。2、当两路进线电源开关处于自动位置时，若#1进线电源有电，则合#1进线电源开关；如果#1进线电源失电，#2进线电源正常，则合#2进线电源开关。3、当两路进线开关处于本地位置时，可以通过面板上的分、合闸按钮来进行分闸或合闸。4、当两路进线开关处于远方位置时，可以在计算机监控系统上进行遥控操作。5、交流配电柜上的两块电压表和两块电流表分别反映两路交流进线的相电压和相电流。4.6.4 交流配电系统的技术要求4.6.4.1低压开关柜的技术参数a）主电路额定工作电压：交流400Vb）额定频率：50Hzc）水平母线额定工作电流：满足设计图纸要求（按设计图配铜母线规格）d）垂直母线额定工作电流：根据组屏情况配设母线规格e）水平母线额定短时耐受电流（1S有效值）：80kAf）垂直母线额定短时耐受电流（1S有效值）：50kAg）水平母线额定峰值耐受电流： 176 kAh）垂直母线额定峰值耐受电流： 105 kAi）开关柜工频耐压2.5kV，冲击耐压电压8kV4.6.4.2断路器的要求1、框架断路器采用知名品牌产品，性能参数如下：a）额定工作电压：AC690Vb）额定绝缘电压：AC1000Vc）极限分断能力Icu（kArms）： 按设计图纸要求选配d）使用分断能力Ics（kArms）： 100%Icue）保护方式：电子型-进线断路器具有四段保护特性即长延时、短延时、瞬时，接地，联络断路器具有三段保护特性即长延时、短延时、瞬时。d）每台断路器允许在隔离条件下调换，试验及维修2、塑壳断路器采用国外知名品牌产品（非经济型产品），如ABB的T系列断路器、西门子的3VL系列断路器、施耐德的NS系列断路器，性能参数如下：a）额定工作电压：AC690Vb）额定绝缘电压：AC1000Vc）极限分断能力Icu（kArms）: 按设计图纸要求选配b）使用分断能力Ics（kArms）: 100%Icuf）脱扣器类型：电子脱扣器4.6.4.2柜体要求1、低压开关柜为采用最优技术的知名品牌柜，开关柜符合模数化固定分隔式，开关柜隔室分为功能单元室、母线室、电缆室和二次室、各隔室之间相互独立，由连续接地的金属板严格分隔，保证使用安全且防止事故蔓延，释压方式为柜顶释压；2、低压开关柜内装设PEN线，水平母线统一布置在开关柜上方，联屏及母线安装应简单方便，适用于空间较小的配电站，柜体设计必须避免安装过程中破坏配电站墙体；3、低压断路器电流定值及动作时间电子可调，额定运行短路分断能力 Ics不小于35kA，满足Icu≥ Ics，进线断路器应能实现四段保护； 4、所有低压断路器选用智能型，小于或等于630A用插拔式，大于630A用框架式，所有消防出线回路带磁脱扣器,取消过负荷保护，只带速断保护并装设过负荷报警灯；5、所有低压断路器选用应考虑功能扩展，增加辅助端子、分励脱扣，电动操作机构必须方便可靠；6、采用接触器形式的自动投切时，接触器应选择容量1.5倍以上的电容器专用接触器；7、柜内所配置的元器件应选用优质产品，型号、生产厂家应在附录D中明确；8、母线及引接线材料为铜；母线及引接线、接头均采用优质热缩绝缘材料包覆，热缩绝缘材料的寿命应保证和开关柜的寿命协调一致；9、消防回路开关配备磁脱扣器，即取消过负荷保护，只带速断保护并装设过负荷报警灯； 开关柜中各组件及支持绝缘件的外绝缘爬电比距为20mm/kV（纯瓷绝缘），22mm/kV（有机绝缘）；10、柜上标牌和盘面元件标牌均采用仿宋体，白底黑字。1、进线及母线联络封闭母线、支柱绝缘子、主母线（全封闭，置于开关柜内）等均由厂方根据设计图纸随开关柜供货；11、柜体面板上应标识该柜一次电气模拟接线图，其接线图及柜上标牌（盘柜名称及编号）等采用白底黄字，仿宋体；12、应为全工况型。设备必须按设计提供的一、二次施工图生产。二次保护按照设计方提供的保护原理图、设备表、端子排图进行设计生产；13、采用阻燃铜端子，并留有15%的备用端子。端子采用凤凰端子或相同质量的端子，电流端子和电压端子应有明确区分。端子排适用于接4mm2导线；14、产品出厂时，应进行1min工频耐压试验：不小于42kV。在满足全工况要求前提下，作为加强措施，要求开关柜内电气设备最小空气净距≥140mm，如使用复合绝缘加强，其绝缘距离应≥60mm；15、措施：柜内必须有防止因本柜故障殃及相邻开关柜的隔离措施，应能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内电弧伤及工作人员；16、隔室：1)电缆隔室内必须有安装电缆头的指定位置，并已考虑了可靠的固定方法和零部件；2)电缆头的安装位置及连接方式必须考虑检修、试验时便于拆线及接线；3)电缆隔室与电缆沟连接处应采取封闭措施，以防止小动物进入；17、主回路带电部分对绝缘隔板的内表面之间，至少能长期承受150%额定电压的作用；18、颜色：淡灰色 GSB G51001-94 序号B03。所用油漆要求耐候性好、耐酸、耐碱，五年之内不变色、不失光、不粉化；19、购元件，供货方应进行二次出厂检验，同时向买方提供主设备出厂试验报告，作为买方以后交接或运行试验的比较依据；20、柜外壳防护等级IP3X，断路器室门打开时防护等级IP2X；21、开关柜铭牌上除正常标注外，还应标注以下内容：(1)绝缘水平(包括工频，雷电冲击耐压等)；(2)额定短时耐受电流及时间；额定峰值耐受电流(3)外绝缘泄漏比距(cm/kV)或爬电距离(mm)；22、开关柜内必须采用T2(电解铜)铜母线。4.6.5技术文件要求1、供货时提供下列资料：设备安装使用说明书、产品拆卸一览表、装箱单、产品合格证明(含内部主要元器件)、备品备件及专用工具一览表及运行、维护、检修说明书和工厂试验报告。2、使用说明书：包括额定电流、电压参数、使用条件、一次接线方案、结构尺寸、 设备配置清单及主要元器件的技术参数3、提供开关柜外形尺寸、安装方式与尺寸、柜底控制电缆及电力电缆开孔图、母线外形尺寸及支撑和连接图。4.7计算机监控系统与仿真培训系统4.7.1概述1、计算机监控系统与仿真培训系统采用水电站计算机监控软件、培训仿真软件为核心搭建，还包括使用PLC作为控制器的机组控制LCU、手动同期装置LCU、辅助设备仿真LCU和仿真主机、监控主机、历史数据服务器、操作员站、工程师站、GPS装置、交换机、计算机网络系统等。2、本合供货范围仅为水电站计算机监控软件系统和培训仿真软件系统。3、计算机监控系统与仿真培训系统由物理仿真监控部分和数字仿真组成4、物理仿真监控部分由1F发变组现地控制单元、监控主机、历史数据服务器、操作员站、模拟屏、网络设备、计算机监控软件系统构成，主要监控对象是1F发变组，实现1F开停机、解并列等操作，在监控系统中可以对1F参数进行修改，并与原型水电站机组参数一致。5、数字仿真由在开放式网络平台上连接的仿真主机、教员站、学员站，并与计算机监控软件基于统一平台的培训仿真程序构成，实现电站除1F发变组外电站其余水机系统、电气系统、闸门系统的正常运行和故障事故仿真功能。4.7.2 计算机监控系统网络结构网络结构：仿真计算机监控系统采用采用4台主交换机构成监控系统双网络冗与结构。监控系统分为2个层次，一个层次为电站管理层的上位机，即主控站；另一个层次为面向控制对象1F的现地控制单元LCU，上位机与现地控制单元LCU之间采用以太网络通讯。4.7.3 计算机监控系统硬件配置及要求（参考资料）1、网络设备应具有不低于100Mb/s的数据通信能力，接口标准应符合IEEE802.3，采用超5类双绞线通信介质，设置4台自适应交换机，其通讯协议为TCP/IP。网络设备应是符合工业标准的计算机通信网络设备。2、操作员站/工程师站/学员站/教练员站应是32位及以上字长的通用计算机，其操作系统为商用操作系统。3、操作员站共2套，每套操作员工作站由1台工作站和两台显示器组成。操作员工作站的功能包括图形显示、定值设定及变更工作方式等。运行人员通过彩色液晶显示器可以对电站的生产、设备运行做实时监视，取得所需的各种信息。电站所有的操作控制都可以通过鼠标器及键盘实现。操作员工作站配置声卡和语音软件，用于当被监控对象发生事故或故障时，发出语音报警提醒运行人员。4、该工作站由1台工作站和1台显示器组成。工程师工作站用于系统维护和管理人员进行修改系统参数、修改定值，增加和修改数据库、画面和报表。。工程师站可由操作员站1兼任。5、教练员站至少应包括一台显示和操作设备。提供控制仿真机运行，增强培训功能和监视与评价学员操作的手段。教练员站可由操作员站1兼任6、学员站用于培训人员进行操作培训和演练，并且对学员的培训操作进行记录，便于评价考核。该工作站由1台工作站和2台显示器组成。7、操作员站/工程师站/学员站/教练员应满足以下要求: a) CPL负荷率在正常状态下任意 5分钟时间内小于35%，在任意 10秒时间内小于 50%； 50%以上的冗余内外存空间； 网络负荷率在正常状态下任意5分钟时间内小于35%,在任意 10秒时间内小于55%。b）推荐采用以下配置型号：戴尔Vostro 成就 270S-D598配置：23英寸/Intel 酷睿 i5 3470S /2.9GHz /4GB DDR3 1600MHz/1TB 7200转/NVIDIA GeForce GT620 1GB/DVD刻录机 /Windows NT（64位简体中文版）/商用台式机 /独立显卡 /集成5.1声卡/1000Mbps以太网卡 /600MHz /核心/四核心/四线程。数量：27台。其中2台作为操作员站/工程师站/教练员站的为双屏幕。8、监控主机、历史数据服务器和仿真主机a）电站监控主机又称实时数据服务器实时数据工作站完成整个电厂的实时数据采集、实时数据库管理、综合计算、AGC及AVC计算和处理、事故故障信号的分析处理等。b）历史数据服务器管理整个监控系统的历史数据，提供监控系统的历史数据和曲线查询的服务。监控系统数据存放在磁盘阵列中，以保证系统数据的安全、可靠。系统工作站采用双机热备工作方式。c）仿真主机是以运行人员培训为目的，利用仿真技术对仿真对象特征、特性进行理想化近似表达的仿真系统计算机。仿真主机主要运行仿真支撑软件、仿真模型，完成与监控主机的通信，生成仿真数据。d）监控主机、历史数据服务器和仿真主机推荐采用以下配置型号：戴尔PowerEdge R710(E5640/48G/450G×3)配置：塔式/CPU型号E5640/ CPU主频2.66GHz/三级缓存12M/ CPU数目2个/DDR3内存48G/硬盘450G×3G/硬盘阵列Raid 5 ,Raid 6/光驱DVD-ROM光驱/网卡2×1000M以太网卡/操作系统Microsoft Windows Server 2008 x64 数据中心。数量：监控主机、历史数据服务器和仿真主机各一台。9、交换机：A、 交换机应满足以下要求：可扩展性。交换机应配置与网络介质匹配的用户端口，并留有扩展余地；端口数量与带宽应合理配合，以避免饱和与拥塞。 可靠性。交换机应支持冗余配置，包括电源的冗余配置。具有容错功能，设备故障、链路故障情况下能够进行冗余切换。冗余网络的自愈时间或双网之间的切换时间应不大于0.5s。 实时性。网络设备的端口延迟，即从交换机接收到数据包到开始向目的端口发送数据包之间的时间间隔，应尽可能短。可管理性。交换机应具备远程管理功能，实现整个网络的统一管理，并且能够实现故障自动报警。 安全性。交换机应支持端口的分级安全设定、端口与 MAC 地址的绑定、对空闲端口的关闭等。B、依据以上原则，推荐交换机配置如下：型号：CISCO WS-C2960G-48TC-L配置：产品类型：智能交换机 应用层级：二层 传输速率：10/100/1000Mbps端口数量：52 背板带宽：32Gbps VLAN：支持 网络管理：Web浏览器 包转发率：39Mpps MAC地址表：8K 网络标准：IEEE 802.3 端口结构：非模块化 交换方式：存储-转发 数量：4套10、打印机：打印方式以召唤打印为主，定时打印为辅。推荐型号为：HP5200 打印机10、GPS接收和授时装置：A、主控级系统各操作员工作站、主控机、仿真主机和历史数据服务器分别通过串行通讯接口与GPS 同步时钟相连接，获得相应的时间信息、周波信息和时差信息。时同步脉冲、分同步脉冲、秒同步脉冲均可自由设定，现地控制单元通过主控级发出的时钟同步脉冲来实现系统的时钟同步。B、配置型号：CSC-196型配置：额定电源电压：110V或220V，AC/DC可接收信号：GPS、北斗、IRIG-B 电源功率消耗：小于35W接口类型：RS-422/485、820nm多模ST型光纤口。时间准确度：优于1ms。数量：一套4.7.4 ?机组现地控制单元4.7.4.1概述1、1F现地控制单元LCU共3套，由机组控制屏LCU、手动同期屏LCU、辅助设备控制屏LCU构成。2、机组控制屏LCU的控制器采用某大规模模块式智能PLC，配置相应I/O模块，用于控制1F真实设备。通过I/O接口与1F的调速、励磁设备连接；通过一套交流采样装置和部分变送器完成1F重要数据量的采集；通过网络连接辅助设备PLC，实现辅设数据采集和辅设控制的仿真；其它部分较重要的数据可通过本机仿真实现，从而完成1F完整控制过程。机组控制屏安装带保护罩的事故停机按钮和紧急停机按钮各一个，用于启动模拟的水机事故保护回路，实现事故情况下的紧急停机操作培训。3、手动同期屏LCU采用某双微机自动准同期装置，实现自动、手动准同期，并安装变送器和网络设备，实现关于同期原理、功能、自动及手动同期培训。4、辅助设备控制屏LCU模拟1F辅助设备的控制，并将仿真控制结果反馈给1F主控PLC,保证1F开停机过程的完整性。5、下表为机组现地控制屏上把手按钮的参考，根据原型电站的具体情况可适当调整。柜号设备名称状态正常状态机组控制屏交流电源按钮ON/OFFON直流电源按钮ON/OFFONPLC电源按钮ON/OFFON辅助电源按钮ON/OFFONLCU控制方式把手远方/现地远方手动同期屏同期方式选择把手自准/切除/手准自准调速增减把手减速/切除/增速切除调压增减把手降压/切除/升压切除GCB控制把手切除/合闸切除辅助设备控制屏交流电源按钮ON/OFFON直流电源按钮ON/OFFONPLC电源按钮ON/OFFON辅助电源按钮ON/OFFON机组滤水器控制方式把手自动/切除/手动自动#11泵控制方式把手自动/切除/手动自动#12泵控制方式把手自动/切除/手动自动主变滤水器控制方式把手自动/切除/手动自动#13泵控制方式把手自动/切除/手动自动#14泵控制方式把手自动/切除/手动自动风闸控制方式把手自动/切除/手动自动高压油A泵动力电源开关分/合合高压油泵控制方式把手远方/现地远方高压油B泵动力电源开关分/合合高压油泵主泵选择把手A/B任选4.7.4.2 机组现地控制屏LCU技术要求1、机组现地控制单元（LCU）根据电站监控的具体情况和需要，按集中组屏配置方案构成系统，将机组LCU划分为机组控制LCU（1-3LCU）、机组手动同期屏LCU及辅助设备控制屏LCU，尺寸为2260×800×600，控制屏具有防尘功能，带有由温、湿度控制器控制的内热式防潮加热器。液晶触摸屏15英寸。柜体颜色于技术联络会时根据厂家提供的色板由业主选定。前门为单开玻璃门，后部为双开门。2、机组现地控制单元推荐采用西门子新一代的S7-400大规模可编程控制器。承包方配置I/O模块时，应考虑不少于50%的备用，备用I/O点应全部上端子。3、现地控制单元通过串行口或者现场总线接口采集和读取现场智能设备的数据，接受一体化工控机的控制和显示命令，独立完成机组单元的设备监视和控制，当与主控级进行网络连接时，接受主控级的参数加载和控制命令，上送设备运行数据、事故、故障信息、控制过程等信息。现地单元所有的开出均通过继电器进行控制。4、现地控制单元与励磁系统的连接，采用串行通讯与I/O两种接口方式，在功率调节方面，通过调节脉冲（I/O方式）和通讯方式进行，两种功率调节方式可并列输出，但是在某一时刻只能一种调节方式有效，两种方式可互为备用工作，同时以开入信号方式或通讯方式采集装置故障、掉电、调节器手自动方式等状态信息。5、现地控制单元与调速系统的连接，同样采用串行通讯与I/O两种接口方式，在功率调节方面，两种调节方式（调节脉冲和通讯方式）可并列输出，但是在某一时刻只能一种调节方式有效，以防止由于两个闭环系统（调速器与监控系统）的功率调节不一致导致机组的大幅度负荷波动，两种方式可互为备用工作，另外以开入信号方式或通讯方式采集装置故障、掉电、调速器手自动方式等状态信息。6、机组LCU配一套转速信号装置,测速装置由电子式残压测频和齿盘测频完成。4.7.4.3机组现地LCU的一般功能1、数据采集及处理(1)自动接收来自电站层的命令和数据，采集被控设备各模拟量、温度量、开关量和脉冲量并存入机组LCU数据库中，记录机组的启停次数和运行时间，对于固定周期采集的数据，采集周期可调(2)将采集到的模拟量数据进行滤波、数据合理性检查、工程单位变换、模拟数据变化(死区检查)及越限检查等，根据规定产生报警并上送主控级(3)采集到的状态量、电气保护报警量按即时召唤或变位等方式上送主控级(4)进行自动事件顺序记录(5)对采集到的非电量(如温度量、压力等)进行越限检查，及时将越限情况和数据送往主控级(6)根据采集到的脉冲量，分时计算有功和无功电量，并上报主控级(7)根据主控级的要求上送数据。2、监视显示(1)各LCU中配备一个15液晶触摸显示屏，显示设备的运行状态及运行参数，当运行人员进行操作登录后，可通过触摸屏进行规定的相关操作(2)在显示屏上能显示有关设备操作和监视画面、趋势图、各种事故及故障报警信息等。3、水轮发电机的控制与调节机组LCU设置必要的现地监控设备完成现地监控功能，也能接收主控级的命令完成远方操作控制任务。(1)机组开机顺序控制：包括单步开机至并网发电控制、分步开机至并网发电控制以及一个命令连续开机至并网发电控制的顺控方式；(2)机组停机顺序控制：包括单步停机控制、分步停机控制和一个命令连续停机控制的顺控方式；(3)机组LCU屏上装设有实现机组LCU单步、分步和连续开机/停机操作和监视的设备；(4)机组LCU具有在开、停机过程中，中断顺控程序后能直接进行停机的功能；(5)机组事故停机及紧急停机控制：机组LCU接到机组事故停机或紧急停机命令后，启动事故停机或紧急停机程序，进行事故停机或紧急停机控制；(6)能按电力系统稳定装置(若有)的命令自动启动机组或切除机组负荷；(7)机组油、气、水辅助设备的控制；(8)发电机断路器的分/合操作；(9)机组有功功率/转速调节；(10)机组无功功率/电压调节；(11)各种整定值和限值的设定；(12)机组的自动准同期和手动准同期并网操作；(13)机组进水口闸门控制；(14)其它。4、音响报警LCU上装设有反映被控对象的事故、故障、越限等状态的不同音响的报警装置。5、通信功能(1)LCU与主控级的通信，将LCU采集到的数据及时准确地传送到主控级计算机中，同时接收主控级发来的控制和调节命令，并将执行结果回送主控级。(2)LCU接收主控级的同步时钟信号，以保持与主控级同步。(3)LCU通过现场总线与被控对象的智能设备进行通讯。(4)LCU设置与便携式工作站通信的接口(以太网及串口)，用于LCU的调试。(5)LCU具有与移动式工作站的通信接口，以满足在现场能方便地将其接入并实现现场调试及维护。6、自诊断功能。（1）LCU至少能在线和离线诊断下列硬件故障：CPU模件故障、输入／输出模件故障、接口模件故障、通信控制模件故障、存储器模块故障、电源故障。（2）LCU的软件自诊断能在线和离线诊断定位到软件功能模块并判明故障性质（3）当诊断出故障时能自动闭锁控制输出，并在LCU上显示和报警，同时将故障信息及时准确地上送主控级（4）进行在线自诊断时不影响LCU的正常监控功能。4.7.5 系统软件4.7.5.1系统软件概述1、软件包括：（1）操纵系统及开发平台为微软公司WINDOWS XP中文版。（2）图形生成、数据库管理、动态连接、实时报警等功能软件。（3）多媒体语言、图形开发工具。（4）各种硬件接口支持软件。（5）电站自动控制、调节及智能管理方面的应用软件。（6）仿真培训软件2、软件说明本系统采用目前国际上广泛应用的工业控制机的硬件平台，运行于具有多任务32位或64位的Microsoft windows XP 的操作系统。采用计算机领域先进的组态软件进行系统设计，软件实现了贴近于工程应用客观对象，并提供给使用者集成环境下的简便快速生成工具，构造控制系统，以及完成现场调试和维护。本系统具有丰富的人机界面，提供给运行人员友善的接口，操作既方便又安全，既简单又可靠，既发挥多窗口的特点，又满足运行人员的习惯。3、软件特色(1)按照监控系统硬件配置及功能要求，采用简单方便的数据库菜单配置生成I/0测点及各种功能数据库。数据库便于增加、删除和修改。(2)数据库采用事件驱动方式，当事件产生后，立刻处理和此事件有关的工作，例如判断是否为事故、故障，是否要启动追忆，推出处理指导，启动顺控流程等。(3)画面生成支持按对象的连接与动态效果，使得画面可按对象复制，并且画面可独立于实时库进行前景连接检查。(4)控制流程的编程采用简单通用的方式输入，支持在线调试，在线修改、离线仿真。4.7.5.2监控系统软件的主要功能应包括数据采集和处理事故记录与事件报警趋势分析事故追忆控制操作与监视自动发电控制（AGC）自动电压控制（AVC）统计记录与生产管理人机接口打印输出数据管理历史数据库系统自诊断和冗余切换培训仿真远方诊断4.7.5.3 仿真培训软件的主要功能应包括电厂环境及主要设备三维仿真功能正常运行操作和巡视仿真功能事故、故障设置及处理仿真功能考核评价功能其它买方要求的功能详细要求见第7节。4.7.6 模拟屏驱动装置及模拟屏：4.7.6.1 需在模拟屏上显示的开关量和模拟量模拟屏驱动器从系统中得到信息并驱动模拟屏反映系统运行状况及主要参数。模拟屏显示参数包括全厂主接线；各断路器、隔离开关、接地开关的位置显示；各线路输入/输出有功、无功数据的显示；各母线电压、频率数据的显示；系统频率的显示；安全运行天数的显示等。4.7.6.2 硬件配置要求1、马赛克综合操作屏2、模拟量显示器、安全日显示器、智能汉字显示器及其控制器3、灯开关及控制器4、发光母线及控制器5、开关闭锁控制器6、强电手操开关7、智能语音系统8、有通讯接口，能与监控系统通信，实现互传遥信，遥测，遥控。4.7.6.3模拟屏工艺及功能1、采用灯开关触摸式，有屏框架、马赛克屏面、后门和边屏组成，按列制作，屏的设计与组合应满足元件安装、布线、运行及维修的方便。2、采用进口阻燃、耐老化、高强度的ABS工程塑料模压注塑成活面镶嵌式，具有组合方便、变形量小、光洁度高、阻燃性强等特点。3、按电力系统符号标准，电脑雕刻图形，注塑声各种凹型线槽内填入无反光油漆，线条整洁，盘面上可操作元件均安装在易于操作的适宜高度。4、屏上设备表示开关、刀闸、网门、接地线等符号及双重编号齐全、标准，与甲方提供的系统接线图完全一致。5、屏上的图形按电力系统符号标准，线条及符号颜色按照JB611-84中规定的电压等级标准执行。6、工控主机、汉字显示器、灯开关控制器、数码显示器、强电手操开关、同步表、安全日计数器及传输口等均装设在模拟屏上，屏后所有电流、电压端子均采用凤凰端子。7、屏上安全日计数器、总发功率、总供功率、频率等显示均采用数码管，高度80mm，模拟操作显示数码管高度60mm。8、安全日计数器包括四部分：安全运行天数，现在日期，年月日，时分秒，星期日9、频率的电源，选用交流100V（取自母线电压），不需通过后台接入；总发功率和总供功率通过计算机累加后从后台接入。10、模拟量表计采用嵌入式五位数码管（37.5*117.5mm），不带表外框，所有线路、母联、分段、发电机所有模拟量全部在模拟屏上加装变送器直接显示，其他均通过模拟屏后台的网络接口与测控装置后台接入。11、灯开关的灯与开关应为一个整体，通过通讯接口与控制器相连，可带电更换，外形尺寸为25*25mm，开关量均通过模拟屏后台的网络接口与测控装置后台接入。12、断路器采用方型双色灯（红为合、绿为断）表示设备运行状态13、隔离开关、接地刀闸采用十字型双色灯（红为合、绿为断）表示设备运行状态14、模拟屏上应预留放置临时接地线灯，可满足所有母线停电。15、模拟屏尺寸：其外形及主接线图布置与原型电站一致，尺寸据实商定。16、模拟屏屏面颜色：四周用蓝颜色装饰,其余全部采用马赛克。4.7.6.4模拟屏及综合系统主要功能1、返回屏功能（1）设备运行状态显示（2）电气参数显示（3）告警信号显示（4）发光母线（5）安全日计数器（五）混合仿真系统性能指标5.1稳态运行指标对仿真机静态性能指标的考核以仿真对象的设计参数、运行和试验数据为依据，至少应在三个典型工况下进行性能考核。 1、仿真盘台设备上显示的参数值为叠加了仪表误差的计算值，仿真机的仪表误差不应大于仿真对象相应的仪表、变送器及有关仪表系统的误差； 2、关键参数在稳定状态下，与仿真对象相应参数值的偏差不超过±2 %；3、非关键参数在稳定状态下，与仿真对象相应参数值的偏差不超过±5 %；4、典型的关键参数如下：系统频率、系统电压、发电机有功功率、发电机无功功率、机组转速、导叶、轮叶的开度、电站上下游水位、发电机定转子温度、发电机励磁系统电流和电压、水轮发电机组各轴承温度和油位、油压装置压力和油位、厂用电系统电压电流、厂用电系统电压电流、冷却水压力、制动装置压力、压缩空气系统压力。5.2暂态运行指标暂态运行包括各种大小扰动、非正常运行、故障等工况，仿真系统应系统应能满足下述要求：对仿真机动态性能指标的考核以仿真对象或相同类型仿真对象的动态特性、运行和试验数据，以及山运行经验和工程分析所估计得到的动态特性为依据。仿真机应满足下列要求： 1、正常、非正常运行过程中，仿真参数的变化趋势应符合上述仿真机动态性能考核依据，不应违反基本物理定律； 2、运行过程中，报警、自动装置动作仿真结果与仿真对象相一致；3、相同的运行工况和操作情况下，关键参数的动态特性与用户提供的仿真对象相应参数的动态特性相比，偏差小于± 20 ％。5.3实时性指标为保证网络算法、模型运算及对操作响应的实时性，选择的模型与算法应尽可能快，所有仿真软件应尽可能优化程序，占用资源少，有足够的实时响应速度。仿真系统应系统相应指标控制如下：1、仪表、光字牌、监控系统反应顺序、速度与实际系统相同。2、对学员台的操作，系统响应速度与实际系统相同；3、快过程模型运算的周期≤0.01秒；最大不大于0.05秒。4、慢过程模型运算周期≤0.1秒。5、全系统数据刷新周期≤5秒。6、遥信变位时间≤2秒。7、开关变位告警响应时间≤2秒。8、画面调用响应时间≤2秒。5.4实时性指标1、系统可靠性指标包括：2、计算机主机两次故障平均时间（ MTBF ）大于 4320h；3、输入输出接口系统两次故障平均时间（ MTBF ）大于 2160h。4、仿真机系统联系稳定运行时间不小于2h。（六）应用环境对机房的环境要求参照《GB/T 2887-2000 电子计算机场地通用规范》执行；1、机房铺设活动地板，为四周支承式活动地板；仿真机房地板荷重应＞100kg/m2。2、仿真机机房应配备有空调来保证仿真机设备适宜的环境温度，根据当地的环境状况，建议配备：冷暖型空调，制冷（暖）量将依据现场和设备而定。3、计算机机房温度、湿度开机/停机均按A级标准 (海拔20－30米):开机时停机时温度夏季23±2℃，冬季20±2℃5℃-35℃相对湿度45%-65%40%-70%温度变化率5℃/h不结露5℃/h不结露4、安装地点的海拔高度在≤1000m范围之内。（七）数字仿真系统技术要求7.1总体目标：1、本仿真培训系统将实现装设2台及以上混流式机组水电站、基于物理机理的一体化实时全数字三维仿真，动态变化趋势符合机电暂态过程的分析结果，不违反物理定律。要求能仿真水电站的生产全过程，包括全厂的各子系统、各主要设备的功能、特性以及彼此之间的联系。2、本仿真系统应采用三维虚拟现实技术将三维视景、图像、图片、声音、文字结合的方式对设备的巡视检查、设备正常操作真实场景、设备的工作原理、事故故障场景进行全仿真。3、本仿真培训系统具有适应当前水力发电机电系统自动化发展的要求，在一定时期内保持技术发展的领先水平。4、该仿真培训系统可以根据培训需要灵活、方便地添加和拆卸子模块；配置接口标准，能方便地修改、增加新的子模型和新类型的系统界面。5、系统应具有灵活多样的运行模式（如独立、分组、联合等）,以满足不同培训方式需要。6、系统运行安全可靠、功能实用、使用方便、技术指标先进合理、结构标准规范、维护方便，易于修改、扩充。系统设计应遵循国际标准，采用目前国际先进的技术，确保软、硬平台在最近和未来一段时期的适应性、开放性、可扩展性和可维护性等；所有功能模块接口标准统一，能支持第三方硬件和软件的接入和系统升级,以满足远期规划要求。7、采用图模库一体化建模方式，具备方便、灵活的修改、扩充、升级功能，根据电站结构、规模、新建和改造变电站的具体实际情况，能对仿真培训系统的仿真范围和功能进行灵活、方便的修改和扩充，以随时跟踪水电站实际运行情况。8、应具备完善的培训及培训管理、考核功能，向学员提供正常、异常和紧急状态的实际现场环境，经培训后能够按照现场相关规程熟练地掌握水电站正常运行的全部操作，学会处理异常、紧急事故的技能，训练应急能力，确保水电站和电网安全、经济运行。9、提供智能的培训评价考核系统，满足调水电运行人员技能考核、比赛、鉴定要求。10、具有高逼真度、高度的时空一致性和可靠性，能充分满足仿真培训系统运行的实时性要求。11、系统应具备高效率的通信支持机制，保证网络传输的可靠性和安全性，具备系统互联的能力，12、支持各种类型文件格式转换、存储、输出和调用。7.2仿真范围的界定1、电网、水电站统一仿真。2、可以实现电网及水电站保护和自动装置的实时配合。3、进行全过程、全范围仿真，符合运行的实际生产过程，严格遵守调度、发电、变电、继电保护、通讯等相关规程。4、满足水电站操作人员的培训。7.3水轮机系统仿真范围1、水 头：最低水头和最高水头之间任一水头均能仿真；2、引水系统：引水管道；3、水轮机：混流式水轮机；4、调速系统：调速器及接力器等；7.4机组辅助系统仿真范围1、机组辅助系统分别按气系统、水系统、油系统仿真。辅助系统在水轮发电机组各种工况下的工作状态通过模型确定，其工作状态又对水轮发电机组的运行产生影响。2、气系统气系统分为高压气系统和低压气系统。（1）高压气系统仿真范围仿真高压空压机控制系统、机组压油罐补气系统、公用压油罐补气系统、储气罐、管路、各种阀门、仪表、电源开关状态、熔断器。（2）低压气系统仿真范围仿真低压气机控制系统、机组风闸制动系统、空气围带系统、储气罐、管路、各种阀门、仪表、电源开关状态、熔断器。3、水系统（1）技术供水系统仿真范围仿真技术供水系统、消防供水系统、闸门、阀、高位水池、各水泵。（2）排水系统仿真范围仿真渗漏排水系统、检修排水系统、渗漏井、检修排水井（3）进水闸门或进水阀仿真范围进水闸门的提起、落下及事故紧急落下。进水阀的开启、关闭及事故紧急关闭。4、油系统油系统包括透平油系统、绝缘油系统和压力油系统。7.5发电机及励磁系统仿真范围1、发电机、可控硅励磁装置、励磁调节器（包括微机励磁调节器）。2、发电机的机电暂态特性以微分方程组描述，可控硅励磁装置和励磁调节器按传递函数建立数学模型。因此，发电机电压、电流、有功功率、无功功率、励磁电流、转速转子角度间的动态关系，可以准确地仿真。无论在发电机空载、并列、解列、增减转速、发电调相、增减有功、无功负载时的特性，都与原型一致。能仿真发电机各电气量参数、发电机故障及现象、励磁系统故障及现象。7.6主变压器仿真范围1、仿真范围：主变压器、带负载调压装置、冷却系统。2、仿真程度：模型是按机理建立的，变压器绕组的电势平衡方程式和各绕组之间的磁势平衡方程式都已包含在模型中。模型能正常反映：变压器分接开关对变比和潮流的影响；变压器绕组和油在正常、异常和事故情况下的温升，以及冷却器的投入或退出对温升的影响都可由模型计算出来。变压器作为电力系统中的一个元件，变压器的操作、内部故障或外部故障在整个系统机电暂态过程的行为得到了充分的体现。变压器空载投入时的冲击电流在表计上也有反映。7.7配电装置仿真范围仿真范围：35kV母线、10kV母线、断路器、隔离开关（包括接地刀闸）、电流互感器、电压互感器。仿真程度：能正确反映母线、断路器、隔离开关的连接关系，并形成电网拓扑。能正确反映正常和事故情况下，上述各电气设备的状态，也能正确反映由于运行人员误操作所引起的相应响应。除断路器的机械故障是设定的，电气模型在机理上与原型一致。在与电气部分其它模型连接后，所仿真的正常、异常和事故现象与原型一致。7.8继电保护、自动装置和中央信号系统仿真范围1、仿真范围：发电机、变压器、线路、开关、母线、厂用电交流系统中的继电保护和自动装置，保护和自动装置的种类、型号、数量按原始资料中的保护配置。自动装置包括备用电源自动投入、自动重合闸、自动励磁、自动同期、自动启动/停机装置。中央信号系统：包括所属光字牌、开关、按钮、电铃、电笛、语音报警等。2、仿真程度：继电保护和自动装置都由量测、逻辑和出口三个环节组成，实现仿真时保证其外部特性（或称总体特性）与原型一致，包括其启动特性、复归特性和时间特性。每套继电保护、自动装置的小刀闸、熔丝、压板的状态，都包括在模型中，每套保护有其整定值。在事故情况下动作掉牌情况和效果与原型一致，所产生的光字牌（包括中央信号系统中的光字牌）和声音信号与原型一致。3、继电保护模型的功能由量测、逻辑和出口三个环节共同作用完成。通过在一次系统图内设定各种不同故障进行调试，从而在量测环节确定不同种类继电保护的整定值，借此可以区分出不同性质的继电保护和同一种保护内的各个不同阶段；接着通过这些不同的整定值去触发相应的逻辑回路元件，由逻辑环节进行选择和判断，进而发出保护动作信号和动作出口命令；保护动作信号到了出口环节会起动信号元件，并激发保护控制盘面图上的相应信号元件产生反应，而动作出口命令则会在出口环节经过一定的判断后，向一次系统图中的开关发出执行操作的命令。7.9量测系统仿真范围用于表计和保护的电流、电压量测回路，包括电压互感器的熔断器。7.10控制系统和同期系统仿真范围1、仿真范围：机组、变压器、线路、母线等所有单元的控制回路，包括其中的控制开关、切换开关、按钮和信号灯。同期系统包括手动同期和自动同期回路，同期检查装置和自动同期装置以及各切换开关。2、仿真程度：所有控制逻辑得到真实地仿真，信号灯的亮、闪、灭和原型一致。同期条件和步骤都与原型一致，开关和刀闸的操作保持与现场一致。7.11交流厂用电系统仿真范围1、仿真范围：厂用变压器、厂用母线及其附属设备，厂用电开关控制盘，厂用电的备自投系统等。2、仿真程度：能正确反映正常和异常工况下厂用变压器原、副边的电流、电压关系。静态误差符合要求。厂用变压器的各个电量随整个电厂动态过程变化的情况而变化，符合实际，能正确反映厂用母线失电对断路器、变压器、发电机组的影响。母线切换（自动、手动）的条件和现象与原型一致。厂用电系统的备自投能够正确动作。7.12直流系统仿真范围1、蓄电池、直流母线、可控硅主充电设备、可控硅浮充电设备、蓄电池巡检系统。2、直流屏上仪表、开关、绝缘监测等。7.13监控系统仿真仿真范围1、仿真范围：系统开发项目除仿真水电站常规控制方式外，还提供综合自动化方式的仿真。仿真原厂家的监控后台系统，完成综合自动化水电站的监控。其操作界面和操作方法与实际系统完全一致，满足综合自动化水电站的培训和考核需求。2、仿真程度：可以仿真原厂家的监控后台系统，完成综合自动化水电站的监控。其操作界面和操作方法与实际系统完全一致，满足综合自动化站的培训和考核需求。7.14五防措施的仿真对实际水电站的五防装置进行全仿真，并可根据培训要求投入或解除五防功能。根据五防操作规则和闭锁条件生成操作票具有电子钥匙传递、仿真图形上的操作和校验及错误操作记录等功能。能按照“五防”要求和现场设备的状态打印出操作票，使培训操作符合现场的操作程序和习惯。7.15操作票自动生成功能通过在图形上对一次、二次元件的操作生成操作票。在图形操作时，操作人员可以看到操作的内容、步骤、开关站的运行方式及其变化。可对操作内容、步骤（也就是操作票内容）做“五防”检查，如有错误发出警告。对已生成的操作票可以实现方便的修改和管理，生成的操作票格式是华中电网有限公司的标准操作票。7.16机组状态监测系统的仿真1、机组状态监测主要有以下方面：1)振动；2)摆度；3)工况参数（有功、无功、接力器行程、励磁电压、励磁电流等）；4)油温、瓦温等（监控系统输出参数）。7.17正常运行和操作的范围仿真1、主阀（快速闸门）系统的正常运行和操作； 2、油压装置系统的正常运行和操作；3、机组调速系统的正常运行和操作； 4、技术供水、排水系统的正常运行和操作；5、压缩空气系统的正常运行和操作； 6、机组制动系统的正常运行和操作；7、发电机励磁系统的正常运行和操作；8、保护装置的正常投入和退出；9、机组的并网、解列操作；10、机组的负荷调整；11、厂用电系统的正常运行和操作；12、直流电系统的正常运行和操作；13、开关站的正常运行和倒闸操作；14、机组正常起停机操作。7.18事故、故障的范围仿真3、水轮发电机组的事故、故障；4、压缩空气系统的事故、故障；5、技术供水、排水系统的事故、故障；6、油压装置系统的事故、故障；7、主阀（快速闸门）系统的事故、故障；8、变压器的事故、故障；9、厂用电系统的事故、故障；10、直流电系统的事故、故障；11、开关站的事故、故障；12、保护系统的事故、故障；13、自动控制系统的事故、故障。7.19事故、故障的处理提示仿真发生机组事故、故障时，自动弹出相应事故、故障的文字提示。7.20水电厂设备巡视及操作仿真1、采用基于虚拟现实技术模拟现场设备及环境，以三维方式展现水电厂主要设备，对设备的巡视、操作、异常、事故场景进行仿真，包括开关站、水机、电气、辅助系统设备。按照巡回检查路线进行开关站内设备、回路，厂内各层、各室主要设备的巡视，包括巡视所用的专用工具，按照现场的运行规程进行操作，逼真地仿真设备的正常与异常状态，达到身临其境的效果。2、此部分的仿真是整个系统仿真的一部分，他与仿真数学模型是通过数据通讯软件相连接的，在多媒体系统上进行操作，会直接影响到数学模型的计算，直接影响到全厂的变化。3、具体内容包括：1)开关站按照开关站的布置位置制作全站一次设备的三维场景；可对一次设备进行操作，看到设备动作情况；在一次设备发生误操作时看到事故场景；一次设备事故、故障时看到事故场景；可通过漫游进行设备巡视与操作。2)厂房内设备巡视与操作按照厂房内布置位置分水轮机层、发电机层、尾水层、廊道层等，各层分室制作厂房三维场景；可通过漫游进行设备巡视与操作。3)水电站生产过程以三维形式演示水电站发电的全过程；制作机组发电过程的三维图像，包括：大坝、闸门、主阀、管道、水轮机、调速器、导叶、桨叶；发电机、励磁调节器、变压器三维图像；设备结构及运行监视的设备仪器仪表。4)辅助系统分别制作油、水、气辅助系统管道；各种油、水、气系统阀门、罐体、滤过器等的三维图像；可通过漫游进行设备巡视。5)水轮机调速器操作制作调速器三维图像；调速器操作机构；进行调速器的操作，反映操作过程。6)发电机变压器组及机旁盘制作发电机、变压器、隔离开关、断路器等电器设备的三维图像、可进行巡检工作；机旁盘三维图像；可通过漫游进行设备巡视。（八）教练员台功能8.1仿真培训进程控制功能1、工况选择：根据培训计划和内容由预定的初始条件中选择并设置一个初始工况，进入培训状态；初始工况至少应包括以下典型工况：（1）机组变压器全停工况；（2）主阀（快速闸门）全关闭运行工况；（3）机组空载运行工况；（4）机组带50%负荷运行工况；（5）机组满负荷运行工况；（6）电气主接线不同方式的运行工况。2、冻结：可在任一时刻冻结全部动态过程，暂停仿真培训系统运行；3、快存：在培训过程中可自动或手动快速存储任一时刻的工况，时间间隔任意可调；4、返回：能连续地记录仿真状态，以便返回到过去的某个状态，重复练习；5、重演：教练员将运行状态返回到以前某一状态后，从该状态自动运行模型，重演过去从某一时刻起的整个培训或事故处理过程，人工不得干预；8.2故障及复合故障设置功能1、在任何用户需要时刻，可以加入或消除工程师配置好的故障，应为用户提供每个水电站不小于500个故障的驱动能力，并能将故障进行合理的组合，以构成复杂故障。2、教练员可以在系统接线图上设置各种电网故障以及二次系统故障，也可通过其它方式是指发电机、水轮机、油水气、闸门等系统的故障。教练员可以按照时序任意成组故障，启动后按照时序激活；故障项目根据需要可随时增删和修改。8.3系统状态监视1、通过图形及运行曲线监视仿真水电站的运行状态；2、通过列表查看历史及当前故障和操作记录。8.4操作记录功能自动记录教练员、学员台上的所有操作，以便对学员进行考核、寻找事故原因及进行事故分析。8.5事件管理处理来自学员台或硬盘台的操作事件。分为以下几个线程：1、操作接收线程，接收来自学员台和I/O接口软件的操作事件；2、控制命令输出线程，向模型计算软件发送控制及操作命令；3、运行结果接收线程，接收来自系统计算进程的计算结果，并发送至各学员台及I/O接口软件。8.6智能化培训功能1、通过对初始工况、故障序列的组合选择，可构成各种不同的教案（或培训方案），供不同的培训需要。教练员只需选择相应的教案运行，仿真系统便可自动执行教案内容，完成自动培训过程。2、仿真系统可对学员的操作步骤、越限等内容进行自动记录，并进行客观的评定。 8.7成绩考核功能在培训中，记录受训人员的各种操作和特定参数，客观评价受训人员的操作水平。具体要求如下：1、操作考题功能可以生成、修改、删除试卷，以及对试卷的基本属性进行编辑 。试卷的基本属性包括试卷名称、描述、现象、质量要求、评分标准、考试时间、总分数、等级/试题类型/间隔名称等信息。2、操作考试分发试卷更改试卷：选择考生后更改考生的试卷。 查看试卷：查看考生的当前试卷信息。 随机出题：随机为当前选择的考生分配试题。 自动出题：为所有考生随机分配试卷。 开始考试：所有考生开始考试，考生的仿真机装好教案后，考生机的考试即正式开始。交卷： 所有考生交卷。 交卷后保存考试结果。 重新考试：不保存当前考试结果，重新进行考试。 3、学员状态信息退出考试： 当前选择的考生退出考试。 交卷：当前选择的考生交卷。 查看考卷：查看当前考生的考卷信息。 4、操作结果查看记录： 查看当前记录中的内容。 作为标准答案：将考生的操作作为所考试卷的答案。 评分过程：系统根据试卷答案和考生的操作进行评分。评分完成后，可以“保存评分过程”。 保存评分过程：将评分过程保存为EXCEL文件。 删除记录：删除当前选择的记录。 5、试题信息查看试卷信息或选择考卷，分配给相应的考生。 8.8课件管理功能为满足教练员或教师对学员授课过程中课件培训的需求，仿真系统应提供水电站动力设备运行与管理相关专业课件及管理，包括水轮机、发电机、油水气辅助系统、电气一次设备及系统、电气二次设备及系统、继电保护与自动装置等在内的产品说明书电子版，仿真系统的运行规程电子版，仿真系统分模块培训课件，教练员或教师可以根据需要对课件进行扩充和管理。8.9水电站运行操作仿真功能8.9.1正常运行操作功能正常运行和操作的仿真效果与仿真对象一致。数字仿真机将提供用于不同培训目的的初始工况，教练员可以根据培训需要设置、修改或删除初始工况。初始工况包括以下典型工况:1、机组变压器全停工况；2、主阀(快速闸门)全关闭运行工况；3、机组空载运行工况；4、机组带50%负荷运行工况；5、机组满负荷运行工况；6、电气主接线不同方式的运行工况。正常运行和操作的仿真效果与仿真对象一致。正常运行和操作的仿真范围主要包括：（1）主阀(快速闸门)系统的正常运行和操作；（2）油压装置系统的正常运行和操作；（3）机组调速系统的正常运行和操作；（4）技术供水、排水系统的正常运行和操作；（5）压缩空气系统的正常运行和操作；（6）机组制动系统的正常运行和操作；（7）发电机励磁系统的正常运行和操作；（8）保护装置的正常运行和操作；（9）机组的并网、解列操作；（10）机组的负荷调整；（11）厂用电系统的正常运行和操作；（12）直流电系统的正常运行和操作；（13）开关站的正常运行和倒闸操作；（14）机组的正常启停机操作。8.9.2事故、故障仿真功能事故、故障可以由非正常操作自然引发，也可以教练员设置。仿真机对事故、故障的仿真能够实时、准确地反映真实的事故、故障现象。发生事故、故障时，仿真机仿真的动、静态特性与仿真对象在事故、故障时的动、静态特性一致或相像，或与运行经验和工程分析所估计得到的动、静态特性相符合。如仿真对象的事故和故障可以通过运行人员的操作得以消除，在仿真机上，运行人员亦可通过操作以消除事故、故障的影响，或恢复机组正常运行；如处理不当，引起事故、故障扩大的效果与仿真对象的真实现象一致或相像。事故、故障的仿真范围至少包括:1、水轮发电机组的事故、故障；2、压缩空气系统的事故、故障；3、技术供水、排水系统的事故、故障；4、油压装置系统的事故、故障；5、主阀(快速闸门)系统的事故、故障；6、变压器的事故、故障；7、厂用电系统的事故、故障；8、直流电系统的事故、故障；9、开关站的事故、故障；10、保护系统的事故、故障；11、自动控制系统的事故、故障。（九）学员台功能学员管理系统应具备完善的学员档案管理功能，建立完善的数据库系统，包括学员的个人信息和培训考核记录等详实信息，具备方便的查询、输出功能，并与评价考核系统、远程教育培训系统有机结合，构成科学、规范的学员管理系统。1、应用多媒体技术，在学员机上实现水电站主控制室的对控制仪表屏、继电保护屏、直流控制屏、所用电屏的巡视功能，操作功能，事故处理功能，画面、声音、文字显示分明。2、设备参数、继电保护定值的查看。3、利用多媒体微机可在现场画面上对设备进行操作。4、配合教练台成绩考核功能，要求相应具有以下功能交卷：如果没到考试时间，考生点击此功能即可交自己的试卷。查看试卷信息：考试开始后，考生可以查看考卷信息。编辑备注：考试中考生可以编写考试备注，随交卷一起提交。查看操作：考试中，考生可以查看自己已经做的操作。清除所有显示页面。三、附件、图纸及包装要求所有设备按照制造商规定的产品包装和随机标准附件为准。 第三篇项目商务要求一、实施时间、地点及验收方式（一）实施时间中标人应在采购合同签定后180个日历日内交货并完成安装调试。（二）实施地点按采购人指定地点。（三）验收方式1、货物到达现场后，供应商应在使用单位人员在场情况下当面开箱，共同清点、检查外观，作出开箱记录，双方签字确认。2、中标人应保证货物到达用户所在地完好无损，如有缺漏、损坏，由供应商负责调换、补齐或赔偿。3、中标人应提供完备的技术资料、装箱单和合格证等，并派遣专业技术人员进行现场安装调试。供货产品验收合格条件如下：（1）设备技术参数与采购合同一致，性能指标达到规定的标准。（2）货物技术资料、装箱单、合格证等资料齐全并与投标时所提供的技术资料一致。（3）在系统试运行期间所出现的问题得到解决，并运行正常。（4）在规定时间内完成交货并验收，并经采购人确认。4、产品在安装调试并试运行符合要求后，才作为最终验收，试运行时间为60天。5、供应商提供的货物未达到招标文件规定要求， 且对采购人造成损失的，由供应商承担一切责任，并赔偿所造成的损失。6、大型或者复杂的政府采购项目，采购人应当邀请国家认可的质量检测机构参加验收工作。7、采购人需要厂家对中标供应商交付的产品（包括质量、技术参数等）进行确认的，制造商应予以配合，并出具书面意见。8、产品包装材料归采购人所有。二、报价要求本次报价为人民币报价，投标报价应为投标货物送达采购人指定地点并安装调试完成、经采购人验收合格直至交付正常使用的所有费用（包括投标货物的制造、运输、保险、安装调试、协同调研和培训、税费等所有费用），除此采购人不再另外支付其他费用。因成交供应商自身原因造成漏报、少报皆由其自行承担责任，采购人不再补偿。三、质量保证及售后服务（一）产品质量保证期1、供应商应明确承诺：其投标产品免费保修期为三年，设备终生维护，具体要求见标书文件第二篇。产品质量保证期从验收合格之日起计算。保修期内涉及到设备异地搬迁，中标人应无偿现场配合、指导安装。2、投标产品属于国家规定“三包”范围的，其产品质量保证期不得低于“三包”规定。3、投标人的质量保证期承诺优于国家“三包”规定的，按供应商实际承诺执行。4、投标产品由制造商（指产品生产制造商，或其负责销售、售后服务机构，以下同）负责标准售后服务的，应当在投标文件中予以明确说明,并附制造商售后服务承诺。（二）售后服务内容1、中标人和制造商在质量保证期内应当为采购人提供以下技术支持和服务：（1）电话咨询中标人和制造商应当为采购人提供技术援助电话，解答采购人在使用中遇到的问题，及时为采购人提出解决问题的建议或办法。（2）现场响应采购人遇到使用及技术问题，电话咨询不能解决的，中标人和制造商应在1小时内到达现场进行处理，确保产品正常工作；无法在4小时内解决的，应在8小时内提供同档次的产品予以代用，使采购人能够正常使用。自接到采购人故障通知起3日内仍不能排除故障，中标人和制造商须免费提供同品牌、型号的全新产品进行更换。如果出现产品更换，其产品的质量保修期应从更换验收合格之日起计算。（3）技术升级在质保期内，如果中标人和制造商的产品技术升级，供应商应及时通知采购人，如采购人有相应要求，中标人和制造商应对采购人购买的产品进行升级服务。2、质保期外服务要求（1）质量保证期过后，供应商和制造商应同样提供免费电话咨询服务，并应承诺提供产品上门维护服务。（2）质量保证期过后，采购人需要继续由原供应商和制造商提供售后服务的，该供应商和制造商应以优惠价格提供售后服务。（三）故障响应时间要求中标人接到采购人产品出现问题的通知后立即作出响应，4小内到达现场进行处理。（四）备品备件及易损件中标人和制造商售后服务中，维修使用的备品备件及易损件应为原厂配件，未经采购人同意不得使用非原厂配件，常用的、容易损坏的备品备件及易损件的价格清单须在投标文件中列出。四、付款方式1、中标人按采购合同交货并安装调试完成后，采购人出具项目验收报告。2、中标人向采购人开户银行汇入合同总价5%的质量保证金后，并提交全额发票等相关资料，经采购人审核无误后，向中标人支付合同全部余款。3、采购人提交采购合同、验收报告、发票复印件（加盖采购单位财务章）、资金支付申请表等材料，向财政部门申请付款。4、财政部门对采购人提交的付款资料审核通过后，以转账方式向中标人支付采购资金。五、知识产权采购人在中华人民共和国境内使用投标人提供的货物及服务时免受第三方提出的侵犯其专利权或其它知识产权的起诉。如果第三方提出侵权指控，中标人应承担由此而引起的一切法律责任和费用。六、协调调研及培训为保证协调及产品的质量，供应商有义务邀请采购人参与方案的前期调研和论证工作，相关费用由供应商承担。供应商对其提供的产品应尽培训义务，应提供对采购人的基本免费培训，使采购人使用人员能够正常操作。七、其他（一）投标人必须在投标文件中对以上条款和服务承诺明确列出，承诺内容必须达到本篇及招标文件其他条款的要求。（二）其他未尽事宜由供需双方在采购合同中详细约定。 第四篇评标方法、评标标准、无效投标条款和废标条款一、评标方法（一）评标方法定义本项目采用综合评分法进行评标。综合评分法是指在最大限度地满足招标文件实质性要求前提下，按照招标文件中规定的各项评分因素进行综合评审后，以评标总得分最高的投标人作为中标候选人或者中标供应商的评标方法。投标人总得分为价格、商务、技术等评定因素分别按照相应权重值计算分项得分后相加,满分为110分，其中：10分为政策性加分。（二）评标程序评标工作由采购机构负责组织，具体评标事务由采购机构依法组建的评标委员会负责。评标委员会成员到位后，推举其中一位评审专家担任评审组长，并由评审组长牵头组织该项目评审工作。评标委员会按以下程序独立履行评审职责：1、资格性检查。依据法律法规和招标文件的规定，对投标文件中的资格证明、投标保证金等进行审查，以确定投标人是否具备投标资格。资格性检查资料表如下：序号检查因素检查内容1投标人应符合的基本资格条件（1）具有独立承担民事责任的能力投标人法人营业执照、税务登记证、组织机构代码证复印件；投标人法定代表人身份证明和法定代表人授权代表委托书；法定代表人授权代表在投标单位缴纳社会保障金证明材料（2013年第二季度）；不具有独立法人的分公司、办事处等分支机构不能参加投标。（2）具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度投标人提供诚信声明（3）具有履行合同所必需的设备和专业技术能力（4）有依法缴纳税收和社会保障金的良好记录（5）参加政府采购活动近三年内，在经营活动中没有重大违法记录2投标保证金符合本招标文件第一篇规定2、符合性检查。依据招标文件的规定，从投标文件的有效性、完整性和对招标文件的响应程度进行审查，以确定是否对招标文件的实质性要求作出响应。符合性检查资料表如下：序号评审因素评审标准1有效性审查投标文件签署投标文件上法定代表人或其授权代表人的签字齐全。法定代表人身份证明及授权委托书法定代表人身份证明及授权委托书有效，符合招标文件规定的格式且签章齐全。投标方案每个合同包只能有一个方案投标。报价唯一只能在限价范围内报价，只能有一个有效报价，不得提交选择性报价。2完整性审查投标文件份数投标文件正、副本数量（含电子文档）符合招标文件要求。投标文件内容投标文件内容齐全、无遗漏。3招标文件的响应程度审查投标文件内容对招标文件第一篇和第二篇规定的招标内容全部作出响应。完成期限满足招标文件要求。投标有效期满足招标文件规定。3、澄清有关问题。对投标文件中含义不明确、同类问题表述不一致或者有明显文字和计算错误的内容，评标委员会可以书面形式（应当由评标委员会成员签字）要求投标人作出必要澄清、说明或者纠正。投标人的澄清、说明或者补正应当采用书面形式，由其法人授权代表签字，其澄清的内容不得超出投标文件的范围或者改变投标文件的实质性内容。4、比较与评价。按招标文件中规定的评标方法和标准，对资格性检查和符合性检查合格的投标文件进行商务和技术评估。评标委员会各成员独立对每个有效投标人的投标文件进行评价、打分，然后由评审组长组织评标委员会成员对各评委打分情况进行核查及复核，个别评委对同一投标人同一评分项的打分偏离较大的，应对投标人的投标文件进行再次核对，确属打分有误的，应及时进行修正。复核后，采购机构汇总每个投标人每项评分因素的得分。5、推荐中标候选人名单。按评审后得分由高到低顺序排列推荐综合得分排名最高的前三名的投标人为中标候选人；得分相同的，按投标报价由低到高顺序排列；得分且投标报价相同的，按技术指标优劣顺序排列。二、评标标准序号评分因素及权重分值评分标准说明1投标报价（50%）50有效的投标报价中的最低价为评标基准价，按照下列公式计算每个投标人的投标价格得分。投标报价得分＝（评标基准价/投标报价）×价格权重×100。2技术部分（30%）301、系统集成(5分)系统结构的完整性、可靠性、先进性和安全性。2、应用软件配置先进、完善（5分)3、系统功能（7分）功能设置的完整性、个性化功能、网络管理、与其它系统进行通讯的能力及承诺。系统框架的完整性、功能的完善性以及系统基础模型的成熟性、开放性、可移植性、可维护性、可扩充性和兼容性。4、系统技术性能指标（7分）可靠性、安全性、实时响应性、可扩展性、设备性能保证；与电站其它系统的接口及数据交换能力和安全性。5、投标人针对本标项目的实施组织机构和主要人员（3分）6、项目实施进度、与各方的协调以及技术服务保证（3分）3商务部分（20%）质保期（2%）2质保期在满足招标文件要求的前提下，每增加一年加1分，最多可加2分。售后服务能力（6%）61、售后服务机构设置 2分所投产品的制造商有专门的售后服务机构的可得1分；在重庆本地有售后服务机构或在重庆本地有授权服务机构可得2分，最多得2分。2、售后服务机构装备2分根据为满足售后服务所配备的装备情况给分，满分2分。3、备品备件及易损件 2分根据常用的、容易损坏的备品备件及易损件配备的齐全程度及价格的合理性进行评分，满分2分。投标人在渝设立售后服务机构的，须提供在渝工商注册证明；投标人授权本地服务机构的，须提供授权书或服务协议。业绩（10%）10投标人近5年来(2008 年1月至今) 承担过水电站计算机监控系统或水电站仿真培训系统项目的类似业绩，须提供业绩的合同复印件。每个合同得2分，最多得10分。原件备查培训（2%）2根据培训方案中承诺的培训内容、培训课时、培训地点、培训人数、师资力量以及是否免费等进行评分，满分2分。4政策性加分（10%）10A、投标产品列入最新一期节能产品政府采购清单的，有一款得1分，最多得3分；B、投标产品列入最新一期环境标志产品政府采购清单的，有一款得1分，最多得1分；C、所投分包的所有投标产品的原产地在西部地区的，得1分；D、投标人属于小微企业的得1-5分。关于政策性加分说明：1、节能、环保以国家财政部等部门发布的产品清单为准（中国政府采购网上查询）；2、关于小微企业：2.1按关于印发《政府采购促进中小企业发展暂行办法》的通知（财库〔2011〕181号）之规定，中小企业的标准为：2.1.1提供本企业制造的货物、承担的工程或者服务，或者提供其他中小企业制造的货物，不包括提供或使用大型企业注册商标的货物。2.1.2本规定所称中小企业划分标准，是指国务院有关部门根据企业从业人员、营业收入、资产总额等指标制定的中小企业划型标准（工信部联企业〔2011〕300号）。2.1.3小型、微型企业提供中型企业制造的货物的，视同为中型企业；小型、微型、中型企业提供大型企业制造的货物的，视同为大型企业。2.2具体加分说明：投标人为小型企业得3分、注册资金在十五万元以上的微型企业得4分、注册资金在十五万元及以下的微型企业得5分。三、无效投标条款评标委员会评审时，投标人或其投标文件出现下列情况之一者，应为无效投标：（一）投标人未按招标文件规定提交足额投标保证金的；（二）投标人未通过资格性检查或投标文件未通过符合性检查的；（三）投标人超出营业范围投标的；（四）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，在同一货物招标中同时投标的；（五）合同包为单一货物，一个制造商对同一品牌同一规格型号的货物，委托两个及以上投标人参加该合同包投标的，上述投标人的投标均无效；（六）同一合同包的货物，制造商参与投标，再委托代理商参与投标的；（七）投标文件未按照招标文件要求由投标人法定代表人或授权代表签字，或未按招标文件要求的格式加盖公章的（逐页签字盖章的要求除外）；投标文件的经济文件未单独装订密封的；（八）投标文件出现多个投标方案或投标报价的；（九）投标报价超出招标文件规定的投标限价或公布的采购预算的；（十）投标产品不符合必须强制执行的国家标准的；（十一）投标文件含有违反国家法律、法规的内容，或附有采购人不能接受的条件的。（十二）投标人法定代表人或法人授权代表参加开标会时，不能提供有效身份证明其身份的；（十三）投标文件不按规定的格式和要求填写，内容不全或字迹模糊，辨认不清，影响评标定标的。四、废标条款评标委员会评审时出现以下情况之一的，应予废标：（一）符合专业条件的供应商或者对招标文件作实质响应的供应商不足三家的；（二）投标人的投标报价均超过了采购预算，采购人不能支付的；（三）出现影响采购公正的违法、违规行为的；（四）因重大变故，采购任务取消的。废标后，除采购任务取消情形外，应当重新组织采购。 第五篇投标人须知一、投标人1、合格投标人条件合格投标人应完全符合招标文件第一篇中规定的投标人资格条件，并对招标文件作出实质性响应。2、投标人的风险投标人没有按照招标文件要求提供全部资料，或者投标人没有对招标文件在各方面作出实质性响应，可能导致投标被拒绝或评定为无效投标。二、招标文件招标文件是投标人编制投标文件的依据，是评标委员会评判依据和标准。招标文件也是采购人与中标人签订合同的基础。1、招标文件由投标邀请书；项目技术规格、数量及质量要求；商务条款；投标人须知；评标方法、评标标准、无效投标条款和废标条款；合同主要条款、合同范本；投标文件格式等七部分组成。2、采购机构对招标文件所作的一切有效的书面通知、修改及补充，都是招标文件不可分割的部分。3、投标人对招标文件如有异议，应在投标截止时间前5个日历日前以书面形式告知采购机构。采购代理机构将所有补遗文件（如果有）一律在重庆市政府采购网（http://www.cqgp.gov.cn）上发布，请各投标人注意下载，并按补遗文件要求将补遗文件回执传真至（023）********查看详情。如投标人无补遗文件回执，我机构将视为投标人已收到或知晓本招标项目的相关补遗内容，由此产生的一切后果均由投标人自负。4、投标人对招标文件有异议的，应在规定时间内提出，否则视同认可招标文件所有要求。逾期提出异议的，采购机构将不予受理。三、投标文件投标人应当按照招标文件的要求编制投标文件，并对招标文件提出的要求和条件作出实质性响应，投标文件原则上采用软面订本，同时应编制完整的页码、目录。（一）投标文件组成1、投标文件由以下部分和投标人所作的一切有效补充、修改和承诺等文件组成，投标人应按照第七篇“投标文件格式”规定的目录顺序组织编写和装订，否则有可能影响评委对投标文件的评审。（二）联合投标本项目不接受联合体投标。（三）投标有效期投标有效期为90天。（从递交投标文件截止之日起计算）（四）投标保证金1、投标人应在投标截止时间前，按招标文件第一篇规定向采购代理机构缴纳投标保证金。2、投标保证金为投标的有效约束条件。3、投标保证金的有效期限在投标有效期过后三十天内继续有效。4、投标保证金币种应与投标报价币种相同。5、采购机构在《中标通知书》发出后五个工作日内无息退还未中标人的投标保证金；在采购合同签订后五个工作日无息退还中标人的投标保证金。6、供应商有下列情形之一的，投标保证金将不予退还，由采购机构上缴国库：（1）投标人在投标有效期内撤回投标文件的；（2）投标人未按规定提交履约保证金的；（3）投标人在投标过程中弄虚作假，提供虚假材料的；（4）中标人无正当理由不与采购人签订合同的；（5）中标人将中标项目转让给他人或者在投标文件中未说明且未经采购人同意，将中标项目分包给他人的；（6）中标人拒绝履行合同义务的；（7）其他严重扰乱招投标程序的。（五）投标文件的份数和签署1、投标文件纸质文档一式三份（其中正本一份，副本二份）和电子文档一份（电子文档内容应与投标文件正本一致，推荐采用光盘或U盘为文件载体）；投标文件的正本和副本的封面上应清楚地标记“正本”或“副本”的字样。当副本和正本不一致时，以正本为准。2、投标文件正本必须加盖骑缝章，招标文件第七篇投标文件格式中规定签字、盖章的地方必须按其规定签字、盖章。3、若投标人对投标文件的错处作必要修改，则应在修改处加盖投标人公章或由法人或法人授权代表签字确认。4、电报、电话、传真形式的投标文件概不接受。（六）投标报价1、投标人应严格按照“投标文件格式”中“开标一览表”和“分项报价明细表”的格式填写报价。2、投标人的报价为一次性报价，即在投标有效期内投标价格固定不变。3、本项目只接受一个投标报价，有选择的或有条件的报价将不予接受。（七）修正错误若投标文件出现计算或表达上的错误，修正错误的原则如下：1、开标一览表总价与投标报价明细表汇总数不一致的，以开标一览表为准；2、投标文件的大写金额和小写金额不一致的，以大写金额为准；3、总价金额与按单价汇总金额不一致的，以单价金额计算结果为准；4、单价金额小数点有明显错位的，应以总价为准，并修正单价；5、对不同文字文本投标文件的解释发生异议的，以中文文本为准。评标委员会按上述修正错误的原则及方法调整或修正投标人投标报价，投标人同意并签字确认后，调整后的投标报价对投标人具有约束作用。如果投标人不接受修正后的报价，则其投标将作为无效投标处理。（八）投标文件的递交1、投标文件的密封与标记投标文件内容均按照A4纸张大小装订，开标一览表除投标文件中需提供外，还需用小信封单独封装（便于唱标）一份，和投标文件一起递交。投标文件的正本、副本（含电子文档）均应用文件袋分别密封。文件袋上注明项目名称、投标人名称地址、“正本”、“副本”字样及“不准提前启封”字样。文件袋的封口须加盖投标人公章或授权代表签字。“开标一览表”用小信封单独封装上注明项目名称、投标人名称地址及“不准提前启封”字样。信封的封口须加盖投标人公章或授权代表签字。2、如果投标文件通过邮寄递交，投标人应将投标文件用内、外两层文件袋密封。（1）内层文件袋的封装与标记同 “1、”款规定。（2）外层文件袋装入“1、”款所述全部内封资料，并注明招标编号、项目名称、采购机构名称及地址。同时应写明投标人的名称、地址，以便将迟交的投标文件原封退还。3、如果未按上述规定进行密封和标记，采购机构对投标文件误投、丢失或提前拆封不负责任。注：如投标文件过多，投标人可用多个文件袋进行密封。四、开标（一）开标应当在招标文件中“投标邀请书”确定的时间和地点公开进行。（二）采购机构可视采购具体情况，延长投标截止时间和开标时间，但至少在招标文件要求提交投标文件的截止时间三日前，将变更时间书面通知所有招标文件收受人。（三）开标由采购机构主持，邀请采购人、投标人、财政部门（如需要）和有关监督部门代表参加，财政部门和有关监督部门可视情况派员现场监督。（四）开标时，由投标人或者其推选的代表检查投标文件的密封情况，也可以由采购人委托的公证机构人员检查投标文件密封情况并公证；经确认密封完好的投标文件，由采购机构工作人员当众拆封，宣读投标文件正本“开标一览表”的投标人名称和投标报价，以及招标文件允许的备选投标人案和投标文件的其他主要内容并记录。（五）未宣读的投标价格、价格折扣和招标文件允许提供的备选投标人案等实质性内容等，评标时不予承认。（六）开标过程应由采购机构指定专人负责记录，并存档备查。五、评标见第四篇“评标”内容。六、定标（一）定标原则采购人或其授权的评标委员会应按照评标报告中推荐的中标候选人排名顺序确定中标人。（二）定标程序1、采购代理机构在评标结束后三个工作日内将评标报告交采购人确认。2、采购人在收到评标报告后三个工作日内确定中标人，确认后，采购代理机构在“重庆市政府采购网”对评标结果进行公告。3、公告内容包括招标项目名称、中标人名单、评标委员会成员名单、采购代理机构联系人和电话。4、如有投标人对评标结果提出质疑的，在质疑处理完毕后发出中标通知书。5、中标人变更5.1若为下列情况之一的，中标人因不可抗力或者自身原因不能履行合同的，采购人可以确定排名其后一位的中标候选人为中标人：5.1.1拟中标金额在500万及以下的，报价不超过前一名报价5%的中标候选人；5.1.2拟中标金额在500—1000万的，报价不超过前一名报价4%的中标候选人；5.1.3拟中标金额在1000万及以上的，报价不超过前一名报价3%的中标候选人；5.1.4采购人须按以上程序履行定标程序，否则应重新招标。5.2中标人无充分理由放弃中标的，采购人将会同采购机构把相关情况报财政部门，财政部门将根据财政部十八号令第七十五条的规定对违规供应商进行处罚。七、中标通知书1、采购人依法确定中标人后，采购机构以书面形式发出中标通知书。2、中标通知书发出后，采购人改变中标结果，或者中标人放弃中标，应当承担相应的法律责任。八、关于质疑和投诉（一）质疑内容、时限1、投标人对招标文件如有异议，应在招标文件发布之日起七个工作日内以书面形式向采购人、采购机构提出质疑，并附相关证明材料。2、投标人对中标结果有异议的，应当在中标公示发布之日起七个工作日内以书面形式向采购人、采购机构提出质疑，并附相关证明材料。3、投标人对招标文件中投标人特定资格条件、技术质量和商务要求、评审标准及评审细则有异议的，应主要向采购人提出质疑，其他问题可向采购机构提出质疑。（二）质疑答复时限采购人、采购机构在收到投标人书面质疑后七个工作日内，对质疑内容作出答复。（三）质疑答复方式采购机构将在重庆市政府采购网上对质疑答复内容进行公告。（四）不予受理或暂缓受理1、质疑有下列情形之一的，不予受理：1.1质疑供应商参与了投标活动后，再对招标文件内容提出质疑的；1.2质疑超过有效期的；1.3对同一事项重复质疑的。2、质疑有下列情形之一的，应暂不受理并告知投标人补充材料。投标人及时补充材料的，应予受理；逾期未补充的，不予受理：2.1质疑书内容不符合《重庆市政府采购供应商质疑投诉处理暂行规定》之规定的；2.2质疑书提供的依据或证明材料不全的；2.3质疑书副本数量不足的。（五）投诉1、投标人对采购机构的答复不满意或者采购机构未在规定时间内答复的，可在答复期满后十五个工作日内按有关规定，向同级财政部门投诉。2、在提出投诉时，应附送相关证明材料。投诉书及证明材料为外文的，应同时提供其中文译本；中文与外文意思不一致的，以中文为准。3、在确定受理投诉后，财政部门自受理投诉之日起三十个工作日内对投诉事项做出处理决定，并将投诉处理决定书送达投诉人、被投诉人和其他与投诉处理决定有利害关系的政府采购相关当事人，同时在重庆市政府采购网公告投诉处理决定书。九、招标代理服务费投标人中标后向采购代理机构缴纳招标代理服务费的，招标代理服务费的收取标准按照国家计委[2002]1980号文件及国家发改委[2003]857号文件规定的货物类标准执行。投标人可以部分或全部将投标保证金转为代理服务费。国家计委（2002）1980号文件规定的招标代理服务费费率如下：招标类型中标金额（万元）货物招标服务招标工程招标100以下1.5%1.5%1.0%100-5001.1%0.8%0.7%500-10000.8%0.45%0.55%1000-50000.5%0.25%0.35%5000-100000.25%0.1%0.2%10000-*******查看详情.05%0.05%0.05%*******查看详情以上0.01%0.01%0.01%注：招标代理服务收费按差额定率累进法计算。例如：某工程招标代理业务中标金额为500万元，计算招标代理服务收费额如下：100万元×1.5%=1.5万元（500-100）万元×1.1%=4.4万元合计收费=1.5 4.4=5.9（万元）十、交易服务费投标人中标后向“重庆市政府采购交易中心”缴纳交易服务费，服务费的收取标准按照渝价[2013]361号文件执行。渝价[2013]361号文件规定的交易服务费费率如下：项目每标包中标金额（人民币，万元）收费费率备 注100（含）以下1.0‰1.交易服务费由中标中标人支付。双方有合同约定的从其约定。2.每宗交易收费不低于500元。100-500（含）0.95‰500-1000（含）0.9‰1000-5000（含）0.85‰5000-10000（含）0.8‰10000以上0.7‰注：交易服务收费按差额定率累进法计算。计算实例：某项目中标金额为7000万元，计算交易服务收费额如下：100万元×1.0‰=0.1万元（500-100）万元×0.95‰=0.38万元（1000-500）万元×0.9‰=0.45万元（5000-1000）万元×0.85‰=3.4万元（7000-5000）万元×0.8‰=1.6万元合计收费=0.1 0.38 0.45 3.4 1.6=5.93（万元）十一、签订合同1、采购人应当自中标通知书发出之日起三十日内，按照招标文件和中标人投标文件的约定，与中标人签订书面合同。所签订的合同不得对招标文件和中标人投标文件作实质性修改。2、招标文件、中标人的投标文件及澄清文件等，均为签订政府采购合同的依据。3、合同生效条款由供需双方约定，法律、行政法规规定应当办理批准、登记等手续后生效的合同，依照其规定。4、合同原则上应按照《政府采购购销合同》签订。5、采购人要求中标人提供履约保证金的，应当在招标文件中予以约定。中标人履约完毕后，采购人应于五日内无息退还其履约保证金。第六篇合同主要条款和格式合同（样本）一、合同主要条款1、定义（1）甲方（需方）即采购人，是指通过招标采购，接受合同货物及服务的各级国家机关、事业单位和团体组织。（2）乙方（供方）即中标人，是指中标后提供合同货物和服务的自然人、法人及其他组织。（3）合同是指由甲乙双方按照招标文件和投标文件的实质性内容，通过协商一致达成的书面协议。（4）合同价格指以中标价格为依据，在供方全面履行合同义务后，需方（或财政部门）应支付给供方的金额。（5）技术资料是指合同货物及其相关的设计、制造、监造、检验、验收等文件（包括图纸、各种文字说明、标准）。2、货物内容合同包括以下内容：货物名称、型号规格、技术参数、数量（单位）等内容。3、合同价格（1）合同价格即合同总价。（2）合同价格包括合同货物、技术资料、合同货物的税费、运杂费、保险费、包装费、装卸费及与货物有关的供方应纳的税费，所有税费由乙方负担。（3）合同货物单价为不变价。4、转包或分包（1）本合同范围的货物，应由乙方直接供应，不得转让他人供应；（2）非经甲方书面同意，乙方不得将本合同范围的货物全部或部分分包给他人供应；（3）如有转让和未经甲方同意的分包行为，甲方有权解除合同，没收履约保证金并追究乙方的违约责任。5、质量保证及售后服务5.1乙方应按招标文件规定的货物性能、技术要求、质量标准向甲方提供未经使用的全新产品。5.2乙方提供的货物在质保期内因货物本身的质量问题发生故障，乙方应负责免费更换。对达不到技术要求者，根据实际情况，经双方协商，可按以下办法处理：5.2.1更换：由乙方承担所发生的全部费用。5.2.2贬值处理：由甲乙双方合议定价。5.2.3退货处理：乙方应退还甲方支付的合同款，同时应承担该货物的直接费用（运输、保险、检验、货款利息及银行手续费等）。5.3如在使用过程中发生质量问题，乙方在接到甲方通知后在12小时内到达甲方现场。5.4在质保期内，乙方应对货物出现的质量及安全问题负责处理解决并承担一切费用。6、付款（1）本合同使用货币币制如未作特别说明均为人民币。（2）付款方式：银行转账、现金支票。（3）付款方法：财政直接支付或需方自行支付。7、检查验收（1）供方应随货物提供合格证和质量证明文件。（2）货物验收供方所交货物的各种质量指标不得低于供方提供样品的质量指标（无样品时按供方的投标时提供的“技术文件”执行），售后服务质量要求按照招标文件和投标文件的内容执行。供方交货时，需方可根据需要随机抽取一部分货物送有关权威检测部门检测，如检测不合格，供方负责赔偿需方一切损失。（3）货物验收报告应由需方、供方经办人签字，并加盖双方公章，以此作为支付凭据。8、索赔供方对货物与合同要求不符负有责任，并且需方已于规定交货内和质量保证期内提出索赔，供方应按需方同意的下述一种或多种方法解决索赔事宜。（1）供方同意需方拒收货物并把拒收货物的金额以合同规定的同类货币付给需方，供方负担发生的一切损失和费用，包括利息、运输和保险费、检验费、仓储和装卸费以及为保管和保护被拒绝货物所需要的其它必要费用。（2）根据货物的疵劣和受损程度以及需方遭受损失的金额，经双方同意降低货物价格。9、知识产权乙方应保证所提供的货物或其任何一部分均不会侵犯任何第三方的知识产权，如若出现侵权行为，由乙方付全部责任。10、合同争议的解决（1）当事人友好协商达成一致（2）在60天内当事人协商不能达成协议的，可提请采购人当地仲裁机构仲裁。11、违约责任按《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国政府采购法》有关条款，或由供需双方约定。12、合同生效及其它（1）合同生效及其效力应符合《中华人民共和国合同法》有关规定。（2）合同应经当事人法定代表人或委托代理人签字，加盖双方合同专用章或公章。（3）合同所包括附件，是合同不可分割的一部分，具有同等法法律效力。（4）合同需提供担保的，按《中华人民共和国担保法》规定执行。（5）本合同条件未尽事宜依照《中华人民共和国合同法》，由供需双方共同协商确定。 二、政府采购购销合同（格式）重庆市政府采购购销合同（采购项目编号：13A3273）甲方（需方）：___________________________计价单位：____________乙方（供方）：___________________________计量单位：_____________经双方协商一致，达成以下购销合同：商品名称规格型号数量综合单价总价交货时间交货地点合计人民币（小写）：合计人民币（大写）：一、质量要求和技术标准。供方提供的商品必须是全新的，完全符合国家有关技术标准，供方的质量保证及售后服务承诺如下：1、质保期限：2、保修范围：3、服务措施：4、质保期后服务：二、随机备品、附件、工具数量及供应方法：三、交提货方式：四、验收标准、方法：如有异议，请于日内提出。五、付款方式：1、中标人按采购合同交货并安装调试完成后，采购人出具项目验收报告。2、中标人向采购人开户银行汇入合同总价5%的质量保证金后，并提交全额发票等相关资料，经采购人审核无误后，向中标人支付合同全部余款。3、采购人提交采购合同、验收报告、发票复印件（加盖采购单位财务章）、资金支付申请表等材料，向财政部门申请付款。4、财政部门对采购人提交的付款资料审核通过后，以转账方式向中标人支付采购资金。六、违约责任：按《合同法》、《政府采购法》执行，或按双方约定。七、其他约定事项：1、招标文件及其补遗文件、投标文件和承诺是本合同不可分割的部分。2、本合同如发生争议由双方协商解决，协商不成向需方所在人民法院提请诉讼。3、本合同一式__份， __方各执一份，具同等法律效力。4、其他：需方：地址：联系电话：授权代表：供方：地址：电话：传真：开户银行：账号：授权代表：（本栏请用计算机打印以便于准确付款）采购机构：地址： 电话：传真：授权代表：备注：签约时间： 年 月 日签约地点：第七篇投标文件格式一、经济文件（一）开标一览表（二）分项报价明细表二、资格文件（一）营业执照副本复印件（二）税务登记证副本复印件（三）组织机构代码证复印件（四）法定代表人身份证明书（格式）（五）法定代表人授权委托书（格式）（六）法定代表人授权代表在投标单位缴纳社会保障金证明材料（2013年第二季度）（七）诚信声明三、商务文件（一）投标函（格式）（二）投标人基本情况介绍及商务承诺（三）商务条款差异表（格式）四、技术文件（一）所投各产品的技术参数（或技术指标）（二）技术条款差异表（格式）五、其他（一）其他资料一、经济文件（一）开标一览表采购项目名称：投标人全称分包号招标项目名称数量投标报价（小写）单位（元）交货期交货地点投标报价（大写）：元整备注：投标人：法人授权代表：（投标人公章） （签字或盖章）年 月 日说明：1、开标一览表按格式填列；2、开标一览表在开标大会上当众宣读，务必填写清楚，准确无误。 （二）分项报价明细表采购项目名称：序号名称相关信息（品牌、规格型号、制造商、原产地等）数量单价合计12345678人工费/9运输费10其他费用/11……/12总计投标人：法人授权代表：（投标人公章） （签字或盖章）年 月 日注：1、请投标人完整填写本表，没有填写或填列不完整的按无分项报价明细处理；2、计价单位以“元”或“万元”计，无此项费用以“0”填写；3、该表可扩展，并逐页签字、盖章。二、资格文件（一）营业执照副本复印件（二）税务登记证副本复印件（三）组织机构代码证复印件 （四）法定代表人身份证明书（格式）采购项目名称：致： （采购人名称）：（法定代表人姓名）在 （投标人名称）任（职务名称）职务，是（投标人名称）的法定代表人。特此证明。 （投标人公章） 年 月 日（附：法定代表人身份证复印件） （五）法定代表人授权委托书（格式）采购项目名称：致： （采购人名称）：（投标人法定代表人名称）是（投标人名称）的法定代表人，特授权（被授权人姓名及身份证代码）代表我单位全权办理上述项目的投标、谈判、签约等具体工作，并签署全部有关文件、协议及合同。我单位对被授权人的签名负全部责任。在撤消授权的书面通知以前，本授权书一直有效。被授权人在授权书有效期内签署的所有文件不因授权的撤消而失效。被授权人签名： 投标人法定代表人签名：（附：被授权人身份证复印件）（投标人公章）年 月 日 （六）法定代表人授权代表在投标单位缴纳社会保障金证明材料（2013年第二季度） （七）诚信声明采购项目名称：致： （采购人名称）：（投标人名称）郑重声明，我公司具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度，具有履行合同所必需的设备和专业技术能力，有依法缴纳税收和社会保障资金的良好记录，在合同签订前后随时愿意提供相关证明材料；我公司还同时声明参加本项目采购活动前三年内无重大违法活动记录，符合《政府采购法》规定的供应商资格条件。我方对以上声明负全部法律责任。特此声明。（投标人公章）年 月 日三、商务文件（一）投标函（格式）采购项目名称： 致：（采购人名称）：（投标人名称）系中华人民共和国合法企业，注册地址： 。我方就参加本次投标有关事项郑重声明如下：一、我方完全理解并接受该项目招标文件所有要求。二、我方提交的所有投标文件、资料都是准确和真实的，如有虚假或隐瞒，我方愿意承担一切法律责任。三、我方承诺按照招标文件要求，提供招标项目的技术服务。四、我方按招标文件要求提交的投标文件为：投标文件正本1份，副本 份。五、我方承诺：本次投标的投标有效期为90天。六、我方投标报价为闭口价。即在投标有效期和合同有效期内，该报价固定不变。七、如果我方中标，我方将履行招标文件中规定的各项要求以及我方投标文件的各项承诺，按《政府采购法》、《合同法》及合同约定条款承担我方责任。八、我方理解，最低报价不是中标的唯一条件。九、我方同意按有关规定及招标文件要求，缴纳足额投标保证金。十、若我方中标，愿意按有关规定及招标文件要求缴纳招标代理服务费。投标人： （盖单位公章） 法定代表人或其委托代理人： （签字）年月 日 （二）投标人基本情况介绍及商务承诺1、投标人基本情况项目数据资料说明企业性质职工人数销售额资产总额是否属于小微企业注：以上内容按工业和信息化部、财政部等4部委《关于印发中小企业划型标准规定的通知》的规定（工信部联企业〔2011〕300号）填列，以企业上一年度末数据为准。2、中小企业声明函本公司郑重声明，根据《政府采购促进中小企业发展暂行办法》（财库〔2011〕181号）的规定。本公司为（请填写：中型、小型、微型）企业。即，本公司同时满足以下条件：1、根据《工业和信息化部、国家统计局、国家发展和改革委员会、财政部关于印发中小企业划型标准规定的通知》（工信部联企业〔2011〕300号）规定的划分标准，本公司为（请填写：中型、小型、微型）企业。2、本公司参加单位的项目采购活动提供本企业制造的货物，由本企业承担工程、提供服务，或者提供其他 （请填写：中型、小型、微型）企业制造的货物。本条所称货物不包括使用大型企业注册商标的货物。本公司对上述声明的真实性负责。如有虚假，将依法承担相应责任。 （投标人公章） 年月 日3、商务部分（包括但不限于）：3.1质保期；3.2售后服务能力；3.3培训。 （三）商务条款差异表采购项目名称：序号招标商务要求投标商务应答差异说明投标人：法人授权代表：（投标人公章） （签字或盖章）年 月 日注：1、本表即为对本项目“第三篇 项目商务要求”中所列商务条款进行比较和响应；2、该表必须按照招标文件要求逐条如实填写，根据投标情况在“差异说明”项填写正偏离或负偏离及原因，完全符合的填写“无差异”。3、该表可扩展。四、技术文件（一）所投各产品的技术参数（或技术指标） （二）技术条款差异表采购项目名称：序号招标要求投标应答差异说明投标人：法人授权代表：（投标人公章） （签字或盖章）年 月 日注：1、本表即为对本项目“第二篇项目技术规格、数量及质量要求”中所列技术要求进行比较和响应；2、该表必须按照招标文件要求逐条如实填写，根据投标情况在“差异说明”项填写正偏离或负偏离及原因，完全符合的填写“无差异”；3、该表可扩展；4、可附相关技术支撑材料。（格式自定）五、其他（一）其他与项目有关的资料（自附）