下花园亿泰生态能源有限公司
下花园光伏项目220kV升压站及220kV送出线路
EPC总承包工程技术协议
发包方：张家口下花园亿泰生态能源有限公司
2016年5月
220kV升压站及220kV送出线路EPC总承包技术协议
目录
一、 技术协议 ........................................................................................................................................ 1 1、 总则 .............................................................................................................................................. 1 2、 概述 .............................................................................................................................................. 1
2.1. 项目自然概况 ..................................................................................................................... 1 2.2. 气象条件 ............................................................................................................................. 1 2.3. 地质条件 ............................................................................................................................. 2 2.4. 其它使用条件： ................................................................................................................. 2 2.5. 项目建设规模 ..................................................................................................................... 2 2.6. 承包方式 ............................................................................................................................. 3 2.7. 承包范围 ............................................................................................................................. 3 3、 本工程全部设计、采购、施工 .................................................................................................. 3 3.1 设计 ....................................................................................................................................... 3 3.2 采购 ....................................................................................................................................... 3 3.3 施工 ....................................................................................................................................... 3 4、 工程依据 ...................................................................................................................................... 3 4.1 标准和规范 ........................................................................................................................... 3 4.2 技术标准和要求 ................................................................................................................... 4 5、 设计要求 ...................................................................................................................................... 4 6、 系统、设备采购技术协议 .......................................................................................................... 5 6.1 总则 ....................................................................................................................................... 5 6.2 设备/器件/构配件总则 ....................................................................................................... 6 6.3 变电站设备的技术规格 ....................................................................................................... 6 6.3.1 外观 ................................................................................................................................... 6 6.3.2 对制造企业的要求 ........................................................................................................... 6 6.3.3 质保 ................................................................................................................................... 6 6.3.4 产品使用寿命 ................................................................................................................... 6 6.3.5 标准及规范 ....................................................................................................................... 6 6.3.6 专用技术要求 ................................................................................................................... 7 6.3.7供货范围 ............................................................................................................................ 7 6.3.8交货检验与验收 ................................................................................................................ 7 6.3.9技术资料及交付进度 ........................................................................................................ 8 6.3.10包装和运输 ...................................................................................................................... 9 6.3.11电气一次 .......................................................................................................................... 9 6.3.12 电气二次 ....................................................................................................................... 11 6.3.13 系统继电保护及其安全自动装置 ....................................... 15 6.3.14 系统调度自动化 ..................................................... 15 6.3.15 系统通信 ........................................................... 20 6.3.16 结构 ............................................................... 21 6.3.17 建筑 ............................................................... 23 6.3.18 水工部分 ........................................................... 24 6.3.19 通风与空气调节 ..................................................... 25
1
6.3.20变电站总平面布置 ........................................................................................................ 27 6.4 备件和质量保证期备件及性能试验 ................................................................................. 28 6.5 标准规范 ............................................................................................................................. 30 6.6 供货范围 ............................................................................................................................. 33 6.7 光伏电站总体规划及总平面布置 ..................................................................................... 35 6.8 工程消防总体设计 ............................................................................................................. 37 7、 技术服务 .................................................................................................................................... 39 7.1总则 ...................................................................................................................................... 39 7.2 安装指导 ............................................................................................................................. 39 7.3 现场技术服务要求 ............................................................................................................. 39 7.4 人员培训 ............................................................................................................................. 41 7.5 设计联络 ............................................................................................................................. 41 8、 施工工期 .................................................................................................................................... 41
二、 供货范围 ...................................................................................................................................... 42 1、包装、装卸、运输与储存 .......................................................................................................... 42 三、 图纸资料交付 .............................................................................................................................. 43 1、
文件资料和图纸 ................................................................................................................... 43
1.1 一般要求 ............................................................................................................................. 43 1.2 承包方提供的技术文件及图纸 ......................................................................................... 43
四、 质量保证及技术服务 .................................................................................................................. 44 1、 质量保证及售后服务 ................................................................................................................ 44
1.1 质量保证 ............................................................................................................................. 44 2、 工程项目管理规定 .................................................................................................................... 45 2.1质量管理 .............................................................................................................................. 45 2.2检验表格与随机文件 .......................................................................................................... 45 2.3文件移交（工程文件移交项） .......................................................................................... 45 2.5 HSE（健康、安全与环境管理体系）。 ........................................................................... 45 2.6 规划现场工作 ..................................................................................................................... 46 2.7 对业主人员的培训。 ......................................................................................................... 46
五、 验收及调试 .................................................................................................................................. 46 1、 2、 3、 4、
验收 ....................................................................................................................................... 46 调试 ....................................................................................................................................... 47 竣工验收 ............................................................................................................................... 47 接入 ....................................................................................................................................... 47
六、备注说明 ........................................................................................................................................ 47 附图目录 ................................................................................................................................................ 47
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220kV升压站及220kV送出线路EPC总承包技术协议
一、 技术协议
1、总则
1.1. 工程设计、设备制造、建筑安装、调试试验及总承包项下的其他工作应满足国家现行规程、标准和规范。
1.2. 承包商为确保涉及工程质量的活动均符合有关规定，应按ISO9001：2000的要求建立质量管理体系，所有与工程质量有关的活动应按体系的要求运转。同时，按现行有关标准，承包商建立分级验收制度，配备合格的各级检验员在规定的环节检验、试验，保证合格的产品进入下道工序
工程质量优良率98%以上，安装分部分项工程质量优良率99%以上。
总承包商应创电力行业一流的安全文明施工现场。杜绝人身死亡事故，不发生人身重伤、群伤事故，不发生重大机械和设备损坏事故，不发生火灾事故，不发生垮塌、职业伤害和重大环境污染事故。
1.3. 太阳能并网光伏电站总的要求是：安全可靠、系统智能、功能完整、发电效率高，建设期间不影响项目所在正常生活。承包人提供的设计、设备以及施工，必须满足本技术协议书规定的技术要求。
1.4. 本技术协议书所提及的技术要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，承包人应提供符合本技术协议和相关工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。
1.5. 承包人应保证提供符合本技术协议书和有关最新工业标准的产品，该产品必须满足国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准的要求。
1.6. 承包人对光伏电站系统成套设备（含辅助设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。
1.7. 涉及载荷校核等问题，承包方应充分理解初步设计文件。承包方可对所承担标段的部分设计做专题设计，承包方的载荷校核需经设计院确认报业主方审核认可。
1.8. 光伏并网电站的平面布置，及所有满足系统要求的设备、逆变器布置、仪表及监控、附件等，在初步设计及详细设计时，按发包人审定的意见做相应的优化调整，并不发生商务变动。
1.9. 本技术协议书的技术性能、规格、参数所使用的标准如遇与承包人所执行的标准发生矛盾时，按高标准执行。
1.10. 所有图纸及文件均采用国际单位，语言为中文。 2、概述
2.1. 项目自然概况
本项目场址位于北京至张家口G6高速沿线两侧，拟选场址分布在怀来县、下花园区、宣化区，规划建设容量500MW，其中怀来县建设容量200MW，下花园区建设容量150MW，宣化区建设容量150MW，拟建设3座220kV升压站，分别位于怀来县、下花园区和宣化区。
2.2. 气象条件：
项目地处中温带半干旱区，属温带大陆性季风气候，具有四季分明，光照充足，雨热同季，昼夜温差大等气候特点。
表1.2-1主要气象数据 项目 全年平均气温 多年极端最高气温 单位 ℃ ℃ 数值 3.2 33.4 1
多年极端最低气温 年降水量 多年平均气压 平均冰雹日数 多年平均沙尘暴日数 多年平均雷暴日数
℃ mm hPa d d d -34.8 392.5 859.9 4.5 8.2 42.7 本次工程仅收集到场址周边张北气象站的气象数据，因此本阶段气象要素特征值暂参考张北气象站气象数据。
张北气象站位于东经114度42分，北纬41度09分，海拔1393.0m。该气象站建于1956年，原为国家基准气候站，现为国家观象台，具有30年以上各气象要素的长期观测数据，气象站基本情况见表1.2-2。张北气象站没有太阳能总辐射、直接辐射观测项目。
张北气象站主要气象要素特征值见表1.2-2。
表1.2-2 张北气象站主要气象要素特征值 项 目 多年平均 气 温 气 压 相对湿度 水 汽 压 降 水 量 风 速 风 向 多年天气日数 2.3. 地质条件： 海拔高度：≤1900m
地震裂度：不大于8度，按中国12级度标准 2.4. 其它使用条件： 安装地点：山坡地 污秽等级：III级
振动：f<10Hz时，振幅为0.3mm；10Hz 2.6. 承包方式 承包人以工程总包方式完成所有工作，包括能并网正常运行所需具备的勘察、设计、采购、运输及储存、建筑安装、施工、调试、试验及检查测试、试运行、消缺、培训和最终交付投产以及质 2 单 位 ℃ ℃ ℃ hPa % hPa mm m/s 天 天 天 指 标 3.2 33.4 -34.8 859.9 57 5.9 392.5 29.7 WNW 4.5 42.7 8.2 多年极端最高 多年极端最低 多年平均 多年平均 多年平均 多年平均 多年最大风速 多年主导 冰 雹 雷 暴 沙 尘 保等，是交钥匙工程。设计方案及设备技术规范书和技术协议以发包方最终审定为主。另外包括发生的跨越铁路、公路、进站道路、临时道路等的协调和费用，以及消防和并网调试验收等的各种协调及费用。工程设计已签订合同，后期转移至确定的总包单位合同中，设计费用暂按375万元报价，最终以实际发生的为准。 2.7. 承包范围 本工程的承包范围包括但不限于变电站及送出线路全部所有设备和材料采购供应变电站施工、项目管理、设备监造、调试、验收、培训、移交生产、性能质量保证、工程设计、工程质量保修期限的服务等。设计方案及设备技术规范书和技术协议以发包方最终审定为主，并且满足当地电网的要求。另外包括发生的跨越铁路、公路、进站道路、临时道路等的协调和费用，以及消防和并网调试验收的各种协调及费用。 2.8. 施工工期 施工工期是施工的工程从开工起到完成承包合同规定的全部内容，达到竣工验收标准所经历的时间，以天数表示不扣除停工日数。 完整的施工过程从项目开工起大致包括下面几个部分： 1.施工准备阶段：场地清理、搭临时工棚、布置材料堆场、做施工便道等。 2.地基处理阶段：基础开挖或打桩，完成后由勘探、设计单位验槽或是做桩基静载试验等。 3.基础施工：完成后出基础验收记录。 4.主体结构施工：完成后出主体结构验收记录。 5.水电安装及装饰工程施工 施工管理 1.要进行科学的施工部署,对大型工程应区分出相对独立的施工区,在每个施工区内划分出施工流水段,以便按“平面流水、立体交叉”作业原则施工,提高作业效率。 2.确定施工顺序要合理。 3.选择施工方案要合理。 4.网络进度计划中要明确主线和支线,必须控制主要节点的工期。 5.相关辅助计划要配套。 保证措施 在进度计划的控制中，将充分利用各种资源，采取各种切实可行的措施与方法来保证工程如期竣工。针对工程的施工特点为保证计划工期的落实，采取分基础施工、主体施工、装修施工、安装调、试进行控制，在确保阶段目标实现的前提下保证总计划目标。 3、本工程全部设计、采购、施工 3.1 设计 升压站及送出线路的初步设计、技术设计（与设备供货商携手）、施工图设计以及其他的细化设计。 结合业主方的建设意见和目前电网情况，并综合考虑本项目建设场区的实际工程特性 3.2 采购 本工程所使用的主要电气设备包括：主变压器、开关柜、GIS、直流系统、综自系统、电力电缆、光缆、无功补偿装置、通讯设备、交直流电力电缆、电缆等以及220kV送出线路的导地线、铁塔等。 建筑工程采购：钢筋、水泥、砂石骨料； 设备的采购包括但不限于主变压器、开关柜、GIS、直流系统、综自系统、电力电缆、光缆、无功补偿装置、通讯设备等。(主变压器、开关柜、GIS、直流系统、综自系统、电力电缆、光缆、无 2 功补偿装置、通讯设备必须选用业主推荐名单内的设备厂家)，提供备品备件及必须的工器具。 涉网设备、变电站二次设备在满足行业标准的前提下，还必须满足国家电网的要求。 3.3 施工 土建及安装工程以及其附属工程的施工，包括但不限于升压站及送出线路土建及安装（含调试、试验、试运行）、变电站道路、验收、并网试运行、保修。 4、工程依据 4.1 标准和规范 承包人对并网光伏电站的设计、制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等所有项目都应符合相关的中国法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。在合同执行过程中采用新的标准需经发包人确认。 本工程项目的材料、设备、施工须达到下列现行中华人民共和国以及省、自治区、直辖市或行业的工程建设标堆、规范的要求，但不限于下列规范： GBJ-50026-93 工程测量规范 IEGB50797-2012 光伏发电站设计规范 GB/T 50866 光伏发电站接入电力系统设计规范 GB50794-2012 光伏电站施工规范 GB/T50795-2012 光伏发电工程施工组织设计规范 GB/T50796-2012 光伏发电工程验收规范 QGDW617-2011 光伏电站接入电网技术规定 QGDW480-2010 国家电网分布式能源接入系统技术规定 QGDW564—2010 储能系统接入配电网技术规定 SJ/T11127-1997 《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》 GB/T 19939-2005 《光伏系统并网技术要求》 GB/Z 19964-2005 《光伏发电站接入电力系统的技术规定》 GB/T 20046-2006 《光伏系统电网接口特性》（IEC 61727：2004） GB 12326-2000 《电能质量电压波动和闪变》 GB12325-2003 《电能质量电力系统供电电压允许偏差》 GB／T14549-1993 《电能质量公用电网谐波》 GB50057-2000 《建筑物防雷设计标准》 DL/T 448-2000 《电能计量装置技术管理规程》 GB50217-2007 《电力工程电缆设计规范》 DL/T404-2007 《3.6kV ～ 40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》 GB/T50796-2012 《光伏发电工程验收规范》 GB50797-2012 《光伏发电工程设计规范》 GB50794-2012 《光伏发电工程施工规范》 GB/T50795-2012 《光伏发电工程施工组织规范》 业主方声明：上述标准、规范及规程仅是本工程建筑安装的最基本依据，并未包括实施过程中所涉及到的所有标准、规范和规程，所列标准和技术协议仅为为合同签订之日为止时的应用版本。 4.2 技术标准和要求 4.1.1 美观性 与当地自然条件结合，美观大方。 4.1.2 安全性 设计的系统应该安全可靠，不能给建筑和其他用电设备带来安全隐患，施工过程中要保证绝对 2 安全，不能掉下任何设备和器具。尽可能的减少运行中的维修维护工作，同时应考虑到方便施工和利于维护。 4.1.3 可靠性 设备余量充分，系统配置先进、合理，设备、部件质量可靠； 4.1.4 通用性 设备选型尽可能一致，互换性好，维修方便。通信接口、监控软件、充电接口配置一致，兼容性好,便于管理； 4.1.5 安全性好 着重解决防雷击、抗大风、防火、防爆、防触电和关键设备的防寒、防人为破坏等安全问题； 4.1.6 操作性好 自动化程度高，监控界面好，平时能做到无人值守，设备做到免维护或少维护； 直观可视性好：现场安装有显示屏，可实时显示电站的发电量、太阳辐射、温度、瞬时功率以及二氧化碳减排量。 4.1.7 性价比高 在设备选型和土建工程设计中，在保证系统质量和可靠性的前提下，采用性价比最优的设备，注重经济性和实用性，以节省项目费用，减少投资。 5、设计要求 (1) 提供初步设计、全厂施工图（含进厂及厂区内道路、生产生活用房等，而且图纸中必须明确对所有辅材的要求）、消防施工图设计、必要的详细地勘资料、非标准设备施工图设计、施工图预算、竣工图等文件。 (2) 提供设计技术交底、解决施工中的设计技术问题、参加主体结构验收、试车考核和竣工验收； (3) 承包方完成一次设计后，对由专业设计单位或制造厂进行的二次设计成品进行“复核”并会签确认。 (4) 为满足施工要求需提供的图及相关资料。 (5) 配合业主方调研工作，参与本工程有关的设备、材料调研和收资工作。 (6) 应业主方要求的现场施工配合，技术指导。 (7) 派驻现场设计代表； 即便在设计范围内没有载明，但实际证明是确保项目发电运行、通过各方面验收所必须的，则需纳入设计范围。 6、系统、设备采购技术协议 6.1 总则 6.1.1 本部分是对系统和设备的技术要求进行描述，除特别说明外，承包人应根据发包人提供的原始数据、技术要求和现场限定的条件，合理选择其供货范围内的设备和材料，保证其性能指标和系统安全可靠地运行，在此基础上应尽可能经济运行。 6.1.2 宏观技术要求 包括的所有需要的系统和设备至少满足以下总的要求： 采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于运行维护； 所有的设备技术最可靠，运行最稳定，效率最高； 所使用的材料/构配件在性能、材质、温度、压力等指标最优； 高的可利用率； 运行效率最高、费用最少； 观察、监视、维护简单； 2 运行人员数量最少； 人员、设备、运行三安全； 节约能源、水和原材料； 光伏发电装置的调试、启/停和运行不影响原有供电系统的正常工作且其进度服从电网系统的要求，承包人应在调试前15天提交调试计划。 在技术协议中关于各系统的配置和布置等是发包人的基本要求，仅供承包人设计参考，并不免除承包人对系统设计和布置等所负的责任。 6.1.3 包装和运输 包装 （1）设备制造完成并通过试验后应及时包装，否则应得到切实的保护。其包装应符合铁路、公路及海运部门的有关规定。 （2）包装箱上应有明显的包装储运图示标志，并应标明业主方的订货号和发货号。 （3）各种包装应确保各零部件在运输过程中不丢失、不损坏、不受潮和不腐蚀。 运输 （1）合同设备在运输时应符合铁路、公路及海运部门的有关规定。 （2）合同设备的运输应保证其外壳不受任何损伤，内部元件不能发生位移且应保证内部元件性能完好。 （3）所有部件经妥善包装或装箱后，在运输过程中尚应采取其它防护措施，以免散失损坏或被盗。 （4）运输中不允许有任何的碰撞和磨损，底部需加缓冲垫防震。 （5）随产品提供的技术资料应完整无缺。 6.2 设备/器件/构配件总则 6.2.1 本技术协议包括主变压器、开关柜、GIS、直流系统、综自系统、电力电缆、光缆、无功补偿装置、通讯设备等及其辅助设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 6.2.2 本技术协议提出的是最低限度的要求，并未对一切细节做出规定，也未全面引述有关标准和规范的条文。承包方应保证提供符合本技术协议书和有关最新工业标准的优质产品。 6.2.3 双方如对本技术协议有异议，应以书面形式明确提出，在双方达成一致意见后，可对有关条文进行修改。如其中一方不同意修改，仍以本协议为准。如双方没有以书面形式对本技术协议书明确提出异议，即被认为承包方所提供的产品完全能够满足本技术协议书的要求。 6.2.4 本技术协议所使用的标准如与承包方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。 6.2.5 在签定合同之后，业主方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方协商，最终由业主方审核确认。 6.2.6 协议中的空格部分由承包方填写。 6.3 变电站设备的技术规格 6.3.1 外观 （1）设备的框架应整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。 （2）设备的整体盖板应整洁、平直、无裂痕，设备背面不得有划痕、碰伤等缺陷。 （3）设备的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。 （4）设备无碎裂、无裂纹、无明显移位。 6.3.2 对制造企业的要求 注册资本金不低于人民币1亿元。 完善的质量保证体系（ISO9000系列标准）有效认证文件。 生产厂应具有通过权威机构认可的自有实验室，应具有产品生产所需的厂房、足够的工艺设 2 备和生产能力，以及足够的检验、试验和化验设备。 6.3.3 质保 承包方需说明质保机构设置及职责；承包方需提供质量管理程序清单。 承包方需提供有效的ISO9001:2008质量管理体系认证文件、环保认证体系及金太阳认证证书。 承包方需提供质量保证期内的服务计划及质量保证期后的服务计划。 6.3.4 产品使用寿命 承包方应对设备的运输、存储、安装、调试和运行应满足项目现场的气候条件要求，作为负责任的产品供应商，承包方有责任在产品的整个使用寿命期内向业主方提供详细的维护方案、更换、收费计划（例如定期的巡检和回访），该维护、更换服务应贯穿产品的整个使用寿命周期。 6.3.5 标准及规范 本技术协议所使用的标准如与承包方所执行的标准不一致时，按照较高标准执行。 供应设备应符合中华人民共和国国家标准（GB）、中华人民共和国电力行业标准（DL）以及相关的IEC标准。 在所列标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准。在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准，选用的标准是在合同签订之前已颁布的最新版本。如承包方采用标准文件列举以外的其他标准时，须经业主方同意方能使用。所有螺纹、螺母、螺栓、螺杆应采用GB标准的公制规定。 主要引用标准如下： GB/T2421-1999 电工电子产品基本环境试验规程 总则 GB/T2423.29-1999 电工电子产品基本环境试验规程 试验U：引出端及整体安装强度 IEC 60068-2-78:2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验Cab：恒定、湿热试验方法 GB/T2828-2002 周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性的检验） GB/T4749.1-1984 电工电子产品自然环境条件 温度与湿度 GB/T13384-1992 机电产品包装通用技术条件 GB/T191-2008 包装运输图示标志 6.3.6 专用技术要求 6.3.6.1 第三方质量监控要求 允许由国家批准授权的、经双方认可的第三方认证检测机构对产品的生产全过程进行质量监控和抽样检验。 6.3.6.2 关键元器件及材料要求 每个元器件都应有下列清晰而且擦不掉的标志： a）制造厂的名称、标志或代号； b）产品型号； c）产品序号； d）引出端或引线的极性； e）在标准测试条件下，该型号产品最大输出功率的标称值和偏差百分比。 g）制造的日期和地点，或可由产品序号查到。 h) 电流分档标记。 6.3.7供货范围 6.3.8交货检验与验收 6.3.8.1 质量保证 2）在保证期内，承包方产品各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各 2 项指标时，承包方应无偿地为业主方修理或更换零部件，直至改进设备结构并无偿供货。 3）设备在验收试验时达不到合同规定的一个或多个技术指标保证值且属于承包方责任时，则承包方应自费采用有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。 4）在保证期内，由于下列情况所造成的缺陷、损坏或达不到指标时，不属承包方责任： 由于业主方错误操作和维修； 设备在现场保存时间超过合同规定期限所引发的问题； 由于非承包方造成的其它错误和缺陷。 5）承包方提供的产品应满足在保证期内经供、需双方认可的权威第三方抽样检测合格，抽检数量和频次由业主方决定。 6.3.8.2检验 在第三方检测实验室和认证机构对供应商进行工厂检查和现场监造的时候，厂方需要提供必要的方便和适当的配合。 质量工程师根据检验中发现的问题对照适用的AQL标准进行判断。如果发现的缺陷数在AQL允许的范围内，所检批次检验结果为合格可接受。可以批准出货。如果发现的缺陷数超出AQL允许的范围，所检批次检验结果为不合格拒收。 6.3.8.3特殊测试的抽样检验 2）抽样检验中用于检查的单位样品，若其中有一项不符合规定该单位样品为不合格品，样品中不合格品数小于或等于Ac,则该次抽样检验合格，样品中不合格数量大于或等于Re，则该次抽样检验不合格。 3）业主方在抽检完成之后的一个星期之内提交测试结果给承包方。 4）若抽样检验不合格，所检批次检验结果为不合格拒收。 6.3.8.4 出货前运行程序 设备出货前允许业主方派出双方认可的第三方或质量工程师到工厂进行设备质量过程监控及抽样检验。 指派的质量工程师或第三方将前往设备厂根据本质量控制计划和确认的产品技术参数来执行质量全过程监控及抽样检验，其流程、检验项目由业主方、承包方及第三方共同后续协调商定。 出货设备产品数量核实(为方便数量清点。工厂应该配合适当有序的堆放产品，产品间需适当留空隙便进入) 工厂应该提供所有出货设备的厂内测试记录。所有设备在标准测试条件下峰值功率记录。 按确定的产品参数表检查外观/机械尺寸以及功能/电气参数（基本原则是对抽样样品进行100%项目检验） 特殊测试(由质量工程师根据具体情况确定测试需求) 质量工程师完成书面报告通知双方管理层。业主方管理层将根据报告评估总体质量状况，决定是否可以接收出货。 工厂检验的所有费用包括在所有合同总价之中。 6.3.8.5验收 设备验收见后面共用验收条款。 6.3.9技术资料及交付进度 6.3.9.1承包方向业主方提供的技术文件及图纸等资料费用计入合同总价。 6.3.9.2承包方所提供的各种技术资料应能满足业主方对电站设计以及安装调试、运行试验和维护的要求。提供资料如下： 工厂质量认证材料（复印件），工厂概况； 承包方产品业绩表； 2 重要部件的外协及外购情况； 已投运产品存在的问题，本次拟采用哪些完善措施。 安装使用说明书； 电气接线原理图； 产品随机资料，包括产品证书，供货清单，外形尺寸图，组装图，安装、运行、检修使用说明书以及易损件清单等资料，在产品交货时提交给业主方。 承包方需向业主方提供所有设备的电性能参数。 6.3.9.3承包方提供技术文件数量及时间 上述所列项目的初步资料，正式资料在签订合同后15天内提供给业主方。文件提供的份数为一式10份，承包方应按规定的时间和文件份数提供。业主方负责及时向电力设计院提供必需的资料，设计院需要承包方会签确认的图纸，承包方应在5天内回复。工程投产后，所有资料提供竣工版10份，并提供竣工版磁盘一份。 6.3.10包装和运输 包装和运输见共用条款。 6.3.11电气一次 6.3.11.1电气主接线 220kV主接线规划采用单母线接线，安装1台150MVA 220/35kV主变压器，2回出线，1回怀来220kV进线，1回宣化县220kV进线。主变压器220kV侧中性点直接接地，配有隔离开关和放电间隙。35kV配电装置采用单母线接线。 6.3.11.2短路电流及主要设备选择 220kV电气设备短路水平暂按50kA，35kV电气设备短路水平按照31.5kA设计。 6.3.11.2.1主要电气设备选择 考虑到低温对电气设备性能的影响，所有电气设备选择均应按低温型地区进行选择。 1、主变压器选用双绕组有载调压变压器（带平衡绕组） 型号：SZ11－150000/220kV，额定容量150MVA 电压比：230±8x1.25%/35/10.5kV 接线组别YN,yn0 d11 短路阻抗：Ud=14% 2、220kV电气设备 选用SF6组合电器，包括2回出线间隔、1回主变间隔、1回PT间隔以及母线桶。 3、35kV高压开关柜 选用户内金属封闭铠装移开式高压开关柜， 选用真空断路器，进出线、站用电、SVG回路：额定电流1250A，开断电流31.5kA。 选用真空断路器，主变进线回路：额定电流2500A，开断电流31.5kA。 4、站用变压器 采用油浸变压器， 变压器型号：S11-400/35，电压比为：38.5±2×2.5%/0.4kV，接线组别：D,yn11 Uk%=6%。 5、无功补偿装置 采用降压型SVG，按接入系统要求配置。 6.3.11.3 防雷接地及过电压保护 6.3.11.3.1过电压保护 变电站220kV配电装置母线、主变进线侧及出线上装设一组氧化锌避雷器，35kV配电装置采用母线及进出线装设氧化锌避雷器作为防雷电侵入波过电压及操作过电压保护，限制雷电波入侵。 2 35kV箱式变电站高、低压两侧均装设氧化锌避雷器，防止雷电侵入波过电压。 6.3.11.3.2避雷器选择 220kV氧化锌避雷器按国家电网公司输变电工程通用设备（2009年版）选型。 220kV氧化锌避雷器主要技术参数 名 称 额定电压(kV，有效值) 持续运行电压(kV，有效值) 操作冲击500A残压(kV，峰值) 雷电冲击10kA残压(kV，峰值) 陡波冲击10kA残压(kV，峰值) 6.3.11.3.3防雷接地 变电站采用4只避雷针作为户外配电装置防直击雷过电压保护装置，其中3只为独立避雷针，5只装于220kV屋外配电装置架构上。 变电站内设置一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网。接地干线采用60×6mm热镀锌扁钢，设备分支接地线采用-40×4热镀锌扁钢，变电站接地电阻待系统资料完善后核算。 6.3.11.4电气设备布置 变电站主要生产设施有220kV屋外配电装置、35kV配电装置室，无功补偿装置、站用电系统，一次建成。 220kV配电装置采用单母线接线，电气设备布置支持式管母线普通中型布置方式，间隔宽度14m，出线架构高15m。 主变下设储油坑，按容纳20％主变油量设置。 35kV配电装置户内布置，采用户内成套开关柜；35kV电缆进出线均采用地埋电缆，35kV集电线路采用电缆沟敷设至变电站围墙外，然后改为直埋至光伏场各逆变升压单元。 35kV无功补偿装置采用户外+户外相结合的布置方式，SVG本体功率柜、控制柜采用户内布置，SVG连接电抗器等设备户外布置。 6.3.12 电气二次 6.3.12.1 计算机监控系统 本工程分别配置一套光伏场区计算机监控系统与一套变电站计算机监控系统，两套监控系统通过通讯接口相连实现信息的传送。升压变电站监控系统采集站内电气设备及光伏场区设备的信息，上传至电网调度，并接收调度端指令，实现对整个光伏电站设备的控制和调节。 本项目220kV变电站内设置一个主控制室，运行人员以操作员站为主要监控手段，完成对220kV变电站和光伏场区内主要电气设备的运行监控。 变电站计算机监控范围有：380V进线、35kV线路、SVG系统、站用变、主变压器、220kV线路、35kV母线、消防水泵、UPS系统、直流系统、各保护装置和自动装置、环境监测系统、光功率预测系统、AVC和AGC系统等。 6.3.12.1.1 设计原则 （1）计算机监控系统的设备配置和功能要求按变电站无人值班（少人值守）设计。 （2）计算机监控系统采用开放式分层、分布式结构。变电站计算机监控系统站控层主要设备及网络设备采用双套配置，光伏场区计算机监控系统站控层主要设备及网络设备采用单套配置，间隔层测控单元按电气间隔对应配置。 （3）站控层设备按终期规模配置，间隔层设备按本期规模配置。 2 2 参 数 204 159 452 532 594 （4）以计算机监控系统为唯一监控手段，就地测控装置上保留对断路器的应急一对一后备操作手段。 （5）远动和当地监控信息统一采集，并通过远动工作站与各级调度通信。 （6）计算机监控系统采用交流采样技术，取消常规变送器，减少中间变送环节，增加可靠性，并确保采样精度。 （7）保持继电保护独立性，供保护用电流互感器、电压互感器、直流电源独立，不受监控系统运行状况影响。 6.3.12.1.2 系统结构 计算机监控系统采用全开放式的分层、分布式结构。 （1）设备结构：从纵向分为两层，即站控层设备和间隔层设备。 （2）网络结构：间隔层测控装置（智能装置）与站控层网络设备连接方式有三种:通过网线/光缆直接方式、通过通讯管理机间接方式和通过宽带无线网络传输方式间接方式。在站控层及网络失效的情况下，间隔层能独立完成就地数据采集和控制功能。拓扑结构为物理上的星型结构（逻辑上的总线型）。 6.3.12.1.3 系统设备配置 （1）光伏场区计算机监控系统设备配置 站控层设备：主机兼操作员工作站、网络设备（包括现场交换机、电缆和光缆、宽带无线网络设备等）、数据采集器。 间隔层设备：智能装置（包括汇流箱、逆变器、直流柜、箱变等成套的智能装置）。 （2）变电站计算机监控系统设备配置 站控层设备：主机兼操作员工作站、工程师站、五防工作站、远动通信设备、通讯管理机、网络设备（包括网络交换机、电缆和光缆等）、打印机等。 间隔层设备：35kV测控装置、220kV线路测控装置、主变测控装置、公用测控装置、智能装置（包括直流系统监测装置、UPS、智能电度表等） 6.3.12.1.4 系统功能 计算机监控系统能实现对光伏变电站运行设备可靠、合理、完善的监视、测量、控制。主要有以下功能：实时数据采集与处理；数据库的建立与维护；控制操作的同步检测；电压—无功自动调节；报警处理；事件顺序记录；画面生成及显示；在线计算及制表；电能量处理；远动功能；时钟同步；人—机联系；系统自诊断与自恢复；与其他设备接口；运行管理功能等。 （1）光伏场区计算机监控系统的功能 测量。 监测汇流箱每组电池串的电流、汇流箱的输出电压；直流配电柜直流母线及支路的输入电压、输入电流、功率、绝缘阻抗；逆变器直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线、电压畸变率、电流畸变率等；箱变各低压侧三相电流、电压、功率和变压器温度。 信号。 监视汇流箱熔断器、直流断路器、防雷器；直流配电柜的直流断路器；逆变器的交、直流断路器；箱变低压侧断路器、高压侧负荷开关、箱变高低压侧门等电气设备的运行状态信号。 监视汇流箱熔断器熔断、直流断路器跳闸；直流配电柜直流断路器跳闸、接地报警；箱变高压侧熔断器动作、箱变非电量（包括轻瓦斯报警、箱变重瓦斯动作、变压器高温报警、变压器超温跳闸、变压器压力释放、油位异常）、低压断路器动作信号、断路器故障信号）及电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、电网电压不平衡、直流电压过高、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、光伏逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败等报警及故障信号。 2 控制。 控制对象包括：逆变器、箱变高压侧负荷开关、箱变低压侧断路器。 控制功能分为集中控制和分散控制。集中控制：运行人员经变电站内监控主机键盘或鼠标可对上述控制对象进行远方操作。分散控制：可在就地单元中实现手动控制。 有功、无功自动调节功能。 能接收AGC、AVC的调节信号，自动调节逆变器的有功、无功输出，满足电网调度部门的有关要求。 （2）变电站计算机监控系统的功能 测量。 监测各电压等级母线电压；各电压等级馈线的有功功率、无功功率，电流、f、cosφ、有功电能量和无功电能量；UPS输出电压、电流、频率；直流系统蓄电池电压电流、充电装置直流输出电压电流、直流母线电压。 信号。 监视站内各电压等级断路器及电动隔离开关、变压器等电气设备的运行状态信号。 监视站内各保护装置的动作及报警信号、运行状态信号。 监视光功率预测系统、环境监测系统、AGC和AVC系统、SVG系统、自动装置、直流和UPS系统等报警信号、运行状态信号。 控制。 监控系统控制对象包括：各电压等级断路器及电动隔离开关；主变有载调压开关、380V站用电源断路器；站内重要电动机的启停。 控制方式为三级控制，即就地控制、站控层控制和远方遥控。操作命令的优先级为：就地控制——站控层控制——远方遥控。同一时间只允许一种控制方式有效。对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。 远动功能 计算机监控系统具有远动装置的功能。远动装置的主要技术指标及远动信息量应符合DL/T 5003-2005的要求。满足系统调度端信息采集内容、采集精度、实时性、可靠性及实用化等要求。 时间同步功能 监控系统具有接受站内时间同步系统的对时功能。 防误操作闭锁功能 监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。 6.3.12.2 智能光伏电站生产管理系统(承包方暂估价，单独报价) 6.3.12.3 智能营维云中心系统（单独报价） 智能营维云中心系统的设置是为了方便集团总公司对旗下众多光伏电站的统一管理、提高电站的管理和运维效率、提升发电量和降低管理成本。主要功能有： （1）基于云计算平台，具备管理数十GW、数百电站的数据接入能力，支持25年、数百TB的数据存储，完备的权限控制和鉴权机制，保证数据安全； （2）支持多电站接入、扩展接入新电站，将位于全国/全球不同位置的多个电站当作本地逻辑电站进行管理，分析各电站全年和各月发电计划完成情况、运维投入情况，辅助集团领导决策分析； （3）汇总多个电站生产数据、融合分析，形成一整套跨电站的KPI指标来评估电站的运营情况，评估电站运行健康状态，快速找出短板、给出优化建议。 6.3.12.4 二次接线 2 6.3.12.4.1 光伏场区计算机监控系统的间隔层设备与站控层设备之间的通讯接口方案 光伏场区计算机监控系统的间隔层设备布置于光伏场区内，站控层设备布置于变电站内，两者之间通过宽带无线网络传输系统连接。 6.3.12.4.2 变电站内测量、信号和控制 各电压等级馈线回路测量和保护信号的采集、断路器运行状态信号的采集和控制、主变信号的采集和控制通过各自的测控装置实现。 光功率预测系统、环境监测系统、AGC和AVC系统、SVG系统、自动装置、直流和UPS系统等报警及运行状态信号的采集由各自系统配套智能装置实现。上述各智能装置通过通讯电缆接至通讯管理机。 各智能测控装置及自动装置重要状态/报警信号的采集、站用变380V侧电压电流量的采集、380V站用电源断路器分合闸控制及站内重要电动机的启停控制由公用测控装置实现。 6.3.12.3 火灾自动报警系统 变电站内配置1套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾探测区域包括变电站站内主要建筑物内房间。火灾自动报警系统设置消防联动控制设备，与消防水泵、各区域照明、空调、轴流风机、防烟和排烟风机等联锁，并监测其反馈信号。 按照火灾报警系统设计规范 GB 50116-2013 要求，本期新配置的高压开关柜（仅断路器柜，不包括PT柜和联络柜）内装设荧光光纤在线测温系统，对高压开关柜触头温度、电缆接头温度（共6点）进行实时在线监测和故障报警，并能实现远程监控。 此外，光伏场区内光伏电池板的火情通过布置在光伏区的摄像头予以监视。 6.3.12.4 视频安防监视系统 为便于光伏电站运行管理，保证安全运行同时为了监视光伏场区内光伏电池板的火情，光伏电站配置一套视频安防监视系统，主要由包括：视频PC机、视频服务器、摄像头、录像存储设备、云台、防护罩等组成。 视频监视范围主要包括：变电站内主要电气设备、建筑物、主要道路口和光伏场区电池板。 光伏场区的网络摄像头通过宽带无线数据传输系统与变电站内视频服务器及PC机连接，变电站的摄像头通过硬接线方式与视频服务器及PC机连接，从而实现前端视频信号上传及后台控制信号的下达。 此外，在变电站内设置一套高压脉冲阻挡报警系统。当外来人或物体接触围栏的一瞬间即产生强烈高压电击，并立即向控制主机提供声、光报警信号，应能按照围墙边数分区域报警。 6.3.13 系统继电保护及其安全自动装置 6.3.13.1 工程概况 每回线路每侧各需配置双套纵联电流差动主保护，并含有相间、接地距离及零序电流保护等完整的后备保护。根据通信专业提供的通道安排，均采用复用光纤通道（2M）。线路保护含重合闸，可实现单相、三相、综合及特殊重合闸方式。每面主保护柜含一台操作箱。 配置母差保护。配置一面故障录波器柜，用于220kV线路、母线录波。全站录波信息组网上送至冀北调度录波主站及张家口调度录波主站，满足调度双平面的接入，并应满足二次系统安全防护要求。故障录波器应具备时钟上送功能。 全站配置一套保护及故障信息管理系统子站。变电站内各保护装置通过以太网口接入子站系统。子站系统通过调度数据网将保护信息传送至张家口区调和冀北调控中心。 6.3.14 系统调度自动化 （1）冀北电力调控中心和冀北备调 冀北电力调控中心已运行一套智能电网调度技术支持系统。智能电网调度技术支持系统共包括 2 实时监控与预警、调度管理、调度计划、安全校核四大类应用。智能电网调度技术支持系统四类应用建立在统一的基础平台之上，平台为各类应用提供统一的模型、数据、CASE、网络通信、人机界面、系统管理等服务。应用之间的数据交换通过平台提供的数据服务进行，通过平台调用还能够提供分析计算服务。 智能电网调度技术支持系统除实现SCADA、AGC、AVC、PAS、计算机通信等功能外，还具备WAMS、故障录波、计量、保护应用、OMS应用等功能。 系统与厂站间的远动信息传输采用调度数据网方式，支持IEC60870-5-104标准；与厂站间的图形信息传输采用调度数据网方式，支持IEC60870-5-104规约；与厂站间的计量信息传输采用调度数据网方式，支持IEC60870-5-102规约；与厂站间WAMS、故障录波、保护信息通过调度数据网方式传输。 冀北备调系统采用智能调度技术支持系统（D5000），实现SCADA、AGC、AVC、PAS、调度管理等功能。 系统与厂站间的远动、计量等自动化信息传输主要采用调度数据网方式。 （2）张家口地调和张家口备调 张家口地县调一体化主站系统为南瑞科技OPEN3000系统，该系统采用双网以太网络，按照“双机系统”的模式进行了硬件的配置，主要实现电网安全监视和数据采集（SCADA）、负荷预报、网络拓扑、调度员潮流、安全分析、优化潮流、DTS、WEB浏览等功能。系统与厂站间的远动信息传输主要采用CDT、IEC60870-5-101、104规约。 张家口备调设在宣西220kV变电站，系统具备SCADA等基本功能，备调与厂站间的自动化信息传输采用调度数据网方式。 （3）冀北调度测试系统 冀北电力调控中心现运行一套调度测试系统。系统具备SCADA等基本功能，与厂站间的自动化信息传输采用调度数据网方式。 6.3.14.2 调度关系 根据电网“统一调度、分级管理”的要求，光伏电站由冀北电力调控中心和张家口地调调度，光伏电站远动信息分别向冀北电力调控中心、冀北备调、冀北测试主站系统、张家口地调、张家口备调传送。同时光伏电站接受冀北调度下发的自动发电控（AGC）和自动电压控制（AVC）的指令。 6.3.14.3 远动信息内容 依据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T 5003-2005）并结合各调度端需要，本期工程的远动信息内容如下： 6.3.12.8.3.1遥测内容 光伏总有功功率、总无功功率 主变各侧有功功率、无功功率、电流 220kV线路有功功率、无功功率、电流、电压 220kV母线电压、频率 35kV光伏线路有功功率、无功功率、电流 35kV母线电压 35kV动态无功补偿支路无功功率、电流 光伏辐照度、环境温度 6.3.14.3.2 遥信内容 220kV断路器位置信号（含A、B、C相单相位置信号） 35kV断路器位置信号 与运行方式有关的隔离开关和接地刀闸位置信号 2 6.3.14.4 远动系统 本期工程在光伏电站配置一套计算机监控系统，远动功能并入该系统。远动功能由监控系统远动工作站完成。远动信息通过监控系统远动工作站（双主配置）向冀北电力调控中心（含备调）、冀北测试系统、张家口地调（含备调）传送。另外，根据《电力系统调度自动化设计技术规程》要求，本期工程为光伏电站开列自动化仪器仪表一套。 本期远动工作站组1面屏，安装于继电保护室。 6.3.14.5 远方电能量计量系统 6.3.14.5.1 电量计量装置的配置原则 按照《国家电网公司输变电工程通用设计》和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）的要求，光伏电站电量计量装置的配置原则如下： （1) 关口计量点按I类设置计量装置，考核点按II类设置计量装置。 （2) I、II类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组。 （3) 互感器计量绕组的实际二次负荷应在25％－100％额定二次负荷范围内。 （4）互感器计量绕组二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，导线截面至少应不小于4mm2；对电压二次回路，导线截面至少应不小于2.5mm2。 （5） I、II类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2％。 （6) 接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线有功、无功电能表。接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线有功、无功电能表。 （7) 电能计量表计的通信规约符合DL/T645-2007《多功能电能表通信规约》的要求。 （8）电能表辅助电源宜采用独立的交/直流回路供电，交流电源宜引自UPS电源。 （9）电能表与试验接线盒采用一表一盒接线方式，试验接线盒安装在电能表下侧对应位置，电能计量屏按满屏6只电能表布置。 （10）选用电子式多功能电能表，有功准确度等级0.2S级，无功准确度2.0级，失压计时功能满足DL/T 566-1995《电压失压计时器技术条件》。 6.3.14.5.2 计量点确定 220kV 线路出口为计量点。按1+1原则装设0.2S级主、副电能表各1只。 根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。站内其它电能表均由电气二次专业负责装设。 根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。另外，计量表的告警信息需接入计算机监控系统。 6.3.14.5.4电能量远方终端 本期在光伏电站内设置两套电能量远方终端，以RS485串口方式与电度表通信，采集光伏电站的电量信息。电能量远方终端以IEC60870-5-102规约向冀北电力调控中心和张家口供电公司计费系统传送。电能量远方终端除了能以拨号方式与调度端通信外，还应具备网络传输能力。 6.3.14.5.5 电能量现场监视设备 为实现光伏电站电能量的计量、分时存储、处理及制表打印功能，根据《电能量计量系统设计技术规程（DL/T 5202-2004）》要求，在光伏电站内配置电能量现场监视设备一套。通过现场监视设备收集光伏电站的电能量数据，进行光伏电站自身的经济核算工作。 电能量信息传输示意图如下： 2 6.3.14.5.6 组屏方案 本期计量表计、电能量远方终端分别组屏安装于继电保护室。同时设一面计量电压切换屏，用于220kV计量PT回路切换。 6.3.14.6 同步相量测量系统 本期光伏电站配置同步相量测量系统一套，同步相量测量系统包括同步相量测量装置和数据集中器（冗余）等设备。通过同步相量测量装置采集光伏电站同步相量信息，并通过数据集中器向冀北电力调控中心主站端传送光伏电站的同步相量信息。相量采集范围如下： 220kV线路的三相电流、电压； 主变各侧三相电流、电压； 220kV 、35kV母线的三相电压； 35kV集电线的三相电流； 35kV无功补偿设备三相电流； 本期PMU同步相量测量系统组屏安装于继电保护室。 6.3.14.7 AGC及AVC控制系统 6.3.14.7.1 有功功率控制系统 光伏并网运行后，应按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。本工程应配置1套光伏有功功率控制系统，以保证变电站能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。 有功功率控制系统组1面屏，经远动工作站与调度端通信。 6.3.14.7.2 无功电压控制系统 光伏的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量、调整光伏电站升压变压器的变比等。光伏系统应充分利用逆变器和无功补偿装置的无功调节能力进行无功功率和电压调节。本工程配置1套光伏无功电压控制系统，具备自动跟踪无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏电站并网点电压在正常运行范围内，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。 无功电压控制系统组1面屏，经远动工作站与调度端通信。 6.3.14.8.8 光功率预测系统 2 本工程配置1套光伏发电功率预测系统，系统具有0 h~72h短期光伏发电功率预测以及15 min~4h超短期光伏发电功率预测功能。系统通过远动工作站向调度端上送光功率预测结果；通过综合数据网向冀北新能源监测主站上送照度等气象信息。 另外，为满足安全分区要求，系统与远动工作站之间采用网络通信时，应配置防火墙；与冀北新能源监测主站通信时，应配置反向隔离装置。 6.3.14.8.9 电能质量监测装置 本期光伏电站配置电能质量监测装置一套，用于对光伏电站电能质量监测。电能质量监测范围为220kV出线。本电能质量监测设备应具备标准通信接口：具有RS232、RS485、以太网接口，能够通过以太网或电话交换网进行远距离数据传输及通信、设置、调试。实现监测数据的实时传输或定时提取，并能对通信口进行灵活配置与实时监视。远程实时监测可随时进行。光伏电站电能质量监测信息通过综合数据网向冀北电科院主站传送。 6.3.14.8.10 电力调度数据网接入设备及二次系统安全防护设备 为满足冀北电力调控中心和张家口地调对光伏电站数据网络通信的需要，在光伏电站内配置调度数据网设备2套,包括冀北调度数据接入网设备和张家口调度数据接入网设备,每套均包括交换机、路由器等。其具体配置原则应分别与冀北调度数据接入网和张家口调度数据接入网建设保持一致。 按照《电力监控系统安全防护规定》（发展改革委2014第14号令）要求，本期工程配置1套二次系统安全防护设备，包括4台纵向加密认证装置等。 6.3.14.8.11 电源系统 根据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T 5003-2005）要求，调度自动化专业设备应配备两路独立直流电源或者UPS电源。由于光伏电站具备全厂公用的UPS电源和直流电源，因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。 6.3.14.8.12 自动化信息传输通道及通信规约 光伏电站对冀北电力调控中心（含备调）、冀北测试主站系统、张家口地调（含备调）的远动通道均采用主备电力调度数据网通道。以2×2M方式分别接入电力调度数据网两个不同的接入网（冀北接入网、张家口地调接入网）。传输规约为IEC 60870-5-104。 光伏电站对冀北电力调控中心电量计量主站的电量信息传输通道采用主备电力调度数据网通道。光伏电站对张家口供电公司电量计量主站电量信息传输通道采用综合数据网通道。通道传输规约均为IEC 60870-5-102。 光伏电站对冀北电力调控中心WAMS主站系统的同步相量信息传输通道采用电力调度数据网通道。光伏电站对冀北电力调控中心主站系统的同步相量信息传输规约应以IEEE C37.118为基础，并符合国家电网公司发布的《电力系统实时动态监测系统技术规范（Q/GDW 131－2006）》。 6.3.14.8.13 调度端配套 为满足光伏电站调度自动化信息的接收，冀北电力调控中心和张家口地调主站系统均需做相应的软件修改和通信联调。按照华北电网调〔2007〕39号文要求，本期工程为冀北电力调控中心和张家口地调开列调度端接口费。根据冀北电力调控中心要求，考虑到冀北电力调控中心和张家口地调近期分别增加了备调自动化系统，而且近年来电网调度还需要实现对光伏电站的AGC、AVC调节，调度端调试工作量相应增加，因此本工程为冀北电力调控中心、冀北备调各暂列调度端接口费10万元；为张家口地调、张家口地调备调各暂列调度端接口费5万元。具体调度端接口费由光伏电站与各级调度协商确定。 6.3.15 系统通信 目前，该项目的接入系统方案尚未审定，本次初步设计暂按以下方案考虑：本期光伏由35kV集电线路汇集至本期新建的光伏发电项目变电站后。最终的接入系统方案及对电气设备的要求以接入 2 系统设计及接入系统设计审查意见为准。 6.3.15.1光通信 本工程系统通信部分暂按光纤通信方案考虑。 在变电站出线至对端变电所的220kV线路上架设2条24芯OPGW光缆，通过对端变电所接入地区主干电力光纤网。 光纤电路建成后，将解决一次线路保护通道；同时解决电厂至省调和地调的调度通道、远动信息、计量信息和保护远传信息的传输。 为满足系统通信的需要，本期将在变电站侧配置的主要通信设备有2套SDH光端机，设备容量暂按622Mbit/s考虑；调度通信用PCM终端设备2台，对应冀北和地调各1台；数据通信网设备、监控设备及配线设备，此外还须考虑对端接口和配线的配置需求。 系统通信设备配置；保护通道及调度、远动通道的组织方式，将根据二次接入系统设计审定方案确定。 6.3.15.2调度管理通信 根据生产调度及生产管理通信需求，本工程配置数字程控交换机1套，容量按40条用户线配置。另外，由于电力生产调度对通信的要求，该交换机应按照系统调度机标准配置2M数字中继接口与地区调度电话网组网运行，并为本场调度岗位提供作为备用方式运行的通信手段。交换机安装在主控楼通信机房，占用一个标准机柜位置。 由于本站不设置通信运行岗位，因此通信设备的配置及运行管理按照无人值守通信站的设备标准考虑，为保证通信系统的安全、可靠运行和维护管理，需配置通信监控屏1台，本站通信设备、设施通过网络方式接受调度端的远方监控。 6.3.15.3通信机房及通信电源设计 本工程不单独设置通信机房和通信蓄电池室。据国家电网基建（2011）58号关于《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》中的有关要求，变电站设置交直流一体化电源系统并统一监测控制，共享直流电源的蓄电池组。220kV变电站交直一体化电源系统，通信电源不单独设置。 本工程将电气220V直流电源经DC-DC变换为通信-48V直流电源，由电气专业统一考虑设备配置，通信负荷按4小时事故放电时间计算并实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。 6.3.15.4通信网络系统 本工程站内通信网络系统按综合布线考虑，在建筑物内，通信电缆一般采用在结构层或墙内穿管暗埋的敷设方式；在不具备暗埋敷设条件的地方，采用穿明管或沿电气槽盒或电缆桥架（竖井）敷设方式。通信电缆的配线中心设置在通信总配线架，到各用户点的所有通信电缆均从总配线架配出。总配线架容量按300回配置。 根据建筑功能使用要求和建筑布局技术规划提出的闭路电视系统等需求，由于超出设计规程范围，需另行商议。 6.3.15.5主要设备技术参数指标 系统通信设备主要技术参数指标待接入系统审定后确定。 6.3.16 结构 本期EPC技术协议为下花园区变电站内建、构筑物结构部分，以及220kV送出线路，不包含光伏场区。 6.3.16.1设计安全标准 根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），场地地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为Ⅶ度，初步判定该地段建筑场地类别为Ⅱ类。下阶段变电站具体位置选定后再进行分析比对。 依据《工程结构可靠性设计统一标准》GB 50153-2008，220kV变电站建筑结构安全等级为二级； 2 依据《建筑工程抗震设防分类标准》GB50233-2008，抗震设防类别为丙类。依据《建筑地基基础设计规范》GB 50007-2011，地基基础设计等级为丙级。本工程建（构）筑物设计使用年限为50 年。场地土类别为II类，工程的防洪等级为II级，防洪标准≥50年一遇的高水位。 主要建（构）筑物及结构设计安全标准 序号 1 2 3 4 5 6.3.16.2设计依据的主要规范 《建筑工程抗震设防分类标准》 GB 50223-2008 《建筑地基基础设计规范》 GB50007－2011 《建筑结构可靠度设计统一标准》 GB50068－2001 《混凝土结构设计规范》 GB50010—2010 《钢结构设计规范》 GB50017-2003 《建筑结构荷载规范》 GB50009-2012 《建筑抗震设计规范》 GB50011-2010 《构筑物抗震设计规范》 GB50191-2012 《工业建筑防腐蚀设计规范》 GB50046-2008 《混凝土结构耐久性设计规范》 GB/T 50476-2008 《风电场工程等级划分及设计安全标准》 FD 002-2007 《变电站建筑结构设计技术规程》 DL/T 5457-2012 6.3.16.3工程地质条件 依据可研报告中的工程地质章节进行编写。 6.3.12.10.3.1场地稳定性评价 拟建工程项目场地在大地构造上位于中朝地台的内蒙地轴南部及燕山台皱带北部地带。燕山台褶带基底岩系有斜长角闪片麻岩、辉石麻粒岩等组成，变质强烈，混合岩化普遍。大部分地区被中晚元古界-古生界沉积覆盖，晚第三纪以来构造运动以整体间歇性缓慢隆升为主，无明显活动断裂发育。 4.6.3.2变电站区地质构造稳定性评价 变电站区位于地势较低的沟谷地带，基础埋深一般为2.5m，基础底面岩性为粉质粘土、粉土、粉质粘土含碎石，预估地基承载力特征值约150～200kPa，可满足变电站采用天然地基要求。场地地势起伏较大，形成挖、填方区域，填方较厚的地带建筑物需进行地基处理，可采用超挖换填处理。 场地浅部分布有黄土，具有湿陷性，为非自重湿陷性黄土，考虑光伏电站变电站区建筑物荷载相对较小，建议采用灰土换填对地基进行处理。 场地地势起伏大，形成岩石或填土边坡，需要进行边坡处理。 6.3.16.3.3地质构造总体评价 从岩土专业初步分析工程场地无滑坡、泥石流等不良地质作用，处于相对稳定的地质单元。 建议进行本工程建设场地地质灾害评估工作或地质灾害评估咨询工作，进一步核实、确定站址的区域稳定性。 场地浅部地基土分布有湿陷黄土，天然状态下预估地基承载力特征值约80～120kPa。地势较低 2 建筑物名称 综合楼 主控楼 辅助用房 35kV配电室 深井泵房 建筑结构安全等级 二级 二级 二级 二级 二级 沟谷地带浅部为第四系坡、洪积物，岩性为粉质粘土、粉土、粉质粘土含碎石，由于处于山前地带，岩性成分复杂、变化大，工程性质一般或稍好，预估地基承载力特征值约150～200kPa。 根据现场调查，场地地下水埋深大于10.0m，基础设计施工可不考虑地下水影响。 根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），场地地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为Ⅶ度。工程场地无地基土地震液化问题。初步判定场地建筑场地类别为Ⅱ类。 场地浅部分布有黄土，具有湿陷性，为非自重湿陷性黄土，考虑光伏电站建筑物荷载相对较小，建议采用灰土换填处理。 场地地势起伏大，形成岩石或填土边坡。 场地标准冻结深度为1.30m。 根据此地地勘报告，场地土对钢结构具有微腐蚀性，对混凝土中的钢筋具有微腐蚀性。 6.3.16.4工程等级 根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），场地地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为Ⅶ度，初步判定该地段建筑场地类别为Ⅱ类。 依据《工程结构可靠性设计统一标准》GB 50153-2008，220kV变电站建筑结构安全等级为二级；依据《建筑工程抗震设防分类标准》GB50233-2008，抗震设防类别为丙类。依据《建筑地基基础设计规范》GB 50007-2011，地基基础设计等级为丙级。本工程的建（构）筑物设计使用年限为50 年。场地土类别为II类，工程的防洪等级为II级，防洪标准≥50年一遇的高水位。 6.3.16.5场区变电站内建（构）筑物结构设计 变电站内建（构）筑物包含综合楼、主控楼（含35kV）、辅助用房（含水泵房）、SVG设备基础、室外变压器，室外变电架构、设备支架等建（构）筑物。材料选用为：混凝土 C30，钢材Q235B，钢筋HPB300级和HRB335级或HRB400级。综合楼、主控楼、辅助用房、变压器基础，独立避雷针基础等建（构）筑物，可采用天然地基。建（构）筑物采用天然地基。局部回填区采用换填3：7灰土的地基处理方式。 （1）综合楼：共一层，采用现浇钢筋混凝土框架结构体系。采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深-2.00m。 （2）主控楼：共一层，采用现浇钢筋混凝土框架结构体系。使用钢筋混凝土独立基础，基础埋深-2.60m。室内有零米沟道及设备基础。 （3）辅助用房：采用单层现浇钢筋混凝土框架结构体系，水泵房部分有地下水池，采用钢筋混凝土箱型结构，兼作泵房基础。其他部分使用钢筋混凝土独立基础，基础埋深-1.80m。 （4）室外变电架构区：包括变电架构，设备支架，变压器基础，独立避雷针，SVG设备基础，事故油池等构筑物。变压器基础，SVG设备基础，独立避雷针基础，设备支架基础采用钢筋混凝土独立基础基础埋深-1.80m。事故油池采用钢筋混凝土箱式结构。变电架构柱采用混凝土离心杆，架构梁采用架构基础采用杯口式独立基础。 （5） 深井泵房：深井泵房采用砖混结构，墙下条形基础。基础埋深-1.50m。 （6）污水处理装置：包括污水处理一体化设备基础，调节池，阀门井。污水处理一体化设备基础为钢筋混凝土独立基础，调节池及阀门井为钢筋混凝土箱式结构。 6.3.16.6 地质灾害治理工程 依据现有资料分析，本工程场地内未发现有影响场址稳定的滑坡、崩塌、泥石流、岩溶等不良地质作用。 6.3.17 建筑 6.3.17.1建筑设计原则 站内布置要利于生产，便于管理，适应当地环境，在此前提下，尽可能创造好的工作环境。本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电场及当地的环境相协 2 调，并体现新能源发展的现代特色。 6.3.17.2 建筑物一览表 表6.3.17-1 主要建筑物一览表 建筑物名称 建筑面积（m2） 长×宽×高（m） 建筑高度（m） 综合楼 630 主控楼 600 35kV配电室 310 辅助用房 282 深井泵房 32 无功补偿装置室 260 6.3.17.3 综合楼、主控楼、辅助用房 要，综合楼设置办公室、职工宿舍（宿舍带卫生间）、餐厅、厨房、公共卫生间。 主控楼为一层建筑， 主控楼按工艺生产需求设置继电保护室、控制室、站用电室、蓄电池室、集稳中心等。屋顶做景观平台，可通过室内楼梯上至屋顶。 辅助用房布置有生活消防水泵房、材料库和车库。 6.3.17.4 建筑材料与装修 综合楼、主控楼、35KV配电室、辅助用房、深井泵房和无功补偿装置室均为钢筋混凝土框架结构，内外填充墙均采用加气混凝土砌块，外墙370mm厚，内墙240mm厚，外墙均使用80厚岩棉板保温。外墙装修采用外墙面砖。建筑物内墙涂高档内墙涂料，顶棚纸面石膏板吊顶，地面铺地面砖或抛光花岗岩地面，控制室、电气用房等使用铝合金板吊顶，继电保护室地面铺防静电活动地板。窗为中空玻璃段桥铝合金密闭窗，外门采用复合保温钢板门，综合楼主入口采用玻璃门，装修标准采用二级装修。 6.3.18 水工部分 6.3.18.1概述 本工程给排水主要服务于变电站，电站给排水系统分为给水及排水两大系统。给水分生活给水系统、光伏板冲洗水系统、杂用水系统，及消防给水系统。排水分为生活污水系统、生产废水系统、变电站雨水排水系统。 6.3.18.2设计依据 《光伏发电站设计规范》GB50797-2012； 《变电站给排水设计导则》Q/DG1-S014-2012； 《变电所给水排水设计规程》DL/T 5143-2002； 《室外给水设计规范》GB50013-2006； 《室外排水设计规范》GB50014-2006； 《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006； 《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003等。 6.3.18.3水源 本期工程供水水源选择的主导思想：蓄住天上水、用好地下水、节约自来水。 基于上述思想，本工程变电站生活用水、消防用水拟采用地下水作为补充水；电站将生活污水处理并达到城市杂用水的标准，作为站内的杂用水（汽车冲洗、浇洒道路等）。 6.3.18.4电站给水系统简述 （1）生活给水系统 本期变电站的运行人员按16人考虑。用水包括站内职工的生活用水（包括饮用水、洗涤水、便 2 层数 1层 1层 1层 1层 1层 1层 综合楼为一层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，采用钢筋混凝土框架结构。为满足办公生活需 器冲洗水等）、淋浴用水及其它冲洗用水，总用水量约为2.0m³/d。生活给水系统由生活水箱、气压供水设备（二泵一罐）及供水管线组成。 （2）杂用水系统 杂用水包括绿地用水、道路冲洗用水，用水量约为2m³/d。 按照一水多用的节水原则，采用生活污水回收利用的工艺设计，将生活污水处理并达到城市杂用水的标准，作为站内的杂用水。处理后的杂用水水量不能满足站内用水需求时，使用补给水系统作为补充。 生活污水处理装置中杂用水池设置杂用水供水泵，围绕道路及绿地敷设DN50的杂用水干管，干管上均匀安装取水阀，作为杂用水供水节点。 （3）消防给水系统 变电站内最大的建筑物为主控楼，建筑体积约为8325m³，需设置消火栓给水系统。 消防水源： 变电站内建有消防水池，水源来自站外附近的深井。备用水源从站外运水。 消防给水系统： 消防给水系统为独立的系统，主要为消防栓给水系统。由消防蓄水池、消火栓消防泵、配套的消防稳压装置、消防给水管道组成。 消防给水管道在综合楼、主控楼形成环状管网，消防水泵房有2条DN150出水管与环状管网连接。消火栓给水系统的管网压力在平时靠消火栓系统稳压装置维持，当发生火灾时，根据消防出水管上的压力表的信号自动启动消火栓消防泵，使管网内的消防水压和流量能达到消防要求。 消防用水量： 综合楼的建筑体积约2800m³，为站内最大建筑物，综合楼耐火等级为二级，体积小于3000m³，根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006的相关规定，综合楼可不设室内消火栓系统，室外消火栓系统用水量为20L/s，一次火灾延续时间按2h计，消火栓系统一次灭火用水量不小于144m³。 消防水压： 变电站室外消防灭火需要的水压约为50m。 消防水泵： 生活消防水泵房安装有2台消防水泵，一用一备，单台水泵的流量为54m³/h，扬程为55m，N=18.5kW。 消防蓄水池： 变电站内同时发生一次火灾时的最大消防用水量为72m³/h,火灾延续时间为2h，根据根据业主提供的深井出水资料，在火灾延续时间内，可连续补充的水量为5L/S(18m³/h),因此，消防蓄水池的有效容积按照不小于108m³设计。 6.3.18.5电站排水系统简述 电站排水系统主要包括生活污水、生产废水系统、雨水排放系统。 （1）生活污水系统 生活污水排放系统包括：污水收集管网、化粪池、隔油池、生活污水处理设备。各用水点的生活污水经过化粪池沉淀后，食堂内含有污水经过隔油池后，排放至生活污水处理设备，处理后送到杂用水池。 污水处理设备为处理量1m³/h的地埋式污水处理设备。处理流程为：格栅井→调节池→初沉池→氧化池→二沉池→消毒池→杂用水池。 （2）生产废水系统 生产废水主要指变压器事故油池废水及电缆沟排水，主要为雨水，可直接对外排放。排放系统包括管道、变压器隔油池。当主变压器发生事故时，油水混合物经排水管自流至变压器事故隔油池 2 进行油水分离，分离后的废水汇集至集水井，存入油池中的油单独运到符合规定的地点。电缆沟内的废水汇集到集水井中，通过潜水泵排至站外。 （3）雨水排水系统 变电站的区域较小，站内的设计标高高出站外地面，因此站内的雨水按照沿地面坡度自然排放至站外的方案设计。 6.3.19 通风与空气调节 6.3.19.1概述 6.3.19.1.1设计依据 GB 50019-2003 《采暖通风与空气调节设计规范》 DL/T 5035-2004 《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》 GB50229-2006 《火力发电厂与变电所设计防火规范》 6.3.19.1.2 设计原始气象条件 设计原始气象资料摘自《暖通空调气象资料集》（增编一稿）“室外气象参数”。参考张家口市的室外气象参数，该地区气象台站的位置：北纬40度47分，东经114553分，海拔高度723.9m。 冬季室外气象参数： 采暖计算温度 通风计算温度 -16℃ -10℃ -18℃ 空气调节计算（干球）温度 室外平均风速 大气压力 空气调节计算相对湿度 47% 3.6m/s C-20% NW-20% NNW-20% 主导风向及其频率 939.92hPa 日平均温度≤+5℃的天数 154天 冬季日照率 68% 极端最低温度 -34.8℃ 最大冻土深度 夏季室外气象参数： 通风计算温度 28℃ 空气调节计算（干球）温度 空气调节计算（湿球）温度 室外平均风速 大气压力 31.6℃ 22.4℃ 空气调节日平均温度 27℃ 2.4 m/s 200cm 主导风向及其频率 C-25% SE-13% ESE-11% 923.92hPa 极端最高温度 33.4℃ 室内空气设计参数 房间名称 控制室等 办公室，宿舍 蓄电池室 6.3.19.1.3设计范围 本工程暖通专业的设计范围包括变电站内各建筑物的供暖、通风、空调。 2 冬 季 温度℃ 20±1 18 18 相对湿度% 60±10 夏 季 温度℃ 26±1 ≤30 相对湿度% 60±10 6.3.19.2采暖 本工程内的综合楼、主控楼及水工建筑等变电站建筑物设有采暖。由于没有采暖热源，又考虑到环保要求，因此本工程采暖全部采用新型电暖器采暖。采暖热负荷约为240kW。 6.3.19.3 通风 1）35KV屋内配电装置室通风，采用自然进风，机械排风的通风方式。通风量按不少于每小时12次换气计算。事故排风机兼作正常通风用。事故排风机的开关应安装在门口便于操作的地点，室内安装电源插座，作为检修临时通风电源之用。 2）所用电室采用自然进风，机械排风的通风方式。设事故排风机，事故排风机兼作夏季通风用。通风量按不少于每小时12次加上干式变压器所需的通风量换气计算。 3）蓄电池室采用自然进风，机械排风的通风方式。为保持负压，设置换气次数不少于每小时12次的事故排风风机，事故排风风机兼作通风用。 4）厨房操作间，通风采用自然进风，机械排风的通风方式。厨房的灶台是产生油烟的地方，此处设置机械排风，通风量的确定，按规定执行。 5）卫生间采用卫生间通风器通风。 6.3.19.4空气调节 按规程要求综合楼、主控楼内的控制室、继电保护室等房间设有空气调节装置。为了节约用水，采用风冷分体式柜机，各房间制冷量的确定，按规定执行。 6.3.20变电站总平面布置 6.3.20.1全站总体规划 a）拟建场地位于河北省张家口市，京藏高速G6北侧场址内，变电站布置于整个光伏场区的中间位置。 b）变电站主要为光伏电站服务，站址位于整个建设区域的中间位置，并且出线便利，交通方便。 c）站区向南出线，送出线路电压等级为220kV。 d）站区用水拟采用打井的方式解决。 e）本工程一次规划，征地一次性完成。 f）本工程采用的地形图坐标系统为1980西安坐标系统，1985年国家高程基准（下同）。 本项目规划总规模为150MWp，一次建成。为减少光伏组件直流线路的损失，并考虑到山区光伏受地形限制，尽量将每个发电单元相应的逆变变电站布置于光伏阵列的中间并靠道路布置，逆变器的35kV出线电缆通过直埋方式和架空线路方式汇集到220kV变电站处。 6.3.20.2 站区总平面布置 全站的总平面布置结合站区的总体规划及工艺要求，统一布置，在满足自然条件和工程特点的前提下，充分的考虑安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护等诸方面的原因。 根据场址的地形条件，将配电区和生活区东西向布置，配电区位于站区西侧，生活区位于东侧。站区大门东开，进站道路从东侧进入站区。进站道路采用混凝土道路，宽4.5m。在大门入口处结合绿化重点进行处理，以达到整体美观的效果。站区大门采用新型、轻巧的电动伸缩门。综合楼前做混凝土广场及绿化，使整个综合楼前开阔平坦。 6.3.20.3站区竖向布置 由于本工程暂无水文气象报告，根据现场踏勘本变电站应该不受洪涝影响，但是变电站位置地势较低，会受坡地雨水冲刷，因此本阶段考虑在变电站外修筑排水沟，以免山坡雨水冲刷站区。 站区采用斜坡式布置，建筑物室内外高差为0.3m。竖向布置全站采取路面排水，场地雨水通过地面自北向南排放，在站区南侧道路最低点设置雨水口，雨水口下设DN200排水管接至站外侧排水沟。根据地形条件需在站区北侧做排水沟。 2 站区回填前，应先挖除场地表层的耕植土，然后再进行回填。该层地表土宜集中堆放，覆盖于站区地表用作绿化或造田，可计入土方工程量（具体工程量以工程实际为准）。填方应分层碾压密实，分层厚度为250～200mm之间，场平压实系数不小于0.94。其中变电构架、道路、沟道基地回填土压实系数应达到0.96。 压实填土的填料，应符合下列规定 1）级配良好的碎石土，分层压实时其最大粒径不宜大于200mm； 2）不得使用淤泥、耕土、冻土、膨胀土以及有机质含量大于5%的土。 压实土的施工，应符合下列规定： 1）铺填料前，应清除或处理场地内填土层面以下的耕土和软弱土层。 2）分层填料的厚度、分层压实的遍数，应根据所选用的压实设备，并通过试验确定。 3）在雨季、冬季进行压实填土施工时，应采取防雨、防冻措施，防止填料（粉质土、粉土）受雨水淋湿或冻结，并应采取措施防止出现“橡皮”土。 4）压实填土的施工缝各层应错开搭接，在施工缝的搭接处，应适当增加压实遍数； 6.3.20.4站区沟道布置 站内沟道主要为站内电缆沟，电缆沟布置力求顺直短捷。沟道纵向坡度不小于3‰。所内电缆沟采用钢筋混凝土结构，过道路电缆亦采用电缆沟，所有电缆沟盖板均采用预制包角钢处理。站内管沟主要为电缆沟道。 6.3.20.5站内道路及场地处理 站内道路采用立缘石混凝土道路，站区内的道路宽4.5m，转弯半径为7m。所内道路根据消防和工艺需要，按环形布置，故电气设备安装及检修、消防均能满足。并结合做绿化美化。主变场地及配电区处理采用铺设碎石以便于检修和巡视。 6.3.20.6绿化 变电站同时作为光伏电站管理人员生活区域，应做绿化处理。绿色植物不仅能组织空间，丰富环境色彩，还能创造出优美舒适的生产环境，改善生产人员的工作条件。变电站的绿化主要布置在变电站生活区内。主要配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。草的品种选用耐践踏、耐盐碱型、再生力强的品种，以达到整体的环境美化。 变电站主要经济技术指标见表6.3.20.6-1 表6.3.20.6-1 变电站主要经济技术指标表· 序号 1 1.1 1.2 1.3 2 3 3.1 3.2 4 5 指标名称 变电站总用地面积 围墙内占地面积 进站道路占地面积 其它占地面积 进站道路长度（新建） 变电站总土石方量 站区土石方工程量 进站道路土石方工程量 围墙长度 护坡面积 2 单位 m2 m2 m2 m2 m m3 m3 m3 m m2 挖方 填方 挖方 填方 挖方 填方 数量 33685 20685 3000 10000 400 354000 54000 350000 50000 4000 4000 709 2000 备注 其中105m围栏 6 7 站内道路面积（含站前停车场） 矩形浆砌片石截洪沟截面2m*1m m2 m 4800 500 6.3.21 220kV送出线路 一、工程概况 1、标段概况 京张走廊下花园-宣化220kV线路工程，路径全长14.3km，单回路架设，同塔架设2根OPGW-17-150-3(24)光缆,全线分一个标段。 全线按IV级污区设防，海拔高度在600-1000m之间。 2、所经行政区 本标段路径经过张家口市宣化区、下花园区。 3、交通运输条件 路径只能依靠山间小路,交通条件较差。 4、地形划分 标段\\地形 全段 泥沼 0 平地 0 丘陵 2.7 一般山地 11.6 合计 14.3 5、路径走向 线路从下花园亿泰220kV变电站出线，避让徐家窑北侧密集砖厂区，线路绕到徐家窑村南走线，在徐家窑村西南跨越上小110kV线路和双回35kV花定线，之后避让天基农业后线路折向西行进。线路避让赵家庄西南泰豪光伏场地，跨越上小110kV线、上宣两条110kV线路后大致向西南行进，随后进入宣化正利220kV变电站东侧架构。 二、气象条件 推荐设计气象条件如下表所示： 气象条件 最高气温 最低气温 年平均气温 覆 冰 最大风速 无 风 大气过电压 有 风 内过电压 安装情况 雷暴日 15 10 -15 10 15 10 40日/年 0 0 0 气温℃ 40 -30 10 -5 -5 15 风速m/s 0 0 0 10 28 0 覆冰mm 0 0 0 10(15) 0 0 三、导地线情况 1、导线 本工程导线采用2* JL/G1A-240/40钢芯铝绞线，主要技术参数见下表。 表3.1-1 导线主要技术参数表 线 形 铝股数/每股直径(根/mm) 2 JL/G1A-240/40 26/3.42 线 形 钢股数/每股直径(根/mm) 铝截面/钢截面(mm) 综合截面(mm) 外径(mm) 单位质量(kg/m) 计算拉断力(N) 弹性模量(N/mm) 线膨胀系数(1/℃) 222JL/G1A-240/40 7/2.66 238.84/38.90 277.74 21.70 0.9628 83760 76000 18.9×10 -62、地线 本工程采用两根地线，全部采用2根24芯OPGW-17-150-3（24）复合光缆。 表3.2-1 OPGW主要技术参数 OPGW-17-150-3（24）技术参数 外径 (mm) 单位重 (kg/km) 金属截面 (mm) 额定抗拉强度RTS (N) 弹性模量 (N/mm) 线膨胀系数 (1/℃) 平均运行张力 (20%RTS，N) 直流电阻 20℃ (Ω/km) 短路电流容量 (+40～200℃) 2(kA.S) 2216.6 747 150 95000 18050 ≤0.33 ≥195 四、绝缘配合 1、绝缘子串强度 导线悬垂绝缘子串采用100kN合成绝缘子；导线耐张绝缘子串采用2×120kN瓷绝缘子；跳线绝缘子串采用70kN瓷绝缘子；门型架出线地线绝缘子采用100kN盘形瓷绝缘子。 五、接地装置 铁塔接地装置采用方环加放射线型式，接地装置材料选用φ12圆钢，四根接地引下线分别用螺栓与铁塔的四个塔脚相连。埋深0.8m，接地装置和铁塔的连接采用螺栓连接，接地线应热镀锌。接地材料联接处采用双面焊接，焊缝长度100mm，焊接处用沥青包裹，防止腐蚀，接地装置型号均采用JA15-10。 单JA15-3位 型 基 2 表5-1 接地安装工程量统计表 JA15-5JA15-10JA15-20JA15-30JA15-40型 型 型 型 型 8 8 10 2 材料名称 JA15-50型 2 合计 37 5 2 接地圆钢φ12 扁钢 螺丝 圆钢敷设长度 kg kg kg m 68 76 31 0 103 116 47 0 196 220 88 0 274 308 136 16 274 308 149 32 274 308 162 48 274 308 175 64 7734 0 0 8692 3921 544 土石方量 方 降阻模块 块 合计 六、主要交叉跨越情况 表6-1 交叉跨越统计 项 目 公路（二级以上） 水泥路 乡村大车路 跨越110kV电力线 跨越35kV电力线 跨越10kV电力线 弱电力线及通信线 河流 跨越次数(线路跨越一次算一次) 规划国道8次 5次 8次 5次 1次 10次 12次 2次 备注 七、沿线障碍物情况 跨越林区杏树长度5.5km，松树长度5.5km，林区立塔共14基，杏树14基，松树3基。电力线、通信线拆改：10kV拆改长度1.5km；380V拆改长度1km；通信线500m。穿越军事区域共3处。拆除泵房20平，看果园房60平。 注：征地、青苗赔偿、树木砍伐、拆迁由业主负责。 八、主要材料统计（电气部分） 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 名 称 导线 光缆 导线耐张绝缘子 型 号 JL/G1A-240/40 OPGW-17-150-3(24) U120BP/146-1 数 量 89.72t 30.9km 1152片 111支 528片 16片 520套 160片 2 备 注 导线悬垂合成绝缘子 FXBW-220/100-2 导线跳线瓷绝缘子 地线绝缘子 导线防振锤 跳线重锤 FXBW-220/70-2 BXP-70CN FFH2428Y FZC-15Y 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 跳线间隔棒 接地材料 OPGW悬垂串 OPGW耐张串 OPGW防振锤 OPGW接头盒 OPGW余缆架 OPGW引卡具 导线悬垂串 导线跳线串 导线耐张串 接地装置 φ12圆钢 2XZ11-4000-10P(H)-2A 2TP-20-07H(P)Z 2NZ21Y-4040-12P(H)Z TF15-10 154套 7734kg 52串 48串 429个 6个 6个 180个 111串 33串 72串 37套 九、铁塔及基础材料统计 表9-1 铁塔塔材统计 铁塔材料耗量统计 塔型及呼高 2A5-ZMC1-24 2A5-ZMC2-27 2A5-ZMC2-30 2A5-ZMC3-36 2A5-ZMC4-45 2A5-ZMCK-51 2A5-JC1-24 2A5-JC2-27 2A5-JC3-27 2A5-JC4-27 2A5-DJ-24 塔全高 33.5 36.5 39.5 43.7 54.5 61.8 33.5 36.5 36.5 36.5 33.5 基 数 11 3 7 1 4 0 5 3 1 0 2 单 重(t) 钢 材重(t) 螺 栓重(t) 6.60 8.40 9.10 12.00 17.50 19.30 9.20 12.50 13.40 15.60 12.80 6.20 7.90 8.55 11.28 16.45 18.14 8.65 11.75 12.60 14.66 12.03 2 小 计(t) 72.60 25.20 63.70 12.00 70.00 0.00 46.00 37.50 13.40 0.00 25.60 正面根开(mm) 4857 6288 6761 8516 10518 11600 7097 7696 7704 7792 7799 侧面根开(mm) 4857 6288 6761 8516 10518 11600 7097 7696 7704 7792 7799 0.40 0.50 0.55 0.72 1.05 1.16 0.55 0.75 0.80 0.94 0.77 总 计 37 总 计 14.30 366.5 25.6 线路长度(km) 每公里耗钢量（t/km） 表9-2 基础材料耗量统计 基础材料耗量统计 基 础 使 用 塔 型 型 式 基 数 全配筋台阶式 2A5-ZMC2 土掏挖 岩石掏2A5-ZMC3 挖 岩石掏2A5-ZMC4-45 挖 全配筋2A5-ZMCK-51 台阶式 全配筋2A5-JC1 台阶式 全配筋2A5-JC2 台阶式 全配筋2A5-JC3 台阶式 全配筋2A5-JC4 台阶式 全配筋2A5-DJ 台阶式 灌注桩 2A5-DJ 梁 2A5-ZMC1 总基数 混凝土总量（m) 3混凝土量（m) C25 小计 C15 3钢材（t） 底脚螺小计 HPB300 小计 HRB335 小计 栓(35#) 4.4 0.7 4.0 0.3 0.4 0.5 1.6 0.7 7.7 0.5 3.0 0.4 0.5 2.8 5.5 0.3 4.3 0.3 0.4 0.5 0.5 小计 3.3 3.0 0.4 2.0 2.5 1.8 0.7 0.9 0.7 15.3 每公里平5.7 均（t/km) 11 10 1 4 5 3 1 1 1 37 879.2 15.9 174.9 0.40 16.3 163.0 0.40 13.3 13.3 0.40 16.6 66.4 0.40 19.2 0.40 0.7 1.8 29.3 146.5 0.80 38.0 114.0 0.80 36.9 36.9 0.80 39.8 4.0 1.5 2.4 1.9 0.8 2.2 7.5 0.9 5.7 1.6 2.2 1.7 4.5 0.5 4.8 0.6 1.7 0.7 0.8 0.8 2.5 1.9 42.6 42.6 0.8 76.8 76.8 0.8 25.6 25.6 0.8 2.6 0.8 2.4 1.5 2.6 2.1 2.4 4.9 1.5 2.8 2.1 0.9 4.9 0.7 2.8 860.0 每公里平均3（m/km) 19.2 61.5 35.9 基钢总量（t） 30.6 81.8 2 220kV升压站及220kV送出线路EPC总承包技术协议 6.4 备件和质量保证期备件及性能试验 6.4.1备品备件及易耗品 本节内容中所有的备品备件及易耗品等数量或用量均包含品种和数量。 6.4.2质量保证期之前的备品备件及易耗品 设备在安装、调试和试运行期至质量保证期开始期间的备品备件，包括在工程总价中，全部由承包方负责。 6.4.3质量保证期内的备品备件和易耗品 承包方应建立备品备件完备供应体系，以满足光伏变电站运行期的需要，所提供备品备件规格型号应与主设备配套，价格已包含于工程总价报价中。承包方可使用业主方购买的备品备件，使用后应及时将质量和数量相同的新的备品备件归还业主方。备品备件和易耗品的数量应满足使用期二年，对于二年内实际使用的随机备品备件品种和数量，超出清单范围的，也应按实际使用数量免费补充。 承包方应在本技术协议中提供完整的备品备件清单，清单应包括：详细名称、规格型号、数量或重量、单价、总价、生产厂家、产地、品牌。 承包方应提供满足安装、调试、试运行和质保期运行、维护等所需的易耗品清单，清单应包括：编号、详细名称、规格型号、数量或重量、单价、总价、更换周期、生产厂家、产地、品牌。质保期内易耗品用量大于提供的用量部分由承包方负责免费提供。 6.4.4质量保证期以后的备品备件、易耗品 承包方应根据光伏变电站运行的特点，在二年质量保证期内的备品备件清单基础上，提供一份详细的质保期后的备品备件（包括易耗品）清单，清单应特别注明与质量保证期内的备品备件清单的差别和增减项目，清单同样应包括：详细名称、价格、数量或重量、总价、更换周期、生产厂家、产 地、品牌。 6.4.5质量保证期备品备件的考核 质量保证期所需备品备件的数量和品种由承包方根据其对合同设备的经验来确定。但为了避免由于承包方在申报的品种和数量的差别，影响评标结果和光伏电站的正常运行维护，内容如下： （1）承包方提供质量保证期内备品备件计入工程总价； （2）质量保证期所需的备品备件完全由承包方负责，不在合同之外发生任何费用。但承包方必须保证设备在质量保证期内的正常运行和维护； （3）业主方将与承包方一起逐项对质量保证期内备品备件实际用量进行登记备忘； （4）在质量保证期结束时，承包方应提供业主方二年质保期内消缺及备品备件更换记录清单。双方将备品备件的实际用量与承包方提供的质量保证期内备品备件清单进行对比。如果任何一项的实际用量超过承包方提供的质量保证期内备品备件清单的用量，承包方必须额外免费提供超过部分的备品备件。 （5）在质量保证期结束时，承包方应按合同数量补齐质量保证期内使用的备品备件。 6.4.6备品备件长期供应 质量保证期后，业主方如有需要，可按不高于承包方提交的备品备件价格向承包方购买。承包方应无条件满足业主方采购品种、数量和交货时间、交货方式的要求。 质量保证期后，如果承包方将停止生产这些备品备件，应及时通知业主方，以便业主方做最后一次采购。在停产后，如果业主方要求，承包方应免费帮助业主方获得零备件的蓝图、图纸和技术协议。 6.4.7备品备件的品质 1 所提供的全部备品备件应与原有部件互相替换，其材料，工艺和构造均应相同。备品备件应当是新的，所有备品备件的包装和处理都要适用于工地长期贮存。每个备品备件的包装箱上都应有清楚标志和编号。每一个箱子里都应有设备清单。当几个备品备件装在一个箱里时，则应在箱外给出目录，箱内附有详细清单，并列明规格型号及数量。 6.4.8专用工具 承包方应提供用于连续运行和维护所需的五套完整专用工具，工具应是崭新未使用过的。承包方应提供一份专用工具清单，清单应包括：编号、详细名称、价格、数量或重量、总价、生产厂家、产地、品牌。 6.4.9检验和性能试验 6.4.9.1承包方所提供的产品应满足本协议所提的技术要求。 6.4.9.2承包方应向业主方保证所供设备是技术先进、成熟可靠的全新产品。在图纸设计和材料选择方面应准确无误，加工工艺无任何缺陷和差错。技术文件及图纸要清晰、正确、完整，能满足正常运行和维护的要求。 6.4.9.3检验和性能验收试验 本款用于合同执行期间对承包方所提供的支架系统及其附件（包括对外分包外购设备）进行检验、监造和性能验收试验，确保承包方所提供的设备符合技术协议的要求。 性能试验检验的内容 强度试验 刚度试验 抗风载试验 机械应力 性能验收的标准和方法 由承包方提供详细资料清单，业主方确认。 6.4.9.4电站质量检查： 1）确认光伏电站实际安装功率 2）光伏容量和逆变器容量配比 3）光伏组件目测质量 4）支架安装形式，支架材料，防腐蚀措施和质量 5）方阵基础形式 6）光伏阵列排列方式和安装质量 7）直流电缆质量 8）电缆铺设质量 9）汇流箱的安装位置、安装质量和功能 10）汇流箱内正负极间的电气间隙/爬电距离 11）逆变器安装集中度，机房的安装位置，通风条件和建设质量 12）变压器的类型、安装位置和安装质量 13）防雷接地安装方式和安装质量 14）电站围栏形式、高度和建设质量 15）光伏方阵清洗方案和用水量 16）环境评估 17）标识检查 20 2、电站性能测试： 1）光伏系统污渍和灰尘遮挡损失 2）光伏组件功率衰降 3）光伏系统串并联失配损失 4）光伏组串 MPPT 偏离损失 5）光伏阵列温升损失 6）光伏组件热斑及功率衰降 7）光伏组件隐裂及功率衰降 8）直流线损 25 9）光伏阵列之间遮挡损失 10）交流线损 11）逆变器效率 12）逆变器 MPPT 效率（可选） 13） 变压器效率 14） 电能质量测试 15）功率因数 16） 光伏方阵绝缘性 17） 接地连续性检测 18） 防孤岛（配电网接入时检测，可选） 19）低电压穿越（输电网接入时检测，可选） 6.5 标准规范 6.5.1供货设备应符合中华人民共和国国家标准（GB）、中华人民共和国电力行业标准（DL）、原水电部标准（SD）以及相关的IEC标准。 6.5.2在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准，在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准，选用的标准应是在合同签订之前已颁布的最新版本。 所有螺纹、螺母、螺栓、螺杆、弹片、垫片等均应采用GB标准的公制规定。 6.5.3本技术协议所使用的标准如与承包方所执行的标准不一致时，按较高标准执行；如果所使用的标准中包含对其他标准引用的，所对应的引用标准也包含在技术要求中。 主要引用标准如下： GB 4208 外壳防护等级(IP代码) GB/T 2423 电工电子产品基本环境试验规程 Q/GDW617-2011 光伏电站接入电网技术规定 Q/GDW618-2011 光伏电站接入电网测试规程 GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定 IEC 62109-1/2 光伏发电专用逆变器的安全 NB/T 32004-2013 光伏发电并网逆变器技术规范 CNCACTS 0004-2011 并网光伏发电专用逆变器技术条件 IEC 62116-2008 光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法 GB/T 14549-1993 电能质量 公用电网谐波 GB/T 15543-2008 电能质量 三相电压不平衡 20 GB/T 12326-2008 电能质量 电压波动和闪变 GB/T 24337-2009 电能质量 公用电网间谐波 GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压允许偏差 GB /T 15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差 GB 17799 电磁兼容 通用标准 IEC61000-6 电磁兼容 通用标准 IEC 60269 低压熔断器 GB 7251 低压成套开关设备国家标准 IEC 60439 低压开关设备和控制设备成套装置 JJG842 直流电能表 DL/T 614 多功能电能表 GB 4943 信息技术设备 安全 DL/T 448 电能计量装置技术管理规定 GB/T 17883 0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表 GB/T 20513 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则 DL/T621-1997 交流电气装置的接地 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 SJ/T 11127 光伏（PV）发电系统过电保护－导则 YD 5098 通信局（站）防雷与地接工程设计规范 GB/T 191 包装储运图示标志 GB/T 13384 机电产品包装通用技术条件 GB/T 3873 通信设备产品包装通用技术条件 6.5.4设备颜色 承包方成套设备颜色必须严格一致 6.5.5铭牌 承包方设备包括的主要元件和操作机构均应有耐久和字迹清晰的铭牌。铭牌均使用简体中文刻制，字体为印刷体，铭牌的材料应不受气候影响，铭牌中刻制的字迹应永久保持清晰。所有的铭牌和标牌应永久性的安装在相应的设备和部件上，其位置清楚易见。 为了操作人员的安全，承包方应提供专门的标牌以表明主要的操作说明、注意事项或警告。电气接线和回路应标有编号并与电气图纸上的编号相对应，装设在供货设备上的铭牌清单及图样应提交业主方审查。至少下述各项内容应标记在各设备的铭牌上： 6.5.5.1电气一次设备 制造厂商的名称和商标 设备的名称、规格、型号、产地 产品的额定电压、额定电流 出厂编号和出厂日期 防护等级 设备欧洲效率和综合转换效率 设备尺寸（mm） 设备总质量（kg） 6.5.5.2电气二次设备 制造厂商的名称和商标 产品的名称、规格、型号、产地 20 产品的额定电压、额定电流 出厂编号和出厂日期 防护等级 设备尺寸（mm） 设备总质量（kg） 6.5.6对规定设备和材料的变更 承包方实际提供的产品必须与本协议上的产品要求完全相同。承包方未经业主方书面同意，不得对合同中所规定的元器件、设备和材料进行变更或替代。即使经过业主方书面同意变更或替代，也不得有损于业主方的利益、不得增加合同金额、不得转移技术责任。 业主方对承包方产品的验收不能免除承包方为满足合同文件应负的责任。 6.5.7 图纸、资料的审查与提交 6.5.7.1承包方应向业主方提供的图纸 除本节所列图纸数据外，随工程进度或电站需要所必须的其它图纸数据应随时填补，所增加的部分，承包方有义务提供并不得另增费用。 6.5.7.2承包方提供的所有正式图纸及技术文件须加盖承包方单位公章。 6.5.7.3所有进口设备及元器件均应提供完整的中英文资料。 6.5.7.4当所有规定的文件全部提交，业主方签发一份交接证明给承包方，否则，将认为该项工作未完全完成。 6.5.7.5技术协议签订后，承包方应在3个自然日内向业主方提供如下图纸和资料以供业主方审查： 设计依据，计算成果，外形图和详图；工厂组装和试验程序；搬运、贮存、安装、运行和维修说明书；安装检查、现场试验和试运行的现场调试程序；设备材料清单；接线和控制原理图；产品样本和介绍；本条以及技术协议其它各节中所列出的产品性能和试验报告；开孔开洞尺寸图；设备的重量、震动承受能力等资料。 上述各项图纸数据，承包方应向业主方提供6套。 6.5.7.6承包方应在提供合同设备的每个主要组装件或部件的设计图纸时，提交设备清单交业主方批准。清单应包括本工程项目涉及的设备和辅助设备的源产地、制造厂名，以及说明书、部件编号、额定值、性能特性和能使业主方得到备件所必需的其他有用资料。 6.5.7.7承包方应在业主方审查结束后的3个自然日内向业主方提供满足上述要求的所有最终工厂图纸。承包方应将上述每项图纸数据向业主方提供8套。图纸应以AutoCAD 2004图形的文件格式、技术文件应以Word 2003的文档格式提供电子版。 承包方随设备到货提供的图纸和数据 6.5.7.8下列图纸和数据应随设备到货；承包方应向业主方提供10套图纸数据： 设备安装说明书 现场调试试验大纲 经双方最终确认的图纸数据 技术协商成果 业主方需要的其它图纸和数据 各参数整定范围说明书 设备运行和操作说明书 详细的设备清册及使用说明书 故障检查及修复说明书 厂内产品检查及设备试验记录 20 产品合格证和质保卡 按规定应随设备到货的有关图纸资料 6.5.8 对成套性和互换性的要求 承包方确保所供设备零部件、专用工具和备品备件的成套性，同时确保应有的随机文件的成套性，这些随机文件包括装箱清单、合格证、使用维护说明书、总图、易损件图和主要部件装配图等。 供货设备的相同零部件（含备品备件），必须具有互换性，便于设备安装、运行和检修。 6.5.9设备成套装置的安装及调试 承包方的设备安装调试指导人员，须按合同设备每个部分的安装进行技术指导与督导，并负责调试。现场技术服务人员应协调设备接入系统的工作，保证现场安装调试工作的正常进行。 承包方应对以下各项负责： 对所提供的设备安装指南和图纸负责； 对供货范围内设备性能和质量负责； 对安装调试中提供错误的服务负责。 在安装和调试过程中，须有业主方人员参加，业主方人员协助并协调所有设备的安装及调试，承包方人员对安装调试过程中的全部技术问题负责。 承包方人员有责任解答业主方、监理单位和安装单位技术人员提出的问题。 承包方应提供组串式逆变器成套设备的性能保证值及有关技术参数。 承包方有义务免费配合与监控系统的调试。 6.6 供货范围 供货范围包括设备及备品备件、专用工具等。 6.6.1 设备范围。 备注：承包方要提供细化清单。 6.6.2 随机备品备件。承包方提供细化清单。 序号 1 2 3 6.6.3 专用工具。承包方要提供细化清单。 序号 6.6.4 进口件清单。承包方要提供细化清单。 序号 名 称 型号 单位 数量 产 地 生产厂家 备 注 名 称 型号 单位 数量 产 地 生产厂家 备 注 名 称 型 号 单位 数量 产 地 生产厂家 备 注 6.6.5 技术资料 6.6.5.1 承包方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。 6.6.5.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰、完整、满足工程要求。 20 6.6.5.3 承包方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。合同签订后5天内，承包方把变压器外形及地基基础设计提供给业主方；在合同签定后10天内给出全部技术资料清单和交付进度，并经业主方确认。 6.6.5.4 承包方提供的技术资料一般可分为： a、在工程阶段提供的资料（承包方提出具体清单由业主方确认）。 b、配合工程设计的资料和图纸（承包方提出具体清单由业主方确认）。 c、设备检验所需的技术资料（承包方提出具体清单由业主方确认）。 d、施工、调试、试运、性能验收试验和运行维护所需的技术资料（承包方提出具体清单由业主方确认）。 承包方须满足以上四个方面的具体要求。 6.6.5.5 对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，承包方也应及时免费提供。 6.6.5.6 业主方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。 6.6.5.7 承包方提供的技术资料为10套。 6.6.5.8 签定技术协议书时应提供的资料 a、箱式变电站接线图及主要元件技术参数。 b、箱体内部各元件布置详图，地基图，开孔图，总体外形尺寸图。 c、重量表 d、安装及使用说明书。 承包方在签定技术协议书时应向业主方提供箱式变电站的上述资料10套（另提供电子版2份）。 6.6.6 检验和性能验收试验 6.6.6.1本附件用于合同执行期间对承包方所提供的设备（包括对分包设备）进行检验和性能验收试验，确保承包方所提供的设备符合“技术协议”规定的要求。 6.6.6.2承包方应在本合同生效后15日内，向业主方提供与本合同设备有关的检验和性能验收试验标准。有关标准符合“技术协议”的规定。 6.6.6.3箱式变电站使用寿命不低于25年。 6.6.6.4工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。承包方须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。承包方提供的合同设备须签发质量证明、检验记录和测试报告，并作为交货时质量证明文件的组成部分。 6.6.6.5检验的范围包括原材料和元器件的进厂，部件的生产加工、组装、试验至出厂试验。 6.6.6.6承包方检验的结果要满足“技术协议”的要求，如有不符之处或达不到标准要求，承包方要求采取措施处理直至满足要求，同时向业主方提交不一致性报告。承包方发生重大质量问题时应将情况及时通知业主方。 6.6.6.7工厂检验要按技术协议有关标准进行。 6.6.6.8出厂试验验收 在设备制造完毕后，承包方应组织出厂验收试验。出厂验收试验应有业主方代表参加。 验收日期应提前10日通知业主方。出厂验收试验按DL/T 537-2002标准及有关标准进行。 6.6.6.9 设备性能现场验收试验 性能验收试验的目的为了检验合同设备的所有性能是否符合“技术协议”的要求。 性能验收试验的地点由合同确定。一般为业主方现场。 20 性能试验的时间：试验在试运行结束后30日内进行，具体试验时间由业主方确定。 性能验收试验由业主方主持，承包方参加。试验大纲由业主方提供，与承包方讨论后确定。如试验在工厂进行，承包方要按本附件9.3.7款要求进行配合；如试验在工厂进行，试验所需要的人力和物力等由承包方提供。 性能验收试验的内容，业主方提出承包方确认。 性能验收试验的标准和方法，业主方提出承包方确认。 性能验收试验所需的测点，一次元件手口就地仪表的装设应由承包方提供，参加方配合。承包方也要提供试验所需的技术配合和人员配合。 性能验收试验的费用本和承包方试验的配合等费用已在合同总价内。 性能验收试验结果的确认性能验收试验报告以业主方为主编写，承包方参加，共同签章确认结论。如双方对试验的结果有不一致意见，双方协商解决；如仍不能达成一致，则按合同中有关条款执行 。 进行性能验收试验时，一方接到另一方试验通知而不派人参加试验，则被视为对验收试验结果的同意（试验结果必须真实），并进行确认签字盖章。 6.7 光伏电站总体规划及总平面布置 6.7.1概述 光伏场地均位于河北省张家口市G6走廊附近。本光伏发电项目依地形布置，鸡鸣驿场址内有一块为荒地，该场地为丘陵地貌，地表无高大植被覆盖，场地相对开阔，其他场址均为一般农田，十分平坦。 由于光伏电站依地形布置，场区不做大量平整，对个别地势起伏较大的做小范围的平整。其他场地基本保持原有地面自然坡度，即保持了整个站区的平整统一，又利于场区内雨水的自然地面径流。 6.7.1.1变电站及办公生活区总平面布置 光伏电站变电站及办公生活区位于1-2新保安场址光伏电站中部，变电站及办公生活区的总平面布置结合站区的总体规划及工艺要求，统一布置，在满足自然条件和工程特点的前提下，充分考虑安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护等诸方面的因素。 变电站为整个光伏电站的集控中心。通过南侧一条进站道路将办公生活区及变电站相连。全站的总平面布置结合站区的总体规划及工艺要求，统一布置，在满足自然条件和工程特点的前提下，充分的考虑安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护等诸方面的原因。 站区分为配电区和生活区两部分布置，配电区位于站区西侧，生活区位于东侧。 站区大门南开，进站道路从南侧进入站区。进站道路采用混凝土道路，宽4.0m。在大门入口处结合绿化重点进行处理，以达到整体美观的效果。站区大门采用新型、轻巧的电动伸缩门。综合楼前做混凝土广场及绿化，使整个综合楼前开阔平坦。 变电站及办公生活区同时作为光伏电站管理人员生活区域，应做绿化处理。绿色植物不仅能组织空间，丰富环境色彩，还能创造出优美舒适的生产环境，改善生产人员的工作条件。变电站及办公生活区的绿化主要布置在办公生活区综合用房四周及变电站主控用房四周。主要配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。站区绿化规划草的品种选用耐践踏、耐干旱型、再生力强的品种，以达到整体的环境美化。 由于变电站及办公生活区面积较小，站内的设计标高高出站外地面，因此站内的雨水按照沿道路自然排放站外。 6.7.2 结构 20 6.7.2.1设计依据的主要规程规范，技术标准及相关文件： GB50797-2012 《光伏发电站设计规范》 GB 50010-2010 《混凝土结构设计规范》 GB 50009-2012 《建筑结构荷载规范》 GB 50011-2010 《建筑抗震设计规范》 GB 50007-2011 《建筑地基基础设计规范》 JGJ 79-2012 《建筑地基处理技术规范》 GB 50017-2003 《钢结构设计规范》 GB 50018-2002 《冷弯薄壁型钢结构技术规范》 GB50046-2008 《工业建筑防腐蚀设计规范》 GB50003-2011 《砌体结构设计规范》 GB/T50476-2008 《混凝土结构耐久性设计规范》 6.7.2.2工程地质条件 6.7.2.2.1场地稳定性评价 拟建工程项目场地在大地构造上位于中朝地台的内蒙地轴南部及燕山台皱带北部地带。燕山台褶带基底岩系有斜长角闪片麻岩、辉石麻粒岩等组成，变质强烈，混合岩化普遍。大部分地区被中晚元古界-古生界沉积覆盖，晚第三纪以来构造运动以整体间歇性缓慢隆升为主，无明显活动断裂发育。 6.7.2.2.3光伏场区地质构造稳定性评价 由于场地面积较大，且地形起伏较大，地层分布没有统一的规律性。根据勘测结果，依据场地土层厚度不同，并考虑光伏场地内建构筑物基础埋深情况，将场地的分为两个不同的工程地质区，即基岩区和黄土区。 （1）基岩区 基岩区一般覆盖层厚度一般在0.3~1.0m之间，局部基岩裸露。覆盖层以黄土状粉土、碎石为主，松散~稍密状态。 基岩岩性主要为砂岩。 砂岩一般呈青灰色、褐红色，较软质，，岩石破碎，强风化层厚度在3m左右，其下为中等风化岩石。 砾岩一般呈灰色或褐红色，较硬质，较破碎，岩石较破碎，强风化层厚度在1m左右，其下为中等风化岩石。 基岩区一般分布在地势较高的山顶及山脊地段，根据现场调查，地面高程大于700m的区域，基本以基岩区为主。 （2）黄土区 黄土区内浅层地基土主要为黄土状粉土，黄土层厚度一般大于1.5m，其下为碎石及基岩。 黄土状粉土，稍湿，稍密~中密，可见少量虫孔和少量白色钙质条纹，混少量角砾，可见少量植物根系，直立性好。该层土一般具有湿陷性，属于非自重湿陷性黄土，地基湿陷等级为I~II级。 下部碎石及基岩岩性与基岩区对应的地层基本一致。 黄土区一般分布在地势较低山坡坡面以及靠近山脚的地段，根据现场调查，地面高程小于700m的区域，基本以黄土区为主。 6.7.2.2.4地质构造总体评价 从岩土专业分析工程场地无滑坡、泥石流等不良地质作用，处于相对稳定的地质单元。 20 建议进行本工程建设场地地质灾害评估工作或地质灾害评估咨询工作，进一步核实、确定站址的区域稳定性。 场地浅部地基土分布有湿陷黄土，天然状态下预估地基承载力特征值约80～120kPa。地势较低沟谷地带浅部为第四系坡、洪积物，岩性为粉质粘土、粉土、粉质粘土含碎石，由于处于山前地带，岩性成分复杂、变化大，工程性质一般或稍好，预估地基承载力特征值约150～200kPa。 根据现场调查，场地地下水埋深大于10.0m，基础设计施工可不考虑地下水影响。 根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），场地地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为Ⅶ度。工程场地无地基土地震液化问题。初步判定场地建筑场地类别为Ⅱ类。 场地浅部分布有黄土，具有湿陷性，为非自重湿陷性黄土，考虑光伏电站建筑物荷载相对较小，建议采用灰土换填处理。 场地地势起伏大，形成岩石或填土边坡，建议下阶段通过本工程场地勘察成果，进行分析评价。 场地标准冻结深度为1.30m。 根据此地地勘报告，场地土对钢结构具有微腐蚀性，对混凝土中的钢筋具有微腐蚀性。 6.7.2.3工程等级 根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），场地地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为Ⅶ度，初步判定该地段建筑场地类别为Ⅱ类。 6.8 工程消防总体设计 6.8.1工程总体布置 本项目场址位于北京至张家口G6高速沿线两侧，该场地为山地地貌，现为荒地，地势起伏较大。 6.8.2消防设计主要规范依据 《中华人民共和国消防法》（2009年5月1日） GB50016-2014 《建筑设计防火规范》 DL5027－1993 《电力设备典型消防规程》 GB50217－2007 《电力工程电缆设计规范》 GB50116-2013 《火灾自动报警系统设计规范》 GB50140-2005 《建筑灭火器配置设计规范》 GB50019-2003 《采暖通风与空气调节设计规范》 6.8.3设计条件 设计范围为电站内的整个消防系统 （1）变电站总平面布置及建筑防火； （2）火灾探测报警及控制和消防供电；； （3）其他消防措施。 6.8.4设计原则 （1）根据国家现行消防规范要求，消防系统的设置加强自身防范为主，在具体措施上贯彻“预防为主，防消结合”的方针，采取适当的防火措施，防止和减小火灾造成的损失。 （2）消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行。 20 6.8.5工程消防设计 6.8.5.1主要建筑火灾危险性分类和耐火等级 动力和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。防止电缆着火延燃措施按国标《电力工程电缆设计规范》，电力行业标准《电力设备典型消防规程》具体落实以下主要措施：电缆贯穿墙均应实施阻火封堵，电缆沟道分支处均应实施阻火封堵；电缆沟内每隔60m处设置阻火墙；屏、柜、箱底部1m长的电缆、户外电缆进入户内后1m长的电缆、阻火墙两侧各1m长的电缆采用电缆防火包带或阻火段；对靠近电流互感器的电缆采用穿管或埋沙敷设，邻近的电缆沟盖板用水泥沙浆作密封处理。 6.8.5.2电站防火 本工程电站运行后，针对本工程防火的主要对策： （1）加强防火基础设施建设。站区建设消防通道，无论是由于植被火灾威胁还是由于设备火灾威胁，消防通道均可以起到阻断局部区域火灾蔓延的作用，为扑救工作、减缓财产损失争取时间；加强覆盖光伏区的通讯设备设施，保持通讯畅通，一旦发生火警；设置消防水池，雨水收集池兼做消防蓄水池用于消防车取水；进行防火林带和隔离带建设及维护，决不允许防火林带或隔离带滋生杂草。 （2）强化教育，提高森林防火意识，与当地消防部门加强合作，定期对运维人员进行消防培训。 （3）强化火源管理，预防措施到位。要采取有力措施，严格控制野外火源，从消除隐患的角度抓好源头管理。严格控制野外用火者，对生产性用火，要严格按照程序进行。 （4）光伏场区内布置适当摄像头，侦查火情。变电站内人员通过摄像头对场区火情予以监视，一旦发生火警，第一时间采取相应措施。 6.8.6 施工消防设计 6.8.6.1 工程施工场地规划 结合工程具体情况，本着充分利用土地又方便施工的原则进行施工场地布置。 6.8.6.2施工消防 (1)在施工临时建筑间设置防火通道，满足消防车的通行。将危险品库布置在远离其它建筑的区域，并设置明显的标志。 (2)在主要电气设备处施工现场设置移动式灭火器。 (3)施工现场设置多处移动式灭火器。所有安放灭火器的位置要有明显的标志。并在施工现场设置消防器具架。 (4)易燃易爆物物品应设置专用的堆放场地，同时堆放场地应做好通风。用电应符合防火规范，指定防火负责人，配备消防器材，严格防火措施，确保施工安全。 6.8.6.3易燃易爆场所防火设计 （1）固定动火作业场应布置在可燃材料堆场及其加工场、易燃易爆危险品库房等全年最小频率风向的上风侧;宜布置在临时办公用房、宿舍、可燃材料库房、在建工程等全年最小频率风向的上风侧。 （2）易燃易爆危险品库房远离明火作业区、人员密集区和建筑物相对集中区。 （3）可燃材料堆场及其加工场、易燃易爆危险品库房远离架空电力线下。 （4）易燃易爆危险品库房与在建工程的防火间距大于15m，可燃材料堆场及其加工场、固定动火作业场与在建工程的防火间距大于10m，其它临时用房、临时设施与在建工程的防火间距大于6m。 （5）可燃材料及易燃易爆危险品按计划限量进场。进场后，可燃材料宜存放于库房内，如露天存放时，应分类成垛堆放，垛高不超过2m，单垛体积不超过50m³, 垛与垛之间的最 20 小间距不小于2m，且采用不燃或难燃材料覆盖；易燃易爆危险品应分类专库储存，库房内通风良好，并设置严禁明火标志。 （7）及时清理施工产生的可燃、易燃建筑垃圾或余料。 7、技术服务 7.1总则 本技术协议规定，承包方在提供本项目主设备的同时，应提供相应的技术服务，以确保设备能顺利投入使用，并且能正常、高效和长期运行。承包方应提供的主要技术服务包括如下几大类： （1）提供支架的设计方案、技术图纸、技术说明，并负责编制固定支架的现场施工组织设计方案； （2）提供变电站设备的设计方案、技术图纸、技术说明、使用维保手册及施工现场的一切服务； （3）负责所供设备的安装、调整；负责指导设备安装及调整； （4）负责所供设备质量保证期的保证责任，如：支架的维护、检修、更换（如需要）； （5）参加业主方组织的，与本项目有关的其他方的协调和联系，包括设计联络会、项目实施过程的协调等； （6）对业主方指派的安装、调试、运行、维护、检修等人员的培训； （7）对其支架的运输、安装，以及与配套设备的技术接口，承包方应提供详细的技术要求和建议； （8）承包方积极免费配合业主方完成设备的设计、安装和调试。 （9）负责解决其它与承包方所供设备有关的、影响设备正常安装、调试、正常运行的技术问题。 7.2 安装指导 承包方应负责设备的安装。主要包括： （1）提供设备安装工作计划； （2）负责设备安装前准备工作； 提供所供设备的安装手册，详细说明设备卸货、组装、安装和试运行； 对安装人员提供确保安全装配/安装所需的必要培训； 提供安装必需的专用工具； 检查安装现场的准备情况； 对将要安装的设备进行检查和清点。 （3）设备安装期间承包方应： 对现场安装人员进行安装交底 现场进行所供设备和所供设备上的安装指导； 与现场其它承包方分包方（如果有的话）协调。 7.3 现场技术服务要求 7.3.1 承包方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。承包方要派合格的、能独立解决问题的现场服务人员。承包方提供的包括服务人天数的现场服务计划表应能满足工程需要。如果由于承包方的原因，下表中的人天数不能满足工程需要，业主方有权追加人天数，且发生的费用由承包方承担；如果由于业主方的原因，下表中的人天数不能满足工程需要，业主方要求追加人天数，且发生的费用由业主方承担。 7.3.2 承包方服务人员的一切费用已包含在工程总价中，它包括诸如服务人员的工资及各种补助、交通费、通讯费、食宿费、医疗费、各种保险费、各种税费，等等。 20 7.3.3 现场服务人员的工作时间应与现场要求相一致，以满足现场安装、调试和试运行的要求。业主方不再因承包方现场服务人员的加班和节假日而另付费用。 7.3.4 下述现场服务表中的天数均为现场服务人员人天数。 现场服务计划表 序号 7.3.5 承包方现场服务人员具有下列资质： 7.3.5.1 遵守中华人民共和国法律，遵守现场的各项规章和制度； 7.3.5.2 有较强的责任感和事业心，按时到位； 7.3.5.3 了解供应设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近设备的现场工作经验，能够正确地进行现场指导； 7.3.5.4 身体健康，适现场工作的条件。 服务人员情况表 姓名 政治 面貌 性别 学校和专业 年龄 职务 民族 职称 技术服务内容 总的计划人天数 派出人员构成 职称 人数 备注 工作简历（包括参加了哪些工程的现场服务） 题的处理、指导安装和协助设备调试、参加试运和性能验收试验。 7.3.6.2 在安装和调试前，承包方技术服务人员应向业主方进行技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。在设备安装前，承包方应向业主方提供设备安装和调试的重要工序和进度表，业主方技术人员要对此进行确认，否则承包方不能进行下一道工序。经业主方确认的工序不因此而减轻承包方技术服务人员的任何责任，对安装和调试中出现的任何问题承包方仍要负全部责任。 安装和调试监督的重要工序表 序号 1 单位评价（按资质4条逐条评价） 单位（盖章） 年 月 日 （注：每人一表） 7.3.6 承包方现场服务人员的职责 7.3.6.1 承包方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问 工 序 名 称 设备安装 工序主要内容 20 备 注 2 协助设备调试 7.3.6.3 承包方现场服务人员负责全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，承包方现场人员要在业主方规定的时间内处理解决。如承包方委托业主方进行处理，承包方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。 7.3.6.4承包方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。 7.3.6.5 承包方现场服务人员的正常来去和更换事先与业主方协商。 7.3.7 业主方的义务 业主方要配合承包方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。 7.4 人员培训 7.4.1 为使供应设备能正常安装、调试、运行、维护及检修，承包方有责任提供相应的技术培训。承包方应对业主方指定的人员进行全面的技术培训。使业主方指定的人员达到能独立进行管理、运营、故障处理、日常测试维护等工作，以便承包方所提供的设备能够正常、安全地运行。 7.4.2 培训内容应包括：承包方所提供设备的性能、技术原理和操作使用方法，维护管理的技术，实际操作练习，培训内容和时间应与工程进度相一致。 7.4.3 承包方应列出具体的培训计划。 7.4.4 厂验及培训人数、时间等事宜在谈判时再由双方商定，承包方先报出人·天单价。 7.4.5 培训计划和内容列出如下： 培训计划表 序号 培训内容 计划人月数 培训教师构成 职 称 人 数 地 点 备 注 7.4.6 培训的时间、人数、地点由承包方填写、业主方确认。 7.4.7 承包方为业主方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。 7.5 设计联络 有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由业主方、承包方商定，最终由业主方审核确认。 设计联络计划表 序号 次数 内容 时间 地点 人数 二、 供货范围 1、包装、装卸、运输与储存 1.1 电气一次、电气二次设备等应在统一地方粘贴产品标签和条形码，标识应清晰、完整便于追溯。电气一次、电气二次设备的标识内容至少含有以下内容：制造厂名、产品名称、 20 产品型号、制造日期、生产批号。标签保证能够抵抗十年以上的自然环境的侵害而不脱落、标签上的字迹不能轻易抹掉。 1.2电气一次、电气二次设备产品包装符合相应国标要求，外包装坚固，内部对设备有牢靠的加固措施及防撞措施。全包装箱在箱面上标出中心位置、装卸方式、储运注意标识等内容。 1.3 承包方应对每个不同的包装或容器的内部和外部应用供货商订单号、货签号和重量等区分。每个配件的包装或容器都应附一个材料的清单。木箱包装，每包装箱重量应满足吊装要求。 1.4 承包方交付的所有货物符合通用的包装储运指示标志的规定（GB/T13384标准）及具有适合长途运输、多次搬运和装卸的坚固包装。包装保证在运输、装卸过程中完好无损，并有防雨、减震、防冲击的措施。包装能防止运输、装卸过程中垂直、水平加速度引起的设备损坏。包装按设备特点，按需要分别加上防潮、防霉、防锈、防腐蚀的保护措施，保证货物在没有任何损坏和腐蚀的情况下安全运抵指定现场。产品包装前，承包方负责检查清理，不留异物，并保证零部件齐全。 1.5 承包方对包装箱内的各散装部件在装配图中的部件号、零件号标记清楚。 1.6 承包方在每件包装箱的两个侧面上，采用不褪色的油漆以明显易见的中文印刷唛头，唛头有以下内容： 1）收货单位名称； 2）发货单位名称； 3）设备名称或代号； 4）箱号； 5）毛重／净重（公斤）； 6）体积（长×宽×高，以毫米表示）。 注：凡重量为二吨或二吨以上的货物，在包装箱的侧面以运输常用的标记和图案标明重心位置及起吊点，以便装卸搬运。按照货物特点，装卸和运输上的不同要求，包装箱上相应明显地印有“轻放”、“勿倒置”和“防雨”字样。 1.7 每件包装箱内，附有包装分件名称、图号、数量的详细装箱单、合格证。外购件包装箱内有产品出厂质量合格证明书、技术说明书各一份。 1.8 各种设备的松散零星部件采用好的包装方式，装入尺寸适当的箱内。 1.9 承包方／或其分包商不用同一箱号标明任何两个箱件。 1.10 承包方交付的技术资料使用适合于长途运输、多次搬运、防雨和防潮的包装。 1.11 每包技术资料注明收货单位，每包资料内附有技术资料的详细清单一份。 三、 图纸资料交付 1、 文件资料和图纸 1.1 一般要求 1.1.1 技术文件中所含的内容将构成承包方进行产品设计、生产、售后服务的技术依据，也是光伏电站集成的基本技术条件和要求。 1.1.2 承包方应按照业主方要求准备的运行、维护、修理的相关资料。 1.1.3 承包方应汇总并提交有关设备、构配件及相关构件的技术性文件测试报告，认证证书等文件。 1.1.4 承包方所提供的各种技术资料能满足光伏电站设计以及安装调试、运行试验和维护的要求。 20 1.1.5 设备装箱资料(含装箱清单、出厂合格证、出厂试验报告等)2份随设备发运。承包方负责按时向业主方指定的设计单位提供必需的设计资料。 1.1.6 承包方应提供实用且与本工程实际情况相符的，为本工程专用的技术资料。 1.1.7工程配合和资料交换所用的语言为中文。 1.2 承包方提供的技术文件及图纸 1.2.1 承包方应提供的资料（初步资料）： 1.2.1.1 有关资料 企业质量认证材料（复印件），企业概况、资质、证书； 产品业绩表； 重要部件的外协及外购情况； 产品外形照片和安装指导书 产品参数表 已投运产品存在的问题，本次拟采用哪些完善措施。 1.2.1.2 图纸及说明书 设计方案 技术说明 设备的设计、制造技术说明 设备安装图； 设备零件制造图或标准号； 承包方在合同签字生效后向业主方、设计院提供以下技术文件：（数量由业主定） 资料交接清单： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 资料名称 资料移交清单 供货清单 装箱单 说明书(维护、操作、安装) 合格证 出厂检验报告 质量证明书 所供图纸 以上设备资料内容均为原件。 1.2.3图纸应标明随每项部件所给的附件，以及部件制造厂家、型号和参数。 1.2.4承包方所提交的技术资料内容至少应包括本技术协议中所要求的。 1.2.5承包方在收到设计院反馈意见后两周内应提供以上文件的最终设计文件。 1.2.6安装、调试、运行用技术文件 安装、调试、运行用技术文件应在设备到货前20天送达。承包方负责所供设备安装、调试，运行用技术文件和随机提供的技术文件应不少于下列技术文件(但不限于此)： 1）设备运行维护手册 2）各部件或设备的使用说明 3）部件或设备的规范表 4）部件或设备的调试试验规程 5）各部件或设备的质量检验书 20 单位 份 份 份 份 份 份 份 套 数量 提供时间 备 注 6）各部件或设备主要用材的质量检验书 7）安装要求及安装质量标准 8）备品备件及专用工具一览表 9）设备安装检查记录单 10）设备安装竣工、验收资料。 四、 质量保证及技术服务 1、 质量保证及售后服务 1.1 质量保证 1.1.1 承包方产品和设备安装服务的保证期为完成240小时试运后，并正式投入商业运行2年。 1.1.2 如在安装和试运行期间发现承包方产品的部件缺陷、损坏情况，在证实设备维护和运行都符合要求时，承包方应尽快免费更换。如在安装和试运行期间发现承包方提供安装服务的设备有损坏情况，在证实维护和运行都符合要求时，承包方应按设备备品价格赔偿并负责更换。 1.1.3 在保证期内，承包方产品各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各项指标时，承包方应无偿地为业主方修理或更换零部件，直至改进设备结构并无偿供货。 1.1.4 设备在验收试验时达不到合同规定的一个或多个技术指标保证值而属于承包方责任时，则承包方应自费采用有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。 1.1.5 在保证期内，由于下列情况所造成的缺陷、损坏或达不到指标时，不属承包方责任： 由于业主方错误操作和维修； 由于非承包方造成的其它错误和缺陷。 1.1.6 承包方提供的产品应满足在保证期内经投、业主方双方认可的权威第三方抽样检测合格。 1.2 售后服务 提供终身维修。业主方要提供完整的售后服务方案。发现问题向承包方发出通知后，维修人员48小时内抵达现场。缺陷处理后，半月内向业主方提交分析报告。 2、 工程项目管理规定 2.1质量管理 总承包商有完整的质量管理程序及体系文件，指导督促承包商（含设备供应商）建立各自质量体系并有效运行。 总承包商应编制一整套质量控制程序，并上报业主审核。 在项目待验收前，总承包商先对其进行自检。总承包商负责按照图纸和具体要求进行检验和试验，并使其符合图纸、协议和标准的要求。 总承包商负责使其员工熟悉协议和其它文件中规定的质量控制要求。 总承包商应针对施工的各个部分编制各专业质量控制执行文件和记录格式。各专业的质量控制执行文件在实施之前须提交业主审核。 2.2检验表格与随机文件 总承包商应根据相关规范编制适于工作记录的检验表格。该检验表格应包含在总承包商为每项工作编制的各专业程序文件中。使用的表格应在总承包商的质量控制程序中说明。 随机文件的复印件应在日常工作中阶段性地提供给业主。 20 2.3文件移交（工程文件移交项） 总承包商应保存所有随机文件原件，以便在工程竣工时进行移交。 (1)总承包商应按其质量控制程序文件中说明的方式准备竣工文件的移交。移交文件包括所有相关的随机文件，作为装置维护和运行的基础。 (2)一旦完成合同要求的达到机械竣工条件／具备开车条件／完工，文件随即移交给业主。 2.4 工期保证：要求承包人为保证按期并网发电，技术协议文件中提供详实的倒排工期计划和保证实施的具体方案措施。实施过程中，每周日评定上周进度情况并报下周施工进度计划，当业主发现进度或质量偏离要求时，业主为保工期及质量有权采取任何措施，由此造成的损失由承包人负责。 其中包括以下阶段：设计、施工准备，土建和光伏电池板安装，缺陷处理及验收等，正式并网发电。 承包方应编制具体的进度计划（具体到周）。 2.5 HSE（健康、安全与环境管理体系）。 严格遵守“安全第一，预防为主；保护环境，持续发展”的HSE方针，始终将安全环境和健康的各项工作贯穿于项目的全过程，努力实现HSE目标。 (1) 严格遵守国家、地方政府现行的HSE法律、法规、标准。 (2) 坚持预防为主实施风险管理，通过持续进行风险评估及环境影响评价，有效地控制和预防火灾、爆炸、中毒、伤亡、环境污染等突发事故和紧急情况发生，保证最大限度地不发生事故、不损害人身健康、不破坏环境。 (3) 加强领导层及全体员工HSE意识及技能培训，杜绝违章作业及违章指挥。 (4) 保障必要的人力、物力和财力资源，确保管理体系得到充分、有效地实施及持续改进，从而持续改进项目的安全、环境、健康绩效。 (5) 为员工提供必要的劳动防护用品和卫生保健设施。 (6) 有效地使用资源和能源，减少废物的产生及环境污染。 (7) 努力创造崇尚安全、健康及环保的企业文化，不断强化和奖励正确的HSE行为。 总承包商应充分理解并执行上述业主的HSE方针和目标。 2.6 规划现场工作 (1)进驻现场之前，承包商应对施工现场周围的所有地点和与施工有关的现有条件进行调查。如果发现条件与承包商现场考察时不一致，承包商应以书面形式通知业主。如承包商未提出异议，进驻现场即表示对现场条件的接受。 (2)在进驻现场之前，总承包商应对所有分配其的工作办公区域及设施进行评估。 要求包括但不限于： 采取一切措施保证工作的开展。 如果遇到不明确的工作，立即通知业主并以书面形式确认。 如果发现工作区域有交叉或有关联，则按业主的指示执行。 (3)总承包商应认真地执行工作，并且采取一切必要的措施来保护其物资以及业主的或与项目有关的现存设施或新安装的设备、管道以及建／构筑物等的完好。总承包商负责由其自己的原因导致的维修返工费用。 (4)总承包商应计划并摆放好自己的设备、工具和材料，以免堵塞业主设施／设备进出的通道或妨碍其它总承包商在该区域的工作。危险材料应从该区域撤走并存储在合适的场所。工作完成后危险材料必须撤离工作区域。大批的以及可能造成现场主道路堵塞的材料、机具、设备等在现场的运输和存放应得到业主的批准。 20 (5)总承包商应指出由于其他方造成的对其工作产生的影响，如果可能，应解决这些限制条件，如需采取其它措施应通报业主。不提供书面通报而导致总承包商工期延长的，业主可不负责，也可不批准工期的顺延。 (6)总承包商应协助业主与当地政府部门的协调，进行光伏电站并网手续办理。 2.7 对业主人员的培训。 (1)承包方应对业主方人员进行全面的技术培训。使业主方人员达到能独立进行管理、运营、故障处理、日常测试维护等工作，以便承包方所提供的设备能够正常、安全地运行。 (2)培训内容应包括：承包方所提供设备的性能、技术原理和操作使用方法，维护管理的技术，实际操作练习。 (3)承包方应列出具体的书面培训计划。 (4)厂验及培训人数、时间等事宜在谈判时再由双方商定，承包方先报出人·天单价。 2.8 专业施工、设备采购：所有承包商采购的设备或专业施工项目技术协议必须经业主方书面确认，未经发包人确认的，发包人有权拒绝其入场。 2.9 包括光伏电站所有设备、电缆（高压电缆头用冷缩工艺施工）、动力电缆、通讯电缆、光缆采购及工程辅助材料，包含设备到中控室通信电缆和光缆采购及各种施工过程中需要的金具、配件、各类器件辅材等均由承包方负责提供，业主方不提供任何设备及工程任何辅材； 五、 验收及调试 1、 验收 隐蔽工程、分项、分部验收按监理规范要求办理，单位工程验收由业主方代表组织，相关单位参加。 2、 调试 单机调试、系统联调由总承包商组织，设计、设备供应商、施工、监理等相关单位参加。 3、 竣工验收 竣工验收由业主方组织，总承包、设计、设备供应商、施工、监理等相关单位参加。 4、 接入 4.1 接入系统 本工程装机容量经升压站升压后并入国家电网，具体接入系统方案由业主方设计，以电网公司最终审批方案为准。 4.2 配置方案 各区域安装容量可根据承包人的经验及发包人提供的勘察设计资料进行调整，实际可实施装机量，以业主方提供的安装场地，及地勘评审结果为基础由承包方负责深化设计计算后得出 六、备注说明 本协议中一切技术规范及标准若与现行最新国家或行业规范不一致应按最高标准执行，协议中相关设备参数最终按照施工蓝图为准。 附图目录 20 本协议相关内容，以施工图为准。本协议作为供货合同的组合部分，经双方签字后与合同具有同等法律效力。未尽事宜双方协商解决。 承包方： 业主方： 承包方代表： 业主方代表： 联系方式： 地址 ： 邮编： 日期： 联系方式： 地址： 邮编： 日期： 20 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容