2023水面光伏新能源光伏发电项目招标文件

（XXX水面光伏项目）新能源光伏发电项目招标文件技术部分目录TOC\o"1-2"\h\u6247新能源光伏发电项目招标文件 1120321工程建设标准 3189542技术条件 5174352.1现场自然条件 5320802.2气象及太阳能资源情况 51692.3地质地貌 6148812.4施工用电 645742.5施工用水 6210352.6施工建材 6324892.7施工照明 690062.8施工通信 673162.9仓库和堆料场 632462.10临时房屋建筑和公用设施 7150222.11其它临时设施 7154092.12特别说明 7168473性能保证 719571（1）年故障小时数：<12小时 727707（2）首年发电系统总效率：≥84.1% 8223284总图布置 8232844.1工作范围 8221744.2光伏场区 841484.3升压站区 8230765结构技术标准和要求 9253235.1工程范围 9298875.2标准、规范和抗震措施 9232855.3主要建筑物设计基本要求 10134875.4光伏支架及基础要求 1192435.5升压站构架及基础要求 12150986电气技术标准和要求 12302487暖通技术标准和要求 26306387.1工作范围 266627.2设计采用的标准及规范（不限于此）： 27310777.3室内外计算参数 27155117.4采暖 28290767.5通风 28139688水工技术标准和要求 28237298.1工作范围 28266868.2排水设计 28297529环保措施技术标准和要求 2928389.1法规及标准 295259.2环保要求 29262779.3环境保护措施 29102009.4生态恢复措施 30299499.5XX水库光伏项目环保技术措施： 3158310设计方面 331工程建设标准项目的材料、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：工程测量规范（GB50026-2007）设计单位设计的施工图中涉及到的规范、规程和标准集及相关技术要求。IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型EC6173O.l光伏组件的安全性构造要求IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB50797-2012《光伏发电站设计规范》GB/T50866-2013《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）GB/T29321-2012《光伏发电站无功补偿技术规范》GB12326-2000《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/T448-2000《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/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》GB/T50794-2012《光伏发电站施工规范》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》国家电网【2018】979号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全【2014】161号）GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》Q/CSG10017.2-2007《110~500kV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分 变电电气安装工程)》DL5009.3-1997《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL 408—91《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》GB50059-2011《35kV-110kV变电站设计规范》GB50060-2008《3-110kV高压配电装置设计规范》DLT5242-2010《35kV-220kV变电站无功补偿装置设计技术规范》DL/T587《微机继电保护装置运行管理规程》GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》DL/T478《继电保护及安全自动装置通用技术条件》GB/T15145《输电线路保护装置通用技术条件》DL/T770《变压器保护装置通用技术条件》GB50171《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》DL/T5137《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5044《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5491《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》GB50115《工业电视系统工程设计规范》DL/T5002《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5003《电力系统调度自动化设计技术规程》GB3453《数据通讯基本型控制规程》GB4943《信息技术设备的安全》GB/T17618《信息技术设备抗扰度限值和测量方法》GB7450《电子设备雷击保护导则》国家电网公司《预制舱式二次组合设备技术规范》DL/T1870-2018《电力系统网源协调技术规范》DL/T1364-2014《光伏电站防雷技术规程》XXXX集团公司相关企业标准、规范和规程上述标准、规范及规程仅是本工程建设的基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。2技术条件2.1现场自然条件本工程拟建于XX省XXXX镇XX水库，利用水面建设复合光伏电站，对水质不产生污染，不改变水面用途性质。所在区域内太阳能资源、气象条件、水文地质、原材料供应等满足建设要求等，为本项目建设提供了有利条件。场址坐标约为北纬27°36＇37.53″，东经112°54＇52.91″，平均海拔高度约54米。国道G107和县道X017从站区旁穿过，交通便利。2.2气象及太阳能资源情况根据XXXX市气象站实测资料统计根据XX气象站的多年实测数据，XX多年平均气温18.1℃，多年极端最高气温40.9℃，多年极端最低气温为-10.2℃。项目场址区多年平均太阳总辐射量为1223kWh/m2。从月变化图可知，水平面太阳能辐射量主要集中在4-10月份。由《太阳能资源评估方法》中的相关规定，为“资源丰富”区，且灾害性天气发生天数较少，具有太阳能开发的价值。2.3地质地貌工程地质本工程所处位置位于XX省XX市XX市XX镇，项目所在地XX水库位于XX红色盆地构造的西侧，属丘陵岗地地貌单元，岗地高程100m～180m，相对切割深30m～60m。地势平缓，起伏不大，岗顶呈浑圆状，地形坡度15°～25°。施工图设计阶段，应进行本阶段的工程地质勘察工作，以满足设计要求。2.4施工用电本项目按照永临结合的原则规划施工用电，施工结束后施工电源作为升压站的备用电源永久保留。施工电源由升压站附近的10kV线路（300米）引接，施工区现场可安装一台10/0.38kV专用变压器，经变压器降压后引线至各施工用电点。施工结束后施工电源作为升压站的备用电源永久保留。施工及施工用电的相关设备、设施及材料的采购、安装、施工结束后转为备用电源的施工均由投标人负责，费用由投标人承担，并计入投标报价（施工期间，施工用电费用由投标方负责，计入投标总价）。施工电源的报装由招标方进行。2.5施工用水施工供水：在升压站内打井取水，水泵抽水。在拌合站处建一座50m³蓄水池，再采用直径为100mm的PVC管道输水至各施工用水蓄水池，输水管道长度约为1km。施工供水量为15m³/h。2.6施工建材本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等由投标人承担，并计入投标报价。2.7施工照明投标人应负责设计、施工、采购、安装、管理和维修本合同工程所有施工作业区的施工区照明线路和照明设施。各区的最低照明度应符合照明安全的规定。2.8施工通信招标人不提供外部通信接入条件，投标人应解决通向本标施工现场的通信线路和服务设施，承担费用。2.9仓库和堆料场1）投标人应负责本工程施工所需的各项材料、设备仓库的设计、修建、管理和维护。2）投标人自建的材料仓库应严格按监理单位批准的地点进行布置和修建，并应遵守国家有关安全规程的规定。3）各种露天堆放的砂石骨料、存弃渣料及其它材料应按施工总布置规划的场地进行布置设计，场地周围及场地内应做防洪、排水、覆盖等保护措施，以防止冲刷和水土流失，防止污染周围空气及二级水源地。4）仓库和堆料场等临时用地由投标人负责租赁。2.10临时房屋建筑和公用设施1）除合同另有规定外，投标人应负责设计和修建施工所需的临时房屋建筑和公用设施。2）投标人应按施工图纸和监理单位指示，负责上述房屋和公用设施的设备和设施的采购、安装、管理和维护。2.11其它临时设施1）投标人可根据施工需要，进行规划并负责设计除以上规定外的其它临时设施，并负责施工、运行和维护管理。2）以上所有临建设施均应报监理单位批准后方可实施。工程完工验收后，根据监理单位的要求，对需要保留的临时设施需完整地移交给招标人，对需要拆除的临时设施需在合同规定的时间内拆除，并进行场地平整和环境恢复工作。2.12特别说明1）投标人应特别注意，XXXXXX水库50MW复合光伏发电项目要求严格按本招标文件的技术要求实施，避免投标出现重大偏差。2）本项目光伏组件为甲供设备，本项目以540Wp光伏组件为主（根据与组件厂商联系情况进行复核），招标人根据实际情况供应功率在520Wp-550Wp范围内的规格光伏组件，并可能供应不超过15%其它规格光伏组件。投标人应根据招标人实际供应的光伏组件合理设计光伏阵列并组织施工，因此产生的全部相关费用由投标人承担。3性能保证3.1投标人提供的项目土建和系统集成应能满足招标方提出的性能及质量要求，当由第三方所做的性能试验证明投标方不能达到以下技术指标，招标方将对投标方进行扣款。如果整个工艺过程不能满足运行保证中所许诺的要求，则投标方应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行保证要求。这部分费用由投标方负责（包括修理、替换或者处理、拆卸和安装所需要的人员费用）。在完成修理、替换或者其它处理后，整个工艺过程应按合同重新进行试验，费用由投标方负责。在此之前的某些试验阶段，一些试验保证已经成功地被验证，如果由于修理、替换或者其它处理措施对已验证了的运行保证产生可能的不利影响，则整个工艺系统还需要按所有要求重新试验，费用由投标方负责。3.2竣工验收后的2年时间里，如果投标方所提供的光伏发电系统的设备和部件出现故障，投标方应负责修理和替换，直至招标方完全满意，费用由投标方负责。3.3主要性能保证在设计工况下，投标人应确保下列技术指标，当由第三方所做的性能试验证明投标人不能达到以下技术指标，招标人将对投标人进行扣款。（1）年故障小时数：<12小时（2）首年发电系统总效率：≥84.1%3.4设备性能保证3.4.1本工程所有设备产品内容包括设计、结构、性能、安装、试验、调试及现场服务和技术服务。所有设备、备品备件，包括从第三方获得的所有附件和设备，均应遵照最新版本的行业标准、国家标准（GB）和IEC标准及招标人企业标准。各标准不一致时，以最高标准为准。3.4.2本工程验收严格按照国家和地方关于并网光伏发电系统验收标准和规范执行。4总图布置4.1工作范围包括但不限于升压站及本期50MW方阵区围栏、场内道路、站区总体规划、集电线路、竖向布置（包括站区防、排洪）等施工图纸及消防验收需要所包含的所有施工内容。本工程施工总平面包括光伏阵列的组装场地布置、设备材料临时堆放场地的布置、施工临时办公生活、建材、钢筋等场地布置。4.2光伏场区1）本工程为渔光互补项目，根据项目场区实际情况建设条件，采用漂浮和打桩两种形式。2）项目用地区域为XX水库及周边水塘（以最终勘察设计文件为准），占地约1000亩。（最终以实际勘界为准）光伏场区的设计方案原则：光伏组件总功率交流侧50MW，直流侧64MWp，容配比不低于（1.28），光伏组件平均功率不低于530Wp（以甲供组件为准）。为确保系统效率，逆变器为组串式逆变器。逆变器交流输出电缆直接连接至35kV箱变低压侧，电缆采用桥架加直埋敷设。阵列内35kV集电线路采用电缆线路，光伏区域不同地块间连接的35kV集电线路结合实际条件采用电缆线路，电缆线路采用桥架加直埋敷设。（7）投标方可以结合地形条件开展上述原则开展优化设计，但必须保证光伏场区的系统效率不低于84.1%。4.3升压站区4.3.1一般要求投标人应根据设计图纸及设计原则要求，对升压站进行相关优化施工。具体要求参见《国家电网模块化设计110kV-500kV变电站典型设计方案》中110kV变电站模块进行设计。现阶段推荐35kV配电装置、SVG及降压变及二次设备等采用预制式模块化方案，投标方可根据实际进行优化。4.3.2升压站平面布置必须满足XX集团公司《电厂建筑色彩形象及装饰装修设计标准》及《规范发电工程典型设计》的最新施工规范要求。升压站的总平面布置以电气工艺布置为基础，在满足工艺要求和有关规程、规范的条件下，力求站区围墙紧凑、方便运行，便于站内职工及外来的检修人员的工作和生活，充分满足升压站对安全、防火、卫生、运行、检修、交通运输、环境保护及绿化等方面的要求。本工程光伏电场新建110kV升压站一座，按“无人值班，少人值守”的运行管理模式。升压站布置：南北向长度56m,东西向长度42m,围墙内面积2352m2，升压站采用箱体模式，由北至左南依次布置，二次舱、主变压器、一次舱、SVG设备、SVG集装箱。5结构技术标准和要求5.1工程范围本项目建筑工程包括但不限于：（1）光伏区：全部光伏场区组件基础施工、场内外道路、箱变承台基础施工、场区围栏工程、电缆及集电线路施工、全场防雷接地工程，临时取水、取电、照明等；（2）110kV升压站：拟选址升压站现有房屋拆除、站区场地平整、土方开挖及回填、余土平衡、地基处理、站区围墙及基础、主变压器基础、主变架构、事故油池、施工变基础、预制仓基础、独立避雷针、电缆沟道、零米及以下设施、电缆敷设及电缆防火系统、检修及配电箱基础；场区围墙大门及基础、电缆施工、全场防雷接地工程、临时取水、取电、照明等。5.2标准、规范和抗震措施（1）《房屋建筑制图统一标准》GB/T50001-2017；（2）《总图制图标准》GB/T50103-2010；（3）《建筑制图标准》GB/T50104-2010；（4）《建筑结构制图标准》GB/T50105-2010；（5）《民用建筑设计统一标准》GB50352-2019；（6）《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011；（7）《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2018；（8）《混凝土结构设计规范》GB50010-2010（2015版）；（9）《砌体结构设计规范》GB50003-2011；（10）《建筑结构荷载规范》GB50009-2012；（11）《建筑抗震设计规范》GB50011-2010；（12）《建筑给水排水设计规范》GB50015-2019；（13）《工业建筑采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015；（14）《钢结构焊接规范》GB50661-2011；（15）《钢结构设计标准》GB50017-2017；（16）《光伏发电站设计规程》GB50797-2012；（17）《室外给水设计标准》GB50013-2018；（18）《室外排水设计规范》GB50014-2006（2016版）；（19）《公共建筑节能设计标准》GB50189-2015；（20）《混凝土结构耐久性设计标准》GB/T50476-2019；（21）《工业建筑防腐蚀设计标准》GB50046-2018；（22）《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204-2015；（23）《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205-2020；（24）《焊接工艺评定规程》DL/T868-2014；（25）《焊接材料焊接工艺性能评定方法》GB/T25776-2010；（26）《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205-2020；（27）《焊缝无损伤检测超声检测技术、检验等级和评定》GB/T11345-2013；（28）《钢结构、管道涂装技术规程》YB/T9256-96；（29）《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018-2002；（30）《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018版）；（31）《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019；（32）《太阳能发电站支架基础技术规范》GB51101-2016；上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。5.3主要建筑物设计基本要求该拟建光伏发电站的主要建、构筑物为包括生活楼（生活预制舱）、配电装置预制舱、光伏组件支架基础、箱变基础等。根据《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2011)、《混凝土结构设计规范》(GB50010-2010)光伏电站内建筑物、构筑物地基基础设计等级为丙级，光伏发电站内建筑物、构筑物的结构安全等级均为二级，设计使用年限为50年。光伏支架基础、箱变基础设计等级为丙级，光伏组件支架结构安全等级为三级，设计使用年限为25年。升压站道路按沥青砼标准。主要建(构)筑物的等级设计安全标准表序号名称建筑结构安全等级抗震设防类别抗震设防烈度地震作用抗震措施1生活楼（生活预制舱）二丙类6度6度2配电装置预制舱二丙类6度6度3光伏支架三丁类6度6度4光伏支架基础二丙类6度6度5.4光伏支架及基础要求5.4.1厂家要求采用苏州爱康、清源科技、同盈钢铁、江苏国强、安徽中能众诚、迈贝特、无锡昊阳、杭州帷盛、深圳安泰科、上海摩昆、河北洁阳等国内同档次质量的单柱支架结构产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用，招标人具有最终选择权。5.4.2技术要求本项目属于渔光互补光伏电站，采用固定支架和浮体支架相结合，其中，固定支架光伏容量31.23MW，浮体支架光伏容量为32.77MW，光伏支架高度应结合本光伏特点进行布置，组件最低点距50年一遇的最高洪水位为500mm。固定定支架1）光伏阵列固定支架应能承受当地50年一遇基本风压值和基本雪压，支架风荷载应按照相应规范进行取值，支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度。并按围护结构复核，投标人提供结构计算书。2）钢材：冷弯薄壁型钢、材料应具有钢厂出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。所有钢结构均应热镀锌防腐处理。钢板主要用Q355B钢；焊条：E43；螺栓：檩条、支撑的连接采用镀铬螺栓，性能等级8.8级；钢支架立柱与桩基础采用抱箍连接；钢筋：采用HPB300、HRB400。3）防腐宜采用热镀锌，镀锌层平均厚度不应小于65μm，防腐前需对钢结构除锈处理，除锈等级应达到Sa2.5的质量要求。浮动光伏阵列浮体、锚固及支架1）浮体系统设计要求①浮体形式应为主浮体安装一块组件，过道浮体（副浮体）将主浮体连接在一起，浮体与浮体之间不应采用钢性连接形式。②在25年使用周期内，浮体系统需能适应以下环境条件：a)水面浪高不低于1m；b)水流速度不低于1m/s；c)风力载荷不低于23m/S（50年一遇最大风速）；d)使用环境温度范围超过-30℃到60℃；e)雪载荷不低于70DaN/m2（等于700N/m2）；f)适应水位变化超过3m；（超极限状态时的水位变化幅度）g)抗震强度6级；h)浮筒能承受的紫外老化计量超过1650kWh/m2（25年平均每年4800MJ/m2辐射量条件下的5%）。③浮体型式设计要求组件平台主浮体倾角为12°，投标人所使用的浮体按照此倾角设计。浮体型式由投标人按照72片电池组件尺寸标准自行设计；主浮体和过道浮体均满足极限状态下载荷设计要求。2）锚固系统设计漂浮方阵锚固系统由投标人根据所选用浮体型式及漂浮方阵方案设计。锚固系统连同浮体组成的漂浮子阵应充分考虑风浪流耦合分析，并提供专业流体力学软件分析结果。投标人提供锚固系统设计方案应充分考虑光伏场区水底地质稳沉情况、水位变化、水底地形等因素，确保具有适应水位变化的能力，不因风浪或水位变化因素造成锚固位移或损坏浮体，确保漂浮方阵系统安全稳定运行25年。3）支架设计光伏组件的支架风荷载应按照相应规范进行取值，支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度。防腐宜采用热镀锌，镀锌层平均厚度不应小于65µm。光伏阵列的布置应适应水面形状的变化，在确保安全的前提下既经济合理，又方便施工，因为支架镀锌不到位或安装导致氧化、生锈等质量安全问题，承包人承担一切责任。5.5升压站构架及基础要求5.5.1独立避雷针塔：110kV升压站利用110kV进线架空避雷线、避雷针、建筑物屋顶上的避雷带等防直击雷的保护措施来进行保护。升压站站内设1根构架避雷针，高度为35m，并采用独立接地方式进行设计。5.5.2主变基础：由投标人自行设计。5.5.3构、支架基础：由投标人自行设计。5.5.4事故油池：主变压器布置在室外，变压器底部设有贮油坑，贮油坑容积为主变压器油量的20%设计。主变油坑铺设厚度不小于250mm的卵石，卵石直径宜为50mm～80mm。贮油坑尺寸大于主变压器外廓线各1m。坑底设有排油管，在主变压器附近设置事故油池，容量按单台变压器最大油量的100%确定，事故油池有油水分离的功能。变压器事故状态下需排油时，经主变下部的贮油坑与排油管排至事故油池。5.5.5站区内电缆沟：由投标人自行设计。6电气技术标准和要求6.1工程范围6.1.1设备材料采购包括但不限于：光伏电站所有设备及材料,包括但不限于全部支架，浮体，锚固装置，管桩，通讯柜，电缆，接地设备和材料，35kV箱变设备、35kV集电线路设备及材料、35kV配电装置、二次设备、SVG、光缆、通信线、母线、桥架等所有设备和材料的监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管。6.1.2安装调试工程包括但不限于：投标人应承担本期所有设备到货卸车、验货（业主、供货商、投标人三方参加）﹑二次运输就位﹑保管﹑安装﹑调试﹑试运行﹑后期工程预留空位封堵、消缺处理直至移交给招标人的全部工作；承担招标人认为有必要的设备（包括但不限于组件、支架、箱变、电缆、箱变、主变、GIS、SVG等设备材料）出厂检查验收工作等。6.1.3甲供设备：光伏组件、逆变器。光伏组件、逆变器、主变设备监造由招标人负责。6.2标准和规范（1）《工程建设标准强制性条文（电力工程部分）》2011年版；（2）《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149-2010；（3）《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB50147－2010；（4）《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2006；（5）《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-2012；（6）《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50172－2012；（7）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150－2006；（8）《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-2010；（9）《电力建设安全工作规程第1部分变电站部分》DL5009.1－2002；（10）《110kV－1000kV变电（换流）站土建工程施工质量验收及评定规程》Q/GDW183-2008；（11）《国家电网公司输变电工程施工工艺手册-变电站部分》；（12）《电力建设工程质量监督检查典型大纲（变电站部分）》（电建质监【2009】58号）。（13）《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-2006上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。6.3主要设备厂家要求及主要技术要求（投标设备需满足以下要求，招标人具有最终选择权）6.3.1光伏组件：甲供设备6.3.2逆变器：甲供设备6.3.3光伏专用电缆和电力电缆：采用江苏上上、江苏远东、中天科技、德阳电缆、湖北航天、新亚特、XX恒飞、XX神通光电、宁波东方、江苏亨通或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。电缆主要技术要求：（1）光伏组串至逆变器：使用光伏专用铜电缆，截面不小4mm².，正、负极红黑样式区分。（2）逆变器至箱变低压：采用铝合金电缆。（3）35kV集电线路：采用铝合金铠装电缆。6.3.4电缆接头：采用3M或同档次质量产品（电缆头制作须采用冷缩工艺）。6.3.5高压开关柜：采用平高电气、山东泰开、中山明阳、天水长城、江苏大全、西开、特变电工或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。高压开关柜主要技术要求：高压开关柜型式：户内成套装置ZN□-40.5SF6气体绝缘开关柜。（2）额定技术参数：额定电压40.5kV额定电流1250A额定短路开断电流31.5kA额定短路关合电流80kA额定动稳定电流80kA额定热稳定电流（4s）31.5kA防护等级：IP32电流互感器①主变进线柜电流互感器额定电压：40.5kV变比：1250/1A级次组合：0.2S/0.5/5P30/5P30/5P30/5P30容量：5/20/20/20/20/20VA②其它开关柜电流互感器额定电压：40.5kV变比：400/1A（光伏进线柜）；100/400/50/50/1A（站用兼接地变柜）；200/400/200/200/1A（FC、SVG柜）级次组合：5P30/5P30/0.5/0.2S误闭锁要求高压开关柜应具备防止带负荷分、合隔离开关（或隔离插头），防止接地开关合上时（或带接地线）送电，防止带电合接地开关（或挂接地线），防止误入带电隔室等五项机械防误措施。预留挂微机五防编码锁的位置。若电缆室在柜后维护，则电缆室门（包括封板）应与接地开关实现机械联锁。电缆室门采用程序锁的方式实现与接地开关的闭锁，电缆室门开启一侧的固定螺丝不得少于两颗。接地开关、接地车、柜门的闭锁应具备紧急解锁功能。所有开关安装带电显示验电装置，且便于操作时监视。开关柜结构要求：外壳：高压开关柜为金属铠装、耐电弧（内部电弧级，IAC）的手车型结构，高压开关柜主回路的一切组件均安装在金属外壳内，地板和墙壁均不能作为壳体的一部分。其结构应保证工作人员的安全，且便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。开关柜内安装的高压电器组件均必须为加强绝缘型产品，满足全工况运行和凝露污秽试验要求。采用组装式铠装结构，柜体（包括骨架、面板、门等）材料选用2mm或以上敷铝锌钢板，采取多重折弯工艺加工，用拉铆螺母和高强度的螺栓联接而成，避免焊接变形。盖板和门：正常操作和维护时不需要打开的盖板，若不使用工具，应不能打开、拆下或移动；在正常操作和维护时需要打开的门，应不需要工具即可打开或移动。观察窗及测温窗：柜前断路器室、电缆室等的门上均应留有观察窗，观察窗应使用机械强度与外壳相近的透明材料制成，满足内部燃弧故障试验要求。电缆室采用红外窗口，要求镜片可视直径100mm以上，红外透过率90％以上，互感器室和电缆室共用的红外窗口安装在电缆头和电流互感器高度的中间位置。高压开关柜功能分隔：包括母线室、断路器室、电缆室、控制仪表室等。开关柜的各室均有与壳体相同防护等级的压力释放装置，其压力出口的位置确保对人身没有危害。电流互感器、电压互感器：选用干式互感器。过压保护器：选用氧化物避雷器。保护与测控装置：南瑞继保、北京四方、许继电气或同档次质量产品。计量装置：每个开关柜安装一块0.5S电子式电能表。6.3.6主变压器：采用江苏华鹏、哈尔滨变压器、西安西电、特变电工、天威保变、山东鲁能泰山或同档次质量产品。主变压器主要技术要求：变压器主要参数型号：三相油浸式双绕组有载调压升压变压器SZ11-50000/110额定电压：115±8×1.25%/37kV效率：≮98.5%，短路阻抗（%）：10.5，联结组别：YNd11空载损耗：≤48kW负载损耗：≤192kW套管爬距：3150mm中性点成套装置：采用大连新安越、保定天威、保定上为或同档次质量产品6.3.7110kV户外GIS:采用ABB、GE、西门子、BB、GE、西门子、泰开、思源、特变电工、西安西电、平高、日立、特锐德、北京华东电气、上海思源同等及以上产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。110kV户外GIS主要技术要求：（1）110kV户外GIS主要技术参数额定电压（Ur）：126kV额定电流（Ir）：2000A额定短时耐受电流：40kA（3s）额定峰值耐受电流：100kA额定短路开断电流：40kA；最大允许局部放电量（1.2倍额定相电压下）：不应超过5pC，盆式绝缘子、绝缘拉杆等绝缘件最大允许局部放电量应小于3pC。断路器：额定电压（Ur）：126kV额定电流（Ir）：2000A额定短时耐受电流：40kA（3s）额定峰值耐受电流：100kA额定短路开断电流：40kA；隔离开关：额定电压（Ur）：126kV额定电流（Ir）：2000A额定峰值耐受电流：100kA额定短时耐受电流：40kA（3s）操动机构：三相机械联动电动操作机械稳定性次数：10000次快速接地开关：额定电压（Ur）：126kV额定电流（Ir）：2000A额定峰值耐受电流：100kA额定短时耐受电流：40kA（3s）；合闸时间应不超过0.1s；分、合闸速度能保证其开断及关合性能。开断和关合能力额定关合短路电流应与断路器一致，关合次数为2次。操动机构：型式为电动弹簧机械稳定性次数：10000次。电流互感器：①110kV出线电流互感器额定电压：126kV变比：400/1A准确等级：0.2S/0.5/5P40/5P40/5P40/5P40容量：5/20/20/20/20/20VA1min工频耐压(有效值)：230kV额定短时耐受电流及时间：40kA、3s②110kV计量电流互感器额定电压：126kV变比：300/1A准确等级：0.2S/15VA保护用绕组和TPY型短路电流倍数Kssc和暂态磁通倍数Kf，由用户提出要求。一般在一次通过故障电流0.04s内，二次暂态误差不应超过7.5%，短路电流倍数应尽量满足系数额定短路开断电流值。电压互感器：①出线电压互感器变比：110//0.1//0.1//0.1//0.1kV准确等级：0.2//3P(0.5)/3P/3P容量：10VA②计量电压互感器变比：110//0.1/kV准确等级：0.2/10VA额定过电压倍数：1.2最高运行电压下连续，1.5最高运行电压下允许30s。局部放电：在1.2倍最高运行电压下不大于10pC。避雷器：额定电压有效值：100kV连续运行电压：79.6kV(rms)8/20µs雷电冲击波残压峰值不大于(10kA)：260kV（2）110kV户外GIS结构型式110kVGIS组成包括：GIS本体（包括架空进出线套管等），GIS底架、支架、爬梯、平台等及安装所需紧固件和接地铜排等，操动机构及其辅助设备，所有SF6气体管路及SF6气体（按全部间隔用气量另加适量安装损耗气量），汇控柜到各机构箱、分控柜之间的连接电缆、管线及管道。110kVGIS的型式为：三相共箱结构，三相机械联动。GIS断路器应设计为单断口，主母线采用盆式绝缘子划分恰当的隔室并有伸缩式连接装置，以满足GIS现场安装﹑定期维护﹑后续扩建和故障处理等要求。110kVGIS支持结构为钢结构。（3）SF6气体系统要求SF6气体满足GB12022标准规定值。每个隔室设置一个气体抽样阀，并保证在抽样时不应误报警。GIS中每个隔室SF6气体年泄漏率不应超过0.5%，SF6气体系统的垫圈和密封的设计寿命至少应为20年，满足气体密度继电器运行中校验要求。断路器、避雷器、电压互感器和电缆终端等元件所在气隔应为独立隔室。GIS主母线建议一个气室长度不超过8m。每个独立隔室应单独安装一个具有密度和压力指示功能合一的SF6气体监测设备，SF6气体监测设备防雨罩，并采取防振动措施。（4）GIS控制的要求110kVGIS断路器应能进行正常的三相同步操作，断路器应能三相同时分闸和重合闸，故障情况下应满足重合闸不成功立即分闸的要求。能远方及就地操作，就地操作仅作为检修操作，正常运行操作采用远方操作。GIS中断路器、隔离开关、接地开关应装设操作闭锁装置。（5）GIS内部隔离开关和接地开关GIS内部隔离开关和接地开关宜采用三工位结构。隔离开关和接地开关应有可靠的分、合闸位置和便于巡视的指示装置。配制便于视察触头的位置观察窗。所有接地开关的接地端子应与GIS外壳绝缘后再接地，接地端子设计应便拆卸。（6）GIS进出线间隔三相设带电显示闭锁装置。（7）联锁要求GIS不同元件之间必须配置联锁装置。联锁装置应能保证规定的操作程序和操作人员的安全。6.3.8站用接地变：采用浙江日新、海南金盘、广东顺特、天津特变或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。站用接地变主要技术要求：（1）变压器型号：DKSC-650/35-250/0.4变压器高/低压侧绕组材质:漆包铜扁线/铜箔雷电冲击耐受电压峰值：170kV短时工频耐受电压有效值:70kV负载损耗：≤5.41KW空载损耗：≤1.37kW局部放电量(pC)绕组:100配套提供变压器温控系统，能测量并上送三相绕组温度，根据运行温度自动启动冷却风机。(2)接地电阻，根据系统计算设计。变压器应成套提供中性点零序电流互感器，电流互感器应为穿心式。6.3.9无功补偿装置：无功补偿装置采用南瑞继保、山东泰开、思源电气、辽宁荣信、特变电工或同档次质量SVG产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。6.3.10二次设备：采用南瑞继保、许继电气、北京四方或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用；通讯、电能质量、AGC/AVC设备需根据地方电力公司要求确定。6.3.11光功率预测设备：采用南瑞继保、东润环能、国能日新或同档次质量产品，需根据XX电网公司要求确定。6.3.12光通信设备：采用中兴、华为同档次质量产品，需根据XX电网公司要求确定。投标人必须填报三个厂家供招标人选用。6.3.13箱变：采用江苏华鹏、泰开、成来电气、明珠电气、宁波天安、特变电工、天威保变、西安西电、哈尔滨变压器、山东鲁能泰山、华翔翔能、许继电气或同档次质量产品。投标人须填报三个厂家供招标人选用。箱变主要技术要求：变压器型号：S11-3150kVA37.5±2*2.5%/0.8kV，S11-2500kVA37.5±2*2.5%/0.8kV，防护等级不小于IP54。调压方式 高压侧无载调压阻抗 7%连接组别 Dy11过载能力 1.1倍长期过载箱变低压侧：低压侧接入回路不应该少于20框架断路器额定3000A/2500A三相交流组合式避雷器Y1.5W-0.5/2.6电流互感器3000/1A、2500/1A，局部放电量(pC)绕组:100箱变辅助变压器容量应不低于15KVA箱变高压侧负荷开关应具备远操功能，箱变内UPS电源持续时间（不少于2小时）；箱变低压室应预留线槽、进线孔（用于敷设光缆）。配套提供变压器温控系统，能测量并上送三相绕组温度，根据运行温度自动启动冷却风机。(2)接地电阻，根据系统计算设计。变压器保护外壳的防护等级不小于IP54。变压器应成套提供中性点零序电流互感器，电流互感器应为穿心式。6.3.14浮体：招标人对主要设备具有最终选择权，投标人不能因此免除相应责任和义务。本项目投标人提供的设备、材料质保期及使用寿命符合XX集团企业标准，电气设备质保期为2年。投标人在采购设备过程中，应向设备制造商明确设备最终用户为XXXXXX发电有限公司；全部设备采购合同均在招标人处备案。6.4电气设备安装技术规范6.4.1主变压器及35kV箱变安装方案（1）准备工作检查主变压器的设备基础土建已经施工完毕，施工方案已经过监理/业主签发批准，相关人员到位，安全措施执行到位。（2）主变压器本体就位根据已经报监理、业主审核完毕的施工方案进行施工。（3）器身检查1）检查经净化后的绝缘油品、重量、牌号符合厂家技术资料的要求，取油样化验及电气绝缘试验符合规范要求，化验报告、电气试验报告正确齐全。2）器身检查前，根据环境温度的实际情况，对器身应进行热油循环提高器身温度（必要时采取油罐、油管路和器身采取保暖措施）。3）吊罩器身检查的铁芯、绕组、高低压引线、有载分接开关、绝缘检查等项目应符合规范的技术要求，电气试验项目的检查符合规范的技术要求，器身检查记录及试验记录正确齐全。4）器身检查完成后，检查密封圈良好，要及时恢复回位扣罩，螺栓均匀紧固，密封圈变形不能大于1/3，密封良好。（4）附件安装、真空注油1）附件安装前，检查散热器等应良好，并冲洗干净；依次安装散热器、油枕、瓦斯继电器、净油器等，检查油路阀门开启正确，高低压套管的引线安装紧固。2）抽真空后，注入合格的变压器油，油位符合产品技术资料的要求，充分放气。3）检查变压器无渗漏情况，相序标识正确。（5）主变增加风冷主变压器应当增加风冷冷却方式。（6）电气交接试验根据“电气设备交接试验标准”进行相关试验，符合规范要求，试验报告记录正确齐全。（7）本体接地变压器本体应与接地网可靠连接，接地标识清晰。（8）降噪要求SVG设备、箱变、主变等应采取主动降噪措施，主变应设立隔音墙，噪音标准应达到0类区域标准。6.4.2110kV配电装置安装（1）工作面要求洁净无灰尘，洁净度小于0.03mg/cm²，环境温度在-5℃～40℃间，工作范围与外界隔离但要保持一定通风，相对湿度不大于80%。为此我们制定以下管理制度：安装人员需更换工作服和鞋才能进入工作区，其他人员未经允许不得进入工作区；有专人负责工作区的吸尘工作；凡工作区与其他区域连通的孔洞须加以封堵，同时保持通风；对交叉面施工应采用塑料布加以隔离等措施，保证工作区符合环境清洁的要求。（2）对准备组装的单元，先行清扫，然后打开临时密封盖，用吸尘器清除内部灰尘。对内部有毛刺及凸凹不平的地方需用刮刀修整，用无水酒精和洁净的确良布擦净内表面、绝缘子、连接头、导体、法兰等各个元件，然后用吸尘器除尘，再用高级餐巾纸和酒精擦一遍，最后用灯光作检查，确认清除干净后，用新塑料布将端部包装密封，等待连接。6.4.335kV及0.4kV配电装置安装（1）根据施工图纸配合建筑施工安装开关柜基础，型钢基础安装应符合厂家对设备基础水平度的要求，接地连接符合规程要求。（2）开关柜运到现场后，按照开关柜的排列顺序依次开箱按照图纸检查开关柜的规格、型号等参数应符合设计要求。（3）开关柜箱体的连接应符合厂家安装资料的要求，一次、二次电缆穿线孔满足施工的要求。（4）依照图纸检查一次、二次设备的规格、型号、连线正确。（5）一次/二次电缆接线符合设计图纸的要求。（6）在设备厂家现场技术人员的指导下逐一对设备进行操作调整试验。（7）开关柜的交接试验符合规范要求。（8）35kV配电装置单体调试、送配电设备系统调试及母线系统调试正确。6.4.4高压35kV全绝缘管型母线安装（1）核对主变低压侧、35kV开关柜进线、35kV穿墙套管位置的中心线正确，符合设计要求。（2）母线桥钢结构支架安装牢固，横梁标高、水平度符合规范要求、接地良好。（3）检查支持绝缘子绝缘良好，底座安装位置正确，底座焊接牢固，绝缘子及附件安装齐全。（4）穿墙套管安装牢固，密封良好。（5）实际测量三相母线的实际尺寸，配制母排接头符合规范要求，螺栓钻孔正确，搭接头导电面光洁平整、涂电力复合脂均匀，螺栓穿装齐全，检查母排螺栓紧固。（6）母排安装的相间距离/对地距离符合设计和规范要求，母线金具安装齐全。（7）母线防护罩安装完好。（8）检查母线绝缘良好。6.4.5SVG设备安装（1）根据图纸及现场条件确定设备的就位次序，按照先内后外，先靠墙后入口的原则进行。（2）依次将设备放到各自的安装位置上，先找正两端的配电柜，再从柜下至柜上2/3高处的位置拉一条水平线，逐台进行调整。（3）保证设备可靠接地；在焊缝处做防腐处理。（4）调整找正时，可以采用0.5mm钢垫片找平，每处垫片最多不应超过三片。（5）在调整过程中，垂直度、水平度、柜间缝隙等安装允许偏差应符合规定。不允许强行靠拢使设备产生应力变化。（6）设备调整结束后，即可对柜体进行固定。按配设备底座尺寸、设备地脚固定螺栓孔的位置和固定螺栓尺寸，尺寸和孔距完全与设备底座一致。（7）设备就位找正、找平后，柜体与柜体、柜体与侧挡板均用镀锌螺栓连接固定。（8）对于设置接地母排的成套设备接地，在接地母排的两端分别与主接地网进行连接，根据设计可选用铜排、镀锌扁钢或电缆连接。为便于检修和更换，在配电柜处的连接需采用螺栓连接。（9）柜内一、二次接线1）一次接线主母线及柜内各电气接点在投入前均需将螺栓再检查紧固一遍；紧固螺栓时应采用力矩扳手进行紧固。2）设备内二次接线按设备的原理图接线线图逐台检查柜内电气元件是否相符。（10）设备内清扫：设备柜检查完毕后，清除柜内的所有杂物和灰尘。（11）调整试验1）设备的调试设备的调试应符合产品安装使用技术说明书的规定。二次控制线调整：将所有的接线端子螺丝再紧一次；用兆欧表测试配电柜间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于0.5MΩ，二次回路必须大于1MΩ；二次线回路如有晶体管、集成电路、电子元件时，该部位的检查不得使用兆欧表，应使用万用表测试回路接线是否正确。2）高压试验：主要试验包括：柜内母线的绝缘、耐压试验，PT、CT柜的变比，开关及避雷器试验等。（12）试运行验收1）送电试运行前的准备工作备齐经过检验合格的验电器、绝缘靴、绝缘手套、临时接地线、绝缘垫、粉末灭火器等。再次清扫设备，并检查母线上、配电柜上有无遗留的工具、材料等。试运行的安全组织措施到位，明确试运行指挥者、操作者和监护者。明确操作程序和安全操作应注意的事项。2）空载送电试运行检查电压是否正常，然后对进线电源进行核相，相序确认无误后，按操作程序进行合闸操作。先合高压进线柜开关，并检查PT柜的三相电压指示是否正常。再合变压器柜开关，观察电流指示是否正常，低压进线柜上电压指示是否正常，并操作转换开关，检查三相电压情况。再依次将各高压开关柜合闸，并观察电压、电流指示是否正常。3）验收：经过空载试运行试验24h无误后，进行带负载运行试验，并观察电压、电流等指示正常，高压开关柜内无异常声响，运行正常，即可交付使用。同时提交变更洽商记录、产品合格证、说明书、试验报告等技术资料。6.4.6并网逆变设备安装本工程采用集中并网逆变设备，并网逆变设备包含并网逆变器、直流配电柜、数据采集装置。设备均采用户外安装方式，焊接固定在预埋件上，并按逆变器安装说明施工。具体安装以施工图为准。6.4.735kV接地变35kV接地电阻成套装置安装于土建基础上，具体安装以施工图为准。6.4.8高压35kV电力电缆安装电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的《电缆敷设程序表》，表中应明确规定每根电缆安装的先后顺序。电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行。动力电缆应进行优化设计设计，做到定盘定测，电缆运达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设时，对所有电缆的长度应做好登记，35kV动力电缆不得设置中间接头（选择箱变间高压侧母排作为各段电缆的中间连接，必须采用中间接头的须采用电缆转接箱）；控制电缆不得采用中间接头。对电缆容易受损伤的部位，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距离制作标识。电缆敷设完毕后，保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方应进行防火封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。所有电缆施工应满足《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168-2006）。6.4.9升压站及光伏场区电缆敷设（1）电缆敷设清册必须由专职技术人员依据设计电缆清册、电缆断面排列图、桥架走向、分层次、分种类进行编制，按照高压电缆、动力电缆、控制电缆、直流电缆、计算机电缆、通讯电缆、检修及照明电缆等顺序进分册编制，同时依据施工图纸提出各种电缆电缆的需用计划。（2）依据电缆敷设清册编制电缆标示牌，内容描述正确，符合验标的规定，电缆标示牌的分类保管应与电缆敷设清册相对应。（3）电缆敷设前，应组织各组负责人熟悉电缆敷设路径，安排电缆转弯、路由层次，避免交叉，安排专人负责起点、终点两端设备的位置确认，提前组织落实充足的劳力计划；安全监护人现场监护到位。（4）根据电缆敷设的顺序，从仓库逐一调运电缆盘，并检查每盘电缆的绝缘情况，必须符合规程要求，无绝缘缺陷存在。（5）电缆终端头制作接线电缆接线端子必须选用与电缆材质、截面相同的材料，使用专用的压接钳工具，选用正确的模具；高压电缆终端材料选用的冷缩式电缆终端，应与电缆的规格一致，高压电缆终端头制作完毕后（两端），必须经过耐压试验合格后，方可接入设备，端子压接牢固，相序正确，电缆标示牌正确。（6）电缆防火施工电缆防火施工设计必须遵守集团公司《电缆防火标准》Q/CDT109006、《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229、《电力工程电缆设计规范》GB50217、《电缆防火措施设计和施工验收标准》DLGJ154、《电力工程电缆防火封堵施工工艺导则》（DL/T5707-2014）等设计规范相关要求，做好施工图会审工作，严格按照设计院电缆防火相关施工图施工，依据施工图纸的要求在电缆工程施工完毕后送电前，使用防火涂料、耐火浇注料、阻火模块等对电气设备的孔洞、电缆沟道进出口，电缆竖井的进出口等部位进行封堵、涂刷，并将设备内部清理干净。电缆穿墙、电缆隧道采用阻火模块封堵施工工艺，电缆穿楼板、盘柜（箱）、电缆竖井采用耐火隔板和无机堵料封堵施工工艺，电缆桥架采用阻燃槽盒和阻火包封堵工艺。按照《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168、《电缆防火措施设计和施工验收标准》DLGJ154等相关标准进行验收。6.4.10二次设备的安装与调试二次设备的安装与调试应按工程师已批准的设计图纸（设计通知或函件）、试验方案（投标人提供）的要求进行施工。投标人所作的各项工作均应符合有关规程规范的规定及工程师批准的设计图纸（设计通知）及试验方案的要求。对有特殊要求的设备应符合产品说明书的具体要求。在安装过程中二次设备和所用材料，应符合国家和行业现行技术标准。产品应有合格证、设备应有铭牌和说明书。投标人在安装调试中实用的设备、仪器、仪表除设备制造商指定提供的以外，均由投标人自备。用于检查、校验、试验的电气仪表，必须经法定计量单位标定，合格后方能使用。二次设备、器具及附件安装调试前，应在工程师的参与下，进行实验或整定。对应保管或运输等原因而有可能造成损坏的设备，应重新进行实验，经重新实验达不到设计要求的，应及时报告工程师，并更换合格设备，费用由投标人承担。因使用不合格产品造成的损失由投标人承担责任。承包商在安装施工中应遵守有关规程规范并遵守现行有关的安全技术规程规定和IEC标准或工程师批准的有关标准的要求。设备安装后，不应在盘、柜（箱）内进行电焊等的作业，防止损坏油漆及损伤设备和导线绝缘。二次设备、器具及附件安装调试应有详细记录，并经工程师认可。全部工程竣工后，投标人应将安装、调试记录和产品合格证书等文件作为竣工资料的一部分移交给业主。投标人在安装施工中应遵守规程规范并遵守现行有关的安全技术规程规定和有关标准的要求。投标人应负责变电站综合自动化系统、直流系统、通信、消防系统及全厂二次设备控制系统的电力电缆、直流电缆、光缆、控制电缆、屏蔽电缆、通信电缆的订货（设备供应商负责的除外）、连接、试验、固定及电缆孔洞（包括盘下）用防火材料封堵，同时应负责电缆架安装、混凝土内的电缆管及预埋件的埋设等。包括从现地传感器到集中控制室的电缆敷设。电缆具体规格、型号和数量按施工图纸要求供货。6.4.11升压站二次接线（1）二次接线的编号头使用电子打号机统一制作，长度、内容应要求统一，编号头的孔径应与电缆芯线的线径匹配。（2）整理排列电缆前应依据设计接线图纸清点电缆的数量、规格型号、电缆编号、起始点应符合图纸要求。（3）依据设计施工图纸电缆的接线位置整理排列电缆，电缆通过分支桥架或电缆进盘固定支架安顺序排列，电缆的弯曲弧度应一致，不准有交叉、扭曲情况，帮扎间距一致并均匀，固定牢固，电缆排列观感美观。（4）剥除电缆护套不能伤触芯线绝缘，芯线束应顺直，芯线排列整齐一致，绑扎间距一致。（5）电缆编号头按照图纸要求套穿，后接线的电缆必须校线正确后方可套穿编号头，编号头的穿向正确，交直流端子要隔开，用不同颜色标记。（6）接线端子排的接线芯线的予留弯曲弧度应一致，芯线接入端子的位置必须符合图纸的要求，芯线的导体不能外露出接线端子，编号头的字体方向应一致。（7）电缆标示牌应统一悬挂，标示牌悬挂对应电缆正确，悬挂观感美观。（8）接线完成后，再次核对图纸端子接线数量、位置、弓子线、端子配件等正确齐全，清理干净设备内部，恢复防护装置。（9）就地设备电缆接线应依据施工图纸核对就地设备和电缆符合设计，就地电缆必须穿电缆保护管、金属软管及附件齐全，电缆芯线校线正确，接线端子正确，电缆标示牌悬挂正确，接线完毕后防护装置恢复正确配件齐全。6.4.12升压站二次回路调试（1）依据施工图纸、“使用手册”逐一检查开关、互感器至主控控制系统或PLC对应I/0卡的接线应符合图纸要求，检查交流回路正确，综合保护、变送器、各光伏区的远程监控调试完毕恢复接线正确，主控画面各系统监控参数正确齐全。（2）各系统开关本体就地跳合闸正确，防跳试验符合要求，系统保护、单元综合保护、保护出口跳闸正确，低电压跳闸正确，高低压连锁跳闸及互为备用闭锁符合设计要求，逻辑自动回路动作正确。（3）主控室操作员站发布指令逐一传动各开关，远程控制器其对应的动作、指示、音响及画面指示正确，逻辑关系正确。6.4.13接地装置施工（接地施工单位必须具有相应资质）本工程升压站和光伏场的接地，均采用敷设水平接地网和垂直接地极相结合的复合接地网，以减少土壤接触电阻，降低接地电阻。110kV升压站的保护接地、工作接地、过电压接地采用一个总的接地装置。本升压站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合环形封闭式接地网。主接地网要求接地电阻不大于I/2000Ω。升压站户外水平接地体采用60mm×6mm²镀锌扁钢，敷设深度为0.8m；室内采用60mm×6mm²镀锌扁钢。垂直接地极采用Φ50、2.5m长的热镀锌钢管。若接地电阻不能达到要求，可采用加大接地网面积或增加离子电解地极的方式以降阻直至满足要求。光伏阵列根据电站布置形成一个接地网，接地网与光伏电池组件支架焊接，子方阵接地体焊接成网状，各子方阵接地体相互连接。水平接地体干线采用-50×5热镀锌扁钢，接地体引下线采用-50×5热镀锌扁钢，垂直接地极采用L50×50×5，L=2500mm热镀锌角钢。箱式变电站、逆变器室的接地网采用在设备四周敷设水平接地体为主，辅以敷设垂直接地极的人工接地网方案，该接地网充分利用土建金属基础钢筋作为自然接地体，接地网外缘闭合，主接地网敷设于地平面0.8m以下土层中。接地网至少2处以上从不同方向与光伏阵列接地网连成一体。箱式变电站、逆变器室内所有电气设备均应可靠接地。接地电阻按《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065-2011中的规定进行选择应不大于4Ω。接地网寿命按30年计算。接地装置符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064-2014和《电气装置安装工程施工及验收规范》中的规定。6.5检查验收项目6.5.1投标人应向招标人提交检查试验计划，经核准后实施，试验计划应规定各项试验的顺序，准备工作及操作步骤，试验过程中各项数据的设计值或其它判断标准。6.5.2通用检查项目（1）设备本体安装位置正确、附件齐全、外表清洁、固定牢靠；（2）操作机构、闭锁装置动作灵活，位置指示正确；（3）油漆完整，相色标志正确，接地可靠。6.5.3电气试验检查项目本条所列试验项目应按GB50150中相应规定进行，主要的试验项目如下：（1）油浸电力变压器检查试验项目（2）户外110kV装置检查试验项目（3）箱式变压器检查项目（4）逆变器检查试验项目（5）互感器检查试验项目（6）高压熔断器试验（7）避雷器试验项目（8）高低压开关柜的试验项目（9）低压电器试验项目（10）电力电缆试验项目（高压电缆必须开展交流耐压试验）（11）绝缘子检查试验项目（12）各项设备的相序试验检查。（13）接地网的测试检查。（14）监理人根据设备状况和有关技术规范认为有必要进行的项目。（15）未列出的设备的检验按国家相关规定执行。7暖通技术标准和要求7.1工作范围包括所有建筑以及预制式集装箱的采暖、通风、空调设备及管道的安装等，涉及电气专用电源电缆敷设及在安装范围内。并应按施工图、本条款规定以及有关暖通设计规范，实施和完成本章所述各分项工程的设备、材料的定货、催货、开箱验收、保管仓储、安装、调试、清场等全部工作。7.2设计采用的标准及规范（不限于此）：（1）《采暖通风与空气调节规范》（GB50019-2003）；（2）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）；（3）《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》（DL/T5035-2004）；（4）《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》（GB50736-2012）。上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。7.3室内外计算参数7.3.1室外空气计算参数1)室外空气计算参数年平均温度18℃冬季采暖计算温度1.0℃通风计算温度6.2℃空调计算温度-1.1℃极端最低温度-7.7℃最冷月平均相对湿度84%夏季空调干球计算温度35.6℃空调湿球计算温度26.7℃通风计算温度32.9℃空调日平均温度31.7℃极端最高温度41.6℃最热月平均相对湿度55%2)室内空气设计参数，详见下表。室内空气设计参数表房间名称冬季夏季温度(℃)相对湿度%温度(℃)相对湿度%电气设备间18-≤30-注：表中仅列了主要建筑室内作业地带温度、相对湿度，其余建筑均参照《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》(DL/T5035-2016)。7.4采暖根据当地气候条件本工程不单独设置采暖系统，而是与空调系统合并，采用冷暖型分体空调。7.5通风因本项目不建设综合楼等建筑物，均采用成品集装箱。预制舱等设备间舱体的通风由预制舱厂家统一考虑。8水工技术标准和要求8.1工作范围包括但不限于本工程所有给排水设备采购、安装及调试，包括生活供水设备及污水处理设备等；升压站室内外上水、下水管道、事故排油管道的敷设及安装，包括土建直埋或沟道施工等。站外引水工程的施工包含在本次招标范围内。8.2排水设计本工程排水系统采用雨、污水分流制，雨水单独排放、污水不外排。(1)场地排水升压站位于XX市XX镇，采用XX市的暴雨强度公式：重现期3a，地面综合径流系数0.9，地面集流时间采用11min。升压站的屋面雨水排放采用外排水系统，雨水由雨水斗收集后经雨水立管排至室外排水明沟。站区广场及道路雨水经雨水口收集后排至室外雨水管网，最后排至站外自然冲沟。(2)生活污水站区最大日设计生活污水流量约为8.058m3。生活污水经厂区生活污水管网收集后排放至生活污水调节池。站区设WSZ-1A型(最大小时处理能力为1m3/h)地埋式生活污水处理设施，采用生化处理技术接触氧化法，该设备具有不占地表面积、产生污泥少、对周围环境影响小、维护管理方便等优点。经一体化生活污水处理装置处理达标后生活污水用于站内绿化，不外排。(3)组件冲洗设计光伏板清洗方案，应能满足光伏板清洗的设备，做到清洗安全方便省人工。考虑到光伏板冲洗为局部间断性冲洗，冲洗采用喷雾式水枪，故冲洗排水直接冲入水库内。（4）预制舱要做好舱体与基础连接面的防水及基础电缆穿墙管道的防水工艺，保证这两处不会漏水。9环保措施技术标准和要求9.1法规及标准9.1.1法律法规(1)《中华人民共和国环境保护法》，1989年12月26日发布并实施(2)《中华人民共和国环境影响评价法》，2003年9月1日实施(3)《中华人民共和国清洁生产促进法》，2003年1月1日施行(4)《建设项目环境保护管理条例》中华人民共和国国务院令第253号，1998年11月29日实施(5)《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》，2011年4月8日试行(6)《中华人民共和国大气污染防治法》2000年9月1日施行(7)《中华人民共和国水污染防治法》2008年2月28日修正(8)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》1997年3月1日施行(9)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》2005年4月1日修订实施(10)《中华人民共和国水土保持法》2011年3月1日(11)国家环境保护总局第18号令《电磁辐射环境保护管理办法》1999年2月1日施行(12)中华人民共和国国务院《电力设施保护条例》9.1.2执行标准(1)《环境空气质量标准》GB3095-1996及其修改单二级标准；(2)《声环境质量标准》GB3096-20082类标准；(3)《污水综合排放标准》GB8978-1996一级标准；(4)《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-20082类标准；(5)《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)；9.2环保要求9.2.1承包方施工前针对本项目内容和特征，制定专项的环保措施，并经审批后，严格执行到位。9.2.2承包方服从发包方的环保管理，如环保措施执行不到位可能造成环境污染事件，发包方有权要求承包方立即停工，直到整改验收合格后方可复工，由此造成的影响或经济损失全部由承包方承担。9.2.3项目实施期间不得发生扬尘、跑油、跑灰、废水外排等环保事件，若发生环境污染或由此导致的环保纠纷、处罚通报等由承包方承担全部责任。9.2.4施工期间若需使用挖掘机、装载机等非道路机动车辆，其车辆必须符合当地环保部门要求。9.3环境保护措施9.3.1施工扬尘：为有效控制施工期间的扬尘影响，投标人采取防治措施如下：（1）对施工现场实行合理化管理，砂石料、水泥等统一堆放，采用苫布覆盖；（2）临时堆土场、散装建筑材料堆场应压实，并严密遮盖；（3）建筑垃圾分类堆放并及时清运，运输时应用苫布覆盖，避免沿途遗洒；（4）按设计运输路线组织运输，施工便道采用泥结碎石路面。（5）运输砂石、土壤等易落撒物料，应做好运输过程物料覆盖，防止产生扬尘等污染；进出厂区导致泥土污染公共道路路面，应及时清理，因环保处罚导致的损失由投标人承担；必要时应按照当地环保部门要求，提供清洗运输车辆装置，保证运输车辆不将泥土带至共同道路上，规避环保风险等。贯彻落实上述措施后，项目施工扬尘不会对周围村庄的环境空气产生明显污染影响。9.3.2施工废水：项目施工过程中产生的废水主要为施工人员正常生活产生的生活污水不外排，不会对当地水环境产生不良影响。9.3.3施工噪声：保护评价区域声环境质量要求符合工厂厂区标准，使其符合国标《声环境质量标准》（GB3096-2008）中3类区标准，噪声限值为：昼间65dB(A)，夜间55dB(A)，为本项目的声环境保护目标。9.3.4固体废物：项目施工期产生的固体废物主要为施工人员产生的生活垃圾。施工中产生的弃渣用于回填及场地平整，待施工结束后进行覆土绿化；施工人员产生的生活垃圾经收集后，定期送生活垃圾处置场集中处置。即施工期产生的固体废物全部得到妥善处置，不会对周围环境产生明显影响。9.3.5生态影响：项目建设对区域生态环境影响主要表现在临时占地及施工对土壤的影响、对地表植被的破坏、水土流失、水体扰动等不利影响。工程施工过程中，各单项工程施工开挖前均进行表土清理和保护措施；施工道路减少扰动，进行地表平整，施工结束后临时道路进行植被恢复；在水体中进行施工时，采用先进的施工工艺，尽量减少对水体和水生动物生境的扰动，合理安排工期，避免在汛期和重要水生生物繁殖期进行施工。区域动植物物种均为周边区域常见种，因此项目的建设不会造成生物物种的减少，对野生动物和人工饲养动物的栖息、活动影响较小。9.4生态恢复措施1)施工活动严格控制在征地范围内，尽可能减少对周围土地的破坏；考虑对进场道路与施工道路进行一次性规划，施工道路不再单独临时征用土地；道路尽可能在现有道路的基础上布置规划，尽量减少对土地的破坏、占用。2)电池组件及电气设备必须严格按设计规划指定位置来放置，各施工机械和设备不得随意堆放，以便能有效地控制占地面积，更好地保护原地貌。3)施工优先采用环保型设备，在施工条件和环境允许的条件下，进行绿色施工，可以有效降低扬尘及噪声排放强度，保证其达标排放。4)在施工过程中，做好表土的集中堆存和保护，并要求完工后及时利用原表土对施工造成的裸露面进行覆土。5)尽量减少大型机械施工，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，其表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘发生。基坑开挖严禁爆破，以减少粉尘及震动对周围环境的影响。6)电缆沟施工后应及时回填，并恢复原有地貌。9.5XX水库光伏项目环保技术措施：1、非机动车、非道路移动机械必须到XX非机动车检测中心评估和挂牌后方能投入使用。不符合排放标准的非道路移动机械须通过技术改造加装车辆尾气柴油净化装置等，并经该检测中心评估和挂牌后方能投入使用。2、实施的监控方式；总承包施工方人员每天不少于2次现场巡检；泄漏事故检测方面，在重大危险源点处进行取样检测。3、自来水厂与水库分界处设置拦油网隔离带5公里，该隔离带距离施工区450米。水库水源分界处，在拦油网前使用吸油毡、吸油绳对油污、杂物等进行栏截吸附隔离，并运走另行专业处置。4、定期对设施设备进行监测，对重大危险源每周进行一次检测，重点检查储存设施的壁厚、有无腐蚀或渗漏，以及周边环境是否满足要求。5、施工机械管理。施工单位进入现场施工机械（所有水面机械，包括运输船、桩机、柴油水泵、平台动力、挖掘机及压桩头等）必须为2017年1月1日后出厂且经检验合格的产品。6、危险废弃物设立定点集中室内堆放，定期清除处理；危险废弃物防扬散、防流失、防渗漏，委托有危废物经营资质的单位处置危险废弃物，并签订委托处置合同，不擅自倾倒、堆放危险废弃物；废油、废蓄能电池等储存区危险废物，将泄漏液收集在容器中集中处理。7、当预测XX巿AQI日均值＞200将持续1天（24小时）以上时，严格执行《XX市重污染天气应急预案》。①黄色（Ⅲ级）预警应急响应措施增加施工工地洒水降尘频次，加强施工扬尘管理；严格按照大气污染防治特护期工业企业错峰生产限产实施方案要求，落实黄色预警期间错峰生产、限产措施。按照运输车辆最小方式控制；若泥土洒落至地面，未进入水库，进行收集处理；粉尘过大，采用洒水车定时喷水降尘。对工地扬尘口进行清理，及时关闭各出风门；对干土装卸过程中严格管控，必须彻底覆盖上路。②橙色（Ⅱ级）预警应急响应措施：减少机动车上路行驶；增加施工