XX区域30MWp光伏方阵汇流箱采购技术规范书（202X年）.docx

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1、XX区域30MWp光伏方阵汇流箱采购技术规范书XX电力勘测设计院电力工程勘察设计证书：甲级XX号202X年X月XX1 总则12 技术标准23 设备使用环境条件24 技术要求55 供货范围66 质量保证及试验97 技术资料和交付进度108 技术服务和设计联络129附图141总则1.1 本技术规范书适用于XX区域30MWP项目的光伏方阵汇流箱，它对光伏方阵汇流箱本体及其附属设备的功能设计、结构、性能安装和试验等方面提出了技术要求。1.2 本项目工程拟安装晶体硅太阳电池组件的标称容量为（30MWP）（全部太阳电池组件稳定效率下标称功率的代数和），均采用多晶硅太阳电池组件。1.3 本技术规范书主要包括

2、：光伏防雷汇流箱、连接线缆等。1.4 本项目升压站由30个光伏发电分系统组成，匹配30套IMW并网型逆变升压装置。每个IMWP光伏发电分系统匹配的IMW并网型逆变升压装置为2台500kW单机逆变器并联运行，逆变器不带低压隔离变压器，两台逆变器交流输出接入低压交流配电柜后直接接入升压变压器低压侧。1.5 本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应保证提供符合本规范书和有关国家标准，并且功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。1.6 投标人对其供货范围内的所有产品质量负有全

3、责，包括其分包和外购的产品。1.7 如果投标人没有以书面形式对本技术规范书的条文提出异议，则意味着投标人提供的设备完全符合本技术规范书的要求。投标人如对本技术规范书有异议（或差异），不论是多么微小，均应在其投标书中以“与技术规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述说明。1.8 投标人在设备设计和制造中应执行规范书所列的各项现行（国内、国际）标准。规范书中未提及的内容均满足或优于所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。有矛盾时，按较高标准执行。在此期间若颁布有要求更高、更新的技术标准及规定、规范,则以最新技术标准、规定、规范执行。1.9 合同签订之后，按技术协议要求，投标人提出合同设备的

4、设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给招标人。1.10 在签订合同之后，招标人和设计方有权提出因规范标准和规定或工程条件发生变化而产生的一些补充要求，具体可由三方共同协商，但投标人最终应予解决。1.11 联络方式：设计联络会、传真。日常可以电话及电子邮件方式联络。（但具备法律效力的联系方式为设计联络会及传真）。1.12 本技术规范书未尽事宜，由招、投标双方协商确定。注意事项:1）为保证成套设备报价的准确性，请投标人在投标时对箱体内配套的主要元器件进行询价，否则引起的商务差异由投标人自负。2）为保证工程设计思路及设计方案的一贯性、完整性，各投标商投标时

5、，应严格按照订货图进行技术方案的设计和商务报价，在未经设计院许可的情况下，不得随意更改开关柜内元器件的选型及规范，否则由此引起的商务及技术问题由投标人自行负责。如有差异必须在投标书中表述清楚。3）各投标人在投标时必须按要求提供相关产品的生产许可证、鉴定证书、检验报告、用户反馈意见等资质材料，作为用户评标的依据。如果没有相关资质，发标方有权将其作为废标处理。4）由于本工程目前阶段技术方案存在一定的不确定性，投标方在进行商务报价时除报总价外，还需报单价.投标方应承诺，合同签订后如招标方需更改光伏方阵汇流箱数量时，双方按相应单价调整总价。5）由于电池板未定，电气设备最终参数及规格数量需等待电池板确定

6、后在招标过程中进行二次确认，特此明确。2技术标准2.1 标准和文字2.1 技术规范书范围内的设备应采用中华人民共和国国家标准（GB）,在国内标准不完善的情况下，可参照选用IEC标准或双方认定的其它国家标准。选用标准应为最新版本。2.1.2技术规范书未提及的内容均应符合以下的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此，若标准之间出现矛盾时，以较高标准为准。选用标准应为签订合同时的最新版本。GB18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB/T133841992机电产品包装通用技术条件GB/T191-2008包装储运图示标志DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程GB/

7、T19939-2005光伏系统并网技术要求GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性（IEC61727:2004,MoD）GB/Z19964-2012光伏发升压站接入电力系统技术规定GB/T2423.1-2001电工电子产品基本环境试验规程试验A：低温试验方法GB/T2423.2-2001电工电子产品基本环境试验规程试验B：高温试验方法GB/T2423.9-2001电工电子产品基本环境试验规程试验Cb:设备用恒定湿热试验方法GB4208-2008外壳防护等级(IP代码)(IEC60529:1998)GB3859.2-1993半导体变流器应用导则GB/T14549-1993电能质量

8、公用电网谐波GB/T15543-1995电能质量三相电压允许不平衡度GB/T12325-2003电能质量供电电压允许偏差GB/T15945-1995电能质量电力系统频率允许偏差GB19939-2005太阳能光伏发电系统并网技术要求SJ11127-1997光伏(PV)发电系统的过电压保护导则GB20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序GB4208-2008外壳防护等级(IP代码)GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级GB3859.2-1993半导体变流器应用导则Q/SPS22-2007并网光伏发电专用逆变器技术

9、要求和试验方法电磁兼容性相关标准：EN50081或同级以上标准EMC相关标准：EN50082或同级以上标准电网干扰相关标准：EN61000或同级以上标准电网监控相关标准：UL1741或同级以上标准电磁干扰相关标准：GB9254或同级以上标准GB/T14598.9辐射电磁场干扰试验GB/T14598.14静电放电试验GB/T17626.8工频磁场抗扰度试验GB/T14598.3-936.0绝缘试验JB-T7064-1993半导体逆变器通用技术条件其它未注标准按国际、部标或行业标准执行。投标方应将采用的相应标准和规范的名称及版本在标书中注明。3设备使用环境条件3.1 升压站一期工程主要建设方案3.

10、1.1 总体技术方案大型并网光伏升压站主要由太阳电池方阵、逆变配电设备、交流升压电气系统以及升压站自用电系统组成，太阳电池方阵及逆变器系统是光伏升压站的核心系统。总体技术方案采用“集中安装建设，多支路上网”的“模块化”技术方案。升压站工程规模容量(30MWP),本工程多晶硅光伏组件共30MWp,每个IMW光伏发电单元。工程共有30个光伏发电分系统。每个光伏发电分系统为1MW,每个光伏发电分系统匹配的IMW并网型逆变升压装置为2台500kW单机逆变器并联运行,逆变器不带低压隔离变压器，两台逆变器交流输出接入低压交流配电柜后直接接入升压变压器低压侧，升压变压器低压侧采用双分裂绕组方式。3.1.2

11、接入系统方案根据接入系统设计报告，本系统上网电量以35kV电压等级输往电网。3.1.3 光伏电池方阵设计方案本项目的太阳电池方阵由太阳电池组件经串联、并联组成。光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压、最低工作电压及太阳电池组件的最大系统电压确定；组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。多晶硅太阳电池组件采用固定安装运行方式。固定式太阳电池方阵阵列面应随地形正南布置，并保持与水平面的夹角为38。太阳电池方阵阵列间距的设计值满足在冬至日、太阳高度角最低时，光伏电池组件上的日照时间最长。3.1.4 升压站直流发电系统方案每IMWP光伏发电系统采用2台500kW逆变器，2台逆变器输出通过一台低

12、压交流配电柜并入1台35kV升压变压器。3.1.5 升压站交流电气系统方案(1)电气主接线采用30台35kV箱式升压变升压后接至35kV母线，经35kV线路送出。每回35kV集电线路由10台箱变连接后接入35kV配电室35kV母线。本期共3回集电线路接入35kV母线，35kV采用单母线接线。35kV出线1回接入系统侧。(2)升压站监控系统方案升压站监控系统采用微机监控系统3.2.1 各项目气象要素统计表序号要素名称要素值序号要素名称要素值1年平均气温()7.312日照百分率()70%2极端最高温度（）39.613年平均雷暴日数（d）31.43极端最低温度（C）-30.314年平均大风日数（d）

13、4年平均降雨量（mm）311.415年平均沙尘暴日数（d）5.35最大一次日降雨量（mm）86.816累年平均风速（ms）2.46年平均蒸发量（mm）2076.417多年极大风速（ms）25.17年最大积雪厚度（Cm）1518年主导风向W8年平均气压（kpa）901.71950年一遇最大风速（ms）9平均相对湿度（）5320年平均雾日数（d）10年最大冻土深度（cm）17621冰雹日数（d）Il年日照时数（h）3305.3223.2.2 污秽等级：IV级（设备爬电比距按3.1cmkV考虑）3.2.3 地震基本烈度：Vil度3.2.4 安装位置：室外4技术要求本技术规范书内容包括从直流汇流箱到逆

14、变及配电装置交流输入侧的全部设备、安装附件及工程安装、试验、技术与服务等要求。主要包括：光伏防雷直流汇流箱、线缆、设备安装调试等组成部分。4.1 设计和运行条件配电装置应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标：1）环境温度：-28.9C+41C;2）相对湿度:50%；3）海拔高度：1133.104m；4.2 规范和标准按有关标准和准则拟定技术条件的合同设备，包括工厂由其他厂商购来的设备和配件，都符合该标准和准则的最新版本或修订本，包括投标时生效的任何更正或增补，经特殊说明者除外。4.3 技术要求投标方提供的设备应功能完整，技术先进成熟，并能满足人身安全和劳动保护条件。投标方所供设备均正确设计和

15、制造，提供的全套设备应良好匹配，保证整机性能良好，在投标方提供的各种工况下均能满足安全和持续运行的要求。具体见图纸431柜体采用连续热镀锌钢板（冷轧钢为基板）弯制而成，牌号为DC51D+Z,钢板的厚度21.5mm,表面采用静电喷涂，为全组装结构，折弯后焊接而成；框架和外壳具有足够的刚度和强度，除满足内部元器件的安装要求外，还能承受设备内外电路短路时的电动力和热效应，不会因设备搬运、吊装、运输过程由于受潮、冷冻、撞击等因数而变形和损坏。柜体的全部金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；柜体结构安全、可靠，应具有足够的机械强度，保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形;通过抗震试验、内部

16、燃弧试验；柜体采用封闭式结构，元件特别是易损件安装便于维护拆装；设备应有保护接地；432要求防水、防灰、防锈、防晒，能够满足室外安装使用要求，防护等级IP65及以上，满足室外安装技术要求，严格要求做好防水防护,提供盐雾试验报告。4.3.3 要求能够同时接入16路太阳电池组串，即应有16对正、负极接线端子，每路电池串列的允许最大电流210A。电池串输入电缆为4mn?光伏专用电缆，汇流主直流电缆为70mn投标方应在汇流箱装配配套的电缆锁头。4.3.4 要求汇流箱可接入最大太阳电池组串开路电压（最大直流电压）为100OV以上（含1000V）o4.3.5 要求使用高压直流熔断器（采用国外知名品牌）进行

17、每路光伏组串的正负极保护，即1个16路输入的汇流箱带32只熔断器；熔断器额定电流按15A考虑，耐压要求达到直流IoOoV以上（含1000V）o每只熔断器熔断后，应有保护动作接点输出，开入直流汇流箱智能测控单元。4.3.6 直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏IoOOV专用防雷器，按照品牌为罗斯瑞尔、伽尔玛、西岱尔分别报价，最终由业主单位确定,且防雷必须具备北京、上海雷电中心报告和TUV认证。标称放电电流220kA,最大放电电流240kA,最大持续工作电压1.3UOC（光伏组件标准条件下的开路电压），UP值在5kV以内。防雷器具有遥信功能，防雷器状态可以通过汇流箱的智能检测单元传

18、输到主控中心。4.3.7 直流输出侧装设可分断额定电流的光伏专用直流断路器（按照ABB、西门子、施耐德分别报价最高价计入设备总价，最终由业主单位确定），且其够承受直流I（X）OV的电压（汇流箱输出电流按照项目中标的组件参数设计确定）。额定电流按200A考虑。直流输入均设置隔离二极管。防反二极管采用外置式。防反二极管的防护等级要求达到IP54o工作环境满足本工程要求，（按照杭州国晶、西门康、华晶产品分别报价最高价计入设备总价，最终由业主单位确定）。4.4 .7每个汇流箱配置模块化汇流箱智能检测单元，智能测控单元具有以下功能：每组PV电池板串电流测量（共计16路）每组PV电池板串故障告警和定位（共

19、计16路）汇流箱每组保险器熔断告警和定位（共计16路）PV电池板阵列电压测量PV电池板温度测量（2路4-20mA或1-5V模拟量输入）检测每串组件的电流、母线电压、箱体内温度、防雷器状态和输出断路器状态监测（2路DI量输入）等信息，测量采用穿孔式测量，测量单元即使出现问题也不得影响汇流箱的正常发电，须保证测量设备和发电电气设备完全隔离独立，有效保证电站的发电效率和运行，测量单元精度为0.05%,测量单元须具备CE认证；故障诊断功能：组串断路、组串电流偏差、组串电流反向、组串电流过流、母线过压、防雷失效、过温、输出断路器脱扣、测量芯片故障等。智能检测单元需具备数码显示功能，能在设备本体上显示电流

20、、电压、功率、设备地址、设备编号等信息；检测单元设置设备地址号操作需简洁方便，无需辅助设备能更改设备地址，整机功耗需小于4W,产品在-35C7（C环境温度下稳定运行。模块化汇流箱智能检测单元，具备多种方式进行数据远传，必须具备RS485接口，并且通讯接口内置防雷功能，还需要具备无线（为ZIGBEE通信）预留接口，方便客户后期需要时，无需更换设备只需增加相应硬件插件即可实现该功能，如需要提供无线功能，厂家需要提供无线路由设备，方便模块的管理及通信。模块化汇流箱智能检测单元采用直流1000V自供电模式，电压范围为90至100OV输入，直流9V/24V输出，自供电采用模块化灌胶封装，电源具备防反接、

21、过流、过压保护、防腐蚀、防尘等功能。具备箱体温度监测及高温报警功能。具备高温自动分断直流断路器功能，可防止因高温引起的火灾。汇流箱智能测控单元选用三家国内知名品牌分别报价，最终由业主单位确定。4.5 .8光伏方阵汇流箱的绝缘耐压和爬电距离光伏方阵汇流箱的输入电路对地、输出电路对地、输入对输出的绝缘电阻应不小于20Mo光伏方阵汇流箱的输入对地、输出对地、输入对输出应承受AC35OOV,50HZ的正弦交流电压Imin,不击穿，不飞弧，漏电流VIOmA。汇流箱应满足的最小电气间隙和爬电距离如下表所示:额定直流电压Un(V)最小电气间隙(mm)最小爬电距离(mm)100020304.3.9汇流箱内的所

22、有电缆使用光伏专用阻燃软电缆光伏方阵汇流箱内的电缆应采用国内外知名品牌的高品质阻燃型光伏专用铜芯软电缆，光伏专用软电缆的对地耐压不低于DClO(X)V,至少能承受不低于105的运行温度。4.3.10 设备本体上需有不锈钢或者铝制铭牌，标示箱体的技术参数、项目名称及编号等信息。4.3.11 箱体应允许从底部进入电缆，设有光伏阵列电线或电缆进线孔。并设有供汇流电缆进出柜体的防水端子(至少1个直径25mm电缆孔，至少1个直径30mm电缆孔，)。配备专用接地线，引接至箱体外(预留1米长度)。4.3.12 汇流箱必须通过金太阳鉴衡认证。4.3.13 箱内布线整齐美观，端子排应面向门安装，以便于检修及安装

23、。端子排额定电压不低于DC1000V,应具有隔板、标号线套和端子螺丝，每个端子排均标以编号。端子选用阻燃型端子。4.3.14 箱内出线断路器外侧应设有汇流母排，汇流母排载流量不低于200Ao留有两回电缆接线端子。4.3.15 箱体正面应留有标识牌位置，可标识汇流箱编号。4.3.16 根据项目所在地的气象信息和场地环境温度范围，由投标方决定是否在箱体内增加电加热设备。汇流箱必须具备良好的散热条件，保证在最高环境温度条件下，汇流箱的温度控制在60。如果没有安装电加热设备所造成的工期延误、劳务费用、发电量、信誉等损失由违约的投标方负责赔偿，同时，无论招标方是否更换中标人，都可以扣除投标方的投标保证金

24、。4.3.17 设备颜色：采用RAL7035o5 供货范围5.1 一般要求5.1.1 规定了合同设备的供货范围，投标人保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合设备规范要求。5.1.2 投标人应提供详细供货清单，清单中依此说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本合同附件未列出和/或数目不足,投标人仍须在执行的同时补足。5.1.3 投标人应提供所有安装和检修所需专用工具和装置性材料等，并提供详细供货清单。5.1.4 提供运行所需备品备件（包括仪表和控制设备），并在投标书中给出具体清单。提供所供设备的进口件清单。5

25、.1.5 进口件清单单列，并要求提供原产地证明。5.1.6 投标方提供终身维修。招标方发现问题通知投标方后，维修人员24小时内抵达现场。缺陷处理后，半个月内向招标方提交分析报告。5.1.7 投标方承诺质保期满后，在设备有效运行期内保证备品备件的长期供应。5.2 供货范围投标方确保供货范围完整，满足招标方对安装、调试、运行和设备性能的要求，并提供保证设备安装、调试、投运相关的技术服务和配合。在技术规范中涉及的供货要求也作为本供货范围的补充，若在安装、调试、运行中发现缺项，投标方应无偿补充供货。逆变配电装置及其辅助材料的具体项目如下（但不仅限于此）：（1）光伏防雷汇流箱：420个PSV-16型防雷

26、汇流箱。（2）汇流箱智能测控单元：420个（安装在汇流箱里）（3）汇流箱与光伏监控系统的通讯电缆。设备范围（由投标方详细填写各设备的主要元器件）序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注12合计专用工具（由投标方确定）序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注12备品备件（由投标方确定）序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1直流熔断器只25同主设备2专用高压直流断路器只10同主设备（200A）3防雷器只10合计6 质量保证及试验6.1 质量保证6.1.1 供方应提供有效的质量保证办法以确保项目和服务满足需方技术协议书的要求。6.1.2 在设备制造过程中接受必要的监督和检查。6.1.3 质

27、量保证从设备及系统在现场安装调试开始，性能满足本规范要求及有关国标。6.1.4 供方提交给需方下列文件作备案（见相关资料）。a.合格证书b.主管部门或行业颁发的资格证书c.国家对该产品的有关标准d对本协议有异议的文件及需方对供方提出的解决办法的许可文件已质量保证大纲f.质量保证程序文件g电气试验结果6.1.5 投标方应遵守本规范书中各条款和工作项目的1S09001-GB/T19001质量保证体系。6.1.6 质保期为设备投运后一年，在投运后一年内供方对产品实行免费“三包”（包修、包换、包退）。6.2 试验6.2.1 供方应根据国标和部颁标准进行工厂试验，试验方法和要求应符合GB7260不间断电

28、源设备的要求，并提供给需方详细的试验说明、技术说明及特殊试验仪器的要求。7技术资料和交付进度7.1 一般要求7.1.1 投标人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。进口部件的外文图纸及文件应由投标人免费翻译成中文。7.1.2 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。7.1.3 投标人应根据招标书提出的设计条件，技术要求，供货范围，保证条件等提供完整的标书文件和图纸资料。图纸资料的交付进度应满足工程进度的要求。投标人应在合同签订后7个工作日内提供工程设计的产品样本。在合同签定后15天内给出全部技术资料清单和交付进度，并经招标人确认。产

29、品样本应满足以下要求：1) 箱体的主要技术性能及结构和简要说明。2) 箱体的主要技术数据及安装结构图。3) 箱体内安装的主要设备的技术数据及配套厂家。4) 箱体的内部安装接线图，端子排图。5) 使用说明书：包括额定电气参数、使用条件、一、二次方案、结构尺寸。6) 提供开关柜设备排列所要求的操作维护走廊净距、安装尺寸、控制电缆及电力电缆进口位置和连接详图。7) 箱体的总重量、最大运输尺寸和重量。投标人所提供的图纸如有修改，投标人在新版中明确表示并相应提供文字说明。7.1.4 投标人提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合工程设计阶段，设备监造检验及施工调试、试运、性能验收试验和运行维护等四个方面。

30、投标人须满足以上四个方面的具体要求。7.1.5 对于其它没有列入合同的技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，投标人也应及时免费提供。如本期工程为多台设备构成，后续设备有改进时，投标人也应及时免费提供新的技术资料。7.1.6 招标人要及时提供与合同设备设计制造有关的资料，在技术资料中提供设备中主要部件的明细、规格型号、厂家等。7.1.7 投标人在配合工程设计阶段应提供的技术资料为本期工程6套(设计院、电厂各3套)，电子文件2套(设计院、电厂各1套)。7.1.8 投标人提供的随机技术资料为12套，电子版1套。投标人用光盘提供一套上述完整资料，其中文字性资料用Word(A4)文档编存，

31、图用CAD2004制作。资料除8.7条内容外还应包括以下内容： 包装清单 产品出厂合格证明书 出厂试验报告及该类产品的型式试验报告 安装、使用说明书7.2.1投标人提供的所有资料和图纸均应有“工程专用”与“正式资料”章，修改版资料对修改部分应有明显的标识和标注。所有图纸资料加盖XX区域30MWP光伏发电项目专用图章（包括所有图纸资料的计算机绘图光盘）。8技术服务和设计联络8.1 投标人现场技术服务在设备安装、调试及第一个大修期间，制造厂应提供无偿的现场服务，直至设备无缺陷为止。投标人负责在安装调试时提供技术服务，包括如下内容，但不限于此：1）设备和电缆安装指导。2）提供必须的专用工具、内绝缘材

32、料等。8.1.1 投标人现场技术服务人员的目的是保证所提供的合同设备安全、正常投运。投标人要派出合格的、能独立解决问题的现场服务人员。投标人提供的包括服务人天数的现场服务表应能满足工程需要。如果由于投标人的原因，下表中的人天数不能满足工程需要，招标人有权追加人天数，且发生的费用由投标人承担；如果由于招标人的原因，下表中的人天数不能满足工程需要，招标人要求追加人天数，投标人应满足招标人的要求。8.1.2投标方服务人员的一切费用已包含在合同总价中，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。8.1.3 现场服务人员的工作时间应与现场要求相一致，以

33、满足现场安装、调试和试运行的要求。招标人不再因投标方现场服务人员的加班和节假日而另付费用。8.1.4 未经招标人同意，投标方不得随意更换现场服务人员。同时，投标人须及时更换招标人认为不合格的投标方现场服务人员。8.1.5 下述现场服务表中的天数均为现场服务人员人天数。序号技术服务内容计划人日数派出人员构成备注职称人数1238.1.6 投标方现场服务人员具有下列资质：8.1.7 遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度;8.1.8 .2有较强的责任感和事业心，按时到位；8.1.9 .3了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；8.1.10 4身体健康，适应

34、现场工作的条件。投标人向招标人提供安装服务人员情况表。招标人有权提出更换不合格的投标方现场服务人员。8.2 投标方现场技术服务人员的职责8.2.1 投标现场技术服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、安装指导、调试、参加试运和性能验收试验。8.2.2 在调试前，投标方技术服务人员应向招标人技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），投标方技术人员要对施工情况进行确认和签证，否则招标人不能进行下一道工序。经投标人确认和签证的工序如因投标方技术服务人员指导错误而发生问题，投标人负全部责任。助标人提供的调试重要工序表（投标人填写）序号工序名称工序主要内

35、容备注128.2.3 投标方现场安装服务人员应有权处理现场出现的一切技术问题。如现场发生质量问题，投标方现场人员要在招标人规定的时间内处理解决。如投标人委托招标人进行处理,投标方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。8.2.4 投标人对其现场技术服务人员的一切行为负全部责任。8.2.5 投标方现场技术服务人员的正常来去和更换事先应与招标人协商。8.3 招标人的义务招标人要配合投标方现场技术服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提投标人便，费用由投标人负责。8.4 培训I8.4.1 为使合同设备能正常安装和运行，投标人有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。8.4.2 培训计

36、划和内容列表如下（投标人填写）：序号培训内容计划人日数培训教师构成地点备注职称人数128.4.3 培训的时间、人数、地点等具体内容由招投标双方商定。8.4.4 投标人为招标人培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。8.5 设计联络有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由招投标双方商定设计联络计划表（商定后填写）序号次数内容时间地点人数9包装、运输和储存9.1 装置制造完成并通过试验后应及时包装，应得到切实的保护和铁路、公路或海运部门的有关规定。9.2 所有部件应经妥善包装或装箱，在运输过程中应采取防护措施，以避免散失、损坏或被盗。9.3 在包装箱外应有显著的标记，标记发

37、货人代号、合同号、目的站（港）、项目号、货物名称、箱号/件号、毛重净重（kg）、尺寸（长X宽X高，以Cm表示）。包装箱外应明显标有“XX区域30MWP光伏发电项目工程”字样。9.4 各种包装应确保各零部件在运输过程中不致遭到损坏、丢失、变形、受潮生锈和腐蚀。9.5 包装箱上应有明显的包装储运图示标志（按GB191标准执行）。9.6 整体产品或分别运输的部件都要适合运输和装载的要求。10设备安装与调试10.1 安装调试条件10.1.1 场址地形地貌:站址所处为一处台地，地势较为平坦，起伏较小，无沟谷洪水和坡面洪水威胁站址安全。10.1.2 外部交通条件：交通便利10.1.3 用电用水条件：招标方

38、为整个升压站施工提供到站内的电源和水源。10.1.4 建设工期：整个工程建设周期约为6个月。10.2 安装调试范围和接口分界10.2.1 安装调试范围：投标方所供设备及设备间电缆的安装调试。10.2.2 安装调试接口：从电池组件与支架的连接面到直流汇流箱的进线端子。10.2.3 投标方有义务与支架安装方进行协调配合。10.3 安装调试工程量(30MWP)太阳能电池组件到支架、电池组件到直流汇流箱、直流汇流箱到直流配电柜、直流配电柜到逆变器、逆变器到交流配电柜、交流配电柜到升压变压器低压母线侧之间的设备和电缆安装调试。10.4 规范和标准本技术规范书中的安装调试应符合(但不限于)下列规范与标准：

39、电力建设施工及验收技术规范GBJ149-90电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50168-92电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-92电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB50171-92晶体硅光伏(PV)方阵I-V特性的现场测量GB/T18210-2000陆地用太阳能电池组件环境试验方法GB9535静电放电试验GB/T14598.14绝缘试验GB/T14598.3-936.010.5 技术要求10.5.1 安装技术要求安装除按照国家及电力工业部颁发的规范、规程以外，还必须遵照如下图纸、文件:经会

40、审签证的施工图纸和设计文件；批准签证的设计变更；设备制造厂家提供的图纸和技术文件；项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款；项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件。10.5.2 调试技术要求投标方根据设计方提供的施工图和设计文件和相关规程、规范编制相应地调试方案。调试方案应能保证每个发电单元(IMW光伏发电分系统包含2个500KW发电单元)的每个电池组串达到基本相同的I-V特性，否则，进行组件的质量性能检查和调整安装。调试方案还应与发电工艺后部系统设备的调试方案及升压站总体调试方案相适应。各设备调试方案及总体调试方案的协调组织工作由招标方完成。调试方案要求在

41、收到招标方提供的施工图和设计文件后15个工作日内完成，并提交招标方确认。调试方案至少还应包括施工后的各项安全检查及各项电气测量，并完整制定在调试方案之中。10.5.3 安装调试组织方案要求投标方根据设计方提供的施工组织规划设计文件和相关规程、规范编制安装调试组织方案。要求在收到招标方提供的施工组织规划设计文件后15个工作日内完成，并提交招标方确认。安装调试工期按XX个月完成工程量考虑。安装调试组织方案需提出项目计划进度表和施工网络图。投标方应随投标文件向设计单位提供施工组织规划设计所需要的基础数据：（1）施工用地面积：（2）施工用电、用水及通讯要求：（3）施工设备及材料存放要求。安装调试组织方

42、案应考虑设备材料分批到现场的进度要求；（4）现场人员数量及安排；（5）施工机具的种类及数量（主要为较大型施工机具）；安装调试组织方案应提出现场工作过程中环境保护及水土保持的措施。10.5.4 安装调试进度原则电池组件到现场进度安排：太阳能电池组件分X批到现场，每批XXMWp；第一批XXXX年XX月XX日到现场，之后每隔1个月到一批。安装调试进度安排：10.6 安全和文明施工要求投标方在职业健康安全、环境保护等工作上必须接受招标方及监理单位的管理、监督和指导。投标方必须严格遵守招标方的有关规章制度。10.6.1 安全目标自工程开工至竣工，投标方要杜绝人身死亡事故,轻伤率控制在3%。以下,严格控制

43、各种习惯性违章。总体目标是：实现人身死亡事故零”目标，并在工地范围内杜绝以下六种责任事故:1）重伤及以上事故。2）重大机械设备损坏事故。3）重大火灾事故。4）重大交通事故。5）重大环境污染事故和重大垮（坍）塌事故。6）大面积传染病和集体食物中毒事故。并接受当地建设系统和招标方安全文明施工考核。10.6.2 安全管理现场按规定成立建设项目安全管理委员会，由招标方定期组织召开会议。投标方应遵守工程建设安全生产有关管理规定，严格按安全标准组织施工，并随时接受行业安全检查人员和招标方安检人员依法实施的监督检查，采取必要的安全防护措施，消除事故隐患。由于投标方安全管理、人员违章及措施不力等原因造成事故的

44、责任和因此发生的费用，由投标方承担。投标方应结合本标工程特点编订安全施工、文明施工及环境保护的实施细则，设置独立的安全管理机构，配备满足工作需要的安监人员，建立严密的三级安全监察网络和有效的安全保障体系，加强管理，以保证本工程现场施工安全和文明施工。投标方发生重大人身伤亡事故，施工设备事故等，应及时通知监理单位和招标方，严格按“四不放过原则调查处理各类安全事故，并在上级文件规定的期限内，将事故调查分析报告和处理意见报告监理单位和招标方，并按程序上报主管部门和地方有关部门。投标方要认真开展危险源和危险点的辩识和控制，并采取有力措施，形成闭环管理。施工现场杜绝重大危险源的出现。根据实际情况，制订切

45、实可行的事故处理程序和各种应急预窠，适时组织演练。随时注意气象部门的预报，做好防台风、防雨、防雷、防滑、防暑降温等季节性气候变化的相应措施，以保证施工人员的人身安全和施工机械、设备的安全。投标方必须按规定与招标方签订安全施工责任状，全面分解招标方的安全目标，并在内部逐级签订安全责任状。投标方有义务参加由招标方组织的安全活动。投标方必须保证安全措施补助费、安全技术措施费的提取和使用。按照电力生产企业安全设施规范手册的要求规范现场安全设施。加大安全设施投入，使用完善的安全设施、防护等有效预防不安全情况的发生。强调从技术上确保作业点的环境安全，个人防护用品只能作为第二道防护。投标方在负责的施工区域必须保证配备满足需要的消防、交通和安全保卫设施。建立健全消防、保卫网络，制订严格的管理制度，编制消防保卫计划及措施。严格执行有关食品卫生、卫生防疫的有关规定。10.6.3 安全文明施工投标方在现场应遵守所有现行的有关文明施工的规章制度。除非另有协议，自现场开始工作直到工程全部移交为止，投标方应履行如下条款的责任，由此而发生的一切费用投标方自理。为了保护工程、现场工作人员及其他人员的安全及方便，在招标方或任何依法建立的主管机关所要求的时间和地点，投标方应以其自己的费用提供并维修所有的照明、护栏、围墙、警告标志及守卫设施。投标方应