全封闭箱式变电站设备采购
招标文件
(技术规书）
建设单位: 设计单位:
编制日期:
1 总则 1
2工程概况 2
3使用条件 2
4基本技术要求 2
5箱变及其元件技术要求 4
6供货围 14
7技术资料和交付进度 15
8交货进度 16
9检验和性能验收试验 16
10技术服务和设计联络 18
11外购 19
12差异表 20
13需要说明的其它问题 20
1 总则
1.1本规书适用于20MWp光伏发电项目的全封闭箱式变电站，它提出设备的功能设计、结构、性能和试验等方面的技术要求。
本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的条文，投标方应提供符合工业标准和本技术规书的优质产品。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。
如未对本规书提出偏差，将认为投标方提供的设备符合规书和标准的要求。偏差（无论多少）都必须清楚地表示在投标文件中的“差异表”中。
合同签订后1周，按本规要求，投标方提出合同设备的设计，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方，招标方确认。
1.2本设备规书所使用的标准如遇到与投标方所执行的标准不一致时，按高标准执行。
DL/T 537-2002 高压/低压预装箱式变电站选用导则
GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合，高电压试验技术规
GB3804-90 3-63KV交流高压负荷开关
GB11022- 高压开关设备通用技术条件
GB1094.1-96 电力变压器第1部分总则
GB1094.2-96 电力变压器第2部分温升
GB1094.3-85 电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验
GB1094.5 电力变压器第5部分承短路能力
GB/T51-95 三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7328-87 变压器和电抗器的声级测量
GB16926-97 交流高压负荷开关的熔断器组合电器
GB7251-97 低压成套开关设备和控制设备
GB13539-92 低压熔断器
GB1208-97 电流互感器
DL/T404-2001 户交流高压开关柜订货技术条件
DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程
GB2681-81 电工成套装置中的导线颜色
GB4208-93 外壳防护等级分类
GB2706- 交流高压电器动热稳定试验方法
GB/T 17467-1998 高压/低压预装式变电站
GB50150-2006 电器装置安装工程电器设备交接试验标准
DL/T 621-97 交流电气装置的接地
DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定
GB 3906 3-35KV交流金属封闭开关设备
1.3本设备技术规书未尽事宜，由招、投标双方协商确定。
2工程概况
2.1光伏方阵接线
根据光伏方阵的布置情况，全站共20个1MWp级多晶硅光伏发电单元，总容量约为20MWp。
2.2逆变升压单元接线
逆变升压单元按每1MWp为一个光伏发电单元进行设置，全站共设20套。每套配置 2台500kW级逆变器和1台1000kVA美式箱变。
2.3设备布置
本工程逆变升压单元布置于光伏组件每1MWp单元的中间区域，500kW逆变器采用户 外集装箱布置方式，升压变压器采用户外美式箱变，与箱式逆变器相邻布置。
2.4本次招标围为用于20套集中式500kW级逆变器配套升压所需20台1000kVA全封闭箱式变电站。
3使用条件
1)环境温度：一15°C〜+40°C;
2)相对湿度：<95%;
3)海拔高度：200m;
4)污秽等级：d级；
5)地震烈度：7度。
6)安装地点：户外，地面安装。
4基本技术要求
4.1箱式变电站进出线皆为电缆。进出线均位于箱变底部。
4.2箱变需留有的接线端子（下列数量为所需端子数量最少值，厂家考虑留有备用端子), 逆变升压单元所需箱变高压侧接线端子需考虑3根35kV 3X120 mm2三芯电缆，绕组箱变低压侧每个线圈接4根三芯电缆，电缆截面为3X240 mm2电缆；
4.3箱体设防凝露装置，以避免部元件发生凝露，设加热元件，保证设备在低温环境下运行。
4.4箱式变压器遥信容包括但不仅限于（遥信信号通过端子排与柜测控装置连接)：
4.4.1报警开关量信号：变压器轻瓦斯信号、重瓦斯信号、压力释放阀动作信号、油温高温报警信号、油温超温跳闸信号、油位报警信号、箱变低压侧断路器故障信号、箱变高压侧各相熔断器熔断信号。
4.4.2状态开关量信号：箱变高低压侧门位置信号、箱变低压侧断路器分合闸位置信号以及远方/就地控制信号、箱变高压侧负荷开关位置信号。
4.4.3模拟量信号：箱变油温4~20mA直流量信号。
4.5箱式变电站应能承受因部故障电弧而引起的冲击力，以防对电气设备和人员造成伤害。
4.6箱变外壳全封闭（无百叶窗，底部封堵，门框加密封条)。箱体不带操作走廊。箱壳门应向外开，开启角度应大于90°，并设定位装置。箱式变应有把手和锁，锁应防锈。箱体顶盖的倾斜度不应小于3°。高压侧箱壳门应有防止带电开启装置，并外挂“禁止带电开门”的警告标识。箱壳应可直接观察到各类电气信号。
4.7箱壳采用2.5mm冷乳钢板（外壳喷涂由业主定），变压器外散热器加2.0mm厚钢板网护罩，应具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。箱体金属框架均应有良好的接地，至少在两对角处各有1个接地端子，并标有接地符号。
4.8母线宜采用绝缘母线，并设有安全防护措施。
4.9进出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验。
4.10箱式变压器部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。
4.11本技术规书中的设备参数适用于海拔1000m以下地区.
4.12箱式变压器应考虑与逆变器室测控装置的接口问题，并保证控制及通信电缆的进出通道。
4.13控制接线截面不应小于2.5mm2,材料应为铜绞线，电压不低于600V。
4.14变压器高压侧为电缆进线，并附有电缆夹持件，底部（或顶部）应留有穿线板，此板现场根据电缆外径开孔。
4.15箱变高、低压室电缆、及避雷器（带计数器）必须保证与地体和相间电气距离大于 300*K (风电场海拔高度修正系数）mm。
5箱变及其元件技术要求
5.1型式：美式箱变
本工程选用20台1000kVA级逆变升压单元全封闭美式箱式变电站。
全封闭箱式变电站由高压负荷开关、熔断器、油浸变压器、低压开关等组成。
5.2变压器技术参数：S11-1000kVA/35kV
5.2.1三相、双绕组、油浸、自冷、低损耗、全密封、免维护电力变压器。
5.2.2 额定容量：1000kVA
5.2.3 电压比：38.5±2X2.5%/0.315kV/0.315kV
变比最终以技术协议为准
5.2.4 联接组别：Dy11y11
5.2.5阻抗电压：Ud=6.5% (双绕组2个低压绕组间的阻抗须相等）
5.2.6变压器效率： (投标方按不同变压器填写）
额定电压 (有效值
| kV) | 设备最高电压 (有效值kV) | 额定雷电冲击耐受电压（峰值kV) 全波/截波 | 额定短时工频耐受电压 (1min，有效值，kV高压/低压） |
| 35 | 40. 5 | 185/220 | 85 |
5.2.8空载损耗和负载损耗
空载损耗< (投标方按不同变压器填写）
负载损耗< (投标方按不同变压器填写）
5.2.9变压器承受短路能力
按现行国家标准执行，并提供承受短路能力的校核计算保证书。
35kV短路水平按照31.5kA。
5.2.10变压器油：采用45#克拉玛依油。
5.2.11声级水平——————：小于55dB。
5.2.12冷却方式：0NAN。
5.2.13变压器其他参数如额定短时耐受电流、额定峰值耐受电流、雷电耐受电压、温升等均按现行国家标准执行。
5.2.14升压箱变：35kV高压侧系统中性点接地方式为中性点经电阻接地；低压侧为中性点不接地系统。
5.2.15结构要求：
1)结构型式：全密闭式。
2)变压器外壳喷涂进口防紫外线面漆，外观按业主要求的标识和颜色喷涂。
3)变压器铁芯采用冷轧硅钢片。
5.2.17 试验：
1)应按照有关规及标准进行型式试验。标准型变压器可不再作型式试验但应提交最近三年进行的型式试验证明。如果无法提供型式试验证明，必须进行型式试验。
2)变压器应按有关标准进行出厂试验和现场试验。
5.3高压负荷开关技术参数
投标方至少提供三家供招标方选择，并分别进行报价，以最高价计入总价。
描
| 述 | 电气参数 |
| 额定电压(kV) | 40.5 |
| 额定电流（A) | 630 |
| 额定短时耐受电流及时间（kA/s) | 31.5/3 |
| 额定峰值耐受电流（kA) | 50 |
| 操作方式 | 手动且电动 |
| 雷电冲击耐压(全波、峰值） | 185 kV (相-地，相间） 215kV (断口） |
| 1min工频耐压(有效值） | 95kV (相-地，相间） 118kV (断口） |
| 机械寿命 | 不小于2000次 |
投标方至少提供三家供招标方选择，并分别进行报价，以最高价计入总价。
描
| 述 | 电气参数 |
| 额定电压（kV) | 40.5 |
| 熔体额定电流（A) | 25/投标方推荐 |
| 额定开断电流（kA) | 31.5 |
变压器突然投入时的励磁涌流不损伤熔断器，变压器的励磁涌流通过熔断器产生的热效可按10〜20倍的变压器满载电流持续0. 1s计算。
5.5 35kV无间隙金属氧化锌避雷器（附放电记录器）
1)型号：STM0A-Z-51/800
2)额定电压：51kV
3)持续运行电压：40. 8kV
4)直流参考电压（1mA):≥73kV
5)标称放电电流：5kA (峰值）
6)雷电冲击电流下残压：<134kV (峰值）
7)操作冲击电流下残压：<114kV (峰值）
5.6低压断路器技术参数
断路器为固定式开关。断路器带单相接地保护，其技术特性应符合GB要求。
描
| 述 | 电气参数 |
| 安装位置 | 双箱变 |
| 型号 | 框架开关/型号 |
| 额定电压（kV) | 1 |
| 额定电流（A) | 1600/1250A |
| 额定频率（Hz) | 50 |
| 额定短时耐受电流及时间（kA，s) | 50, 1 |
断路器可实现长、短延时，并有分合闸状态和故障跳闸状态远传接点，通过端子排与箱测控装置连接。
断路器电动操作回路配置远方/就地控制转换把手，远方跳合闸接口通过端子排与箱测控装置连接。
智能脱扣器应具有电流和故障跳闸类别等显示功能和记忆查询功能。
断路器智能脱扣器使用的电源形式：取自箱变交流电源。
5.7自用电系统
5.7.1采用三相变压器。
5.7.2额定容量：6kVA
本台箱变自用电容量要求不大于3kVA，并为临近单元箱变预留3kVA备用容量且预留3kVA容量的接入断路器回路。
5.7.3额定电压比：0.315/0.38kV,接线组别:Dyn11
5.7.4由投标方负责箱变部照明、加热、检修等回路设计，并预留3个备用回路。
5.8自用电系统0.4kV侧采用TN-S系统，三相五线制。
5.9变压器油温
变压器油温信号输出为钼电阻Pt100,变压器输出3对接点，一对用于超温跳闸，一对用于高温报警，一对备用。变压器应采用带接点的压力释放阀并提供跳闸接点。
5.10 UPS电源
釆用电力专用在线式UPS电源为箱变测控、保护设备提供交流电源。UPS电源容量为2kVA，自带蓄电池，蓄电池容量应能满足120min停电需求，蓄电池的选择应能充分考虑环境因素的影响。UPS必须满足宽温-40°C〜+70°C条件下装置可保证正常工作的要求，以满足光伏场的特殊环境。
UPS及其蓄电池应由可靠的箱体进行保护，其在箱变的布置应可靠、安全，不会对箱变其他设备造成影响，布置及接线方式应经买方确认。
辅助用电系统可提供1回AC380V/220V电源作UPS的输入电源，蓄电池直流电源用作热备用，输出单相AC220V。当辅助用电系统交流电源中断时，应无时限地切换至直流电源，以确保交流输出不间断，当辅助用电系统供电恢复时，UPS能自动转至由辅助系统供电。当整流-逆变单元故障，能自动切换至交流旁路电源（经稳压），切换时间小于5ms。馈线回路应满足现地设备用电需要。
投标方应经认真核算，确保在逆变器停运时，箱变由升压变转为降压变运行，因辅助供电系统电压的降低不会对UPS的正常运行造成影响。
UPS应能保证宽电压围的稳定运行，应对配套的蓄电池加装保温装置及温控装置，并采用国际知名品牌工业级产品。
5. 11低压侧浪涌保护器型号：JLSP-GA-380/80
1)额定工作电压：380V
2)保护等级：B+C级防雷防浪涌保护
3)标称放电电流（8/20) uS: 40kA
4)最大放电电流（8/20) uS: 80kA
5） 保护电平：<1.8kV
5.12遥信容（遥信信号应接入到端子排供光伏电站监控系统使用）
5.12.1油温信号（1个油温铂电阻Pt100、1个油温报警开关量、1个油温跳闸开关量）。
5.12.2压力信号（1个压力释放开关量）。
5.12.3熔断器熔断信号。
5.12.4负荷开关位置信号。
5.13箱变测控装置
5.13.1每台箱变的低压开关柜设置一台箱变测控装置和相应的光纤连接.便采集箱变的各种电气量参数和非电气量参数以及控制箱变各断路器，以满足综合自动化系统的测控要求。为满足箱变实际的运行条件，厂家投标时须提供箱变测控装置的低温试验报告并负责安装箱变测控装置及其电缆引接。
箱变测控装置需嵌通讯管理机和自愈式光纤环网交换机（光纤接口采用单模接口），实现对光伏厂区各种电气设备智能装置通讯信息的集中、规约转化、传输。箱变测控装置以通讯方式采集、管理和传输汇流箱、逆变器、直流柜、箱变、低压智能断路器等设备的数据信息，并上传至变电站综自系统，同时接受变电站综自系统下发的控制指令。
投标方负责协助招标方完成监控单元及后台监控功能的安装、调试及验收，确保满足综自系统对光伏场区设备的测控要求。
5.13.2箱变监控信号要求（至少包括如下）:
高压负荷分合闸位置信号
高压侧熔断器动作信号
箱变轻瓦斯报警信号
箱变重瓦斯动作信号
变压器高温报警信号
变压器超温跳闸信号
变压器高油位报警信号
变压器低油位报警信号
变压器压力释放信号
各低压断路器远方/就地控制状态信号
各断路器控制回路断线信号
各低压断路器分、合闸位置信号
各低压断路器动作信号
各低压断路器故障
箱变高低压侧门位置信号
变压器温度信号
各低压侧三相电流
各低压侧三相电压
各低压侧功率、电能计量
各低压断路器遥控分、合闸
箱变的接地严格按照DL/404-1997的规定执行，二次设备接地应与一次设备接地分开，在继电器小室设的二次接地铜排。
5.13.2.1设备工作条件
设备供电电源
电压：AC/DC 220 V ±15 %
频率：50 Hz - 3 Hz〜+2Hz
设备运行环境：-40°C〜+70°C
储存环境温度：-45°C〜+85°C
5.13.2.2主要功能特点：
装置至少具有40路遥信开入；
装置至少具有6路继电器输出（标配)；接点容量为AC220V, 5A;
装置至少具有2路直流量输入，其中一路热电阻或4~20mA可选，另一路可固定为4~20mA输入，可以采集变压器油温及箱变环境温度；
具有交流采样功能，可测量两路I、U、P、Q、F、COSφ、有功电度、无功电度等遥测量；
变压器低压侧不设PT，装置可直接釆集三相电压；
装置具有非电量保护功能，包括：变压器油位报警、油温过高报警、油温超高跳闸、压力释放阀动作跳闸、轻瓦斯报警、重瓦斯跳闸；非电量保护应有专门 的跳闸出口。
装置可以采集箱变门打开等信号
遥控功能：对有电操控功能的开关实现远程控分和控合。
具有完善的事件报告处理功能和操作记录功能，可至少保存最新25次SOE变位 记录、最新25次用户操作记录。
装置至少提供2路光口、2路电口，必须支持以太网规，并具备光纤环网交换功能，以满足光纤环网的通信要求。装置与变电站综自系统通讯采用标准的 IEC103/104 规约；
装置至少提供8路RS485通讯接口，并可完成规约转化，实现逆变器、直流柜、 汇流箱、低压智能断路器等智能装置的通讯接入。上述智能装置的通讯规约暂 定 modbus;
包括显示、电源、CPU、10板、通讯板在的装置全部元器件必须满足宽温-40°C〜+70°C条件下装置可保证正常工作的要求，以满足光伏电场的特殊环境;
装置结构方便安装于箱变，安装方式宜采用壁挂式。
智能箱变测控装置需加装人机接口显示单元。
装置应具有足够的抗干扰性能。
5.13.2.3智能箱变测控装置应配置一体式LED显示屏显示三相电流、三相电压等。
5.13.3箱变测控装置的通讯组网
逆变器、直流柜、汇流箱等装置的信号采集、分析、上传所需的全部传感器、变送器、测控装置均由相关设备厂家成套提供，上述成套智能装置配置485通讯接口，通过现场总线接入到箱变测控装置嵌的通讯管理机单元。
为了满足光伏场区的环网需求，在变电站继电保护室配置一台箱变通讯柜（此柜由投标方提供)。箱变通讯柜按照每条集电线路数量设置2台自愈式光纤以太网交换机及全场配置1台D-link交换机的原则配置。
光伏场区箱变安装的智能箱变监控单兀根据所属集电线路分成5组。继电保护室箱变通讯柜每台自愈式光纤以太网交换机的两个光纤接口分别和一个分组的光伏场区箱变安装的智能箱变监控单元连接，形成环形连接，本期共5个环网。继电保护室箱变通讯柜各自愈式光纤以太网交换机通过电口与柜D-link交换机相连，通过D-link交换机与变电站监控系统站控层100M以太网交换机连接。
光伏场区逆变器、直流柜、汇流箱、其他元件厂家成套智能装置与箱变测控装置之间、各箱变测控装置之间、箱变测控装置与继电保护室箱变通讯柜之间连接所涉及的软件方面工作均由投标方负责，各设备厂家予以配合。
继电保护室箱变通讯柜接入变电站综自系统所涉及的升压站综自系统软件方面工作由变电站综自系统厂家负责，投标方予以配合。投标方应将箱变测控装置与变电站监控系统的以太网接口中所使用的通讯协议、格式及对应关系一一列举开放，以确保全站监控系统和箱变测控装置相互之间发出的数据能够被识别和正常使用，以确保全站监控系统能安全、有效地监视和控制光伏厂区的各种电气设备。
继电保护室箱变通讯柜与全站综自系统的以太网接口讯的数据至少可支持全站综自系统完成以下功能：
（1）可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率（有功、无功)、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、逆变器投入/退出状态位置及并网状态信号等。
（2）监控逆变器的所有运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障 原因及故障时间，监控的故障信息至少应包括：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
（3）可监控逆变升压装置的直流柜、汇流箱、逆变器设备、箱式变压器等逆变器室 相关电气设备。
（4）通过光伏电站综自系统可以实现各个逆变器的启动、停机和有功、无功功率控制。如因光伏通讯无法配合需加装设备或软件的，投标方均应提供而不引起商务变动。
5.13. 4光纤连接设备
光伏场区每台箱变及变电站继保室箱变通讯柜均应配置光纤配线架、尾纤、跳线等附件。
光伏场区每台箱变光纤配线架至少24 口，以便两根12芯的单模环网光缆接入。投标方应保证根据工程实际使用的光纤情况免费提供符合要求的光纤配线架。
变电站继保室箱变通讯柜光纤配线架至少144 口，以便12根12芯的单模环网光缆接入。投标方应保证根据工程实际使用的光纤情况免费提供符合要求的光纤配线架。
光纤配线架上环网光缆备用芯之间的跳线也应需投标方配置完整。
投标方应根据设计方提供的光伏场区集电线路路径图完成光伏场区光纤环网的设计，设计围应涵盖投标方所供设备及与外部设备的接口，明确接口型式及连接介质，包括光纤拓扑图、光纤熔接图等。投标方的图纸应经确认。
5.14电流表、电压表
| 项目 | 技术指标 | |
| 接线形式 | 单相 | |
| 测 | 额定电流ln: 1A, 5A 额定电压：0〜450v 测量围：0.001ln~10A | |
| 量 | 电流、电压 | 功耗：<0.05VA(单路额定电流) 精度：RMS 0.2% 分辨率：0.001 A 电网频率：45 Hz ~ 65 Hz |
| 模 | 4路模拟信号输出 | |
| 拟 | 模拟量输出 | 电流输出型（4~20mA或0~20mA或0~24mA) |
| 信 号 | 电压输出型（0~5V或0〜10V) 精度：0.5% | |
| 通 信 | 接口类型：两线半双工 | |
| RS-485 通信口 | 通信速率：600bps〜38400bps | |
| 规约：Modbus-RTU 和 DL/T-5 | ||
| 环 境 | 工作温度 | -25°C~+60°C |
| 极限工作温度 | -35°C~+70°C | |
| 相对湿度 | ≤95% (无凝露） | |
| 其 | 交流或直流电源 | |
| 它 | 工作电源 | 输入最大围：40V〜420V 功耗：≤1W, 2VA |
5.15对箱式变压器的特殊要求
5.15.1逆变升压单元箱式变压器其高压侧采用电缆引接。35kV侧电力电缆为120mm2铜电缆。箱式变电站其高压侧回路为避雷器+高压负荷开关+溶断器；低压侧应考虑能接多根电缆，绕组箱变低压侧每个线圈接4根三芯电缆，电缆截面为3X240 mm2电缆；
5.15.2箱式全密闭免维护变电站应符合技术要求的同时，与同类产品相比，在整体设计上应尽量做到体积小、重量轻、外观优美、布局合理。
5.15.3箱式全密闭免维护变电站应达到现行相关标准和生产厂家自行标准，保证至少25年不用进行吊芯检查、大修等维护工作。如在使用期由于质量问题发生漏油或渗油，厂家在接到需方通知之日起24小时必须回复处理方案；如无法修理，则在接到需方上述通知之日起两周，必须更换一台新的型号相同的箱式全密闭免维护变电站。
5.15.4招标方可随时参加监造，在产品套装和出厂实验时，投标方应通知招标方派人参加。
5.15.5投标方对设计如有改动或尚有不明确事宜，应随时与招标方取得联系，以便达成共识，提供符合招标方要求的优质产品。
5.15.6投标方提供出厂技术资料一式十份。箱式变电站基础设计图纸在签订合同后5日由投标方向招标方及提供。
5.15.7防护等级：IP54
5.15.9箱变接线图见下图。（接线图仅供参考，最终接线以施工图纸为准）
5.15.9.1双绕组全封闭箱式变电站原理接线示意图
6供货围
6.1 —般要求
6.1.1本技术规书规定了合同设备的供货围。投标方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“技术规”的要求。
6.1.2投标方应提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等容。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或数目不足，投标方仍须在执行合同时补足。
6.1.3投标方应提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。
6.1.4投标方应提供随机备品备件，并在投标书中给出具体清单。
6.1.5投标方提供的技术资料清单见“7技术资料和交付进度”。
6.2供货围
供货围见表6.2.1、6.2.2、6.2. 3、6.2.4,包括设备及备品备件、专用工具等。
6.2.1设备围。
| 序号 | 名称 | 型号 | 单位 | 数量 | 备注 |
| 1 | 全封闭箱式变电站（美变） | 1000kVA 38.5土2X2.5%/0. 315kV/0.315kV Dy11y11 Ud=6.5% | 台 | 16 | |
| 2 | 附属设备 | 见 6. 2. 2 | 项 | 1 |
6.2.2箱变所需设备及附件
| 序号 | 名称 | 型号 | 单位 | 数量 | 说明 | 备注 |
| 1 | 箱变智能检测单元 | 台 | 16 | 每台箱变安装一台。需嵌通讯管理机和光纤交换机等功能，安装于箱变 | ||
| 3 | UPS | 容量2kVA (输出单相AC 220V，馈线输出5回) | 台 | 16 |
| 序号 | 名称 | 型号 | 单位 | 数量 | 产地 | 生产厂家 | 备注 |
| 序号 | 名称 | 型号 | 单位 | 数量 | 产地 | 生产厂家 | 备注 |
| 1 | 熔断器 | 套 | |||||
| 2 | 避雷器 | 只 | |||||
| 3 | 浪涌保护器 | 只 |
| 序号 | 名称 | 型号 | 单位 | 数量 | 产地 | 生产厂家 | 备注 |
7技术资料和交付进度
7.1 —般要求
7.1.1投标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。
7.1.2资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料容要正确、准确、一致、清晰、完整、满足工程要求。
7.1.3投标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，投标方 把变压器外形及地基基础设计提供给招标方；在合同签定后10天给出全部技术资料 清单和交付进度，并经招标方确认。
7.1.4投标方提供的技术资料一般可分为：
a、 在投标阶段提供的资料（投标方提出具体清单由招标方确认)。
b、 配合工程设计的资料和图纸（投标方提出具体清单由招标方确认）。
c、 设备检验所需的技术资料（投标方提出具体清单由招标方确认)。
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（投标方提出具体清单由招标方确认）。
投标方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，投标方也应及时免费提供。
7.1.6招标方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。
7.1.7投标方提供的技术资料为10套。
7.2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。
投标人在签定技术协议书时应向招标人提供箱式变电站的上述资料10套（另提供 电子版2份)。
8交货进度
见商务标书
9检验和性能验收试验
9.1概述
9.1.1本附件用于合同执行期间对投标方所提供的设备（包括对分包设备）进行检验和性能验收试验，确保投标方所提供的设备符合“技术规”规定的要求。
9.1.2投标方应在本合同生效后15日，向招标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“技术规”的规定。
9.1.3箱式变电站使用寿命不低于25年。
9.2工厂检验
9.2.1工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。投标方须严格进行厂各生产环节的检验和试验。投标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。
9.2.2检验的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。
9.2.3投标方检验的结果要满足“技术规”的要求，如有不符之处或达不到标准要求，投标方要求采取措施处理直至满足要求，同时向招标方提交不一致性报告。投标方发生重大质量问题时应将情况及时通知招标方。
9.2.4工厂检验要按技术规有关标准进行。
9.2.5出厂试验验收
在设备制造完毕后，投标方应组织出厂验收试验。出厂验收试验应有招标方代表参加。
验收日期应提前10日通知招标方。出厂验收试验按DL/T537-2002标准及有关标准进行。
9.3设备性能现场验收试验
9.3.1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“技术规”的要求。
9.3.2性能验收试验的地点由合同确定。一般为招标方现场。
9.3.3性能试验的时间：试验在试运行结束后30日进行，具体试验时间由招标方确定。
9.3.4性能验收试验由招标方主持，投标方参加。试验大纲由招标方提供，与投标方讨论后确定。如试验在工厂进行，投标方要按本附件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投标方提供。
9.3.5性能验收试验的容，招标方提出投标方确认。
9.3.6性能验收试验的标准和方法，招标方提出投标方确认。
9.3.7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投标方提供，参加方配合。投标方也要提供试验所需的技术配合和人员配合。
9.3.8性能验收试验的费用本和投标方试验的配合等费用已在合同总价。
9.3.9性能验收试验结果的确认性能验收试验报告以招标方为主编写，投标方参加，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。
10技术服务和设计联络
10.1投标方现场技术服务
10.1.1投标方现场服务人员的目的是所供设备安全、正常投运。投标方要派合格的现场服务人员。在投标阶段提供包括服务人、月数的现场服务计划表（格式)。如果此人、月数不能满足工程需要，投标方要追加入、月数，招标方且不发生费用。
现场服务计划表
| 序号 | 技术服务容 | 计划人月数 | 派出人员职称 | 派出人员人数 | 备注 |
| 1 | |||||
| 2 | |||||
| 3 |
1)遵守法纪、遵守现场的各项规章制度。
2)有较强的责任感和事业心，按时到位。
3) 了解合同设备的设计，熟悉其结构，有现场安装工作经验，能够正确地进行现场指导。
4)身体健康，适应现场工作的条件。若招标方提出要求投标方须更换不合格的投标方现场服务人员。
10.1.3投标方现场服务人员的职责：
1)投标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、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。
2)在安装和调试前，投标方技术人员应向招标方技术交底，讲解和示将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表)，投标方技术服务人员要对施工情况进行确认和签证，否则招标方不能进行下一道工序。经投标方确认和签证的工序和因投标方技术服务人员指导而发生问题，投标方负全部责任。
投标方提供的安装，调试重要工序表
| 序号 | 工序名称 | 工序主要容 | 备注 |
| 1 | |||
| 2 |
10.1.5投标方对其现场服务人员的一切行为负全部责任
10.1.6投标方现场服务人员的正常来去和更换应事先与招标方协商。
10.1.7招标方的义务招标方要配合投标方现场服务人员的工作，并提供投标方方便。
10.2设计联络
10.2.1有关设计联络的计划、时间、地点、参加人数和容要求由招、投标双方在合同谈判时商定。
10.2.2招标方对投标方的设计确认并不减轻投标方对工程应负的责任。
设计联络计划表
| 序号 | 次数 | 容 | 时间 | 地点 | 人数 |
| 1 | |||||
| 2 |
投标方要按下列表格填写外购情况表，每项设备的侯选外购厂家一般不少于3家，并报 各外购厂家的简要资质情况。
外购情况表
| 序号 | 设备/部组件 | 型号 | 单位 | 数量 | 产地 | 厂家名称 | 交货地点 | 报价 | 备注 |
| 序号 | 招标文件 | 投标文件 | ||
| 条目 | 简要容 | 条目 | 简要容 | |
13.1投标方需说明质保机构设置及职责。
13.2投标方需提供质量管理程序清单。
13.3投标方需提供有效的ISO9001：2008质量管理体系认证文件。
13.4投标方需说明质保期限，最低质保期限不应低于5年并作为合同条款。
13.5质量保证期，由于投标方设备的质量问题而造成停运等故障的，投标方应负责尽快更换有缺陷或损坏的部件，同时，设备的质保期将延长，延长时间为设备重新投运后5年。
13.6投标方从其它工厂采购的设备所发生的一切质量问题应由投标方负责。
13.7投标方对所供设备所有元器件和材料等的正确使用负责，因元器件和材料等错误使用或使用不当等原因造成的设备损坏，投标方应负责及时处理，由此对招标方造成的所有损失由投标方承担，如果招标方要求退货，投标方必须无条件退货。
13.8招标方对投标方设备的现场验收或其他任何形式的验收，都不能免除投标方产品必须满足技术协议或相关国家、行业安全和性能标准要求所负的责任。在投标产品的寿命期，无论何时，一旦发现投标方产品不符合技术协议或相关国家、行业安全或性能标准要求（技术协议要求如与相关国家、行业安全和性能标准要求不一致时，按较高标准执行。），招标方可以要求投标方退货或整改，投标方必须无条件退货或按要求整改，由此对招标方造成的所有损失由投标方承担。
13.9投标方需说明质量保证期的服务计划及质量保证期后的服务计划。
认证机构针对投标产品的安全认证和功能认证并不能完全保证产品的实际质量和可靠性，投标方对投标产品的质量和可靠性负有不可推卸的责任。当产品出现故障时，投标方应保证24小时有能力解决问题的技术人员到达现场，投标方技术人员对故障设备的完全修复时间不能大于48小时。从招标方发出故障通知算起，因设备修复时间超过72小时对招标方造成的工期延误、劳务费用、发电量和信誉等损失，由投标方负责赔偿。由于设备质量问题存在生产安全隐患的，投标方应保证在招标方通知7日处理完毕，超过7天按设备故障损失电量处理，造成的工期延误、劳务费用、电量及信誉等损失，由投标方负责。
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