招标采购招标公告（中电(普安)发电有限责任公司2025）
1.项目概况
根据《中华人民共和国招标投标法》等有关法律、法规和规章的规定，本招标项目已具备招标条件，中电建湖北电力建设有限公司（以下简称“招标人”)采用公开招标方式，对有兴趣的合格投标人(以下简称“投标人”)就晴隆县光照猫猫井风光火储一体化农业光伏电站EPC工程光伏场区30MW建筑安装工程进行招标。
1.1建设地点：位于贵州晴隆
1.2建设规模： 场地拆迁清障、清表、土建施工、调试试验及检查、支架基础施工、箱变基础施工（含事故油池）、围栏采购与施工、接地沟施工、进场及场内道路施工（含新建及改扩建道路）、排水、设备标识牌及安全标示牌的采购与安装、光伏场区钢结构安装（光伏组件固定支架、电气设备固定支架等）；光伏组件安装；场区设备安装及调试；集电线路工程（直埋部分）；电缆敷设工程（含电缆头及中间接头）；电缆桥架及基础工程；防雷接地工程；电缆防火工程；视频监控系统、并网安全稳定运行72小时等光伏场区全部建筑安装内容。
2.资金来源
建设资金来自自筹资金。
3.拦标价
1400万元。
4.投标人应满足以下资格要求
（1）资质条件：投标人应具备电力工程施工总承包叁级及以上资质。
（2）人员资质：投标人项目经理近5年承担过相同或类似项目施工（如有），并提供有效的人员证件。
（3）财务要求：投标人具备良好的财务状况，近三年未出现亏损状况。
（4）业绩要求：投标人近5年相同或类似工程项目业绩（如有）。
（5）无事故证明或同类征信证明（可在全国建筑市场监管公共服务平台或信用中国等其他同类型网站的查询页面截图）。
（6）有效的安许证、安全和环境管理体系（三标一规范）认证证书（如有）。
（7）授权委托书需附上法人及代理人身份证正反页扫描件。
5.资格审查方式
本工程采用资格后审。
6.文件发放时间
2025年08月01日起，凡有意参加投标者应在规定时间内通过在线方式获取招标文件。所有的投标文件应在截标时间前递交，联系人：汤迎027-86650735，邮箱tangying-js@powerchina-hb.com。如有变动另行通知。
7.投标文件递交截止时间及地点
所有的投标文件应在2025年08月21日10时截标时间前递交，递交地点：湖北省武汉市洪山区园林路136号中电建湖北电力建设有限公司1404办公室，如有变动另行通知。逾期提交的投标文件将被拒绝。
8.开标时间及地点
2025年08月21日10时（北京时间）在中电建湖北电力建设有限公司（武汉市园林路）开标。
招标文件（猫猫井30MW建安）.zip
设中电(普安）发电有限责任公司国家电投SPICCHINAPOWER(PUANPOWERGENERATIONCOMPANYLTD.晴隆县光照猫猫井风光火储一体化农业光伏电站（北部）EPC工程技术协议甲方：中电（普安）发电有限责任公司乙方：中电建湖北电力建设有限公司签订日期：年月日目录第一节一般规定....................1第二节总图、运输....................23第三节建筑结构技术规范....................25第四节电气技术要求....................28第五节主要设备材料清单....................60第六节设备、技术文件及图纸的交付....................62第七节设备监造和性能验收试验....................63第八节培训....................67第九节项目组织与管理....................68第十节安健环目标、质量、进度管理与考核约定75第十一节专项方案....................84晴隆县光照猫猫井风光火储一体化农业光伏电站（北部）EPC工程交流侧容量100MW，容配比1.3，项目厂址位于贵州省黔西南州晴隆县光照镇境内，本项目是中电（普安）发电有限责任公司开发的风光火储一体化项目的子项目，本项目经晴隆县区域光伏升压站及送出EPC工程新建的1座220kV光照站送出，本项目光伏场区通过35kV集电线路接入220kV光照站35kV侧，220kV光照站通过1回220kV输电线路接入220kV新坪站，再通过1回220kV输电线路接入500kV普安汇集站，汇集站通过1回500kV输电线路接入普安电厂后经500kV普换甲乙线接入南方电网。现就中电普安电厂风光火储一体化示范项目晴隆县光照猫猫井风光火储一体化农业光伏电站（北部）EPC工程提出如下技术要求：第一节一般规定1说明1.1概述1.1.1项目名称：晴隆县光照猫猫井风光火储一体化光伏电站（北部）EPC工程1.1.2建设单位：中电（普安）发电有限责任公司1.1.3建设规模：交流侧100MW1.1.4选址：贵州省黔西南州晴隆县光照镇境内，见下图。鲜非郦+世风鲜1丰风燕1.1.5承包工作范围：1.1.5.1本标段光伏场区范围内工程项目（包括但不限于）：本标段负责光伏场区组件、支架、箱变、逆变器、直流电缆、高低压电缆、围栏、通讯光缆、场区视频监控系统、集电线路（含塔基）等全部工作的勘察设计、设备采购供货（甲供组串式逆变器、组件除外）、场地拆迁清障、清表、土建及电气安装施工、调试试验及检查、全站全容量并网安全稳定运行72小时试、围栏采购与施工、进场及场内道路施工、排水、设备标识牌及安全标示牌的采购与安装、工程质量监督验收及备案、消缺、性能试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、人员培训。1.1.5.2完成竣工验收所涉及到的所有工作包括但不限于：完成本标段的专项验收（质检、安全验收、竣工验收、档案验收、达标投产验收、职业健康三同时、购买工程一切保险等）、设备到货检验、性能试验、质量监督、功率调节和电能质量测试、所有性能测试、保护定值、并网性能检测、“四遥”功能调试、桩基拉拔试验、组件检测、安全防护加密系统（含升压站端）、视频监控系统(光伏场区视频监控设备应无差别接入升压站监控系统中，即光伏场区提供的品牌与升压站保持一致)及调试，配合调度端通信自动化、升压站有功无功（AVC/AGC）设备、一次调频及惯量响应接入调试及试验等。所有设备（含甲供设备）及材料卸车、验收、到货检测、保管（光伏组件存储场地不低于堆放组件容量5MWp的要求）、发放、二次倒运，所需的备品备件、专用工具提供，相关的技术服务、设计联络、人员培训等，上述涉及的费用均由乙方承担。1.1.5.3光伏组件检测要求：为了避免组件在运输和安装过程中出现质量问题，降低系统运行风险。根据国家电投集团公司相关规定及合同约定，要求开展组件到货验收检测及安装质量检测工作。该项工作参照集团公司《QSPI9706-2016光伏电站晶体硅光伏组件现场到货验收规程》及《光伏发电站晶体硅光伏组件安装质量检查规程（试行）》执行。检测单位由甲方推荐，乙方负责与检测单位进行合同谈判，检测费用含在本标段合同总价中，检测具体要求如下：1、组件到货验收：1）抽检比例：组件采购数量的0.3%。2）检测项目：组件包装质量、外观质量、功率特性检测、电致发光检测、背板一致性检测。3）抽检批次：全程驻场检测。2、组件安装质量检测：1）抽检比例：10块/MW。2）检测项目：技术资料完整性检查、组件外观质量、电致发光检测、接地连续性检测、规范性检查。3）抽检批次：全程驻场检测。1.1.5.4完成项目的专项验收（包括但不限于）：环保、水保、消防、质检、安全竣工验收、档案验收、达标投产验收、职业健康等三同时等。上述涉及本标段的费用均由乙方承担，配合性能测试（系统效率、有功、无功及电能质量测试等）工作，配合所接入升压站的并网试验、涉网试验。1.1.5.5提供工程所需材料（除甲供外）、备品备件、专用工具、消耗品清单。提供光伏区进场及光伏区道路的设计、施工及验收等相关资料，对提供资料的准确性、真实性负责。1.1.5.6除上述工作以外，乙方负责本标段自竣工验收合格起一年内的所有保修工作，同时负责保修工作内所有设备、材料、备品备件、专用工具、消耗品的提供，产生的费用均由乙方负责。1.1.5.7乙方负责完成光伏场区土地流转租赁协调与手续办理：负责完成征地、租地，配合青苗及附着物的清点，包含征地费用、租地费用、耕地占用税、土地使用税、林地补偿费、青苗补偿费等手续办理，征地、租地及附着物补偿及以上需缴纳的费用由甲方支付，该费用不含在总报价中。1.1.5.8负责完成本标段所有土地开工前原始地貌的拍摄及影像资料的存档与移交、勘界定桩和分户测量（测量单位具备国土主管部门认可的相应资质），按要求提供加盖测量单位公章的测量图纸。1.1.5.9负责所有红线外：道路（永临结合）、临时施工用地、35kV架空线路塔基、临时道路用地、电缆地埋或线槽用地等全部由乙方负责租赁，所有费用（包括征、租地及其他相关手续所需的费用）包含在总价内。1.1.5.10本标段工程验收结束后，乙方负责本标段所有临时用地、临时道路的限期恢复，因施工原因造成森林植被破坏、草地破坏等由乙方负责恢复。1.1.5.11乙方提供的设计、设备、系统所涉及的任何专利问题，由乙方负责解决，甲方不承担任何由专利纠纷引起的任何责任。1.2基本要求1.2.1本招标规范书中提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节规定所有的技术要求和适用的标准，乙方应保证提供符合本招标规范书和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务。对国家有关安全、健康、环保等强制性标准，必须满足其要求。乙方提供的产品应满足本招标规范书的要求。1.2.2系统应满足GB/T19964《光伏电站接入电力系统技术规定》GB50797《光伏发电站设计规范》、GBT50796《光伏发电工程验收规范》要求。全文中涉及标准、规程规范均为最新现行版本。1.2.3光伏场站技术指标应满足：1.2.3.1光伏场站首年系统效率不低于可研指标要求。光伏场站系统效率的考核由信息管理系统所采集的数据进行检验。1.2.3.2系统应满足南网公司关于光伏场站接入电网技术规定最新要求。同时，满足国家电力投资集团公司光伏发电工程达标投产考核管理办法的要求。1.2.4本期工程暂定于2023年10月15日开工，2024年06月15日竣工并全容量并网发电，最终以合同签订为准。1.2.5为保障工程质量及管理过程的可追溯性，乙方在本标段建设中使用的建筑原材料(如水泥、混凝土、粉煤灰、炉渣、石膏等)供应商，应在使用中电普安公司发电副产品的重点合作单位或重点品牌中选取，并取得中电普安公司相关授权，在过程中接受监督。1.2.6乙方在本标段建设中使用建筑原材料（如水泥、混凝土、粉煤灰、炉渣、石膏等），须在取得中电普安公司授权的重点合作单位或重点品牌中自主、择优选取，并在实际供货前在中电普安公司项目管理部门书面备案；乙方违反规定，在本标段建设中使用未经中电普安公司授权的建筑原材料，将根据违规供货量多少，收取3万元以上、50万元以下的违约金（违规供货量价值200万元以上的收取50万元违约金），在本标段质保金中扣除；项目建设过程中，如已备案供货的建筑材料供应商被取消授权，中电普安公司有义务书面通知相关乙方要求中止供货，重新选择建筑材料供应商。1.2.7太阳能并网光伏区域总的要求是：安全可靠、系统优化、功能完整。乙方提供的设计、设备以及施工，必须满足本合同附件规定的技术要求。1.2.8甲方所提及的技术要求和供货范围都是最低限度的要求（要满足强制性标准），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，乙方应提供符合招标文件和相关工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。1.2.9本标段选用单晶硅P型双面双玻550Wp组件。1.2.10乙方应对光伏场站系统提出优化的布置方案，经甲方确认后采用（请在投标文件中给出）。乙方对系统的设计、设备的选择和布置负责。1.2.11本技术规范书乙方应保证提供符合本技术规范书和有关最新规程规范的标准的产品，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。1.2.12乙方如对技术规范书有异议，不管多么微小，应以书面形式明确提出，反映在差异表中。在征得甲方同意后，可对有关条文进行修改。如甲方不同意修改，仍以甲方的意见为准。对于无明确异议的部分，则表明乙方认可本技术规范书的相应部分。1.2.13光伏区域的平面布置，及所有满足系统要求的设备、电缆走向、逆变器布置、仪表、附件等，在初步设计及详细设计时，按甲方审定的意见做相应的优化调整，乙方承诺不发生商务价格变动。1.2.14乙方对本标段内光伏区域系统成套设备（不含光伏组件、逆变器）负有全责，包括分包（或对外采购）的产品，并对光伏组件、逆变器在施工过程中造成的损坏负责。1.2.15乙方对本标段太阳能光伏发电装置及成套设备进行KKS编码，编码规则参照最新版《中国电力国际发展有限公司-电厂标识系统(KKS）编码导则》，纳入中国电力统一化管理系统，并满足国家标准规定的相关编码原则，对设备易损件也应予编码。1.2.16乙方已对项目现场进行了充分踏勘，完全了解项目现场地形地貌等情况，不得因坡度、基础、地质等问题要求进行价格调整。1.2.17本标段所产生的一切垃圾（工业、建筑等垃圾）、多余土石方处置或缺少土石方的采购，所产生处置或采购费用由乙方承担。所有外运的垃圾(工业、建筑垃圾）和土石方由乙方自行外运至当地政府指定地点弃存处理。1.2.18EPC投标总价应包含甲方派驻的管理人员办公、食宿和出行需求，按10人考虑。1.2.19人力支持：要求乙方提供的管理人员包含安全管理人员2人（服务时间为开工开始计算，服务工期按244天统计），供甲方调配使用，各专业人员进行单项报价（含人员工资、工伤保险、人身意外伤害险，工伤保险总额不低于80万/人，及服务期间的个人劳动保护用品），费用包含在总价中，按人员及实际服务时间据实结算。1.2.20安全管理人员要求：1.2.20.1安全管理人员应持有安全管理证件并提供有效资质证书（包括职业资格证书、专业技术职称证书、安全资格证书等）和从业经历，男性30-50周岁，从事过100MW及以上光伏项目安全管理2年及以上工作，对光伏发电原理有清晰的了解，熟悉土建施工、用电安全、组件安装工器具使用过程中存在的安全隐患，实际参与项目运营安全员必须与投标文件中人员一致。注：以上安全管理人员若不满足甲方要求，甲方有权要求限期更换。1.2.21规划设计、现场施工安装与调试、启动投产满足南方电网要求《南方电网新能源场站并网管理工作指引（试行）》。1.2.22资格审查1.2.22.1资格条件项目管理人员要求：（1）项目经理：应具有注册一级建造师资格且具有安全B证，近5年（自投标截止日起往前推算，以合同签订时间为准）担任过至少1个50MW及以上容量的集中式光伏项目经理或设计项目负责人或施工项目负责人的合同业绩，熟悉工程建设相关法律法规和标准，具有较强的组织协调能力和丰富的工程建设管理经验，55周岁及以下。（2）安全总监：应持有安全工程师证书，具有至少1个50MW及以上容量的光伏EPC总承包工程安全管理的经历，55周岁及以下。1.3标准和规范1.3.1光伏区域的设计、制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合相关的中国法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。对于标准的采用符合下述原则：1.3.1.1与安全、环保、健康、消防等相关的事项执行中国国家及地方有关法规、标准。1.3.1.2上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或国际通用标准，由乙方提供，甲方确认。1.3.1.3设备和材料执行中国标准，没有中国标准的执行该设备和材料制造商所在国或国际标准。1.3.1.4建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。1.3.1.5乙方应针对本标段的设计、制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核等要求，提交所有相关标准、规定及相关标准的清单。1.3.2配电系统设计遵循标准：《地面用光伏组件密封材料硅橡胶密封剂》GB/T29595《低压配电设计规范》GB/50054《低压直流电源设备的特性和安全要求》GB17478《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171《光伏器件》GB/T6495《电磁兼容试验和测量技术》GB/T17626《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065《配电系统电气装置安装工程施工及验收规范》DL/T5759《建筑设计防火规范(2018年版)》GB50016《建筑物防雷设计规范》GB50057《建筑抗震设计规范》GB50011《钢结构设计规范》GB50017《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50060《电力工程电缆设计规范》GB502171.3.3并网接口参考标准：《光伏并网系统技术要求》GB/T19939《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964《光伏系统电网接口特性》GB/T20046《太阳能光伏系统术语》GB/T2297《电气安全标志》GB/T29481《安全标志及其使用导则》GB2894《电能质量供电电压允许偏差》GB/T12325《电能质量公用电网谐波》GB/T14549《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T159451.3.4电气、仪表工程《配电系统电气装置安装工程施工及验收规范》DL/T5759《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170《继电保护和安全自动化装置技术规程》GB14285《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50254《金属穿线管和固定件》IEC423《根据颜色和数字鉴别导线》IEC446《低压开关设备和控制设备组件》IEC439《配电系统电气装置安装工程施工及验收规范》DL/T5759《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》DL/T58401.3.5质量检验评定《预制混凝土构件质量检验评定标准》DBJ01-1《工业金属管道工程施工质量验收规范》GB50184《工业安装工程施工质量验收统一标准》GB/T50252《工业设备及管道绝热工程施工质量验收标准》GB/T50185《建筑防腐蚀工程施工规范》GB50212《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170《电气安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50172《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》DL/T5850《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50254《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50257《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB50231《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97《现场设备工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-1998《电气装置安装工程施工及验收规范》GB50254~GB50259-96《配电系统电气装置安装工程施工质量检验及评定规程》DL/T5847《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》DL/T58521.3.5安全技术《建筑机械使用安全技术规程》JGJ33《施工现场临时用电安全技术规程》JGJ46《建筑施工安全检查标准》JGJ59上述标准有矛盾时，按较高标准执行。如有新标准，则按新标准执行。工程联系文件、技术资料、图纸、计算、仪表刻度和文件中的计量单位为国际计量单位(SI)制。工程中的工作语言为中文，所有的文件、图纸、设备标识等均有中文或英文，当中文和英文表述矛盾时，以中文为准。1.3.6视频监控系统1.3.6.1每个方阵配置3个球型全景摄像头，摄像头主码流帧率分辨率要求：50Hz：25fps（2560×1440，1920×1080，1280×960，1280×720）；60Hz：30fps（2560×1440，1920×1080，1280×960，1280×720），防护等级满足山区户外使用要求，监控区域满足场区全覆盖，按照本标段光伏场区约32个方阵配置球型全景摄像头96个。支架立柱采用304不锈钢（壁厚2mm），高度4m。1.3.6.2原则上每4个方阵配置1台防火热成像双光谱防火球机检测报警功能，且必须具备火灾报警功能，保证光伏场区具备火灾报警全覆盖，热成像双光谱防火球机可见光最大分辨率：2688×1520，400万实时高清，防护等级满足山区户外使用要求，监控区域满足场区全覆盖，按照本标段光伏场区约32个方阵配置热成像双光谱防火球机摄像头8个，增加1个备用，共9个。支架立柱采用304不锈钢（壁厚2mm），高度6m。1.3.6.3光伏场区搭建视频监控光纤通信环网，并满足场区视频监控通信独立环网要求要求，视频采集数据经通信环网送至220kV新坪站，并接入500kV普安汇集站主控室监控系统。1.3.6.4乙方需提供详细的设计方案与设备功能及参数。2太阳能资源及水文气象2.1太阳能资源本标段站址位于贵州省黔西南州晴隆县光照镇境内，气候干燥、光照充足，项目建设区域年总辐射量4581.36MJ/m2，项目建设区域的太阳能资源达到丰富等级，具备良好的太阳能资源基础条件，适宜于建设大规模光伏发电项目。2.2水文气象2.2.1气象概况晴隆县属温凉湿润的高原亚热带季风气候，光能资源较好，热量丰富，雨水充沛。全年日照时数4423小时，年平均日照时数1462小时。县城所在地海拔高程1540米，年平均气温14.0℃，1月平均气温4.6℃，最低年为0.4℃，极端最低气温-6.2℃；7月平均气温21.0℃，最高年为22.0℃，极端最高气温33.4℃，≥10℃的年积温4070.1℃。全年无霜期287天，年平均霜日8天。年总降水量在1050—1650毫米之间，最丰年达2051.6毫米，最枯年975.6毫米，降水多集中在5—10月。气候温暖湿润，冬无严寒，夏无酷暑，雨量充沛。本标段场址位于晴隆县境内，以普安气象站为参证气象站。2.2.2太阳能资源分析SolarGIS数据为实时更新数据，采用了现有最好的高分辨率数据输入，且这些数据输入在时间和空间上均匀分布，其多年平均数据包含了最新的模拟数据，时间段为1999年至今，分辨率高，SolarGIS数据库中包括了太阳辐射了的低于逐时时间序列，且这些数据均基于卫星观测值和气象模型输出得到。所以本标段本阶段暂时使用SolarGIS数据作为项目建设地太阳能资源评估依据，通过查询SolarGIS数据得到本标段的年总辐射量为4581.36MJ/m2。2.2.3太阳能资源评估项目建设区域总辐射各月平均日辐照量的多年平均值最大值出现在8月，为17.42MJ/m2；最小值出现在12月，为6.64MJ/m2，稳定度约为0.38，表明项目建设区域的太阳能资源稳定度一般（B），可以进行太阳能资源的开发利用。2.2.4气温根据普安气象站1981-2010年气候资料统计，年平均气温为13.9℃；极端最高气温为35.1℃，出现在1994年5月1日；极端最低气温为-5.8℃，出现在1983年12月29日和2000年1月31日。2.2.5降水年平均累计降水量1353.8mm；最大年降水量为1841.3mm（1983年），最大日降水量为141.5mm（1993年9月17日）；全年日降水量≥0.1mm（阴雨）日数196.6天，最长连续降水（阴雨）日数为33天，出现在1984年1月17日—2月18日。2.2.6日照年平均日照时数为1489.1小时，1962～2014年53年来趋势较平稳，气候倾向率为-62.1小时/10年（图2.4-1）；近53年来日照时数最大值出现在1987年，为1743.6小时，最小值出现在2012年，为1122.8小时，80%以上年份年日照时数超过1399小时，90%的年份年日照时数超过1342小时。2.2.7风况年平均大风日数为9.0天，其中1987年的大风日数最多，为27.0天；大风日数集中在2-4月份，其中3月最多，为2.88天；10-11月最少，为0.02天。2.2.8雾况普安气象站年平均雾日数为86.4天，全年各月均有大雾出现，其日数介于2.7～15.6天之间。全年雾日数在5～9月较少，10月～次年4月较多，占全年雾日数的80.9%，其中以12月～次年3月雾日数最多，每月均有10天以上出现雾，占全年雾日数的55.8%，7月雾日数最少为2.7天。3工程地质乙方自行考察收集详细数据，以下内容仅供参考。3.1地质概括3.1.1项目位于贵州省黔西南州晴隆县光照镇境内，规划交流侧容量100MW，场址区地理坐标约为东经105.28675987°，北纬25.81123309。距晴隆县直线距离约13km，场区中部及北部有乡村水泥路经过，场址对外交通运输条件较好。3.1.2场地占地面积大，高程约1200～1500m自然坡度0°～30°。局部较陡，大于30°，场地内多为荒坡，局部地段有少量未利用林地，地貌类型以溶蚀低中山、山地丘陵地貌为主。3.2地质条件及结论3.2.1站址区域内未发现活动断裂形迹，断裂构造不发育，对站址区域安全影响较小，适合工程建设。该区Ⅱ类场地基本地震动反应特征周期为0.40s，基本地震动峰值加速度为0.10g，相应地震基本烈度为7度，设计地震分组为第二组。3.2.2工程区范围内无区域性深大断裂，无活动性断层，区域地质稳定，场区基本适宜光伏电站。3.2.3场地范围地表水特征发育一般，光伏场区东侧北盘江环绕，场区附近有西泌河、麻沙河和其他北盘江支流以及溪流穿过，其次，光伏场地范围内地表水主要来源于大气降水，地表水依地势排泄为主；场区不受百年河水影响。内涝现象也极少。3.2.4场地山体植被较好，主要为表层耕植土、可塑状粘土、强白云岩，中风化灰岩，根据拟建特点以及基础形式，强～中风白云岩，中风化灰岩均可作为基础持力层，岩、土力学指标见表3.5.7“岩、土物理力学指标参数值”。3.2.5拟建场址范围内总体属侵蚀～剥蚀中低山地貌，地形起伏较大，地形较为开阔，多数坡度10～30°，局部坡度较陡，大于30°；场区未见规模较大的滑坡体、崩塌堆积体、泥石流、采空区等不良地质现象，主要问题为岩溶和局部浅层滑坡问题、以及人工、自然斜坡，通过有效避让、处理，以及编制水土保持方案，作为光伏电站场地成立，总体界定为中等适宜。综合判定场地无具颠覆性不良地质作用及工程地质问题，其稳定性和适宜性条件满足工程建设要求3.2.6区域内不存在活动性断裂，构造稳定。存在的工程地质问题主要为边坡问题，只要相应合理设计，按规范施工、监理就不会出现因建设而出现影响工程的边坡问题。3.2.7光伏板布设于山坡及坡顶位置，不受场地内河流五十年一遇洪水位的影响，在下阶段应对场区河流情况进行进一步踏勘，保证场区防洪安全。3.2.8场区硬质岩广泛分布，工程所需混凝土骨料可用场内开采灰岩及白云岩等硬质岩加工使用，但由于加工骨料存在征地、环境破坏等问题，经与设计沟通，工程所需混凝土骨料量不大，考虑料源质量、开采条件、运输距离等综合因素，本阶段建议工程所需骨料选择外购。4接入系统情况晴隆县光照猫猫井风光火储一体化光伏电站项目（北部100MW）交流侧容量为100MW。根据工程地理位置、供电范围、电网结构和电网发展规划情况考虑，规划新建220kV升压站1座，通过1回220kV线路接入220kV新坪变,新建线路长度约21km。最终接入系统方式以接入系统设计审查意见为准。5施工排水乙方施工、生产及生活排水应按照国家相关施工时环境保护法律法规的相关规定进行处理后排放，满足环境监管部门要求，生活污水必须经过水处理设施处理合格后才能排放。6交通6.1对外交通运输拟建交通运输依靠公路运输。沿途无大的坡道、涵洞。场址区附近北侧直线距离约2.9km处G320国道呈东—西向通过，光伏电站进场道路利用从G320国道引接的通村公路（4m宽水泥路），场区对外交通较为便利。6.2场内交通运输条件电站内的道路设计原则为：满足施工及光伏组件的安装和运输条件，基本不设环道，道路设置满足站区交通运输需求，且坡度不宜过大，尽量利用原有村道。每个设集中围栏的区域设置不少于1个出入口。6.3光伏电站内的道路根据地形及光伏板矩阵布置设置，尽量利用现有道路，其它道路设置满足厂区交通运输需求，且坡度不宜过大。考虑到光伏设备组件整体尺寸不大，对运输道路要求不高，为节约投资，对道路范围内的场地稍作平整硬化处理，光伏区内道路纵坡坡度不大于15%，横向坡度为1.5%～2%，道路路基宽度为4.5m，路面宽度为3.5m，转弯半径满足现场运输和吊装要求，路面结构碎石压实路基。根据厂区分块情况及厂址交通条件设置出入口，每个出入口位于站区道路与场地中部主通道连接处。7乙方提交的图纸和文件7.1图纸和文件的提交计划7.1.1乙方应在签署协议书后7天内将乙方项目经理签署的乙方图纸和文件的提交计划，报送监理方审批，监理方应在收到该提交计划后7天内批复乙方。提交计划应说明图纸文件名称和提交时间，图纸和文件提交计划的项目应包括（但不限于）本章第7.2条～第7.5条规定的各项提交件，以及按本合同规定由乙方负责的施工图纸和本技术条款各章规定应由乙方负责的施工图纸和文件。7.1.2乙方提供给监理方的所有图纸、文件、影像资料等费用，均应包括在乙方的各项目报价中。7.2施工总进度计划7.2.1乙方应在收到开工通知后的7天内，按本合同的规定，采用关键线路网络图编制本标段施工总进度计划（包括网络图电子计算软件）报送监理方审批。监理方应在签收后7天内批复乙方。经监理方批准的施工总进度计划是控制本合同工程进度的依据。7.2.2乙方编制的施工总进度应满足本合同关于工程开工日及全部工程、单位工程和部分工程完工期的规定。网络图的编制应以下列各项数据和内容来表述全部工程的施工作业与各单位工程的相互关系，包含以下内容：1)作业和相应节点编号；2)持续时间；3)最早开工及最早完工日期；4)最迟开工及最迟完工日期；5)附需要资源和说明。7.3施工总布置设计7.3.1乙方应在收到开工通知后的7天内，将本合同工程的施工总布置设计文件，报送监理方审批。监理方应在签收后7天内批复乙方。7.3.2乙方提交的施工总布置设计文件，应包括施工总平面布置图、主要剖面图和设计说明书，上述设计文件应详细表述本章第10节所列全部临时设施的平面位置和占地范围，其占地范围不得超过甲方征地规定的界限。7.3.3乙方应按本合同规定做好防洪安全和环境保护规划，采取必要的措施，保护设施。7.4临时设施设计7.4.1乙方应按施工总进度计划的安排，在临时设施开始施工前7天，将本章第10节所列的临时设施的设计文件报送监理方审批。监理方应在每项设计文件签收后7天内批复乙方。7.4.2乙方提交的临时设施设计应包括临时设施的平面布置图、主要剖面图和设计说明书。上述各项设计应详细表述以下内容：7.4.2.1场内交通工程的设计标准、运输量和运输强度，场内施工交通工程的规划布置及定线以及道路、停车场等的布置图和工程量。7.4.2.2施工供电设计标准和施工用电负荷，输电线路、配电所和功率补偿装置以及应急备用电源等的布置图、工程量和全部输配电设备配置一览表。7.4.2.3施工供水系统各施工区和生活区的用水量，施工供水系统的蓄水池和供水管路的布置图、工程量和设备配置一览表。7.4.2.4各施工作业区和生活区的照明设计标准，以及照明线路和照明设施的布置图和工程量。7.4.2.5施工通信和功能设计，以及通信设施布置图和设备配置一览表。7.4.2.6混凝土生产系统的设计标准和生产量，混凝土拌和、制冷（热）、运输和浇筑的设备容量选择，以及混凝土生产系统和制冷（热）系统的布置图、工程量和设备配置一览表。7.4.2.7各附属加工厂的设计功能，及其各加工厂的布置图、工程量和设备配置一览表。7.4.2.8各种仓库（包括炸药、雷管和油料等特殊材料仓库）和堆料场的储存容量选择及其布置图、工程量和设备配置一览表。7.4.2.9各项临时房屋建筑和公用设施的设计标准及其布置图、工程量和设备、设施配置一览表。7.4.2.10大型施工机械设备停放场。7.5施工方法和措施：7.5.1乙方应在收到开工通知后的7天内，按本合同规定的内容提交主要工程的施工方法和措施。7.5.2监理方认为有必要时，乙方应在规定的期限内，按监理方指示，提交单位工程的施工方法和措施，报送监理方审批。单位工程施工方法和措施的内容包括施工布置；施工工艺；施工程序；主要施工材料、设备和劳动力；质量检验和安全保证措施；施工进度计划等。7.6施工图纸按本合同规定由乙方负责设计的工程项目，应按监理方指示，在该工程项目开始施工前7天，由乙方提交该项目的结构总图、设计依据、计算和试验成果以及监理方认为需要提交审查的其它图纸和文件，报送监理方审批。7.7图纸和文件的审批7.7.1除合同另有规定外，凡须经监理方审批的图纸和文件，监理方应在收到乙方提交的各项图纸和文件后7天内批复乙方，逾期不批复，则视为已经监理方批准。其审批意见包括：同意按此执行；或按修改意见执行；或修改后重新递交；或不予批准。7.7.2凡标有“按修改意见执行”或“修改后重新递交”的图纸和文件，应由乙方在收到批复后7天内作出相应修改，并重新提交监理方批复。所有修改都应在修改的图纸和文件上标明编号、日期以及说明修改范围和内容，乙方应在图纸的标题附近留有一块空白框供监理方批注及建立档案编目用。7.7.3凡合同规定须经监理方批准的图纸和文件，必须由乙方项目经理签署。8乙方提供的材料和设备8.1材料采购计划乙方应按合同进度计划和本技术条款的要求制订材料采购计划报送监理方审批。并应在每月初提交下月的材料采购计划。若施工过程中发生变更或需要修订合同进度时，则应相应调整材料的采购计划报送监理方审批。8.2材料交货验收8.2.1乙方提供的材料应按本合同的规定进行检查和验收，其材料交货验收的内容包括：查验证件：乙方应按供货合同的要求查验每批材料的发货单、计量单、装箱单、材料合格证书、化验单、图纸或其它有关证件，并应将这些证件的复印件提交监理方。8.2.2抽样检验：乙方应会同监理方按本合同和本技术条款各章的有关规定进行材料抽样检验，并将检验结果报送监理方。8.2.3乙方应对每批材料是否合格作出鉴定，并将鉴定意见书提交监理方复查。8.2.4监理方认为有必要时，可按本合同的规定进行随机抽样检验。8.2.5材料验收：经鉴定合格的材料方能验收入库，乙方应派专人负责核对材料品名、规格、数量、包装以及封记的完整性，并作好记录。8.2.6不合格材料的处理严禁将不合格的材料运往现场，经监理方查库发现的不合格材料，应禁止使用。乙方违约使用了不合格材料，应按本合同的规定处理。8.2.7材料的代用乙方申请代用材料，应提供代用材料的技术标准、质量证明书和试验报告。只有在证明其材料不降低工程质量和不影响施工进度的前提下，经监理方批准后，才能采用代用材料。（监理不能修改设计，只能上报建设单位，由建设单位与设计联系沟通，经甲方确认后修改）8.3乙方提供的工程设备8.3.1按合同规定由乙方负责采购（不含组件、逆变器的采购）和安装本标段内的工程设备，应根据施工进度的安排以及有关工程量清单所列的项目内容和本技术条款规定的技术要求，提出工程设备的订货清单，报送监理方审批。监理方收到订货清单后的7天内批复乙方。8.3.2乙方应按监理方批准的工程设备订货清单办理订货，并应将订货协议副本提交监理方。乙方应按本合同的规定，承担工程设备采购、验收、运输和保管的全部责任。8.3.3监理方认为有必要时，应参加按本合同规定的交货验收和工程设备的检验测试。8.4乙方提供的施工设备8.4.1乙方应在协议书签订后7天内提交一份为完成本合同各项工作所需要的施工设备清单，报送监理方审批，监理方应在收到施工设备清单后的7天内批复乙方。8.4.2乙方报送的施工设备清单的内容应包括：8.4.2.1施工设备的生产厂家、品名、型号、规格、主要性能、数量和预计进场时间；8.4.2.2施工设备订货协议的复印件；8.4.2.3施工设备的购置时间、残值、运行和检修记录以及维修保养证书等；8.4.2.4租赁设备的购置时间、租赁期限、租赁价格、运行检修记录以及维修保养证书等。9进度计划的实施9.1月、周进度计划9.1.1要求乙方提供月、周进度计划报送监理方，其内容和要求包括：9.1.1.1按合同进度计划，列出计划完成月、周工程量及其施工面貌、材料用量和劳动力安排；9.1.1.2列出该月、周所需施工设备数量及材料计划；9.2周进度报告9.2.1乙方应在每周末按批准的格式，向监理方提交周进度实施报告，其内容包括：9.2.1.1周完成工程量和累计完成工程量（包括永久工程和临时工程）；9.2.1.2周完成的工程面貌简图；9.2.1.3材料实际进货、消耗和库存量；9.2.1.4现场施工设备的投运数量和运行状况；9.2.1.5工程设备的到货情况；9.2.1.6劳动力数量（本周及预计未来一个月劳动力的数量）；9.2.1.7当前影响施工进度计划的因素和采取的改进措施；9.2.1.8进度计划调整及其说明；9.2.1.9质量事故和质量缺陷纪录，以及处理结果；9.2.1.10安全事故以及人员伤亡和财产损失情况。9.2.1.11月进度报告应附有一组充分显示工程施工面貌与实际进度相对应的定点摄影照片。9.3进度会议9.3.1监理方应在每周的某一日和每月末定期召开周、月进度会议，检查乙方的合同进度计划执行情况和工程质量状况，协调解决工程施工中发生的工程变更、质量缺陷处理、支付结算等问题以及与其他乙方的相互干扰和矛盾。9.3.2乙方应在周、月进度会议上按规定的格式提交周、月进度报表，进度报表的内容包括：9.3.2.1上周（或上月）之前合同进度计划要求和实际完成的累计工程量统计；9.3.2.2本周（或本月）实际完成工程量统计；9.3.2.3下周（或下月）计划完成的工程量；9.3.2.4工程质量情况；9.3.2.5要求监理方协调解决的主要问题。9.4进度计划的调整和修订9.4.1在工程实施过程中，不论何种原因引起的工期延误，乙方均应及时作出调整，并在月进度报告中提出调整后的进度计划及其说明。若进度计划的调整需要修改关键线路或改变关键工程的完工日期时，乙方应按本合同的规定，提交修订的进度计划报送监理方审批。10工程质量的检查和检验10.1乙方的质量自检10.1.1乙方应按本合同的规定，建立完善质量管理体制，严格履行合同规定的质量检查职责。乙方应赋予质检人员对工程使用的材料和工程的所有部位及其施工工艺过程进行全面质量检查和随机抽样检验的权力。当发现工程质量不合格，乙方质检人员应有责任及时纠正。10.1.2乙方应按本合同的规定，详细作好质量检查记录，编写质量检查报表，乙方应定期向监理方提交质量自检报告。10.2监理方的质量检查10.2.1监理方有权按本合同的规定，对工程的所有部位及其任何一项工艺、材料和工程设备进行检查和检验。10.2.2监理方检验工程材料的性能指标和检查工程质量时，有权要求乙方按合同规定的数量，提供试验用的材料样品和在现场钻取试件，乙方还应按监理方指示为质量检查进行需补充的试验检验工作。10.2.3监理方为检查工程设备质量需要检测设备性能，当监理方提出要求时，乙方应予提供测试设备，并协助监理方进行测试工作。10.2.4监理方为检查检验工程和工程设备质量的需要，可要求乙方提供材料质量证明书和设备出厂合格证、材料试验和设备检测成果、施工和安装记录、质量自检报表等作为工程和工程设备验收的依据。11临时设施11.1施工交通11.1.1运行期检修道路与施工期施工道路相结合，路宽不小于3.5米。11.1.2场内公共道路以及至各施工点的全部临时道路、桥涵和停车场等均由乙方负责修建，并在合同实施期间负责管理、维修和养护道路，以及为满足超大件和超重件运输而必须采取的临时加固和加扩措施。11.1.3乙方修建道路应做好路基和路面的排水设施，进行洒水除尘，将施工作业产生的扬尘公害减少至最低程度。11.1.4乙方修建道路不应危害邻近道路两侧的农田和民舍，维护好道路两侧的开挖和填筑边坡。11.1.5本合同乙方负责修建的施工道路、桥涵、和停车场，应免费提供甲方、监理方使用。11.2施工供电（施工临时用电由乙方自行解决）11.2.1乙方应按本合同规定和监理方的指示，为进入现场的甲方和其他乙方提供用电方便。11.2.2乙方按其自身需要，为本合同工程的施工和生活用电，配备一定容量的事故备用电源，乙方应自行负责其电力设备或备用电源出现故障所引起的损失。11.3施工供水（乙方自行解决）11.3.1本标段施工用水乙方自行解决，乙方应按合同规定负责设计、施工、采购、安装、管理和维修施工区和生活区的供水系统，包括修建为保证正常供水的引水、储水、水处理和抽排水设施等。11.3.2乙方应按本合同的规定和监理方的指示，为进入现场的其他乙方提供施工和生活用水方便。11.3.3乙方应向甲方和监理方提供现场办公和生活用水，包括引向办公地点和生活区的引水管路架设及其设备的提供、安装和维修等。11.4施工照明（乙方自行解决）11.4.1乙方应按合同规定负责设计、施工、采购、安装、管理和维修其工程所有施工作业区、办公区和生活区以及道路等在内的施工区照明线路和照明设施。各区的最低照明度应符合本章的规定。11.4.2乙方应按本合同规定和监理方的指示，为进入现场工作的其他乙方架设施工和生活区的室外照明线路提供方便。11.5施工通信、办公网络（乙方自行解决）11.5.1乙方应负责设计、施工、采购、安装、管理和维修施工现场的通信服务设施、办公网络。甲方和监理方有权使用乙方的内部通信设施。11.6混凝土生产系统11.6.1混凝土采用商品混凝土或自拌混凝土，混凝土强度等级为C30。11.6.2混凝土必须满足混凝土的质量、品种、出机口温度和浇筑强度等级要求。11.7仓库和堆料场11.7.1乙方应负责本标段施工所需的各项材料、设备仓库的设计、修建、管理和维护。11.7.2如有炸药、雷管和油料等特殊材料仓库应严格按监理方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。11.7.3露天堆放的砂石骨料、土料、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、排水等保护措施以防止冲刷和水土流失。11.8临时房屋建筑和公用设施11.8.1乙方应在合同规定或监理方指定的区域内负责设计和修建其施工所需的全部临时房屋建筑和公用设施，并负责上述临时房屋和公用设施的设备和设施的采购、安装、管理和维护以及撤场后场地恢复。12施工安全保护12.1乙方的安全保护责任12.1.1乙方必须按本合同规定履行其安全保护职责。乙方应在工程开工后7天内编制一份工程施工安全措施文件报送监理方审批，其内容应包括安全机构的设置、专职人员的配备以及防火、防毒、防噪声、防洪、救护、警报、治安、爆破和炸药管理等的安全措施。12.1.2乙方应加强对职工进行施工安全教育，应按本章规定编印安全防护手册发给全体职工。工人上岗前应进行安全操作的考试和考核。合格者才准上岗。特种作业人员必须持证上岗。12.1.3乙方必须遵守国家颁布的有关安全规程。若乙方责任区内发生重大安全事故时，乙方应立即通报甲方，并在事故发生后24h内向行政主管部门、监理和甲方提交事故情况的书面报告。12.1.4乙方应加强对危险作业的安全检查，建立专门检查机构，配备专职的安全管理人员。12.2劳动保护12.2.1乙方应按照国家劳动保护法的规定，定期发给在现场施工的工作人员必需的劳动保护用品，如安全帽、水鞋、防砸鞋、雨衣、手套、手灯、防护面具和安全带等。乙方还应按照劳动保护法的有关规定发给特殊工种作业人员的劳动保护津贴和营养补助。12.3照明安全12.3.1乙方应在施工作业区、施工道路、临时设施、办公区和生活区设置足够的照明，其照明度不低于表1-1的规定。表1-1最低照明度的规定数值序号作业内容和地区照明度1一般施工区、开挖和弃渣区、场内交通道路、堆料场、运输装载平台、临时生活区道路。502混凝土浇筑区、现场保养场503室内、仓库、走廊、门厅、出口过道。504一般施工辅助工厂11012.3.2在不便于使用电器照明的工作面应采用特殊照明设施。在易触及带电体场所的照明供电电压不应大于24V。12.4接地及避雷装置12.4.1凡可能漏电伤人或易受雷击的电器及建筑物均应设置接地或避雷装置。乙方应负责避雷装置的采购、安装、管理和维修，并建立定期检查制度。12.5有害气体的控制（如有）12.5.1在工程施工中，乙方应配备对有害气体的监测和警报装置以及工人使用的防护面具。一旦发现有毒气体，乙方应立即停止施工和疏散人员，并及时报告监理方。乙方应在经过完善处理，确认不存在危险，并取得监理方同意后，方可复工。12.6炸药、雷管和油料的存放和运输（如有）12.6.1乙方应将炸药、雷管和油料存放在按本章规定设置的特殊材料仓库内，并应与施工现场和生活区保持足够的安全距离，不得在施工现场设库存放炸药。炸药库的设计和运输方式必须严格遵守国家有关规定并上报主管部门备案。12.7爆破（如有）12.7.1乙方应按本章批准的爆破作业安全措施文件的规定进行爆破作业，并应严格遵照国家有关爆破的管理规定。12.7.2对实施电引爆的作业区，乙方应采用必要的特殊安全装置，以防止暴风雨时的大气或邻近电气设备放电的影响。特殊安全装置应经过试验证明其确保安全可靠时方可使用，试验报告应经监理方审批。12.8消防12.8.1乙方应在合同规定的管辖范围内履行其防火安全职责，配备必要的消防车和消防设备器材，确保消防水源充足和供水系统工作正常。消防设备的型号和功率应满足消防任务的需要，消防设备器材应定期检查和保养，使其处于良好的待命状态。12.8.2乙方仍应负责做好其自己辖区内的消防工作，配备一定数量的常规消防器材，并对职工进行消防安全训练。乙方还应对其辖区内发生的火灾及其造成的人员伤亡和财产损失负责。12.9洪水和气象灾害的防护12.9.1乙方应根据甲方提供的水情和气象预报，做好洪水和气象灾害的防护工作。一旦发现有可能危及工程和人身财产安全的洪水和气象灾害的预兆时，乙方应立即采取有效的防洪和防灾措施，以确保工程和人员、财产的安全。12.10信号12.10.1乙方应在施工区内设置一切必需的信号装置，包括：12.10.1.1标准道路信号；12.10.1.2报警信号；12.10.1.3危险信号；12.10.1.4控制信号；12.10.1.5安全信号；12.10.1.6指示信号。12.10.2乙方应负责维修和保护施工区内自设或甲方设置的所有信号装置，并按监理方的指示，经常补充或更换失效的信号装置。12.11安全防护手册12.11.1乙方应编制适合本标段需要的安全防护手册，其内容应遵守国家颁布的各种安全规程。乙方应在收到开工通知后7天内将手册的复制样本提交监理方。安全防护手册除发给乙方全体职工外，还应发给甲方、监理方，安全防护手册的基本内容应包括（但不限于）：1)防护衣、安全帽、防护鞋袜及防护用品的使用；2)升降机和起重机的使用；3)各种施工机械的使用；4)炸药的储存、运输和使用；5)汽车驾驶安全；6)用电安全；7)模板、脚手架作业的安全；8)皮带运输机使用的安全；9)混凝土浇筑作业的安全；10)钢结构制造和安装作业的安全；11)机修作业的安全；12)压缩空气作业的安全；13)焊接作业的安全和防护；14)油漆作业的安全和防护；15)意外事故和火灾的救护程序；16)防洪和防气象灾害措施；17)信号和告警知识；18)其它有关规定。13环境保护13.1遵守环境保护的法律、法规和规章13.1.1乙方必须遵守国家有关环境保护的法律、法规和规章，并按本合同的有关规定，做好施工区的环境保护工作，防止由于工程施工造成施工区附近地区的环境污染和破坏。13.2环境保护措施计划13.2.1乙方应在编报施工总布置设计文件的同时，编制一份施工区和生活区的环境保护措施及现场环境绿化计划，报送监理方审批。其内容应包括：1)施工弃渣的利用和堆放；2)施工场地开挖的边坡保护和水土流失防治措施；3)防止饮用水污染措施；4)施工活动中的噪声、粉尘、废气、废水和废油等的治理措施；5)施工区和生活区的卫生设施以及粪便、垃圾的治理措施；6)完工后的场地清理并实施绿化。13.3施工弃渣的治理13.3.1乙方应按本合同技术条款的规定和监理方的指示做好施工弃渣的治理措施。13.4环境污染的治理13.4.1乙方应按国家和地方有关环境保护法规和规章的规定控制地下工程施工的噪声、粉尘和有毒气体，保障工人的劳动卫生条件。13.4.2乙方应保护施工区和生活区的环境卫生，应定时清除垃圾，并将其运至批准的地点掩埋或焚烧处理。乙方应在现场和生活区设置足够的临时卫生设施，定期清扫处理。13.5场地清理13.5.1除合同另有规定外，乙方应在工程完工后的规定期限内，拆除施工临时设施，清除施工区和生活区及其附近的施工废弃物，并按监理方批准的环境保护措施计划完成环境恢复。14现场施工测量14.1测量基准14.1.1监理方应按本合同的规定，在发出开工通知前7天，向乙方提供测量基准点、基准线和水准点及其基本资料和数据。14.1.2乙方接收监理方提供的测量基准后，应与监理方共同校测其基准点（线）的测量精度，并复核其资料和数据的准确性。14.1.3乙方应以监理方提供的测量基准点（线）为基准，按国家测绘标准和本标段施工精度要求，测设用于工程施工的控制网，并应在收到开工通知后14天内，将施工控制网资料报送监理方审批。14.2施工测量14.2.1乙方应负责工程施工所需的全部施工测量放线工作。14.2.2乙方应按本技术条款的规定，提交计量测量资料报送监理方审核。监理方可以使用乙方的施工控制网自行进行检查放样测量，亦可要求乙方在监理方直接监督下进行复核对照测量。若经双方协商同意，乙方可邀请监理方的测量人员联合进行计量测量，经双方核签的测量成果，可直接用于计量付款。14.2.3乙方应负责保护好测量基准点、基准线和水准点及自行增设的控制网点，并提供通向网点的道路和防护栏杆。测量网点的缺失和损坏应由乙方负责修复。15现场试验15.1材料试验15.1.1乙方应按本合同规定，自建现场材料试验室，配备足够的人员和设备，或委托有资质的检测机构进行检测。乙方应在收到开工通知后的7天内提交一份现场试验室的设置和材料试验计划，或提供检测委托合同及材料试验计划，报送监理方审批。15.1.2乙方应按本技术条款有关的规定，对工程使用的材料（如水泥、骨料、粉煤灰、外加剂、钢板、钢筋、锚杆、涂料以及工程指定的其它材料等）进行取样试验，乙方应将材料试验报告报送监理方。15.1.3乙方应免费将其自建的现场材料试验室提供给监理方使用，提供抽样复检试件的费用应由乙方承担。15.2现场工艺试验15.2.1乙方应按本技术条款的规定和监理方指示，进行现场工艺试验。乙方应在每项现场工艺试验开始前14天，将现场工艺试验的工艺设计和试验计划报送监理方审批。监理方应在收到该项工艺设计和试验计划后的7天内批复乙方。15.2.2乙方通过现场工艺试验选定的工艺流程、施工方法、施工参数和质量控制标准等，均应编制现场工艺试验报告，报送监理方审批，并经监理方批准后才能用于施工。16竣工图16.1乙方应按监理方要求的规格绘制并提交8套纸质竣工图和2套电子版竣工图（CAD），竣工图应以监理方提供的施工图纸为基础，标明所有由于监理方通知而更改了的轮廓、高程和尺寸的部位（设计单位签字确认的变更），并应符合工程竣工的实际情况。若工程验收时，抽查到竣工图纸与现场实际情况不符，责令整改，整改完成后再次抽查，若再出现竣工图纸与实际情况不符的情况，则罚款10000元/张。17技术标准和规程规范17.1除本技术条款另有规定外，乙方施工所用的材料、设备、施工工艺和工程质量的检验和验收应符合本技术条款中引用的国家和行业颁布的技术标准和规程规范规定的技术要求。17.2当本技术条款的内容与所引用的标准和规程规范的规定有矛盾时，应以本技术条款的规定或监理方指示为准。17.3技术条款中有关工程等级、防洪标准和工程安全鉴定标准等涉及工程安全的规定，必须严格遵守国家和行业的标准，遇有矛盾时应由监理单位按国家和行业标准的规定进行修正，涉及变更的应按本合同的规定办理。17.4在施工过程中，监理方为保证工程质量和施工进度的要求，在征得甲方同意后有权指示乙方或批准乙方采用新技术和新工艺，并增补和修改技术条款的内容。其增补和修改的内容涉及变更时，应按本合同的规定办理。17.5本合同引用的技术标准和规程规范，分别列在各章的技术条款内。17.6本合同技术条款中引用的标准和规程规范在本合同出版时均为有效，所有标准和规程规范都会被修订，故使用本合同范本编制工程技术条款时，应执行其最新版本。17.7在本标段中需要使用，但本技术条款中未述及到的相应标准和规程规范，要求一律执行现行国家和行业相关技术规定，本招标文件不再赘述。第二节总图、运输1承包范围1.1本标段场区总体规划、总平面布置、竖向布置（包括场区防、排洪及土方综合平衡）、场区地下设施布置（包括所有地下管线）、本标段场区内道路及地坪（基层及面层）等。2标准及规程（包括但不限于，并按最新标准执行）2.1中华人民共和国国家标准GB/T50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》；2.2中华人民共和国国家标准GB50016-2014《建筑设计防火规范》；2.3中华人民共和国国家标准GB50229-2019《变电站设计防火规范》。3场区总平面布置3.1光伏阵列设计3.1.1固定式光伏阵列最佳倾角确定：太阳能光伏场站的设计需根据负载的要求和当地的气象及地理条件（纬度、太阳辐照量、最长连阴雨天数等）进行优化设计。根据项目所在地区的纬度，及相关的光伏设计软件模拟分析，设计固定式光伏系统的主要组件支架倾角为19，以获得全年最大的发电量。3.1.2固定式光伏阵列间距确定：光伏阵列通常成排安装，两排光伏阵列之间的距离要保证运行维护方便性，综合考虑本标段各因素，保证发电量前提下乙方可根据项目实际优化设计。3.1.3光伏组件平面最低点距离地面的要求：考虑不破坏现场的生态环境，光伏组件平地最低点距离地面高度不少于1.8m。3.1.4通讯柜、逆变器安装要求3.1.4.1逆变器统一安装在组件遮光避雨处。3.1.4.2通讯柜加装不锈钢材质防雨棚，雨棚尺寸边缘延伸应大于10cm以上，最终满足现场安全运行稳定要求。3.1.5光伏区通讯、监控安装要求3.1.5.1数据采集器单独外置设立。光伏区光纤熔接盒应放置在箱变内。3.1.5.2光伏场区通讯线缆（光缆、485通讯线缆）单独敷设，若与交直流电缆混合施放时，保持规范要求安全距离。3.1.5.3视频监控和逆变器数据采集器电源、光纤通道分别独立，不应混合使用。3.1.5.4逆变器使用电力载波通信方式，不使用485通讯方式和无线通讯。箱变与箱变之间、场区至升压站主干通信均采用光纤通信。3.1.6每组光伏组件编号的要求3.1.6.1在每串组件支架横杠（统一方向）对每串组件进行编号并安装与逆变器、箱变相对应编号的标识标牌。3.2场区总平面布置方案3.2.1设计依据3.2.1.1场站总平面布置严格遵照设计审定的设计方案，依据太阳能资源、高压出线走廊方向、水源、环保、场区工程地质、地形、风向、施工等建站外部条件及工艺要求等。3.2.2总平面布置方案3.2.2.1乙方可根据工艺要求，对场区总平面布置进行进一步优化，最终总平面方案需取得甲方的同意。3.2.2.2根据工艺要求并结合光伏组件、逆变器、开关室地基处理，土石方工程量综合平衡，内涝水位、场地排水及道路、管线接口标高综合考虑，不允许采用机械大面积平整施工。4场区道路4.1乙方可以对设计规划图中场区支路进行优化。必须便于检修方便。4.2光伏场区与某地主干道连接的进场道路（至进场铁艺大门止）采用4m宽的碎石压实路基路面。4.3运行期检修道路与施工期施工道路相结合，场内道路依地形布置，场外道路及场内道路路面宽3.5m，采用碎石压实路基路面。5场区管线布置5.1场区管线布置原则5.1.1管线敷设方式以工艺要求、自然条件、场地条件等综合考虑。5.1.2管线（沟）走径：力求顺直短捷，并尽量沿规划管线走廊平行路网，靠接口较多一侧布置，减少交叉，埋深及长度。5.1.3方便施工运行管理及检修。第三节建筑结构技术规范1范围1.1投标范围包括但不限于下列各项：1.1.1太阳能组件支架及基础，支架与基础应充分考虑设置的需求、设备及设备仓基础、地基处理或桩基础、余土平衡场区、零米及以下设施、电缆桥架、上部结构、防水、防腐、防火、封闭、照明、场区道路、大门、围栏等整个土建工程的设计、采购及施工。2标准、规范和抗震措施2.1按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。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。包括但不限于以下标准。《混凝土结构设计规范》GB50010《砌体结构设计规范》GB50003《钢结构设计规范》GB50017《钢—混凝土组合结构设计规程》DL/T5085《工业企业设计卫生标准》GBZ1《电力工程制图标准》DL5028《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205《建筑基桩检测技术规范》JGJ1062.2本标段拟建场地地震参数：2.2.1场址区基本地震动峰值加速度为0.1g，相应地震基本烈度为7度，基本地震动加速度反应谱特征周期为0.4s，地震分组为第二组。本标段所有建构筑物均应遵循国家有关规范进行抗震设防设计。主要建构筑物的抗震设防烈度应按“发电厂建筑物抗震措施设防烈度调整表”执行。2.2.2光伏阵列支架基础采用单排及双排钢筋混凝土灌注桩基础相结合的方式，单桩桩径为250mm，双桩桩径为170mm，混凝土强度等级不低于C30。待施工图阶段根据详细的地勘资料，确定每个阵列桩基长度。电池板支架基础设计应注意：避免大面积开挖回填等土方工程，但必须根据25年使用期充分考虑荷载、风载、沉降、腐蚀等措施，请投标提供详细设计实施方案，方案要结合本标段实际情况(光伏组件平地最低点离地面距离1.8m以上)给出各种方案可行性、可靠性、经济性对比。2.2.335kV箱式变压器基础按钢筋混凝土箱体结构进行设计。根据设备外形尺寸，基础高出地面不小于0.3m，箱变四周设置平台，宽度不小于1m且满足箱变柜门打开及逃生的要求，基础垫层混凝土强度为C20，基础混凝土强度不低于C30。每台35kV箱式变压器设置符合国家规范要求的事故油池。设计中必须充分考虑结构合理、冬季低温启动夏季散热、防盗、防风防雨防腐蚀、设备检修等。2.2.4冬季低温启动夏季散热、防盗、防风防雨防腐蚀、设备检修等。2.2.5方阵内道路要满足检修通行需要，考虑后期检修维护、清洗和绿化要求，请投标提供详细设计实施方案。2.2.6光伏场站位于野外山区，考虑到运行安全，要在场区四周设置围栏。为了减少建构筑物的阴影对太阳能板的影响，采用网丝塑后直径不小于4.8mm,网孔不大于170*90mm,立柱壁厚不小于2.5mm，围栏高度不低于1.8米，围栏立柱基础采用C20混凝土基础，围栏与太阳能板之间的距离不小于1m，每个独立地块及地块间设置围栏门。2.2.7设计中应重点考虑的安全问题2.2.7.1设备安全：乙方应对设备的抗风能力进行设计，以免设备被风损坏，或设备被风吹落伤人。2.2.7.2人身安全：设备的绝缘性应达到验收标准的要求，以防电击和触电；2.2.7.3电网安全：防止非计划性孤岛运行；2.2.7.4防火：有效避免产生电弧而引起火灾；2.2.7.5防雷击：有效的防雷措施。3主要建筑3.1主要建筑材料（材料的选用、检验必须满足国家标准和有关规范）3.1.1混凝土1）现浇混凝土构件：C302）素混凝土垫层：C203.2.2钢材3.2.2.1型钢和钢板：Q355、Q4203.2.2.2钢梁：Q3553.2.2.3钢筋：HPB235级、HRB335和HRB400级3.1.3水泥（参照本规范第一节1.2.5/1.2.6内容）3.1.3.1普通硅酸盐水泥。3.1.4砖及砂浆1）砖：Mu10多孔砖、实心砖、蒸压加气混凝土砌块或粉煤灰砖2）砂浆：一般为M7.5混合砂浆及M7.5水泥砂浆3.2建构筑物结构主要设计原则及要求3.2.1太阳能组件支架单元基础采用单/双排钢筋混凝土灌注桩（根据现场地形坡度选取）基础，基础平均埋深以现场设计为准，充分考虑当地气象条件及地质地形地貌条件。3.2.2箱变基础：本工程共约32个方阵，按一个方阵配置一台35kV箱式变压器，根据场址区地质条件和箱式变压器的尺寸、重量，35kV箱变基础平台采用钢筋混凝土框架结构设计，柱下采用独立基础进行设计，每个柱下基础平面尺寸为1.7×1.7m（长×宽），基础平台高出地面0.3m，四周设置钢栏杆，基础垫层混凝土强度为C15，基础混凝土强度为C30。箱变基础平台设导油斜坡，通过箱变泄油阀泄油至导油斜坡后排入箱变事故油坑。事故油坑采用混凝土普通砖，水泥砂浆砌筑。基坑临时边坡按1:0.5进行开挖，开挖完毕后立即浇筑100mm厚C15素混凝土垫层封闭，待垫层混凝土凝固后，再进行基础钢筋混凝土的施工。基础拆模后，四周侧回填碎石土并夯实。3.2.2支架基础：光伏支架桩基采用钢筋混凝土钻孔灌注桩，混凝土等级为C30，初拟单立柱支架单桩桩径250mm，埋设平均深度为地下2500mm，地上500mm；双立柱支架基础拟采用桩径170mm，埋设平均深度为地下1500mm，地上200mm。该方案施工方便，可节约混凝土用量。具体根据详细地勘资料及现场试桩报告结果，优化桩基长度。3.2.335kV集电线路架空线塔结构及塔基要求：1）杆塔结构：根据35kV线路的输送容量及电流计算，本项目架空线路导线主干线路采用LGJ240/30钢芯铝合金绞线，地线采用24芯OPGW光缆。全线采用自立式铁塔。2）杆塔规划：本项目铁塔主材采用Q345钢（材料为Q345B钢材），其余塔材与混凝土杆铁附件采用Q235钢（材料为Q235B钢材），其强度设计值及物理特性指标应符合现行国家规范《钢结构设计标准》（GB50017-2017）、《碳素结构钢》（GB/700－2006）和《低合金高强度结构钢》（GB/T1591－2018）的规定，所有铁塔构件、混凝土杆铁附件、螺栓（含防盗螺栓）均热浸镀锌防腐。铁塔连接螺栓采用4.8级（M16)、6.8级（M20)、8.8级(M24）普通粗制螺栓。其质量标准应符合《紧固件机械性能螺栓螺钉和螺柱》（GB/T3098.1-2010）和《紧固件机械性能螺母》（GB/T3098.2-2015）的要求。铁塔距地面9.0米范围内的螺栓均采用防盗螺栓。全线铁塔除安装防盗螺栓（具有防松性能）外的其它单螺帽螺栓均采用防松罩。3）基础材料：基础用钢材采用HPB300、HRB400钢，其质量标准应符合《钢筋混凝土用热轧光圆钢筋》（GB/T1499.1-2017）、《钢筋混凝土用热轧带肋钢筋》（GB/T1499.1-2018）；地脚螺栓采用35号钢，其质量标准应符合《优质碳素结构钢》（GB/T699－2015）的要求；基础用混凝土其质量标准应符合《混凝土结构设计规范》（GB50010－2010）的要求；基础形式：全掏挖基础采用人工掏挖成型，能有效的降低基坑开挖量及小平台开挖量，减少施工弃土对表土的破坏，降低施工对环境的破坏，保护了塔基周围的自然地貌，同时，基础在浇制混凝土时不用支模，使施工更加方便，降低了施工费用。因此，全掏挖基础的综合效益在山区、丘陵等无地下水的地方优于普通大开挖基础；加之本项目主要处于山区和丘陵地带，表层地质情况多为泥岩、砂岩或粘性土，基坑采用人工开挖容易成形，综合比较以上因素，拟在本项目采用全掏挖基础。第四节电气技术要求特别说明：以下所列技术规范为本标段的最低要求，有关方案为暂定方案，乙方承诺因设计方案修改，在不降低系统设备的选型和配置、不降低施工质量的前提下，不做任何价格的调整。可靠性高：设备余量充分，系统配置先进、合理，设备、部件质量可靠；通用性强：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；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；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，可实时显示场站的发电量、太阳辐射、温度、瞬时功率以及二氧化碳减排量。性能价格比高：在设备选型和土建工程设计中，在保证系统质量、性能的前提下，尽量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。1光伏组件(甲供)1.1范围1.1.1本标段交流侧容量为100MW，容配比为1.3所需的光伏组件由甲方提供。光伏组件设备不得随意增加。1.2本标段支架全部采用“固定倾角方式”螺栓安装，每个组件单元由28块电池组件组成，横向2行，竖向14列，电池板竖向布置。电池组件固定支架结合电池组件排列方式布置，支架倾斜角度17°，支架由立柱、横梁及斜撑组成。1.3甲方提供光伏场站所需光伏组件，选用单晶硅P型双面双玻550Wp组件。本标段计划交流侧容量约为100MW，容配比为1.3，将结合用地情况优化布置。2逆变器（甲供）逆变器容量采用300kW及以上产品，最大效率≥99.01%，综合效率≥98.52%。2.1范围2.1.1本标段交流侧容量为100MW场站所需的逆变器（含通讯箱）由甲方提供。逆变器及通讯箱等设备不得随意增加。2.2逆变器：2.2.1本标段各个发电单元均采用组串逆变器。2.2.2具体规格型号根据招标结果确定。3电气系统说明3.1范围3.1.1本期工程组件、逆变器电气系统及其设备安装、调试。3.1.2本期采用220kV送出，35kV配电装置开关柜采用电缆进线。3.1.3本期工程组件、逆变器范围内电气保护、控制、测量系统。3.1.4本期场区内防雷接地系统。3.1.5场区内重要区域按相关要求铺设用于工业监控系统所需通信缆线。3.1.6本期工程组件、逆变器、箱变范围内电缆敷设。3.1.7本期工程组件、逆变器、箱变范围内安保系统（具有全范围视频监视及红外功能）。3.1.8本光伏场站光伏场内通讯箱、逆变器以及箱变测控装置的数据，并通过光缆环节后，上传至光伏监控系统，利用升压站内系统通信传输通道，每月初按要求向南网报送光伏场站运行月报。3.1.9光伏区数据上传升压站监控系统,并通过升压站汇集统一上传。3.1.10本标段光伏场区数据通信网络采用可靠性高、传输速度快的光纤以太网环网结构，监控范围为本标段所有光伏方阵。根据光伏子阵划分位置与集电线路串接方式，本光伏发电工程每回集电线路组2个光环网（视频监控和光伏监控）。根据光伏区箱变的布置，本期光伏生产区根据集电线路组成光环网，光伏区各子方阵通过不少于24芯非金属加强芯光缆将各子阵数据采集系统（监控、视频）环接，光伏场区与升压站光缆采用35kV集电线路同路径敷设。每个光环各通过1根光缆与35kV集电线路同路径敷设接入升压站的环网光纤交换机，环网光纤交换机再连接到主控级计算机系统的交换机，组成整个光伏场站计算机监控系统数据通信网络。所有视频监控数据经视频监控环网、光电转换器、交换机接入对应能互相匹配的升压站主控室视频监控系统。3.2标准及规范（包括但不限于，并按照最新标准执行）GB/50054低压配电设计规范》GB17478《低压直流电源设备的特性和安全要求》GB50171《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB/T19939《光伏系统并网技术要求》GB/Z19964《光伏发场站接入电力系统的技术规定》GB/T20046《光伏系统电网接口特性》GB12326《电能质量电压波动和闪变》GB12325《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB／T14549《电能质量公用电网谐波》GB50057-《建筑物防雷设计标准》DL/T448《电能计量装置技术管理规程》GB50217《电力工程电缆设计规范》DL/T404《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB/T15543电能质量三相电压允许不平衡度GB/T15945电能质量电力系统频率允许偏差GB4208外壳防护等级（IP代码）GB/T4942.2低压电器外壳防护等级（1）防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）（2）GB20052-2020《电力变压器能效限定值和能效等级》3.3主要设计原则3.3.1电缆设施及防火3.3.1.1电缆设施a.场区光伏场区35kV集电线主要采用电缆直埋、架空线路及电缆桥架敷设相结合的方式,采用地埋的必须满足底层铺沙或细土，深度不低于0.7m等技术要求。长度低于600m的禁用中间接头，接头处采用防爆盒注胶，设置检修井及标识。所有电缆穿过马路必须穿热浸锌国标钢管。直埋电缆执行国家规范，埋深不小于0.7m,铺沙或软土并盖砖，控制电缆、通讯电缆与动力电缆分开敷设。b.电压等级35kV以下的电缆采用直埋及穿管敷设，直埋深度不低于0.7m。c.组串逆变器之前（光伏组件间连接直流电缆）电缆敷设采用直埋或电缆桥架沿组件支架敷设的方式。低压动力电缆采用直埋或电缆桥架敷设方式。d.35kV电缆终端头制作应采用冷缩电缆头，冷缩电缆头供货厂家采用ABB或3M厂家，并且电缆头制作由原厂授权人员持证施工，电缆接头两端各预留不少于两次重新制作电缆头长度，并不少于5m。3.3.1.2电缆选用原则：a.35kV电力电缆为铠装铝合金芯电缆，型号为YJLHV22-26/35kV-3×70mm2、YJLHV22-26/35kV-3×120mm2、YJLHV22-26/35kV-3×185mm2、YJLHV22-26/35kV-3×240mm2、YJLHV22-26/35kV-3×300mm2；b.低压动力电缆采用铠装电缆，型号为ZRC-1.8/3kV-YJLHV22-3×185mm2；ZRC-1.8/3kV-YJLHV22-3×240mm2;ZRC-1.8/3kV-YJLHV22-3×150mm2；电力电缆H1Z2Z2-K-1×4mm2、H1Z2Z2-K-1×6mm2（组件间连接及至逆变器、箱变电缆）。c.控制室直流系统及消防系统采用耐火电缆。d.进入计算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆。e.控制电缆采用防火阻燃铜芯带屏蔽层铠装电缆。f.所有直埋电缆全部采用铠装电缆，电缆需穿过马路时，必须穿热浸锌国标钢管或PE管以保证电缆不受外界因素导致破坏损伤。3.3.1.3电缆防火a.电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《火力发电厂与变电站设计防火规范》设置防止电缆着火延燃措施：如在户外进入户内（箱变外进入箱变内）等处设置阻火隔墙或阻火段；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、箱变、逆变器底部电缆孔洞等。3.3.2过电压保护与接地3.3.2.1过电压保护a.光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。b.主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按最新版《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》（DL/T620）的规定。c.本标段各级电压电气设备的绝缘配合均以5kA雷电冲击和操作冲击残压作为绝缘配合的依据。电气设备的绝缘水平按最新版《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》（DL/T620）的规定选取。3.3.2.2接地a.全站、线路杆塔接地电阻满足国家、行业现行规程规范。b.全厂接地网设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。c.逆变器接地系统将采用逆变器系统（场站控制系统）接地网与主接地网合用接地网的形式。d.光伏场区接地电阻值按不大于4Ω,乙方在开展施工图设计前应对土壤电阻率进行测量并提供接地测试合格报告。e.所有电池组件必须采用专用接地线将组件边框与支架直接连接，确保接地良好。f.每个方阵应独立接地，经电阻测试合格后，再整体连接，独立接地电阻不大于4Ω，如果接地电阻达不到要求，现场增设人工接地极。g.光伏区接地扁铁采用50×5mm热浸锌扁钢，镀锌层平均厚度不应小于65µm。焊接处严格按照防腐要求进行防腐，必须进行防腐验收后才能填埋。h.如果接地电阻达不到要求，现场增设人工接地极。3.3.3污秽情况及电气设备外绝缘3.3.3.1本标段电气设备选型按III级污秽条件选型，电气设备外绝缘爬距均按2.5cm/kV（最高运行电压为基准）选择。3.3.3.2电气设备技术要求中所有设备的绝缘水平及安全净距均是按照实际海拔米进行修正。3.3.4照明和检修网络3.3.4.1照明a.正常照明网络电压为380/220V。b.采用照明与动力合并供电方式。c.照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。插座回路容量按15A考虑,建筑物室内电线线径≥4mm2。d.照明系统具有光控、声控功能。3.3.4.2检修a.场区内电池板的检修电源由移动式发电机提供。（乙方自行决定）3.3.5箱变技术要求：满足最新版GB20052-2020《电力变压器能效限定值和能效等级》三级能效要求1）根据项目建设地条件及综合分析，在需要兼顾设备造价、设备外形尺寸、设备基础、元件互换性及检修方便等因素，本项目计划采用美式箱式变电站。2）箱变容量：1600/2000/3150kVA3）电压比：37±2×2.5%/0.8kV4）接线组别：Yd115）阻抗电压：6.5%/6.5%/7.0%6）箱变高压侧配置负荷开关+熔断器，低压侧配置低压断路器，浪涌保护器，辅助变压器容量暂按照5kVA配置，仅提供箱变自身照明、加热、控制及检修电源。3.3.6电气设备技术要求中所有设备的绝缘水平及安全净距均按照海拔2000米高度进行修正。4辅助设备技术要求4.1工程范围4.1.1总则本标段中，乙方将在一揽子价格的基础上负责项目工程的设计、采购（甲供设备除外）和施工/交钥匙工程，其工作范围为：工程勘察、设计、设备制造、设备及材料采购（需甲方书面同意确认）、运输、场地平整、建筑工程、设备安装、设备调试、设备培训、系统试运行及性能试验、达标创优和试运行通过后的12个月缺陷责任期及完成修补其由乙方责任造成的任何缺陷等。此外还包括以下内容：序号工作内容甲方乙方说明1完成项目的初步设计√场地拆迁清障√光伏场站区域详勘√测量基准点复测及维护√出施工图、竣工图，编制竣工决算√2场内道路（含环场道路）施工、维护√进场道路修建、维护√负责质量监督检查工作的联系、验收√向省电力工程质量监督中心站缴纳质监注册√水土保持设计、施工、监理、施工过程的监测，最终向甲方提供《水保工程监理总结》、《施工期间水保情况监测报告》√委托有资质单位进行3根据接入系统方案批复，配合光伏场站涉网自动化、调度数据网、保护等各项的设计、施工、验收，并取得电网部门验收。√配合各项保护的定值计算√按要求进行电气系统安装、试验、调试，负责光伏场站送电前通过电网公司及相关主管部门的验收。√4根据甲方要求进行光伏电场区内、线路塔架等设备标示牌、电缆标示桩（混凝土）、安全警示牌、交通安全指示牌的制作、悬挂等。√执行国家电投安全目视化相关标准，在制作前经甲方审定。5完成专项验收、竣工验收，向甲方移交档案资料。√按照国家及国家电投档案相关标准装订6完成达标投产、争创国家优质工程奖验收√备注：包括但不限于以上内容，乙方应根据设计文件、电网要求施工，甲方认可。4.1.2设计范围本标段光伏场区范围内工程项目的全部工艺系统与土建工程的设计均为乙方的设计范围，设计为初步设计和施工图设计以及竣工图设计。4.1.3施工范围乙方设计范围内：场区35kV集电线路和光伏场站（含）及辅助设备设施等的建筑安装工程（含调试），光伏场区围栏、光伏场站场区清表、及道路等范围。4.1.4临时工程乙方施工现场办公室、宿舍、食堂、厕所、浴室、加工房、试验室、库房、机房和储料场、砼搅拦拌站等临时工程，在附近自行选址建设及完工的拆除恢复原状，均在本招标范围内（乙方自行解决）。4.1.5物资供货范围4.1.5.1本标段建设所需的全部设备（甲供设备除外）及材料的采购、供应、运输、验收、功能试验、现场保管发放及生产试运期的工器具和办公用品等均由乙方负责。4.1.5.2并网试运期间售电收入归甲方。4.1.5.3工程竣工验收前施工及生活用电、用水由乙方向相关部门支付费用。4.1.7工程界限4.1.7.1本标段与升压站工程界限：以升压站挡墙（护坡）外1m电缆沟（归升压站标段）为界，电气一次接线以35kV柜下端头为界（电缆敷设、制作电缆头、接线、试验由本标段负责），电气二次设备及通信自动化设备以接入升压站端子排（或设备接线端子）为界（线缆/光缆敷设、制作、接线、光缆熔接、光损耗测试、相关试验由本标段负责）。视频监控系统以接入升压站端口（网口、光口、光纤熔接盒等）为界，网线头制作、光纤熔接归本标段，涉及通信规约、光电转换器、交换机规格型号与品牌与升压站保持一致，以升压站为主导。本标段配合光伏场区定值计算、校核、光伏场区并网试验、涉网试验。现场存在其他分界不清晰的以甲方划定界限为准。4.1.7.2本标段光伏场区雨水、防洪、排洪设施的设计、设施的采购、施工属于乙方的承包范围。4.1.7.3本标段光伏场区光伏监控二次系统的设计、采购、施工、调试属于乙方的承包范围。4.1.7.4乙方配合完成对应升压站投产后的性能试验及涉网试验。4.1.7.5场区配电工程的的设计、采购、施工、调试等范围属于乙方。4.1.7.6本标段场区、施工区的土石方开挖、回填、平整等均属于乙方的承包范围。4.1.7.7乙方应按甲方批准的施工组织设计的规划要求，负责在现场设计并修建现场施工需要的任何临时设施（包括临时生产、生活与管理房屋、砼搅拌站、现场的道路、需硬化的场地、供水、供电、供暖、通讯、管理网络等设施），在合同工程竣工或在乙方使用结束时，按甲方的要求拆除或无条件的移交甲方。4.1.8文件文件的编制、提交、存档应符合甲方文件管理要求。4.1.9培训4.1.9.1乙方应免费培训甲方，对系统、设备的使用、维护有足够的培训内容，并在并网发电前掌握系统、设备的使用、维护；4.1.9.2乙方应该免费提供甲方运行和维护所需的全部资料和样本；4.1.9.3乙方应在培训前免费提供足够份数培训教材。4.1.10售后服务乙方应向甲方提供以下售后服务：4.1.10.1质保期内运行期间，乙方应每一个季度对现场巡查一次并提供巡查报告；4.1.10.2质保期后，乙方应优先以优惠价格为甲方提供零部件和现场服务，如有分包，乙方应在分包合同中约定。4.1.11节点计划及考核序号节点完成时间考核标准1完成初步设计，报甲方审查2023年11月5日每延迟一天考核1万元2开始施工图设计2023年11月10日每延迟一天考核1万元3完成支架、电缆、箱变、二次设备、厂区监控系统等主要设备的招标、订货2023年12月20日每延迟一天考核1万元4完成第一批土建图纸，施工单位入场2023年12月5日每延迟一天考核2万元5进场道路、场区场平、临建搭设2023年12月10日每延迟一天考核1万元6光伏支架基础开始浇筑2023年12月15日每延迟一天考核1万元7支架、光伏组件等设备开始安装2024年1月4日每延迟一天考核2万元8混凝土工程完成2024年5月10日每延迟一天考核2万元9设备安装全部完成2024年5月20日每延迟一天考核2万元10调试全部完成2024年5月30日每延迟一天考核2万元11完成全容量安装，具备并网发电与竣工验收条件2024年06月15日前2024年06月15日后，每延迟一天考核5万元。12以下空白说明：1）甲方对乙方进行奖励管理：主要包含现场安全、进度、质量，最终各项奖励事项与金额以现场实际批复为准，奖励总额不超过100万元。2）因施工方原因造成电量损失，根据损失电量的等额费用从质保金中扣除。4.2、主要技术要求4.2.1总则4.2.1.1本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节规定所有的技术要求和适用的标准，乙方应保证提供符合本规范书和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务。对国家有关安全、健康、环保等强制性标准，必须满足其要求。乙方提供的产品应满足本规范书的要求。4.2.2勘测设计要求4.2.2.1主要设计内容本标段整体规划、整体道路设计、系统深化设计（包括但不限于：支架基础设计、电气设备选型及安装指导、光伏监控系统、场区箱变至升压站出线方向的集电线路（含塔基）、电气设备及安装工程、围栏及大门、排水及其它设备）。4.2.2.2主要勘测设计的工作范围，应包括本标段全部相关系统的勘测设计包括但不限于下列内容：a.本标段内光伏组件布局、35kV集电线路（含塔基）勘测的施工图设计。b.本标段箱变基础、支架基础和逆变器基础的勘测、设计。c.设备、建安、服务采购所需的技术文件等所有能满足工程施工的一切内容。d.本标段所有系统的竣工图。4.2.2.3勘察设计依据及设计原则a.主要设计依据（1）经有关部门审批通过的工程可行性研究报告及批复文件；（2）经有关部门审批通过的接入系统方案及批复文件；（3）工程勘察设计合同；（4）甲方的工程勘察设计要求；（5）国家及地方颁布的其他有关勘察设计规范标准及规定。b.主要设计原则（1）初步设计原则初步设计阶段按照提供光伏场站(包括支架基础、逆变器、光伏监控系统、场内集线电路（含塔基）、场内施工道路)的图纸、主要设备材料清单、建安工程量清单及相关技经文件（包括初步设计概算等）的原则进行。（2）施工图设计原则依据建设部《建筑工程设计文件编制深度规定》(建质[2003]84号文)的规定，进行本标段施工图设计。施工图设计文件包括施工图纸、施工总说明、施工技术要求。施工图设计文件应满足设备材料采购、非标准设备制作和施工安装的需要。c.勘察工作标准及技术要求（1）基本要求勘探过程中应认真记录每日工作内容，保存原始记录资料与数据，以供甲方检查和分析。在钻探进行中，如甲方需要更改取样间距与现场试验的要求，或更改钻孔深度，乙方应积极配合并安排实施。乙方在钻探时应谨慎从事，对地下管线和构筑物进行相应保护，遇到地下文物时应及时向甲方和文物保护部门汇报并妥善保护。乙方在进行外业勘察时，应采取有效的安全、保卫、环境保护和水土保持措施，避免对原有道路、桥梁、构造物或地上附着物造成损坏或损伤。（2）适用规范、规程、标准按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。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。d.勘察报告主要内容（包括但不限于以下内容）（1）拟建场地的工程地质条件-地质条件背景资料-地形地貌条件-拟建场区地层土质概述（2）拟建场地的水文地质条件-地下水类型及地下水位-历年高水位记录-关于确定建筑防渗设计水位和抗浮设计水位的基本依据和建议-地下水和浅层土对混凝土和钢筋的腐蚀性评价（3）拟建场地的建筑抗震设计条件-场地土类型与建筑场地类别的判定-抗震设防烈度-地基土层地震液化评价（4）地基基础方案分析评价及相关建议（5）降水对周围环境的影响（6）其它合理化建议（7）附件内容-土地物理学性质综合统计表-各类工程平面图件、地层剖面图及柱状图-土工试验说明及试验成果-标贯与动力触探原位测试成果图-剪切波速测试结果-基坑支护计算参数-钻探工作说明4.2.2.4设计工作设计阶段a.设计工作标准设计标准按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。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。b.设计成果要求（1）初步设计阶段初步设计文件应包括但不限于以下内容：初步设计说明书设备清册、设计概算、初步设计图纸。（2）施工图设计阶段施工图设计阶段需包含施工图设计文件及文件目录，施工设计图纸应保证场站的正常建设、调试、验收的需要，包括但不限于以下内容：1）光伏系统总施工图；2）本项目标段所涉及到的所有电气设计安装施工图；3）土建及附属设施施工图（含进场道路）；4）所有线缆布置、施工、安装技术规范及施工图。c.项目总体设计思想及要求光伏电厂的项目建设和设计要体现因地制宜、经济适用、施工方便、易于管理、安全可靠、利于生产的原则。-建成后的光伏场站环境、景观和视觉效果能够达到与现实环境的整体和谐统一；-设计方案经济合理，技术先进，充分考虑光伏发电项目的功能和特点；-根据项目所在场地及植被等特点，项目建设及运行期应避免环境污染、必须符合环保要求；-在施工布置中，根据场区地形地貌条件，力求紧凑、节约用地，统筹规划、合理布置相关设施，尽可能使永久用地和临时用地结合；-在设计过程中，将本期建设要求与项目远期发展规划要求结合起来，在经济、适用原则的基础上，力求满足日后的使用要求与功能；-设计成果文件应全面满足设计要求的内容，内容齐全、表述清晰；使用中文、所用的计量单位应为国际通用的公制计量单位。d.勘察设计参考技术资料项目可行性研究报告及批复文件（另册）可行性研究报告及其批复文件为光伏电厂建设开发的基础性资料。乙方在勘察设计工作中，对本标段生产、生活设施的设计应满足或适应远期发展规模要求；对有关设备或产品的规格型号的选择应满足项目预期目的要求。项目的所有可能情况应给予充分考虑，不应局限于可研报告中的数据或数值。e.关于本标段的特殊要求（1）各35kV集电线路设计应合理分配至35kV开关柜进线。（2）本标段范围内相邻地块之间集电线路占地补偿费及协调费由乙方负责。（3）光伏场站线缆及其路径选择应优化设计。（4）接入系统场区内设备的采购应该满足当地电网公司及相关的要求。4.2.3光伏组件（甲供）安装要求：4.2.3.1组件MC4插头安装不得在组件之间缝隙处，防止日晒雨淋造成MC4插头损坏。4.2.3.2组件安装严格按照规范及安装工序执行，现场光伏组件的运输、保管及堆放应符合制造厂家规定。4.2.3.3组件安装平整度要求：边缘高差相邻组件间不大于1mm,同组光伏组件不大于5mm。4.2.3.4组件安装要求采用不锈钢螺栓连接。4.2.3.5光伏组件安装必须确保所有螺杆、螺帽、垫片、弹片齐全且紧固，组件间接地跨接线齐全紧固。4.2.4支架系统4.2.4.1本标段交流侧额定容量为100MW场站所需支架由乙方提供，光伏支架选型为镀镁铝锌支架，选用5家分别报价，供货商短名单如下，最终由甲方确定。名称序号供应商光伏支架1上海摩昆2江苏国华3江苏中信博新能源4广东金来5江苏国强兴晟4.2.4.2光伏支架安装要求：（1）支架安装应满足设计要求，焊接及连接部分应做防腐处理。（2）光伏组件支架采用固定支架系统，支架系统中所有组件均采用竖向放置，并以项目所在地太阳能辐照最优倾斜角度安装，安装角度参照本规范第四节电气技术规范1.2条内容要求执行。（3）支架基础纵横中心线偏差不超过±20mm，灌注桩地脚螺栓孔偏差不大于±10mm，垂直偏差不大于（1/100）*L(L-螺栓长度），地脚螺栓、螺母、垫圈安装应接触平整良好，螺母拧紧后螺栓外露2-3扣。（4）支架的接地应符合设计要求，每个阵列独立接地，接地电阻值满足设计要求后才接入接地网。（5）支架立柱垂直度偏差不大于1mm/m；（6）现场安装、焊接造成防锈漆破损的必须进行防锈处理修复。4.2.4.4标准和规范按照国家、地方、行业、国家电投集团及中电国际最新相关标准和规范执行。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。4.2.4.5光伏支架性能、参数及配置a.支架设计要求（1）光伏支架应结合工程实际选用材料、设计结构方案和构造措施，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求。（2）光伏支架材料采用镀镁铝锌钢支架，材质的选用和支架设计应符合现行国家标准的规定。（3）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，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。（4）按照承载能力极限状态设计结构构件时，应按荷载效应的基本组合或偶然组合。荷载效应组合的设计值应按下式验算：式中：——重要性系数。光伏支架的设计使用年限宜为25年，安全等级为三级，重要性系数不小于0.95；在抗震设计中，不考虑重要性系数；S——荷载效应组合的设计值；R——结构构件承载力的设计值。在抗震设计时，应除以承载力抗震调整系数，按现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的规定取值。（5）按正常使用极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应的标准组合。荷载效应组合的设计值应按下式验算：式中：——荷载效应组合的设计值；——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值。（6）在抗震设防地区，支架应进行抗震验算。（7）支架的荷载和荷载效应计算应符合下列规定：1）风荷载、雪荷载和温度荷载应按《建筑结构荷载规范》GB50009取25年一遇的荷载数值取值。地面支架风荷载的体型系数取1.3。2）无地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式计算：式中：荷载效应组合的设计值；永久荷载分项系数；永久荷载效应标准值；温度作用标准值效应；风荷载效应标准值；雪荷载效应标准值；、分别为温度作用和雪荷载的组合值系数，分别取为0.6和0.0或0.6和0.2；、、分别为风荷载、温度作用和雪荷载的分项系数。3）无地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系数均应取为1.0；承载力计算时，无地震作用荷载组合值系数应符合表3.14.3.1-1的规定。表2.4.4.3-1无地震作用组合荷载分项系数荷载组合永久荷载、风荷载和温度作用1.0-0.6永久荷载、雪载荷和温度作用-1.00.6永久载荷、温度作用和风载荷0.6-1.0永久载荷、温度作用和雪载荷-0.61.0注：表中“-”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。4）有地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式计算：式中：荷载效应和地震作用效应组合的设计值；水平地震作用分项系数；水平地震作用标准值效应；风荷载的组合值系数，应取0.6；温度作用的组合值系数，应取0.2。5）有地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系数均应取为1.0；承载力计算时，有地震作用组合的荷载分项系数应符合表3.14.3.1-2的规定。表2.4.3.1-2有地震作用组合荷载分项系数荷载组合永久荷载和水平地震作用1.21.3--永久荷载、水平地震作用、风荷载及温度作用1.21.31.41.4注：a.：当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取1.0；b.表中“-”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。6）支架设计时，应对施工检修荷载进行验算，并应符合以下规定：施工检修荷载宜取1kN，也可按实际荷载取用并作用于支架最不利位置。进行支架构件承载力验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，永久荷载的分项系数取1.2，施工或检修荷载的分项系数取1.4。进行支架构件位移验算时，荷载组合取永久荷载和施工检修荷载，分项系数均应取1.0。（8）钢支架及构件的变形应符合下列规定：1）风荷载取标准值或在地震作用下，支架的柱顶位移不应大于柱高的1/60；2）受弯构件的挠度容许值不应超过表3.14.2.1-3的规定。表2.4.3.1-3受弯构件的挠度容许值受弯构件挠度容许值主 梁L/250次 梁无边框光伏组件L/250其 它L/200注：L为受弯构件的跨度。对悬臂梁，L为悬伸长度的2倍。（9）支架的构造应符合下列规定：1）用于次梁的板厚不小于1.5mm，用于主梁和柱的板厚不小于2.5mm。2）受压和受拉构件的长细比限值应符合表3.14.3.1-4的规定：表2.4.3.1-4受压和受拉构件的长细比限值构件类别容许长细比受压构件主要承重构件180其它构件、支撑等220受拉构件主要构件350柱间支撑300其它支撑400注：对承受静荷载的结构，可仅计算受拉构件在竖向平面内的长细比。（10）支架的防腐应符合下列要求：1）支架在构造上应便于检查和清刷。2）钢支架防腐采用镀镁铝锌防腐，镀铝镁锌防腐涂层平均厚度满足双面275g/m2。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。3）当镀镁铝锌材料与除不锈钢以外的其他金属材料或与酸、碱性的非金属材料接触、紧固时，宜采取隔离措施。（11）性能要求1）乙方需提供本套固定支架的结构计算书。支架结构设计须考虑当地最大风速、最大降雪。2）主材型钢结构要求：主材型钢连接件之间须保证可靠的机械咬合,实现安全的抗剪、抗滑移性能，为整个系统提供可靠连接；确保运输、切割及安装时型钢截面无变形；拼装好的支架若有外露的切口，须进行补充防腐处理；U型主材型钢背部须有长条形背孔，以便于电缆固定，方便安装。3）本标段技术要求用于山地安装光伏组件的固定支架产品，乙方应提供符合相应技术标准和其它工业制造标准的优质、成熟产品。4）组件支架应保证在光伏场站正式投入商业运行25年内，通过常规维护可以正常运行。5）乙方应对所提供产品的技术性能参数、结构特点和主要零部件组成等情况详细描述。6）如果乙方没有以书面形式对甲方技术规范书中的相应条文提出异议，则意味乙方所提供的设备完全符合甲方的要求，如有异议，乙方在投标文件中的“技术差异表”中详细描述。7）支架系统是以工厂预制零部件在工地现场进行组装的支架产品，支架主体间采用标准连接件。8）所有产品的零部件及型材需在工厂内预制完成，根据现场尺寸装配。9）支架选用防腐的钢型材，所有连接处（焊接处）应可靠连接，避免松动，要求能够耐室外风霜雨雪等的腐蚀。10）乙方应提供详细的构件尺寸，用简明的方式说明基础要求及推荐的安装固定形式。11）乙方应提供成本最优化并易于现场安装的支架方案。12）支架能满足安装倾角要求、抗风要求、抗雪压要求、抗震要求、耐腐蚀性要求、安全性要求、通用性要求、快速安装要求，并提供成本最小化的设计方案。13）支架系统具有较高的强度，能抵抗当地最大风速，满足组件风压、雪压强度要求，分析抗风压、雪压情况并出具报告，同时具有较高的抗腐蚀性。还必须具备权威机构认证的以下报告，以确保品质：具备震动冲击载荷测试报告，以确保长期风动荷载下的安全保证；具备主材型钢原材料机械性能及化学成分测试报告；具备主材型钢及主要配件盐雾试验报告；具备主材型钢抗剪承载性能测试报告；具备主材型钢抗拉承载性能测试报告；具备主材型钢挠度承载性能测试报告；具备主要配件的拉承载性能测试报告。15）乙方应建立和完善质量体系，并把ISO9001及ISO14001质量保证体系作为保证产品符合技术要求的一种手段。乙方应把自己的质量保证体系贯彻在如下过程中：设计过程、文件控制过程、原材料采购控制、生产过程控制、产品检验和试验过程中，乙方应向甲方提供现行、有效、成文的质量体系文件。16）乙方应能提供产品具有ISO专业测试机构测试报告或专业测试机构出具的可以证明该产品的主要性能参数符合投标书中提供的技术参数和性能指标的测试报告。如果设备已经取得国际/国内认证机构的认证，则应提供认证证书复印件。17）乙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。乙方所供设备均正确设计和制造，在乙方提供的各种工况下均能满足安全和持续运行的要求。18）每套固定支架应预留接地孔。4.2.4.6加工材料和外购件a.一般要求（1）支架制作使用的全部钢材、焊接材料、外购件和涂装材料均应由乙方按计划自行采购。（2）加工材料和外购件运抵工地后，乙方应自行负责检查验收，并应接受监理方的不定期抽检。每批到货的材料应附有质量证明书或试验报告等证明资料，并按规范规定需要进行二次复检的材料应进行二次复检，合格后方可用于加工制作。b.支架钢材（1）用于钢结构支架的钢材应按设计图纸的品种和规格进行采购，钢材的材质应符合现行国家标准。（2）钢材应存放在干燥通风的仓库内，注意防止锈蚀和污染。（3）钢材应分类堆放，挂牌注明品种、规格和批号，搁置稳妥，防止变形和损伤。c.焊接材料（1）焊接材料应按图纸及规程的要求选用，并应符合现行国家标准。（2）焊接材料必须分类存放在干燥通风良好的仓库内，库房内温度不应低于5℃，相对湿度不大于70％。d.外购件（1）按设计图纸要求采购的普通螺栓及其它零、部件应符合现行国家标准。（2）外购件应注意轻装轻卸，在室内按批号、规格分类存放，防止生锈、污染和损坏螺纹。e.防腐涂装材料（1）乙方应按设计图纸要求采购接地扁铁等所用的涂装材料。涂装材料应与设计对应并应符合现行国家标准。（2）涂装材料及其辅助材料应贮于5～35℃通风良好的库房内，按原包装密封保管，若制造厂另有规定，则应按制造厂规定执行。f.支架钢构件制作（1）说明1）按设计方提供的支架加工制作的设计图纸进行加工制作。2）根据制造工艺，需对设计图纸进行局部修改时，应经设计人同意，甲方、甲方、监理方批准，不得因此要求增加额外支付。3）构件上应避免刻伤。放样和号料应根据工艺要求预留制作和安装时的焊接收缩余量及切割、刨边和铣平等加工余量。4）支架如有立柱与基础预埋铁件的固定连接节点，该连接节点应在安装时在现场焊接，其余均为在工厂加工制作进行。g.支架结构钢零件和钢部件的加工（1）切割：应保证切割部位准确、切口整齐，切割前应将钢材切割区域表面的铁锈、污物等清除干净，切割后应清除毛刺、熔渣和飞溅物。（2）矫正：钢材切割后应矫正，其标准应符合GB50018-2002第11.1.3的规定。（3）制孔：螺栓孔周边应无毛刺、破裂、喇叭口和凹凸的痕迹、切削应清除干净。（4）螺栓连接：1）螺栓孔的允许偏差必须符合GB50205-2001表7.6.1-2的规定。2）螺栓孔孔距的允许偏差应符合GB50205-2001表7.6.2的规定。3）螺栓孔孔距的允许偏差超过规范规定的允许偏差时，应采用与母材材质相匹配的焊条补焊后重新制孔。h.连接及拼装（1）支架钢构件在大量制作生产前应进行少量模拟加工制作，组装检验合格后，再进行批量加工制作。构件组装和拼装应符合GB50018-2002第11.1.5的有关规定。（2）焊接连接组装的允许偏差应符合GB50205-2001附录C中表C.0.2的规定。（3）对顶紧接触面应有75%的部位以上的面积紧贴，检查方法应满足GB50205-2001第8.3.3条规定，顶紧面应经检查合格后，方能施焊，并作好记录。i.焊接工艺评定和焊接工艺规程（1）对首次使用的钢材，以及改变焊接材料、焊接方法、焊后热处理等，应进行焊接工艺评定。焊接工艺评定规则应按GB50236-98第4.2节的规定进行，焊接工艺评定报告格式可参考GB50236-98附录A第A.0.1条的规定。焊接工艺评定报告应报送乙方、监理方审批。1）焊工用于加工生产的焊工应持有上岗合格证。合格证应注明证件有效期限和焊工施焊的范围等。焊工参加焊接工作中断6个月以上的，应重新进行考试。焊工应严格按焊接工艺规定的施焊顺序和方法以及焊接参数进行焊接。焊接过程中应随时自控好构件制造和钢结构安装的变形。2）焊接焊接材料应储存在干燥、通风良好的地方，并有专人保管。使用前，必须按产品使用说明书规定的技术要求进行烘焙，保护气体的纯度应符合工艺要求。低氢型焊条烘焙后应放在保温箱（筒）内，随用随取。焊丝、焊钉在使用前应清除其表面的油污、锈蚀等。超过保质期的焊接材料、药皮脱落或焊芯生锈的焊条、受潮的焊剂及熔烧过的渣壳，均禁止使用。焊接应符合GB50018-2002第11.1.6的规定，焊缝尺寸允许偏差应符合GB50205-2001附录A中表A.0.2的规定。焊接环境：焊接时的风速，在手工电弧焊、埋弧焊、氧乙炔焊时不应大于8.0m/s，在气体保护焊时不应大于2.0m/s。当超过规定时，应有防风设施。相对湿度不得大于90％。当焊接表面潮湿，雨、雪、刮风工作日气，焊工及焊件无保护措施时，不应施焊。焊接工作完毕后，焊工应清理焊缝表面，自检焊缝合格后，在焊缝部位旁，打上焊工工号钢印。3）焊缝质量检验应按加工制作图纸规定的焊缝质量等级，并按GB50205-2001第5.2.4～5.2.8条的规定，对焊缝进行外观检查和超声检验。检测人员必须持有国家有关专业部门签发的无损检测资格证书，才能从事相应的焊缝检测工作。外观检查。应按GB50205-2001附录A中表A.0.1所列的外观缺陷项目，对全部焊缝进行外观检查。监理方认为有必要时，检查表面裂纹应采用磁粉或渗透探伤。焊缝质量检验报告。乙方应向监理方提交一份附有上述检验记录的焊缝质量检验报告，供监理方进行支架钢构件验收用。4）焊缝缺陷处理经检查确认必须返修的焊缝缺陷，应由乙方提出返修措施，经监理方同意后进行返修。返修后的原缺陷部位仍需按规定进行检验。同一部位的返修次数不应超过两次。当超过两次时，应重新制定新的返修措施报监理方批准后实施。返修后的焊缝应重新进行检验。j.支架构件镀镁铝锌等防腐涂装1）构件制作的质量检验合格后，应严格按设计要求对构件进行镀镁铝锌涂装防腐，尤其是镀镁铝锌层干膜厚度必须满足设计要求；运输到场后，如运输中产生构件的非连接部位及焊接或局部防腐破损现象，应在破损部位进行防腐处理，处理部位防腐能力应满足设计要求。2）构件涂装前应对其表面进行除锈处理。除锈方法和除锈等级应设计及规范要求，除锈质量应符合YB/T9256-96第2.6节的规定。除锈合格后，应立即涂装，在潮湿气候条件下4h内完成；在气候较好条件下不超过12h。3）在有雨、雾、雪、风沙及灰尘较大的户外环境中禁止进行涂装作业。4）构件涂装时的环境温度和相对湿度，应遵守产品使用说明书的规定。在产品使用说明书未规定时，环境温度应控制在5～38℃，相对湿度应小于85％，构件表面不低于露点以上3℃。涂装后4h内不得淋雨和日光暴晒。5）镀镁铝锌工艺应符合规范要求。6）不得使用超过保质期的涂装材料。由于贮存不当而影响涂装材料的质量时，必须重新检验，并经监理方同意后方能使用。7）电镀质量应符合最新版GB50018第11.2.9的规定。8）防腐处理应满足最新版GB50018第11.2.10的规定。k.质量检查1）如在支架安装期间发现乙方产品的部件缺陷、损坏情况，在证实其它相关设备都符合要求时，乙方应尽快免费更换。如因乙方设备原因造成甲供材（光伏场站组件、逆变器）损坏的情况，乙方应按甲供材（光伏场站组件、逆变器）价格赔偿并负责更换。2）在质保期内，乙方产品各部件因制造不良而发生损坏或未能达到合同规定的各项指标时，乙方应无偿地为甲方修理或更换零部件，直至满足要求。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而属于乙方责任时，则乙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）乙方提供的产品应满足在质保期内经买、卖双方认可的权威第三方抽样检测合格。甲方对乙方提供的组件支架按每MW不少于3套的比例进行抽检。5）钢构件外形尺寸的允许偏差应满足图纸设计及钢结构验收规范要求，并应符合下列规定：构件的外形尺寸的允许偏差，应符合GB50205-2001附录C表C.0.8的规定。l.包装和运输1）设备制造完成并通过试验后应及时按包装规范进行包装，否则应得到切实的保护，确保其不受污损。2）整套设备或分别运输部件的包装，都要符合运输装卸的要求。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）包装箱中应有应附带如下技术文件和资料：说明书（包括安装、维护、贮存、保管、接地方式等内容）；产品合格证明；工厂制造记录、试验报告；设备清单；原材料及附件的合格证；原材料检验报告；其它资料。5）在包装箱上应注明：产品名称及型号、制造厂名。发货单位、收货单位及详细地址。产品净重、毛重、体积、重心线及吊索位置、箱子外形尺寸、共××箱、第××箱等。“小心轻放”、“向上↑”、“防潮”等字样和标志。6）现场每批次到货支架必须成套供应，以满足现场安装要求。7）每个包装箱上必须标注以下项目：支架的规格型号及生产厂家；支架所在区号及方阵号；支架的交货时间。8）设备的包装与发运由乙方负责。设备包装运输应符合“产品包装运输管理条例”的规定，并应根据设备的不同情况和要求，采取防雨、防潮、防震、防镀锌层破坏等措施，对于刚度较小的焊接件应加焊支撑以防变形。4.2.5箱式升压变压器4.2.5.1箱变及测控装置供货商短名单厂家详见下表，最终由甲方确定。名称序号供应商备注35kV组合式变压器1许继电气股份有限公司800V低压断路器品牌范围:常熟开关、北京人民电器、江苏大全、正泰。箱变测控装置：南京南瑞继保电气有限公司、南京国电南自自动化有限公司、长园深瑞继保自动化有限公司。2特变电工变压器有限公司3顺特电气设备有限公司4山东泰开箱变有限公司5正泰电气股份有限公司4.2.5.2范围本标段交流侧额定容量为100MW场站所需箱式升压变压器由乙方提供，包括箱式升压变压器、保护测控装置、具有环网功能的光纤交换机及通讯柜等通讯装置、检测装置、计量装置、专用工具、随机备品备件等。4.2.5.3标准和规范按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。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。4.2.5.4箱式升压变压器主要性能、参数及配置a.箱式变型式：（1）采用美式箱变；箱式变电站模式，箱变内配置高压及低压设备、自用变及升压变压器。箱变高压侧配置负荷开关+熔断器，低压侧配置低压断路器，浪涌保护器，辅助变压器容量暂按照5kVA配置，仅提供箱变自身照明、加热、控制及检修电源。（2）高压电缆接线位置、避雷器、带电显示器等必须配备齐全；（3）高压出线:高压采用电缆出线，在高压室预留位置，电缆出线在箱变底部，能够接入4根电缆。（高压出线连接采用接线铜排，每一路接线铜排至少能够接入4根单相电缆；（4）低压进线:依设计实际情况确定。箱内接线应牢固可靠、布线整齐美观，便于接线及试验。（5）低压侧要求：1）低压侧配置框架断路器1台、塑壳断路器12/10/9/7台，低压配电装置所选用的电器产品采用国产优质产品，应满足长期工作的要求。2）低压固定面板式结构的配电装置应有金属板制成的间隔和门，其位置设置应便于电器元件的安装、试验、操作、检修或更换。3）低压配电装置的连线均应有明显的相别标记。低压主开关应选择能可靠开断短路电流。4）低压进线需充分考虑线缆接线，低压室门的内侧应标出主回路的线路图，信号灯及仪表应装设在易于观察和方便、安全地更换的地方。低压零线截面应与主母线截面相同。5）低压带电部分需要有相应的防护措施，以防触电。6）每台箱变配置箱式变场站数据采集单元，用于控制箱变高低压开关，并采集箱式变内负荷开关位置信号，变压器温度信号、低压断路器位置信号、分接开关位置、门位置等需远传的信号，DI不少于16路，DO不少于6路；采集变压器低压侧三相电流及三相电压、频率、功率因数、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度等所有电量。通讯接口为RS485。箱变测控装置信息接入逆变器数据采集器（逆变器数据采集器具备环网通信功能）。b.变压器基本技术参数：（1）变压器性能：三相、油浸、自冷、全密封、低损耗、无励磁调压具备1.1倍的长期过载能力；（2）变压器类型（暂定型号）：1）3150kVA双绕组变压器：容量3150kVA，电压37±2×2.5％/0.8kV，高压侧电压为37kV，低压侧电压为0.8kV，联结组别为Y/d11，Uk=7.0%；2）2000kVA双绕组变压器：容量2000kVA，电压37±2×2.5％/0.8kV，高压侧电压为37kV，低压侧电压为0.8kV，联结组别为Y/d11，Uk=6.5%；3）1600kVA双绕组变压器：容量1600kVA，电压37±2×2.5％/0.8kV，高压侧电压为37kV，低压侧电压为0.8kV，联结组别为Y/d11，Uk=6.5%；（3）额定频率：50Hz；（4）噪声水平：≤55dB；（5）中性点接地方式：系统35kV侧经电阻接地；（6）空载损耗(W)：满足国标；（7）负载损耗(W)：满足国标；（8）变压器绝缘水平（kV）：(a)额定电压（有效值）37kV。(b)设备最高电压（有效值）40.5kV。(c)额定雷电冲击耐受电压（峰值）全波：185kV；载波：220kV。(d)额定短时工频耐受电压（1min,有效值）高压/低压：85/5kV。（9）变压器抗短路能力：按现行国标执行，乙方提供承受短路能力的校核计算保证书。（10）其它参数如额定短路耐受电流、额定峰值耐受电流、温升等均按现行国家标准执行。（11）低压侧配浪涌保护器1组，注意浪涌电压等级配置合理。（12）铁心材料选用进口优质高导磁冷轧晶粒取向硅钢片，变压器高、低压绕组采用优质全铜绕线。（13）低压线圈采用端部无螺旋角的无毛刺铜箔绕组，变压器发生短路时的轴向力为线绕式结构的1/5～1/10。（14）绝缘液体：25#绝缘油克拉玛依（应满足环境温度及变压器过载能力的要求）（15）变压器配有温度计、压力表、泄压阀、油位计，可输出报警或跳闸常开无源接点信号,以上信号均引至低压仓内的接线端子排上或箱变测控装置。（上传至中控室）（16）乙方应根据当地实际海拔高度对设备绝缘水平修正（2000m）。（17）变压器必须具备10%过负荷能力，10%过负荷情况下能够长期运行。c.箱变箱体的防腐必须考虑室外风沙侵蚀及高温极端天气影响，确保25年使用寿命。箱变内部高、低压母线（铜排）及连接件须采用全铜材质。d.箱变的外观设计要体现出美观、大方、颜色和谐、尽可能同光伏发电场区的环境相适应，颜色为冰灰色GY09,箱式变压器出厂前均按照《国家电投安全目视化管理实施指南（山地光伏分册）》要求喷涂国家电投集团LOGO。e.箱变的外观应设有“高压危险，请勿靠近”的标志，明显耐久、不可拆卸的铭牌。f.箱变的门锁应采用防锈、防撬、专用挂锁。（通用电力机械挂锁）。g.箱式变电站的结构应保证工作人员的安全和便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。h.箱体必须防腐蚀、防尘、防潮、防凝露（加装隔热防护层，避免太阳暴晒下柜内温度急剧升高，影响电气设备的正常运行）。箱体必须都采用2.5mm厚度的冷轧钢板制作，箱体保证在正常环境温度下运行时，所有的电器设备的温度不超过其最高允许温升。箱体内设驱潮装置，保证内部元件不发生凝露。应设油温计及油位计。i.装置内部采用钢板及阻燃绝缘隔板严密分割成高压室、变压器室、低压室，高、低压室防护等级为IP55，油箱防护等级为IP68。j.箱体的防腐采用喷环氧富锌底漆防腐，不可选择简单的防腐处理，箱变所有门轴采用不锈钢材料（或镀镍产品）制作，金属材料经防腐处理后表面覆盖层应有牢固的附着力，并均匀一致。所有的防腐必须有耐腐蚀处理，应确保箱变的外壳及内部结构件25年不生锈。k.箱体的高压室和低压室必须密封处理，所采用的密封条必须是长寿命（10年以上）、高弹性产品，以确保箱体的防尘、防潮、防凝露。高压和低压的进出线电缆孔采用绝缘帽，并方便于密封。l.箱体外壳应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装时不会变形或损伤；设计的外壳形状应不易积尘、积水；尽量少用外露紧固件，以免螺钉穿通外壳使水导入壳内；对穿通外壳的孔，均应采取相应的密封措施；外壳的盖和座若采用铰链联结，应将铰链设计在外壳的内侧，制成暗铰链。外壳应防水、防震、防腐、防尘。金属构件应有防锈处理和喷涂防护层。m.箱体顶盖应有明显的散水坡度，不应小于5°，顶盖边沿应设有防雨和滴水檐。n.柜内二次配线：采用乙烯树脂绝缘电线、铜芯，可动部分过渡柔软，并能承受住挠曲而不致疲劳损伤，柜内所有配线两端均有打印的线号。电压、电流回路线铜芯不小于4mm2，其它回路铜芯线径1.5mm2。o.变压器的噪音水平在箱变外壳外0.3m不应大于55dB（冷却器和排风机都打开条件）。p.接地:壳体内部设接地铜排，壳体内所有需要接地的设备及外壳均应与铜排可靠连接。门及在正常运行条件下可抽出部分应保证在打开或隔离位置时仍可靠接地。q.高压室内门加装电磁锁，当35kV侧带电时高压室内门不能打开，并加装防风装置。r.变压器低压侧内有测量三相电压、测量三相电流的回路。低压侧配置电流、电压表。s.箱体门应附有主回路线路图，主要参数铭牌。t.母线宜采用绝缘母线，并设有安全防护措施。u.进出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验。v.箱式变电场区内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。w.变压器应装设温度计，以监测变压器的上层油温。x.高压室安装带电显示器，并设有安全防护装置。y.箱变散热器与箱变本体之间进出油管路上均装设可拆卸的不锈钢球阀。4.2.6光伏专用电缆提供与本标段光伏专用电缆敷设方案，电缆厂家选用国家电投采购白名单中所列的以下厂家，最终由甲方确定。名称序号供应商光伏专用电缆1贵阳中安科技2中辰电缆3安徽伟光电缆4杭州电缆股份有限公司5蓝德能源科技股份有限公司4.2.6.1范围本标段交流侧容量为100MW场站涵盖所需光伏专用电缆由乙方提供，包括电缆、检测装置、专用工具、随机备品备件。4.2.6.2标准和规范按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。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。4.2.6.3电缆的性能、参数及配置a.电缆型号：H1Z2Z2-K-1×4/6mm2DC1500b.额定电压：ACU0/U=0.6/1kV；DC1.5kV（线芯对线芯,非接地系统,没有负载下的回路）。c.如果电缆使用在直流系统中,其导体间的额定电压应不大于电缆AC额定值U的1.5倍.在单相接地直流系统中,此数值应乘以0.5的系数.d.温度范围：（1）环境温度:-40℃到+90℃；（2）导体最高工作温度:120℃；（3）电缆运行的环境温度最高到90℃，依据EN60216-1标准进行考核,其绝缘和护套的温度指数为120℃；（4）5秒钟的短路温度为200℃。e.电缆使用寿命不少于25年。f.导体采用EN60228(IEC60228、GB/T3956)中的第5类导体，且必须为镀锡铜线。g.导体的截面为4/6mm2。h.导体隔离层：在导体周围可以使用一层合适的无卤材料作为隔离层。i.绝缘材料须为挤出型无卤材料，应是一层或紧密粘附着的几层组成，绝缘应是实心且材质均匀，在剥离绝缘时须尽可能不损伤绝缘本身、导体和镀锡层。j.绝缘厚度须满足下表要求：标称截面(mm2)1.52.54610162535绝缘标称厚度(mm)0.80.81.01.01.01.01.21.2k.绝缘线芯须有护套包覆，护套应是挤出型的无卤材料,应是一层或紧密粘附着的几层组成，护套厚度须满足下表要求：标称截面(mm2)1.52.54610162535护套标称厚度(mm)0.80.80.90.90.91.11.21.2l.电缆载流量要求（环境温度:60℃；导体最高工作温度:120℃）：标称截面(mm2)安装种类单芯电缆空气中自由敷设(A)单芯电缆敷设在设备表面(A)在设备表面相邻敷设(A)1.53029242.54139334555244670675710989379161321251072517616714235218207176m.偏离环境温度是载流量的换算因子（依据IEC60364-5-52）：环境温度换算因子℃≤ 601.00700.91800.82900.711000.581100.41n.直流电阻：成品电缆20℃时导电线芯直流电阻不大于5.09Ω/km。o.浸水电压试验：成品电缆（20m）在（20±5）℃水中浸入时间1h后经5min电压试验（交流6.5kV或直流15kV）不击穿。p.长期耐直流电压：样品长5m，放入（85±2）℃的含3%氯化钠(NaCl)的蒸馏水中（240±2）h，两端露出水面30cm。线芯与水间加直流0.9kV电压（导电线芯接正极，水接负极）。取出试样后进行浸水电压试验，试验电压为交流1kV，要求不击穿。q.绝缘电阻：成品电缆20℃时绝缘电阻不小于1014Ω·cm，成品电缆90℃时绝缘电阻不小于1011Ω·cm。r.护套表面电阻：成品电缆护套表面电阻应不小于109Ω。s.热寿命：根据EN60216-1、EN60216-2阿列纽斯曲线进行，温度指数为120℃。时间5000h。绝缘及护套断裂伸长率保留率：≥50%。之后进行室温下弯曲试验。试棒直径为电缆外径的2倍，试验后护套表面不应有目力可见裂纹。要求寿命：25年。4.2.7电力电缆请乙方提供与本标段电力电缆材料清单，提供及敷设方案，电缆厂家选用国家电投采购白名单中所列的以下厂家，最终由甲方确定。名称序号供应商电力电缆1昆明电缆集团2安徽天康3宝胜科技4江苏上上电缆5杭州电缆股份有限公司6蓝德能源科技股份有限公司4.2.7.1范围本标段交流侧容量为100MW光伏区域所需电力电缆（电缆选用铝合金芯电缆）由乙方提供，包括电缆、检测装置、专用工具、随机备品备件。4.2.7.2标准和规范按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。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。4.2.7.3电缆的性能、参数及配置a.电缆的性能（1）电缆额定电压（U0/U）：共两类，分别是26/35kV；0.6（0.8）/1kV。（最终满足设备并网参数（2）电缆的工作电压：共三类，分别是35kV；3kV；1kV。（最终满足设备并网参数）（3）电缆绝缘要求：b.各截面绝缘标称厚度见GB12706，绝缘厚度平均值应不小于标称值，任一点最小测量厚度应不小于标称值的90%-0.1mm。任一断面的偏心率[(最大测量厚度－最小测量厚度)/最大测量厚度应不大于15%。c.交联电缆绝缘电阻20℃下温度不低于1000兆欧/公里。导体线芯直流电阻（20℃）符合GB3956规定。4.2.7.4耐压试验：a.26/35kV高压电缆：（请乙方根据实际环境进行修正，且满足国家标准要求。）b.工频：40.5kVc.雷电冲击：85kV4.2.7.5弯曲半径：弯曲半径不小于电缆外径的15倍。4.2.7.6电缆的参数a.电缆导体长期工作温度：＋90℃。b.电缆安装的最低温度：－0℃。c.最小运行温度：-30°C。d.最小生存温度：-40°C。e.弯曲半径：≤10倍电缆外径。f.使用年限：30年。g.电缆导体的额定运行温度为90℃。h.短路时电缆导体的最高温度不超过250℃。（持续时间5s）i.短路时间不超过5s。4.2.7.7电缆的配置a.绝缘线芯数应采用颜色标志。b.护套应紧挤包在绞合的绝缘线芯及铠装层上，且应容易剥离而不损伤绝缘或护套，护套表面应光滑。c.电缆的绝缘标称厚度、护套标称厚度、平均外径上下限、阻燃性以及70℃的最小绝缘电阻等均应符合国标要求。d.每盘电缆应为通长一根电缆，不应有中间接头或断头。电缆外皮上应有米标，不应出现跳米及米数不足等现象。施工过程中长度小于600m的35kV电缆不允许有电缆接头，大于600m如不可避免产生电缆中间接头，需出具书面的说明材料报甲方和监理审核同意后实施，并加装电缆防爆盒及检查井。e.单芯导体电力电缆的铠装材料应为非磁性防腐金属材料。本标段光伏场区设备包括但不限于如下设备（箱变规格型号为暂定，最终以现场整体优化设计方案为准，箱变单体容量最优设计，单体容量不超过4种）：序号名称规格及技术数据单位数量备注1太阳能组件单晶硅P型双面双玻550Wp组件产品块足量甲方提供2并网逆变器300kW及以上产品台足量3箱式变压器三相双绕组铜芯油浸式无励磁变压器3150kVA/37/0.8kV37±2×2.5%/0.8kV Y,d11，Uk=7%箱变高压侧配置负荷开关+熔断器，低压侧配置低压断路器，浪涌保护器，辅助变压器容量暂按照5kVA配置，仅提供箱变自身照明、加热、控制及检修电源。框架式断路器及塑壳开关均为国内一线品牌（并附厂家授权文件，附出厂检测报告）台足量4箱式变压器三相双绕组铜芯油浸式无励磁变压器2000kVA/37/0.8kV37±2×2.5%/0.8kV Y,d11，Uk=6.5%箱变高压侧配置负荷开关+熔断器，低压侧配置低压断路器，浪涌保护器，辅助变压器容量暂按照5kVA配置，仅提供箱变自身照明、加热、控制及检修电源。框架式断路器及塑壳开关均为国内一线品牌（并附厂家授权文件，附出厂检测报告）台足量5箱式变压器三相双绕组铜芯油浸式无励磁变压器1600kVA/37/0.8kV37±2×2.5%/0.8kV Y,d11，Uk=6.5%箱变高压侧配置负荷开关+熔断器，低压侧配置低压断路器，浪涌保护器，辅助变压器容量暂按照5kVA配置，仅提供箱变自身照明、加热、控制及检修电源。框架式断路器及塑壳开关均为国内一线品牌（并附厂家授权文件，附出厂检测报告）台足量6光伏专用电缆米足量附出厂检测报告7低压直流电缆米足量835kV高压电缆ZRC-YJLHV22-26/35kV-3×70mm2米足量935kV高压电缆ZRC-YJLHV22-26/35kV-3×120mm2米足量1035kV高压电缆ZRC-YJLHV22-26/35kV-3×185mm2米足量1135kV高压电缆ZRC-YJLHV22-26/35kV-3×240mm2米足量1235kV高压电缆ZRC-YJLHV22-26/35kV-3×300mm2米足量13接地扁钢-50×5mm米足量14人工接地极L50×50×5，L=2.5m根足量15以下空白4.2.8建筑结构技术要求4.2.8.1标准、规范和抗震措施按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。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。4.2.8.2技术要求a.设计一般规定（1）光伏场站建（构）筑物的布置应根据总体布置要求、场站址地质条件、设备型号、对外交通以及有利于场站施工、设备安装与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。（2）建筑设计根据规划留有扩建的空间。（3）光伏建筑结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行光伏组件类型、安装位置、安装方式和色泽的选择，使之成为建筑的有机组成部分。建筑设计为光伏组件安装、使用、维护和保养等提供必要的承载条件和空间。（4）本标段拟建场地地震参数：根据最新版《中国地震动参数区划图》（GB18306），场址区基本地震动峰值加速度为0.10g，相应地震基本烈度为Ⅶ度，基本地震动加速度反应谱特征周期为0.25s。根据最新版《建筑抗震设计规范》（GB50011）地震分组为第一组。还依据其设防烈度、抗震设防类别、后续使用年限和结构类型，按照现行国家标准最新版《建筑抗震鉴定标准》GB50023的规定进行抗震鉴定。经抗震鉴定后需要进行抗震加固的建筑应按现行行业标准最新版《建筑抗震加固技术规程》JGJ116的规定设计施工。本标段所有建构筑物
投标 / 标书制作要点（原创）
本涉及「招标公告」，投标方需重点关注：① 营业执照经营范围须含招标公告或对应服务类目；② 提供同类项目业绩证明；③ 报价方案与售后响应须明确；④ 紧盯投标截止与开标节点，建议提前完成标书制作与盖章。当地项目常要求本地化服务能力与快速响应，务必在投标文件中凸显。
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