广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修招标 文件 项目编号：CZSN-DZJX-201202采 购 人：广东省潮州供水枢纽管理处(潮州发电中心)采购代理机构：广东河海工程咨询有限公司二○一二年十月目录第一章招标公告3第二章投标人须知6第三章合同条款19第四章合同协议书格式28第五章履约保函（格式）30第六章投标文件格式31第七章一般规定与规范50第八章专项技术条款59第九章评标办法122 第一章招标公告广东河海工程咨询有限公司受广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）的委托，就广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修面向国内公开招标。请有意向且具备以下条件的合格投标人参加投标。有关事项公告如下：一、项目概况1、项目名称：广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修；2、招标范围：广东省潮州供水枢纽东、西溪电站的所有机电设备（计算机监控除外）巡检、维护、保养、消缺、年度检修等（详细技术要求和服务内容见招标文件相关部分内容）；3、维护检修时间和计费标准：巡检、维护、保养、消缺项目按一年计算费用（从2012年6月1日至2013年5月31日止）；年度检修费用按每项一次的工作量计算费用（详细见招标文件相关部分内容）；4、实施地点：广东省潮州供水枢纽东、西溪电站。5、最高限价：人民币405万元整。6、工期：12个月二、报名资格条件1、投标人应具备《中华人民共和国政府采购法》第二十二条规定的条件； 2、具备水利水电工程施工总承包壹级或以上资质。三、报名和获取招标文件的时间、地点、价格及所需资料1、获取时间：2012年月日—月日，每天9:00至17:00（北京时间，下同）；2、获取地点：广东河海工程咨询有限公司；3、价格：人民币300元，售后不退；4、购买标书时须提供资料：营业执照副本、资质证书副本、法人组织机构代码证书、法定代表人证明书（原件）、授权委托书（原件）、被授权人身份证的复印件并加盖公章。以上资料装订成册，提供原件备查。四、投标文件的递交及开标1、递交时间：2012年月日下午14:00—14:30；2、递交截止及开标时间：2012年月日下午14:30；3、递交及开标地点：广东河海工程咨询有限公司（广州市天河区天寿路101号），届时请投标人法定代表人或其授权代表务必持本人身份证出席开标会。五、投标保证金1、投标保证金金额：人民币肆万零伍佰元整；2、采购代理机构开户行及帐号详见投标人须知前附表；六、采购文件答疑：本项目不举行集中答疑。根据《广东省实施〈中华人民共和国政府采购法〉办法》第三十五条的规定，投标人认为采购文件的内容损害其权益的，可以在公示期间或者自期满之日起七个工作日内以书面形式（加盖单位公章，电话咨询或传真或电邮形式无效）向采购人或者我司提出质疑，投标人对采购文件提出质疑的，应当按照国家有关规定附送有关证明材料。七、采购文件公示/下载：公示期为2012年月日至2012年月日五个工作日八、本项目相关公告在以下媒体发布：中国政府采购网（www.ccgp.gov.cn）、广东省政府采购网（www.gdgpo.gov.cn）。相关公告在财政部门指定媒体上公布之日即视为有效送达，不再另行通知。九、 采购人名称：广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）十、 采购代理机构名称：广东河海工程咨询有限公司地址：广州市天河区天寿路101号联系人：李小姐联系电话：***-********传真：***-********广东河海工程咨询有限公司二○一二年月日 投标须知前附表投标须知条款号编 列 内 容招标文件2.5.2投标人提交需解答或澄清问题的方式和截止时间：投标截止时间15天前以书面形式传真至采购代理机构。传真：***-********，同时电邮至：ssg555@126.com （以加盖公章的书面传真为准）。补充招标文件2.5.2投标截止时间13天前。投标文件的份数2.6.6正本1份，副本4份，正副本分开包装，提供电子文档一套。投标人中标后在合同签定时应补充递交本项目投标文件副本4套。现场勘察2.9采购人将于2012年月日上午9:00组织投标人现场勘察投标有效期2.11自投标截止时间算起的56天内。投标保证金2.15.1人民币肆万零伍佰元整，采用转账或保函形式。保函出具银行：中国银行、中国建设银行、中国工商银行、中国农业银行（支行或以上银行）。投标时出具收据或投标保证金保函。如采用转账形式，投标单位应于2012年月日17:00前（以汇入时间为准）汇入采购代理的开户银行及账号。如下：户名：广东河海工程咨询有限公司开户银行：招商银行体育东路支行帐号：***************投标文件提交截止时间及地点2.7.2采购人接收投标文件的时间为2012年月日14:00-14:30（北京时间），投标人应在2012年月日14:30前（北京时间）派专人将投标文件送达广东河海工程咨询有限公司（广州市天河区天寿路101号）。开标时间2.13.12012年月日14:30开启标书。签订合同期限2.19收到中标通知后的15天内。 第二章投标人须知本招标文件参照《中华人民共和国政府采购法》等国家有关法律、法规编制。采购投标活动应当遵循公开、公平、公正和诚实信用的原则，投标人必须认真阅读本招标文件，以免造成投标失败。本招标文件仅适用于本次投标中所叙述项目的采购。2.1定义及解释2.1.1 采购人是依照《中华人民共和国政府采购法》的规定提出采购项目、进行采购的法人或者其他组织。本招标文件所指采购人是广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心），即广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修项目的需求方。2.1.2 采购项目，即采用采购方式进行采购的工程、货物或服务项目，本招标文件所指采购项目是广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修项目。2.1.3 公开招标，是指采购人以采购公告的方式邀请不特定的法人或者其他组织投标。2.1.4 采购代理机构是依法设立、从事采购代理业务并提供相关服务的社会中介组织。采购代理机构在采购人委托的范围内办理采购事宜，并遵守《中华人民共和国政府采购法》有关规定。本招标文件所指采购代理机构系 。2.1.5 投标人是响应采购、参加投标竞争的法人或者其他组织。本招标文件所指投标人是指依法成立的、具备承担本采购项目能力的法人。2.1.6 服务：系指招标文件规定投标人必须承担的巡检、维护、保养、消缺、年度检修及其它类似的服务。2.1.7 书面形式，指以文字形成书面文件的方式所制作的通知。包括信件、电报、电传、传真等形式。2.1.8 评标委员会：是采购人和采购代理机构依《中华人民共和国政府采购法》组建的专门负责本次招标评标工作的临时性机构。2.1.9 日期：指公历日。2.1.10 时间：指北京时间。2.1.11 合同：指由本次采购所产生的合同或合约文件。2.1.12 招标文件中的标题或题名仅起引导作用，而不应视为对招标文件内容的理解和解释。2.1.13 “采购人”、“投标人”、“成员”、“采购代理机构”、“各方”等人或有关组织的用词均是指依法成立的公司或组织。根据上下文的需要，这些用词的单复数要有相同的定义。2.1.14 监督管理机构名称：广东省财政厅政府采购监督管理处。2.2项目简要说明2.2.1 项目名称：广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修采购人：广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）采购代理机构：广东河海工程咨询有限公司广东省潮州供水枢纽位于韩江流域下游东、西溪河段内，坝址距潮州市约3.8km。枢纽建成后，可合理调配东溪、西溪、北溪水资源，为城镇及工农业供水创造条件，兼顾发电、航运及改善水环境等综合利用。枢纽东、西溪电站为河床式水电站，东溪电站厂房布置在东溪河床的右岸，设两台灯泡贯流式机组，总装机容量18MW，副厂房布置在主厂房的下游侧，电气设备及二次保护控制设备分别布置于副厂房的高压开关柜一次设备室和二次设备室,变电站布置在东溪河床右岸副厂房下游侧，布置主变、110kV GIS设备，东溪电站经110KV隔离开关T接入110KV潮州～桥东I线路。东溪1#机组于2006年9月8日通过启动验收，2#机组于2006年9月19日通过启动验收。西溪电站厂房布置在西溪河床的左岸，设两台灯泡贯流式机组，总装机容量28MW，副厂房布置在主厂房的下游侧，电气设备及二次保护控制设备分别布置于副厂房的高压开关柜一次设备室和二次设备室,变电站布置在西溪河床左岸副厂房下游侧，布置主变、110kV GIS设备，西溪电站经110KV隔离开关T接入110KV潮州～官塘线路。西溪1#机组于2005年11月25日通过启动验收，2#机组于2006年5月23日通过启动验收。电站控制按“无人值班（少人值守）”原则设计，电站集控层设在综合办公大楼内枢纽集控调度中心。2.2.2 资金来源本项目资金属于专项费用，由省财政安排资金。2.3 招标范围广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）就广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修项目进行招标。项目名称：广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修（项目编号：CZSN-DZJX-201202）。2.3.1广东省潮州供水枢纽东、西溪电站所有机电设备（计算机监控除外）巡检、维护、保养、消缺及年度检修，均属本次招标范围。主要有以下项目：一、枢纽东、西溪电站设备维护专项（一）东、西溪电站机组巡检、维护、保养、消缺；（二）东、西溪电站辅助设备巡检、维护、保养、消缺；（三）东、西溪电站厂内电气设备巡检、维护、保养、消缺；（四）东、西溪电站二次设备巡检、维护、保养、消缺；（五）东、西溪变电站巡检、维护、保养、消缺；（六）东、西溪电站桥机巡检、维护、保养、消缺；（七）东、西溪电站门机巡检、维护、保养、消缺；（八）东、西溪电站闸门巡检、维护、保养、消缺；（九）东、西溪电站清污机巡检、维护、保养、消缺；（十）东、西溪电站消防系统巡检、维护、保养、消缺；（十一）东、西溪电站通风、照明、空调等系统巡检、维护、保养、消缺；（十二）东、西溪电站控制室、仓库、油库设备、配电房等电站生产辅助设施、设备巡检、维护、保养、消缺。二、枢纽东、西溪电站设备检修专项（一）东溪电站1＃机组年度（B级）检修；（二）东溪电站2＃机组年度（C级）检修；（三）西溪电站1＃机组年度（B级）检修；（四）西溪电站2＃机组年度（C级）检修；（五）东、西溪电站主变及变压器年度检修；（六）东、西溪电站桥式起重机、进尾水门机、清污机年度检修；（七）东、西溪电站公用系统年度检修；（八）东、西溪电站各消防系统的年度维修。2.3.2 条款2.3.1所列项目并非全部工作内容，为确保潮州发电中心管辖的设施、设备安全运行所需的维护检修、非专项的技术改造工作均属于本合同范围，投标人应充分考虑并在报价的综合单价中分摊费用。2.3.3 所有项目的所需的动力物料、消耗性材料、辅助材料（下列所列材料名称）均由投标人负责采购并承担费用。承包人采购的消耗性材料序号物资名称备注序号物资名称备注1外六角螺丝M20及以下23青壳纸各种型号2内六角螺丝M20及以下24砂纸各种型号3膨胀螺丝各种型号25金相砂纸各种型号4沉头螺丝各种型号26净洗剂各种型号5木牙螺丝各种型号27电焊条各种型号6螺母M20及以下28铝焊条各种型号7平垫片各种型号29白布带各种型号8弹簧垫片各种型号30水胶布各种型号9外舌止动垫圈各种型号31电胶布各种型号10单耳止动垫圈各种型号32502胶水各种型号11方斜垫圈各种型号33液态密封胶各种型号12水泥钉各种型号34钢丝刷各种型号13钢钉各种型号35毛刷各种型号14铁钉各种型号36纯棉白布各种型号15工业羊毛毡各种型号37碎纯棉布各种型号16卸扣各种型号38木板各种型号17牛油盘根各种型号39润滑油各种型号18密封圈Φ500以内各种型号40柴油各种型号19石棉板各种型号41煤油各种型号20耐油橡胶板各种型号42汽油各种型号21线槽各种型号43润滑脂各种型号22扎带各种型号44玻璃各种型号2.4对投标人的要求2.4.1 合格的投标人应具有以下资质（1）在国内注册并具有独立的法人资格； （2）具备水利水电工程施工总承包壹级或以上资质。投标人在提交的投标文件中须包括相关证明材料。2.4.2 投标人应提供以下资格文件：（1）投标人的基本情况，含资质证书（副本）、营业执照（副本）、法人组织机构代码证书、税务登记证书的复印件，法定代表人证明书原件、授权委托书原件。（2）业绩证明资料：完成或正在施工的相关合同书、工程项目规模、质量评定状况、获奖证书和发包人反馈意见等复印件。（3）经注册会计师事务所审计的近三年年度财务报表（并按年度列明净资产收益率和资产负债率）复印件。（4）质量认证证书、起重设备安装资格证、消防设备安装资格证和压力容器安装资格证复印件。（5）投标人应提供拟投入本项目人员名单及拟任职务，并提供投标人为该名单人员最近一年缴纳养老费的复印件，人员要求见2.6.4。2.4.3 不允许任一投标人对同一合同提交或参与提交两份或两份以上不同的投标文件。2.4.4 不允许联合体进行投标。2.4.5 投标费用投标人为准备和进行投标所发生的一切费用（包括投标报名、现场勘查、投标咨询、标书编制、递交标书及国家、地方有关部门规定应由投标人交纳的招标服务费等）一概自理，投标文件不予退还。2.4.6 保密招投标双方应分别为对方在投标文件和招标文件中涉及的商业和技术等秘密保密，违者应对由此造成的后果承担责任。2.5招标文件2.5.1 招标文件的组成2.5.1.1 招标文件规定了对维护检修项目的要求、招投标程序和合同条款等。招标文件由商务条款、技术规范组成。2.5.1.2 采购人所作的一切有效的书面通知、修改及补充，都是招标文件不可分割的部分。2.5.2 招标文件的澄清与修正2.5.2.1 如果投标人发现招标文件有差错或对其内容有疑问，需要澄清，可以在投标截止时间15天前以书面形式传真至采购代理机构，传真：***-********，同时电邮至：ssg555@126.com （以加盖公章的书面传真为准）。采购人在招标文件规定的投标截止时间内收到的有关对招标文件的澄清要求，认为有必要时将给予书面答复。投标人在上述时间未提出澄清要求视作对招标文件默认。2.5.2.2 采购人的答复将在投标截止时间13天前以书面形式或传真通知已购买招标文件的所有投标人，但要求澄清的来源将不予透露。2.5.2.3 采购人可以在投标截止时间13天前的任何时候，以任何理由，通过招标补充文件来修正招标文件。2.5.2.4 招标补充文件作为招标文件的组成部分，将以书面形式通知已购买招标文件的所有投标人，而且此招标补充文件对所有投标人均有约束力。投标人在每一次收到招标补充文件时应以书面形式通知采购人。2.6投标文件的编制2.6.1 投标文件使用的语言投标人编制的投标文件以及投标人和采购人为此而进行的一切来往文件均必须采用中文。2.6.2 投标文件的组成投标人应按招标文件规定的内容和格式编制并提交投标文件，投标文件应包括但不限于以下内容并按下列顺序编排：(1)投标报价承诺书；(2)法定代表人证明书和授权委托书（正本须为原件）；(3)投标保证金保函或汇款凭据复印件（原件单独提交）；(4)有关确立投标人法律地位的原始文件副本复印件（如营业执照、组织代码证、税务登记证等）及相关资质证书；(5)资格文件和业绩证明资料；(6)投标偏差表；(7)资料及附图；(8)投标分项报价汇总表、工程量报价表及其附件；(9)其它文件资料。2.6.3 投标人应当严格按照招标文件所规定的内容和格式编制投标文件，顺序应与2.6.2 的规定一致。投标人可以增加说明或描述性文字，投标人认为有必要提供的其它文件可以作为附件。2.6.4 投标人应编制科学的组织设计，包括组织机构、人员（要求：配备高级职称的技术负责人一名,电气一次、电气二次、电气试验、水机(熟悉调速器)等各专业中级或以上职称人员至少各一名，配管、起重、焊工等专业中级工或以上资格人员至少各一名,安全、质检专职一名）、技术方案、质保、安全等内容。2.6.5 投标人应全面检查投标文件是否齐全，包括所有的指示说明、表格、附件、条款、规范和图纸。未能按招标文件的要求提供全部信息资料的投标文件或者对招标文件的要求无实质性答复的投标文件，都可能被拒绝。2.6.6 投标文件一式五份，其中一份为正本，其余为副本，封面上应分别标明“正本”和“副本”字样。正本与副本不一致时以正本为准（投标人中标后在合同签定时应补充递交本项目投标文件副本四套）。2.6.7 投标文件应使用打印、复印或不能擦去的墨水书写，文字要清晰，语意要明确。招标文件有要求加盖投标人公章并由法定代表人或者法定代表人的授权代表（下统称授权代表）签署的文件应加盖投标人公章和由法定代表人（或其授权代表）签名，投标文件应加盖骑缝章。如果由授权代表签署，则投标文件中应附有对授权代表的授权委托书。报价表的每一页均须加盖投标人公章和由法定代表人（或其授权代表）签名。2.6.8 投标文件应尽量避免涂改和插字，若为了改正错误必须这样做时，均应由法定代表人（或其授权代表）在修改处盖章或签名确认。2.7投标文件的递交2.7.1 投标文件的密封和标记2.7.1.1 投标文件的正本、副本和电子文件应分开装袋密封，在封口处加盖投标人的公章，并在封面标明“正本”、 “副本” 、“电子文件”的标记。并注明：（1） 递交地址：广东河海工程咨询有限公司；（2） 采购人的名称：广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）；（3） 项目名称及其编号：广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修，项目编号：CZSN-DZJX-201202。（4） 投标人的名称和地址: 。2.7.1.2 若投标文件未按2.7.1款规定进行密封和标记，投标文件无效，采购人将不承担与此有关的责任。2.7.2 投标截止时间及地点见投标须知前附表2.7.3迟交投标文件在招标文件规定的投标截止时间后递交的投标文件都将被拒绝。2.7.4投标文件的修改和撤回2.7.4.1若投标人需要修改或撤回其投标文件，须在规定的投标截止时间前将修改或撤回其投标文件的书面通知送达广东河海工程咨询有限公司。上述书面通知应按2.6款和2.7.1款的规定进行编制、密封和标记，并标明“修改”或“撤回”字样。2.7.4.2投标截止时间后投标人不得修改或撤回其投标文件。2.8承包方式以固定总价承包方式。2.9现场勘察2.9.1采购人将于2012年月日上午9：00组织投标人进行现场勘察,集合地点为：广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）（潮州市湘桥区城西街道古美村）。如果需要，采购人可为投标人现场勘察提供方便，交通食宿等一切费用由投标人自理。2.9.2 参观现场后，采购人对投标人由此作出的推论、解释和结论概不承担任何责任。2.9.3 投标人及其代表必须承担那些进入现场后，由于他们的行动所造成的人身伤害、财产损失，以及其它任何原因造成的损失、损坏或费用。2.10投标报价投标总价由：（1）巡检、维护、保养、消缺费用；（2）年度检修费用两部分组成，报价货币为人民币。2.10.1综合单价由下列内容组成：本招标范围内各项目巡检、维护、保养、消缺、年度检修所需的动力物料、消耗性材料、人工费、机械使用费、辅助材料费、现场调试、试验和验收费及运输保管费等直接费、间接费、其他费用（包括临时设施费）及利润、税金等，以及承包人用于本项目的一切开支（包括邀请原设备厂商、原安装单位技术人员或其他专家现场指导所需的一切费用）均包含在分项工程量报价表的报价中。除另有规定外，不再包括任何附加费用。2.10.2工程量报价表中的价格必须填写清楚，数字准确，字迹端正，不得涂改或漏项。“总价”与“合计价”，“合计价“与“单价”应相吻合；如有差异，以投标报价的“总价”为准，并对“单价”和“合计价”作相应调整。投标人在投标报价承诺书中填写的“总价”作为投标价。2.10.3 巡检、维护、保养、消缺项目按维护期限一年计算。2.10.4 年度检修费用按每项一次的工作量计算费用。2.11投标有效期2.11.1投标文件应在开标后的56天内保持有效。2.11.2采购人认为必要时可以书面形式要求投标人延长其投标文件的有效期。若投标人拒绝采购人的要求，则被视为自动退出投标，可在原定有效期满后收回投标保证金；若接受采购人的延期要求，则投标文件继续有效，相应延长投标保证金的有效期限，但不允许修改。投标人对延长投标文件有效期的答复应以书面形式表示。2.12偏差投标人应按条款6.5的格式填写商务及技术规范差异表。在表中填写按招标文件规定难于接受或需要替换的商务和技术条款差异。如未列出，则被视为已经接受。2.13开标、评标及定标2.13.1 开标2.13.1.1 开标时间：2012年月日14:30；开标地点：广东河海工程咨询有限公司（广州市天河区天寿路101号）。2.13.1.2 开标时，投标人的法定代表人或其授权代表必须出席开标会议，并在采购人指定的登记册上签名报到。否则，采购人可宣布其已放弃投标，其投标文件将不予开启，作废标处理。2.13.1.3开标时将首先开启标有“撤回”字样的函件，并宣读其内容，已经按第2.7款规定提交了撤回通知的投标文件不予开封，将原封退还给投标人。2.13.1.4 开标会上将检查投标文件密封是否完好，再启封投标文件，公布各投标人修改和撤回投标文件情况、是否提交了投标保证金以及采购人认为需要宣布的其它细节。2.13.1.5 有以下情形之一的投标文件，属于无效投标文件：（1） 未按招标文件规定进行编制、密封、标记、签字、盖章；（2） 投标人的法定代表人或其授权代表未参加开标会议；（3） 未按规定提交投标保证金；（4） 超出招标文件规定，违反国家有关规定；（5） 投标人提供虚假资料。2.13.2评标和定标过程保密开标后至采购人公布中标结果之前，有关投标文件的检查、澄清、评比和定标等信息对与本过程无关的人员保密。投标人不得对采购人或有关人员施加影响和试图获取评标信息，违者可能导致被取消中标资格。2.13.3投标文件的澄清为了有助于对投标文件的检查和评审，评标委员会可以要求投标人澄清其投标文件。评标委员会的澄清要求和投标人的答复均采用书面形式。投标人不得修改投标报价或投标文件中其它实质性内容。经澄清的问题由投标人签字后作为投标文件的组成部分。2.13.4投标文件的检查、响应性评定2.13.4.1 实质上响应招标文件要求的投标文件是指基本符合招标文件要求，无重大偏离和保留。重大偏离和保留指下列情况之一：（1） 对招标范围和工作内容有实质性偏离；（2） 对设备质量或使用性能产生不利影响；（3） 对合同规定的双方权利和义务作实质性修改；（4） 纠正这种偏离或保留将会对投标竞争产生不公正的影响。2.13.4.2 采购人将拒绝实质上未响应招标文件规定的投标文件。开标后，不允许投标人对其不响应招标文件规定的投标文件内容进行修改。2.13.5 评标2.13.5.1 评标和定标原则（1） 评标原则：坚持公平、公正、科学、择优的原则。（2） 定标原则：采用综合评分法，按综合评分总分从高至低的顺序确定中标人。2.13.5.2 评标委员会首先对投标人的投标资格进行评审，经评标委员会评审达不到投标资格条件的“投标人”递交的投标文件将按无效投标处理；2.13.5.3 评标委员会有权接受或拒绝投标人在投标文件中提出的偏离、保留和建议方案。2.13.6 定标2.13.6.1 采购人在按条款2.13.5条规定对各投标人的投标文件进行综合评比后，将选择具备以下条件的投标人为中标人。（1） 资格审查合格；（2） 投标文件实质响应了招标文件的要求；（3） 综合评比得分最高。2.13.6.2 依据评标委员会的评标结果经采购人确认后确定中标人。按评标办法确定得分最高者为中标人，次高者为候选中标人。如果有两个或两个以上的投标人综合得分相同，且均为最高分，则按以下原则确定中标人：（1）投标总报价低的为中标人；（2）如果投标总报价也相同，由评标委员会记名投票，以少数服从多数的原则，确定中标人。2.13.6.3 采购人不保证投标报价最低的投标人中标，也没有义务对未中标的投标人作任何解释和说明。2.13.6.4 评标结果公示评标结果将由采购代理机构广东省政府采购网（www.gdgpo.gov.cn）上公示7个工作日。2.13.7重新采购和采购终止2.13.7.1 经评标委员会评审认为所有投标人的投标文件均存在报价明显不合理，都不符合招标文件要求的，评标委员会可以否决所有投标，采购人应当依法重新采购。2.13.7.2 由于采购人的原因终止采购，采购人退还投标人的投标保证金。2.14 投标人的建议方案投标人对本招标文件中的内容和合同条款有何建议性意见和保留，应在投标文件中加以说明，所有建议性条款和保留意见，采购人有权拒绝，也不作中标后签订合同的依据。2.15 投标保证金2.15.1 本项目投标保证金人民币肆万零伍佰元整，投标人可采用转账或银行保函形式提交，投标保证金汇款凭据或投标保函应作为其投标文件的一部分。2.15.2投标保证金应使用招标文件所采用的货币。投标保证金如采用银行保函形式，应提供中国银行、中国建设银行、中国工商银行、中国农业银行（支行或以上银行）出具的投标保函，保函格式按招标文件规定的格式（见6.3）或银行总行自行规定的格式。2.15.3任何未按上述条款2.15.1和2.15.2提供担保的投标文件，都将被采购人拒绝。2.15.4未中标人的投标保证金，将按本须知规定的投标有效期满后30天内或在发出中标通知书之日起5个工作日内原额退还（以先到的时间为准）。2.15.5在中标人按条款2.18条签署合同，并按条款2.16规定提供履约保证金时退还其投标保证金。2.15.6投标保证金在下列情况下将被没收（1）投标人在招标文件中规定的投标文件有效期内撤回其投标文件；（2）投标人在投标截止日期后对投标文件作实质性的修改；（3）对于中标人，如果未能按条款2.18规定签订合同或者未能按条款2.16规定提供履约保函。（4）经核实投标人所递交投标文件存在虚假和隐瞒。2.16 履约保证金2.16.1 中标人须在接到中标通知书后15天内提交中标金额的10%的银行保函作为履约保证金，该履约保证金须符合合同规定的条件，并采用本招标文件规定的格式（见第五章）。2.16.2 如果中标人未能遵守条款2.18和2.16.1的规定，则以前决定的合同授予将作废无效，其投标保证金也将被没收。在此情况下，采购人可将合同授予下一个高分的投标人，或者重新采购。2.17 中标通知2.17.1 在投标文件有效期内或在延长后的投标文件有效期内，采购人将以书面形式向中标人发出中标通知书。2.17.2 投标人收到采购人传真中标通知书后，须马上用传真回复确认已收到中标通知书。2.17.3 中标人应在中标通知书规定的日期内，或在采购人认可的延期内与采购人商签合同书，逾期或未办妥履约保证书，则该中标人将被取消中标资格，同时没收其投标保证金，中标资格由候选中标人替代。2.18 合同签署中标人须在采购人发出中标通知书后的15天内，按照招标文件和中标人的投标文件与采购人签定书面合同。2.19 质疑和投诉投标人对中标公告内容有异议的，应在中标公示发布之日起7个工作日内，按如下联系方式以书面形式向采购人或采购代理机构提出质疑。采购人或采购代理机构应在收到投标人书面质疑后7个工作日内，对质疑内容作出答复。联系方式：以书面形式传真至采购代理机构。传真：***-********，同时电邮至：ssg555@126.com （以加盖公章的书面传真为准）。2.20中标服务费2.20.1 中标人应在收取中标通知书时向采购代理机构交纳中标服务费，中标服务费的收费标准按国家计委（计价格[2002]1980号）文件规定执行，收费金额按服务类差额定率累进法计算，具体收费标准按下表计算：中标金额费率100万元以下部分1.5%100万元—500万元部分0.8%500万元—1000万元部分0.45%（1）中标服务费的货币为人民币。（2）中标服务费支付方式：一次性以银行汇票、电汇、支票或现金的形式支付。（3）中标服务费不在投标报价中单列。 第三章合同条款3.1定义和解释除另有说明外，下列名词定义和解释按本节所述。3.1.1发包人：广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心），对本项目进行管理及负责处理合同项目的事宜。3.1.2投标人：由发包人认可的，能够按招标文件规定条件提交投标报价承诺书，实施合同的合格单位。3.1.3中标人: 被选中可以签订合同的投标人。3.1.4承包人：指接到发包人中标通知书，并与发包人签订了合同协议书的投标人。3.1.5项目经理: 是指由承包人委派的，代表承包人全面负责本项目技术、经济的代表人，承包人应书面通知发包人，项目经理应代表承包人，按本合同规定全权处理项目实施中的技术、经济问题。3.1.6承包项目：本合同文件中规定的由承包人负责承包实施的项目。3.1.7合同文件：由采购人和投标人双方共同签署，共同遵守的书面协议。合同文件生效后具有法律效力。3.1.8合同总价：由各专项费用组成。3.1.9临时设施：是指承包人为完成本维护检修项目用的全部设施。3.1.10日、月、年：指公历的日、月、年。3.1.11天、周：“天”是指24小时；“周”是指7天。3.1.12书面文件：指任何手稿、打字或印刷的有印章和/或签名文件。3.2转让与分包承包人不得将其承包的全部项目转包给第三人。未经发包人同意，承包人不得转移合同中的全部或部分义务，也不得转让合同中的全部或部分权利。承包人不得将其承包的项目肢解后分包出去。主体项目不允许分包。除合同另有规定外，未经发包人同意，承包人不得把项目的任何部分分包出去。经发包人同意的分包项目不允许分包人再分包出去。承包人应对其分包出去的项目以及分包人的任何工作和行为负全部责任。即使是发包人同意的部分项目分包工作，亦不能免除承包人按合同规定应负的责任。分包人应具有相应分包项目的资质，并就其完成的工作成果向发包人承担连带责任。发包人认为有必要时，承包人应向发包人提交分包合同副本。3.3合同文件以下文件构成合同的组成部分：（1）合同协议书（2）中标通知书（3）合同条款（4）项目进度表（5）履约保函（6）工程量报价表及其附录（7）一般规定与规范（8）专项技术规范（9）招标文件（10） 投标文件（11） 商洽合同时双方澄清、确认并共同签字的补充文件以上列出组成本合同的全部文件，如果合同文件之间存在差异或矛盾，则这些文件的优先权按上面所列顺序为准；如果合同执行过程中双方达成了具有合同效力的其它协议和会议纪要，则所涉及内容以达成时间在后者优先。如果图纸与文字有矛盾时则以文字为准。3.4文件的相互关系和书面通知3.4.1构成合同文件的各部分是相互补充的。3.4.2合同双方的一切联系、通知均以书面通知为准。3.5图纸供应本项目招标文件不提供图纸，项目实施过程中需要图纸由承包人向发包人借用。3.6工程量变更和确认3.6.1 工程量报价表中所列项目为本合同项目的主要工作内容，并非全部工作内容，为确保潮州发电中心管辖的设施、设备安全运行所需的维护检修、非专项的技术改造工作均属于本合同范围，其全部费用应认为已分摊入各工程量报价的综合单价中，不再增加任何新的费用。3.6.2 巡检、维护、保养、消缺项目按2012年6月 1日进场， 2013年5月31日结束计算工作时间（期限一年）。3.6.3 年度检修费用按每项实际完成的工作量计算。3.7机电设备及材料的供应及采购3.7.1发包人提供的设备材料：机电设备消缺、检修项目需要更换的机电设备、设备零配件或主要材料。（1） 由发包人提供的设备材料由发包人自行采购，发包人有权根据实际情况要求承包人进行询价代采购，承包人不得拒绝也承诺不计取采保费。（2） 承包人在每月15日前开列下月的维护检修计划中所需的备品备件，报发包人审核后进行采购。（3） 发包人提供的设备材料由承包人协助现场卸货、开箱验收、二次运输等工作。3.7.2 承包人负责采购的材料：巡检、维护、保养、消缺、年度检修所需的动力物料、消耗性材料、辅助材料等。（1） 由承包人负责采购的材料由承包人负责催货、现场验收、二次运输、保管。（2） 承包人采购的材料均应具有合格证明，并应选用省优以上，符合相关技术规范要求的产品。（3） 承包人采购的材料选厂应先报发包人确认，发包人的确认并不减轻承包人责任。（4） 承包人须对所采购的材料质量负责，如因采购材料质量不符合要求而发生安全事故、质量事故（或故障），应赔偿发包人的直接损失和间接损失。3.7.3承包人负责采购的所有材料，发包人均有权进行检查，对承包人使用不合格或劣质材料，可发出指令要求更换。承包人对发包人的指令不得拒绝，并承担由此造成的一切损失。3.8维护检修工器具3.8.1 承包人应自备维护检修工器具、仪表、机修设备。并在进场前先报发包人确认。3.8.2 发包人现有的工器具、仪表、机修设备，承包人可申请租用，租赁费用双方另行协商。3.8.3 承包人如损坏发包人的工器具、仪表、机修设备，应负责修复并达到原有的性能和精度，不能修复则按原价赔偿。3.9临时设施发包人为承包人履行合同建设临时生产生活设施提供便利，承包人应负责其临时生产生活设施的建设、保安、道路、用水、用电、环保、排污等工作，一切费用自理；3.10月度维护和年度检修进度计划3.10.1 承包人应于每月28日下班之前，提交月度维护工作计划，由相关部门初审后，提交正式文档给相关部门和安全技术部备案，并严格按计划进行设备维护工作。3.10.2 承包人应按本合同规定的年度检修内容，合理安排实施计划，并及时向发包人递交检修计划。发包人有权审核并根据实际情况调整承包人递交的检修计划，承包人不得拒绝。承包人的项目经理应常驻工地，以保证进度和质量。对不称职的承包人项目经理及技术管理人员，发包人有权要求撤换，承包人不得以任何理由拒绝。3.10.3 承包人缺陷处理期限按照缺陷分级处理制度执行：即按缺陷需要处理的紧急程度分为甲、乙、丙三级缺陷，承包人在接到消缺通知后必须立即响应。其中甲级缺陷在承包人接到发包人通知后半小时内必须到现场进行处理，乙级缺陷2小时内进行处理，丙级缺陷12小时内处理。缺陷处理必须在发包人下达的期限内完成。3.10.4 本合同日常检查维护项目按照附表规定的周期要求实施。3.11统计报表承包人应按发包人要求和规定按月、年递交项目完成情况、安全生产及财务统计等报表，必要时须附图表和照片，提交的报表为一式四份。3.12项目暂停由于承包人严重违反本合同规定，可能造成无法弥补的损失时，发包人有权发出书面停工指令，暂停项目实施。对此，承包人不得拒绝，而应对已停工项目进行积极的巡检、维护，并采取有效措施，争取发包人尽早发布复工指令，这种停工引起的费用增加和工期影响，应由承包人承担。3.13违约、考核3.13.1由于承包人原因造成的设备缺陷处理、月度维护和年度检修延误工期的，按延误工期天数赔偿，每延期一天，赔偿费为合同总价的 3 ‰，误期从规定完工时间起直到设备缺陷消除并进行验收通过日期之间的天数。3.13.2 如果承包人在工作过程中损坏发包人设备，承包人应按照购买该设备的原价赔偿。如因承包人在维护或检修过程中，野蛮施工、违规操作或由于工艺不精原因导致发包人的设备使用寿命受影响的，发包人有权提出索赔。3.13.3 日常维护须配备电气一次、电气二次、水机等各专业中级或以上职称人员至少各一名，配管、起重、焊工等专业中级工或以上资格人员至少各一名,人员总数不少于15人（不含后勤管理人数和运行人员）。承包人所派现场人员名单或者变更均应报送发包人审核。承包人未按照合同规定配备足够的各专业技术人员，发包人有权核减承包费用。如配备人员少于合同规定的80％，发包人有权取消合同，因此而发生的一切损失由承包人承担；承包人按照合同规定配备的各专业技术人员每少一人，发包人有权在月度支付中按每人每工日扣200元。3.13.4 由于发包人未按照合同规定时间支付承包费用，每延误一天赔偿费为合同总价的 3 ‰。双方未履行本合同义务均属违约。应为对方承担因违约而造成的一切损失。3.13.5 发包人将在承包人总报价中提取5％的金额作为质量安全考核金和质量保证金。发包人将每月按项目完成的进度、质量、安全及承包人项目经理的组织能力、队伍素质、响应情况等，对承包人进行考核评分，并于当月月底进行统计平均得分，得分65分以下，不予支付质量安全考核金，得分95以上的，支付100％的质量安全考核金。平均得分在65分以上，95分以下计取公式如下：（考核平均得分-65）/（95-65）×质量安全考核金。3.13.6 承包人必须周密部署、妥善安排维护检修工作，确保东、西溪电站主设备消缺率达95%以上。若设备消缺率不达标，每延期一天，赔偿费为合同总价的 3 ‰。 3.13.7 机电设备的缺陷处理和月度维护必须按缺陷等级或工作任务单期限完成，年度检修必须按计划工期完成，若延误工期的，按延误工期天数赔偿，每延期一天，赔偿费为合同总价的 3 ‰。3.13.8运行巡视考核（1）巡视完毕签名时必须填写巡视该设备时间，签名必须签全名，字迹工整、清晰。少一项扣1分。（2）禁止补签、漏签、提前签名，发现一次扣1分。（3）巡视时发现设备故障或者问题，应及时汇报当值人员，未及时发现或未及时汇报的一次各扣1分。（4）巡视时如遇事故处理的，应及时配合当值人员进行事故处理，无故拒绝配合扣10分。（5）巡视人员的更换应报发包人审批，私自更换的一次扣5分。（6）参与倒班的人员应按照《监盘工作制度》的有关要求做好监盘工作，无故拒绝监盘，上班前饮酒、酗酒的，值班时擅离岗位，做与工作无关的事情，上班时间睡觉，工作责任心差，不服从安排，不积极完成工作任务等违反劳动纪律的，发现一次扣1分，因监盘不到位造成事故一次扣10分。（7）参与倒班的人员应服从当值值长安排，配合当值人员做好事故处理、倒闸操作、安全措施、定期工作以及其他设备操作等工作，不服从安排，无视指令的，造成误操作的，一次扣10分。（8）参与倒班的人员的变更应提前书面通知发包人，如参与倒班的人员换班报当值值长同意后方可更换，无书面通知发包人的一次扣1分，擅自换班发现一次扣1分。3.13.9 安全、文明施工考核（1）严格执行两票制度。按规范制度必须使用两票的则必须使用。并规范两票的书写和开消工作。其中过期未消票者，每张工作票扣1分处理。（2）进入泡头、泡体未系安全绳，每人每次扣1分处理；高处作业未系安全绳，每人每次扣1分处理。（3）外协单位进行现场作业的起重工、电焊工、架子工等特种作业人员和计量仪表检定人员应持有相应的资质证书。检查发现没有，每人每次扣1分处理。（4）厂房及设备室内严禁抽烟，每发现一次，按每人次扣1分处理。（5）每天工作收班前必须打扫、整理工作区域内的环境卫生，未保证好环境卫生者，每个工作面扣1分处理。（6）做好洞口、临边、通道的防护，未做好者，每项扣1分处理。（7）临时管线布置不凌乱，经整改还是凌乱每天扣1分处理。（8）做好材料堆放、加工与保护工作，未作保护者每次扣1分处理。（9）不使用专用工具，野蛮施工，造成设备缺陷或损坏者，除赔偿设备外，每次扣1～2分处理。（10）工作负责人应由掌握安全施工方法、检修工艺和质量标准人员担任，并报发包人审批同意。发现工作负责人不具备条件的一次扣2分。3.13.10 考核扣分按每分200元计算。3.14质量检查3.14.1质量检查的依据是：国家及行业颁发的规程、规范、标准和有关实施细则；经双方商定的有关技术措施、技术要求及质量标准。3.14.2 维护检修项目中的质量检查与试验，全部由承包人严格遵照合同规定的有关技术规范及承包方编制的技术方案、措施。承包人应进行自检，保证质量，并提交规定份数的检查记录与试验报告，交给发包人复检签证。3.14.3 发包人有权在维护检修过程中对合同范围内的材料、施工工艺进行检查和试验，但不免除承包人对合同应负的责任。3.14.4 承包人应配合发包人复检维护检修质量，对不符合合同规定的维护检修项目发包人有权拒绝签证，直至下达“返工令”。3.14.5 在各项维护检修工作完成后，发包人发现或怀疑设备某个部位存在缺陷或故障，要求承包人查找，承包人不得拒绝，并承担相关费用。3.1年度检修或改造项目质保期三个月，属于年度检修或改造项目的设备，三个月内出现的缺陷或故障，由承包人负责维修，并承担费用。因此而影响机组正常运行，将列入质量安全考核项目中。3.15年度检修计划时间由承包人于合同签订后十五天内提交检修计划和年度检修方案，经发包人审定后实施。3.16安全生产承包人应认真执行国家和行业颁发的安全生产规程，保证本项目现场施工安全（包括人身安全），教育本单位职工做到文明施工，安全生产，并加强技术管理。由于承包人管理不善，或因承包人职工的过失，或因第三者的原因造成的人身、设备、施工质量事故、施工现场失火，其全部责任均由承包人自行承担。承包人在合同签署30天内提出一份安全措施的书面报告报发包人备案。安全措施应包括（但不限于）防洪、防火、救护、警报、治安、技术安全等。一旦发生事故，承包人应马上报告发包人，并按事故处理规程进行处理，在发生事故24小时内书面报告发包人并承担全部责任。承包人应严格遵守《中华人民共和国安全生产法》，并应自觉遵守发包人的安全生产管理规章制度，承包人不能因此而要求增加费用。承包人有参加发包人开展公共安全的集训、演练、救急、抢险的义务，有参加和维护公共安全的义务。承包人必须加大施工现场的安全生产投入，并按不少于本合同总价1%的比例提取安全生产奖励基金，专款用于奖励安全生产工作达标的本项目现场施工人员。发包人有权对承包人的安全生产投入情况进行检查、监督。3.17环境保护3.17.1 承包人必须遵守国家和当地政府有关环境保护的法律、法规、条例。倘若违反环境保护法和环保卫生法规，而造成发包人经济损失或赔偿，承包人应承担赔偿责任。3.17.2 为保持施工区和生活区的环境卫生，承包人必须及时清理垃圾，并将其运至指定的地点进行掩埋或焚烧处理。3.17.3 承包人应在施工现场和生活区设置足够的临时卫生设施，保持清洁。3.18支付及结算3.18.1 付款方式：银行电汇3.18.2 在每次支付前，承包人需提交支付申请报告三份，并提交该次支付款项相应金额的符合国家税务机关规定的正式发票。3.18.3 预付款在合同生效后承包人提交条款3.18.2规定的发票及进场人员、设备清单并经确认无误后，报发包人审批同意，发包人向承包人支付金额为合同总价的10%的预付款。3.18.4进度款进度款按每月完成工作量进行支付。承包人提交当月的验收资料，报发包人审批同意，发包人向承包人支付当月的进度款的85％。每次支付扣留进度款的15％，其中10％用于抵扣预付款，直至预付款全部扣清，5％作为质量安全考核金和质量保证金。3.18.5巡检、维护、保养、消缺费用款2012年6月1日至发包人与承包人签定承包合同并生效日前的巡检、维护、保养、消缺项目，发包人已提前委托原维护检修队伍实施，其费用按人民币109998.00元/月计算，由发包人在合同签订后支付给承包人，承包人必须及时转付给原维护检修队伍，并于申请第一笔进度款时，向发包人提供相关支付凭证的复印件。3.18.62012年度本项目财政资金尚有约118万元资金缺口，此缺口资金待2013年度财政资金批复到位后才给予支付。3.19履约保函在签订合同协议书前，承包人按本合同规定的格式、金额和期限等向发包人提交履约保函，保函在本合同有效期内一直有效。在合同规定的所有项目完工并经发包人验收通过后14天内退还履约保函。3.20合同生效和终止3.20.1 合同生效在满足下列两个条件后，发包人书面向承包人发出合同生效通知书，通知书发出日即为合同生效日期。（1）发包人和承包人法定代表人或授权代表签署本合同，并加盖公章。（2）发包人已收到承包人按条款3.19递交的履约保函。3.20.2 合同终止在合同规定的所有项目完工并经发包人验收通过，合同价款结清，合同双方均未遗留按合同规定应履行的义务时，合同自然终止。3.21 合同价格调整本合同为固定总价承包，不因任何原因而进行调整。3.22不可抗拒的灾害（1）发包人和承包人均不能预见、不能避免并不能克服的自然灾害造成的损失和损坏，但承包人迟延履行合同后发生的除外。（2）战争、动乱等社会因素造成的损失和损坏，但承包人迟延履行合同后发生的除外。3.23 法律本合同双方均应遵守《中华人民共和国合同法》及其它有关的法令和条例。3.24保险 属于承包人本身的财产和人身保险、第三者责任险等，承包人必须投保，费用自行负责。3.25税收承包人应按照国家有关税收法规规定承担与本合同相关的纳税义务。3.26其他3.26.1 除非合同另有规定，承包人将被视为已合理地尽可能地对所有影响项目实施的事项包括与施工现场有关的特殊困难充分了解，这些困难除已于合同中说明外并不全部包括在合同技术规范以及所有的合同资料中。3.26.2 未尽适宜双方协商解决。 第四章合同协议书格式工程名称：广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修合同编号：CZFDXZ-AJ-1206广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）（以下简称“发包人”）接受了 （以下简称“承包人”）对广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修（项目编号：CZSN-DZJX-201202）的投标，双方于2012年 月日达成本合同协议书，合同总价为人民币（大写） 元（￥ 元）。现在本合同确认如下：一、本合同的用语涵义与下述第二条所列的文件条款中词语涵义相同。 二、本合同包括下列文件：1、合同协议书；2、中标通知书；3、合同条款；4、项目进度表5、履约保函6、工程量报价表及其附件7、一般规定与规范8、专项技术规范9、招标文件10、投标文件11、在商洽合同时双方澄清、确认并共同签字的补充文件。以上列出组成本合同的全部文件，如果合同文件之间存在差异或矛盾，则这些文件的优先权按上面所列顺序为准；如果合同执行过程中双方达成了具有合同效力的其它协议和会议纪要，则所涉及内容以达成时间在后者优先。如果图纸与文字有矛盾时则以文字为准。三、承包人保证严格执行合同，承担合同规定的承包人的全部责任和义务。四、发包人保证严格执行合同，承担合同规定的发包人的全部责任和义务。五、本合同书经双方法定代表人或其委托代理人签字并分别加盖本单位公章或合同专用章，承包人提交履约保函后，发包人在7天内书面向承包人发出合同生效通知书，通知书发出后合同即生效。六、本合同协议书一式壹贰份，其中正本贰份，双方各执壹份，副本捌份，发包人执陆份，承包人执贰份。七、本合同生效之日即为开始履行合同之日。在合同规定的所有项目完工并经发包人验收通过，合同价款结清后即行终止。发包人（公章）：承包人（公章）：法人代表： 法人代表：（或其授权代表）（或其授权代表）地址：地址：邮政编码：邮政编码：电话：电话：传真：传真：开户单位名称： （签订合同单位名称） 开户单位名称：（签订合同单位名称）开户银行：开户银行：帐号：帐号：年月日年月日 第五章履约保函（格式）（发包人名称）：鉴于（承包人名称）（以下简称“承包人”）已与 （发包人名称）（以下简称“发包人”）就 （采购项目名称） 签订了合同（下称“合同”）；鉴于你方在合同中要求承包人向你方提交下述金额的银行开具的履约保函，作为承包人履行本合同责任的保证，本银行同意为承包人出具本保函。根据本保函，本银行向你方承担支付人民币（大写） 元（￥ 元）的责任，并无条件受本担保书的约束。承包人在合同履行过程中，由于资金、技术、质量或非不可抗力等原因给你方造成经济损失时，在你方以书面形式提出要求得到上述金额内的任何付款时，本银行于7日内给予支付，不挑剔、不争辩、也不要求你方出具证明或说明背景、理由。本银行放弃你方应先向承包人要求赔偿上述金额然后再向本银行提出要求的权力。本银行还同意在你方和承包人之间的合同条款、合同项下的工程或合同文件发生变化、补充或修改后，本银行承担本保函的责任也不改变，有关上述变化、补充和修改也无须通知本银行。本保函在担保金额支付完毕，或上述全部工程完工验收后失效。银行名称： （盖章） 银行法定代表人： （签字） 地址：日期：年月日 第六章投标文件格式6.1投标报价承诺书投标报价承诺书广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）：我单位研究了广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修招标文件（项目编号：CZSN-DZJX-201202），并参观了现场，愿意承担招标文件规定的承包人的全部义务和责任。我们的投标总价为人民币（大写） 元（￥ 元）。本投标文件的有效期为投标截止日后56天有效，如中标，有效期将延至合同终止日为止。一旦通知我单位中标，我们保证按招标文件规定提交经我单位开户银行签署的履约保函，按时与广东省潮州供水枢纽管理处（潮州发电中心）签订合同，并按照合同完成全部承包项目。我单位的投标报价承诺书在投标有效期内，保证不改变投标总价、工期和承担的全部义务。随同本投标报价承诺书，我们出具《投标人须知及前附表》规定金额的投标保证金。如果我们在本投标文件有效期内撤回投标文件；或在接到中标通知书后按《投标人须知及前附表》规定未能或拒绝签订合同协议书；或未能提交履约保证金，你单位有权不予退还我方的投标保证金，另选中标单位。我们完全理解，你们不保证报价最低的投标人中标，我们同意负担直至协议书签署时，为此项投标所花费的一切费用。如我方被授予合同，由我方就本次投标支付或将支付给代理机构的中标服务费列于招标文件要求的承诺书中。如果我方中标，我方同意并承诺按照合同条款中规定的方式进行工程结算。在签署合同协议书之前，你方的中标通知书和本投标文件将构成约束我们双方的契约。投标人： 法人（公章）法定代表人（或其授权代表）：（签字）单位地址：开户银行及帐号：电话：传真： 年月 日 6.2附件：法定代表人证明书及法定代表人授权书格式法定代表人证明书（　 ）第　号 …………………………………………………………………………授权委托证明书（　 ）第　号 注：法定代表人证明书及授权委托证明书采用此统一格式或按从工商管理部门购买的表格填写且有效期应等于或超过投标有效期，其他格式无效。6.3投标保证金投 标 保 函（采购人名称）：因被保证人 （投标人名称）（以下称被保证人）参加你方广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修项目（项目编号：CZSN-DZJX-201202）的投标，我方已接受被保证人的请求，愿向你方提供如下保证：1、本保函担保的投标保证金金额为人民币（大写）元。2、本保函的有效期自 年 月 日至 年 月 日。若你方要求延长投标文件的有效期，经被保证人同意并通知我方后，本保函的有效期相应延长。3、在本保函有效期内，如被保证人有下列任何一种违反招标文件规定的事实，你方可向我方发出提款通知。（1）在招标文件规定的投标文件的有效期内撤回其投标文件。（2）未能在招标文件规定的期限内提交履约担保证件。（3）拒绝在招标文件规定的期限内签订合同。4、我方在收到你方的提款通知后7天（日历天）内凭本保函向你方支付本保函担保范围内你方要求提款的金额，但提款通知应符合下列条件：（1）必须在本保函有效期内以书面形式（包括信函、电传、电报、传真和电子邮件）提出，并应由你方法定代表人或委托代理人签字并加盖单位公章。（2）应说明被保证人违反招标文件规定的事实，并附证明材料。 保证人：（名称）（盖单位章）法定代表人（或其授权代表）： （签名） 年月日 6.4资格证明文件1.营业执照副本复印件2．组织代码证复印件3. 税务登记证复印件4.相关资质证书复印件等 6.5资格文件6.4.1投标人基本情况投标人基本情况表 （格式）企业名称注册地址通信代码电话传真网址邮政编码成立时间上级主管单位企业性质企业类别（大、中、小）法定代表人姓名出生年月职称技术负责人姓名出生年月职称企业资质证书及编号法人营业执照编号现有员工总人数（人）固定资产（万元）其中高级职称人员（人流动资金（万元）中级职称人员（人）开户银行名称初级职称人员（人）帐号技工（人）最近五年完成的机电安装合同工程量2007年2008年2009年2010年2011年（万元）（万元）（万元）（万元）（万元）能承担的年最大年安装施工工作量（万元）目前承建工程的情况 注：招标文件2.4.2中要求提供的资格文件附于表后。 投标人：（盖单位章） 法定代表人（或其授权代表）： （签名）年月日 6.5.2拟投入本项目施工队伍的简介拟投入本项目施工队伍的简介表 （格式）名称地址通信代码电话传真网址邮政编码现场机构名称项目经理姓名出生年月职称技术负责人姓名出生年月职称投入员工人数（人）其中高级职称人员（人数和专业）中级职称人员（人数和专业）初级职称人员（人数和专业）技工（人数和专业）最近五年完成的机电安装合同工程量2007年2008年2009年2010年2011年（万元）（万元）（万元）（万元）（万元）能承担的年最大年安装施工工作量（万元） 投标人：（盖单位章） 法定代表人（或其授权代表）： （签名）年月日 6.5.3拟投入本项目工作的主要人员拟投入本项目工作的主要人员一览表（格式）拟任职务姓名年龄职务级别学历专 业备注注：按拟任职务及专业分别列出，中级职称及以上人员均需列出，人员配置需满足2.4.2条款要求。6.5.4拟投入本项目工作的主要人员表拟投入本合同工作的主要人员表（格式）姓名出生年月学历*专业*职称*本项目中拟担任的职务施工经历工程名称工程地点工程特征合同价格从事该工程的时间担任职务注： （1）每个人员单列一表（2）带“*”项目应附证明材料；（3）主要人员指二级部门负责人以上的管理人员和关键项目的技术负责人。投标人：（盖单位章）法定代表人（或其授权代表）： （签名） 年月日 6.5.5施工经验及业绩已完成的类似工程及正在施工的主要工程项目名称项目特征承担的工作项目规模或合同价格质量评定状况开工和完工年月备注注：（1）所列项目应附相应的有效证明材料（包括：相关合同书、验收签证和业主证明材料等）（2）由“拟投入本项目施工队伍”完成的项目应在备注中标明。投标人： （盖单位章）法定代表人（或其授权代表）： （签名） 年月日 6.5.6拟投入本项目工作的主要施工设备表拟投入本项目工作的主要施工设备及工器具表（格式）设备名 称型号及规格数量制造厂名购置年份已使用台时检修情况现在何处进场时间 注：1、计划购买或租赁的设备可在《现在何处》栏内说明。 2、投标人购进的二手设备和租赁的设备，均应注明已使用的台时数以及使用和检修情况。投标人： （盖单位章）法定代表人（或其授权代表）： （签名） 年月日 6.5.7拟投入财务状况最近三年每年的实际资产表财务状况2009年2010年2011年1、固定资产2、流动资金3、净资产总值3、总负债4、流动负债5、税前利润6、税后利润7、资产负债率8、净资产收益率注：附最近三年经过审计的财务报表，包括资产负债表、损益表和现金流量表。拟投入本项目的现金流量及信贷计划金额来 源12346.5.8投标方案投标人应按招标文件的要求提供投标方案，包括但不限于以下内容：1.项目重点、难点分析及合理化建议2.维护检修方案3.主要设备的维修保养计划及操作规程4.维护检修所需设备的投入计划及保护措施5.规章制度（投标方提供的投标技术文件，编排要求：文档采用word、excel等格式，同时提供硬拷贝和电子版）6.5.9 投标人的专业资格证书包括把投标人须知要求的：质量认证证书、起重设备安装资格证、消防设备安装资格证和压力容器安装资格证复印件。6.6投标偏差表投标偏差表（格式）序号招标文件条款内容偏差及理由对投标价的影响 投标人： （公章）法定代表人（或其授权代表）： （签字）年 月 日 6.7资料及附图资料及附图目录表序 号名称编 号12345678投标人：（公章）法定代表人（或其授权代表）：（签字）年 月 日6.8 投标分项报价汇总表6.8.1 表中投标总价包括巡检、维护、保养、消缺费用、年度检修费用。6.8.2 工程量清单综合价包括各项目巡检、维护、保养、消缺、年度检修所需的动力物料、消耗性材料、人工费、机械使用费、辅助材料费、现场调试、试验和验收费及运输保管费等直接费、间接费、其他费用（包括临时设施费）及利润、税金等，以及承包人用于本项目的一切开支（包括邀请原设备厂商、原安装单位技术人员或其他专家现场指导所需的一切费用）。6.8.3 承包人须为发包人聘请1名专家（费用按每月8000元计），期限与巡检、维护、保养、消缺服务期限一致。费用已分摊到工程量清单综合价中。6.8.4 承包人须安排机电专业人员5名，经发包人考核合格后，参与电站运行，服从运行值长调配，遵守电站运行规程制度。费用已分摊到工程量清单综合价中。6.8.5巡检、维护、保养、消缺费用款巡检、维护、保养、消缺项目列入本次招标报价范围，其中2012年6月1日至发包人与承包人签定承包合同并生效日前的巡检、维护、保养、消缺项目，发包人已提前委托原维护检修队伍实施，其费用按人民币109998.00元/月计算，由发包人在合同签订后支付给承包人，承包人必须及时转付给原维护检修队伍，并于申请第一笔进度款时，向发包人提供相关支付凭证的复印件。6.8.62012年度本项目财政资金尚有约118万元资金缺口，此缺口资金待2013年度财政资金批复到位后才给予支付。表 6.8广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修费用投标分项报价汇总表序号项目报价（元）备注一巡检、维护、保养、消缺费用　　1东溪电站运行维护专项　　2西溪电站运行维护专项　　3其它专项　　二年度检修费用　　1东溪电站年度检修专项　　2西溪电站年度检修专项　　3其它专项　　投标总价（元）（必须等于“投标总价”）　　投标总价人民币（大写）： 投标人 （公章） ：法定代表人（或其授权代表 ）： （签字）年月日 6.9工程量报价表工程量报价表填表说明（1） 工程量报价表中所列项目为本合同项目的主要工作内容，并非全部工作内容，为确保潮州发电中心管辖的设施、设备安全运行所需的维护检修、非专项的技术改造工作均属于本合同范围，其全部费用应认为已分摊入各工程量报价的综合单价中。（2） 工程量报价表中所有“综合单价”、“合价”栏均由投标人填写，各分项的合价应在各分项的“合价”栏中填写。投标人在工程量报价汇总表的结尾处还应填写投标总价，其值应为各分项的总价之和。（3）投标人给出的报价应充分考虑按照上面所列的维护、保养项目和按照国家、行业有关规程规范、设备厂家技术文件要求以及发包方运行维护规程和相关制度确定的周期与要求。（4）投标人给出的报价应在充分考虑枢纽东、西溪电站所有运行设备的投产情况以及发生设备缺陷的情况下考虑设备缺陷处理所发生的费用。（5）各项目的工作内容详见招标文件第九章专业技术条款要求。广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修工程量报价表序号项目单位数量综合单价（元）合价（元）备注一巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1东溪电站运行维护专项　　　　　1.1东溪电站机组巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.1.1水轮机及其附属设备台2　　　1.1.2发电机及其附属设备台2　　　1.1.3调速器、油压装置及管路套2　　　1.1.4励磁系统套2　　　1.2东溪电站辅助设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.2.1技术供水及消防供水系统套1　　　1.2.2厂内排水系统套1　　　1.2.3低压压缩空气系统套1　　　1.2.4高压压缩空气系统套1　　　1.2.5润滑油系统套1　　　1.3东溪电站厂内电气设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.3.1高压开关柜台14　　　1.3.2低压配电柜台11　　　1.3.3干式变压器台2　　　1.3.4坝区柴油发电机台1　　　1.3.5坝区配电房环网柜面1　　　1.3.6坝区配电房干式变压器台1　　　1.3.7坝区配电房低压配电柜面4　　　1.4东溪电站二次设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.4.1发电机保护屏块2　　　1.4.2主变压器保护屏块1　　　1.4.3110KV线路保护屏块1　　　1.4.4东、西溪6.3KV联络线路保护屏块1　　　1.4.5电度表屏块1　　　1.4.6220V直流系统套1　　　1.4.7机组测温屏块2　　　1.5东溪变电站巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.5.1主变压器及中性点设备台1　　　1.5.2110KV GIS组合电器台1　　　1.5.3110KV T接点设备组1　　　1.5.4110KV户外避雷器组1　　　1.6东溪电站桥机巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.6.1桥机设备及附属设备台1　　　1.7东溪电站门机巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.7.1门机设备及附属设备台2　　　1.8东溪电站闸门巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.8.1进水口检修闸门及埋件扇2　　　1.8.2尾水事故闸门及埋件扇2　　　1.9东溪电站清污机巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　1.9.1清污机设备及附属设备台1　　　1.9.2拦污栅套2　　　1.9.3拦污浮排套1　　　1.10东溪电站建筑物维护、保养　　　　　1.10.1门窗维护项1　　　1.10.2建筑物屋顶清扫项1　　　2西溪电站运行维护专项2.1西溪电站机组巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.1.1水轮机及其附属设备台2　　　2.1.2发电机及其附属设备台2　　　2.1.3调速器、油压装置及管路台2　　　2.1.4励磁系统套2　　　2.2西溪电站辅助设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.2.1技术供水及消防供水系统套1　　　2.2.2厂内排水系统套1　　　2.2.3低压压缩空气系统套1　　　2.2.4高压压缩空气系统套1　　　2.2.5润滑油系统套1　　　2.3西溪电站厂内电气设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.3.1高压开关柜台21　　　2.3.2低压配电柜面11　　　2.3.3干式变压器台2　　　2.3.4坝区柴油发电机台1　　　2.3.5坝区配电房环网柜面1　　　2.3.6坝区配电房干式变压器台1　　　2.3.7坝区配电房低压配电柜面4　　　2.4西溪电站二次设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.4.1发电机保护屏块2　　　2.4.2主变压器保护屏块1　　　2.4.3110KV线路保护屏块1　　　2.4.4东、西溪6.3KV联络线路保护屏块1　　　2.4.5电度表屏块1　　　2.4.6220V直流系统套1　　　2.4.7机组测温屏块2　　　2.5西溪变电站巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.5.1主变压器及中性点设备台1　　　2.5.2110KV GIS组合电器台1　　　2.5.3110KV T接点设备组1　　　2.5.4110KV户外避雷器组1　　　2.6西溪电站桥机巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.6.1桥机设备及附属设备台1　　　2.7西溪电站门机巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.7.1门机设备及附属设备台2　　　2.8西溪电站闸门巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.8.1进水口检修闸门及埋件扇2　　　2.8.2尾水事故闸门及埋件扇2　　　2.9西溪电站清污机巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.9.1清污机设备及附属设备台1　　　2.9.2拦污栅套2　　　2.9.3拦污浮排套1　　　2.10西溪电站建筑物维护　　　　　2.10.1门窗维护项1　　　2.10.2建筑物屋顶清扫项1　　　2.11电站控制室、综合楼配电设备设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.11.1干式变压器台1　　　2.11.2柴油发电机台1　　　2.11.3环网柜台1　　　2.11.4低压配电柜台6　　　2.11.5洲头线塔排水装置套1　　　2.12仓库、油库设备巡检、维护、保养、消缺费用　　　　　2.12.1起重机台1　　　2.12.2仓库设备项1　　　2.12.3油灌个6　　　3其它专项　　　　　3.1消防系统项13.2动力及照明系统项1　3.3通风空调系统项1　3.4动力电缆项1　3.5控制电缆项1　3.6防雷接地系统项1　二年度检修费用　　　　　1东溪电站年度检修　　　1.1东溪电站1#机组年度（B级）检修项11.2东溪电站2#机组年度（C级）检修项11.3东溪电站调速器系统维护和调试台套22500050000固定价格1.4东溪电站公用系统年度检修项11.5东溪电站桥式起重机年度检修项1　　　1.6东溪电站门式起重机机年度检修台套2　　　1.7东溪电站清污机年度检修项1　　　1.8东溪变电站设备及变压器年度检修项1　　　2西溪电站年度检修台套　　　2.1西溪电站1#机组年度（B级）检修项12.2西溪电站2#机组年度（C）级检修项12.3西溪电站调速器系统维护和调试台套22500050000固定价格2.4西溪电站公用系统年度检修项12.5西溪电站桥式起重机年度检修项1　　　2.6西溪电站门式起重机机年度检修台套2　　　2.7西溪电站清污机年度检修项1　　　2.8西溪变电站设备及变压器年度检修项1　　　3其它3.1东、西溪电站电缆沟维护ｍ20003.2东、西溪电站各消防系统年度检修项1总 计（必须等于“投标总价”）　　　　　 第七章一般规定与规范7.1枢纽东、西溪电站概况韩江流域跨越闽西南和粤东地区（另有极少数部分在江西省）。流域总面积3.01万km2。潮州供水枢纽工程位于广东省东部潮州市韩江流域下游。潮州供水枢纽开发任务是合理调配东、西、北溪水资源，为城镇及工农业供水创造条件，兼顾发电、航运及改善水环境等综合利用。潮州供水枢纽位于韩江流域下游东、西溪河段内，坝址距潮州市约3.8km，坝址控制集水面积29084km2，潮安站多年平均降雨量1610mm，多年平均径流量251.7亿m3。水库正常蓄水位为10.5m。枢纽电站工程分东、西溪两电站进行建设，先建西溪电站，装机容量为2×14MW；后建东溪电站，装机容量为2×9MW，总装机容量为46MW，年发电量为20812万kWh。7.2电站自然条件7.2.1电站基本参数东溪西溪两溪（1）坝址控制集水面积29084km2（2）多年平均降雨量1610mm（3）多年平均气温21.4 ℃（4）多年月平均最高气温28.4℃（5）多年月平均最低气温13.2℃（6）极端最高气温39.6℃（7）极端最低气温-0.5℃（8）最高水温30℃（9）多年平均水温22.6℃（10）多年平均含沙量 0.29kg/m3（11）多年平均输沙量 686万t（12）多年平均流量 798m3/s（13）实测最大流量 13300m3/s（14）实测最小流量 33m3/s（15）多年平均迳流量 251.7亿m3（16）正常蓄水位 10.5m 上游校核洪水位（P=0.5％） 14.63m 上游校核洪水位（P=2％） 12.93m 下游校核洪水位（P=0.5％） 14.35m 下游校核洪水位（P=2％） 12.70m（17）最大净水头 7.13m7.98m（18）最小净水头 2.00m2.00m（19）平均净水头 5.36m6.42m（20）设计水头 4.80m5.74m（21）正常蓄水位相应库容 4900万m3（22）年发电量（万kW.h）7388 1342420812 （23）年利用小时（h）4104 4794 4449（24）保证出力（kW）2610 7100 9710（25）地震烈度 Ⅷ度7.3枢纽东、西溪电站布置7.3.1枢纽东、西溪电站总体布置型式枢纽东、西溪电站厂房分别布置在东、西溪河床上，变电站布置在厂房安装场外的下游侧，高程与安装场高程相近。7.3.2厂房布置和主要尺寸（1）东溪电站本电站为河床式厂房，总长53.0m，宽34.1m，厂内装有2台灯泡贯流式水轮发电机组，机组中心距为15m，安装场长度为22.0m，安装场与操作层同一高程。厂内设有一台80/20t电动双梁桥式起重机，跨度为17m，供机组安装和检修时使用。主厂房分为三层，操作层高程为11.10m，布置有调速器、油压装置和机旁盘；设备层高程为5.10m，布置各系统管路和设备，高、低压空气压缩机、储气罐和供水泵分别布置在安装场下面的供水泵室和压气机室；廊道层高程为-11.40m，布置有机组轴承回油箱、漏油箱和导水机构接力器。副厂房布置在主厂房下游侧，副厂房内布置有发电机电压设备、厂用电设备、二次设备室等。水轮机进水口设有检修闸门，出水口设有事故检修闸门。（2）西溪电站本电站为河床式厂房，总长58.0m，宽36.1m，厂内装有2台灯泡贯流式水轮发电机组，机组中心距为16m，安装场长度为24.0m，安装场与操作层同一高程。厂内设有一台100/32t电动双梁桥式起重机，跨度为18.5m，供机组安装和检修时使用。主厂房分为三层，操作层高程为10.80m，布置有调速器、油压装置和机旁盘；设备层高程为4.60m，布置各系统管路和设备，高、低压空气压缩机、储气罐和供水泵分别布置在安装场下面的供水泵室和压气机室；廊道层高程为-13.20m，布置有机组轴承回油箱、漏油箱和导水机构接力器。副厂房布置在主厂房下游侧，副厂房内布置有发电机电压设备、厂用电设备、二次设备室等。水轮机进水口设有检修闸门，出水口设有事故检修闸门。7.3.3变电站东溪、西溪两电站的110kV变电站均各自布置在副厂房端头外的下游侧。变压器与110kVGIS设备同层布置，地面高程分别为▽11m和10.8m；变压器户外布置，GIS设备室内布置。室内设5t吊车。东溪变电站占地为长34m×宽10m，由三部分组成，其中主变场长10m×宽10m，GIS室长13m×宽10m，出线设备场长11m×宽10m，110kV线路为架空出线。西溪变电站占地为长30m×宽10m，由三部分组成，其中主变场长10m×宽10m，GIS室长15m×宽10m，出线设备场长11m×宽10m，110kV出线为高压干式电缆出线。东溪、西溪两变电站的主变6.3kV进线均为共箱母线型式。7.3.4枢纽东、西溪电站中央控制室枢纽东、西溪电站中央控制室、计算机室等在枢纽综合调度中心办公大楼内。7.3.5电气主接线东溪电站主接线：2台发电机组6.3kV侧与1台25000KVA的主变组成扩大单元接线，发电机出口及主变低压侧均设有断路器；110kV侧为变压器—线路组接线型式出线，设有断路器。6.3kV发电机母线还接有2台厂变41TA、42TA及一台坝区变61TA等回路，并还有1 个回路用作与西溪电站的联络线。西溪电站主接线与东溪电站相同，仅6.3kV发电机母线上多一回，作管理生活区变压器电源用。7.3.6电站控制方式东溪电站、西溪电站控制方式采用分层分布式的计算机监控系统，以计算机控制为主，简化常规控制为辅；枢纽东、西溪电站监控系统由集控调度中心计算机集控子系统、东溪电站计算机集控子系统和西溪电站计算机集控子系统组成。整个计算机集控系统分为三层：调度中心层、电站主控层和电站现地控制单元层。控制的优先权为：电站现地监控单元层最优，集控调度中心调度层次之，电站主控层与集控调度中心调度层平级，以注册密码确定进入优先权。在综合办公大楼里的调度中心设调度中心层，采用客户机/服务器系统，设备如下：1套电站数据服务器、2套互为冗余的操作员工作站、1套网管服务器、1套工程师/培训工作站、1套通讯工作站，2套中心交换机，1块信号返回屏（内嵌入两块等离子电视）及UPS电源和网络打印机；在西溪电站和东溪电站各设置电站主控层，设备如下：1套操作员工作站和打印机，布置在电站副厂房的计算机工业电视室；变电站及全厂共用设备现地控制单元（公用LCU）设在电站副厂房的二次设备室，主厂房操作层各机组旁设有相应机组现地控制单元（机组LCU）。通过计算机监控系统可实现东西溪电站各机组、主变压器、厂用变压器、110kV线路等的开关控制，能完成机组的启停、自动同期并列和工况转换，能实现机组电压（无功）和频率（有功）的调节，并实现机组的电压、电流、频率和水力机械故障信号等电量及非电量的监视。对高压气机、低压气机系统、技术供水泵、高压油泵、润滑油泵、渗漏排水泵、消防水泵等设备，设有现地PLC控制箱，可实现现地手动/自动控制，不设远方集中控制，并通过通信口将各种信号传至计算机监控系统；漏油泵和检修水泵设现地常规控制箱。计算机监控系统与水情测报系统设有接口，能根据水情测报系统的上游来水流量的要求自动实现两电站机组的发电量控制。7.4主要机电设备7.4.1灯泡贯流式水轮机及其附属设备7.4.1.1东溪水电站（2台机，以下设备为2台套）（1）GZXX-WP-540，单机额定出力为9375kW，最大水头7.13m，额定水头4.8m，最小水头2m，额定转速83.3r/min，额定流量219.5m3/s。（2）可编程控制并联PID调节规律双调节水轮机调速器，主配压阀直径为50mm。（3）压力6.3MPa，2.5m3油压装置。7.4.1.2西溪水电站（2台机，以下设备为2台套）（1）GZXX-WP-600，单机额定出力为14508kW，最大水头7.98m，额定水头5.74m，额定转速78.9r/min，额定流量283.13m3/s。（2）可编程控制并联PID调节规律双调节水轮机调速器，主配压阀直径为80mm。（3）压力6.3MPa，4.0m3油压装置。7.4.2灯泡贯流式水轮发电机及其附属设备东溪电站SFWG9000-76/6010型灯泡贯流水轮发电机，共两套。单机额定出力9MW，额定转速83.3r/min。西溪电站SFWG14-76/6670型灯泡贯流水轮发电机，共两套。单机额定出力14MW，额定转速78.9r/min。7.4.3变压器东溪水电站SF9-25000/110 110/6.3kV主变压器1台800kVA 6.3/0.4kV干式变压器2台西溪水电站SF9-31500/110 110/6.3kV主变压器1台500kVA 6.3/0.4kV干式变压器2台拦河闸250kVA 6.3/0.4kV干式变压器2台生活区250kVA 6.3/0.4kV干式变压器1台7.4.4起重设备（1） 起重量为80/20t电动双梁桥式起重机1台，跨度为17.0m（东溪电站）。（2） 起重量为100/32t电动双梁桥式起重机1台，跨度为18.5m（西溪电站）。（3） 机电仓库桥式起重机1台。7.4.5励磁设备微机可控硅励磁装置4套。7.5本合同包含的主要承包工程安装项目广东省潮州供水枢纽东、西溪电站所有机电设备（计算机监控除外）巡检、维护、保养、消缺及年度检修，均属本次招标范围。主要有以下项目：一、枢纽东、西溪电站设备维护专项（一）东、西溪电站机组巡检、维护、保养、消缺；（二）东、西溪电站辅助设备巡检、维护、保养、消缺；（三）东、西溪电站厂内电气设备巡检、维护、保养、消缺；（四）东、西溪电站二次设备巡检、维护、保养、消缺；（五）东、西溪变电站巡检、维护、保养、消缺；（六）东、西溪电站桥机巡检、维护、保养、消缺；（七）东、西溪电站门机巡检、维护、保养、消缺；（八）东、西溪电站闸门巡检、维护、保养、消缺；（九）东、西溪电站清污机巡检、维护、保养、消缺；（十）东、西溪电站消防系统巡检、维护、保养、消缺；（十一）东、西溪电站通风、照明、空调等系统巡检、维护、保养、消缺；（十二）东、西溪电站控制室、仓库、油库设备、配电房等电站生产辅助设施、设备巡检、维护、保养、消缺。二、枢纽东、西溪电站设备检修专项（一）东溪电站1＃机组年度（B级）检修；（二）东溪电站2＃机组年度（C级）检修；（三）西溪电站1＃机组年度（B级）检修；（四）西溪电站2＃机组年度（C级）检修；（五）东、西溪电站主变及变压器年度检修；（六）东、西溪电站桥式起重机、进尾水门机、清污机年度检修；（七）东、西溪电站公用系统年度检修；（八）东、西溪电站各消防系统的年度维修。7.6技术标准和规范承包人在执行本合同时，全部机电设备安装工作的检查、施工安装、调整、试验、验收应遵照水利电力部和国家基本建设委员会的所有现行的技术规范、规程、标准执行。本合同必须遵照执行的现行技术规范主要有（但不局限于这些，发包人可以增添新颁发的技术规范、规程、标准）：（1）水轮发电机基本技术条件GB7894-87；（2）电力建设施工及验收技术规范（水轮发电机组篇）SDJ81-79；（3）水轮机基本技术条件GB/T15468-1995；（4）水轮机调速器与油压装置技术条件GB/T9652.1-1997；（5）水轮机调速器与油压装置试验验收规程GB/T9652.2-1997；（6）水轮发电机组安装技术规范GB8564-88；（7）灯泡式水轮发电机基本技术条件JB/T7071-93；（8）水轮机通流部件技术条件GB/T10969-1996；（9）水轮发电机组设备出厂检验一般规定DL443-91；（10）电力建设施工及验收技术规范DL5031-94；（11）灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则DL/T5038-94；（12）电力建设施工及验收技术规范（管道篇）DJ56-79；（13）水电厂计算机监控系统基本技术条件DL/T578-95；（14）电力建设安全工作规程SDJ63-82；（15）电力建设施工及验收技术规范（热工仪表及控制装置篇）SDJ279-90；（16）电力建设施工及验收技术规范（金属焊缝射线检验篇）SDJ60-79；（17）现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范SDJ236-82；（18）电力变压器GB1094.1~2-97、GB1094.3~5-85；（19）旋转电机基本技术要求GB755-87；（20）大中型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件GB11805-89；（21）大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92；（22）大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装验收规程DL490-92；（23）大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置运行、检修规程DL491-92；（24）电压互感器GB1207-1997；（25）电流互感器GB1208-1997；（26）电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147-90；（27）电气装置安装工程施工及验收规范GB50254~50259-96；（28）三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB6451-1995；（29）电力变压器、电抗器、互感器施工及验收规范GBJ148-90；（30）通风与空调工程施工及验收规范GBJ243-82。（31）电气建设施工及验收技术规范 （水轮发电机组篇）SDJ81（32）电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150；（33）电气装置安装工程电缆线路、接地装置、旋转电机施工及验收规范GB50168～170；（34）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；（35）交流高压断路器订货技术条件DL402；（36）交流高压隔离开关技术条件SD201；（37）3~500kV交流电力系统金属氧化物避雷器技术条件SD176；（38）干式电力变压器选用、验收、运行及巡检、维护规程CECS115（39）交流电气装置的接地DL/T621（40）母线装置施工及验收规范GBJ149-90（41）气体绝缘金属封闭开关设备技术条件、现场交接试验规程DL/T617～618（42）气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则DL/T555（43）气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则DL/T728（44）封闭母线ZBK11001（45）钢制电缆桥架工程设计规范CECS31（46）现场绝缘试验实施导则DL474.1~6；（47）碳钢焊条GB/T5117；（48）低合金钢焊条GB/T5118；（49）不锈钢焊条GB983；（50）机械设备安装工程施工及验收规范TJ231；（51）电力建设施工及验收技术规范SDJ279；（52）压力钢管制造安装及验收规范DL5017；（53）通用桥式起重机技术条件JB1036；（54）水利电力建设用起重机试验方法DL454；（55）水工金属结构焊接通用技术条件SL36；（56）起重设备安装工程施工及验收规范GB50278-98；（57）电气装置安装工程起重机电气装置施工及验收规范GB50256-96；（58）钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分析GB11345-89；（59）涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 GB8923-88；（60）钢熔化焊接接头射线照相和质量分级 GB3323-87；（61）钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规程 JGJ82-91；（62）水工金属结构防腐蚀规范 SL105-95；（63）水利水电工程启闭机制造、安装及验收规范 DL/T5019-94；（64）电力建设施工及验收规范TJ231（五）-78；（65） 灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程 DL/T 827-2002.发包人可以增添新颁发的技术规程、规范及标准和认为必须的其他规程、规范及标准。 第八章专项技术条款8.1 设备巡视检查8.1.1基本要求：东、西溪电站各需一名以上机电专业人员，从事机电专业工作3年以上，并通过考核合格后，按发包人规定的时间和要求完成巡视工作，并配合电厂值班人员操作。8.1.2巡视内容及要求：8.1.2.1巡视人员应严格按规定的巡检内容和运行规程的要求进行设备巡回检查。原则上应按规定的路线进行设备的巡回检查。8.1.2.2在检查过程中应严格遵守安全规程，防止误碰设备，误入间隔；8.1.2.3巡检应由两人同时进行，也可由有单独巡视设备权的个人进行；8.1.2.4若在检查中发现设备异常，应及时通知运行当值值长；若遇紧急情况可立即采取必要措施，并做好汇报和记录工作；8.1.2.5在巡检过程中遇有事故发生时，应听从运行当值值长指挥，进行事故处理；8.1.2.6发现设备缺陷，应按管理处《设备缺陷管理制度》规定，通知有关部门安排处理；8.1.2.7设备巡视必须认真细致，一丝不苟，要做到“六到一不漏”，即：该去到的地方要去到；该看到的地方要看到；该摸到的地方要摸到；该闻到的地方要闻到；该分析的设备要分析到；该按规定要做到的要做到；不漏掉任何一项缺陷；8.1.2.8对于本值或上一值操作过的设备，要作一次全面的重点检查，发现问题及时处理；8.1.2.9有下列情况之一时应增加机动性检查；（1）设备存在较大缺陷或出现异常；（2）新投运的设备或技改后投运的设备；（3）设备在大修后投产3天内，小修后投产1天内，缺陷处理后当天及次日；（4）正在进行大型试验或特殊试验的设备；（5）天气条件恶劣，如雷雨、风暴、冰雹、冰雪、洪水等天气；（6）其他特殊工况。8.2 设备巡检、维护、保养、消缺按各设备维护内容及周期对设备进行定期检查、维护、保养，对存在的缺陷及时处理。8.2.1东溪电站机组巡检、维护、保养、消缺8.2.1.1水轮机及其附属设备数量：2台主要参数：名称单 位东溪水电站西溪水电站额定功率MW9.3814.51额定水头M4.805.74额定流量m3/s221.0282.8额定转速r/min83.378.95飞逸转速（非协联工况）r/min281268最大功率MW9.9515.38最大水头m7.137.98允许吸出高度m-5.2–6.2最大正向水推力KN14602010最大反向水推力KN21902990机组中心线高程m-2.9–4.7活动导叶数个1616导叶转角范围0~80°0~80°转轮直径mm54006000轮叶数片33轮叶转角范围5~40°5~40°轮叶接力器形式活塞式（缸动活塞不动）维护内容及周期：序号内容周期1导水机构拐臂压紧螺栓扭矩检查1次/半月2导水机构调速环连杆球轴承、偏心销外观检查1次/半月3导水机构锁定装置及导叶反馈装置检查、处理1次/半月4机组转轮室法兰、组合缝伸缩节漏水及螺栓紧固性检查1次/半月5内外配水环法兰、组合缝螺栓紧固性检查及导叶安全连杆变形情况和紧固螺栓检查1次/半月6导叶接力器及行程开关检查1次/半月7水力测量系统检查及维护1次/半月8水轮机导叶轴套密封检查及处理1次/半月9水轮机主轴密封检查1次/半月10空气围带的检查1次/半月8.2.1.2发电机及其附属设备数量：2台主要参数：序号项目单位东溪水电站西溪水电站（1）型号SFWG9000-72/6010SFWG14-76/6670（2）额定容量MVA1015.56（3）额定功率MW914（4）额定功率因数0.90.9（5）额定电压kV6.36.3（6）额定电流A9161426（7）额定转速r/min83.378.9a励磁方式静止可控硅静止可控硅b额定负荷时励磁电压V140170c额定负荷时励磁电流A800880维护内容及周期：序号内容周期1检查并处理通风道和挡风板密封情况，紧固螺栓无松动1次/半月2转子滑环、碳刷检查1次/半月3组合轴承及受油器外观检查及清扫1次/周4检查除潮器、冷却器及管路、阀门工作正常、无渗漏1次/月5定期清理集电环碳污1次/月6检查定子排水管是否畅通1次/季7发电机转动部分联接螺栓、挡风板螺栓的检查及紧固1次/季8.2.1.3调速器、油压装置及管路数量：2套主要参数：调速器参数型号NEYRPIC 1500导叶接力器全关行程时间第一段5s100%～30%行程第二段10s 30%～0%行程导叶接力器全开行程时间20s永态转差系数调整范围0～10%暂态转差系数调整范围5%～100%积分时间常数调整范围0.1～20s微分时间常数调整范围0.001～5s油压装置西溪电站东溪电站压力油罐容积4.0m32.5m3调速器油箱容积10 m38 m3操作油牌号L-TSA46#汽轮机油L-TSA46#汽轮机油工作油压6.3MPa6.3MPa油泵螺杆泵螺杆泵型号3G60X6G3G60X6G容量3.75L/S3.75L/S台数44电动机额定功率37KW37KW操作电源AC220V,50Hz/DC220V/DC48VAC220V,50Hz/DC220V/DC48V整定值调速器回油箱过低报警、停机正常LP1LP2220mm650mm压力油罐过高报警补气高油位主用泵停泵备用泵停泵主用泵启动正常备用泵启动低报警、停机过低报警（检测）过低报警（保障）ND DAPNDEPiDBDDNANC1NC2事故低压报警正常低压报警正常PA、PBPY、PZ5.04MPa6.15MPa6.30MPa维护内容及周期：序号内容周期1检查并处理电调柜上各指示仪表、指示灯指示正确，各位置转换开关位置正确。1次/周2检查并处理电调柜内元器件运行正常，接线无松动，柜内无灰尘。1次/周3检查并处理油压装置控制柜上各仪表、指示灯指示正确，各位置转换开关位置与实际位置一致。1次/周4检查并处理油压装置控制柜内元器件运行正常，接线无松动，柜内无灰尘。1次/周5检查并处理轴电流、振动装置柜各元器件工作正常。1次/周6检查并处理压力油罐上压力传感器、油位计正常，管路、阀们、连接法兰等无渗漏；补气装置工作正常，无渗漏。1次/周7检查并处理调速器油箱油位在正常工作范围。1次/周8检查并处理调速器油箱上电液转换器和主配压阀运行正常，油泵启停、运行无异常；空载阀、感压阀以及安全阀动作正常。1次/周9检查油压设备油量，必要时补充新油1次/周10定期清洗和切换调速器过滤器1次/月11检查并处理调速器油箱和压力油罐外部连接管路、阀门、法兰无渗漏。1次/周12检查并处理导叶和桨叶接力器无抽动、无漏油，回复机构传动机构无松动和发卡现象，机构工作正常。1次/周13定期检查并处理调速系统设备及周围环境的清洁。1次/周14调速器液压油油质检测1次/季度15操作、控制油管路空气检查及排气处理（根据实际运行情况进行）8.2.1.4励磁系统数量：2套主要参数：项目单位东溪水电站西溪水电站励磁系统励磁变压器型式：环氧浇注干式环氧浇注干式额定容量：kVA400500额定电压：V高压侧：V63006300低压侧：V280330绝缘等级：FF耐压水平（工频）：kV3535耐压水平（冲击）：kV7575外形尺寸（长×宽×高）：m1600?1250?18001600?1250?1800重量：kg15301680励磁功率柜晶闸管元件规格：DCR 2600V/990ADCR2600V/990A晶闸管整流桥型式：三相全控桥三相全控桥每支臂晶闸管元件串联数：11每支臂晶闸管元件并联数：22整流桥支臂上限流熔断器型号和规格：RSH 1100A/800VRSH 1100A/800V交流进线开关型号：HD17-1000A/3108（HD11-1000A/38）HD17-1000A/3108（HD11-1000A/38）直流出线开关型号：HD17-1000/2108HD17-1000/2108直流出线分流器或电流互感器型号和规格：FL29-1000AFL29-1000A交直流出线电缆型号和规格：ZR-VV-185ZR-VV-185外形尺寸：800?800?2260800?800?2260柜子数量：个22冷却方式：强迫风冷强迫风冷重量：Kg500500励磁调节器柜调节器型式：双通道工控机双通道工控机调节器调节方式：PIDPID调节器给定方式：开关量开关量触发器类型：数字触发数字触发调节器通信方式：串行通讯串行通讯调节器电源电压：交直流220V交直流220V微机数字型/微机模拟型/模拟型：微机数字型微机数字型对外通信协议标准：MODBUSMODBUS通信接口型式：RS485RS485自诊断及故障恢复能力：看门狗看门狗灭磁柜灭磁型式：非线性电阻非线性电阻磁场断路器型号：E1B/E-1250E1B/E-1250磁场断路器操作电压：DC220VDC220V磁场断路器合闸电流：2A2A磁场断路器分闸电流：1A1A非线性电阻型式：ZnOZnO非线性电阻总能容量：0.8MJ1.2MJ直流出线分流器或直流电流互感器型号和规格：FL29-1500AFL29-1500A转子过电压保护型式：非线性电阻非线性电阻励磁系统冷却冷却方式：强迫风冷强迫风冷冷却风机个数：22冷却风机功率：370W370W冷却风机电源电压：AC380VAC380V噪音标准：dB7575整个励磁系统发热量（不包括转子）6KW8KW维护内容及周期：序号内容周期1检查并处理励磁柜各表计指示正常，信号显示与实际工况相符1次/周2检查各有关励磁设备元器件，应在运行对应位置1次/周3检查各整流功率柜运行状况及均流情况1次/周4检查各电磁部件无异声及过热现象1次/周5检查各通流部件的接点、导线及元器件无过热现象，各熔断器无异常1次/周6检查各机械部件位置正确，接触点接触良好，无过热现象，挂钩挂好，各部螺栓、销钉连接良好1次/周7检查并处理通风用元器件、冷却系统工作是否正常1次/周8检查励磁装置的工作电源、备用电源、起励电源、操作电源等应正常可靠，并能按规定要求投入或自动切换1次/周9检查励磁调节器面板无报警，通道运行正常，通讯完好。1次/周10定期对励磁柜进行清扫，保持柜内清洁。1次/周8.2.2东溪电站辅助设备巡检、维护、保养、消缺8.2.2.1技术供水及消防供水系统数量：1套主要参数：水泵型号与规格名 称型 号流量（m3/h）扬程（m）轴功率（KW）数量（台）技术供水泵IS150－125－315A18728226滤水器型号与规格名 称型 号全称通径（mm）过滤程度（mm）公称压力（MPa）数量（台）总供水系统DLS－250250514主轴密封1级过滤ZLSH/G－25II250.114主轴密封2级过滤WUBH-A250×100PP250.11.68消防水泵及滤水器型号与规格名 称型 号流量（m3/h）扬程（m）轴功率（KW）数量（台）消防水泵IS100－65－20010050222名 称型 号全称通径（mm）过滤程度（mm）公称压力（MPa）数量（台）滤水器SDL－100100511整定值技术集水池水位1号主泵启动2号主泵启动备用泵启动1号主泵停止2号主泵、备用泵停止溢流160m32西溪▽18.6m▽18.3m▽18.0m▽20.4m▽20.2m▽20.7m东溪▽20.2m▽18.9m▽18.3m▽21.1m▽20.8m▽21.4m维护内容及周期：序号内容周期1检查电动机的电流不得超过额定值，无异常响声及过热1次/周2定期检查水泵轴承油位、油色正常、无漏油。1次/周3检查并处理水泵盘根无异常漏水现象，盘根压盘与转动部分无磨擦1次/周4检查并处理电动机及水泵地脚螺丝无松动1次/周5检查并处理电气设备及自动装置完好，水泵按水位自动启停正常。1次/周6检查并清洗主轴密封过滤器1次/周7检查并处理供水管路上的压力表计、示流信号器工作正常。1次/周8检查并处理管路、阀门、连接法兰面等无渗漏。1次/周9检查并处理反冲洗过滤器保持工作正常。1次/周8.2.2.2厂内、厂外排水系统数量：1套主要参数：名 称型 号流量（m3/h）扬程（m）轴功率（KW）数量（台）厂内检修水泵IS200－150－31540032552厂外排水泵WQZ70－10－4701041渗漏水泵150WWY200－30－3720030372整定值渗漏集水井水位高报警主泵启动备用泵启动停泵数量西溪▽-14.2m▽-14.9m▽-14.4m▽-16.1m2东溪▽-12.1m▽-12.3m▽-12.8m▽-14.0m维护内容及周期：（同8.2.2.1）8.2.2.3低压压缩空气系统数量：1套主要参数：低压气机2台，型号GA22P－8.5，功率22；低压气罐2个。维护内容及周期：序号内容周期1检查油位1次/天2检查显示屏读数1次/天3检查加载中是否有冷凝液排出1次/天4检查空气过滤器保养指示器1次/天5更换油和油过滤器1次/1000h6检查冷却器冷凝器，必要时清洗1次/季度7拆出并检查空气过滤器滤芯1次/季度8检查压力和温度的读数1次/4000h9执行指示灯和显示屏的测试1次/4000h10检查可能的空气泄漏1次/4000h11更换空气过滤器芯1次/4000h12拆下并清洗气水分离器的浮球阀1次/4000h13测试温度故障停机功能1次/4000h14检查安全阀1次/4000h15更换油气分离器1次/8000h8.2.2.4高压压缩空气系统数量：1套主要参数：高压气机2台，型号15T2，压力7MP，功率11；高压气罐1个；中压气罐1个。维护内容及周期：序号内容周期1检查高压气机的曲轴箱油位1次/天2手动排放储气罐冷凝水1次/天3检查高压气机以及仪表运行时有无异常噪声和震动1次/天4检查中压气补气阀是否良好1次/天5检查和清洁压缩机进气消声滤清器1次/月6检查压缩机的油是否变质（必要时进行更换）1次/月7清洁压缩机的中间冷却器外部1次/月8手动操作一次压缩机安全阀1次/月9清洁压缩机气缸冷却翅片1次/月10检查V型皮带张紧情况1次/月11清洁电动机外部情况1次/月12清洁后冷却器外部情况1次/月13操作一次储气罐安全阀1次/月14检查或拧紧所有的螺栓1次/月15检查储气罐空气泄漏情况1次/月16润滑压缩机自动排水阀活塞O形环1次/季度17检查压缩机低油位开关是否损坏1次/季度18更换压缩机曲轴箱内润滑油1次/3季度19检查、清洁或者更换压缩机气阀1次/年20检查和润滑电动机轴承1次/年21清洁后冷却器内部情况1次/年22油箱定期排冷凝水8.2.2.5润滑油系统数量：1套主要参数：油泵型号与规格名 称型号流量工作压力（MPa）轴功率（KW）数量（台）润滑油泵3G70×3C2－Y200L－4V1366.67L/min1.6304高压顶起油泵Y132M2－6V19.12L/min205.54漏油泵NHGH－6MT7.2 m3/h0.97.52设备名称设备整定值容积数量轮毂高位油箱过低报警、停机正常0.6m32LO1LO2220mm450mm轴承高位油箱过低报警、停机备用泵启动备用泵停止2.5m32LN1LN2LN31000mm1200mm1400mm轴承润滑油箱过低、停机、停泵正常2LM1LM2360 mm500 mm漏油箱泵停止泵启动高报警1.0m32LL1LL2LL3维护内容及周期：序号内容周期1轴承油过滤器检查维护1次/周2高压油泵电机联轴器、轴承检查、维护1次/半月3高压油路过滤器检查维护1次/半月4检查各管路接头渗漏情况，并处理好渗漏点1次/周5各轴承油泵及电机外观的检查1次/周6油泵电机绝缘电阻测量1次/周7高压油顶起功能检查1次/周8主供油电动球阀功能检查1次/周9示流器检查1次/周10高低位油箱油位计检查、维护1次/周11油箱加热器和温控器检查、维护1次/周12润滑油油质检测1次/季度8.2.3东溪电站厂内电气设备巡检、维护、保养、消缺8.2.3.1高压开关柜数量：14面主要参数：序号项 目10KV高压断路器0.4kV低压断路器1型式和型号VB2-12/T-3150-40-GE-ZVB2-12/T-2500-40-GE-ZVB2-12/T-1250-40-GE-ZVB2-12/T-630-25-GE-ZF1S2额定电压 （kV）121212120.383额定电流 （A）3150250012506301600，800序号项 目10KV高压组合电器10KV FUR装置负荷开关熔断器限流熔断器FU氧化锌电阻FR1型式和型号SFG-12XRNT-122额定电压 （kV）1212126.3维护内容及周期：序号内容周期1定期检查处理保持开关操作正常1次/周2检查各馈线保护装置工作正常，谐振装置工作正常。1次/周3检查各开关柜加热器工作正常，各电源开关、控制开关位置正常1次/周4检查各开关柜仪表指示无异常。1次/周8.2.3.2低压配电柜数量：11面主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1定期检查处理保持开关操作正常1次/周2检查各馈线保护装置工作正常，谐振装置工作正常。1次/周3检查各开关柜加热器工作正常，各电源开关、控制开关位置正常1次/周4检查各开关柜仪表指示无异常。1次/周8.2.3.3干式变压器数量：2台主要参数：SCB9-800/6（西溪为SCB9-500/6）维护内容及周期：序号内容周期1高低压引线接触是否良好，无发热变色，支持瓶无裂缝或歪斜1次/周2中性点及外壳接地是否良好1次/周3三相电压、负荷电流是否正常1次/周4电缆头引线有无过热，烧焦现象1次/周8.2.3.4 坝区柴油发电机数量：1台。主要参数：200KW维护内容及周期：序号内容周期1定期检查柴油机机油油位保持在正常范围，并定期进行更换机油1次/月2定期检查柴油并根据需要及时补充柴油。1次/月3定期检查冷却水并及时进行补充到正常位置。1次/月4检查燃油位、润滑油位和水位 1次/月5检查并处理燃油滤清器 1次/月6 检查并处理空气滤清器清洁指示器 1次/月7检查并处理启动蓄电池1次/月8检查并处理V型皮带张紧力1次/月8.2.3.5坝区配电房环网柜数量：1台。主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1定期检查处理保持开关操作正常1次/周2检查保护装置工作正常1次/周3检查各电源开关、控制开关位置正常1次/周4检查各开关柜仪表指示无异常。1次/周8.2.3.6坝区配电房干式变压器数量：1台。主要参数：S9-250KVA维护内容及周期：（同8.2.3.3）8.2.3.7 低压配电柜数量：4面。主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1定期检查处理保持开关操作正常1次/周2检查保护装置工作正常1次/周3检查各电源开关、控制开关位置正常1次/周4检查各开关柜仪表指示无异常。1次/周8.2.4东溪电站二次设备巡检、维护、保养、消缺8.2.4.1发电机保护屏数量：1块主要参数：RCS-985R+RCS-985S维护内容及周期：序号内容周期1检查各保护装置、保护控制回路电源正常，装置工作正常。1次/周2检查各保护装置上信号指示正常，各保护压板位置正确。1次/周3检查各保护屏柜内接线无松动。屏柜接地牢固。1次/周4检查屏柜内打印机工作正常。1次/周8.2.4.2主变压器保护屏数量：1块主要参数：RCS-9671Ⅱ+RCS-9681Ⅱ+RCS-9682Ⅱ+RCS-9661Ⅱ维护内容及周期：（同8.2.4.1）8.2.4.3110KV线路保护屏数量：1块主要参数：RCS-941AⅡ维护内容及周期：（同8.2.4.1）8.2.4.4东、西溪6.3KV联络线路保护屏数量：1块主要参数：RCS-9611Ⅱ维护内容及周期：（同8.2.4.1）8.2.4.5电度表屏数量：1块主要参数：维护内容及周期：（同8.2.4.1）8.2.4.6 220V直流系统数量：1套主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1检查并处理绝缘监测装置无报警,工作正常。1次/周2检查直流系统各馈线开关位置与要求位置相符。1次/周3检查并处理充电模块工作正常，参数指示正常。电源开关位置正常。1次/周4检查直流母线、蓄电池电压、电流显示正常，绝缘电阻正常范围，无绝缘降低和接地故障报警。1次/周5检查自动调压装置和手动调压工作正常，冷却风扇工作正常。1次/周6检查各部接头无过热、发红现象1次/周7检查电池巡检装置工作正常，各熔断器完好。柜内接线无松动。1次/周8检查蓄电池无漏液;壳、盖无裂纹或变形;电压、温度无异常。1次/周9检查连接导线牢固，有松动的连接导线必须及时拧紧至规定的扭矩值1次/周8.2.4.7机组测温屏数量：2块主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1检查并处理盘柜后各熔丝、电源开关、接线端子等紧固无松动，各继电器触点正常，无抖动、烧毛或黏结现象，各端子无松动脱落1次/周2检查柜面开关位置正确、仪表指示正常。1次/周3检查各保护压板投切位置正确，，测温系统完好，各温度值在正常范围，通讯正常。1次/周4检查各动力电源开关和空气开关位置正确，机组电压、电流、有功功率、无功功率指示在正常范围内1次/周5检查制动系统各阀门位置正确，气压正常，整个系统无漏气现象，空气电磁阀和电触点压力表工作正常1次/周6定期对盘柜进行清扫，保持柜内清洁。1次/周8.2.5东溪变电站巡检、维护、保养、消缺8.2.5.1主变压器及中性点设备数量：1台主要参数：项 目 序号东溪电站西溪电站名称1＃主变2＃主变变压器型号S9-25000/110S9-31500/110额定容量（kVA）2500031500额定电压有效值（kV）高压侧121121低压侧6.36.3高压中性点6363额定频率（Hz）5050最高运行电压（kV）高压侧126126低压侧6.96.9分接头分接头范围±2×2.5%±2×2.5%阻抗电压10.5%10.5%连接组别YNd11YNd11冷却方式ONANONAN中性点接地方式高压侧经隔离开关接地经隔离开关接地低压侧不接地不接地整定值满负载运行时的温升 （K）东溪西溪绕组6060顶层油5050铁芯8585油箱及结构表面7575变压器油报警温度（℃）8080分接开关油报警温度 （℃）//绕组报警温度 （℃）8585维护内容及周期：序号内容周期1定期检查油面温度,油位变化,储油柜有无冒油或油位下降现象1次/天2定期查看、视听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音。1次/天3测量铁芯接地电流，反映铁芯接地情况，避免瞬间开路1次/天4定期检查套管各相油位在正常范围内，套管引线、接头有无过热现象。1次/周5定期检查检查净油器,吸湿器内硅胶受潮率达60%时应更换1次/月6定期检查继电器保护（气体继电器、压力释放阀等）和差动保护接点回路，接线是否松动、牢靠、接线端子电缆有无发热老化现象1次/月7检查装配螺栓是否松动，密封衬垫有无老化及渗漏油情况，各阀门、套管接合面有无漏油1次/周8套管应清洁，无破损、裂纹、放电痕迹1次/周9主变围栏内杂草清理1次/月8.2.5.2 110KV GIS组合电器数量：1台主要参数：ZF10-126维护内容及周期：序号内容周期1定期检查各气室SF6气体压力是否正常1次/周2检查断路器、隔离开关和接地刀闸的分合指针、指示灯与实际相一致1次/周3检查有无异常声音或气味产生1次/周4检查接线端子有无过热变色1次/月5检查瓷套有无开裂、破坏情况1次/月6检查接地或支架是否有生锈或损伤1次/月7引线连接部位无过热现象,引线弛度适中1次/月8检查和修理达到规定操作次数的滑动接触导电部件，更换磨损和烧蚀触头1次/月9操作机构箱和控制柜内有无受潮、生锈和脏污1次/月8.2.5.3 110KV T接点设备数量：1组主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1检查隔离开关、接地刀闸位置与要求位置相符。1次/周2避雷器引下线接地完好。1次/月3T接线引线检查，若发现导线有松动、摇摆、过热及放电等异常现象应及时进行处理，消除故障。1次/月4支持绝缘子完好。1次/月5T接平台内杂草清理1次/月8.2.5.4110KV户外避雷器数量：1组主要参数：CR11－MH25维护内容及周期：序号内容周期1定期进行外观检查，重点是螺栓、螺母是否松动等1次/月2检查避雷器监测器1次/月3定期检查并处理引线及接地良好，瓷套无破损、裂纹和闪络现象，无放电声、振动现象1次/月4检查避雷器是否倾斜，紧固件是否松动1次/月5定期检查放电计数器是否完好，指示数据是否正确。根据运行监视仪电流值，判断避雷器是否正常运行1次/月6雷电或事故后，检查避雷器放电动作次数并做好记录　8.2.6 东溪电站桥机巡检、维护、保养、消缺8.2.6.1桥机设备及附属设备数量：1台主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1各电机轴承润滑1次/月2减速机润滑1次/月3各齿轮润滑1次/月4连轴器润滑1次/月5各轴承润滑1次/月6行走车轮润滑1次/月7钢丝绳润滑1次/月8车轮维护1次/周9轨道维护1次/周10各滑轮维护1次/周11卷筒维护1次/月12减速机维护1次/月13联轴器维护1次/月14制动器维护1次/周15钢丝绳的维护1次/周16缓冲器的维护1次/月17启闭机各传动机构检查1次/周18行程开关维护1次/周19启闭机各部防锈处理1次/季20各紧固件的松动情况检查1次/周21各干式润滑点的维护1次/月22夹轨器的维护1次/月23限位器1次/月24各电源、各接触器触点、继电器和操作回路的检查1次/周25各控制柜维护1次/月26电气回路绝缘电阻测量1次/季27照明1次/周28滑触线检查1次/月29对各控制柜各模块进行清洁1次/季30电动机绝缘测量1次/季31主、副勾维护1次/季8.2.7 东溪电站门机巡检、维护、保养、消缺8.2.7.1门机设备及附属设备数量：2台主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1各电机轴承润滑1次/月2减速机润滑1次/月3各齿轮润滑1次/月4连轴器润滑1次/月5各轴承润滑1次/月6行走车轮润滑1次/月7钢丝绳润滑1次/月8车轮维护1次/周9轨道维护1次/周10各滑轮维护1次/周11卷筒维护1次/月12减速机维护1次/月13联轴器维护1次/月14制动器维护1次/周15钢丝绳的维护1次/周16缓冲器的维护1次/月17启闭机各传动机构检查1次/周18行程开关维护1次/周19启闭机各部防锈处理1次/月20各紧固件的松动情况检查1次/周21各干式润滑点的维护1次/月22各阀件清洗1次/月23夹轨器的维护1次/月24限位器1次/周25各电源、各接触器触点、继电器和操作回路的检查1次/月26各控制柜维护1次/月27电气回路绝缘电阻测量1次/周28照明1次/月29滑触线检查1次/月30对各控制柜各模块进行清洁1次/月31电动机绝缘测量1次/月32穿销的测试维护1次/月33闸门平衡调整1次/月34闸门清洁1次/月35闸门滑轮维护1次/月36闸门密封检查1次/月37机械部分焊缝检查1次/月38联动试验1次/月8.2.8 东溪电站闸门巡检、维护、保养、消缺8.2.8.1进水口检修闸门及埋件数量：2扇主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1工作闸门平衡调整1次/月2工作闸门清洁1次/月3工作闸门焊缝检查1次/月4工作闸门滑轮维护1次/月5工作闸门密封检查1次/月 6工作闸门侧轮检查1次/月7检查是否有变形1次/月8各紧固件紧固1次/月8.2.8.2尾水事故闸门及埋件数量：2扇主要参数：维护内容及周期：（同8.2.8.1）8.2.9 东溪电站清污机巡检、维护、保养、消缺8.2.9.1清污机设备及附属设备数量：1台维护内容及周期：序号内容周期1各电机轴承润滑1次/月2减速机润滑1次/月3各齿轮润滑1次/月4连轴器润滑1次/月5各轴承润滑1次/月6行走车轮润滑1次/月7钢丝绳润滑1次/月8车轮维护1次/周9轨道维护1次/周10各滑轮维护1次/周11卷筒维护1次/月12减速机维护1次/月13联轴器维护1次/月14制动器维护1次/周15钢丝绳的维护1次/周16缓冲器的维护1次/月17启闭机各传动机构检查1次/周18行程开关维护1次/周19抓耙机构各部防锈处理1次/月20各紧固件的松动情况检查1次/周21各阀件清洗1次/月22平衡调整1次/月23各干式润滑点的维护1次/月24液压机构检查1次/月25抓耙紧固1次/月26夹轨器的维护1次/月27限位器1次/月28各电源、各接触器触点、继电器和操作回路的检查1次/周29各控制柜维护1次/月30电气回路绝缘电阻测量1次/月31照明1次/周32滑触线检查1次/月33对各控制柜各模块进行清洁1次/月34电动机绝缘测量1次/月35联动试验1次/月8.2.9.2拦污栅数量：2套主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1检查外观是否有变形1次/月2检查各紧固机构1次/月3防锈处理1次/月4拦污栅清扫1次/月8.2.9.3拦污浮排数量：1套主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1检查拦污浮排的完好性1次/天2检查各紧固机构1次/月3防锈处理1次/月4检查维护各连接机构（钢丝绳）1次/周8.2.10 东溪电站建筑物维护、保养8.2.10.1门窗维护数量：1项（面积约 500 m2）主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1门窗灰尘清扫1次/月2玻璃损坏更换1次/月3渗水处理1次/月4门窗及门锁修理更换1次/月5台风暴雨等期间临时加固处理1次/月8.2.10.2建筑物清扫数量：1项（建筑面积约10000 m2）主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1建筑物灰尘、蜘蛛网清扫1次/月8.2.11西溪电站机组巡检、维护、保养、消缺（见8.2.1）8.2.12西溪电站辅助设备巡检、维护、保养、消缺（见8.2.2）8.2.13西溪电站厂内电气设备巡检、维护、保养、消缺（见8.2.3）8.2.14西溪电站二次设备巡检、维护、保养、消缺（见8.2.4）8.2.15西溪变电站巡检、维护、保养、消缺（见8.2.5）8.2.16西溪电站桥机巡检、维护、保养、消缺（同8.2.6）8.2.17西溪电站门机巡检、维护、保养、消缺（同8.2.7）8.2.18西溪电站闸门巡检、维护、保养、消缺（同8.2.8）8.2.19西溪电站清污机巡检、维护、保养、消缺（同8.2.9）8.2.20西溪电站建筑物维护、保养（同8.2.10）8.2.20.1门窗维护数量：1项（500 m2）维护内容及周期（同8.2.10.1）8.2.20.2门窗维护数量：1项（11000 m2）维护内容及周期（同8.2.10.2）8.2.21电站控制室、综合楼配电设备巡检、维护、保养、消缺8.2.21.1干式变压器数量：1台主要参数：SC-630KVA维护内容及周期：（同8.2.3.3）8.2.21.2柴油发电机数量：1台主要参数：160KW维护内容及周期：（同8.2.3.4）8.2.21.3环网柜数量：1台主要参数：维护内容及周期：（同8.2.3.5）8.2.21.4低压配电柜数量：5台主要参数：维护内容及周期：（同8.2.3.7）8.2.23仓库、油库设备巡检、维护、保养、消缺8.2.23.1起重机数量：1台主要参数：10t维护内容及周期：（同8.2.6.1）8.2.23.2仓库设备数量：1项主要参数：维护内容及周期：8.2.23.3油罐数量：6个主要参数：维护内容及周期：8.2.24. 其它8.2.24.1消防系统数量：1项主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1检查各灭火器剂量1月/次2试验各灭火器的使用1月/次3清扫各灭火器灰尘1月/次8.2.24.2动力及照明系统数量：1项主要参数：维护内容及周期：序号内容周期1检查照明系统并更换损坏元件1次/周2电气回路绝缘电阻测量1次/月3动力柜开关的实验与维护1次/月4测试动力柜三相电源1次/月5检查动力柜各指示灯的完好性1次/天8.2.24.3通风空调系统数量：1项主要参数：潮州发电中心管辖范围包括东、西溪电站厂房、设备室、电站控制室、仓库的空调、风机、排风扇等。维护内容及周期：序号内容周期1检查电源回路正常1次/周2检查风机、空调、排风扇运转正常1次/月3检查补充空调雪种1次/月4风机、空调、排风扇清扫1次/月8.2.24.4动力电缆数量：1项主要参数：0.4KV、10KV、110KV维护内容及周期：序号内容周期1动力电缆的绝缘测量1次/月2检查动力电缆的外观1次/周3紧固动力电缆线头1次/月8.2.24.5控制电缆数量：1项维护内容及周期：参见（8.2.24.4）8.2.24.6防雷接地系统数量：1项主要参数：东、西溪厂房、仓库及油库的防雷接地系统维护内容及周期：序号内容周期1对防雷接地系统进行试验1月/次2对各防雷设备进行维护、检查1月/次3对各紧固件进行紧固1月/次4对各焊接点进行检查维护1月/次8.2.25 以上所列的是潮州发电中心管辖的所有设施、设备日常检查、维护、保养的主要内容，但并不包括全部内容；按国家、行业现行规程、规范要求的所有设备日常检查、维护、保养项目及内容均属于本招标项目的内容，并要求及时处理设备故障及缺陷。8.3年度检修8.3.1东溪电站设备年度检修8.3.1.1东溪1#机组年度（B级）检修序号项目及内容1机组检修前的准备工作1.1机组进水口检修闸门、尾水闸门检查及维护1.2进尾水门机检查1.3检修排水系统检查维护1.4落进水口检修闸门、尾水闸门，打开流道放空阀进行流道排水2流道设备2.1检查前后闸门的密封情况2.2主支撑、侧向支撑螺栓紧固性检查3水轮机部分3.1导水机构检修3.1.1解体、清扫、检查顶盖排水装置3.1.2对导水机构润滑部分加注润滑剂3.1.3解体、清扫、检查顶盖排水装置3.1.4导水机构拐臂压紧螺栓扭矩检查3.1.5导水机构控制环连杆球轴承、偏心销外观检查3.1.6检查具有填充材料的区域，视情况进行补充3.1.7导叶开关时间测定3.1.8伸缩节检查，若发现漏水则更换伸缩节止水盘根3.1.9水轮机导叶轴套密封更换（有漏水的）3.2转轮及主轴检修3.2.1轮叶与轮毂连接盘探伤检查3.2.2转轮室、尾水管里衬、转轮气蚀和磨损检查处理3.2.3浆叶开关时间测定3.2.3水力测量系统（包括测压嘴）维护、导通3.2.4水轮机主轴密封检查及处理，空气围带老化、损坏更换处理。3.2.5大轴保护罩甩油处理3.3受油器检修3.3.1分解检查受油器3.3.2检查受油器操作油管3.3.3测量铜瓦间隙，研刮铜瓦3.3.3检查及处理绝缘3.4轴承检修3.4.1检查推力轴承转动部分、轴承座及油槽3.4.2测量弹性油箱压缩值3.4.3检查及修刮轴瓦，进行水冷轴瓦通道除垢及水管路水压试验3.4.5测量、调整导轴瓦间隙，检查导轴承3.4.6检查处理轴承绝缘3.4.7处理润滑油3.4.7检查油冷却器并进行水压试验，清扫油管路、水管路并进行水压试验3.4.8清扫检查高压油顶起装置3.4.9检查、处理除油雾装置4发电机部分4.1定子、转子绕组油污、碳污清洗4.2转子滑环、碳刷检查清扫和维护；磁极连线绝缘套管检查维护4.3组合轴承外观检查及清扫4.4检查清扫除潮器4.5抽查定子与转子间气隙4.6检查定子排水管是否畅通4.7发电机转动部分联接螺栓、挡风板螺栓的检查及紧固4.8定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数4.9定子绕组泄漏电流和直流耐压试验4.10转子绕组的绝缘电阻4.11转子碳刷架滑环绝缘电阻测量（若绝缘电阻较低需彻底处理）4.12发电机出口PT一次绕组的绝缘电阻4.13发电机出口CT、母线的绝缘电阻4.14发电机出口避雷器绝缘电阻4.15发电机出口避雷器直流1 mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流4.16高低压电缆绝缘电阻测量4.17发电机中性点CT清扫、试验4.18发电机火灾报警装置检查、维护、改造，技改方案由业主审定后实施4.19集电环碳刷系统检修（1）集电环表面检查，研磨处理（2）碳刷及刷盒检查、更换。（要求选用同一厂家同一批次，安装工艺符合规范要求）4.20挡风板密封检查、处理4.21检修定子机座和铁芯，检查径向千斤顶，检查及更换剪断销4.22检查定子端部及其支持结构，修理齿压板4.23检查定子绕组及槽口部位4.24检查、修理挡风板，灭火装置4.25转子及主轴（1）测量发电机空气间隙（2）检查轮毂、轮臂焊缝，检查组合螺栓、轮臂大键、轮环横键（3）检查磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环、转子风扇（4）清扫转子（包括通风沟）（5）检查制动环及其挡块（6）检查、调整滑环电刷装置及引线5调速器系统（需请厂家电气、机械液压调试人员进场调试）5.1调速器导叶、轮叶控制阀组的检查5.2检查油泵出口逆止阀、安全阀及泄压阀5.3检查各阀门及管路接头渗漏情况并处理好，特别是接力器上下联接法兰，油管进出油箱补焊情况检查处理。5.4检查油压、油位开关的设定值5.5检查集油箱呼吸器5.6检查油水探测器5.7数字调速器开关量及模拟量输入/输出情况检查5.8主配压阀、电液转换器功能检查及维护5.9液压系统所有过滤器检查、维护或更换5.10事故电磁阀及快关电磁阀功能及动作情况检查，空载阀、感压阀、机动阀（36M）功能检查、维护。5.11电气过速保护装置和机械过速保护装置的功能检查5.12导叶及轮叶位移传感器检验5.13导水机构的安全连杆限位开关检查5.14轮毂油箱油位开关的设定值检查5.15漏油箱呼吸器清扫5.16漏油箱油位开关检查5.17漏油箱油水探测器检查5.18导叶及轮叶协联关系检查5.19油泵电机绝缘电阻测量5.20调速器油泵卸荷阀动作压力检查，隔离阀检查、维护。5.21调速器油箱、回油箱油温控制器检查5.22电调出口继电器校验5.23电调电源模块校验5.24比例放大器输出输入特性及电气零位检查5.25数字调速器电路板清扫,检查.5.26调速器系统压力油罐安全阀送检5.27受油器对地绝缘电阻测量5.28自动补气装置功能检查、维护5.29测速装置功能检查及维护5.30调速器油泵及电机的检查及维护检修5.31拆卸并清洗泵吸油滤网及双筒过滤器滤芯。（必须用具有脱脂和清洁作用的溶液来清洗过滤器,不能用车用汽油）5.32调速器压油罐安全阀送检5.33操作油管法兰渗油检查，更换密封。5.34调速器压力油罐安全阀送检5.36油压装置和漏油装置（1）清扫、检查、处理压油罐、贮油箱、漏油箱并防腐（2）清扫、检查油过滤网并进行修理或更换（3）解体检查、修理及试验油泵、安全阀、放空阀、止阀、补气阀，必要时更换（4）清扫、检查油冷却器并进行耐压试验，必要时更换（5）过滤、化验透平油（6）对调速系统进行泄漏试验6油处理及油化验6.1轴承油系统排油6.2轴承油系统过滤6.3轴承油系统充油及系统油循环6.4调速器油系统排油前检查转轮叶片是否漏油，若漏油需彻底处理6.5调速器油系统排油、充油6.6调速器油系统过滤6.7机组所有油箱清理6.8油样化验7轴承油系统7.1轴承油过滤器检查维护7.2高压油泵电机联轴器、轴承检查、维护7.3高压油路过滤器检查维护7.4检查各管路接头渗漏情况，并处理好渗漏点7.5各轴承油泵及电机外观的检查7.6油泵电机绝缘电阻测量7.7高压油顶起功能检查7.8主供油电动球阀功能检查及漏油检查处理7.9示流器检查7.10高低位油箱油位计检查、维护7.11油箱加热器和温控器检查、维护7.12高压顶轴油泵控制回路改造（增加安全回路），待业主审定方案后实施7.13油管法兰渗油检查，更换密封。8技术供水及机组冷却系统8.1对冷却器进行检查、清污、防腐、水压试验8.2检修管系阀门并进行水压试验8.3检查、修理通风系统8.4检修管系阀门并进行水压试验，修补保温层8.5机组混流冷却风机检查，各轴承加注润滑油，各部分螺栓松动紧固处理8.6所有电机绝缘电阻测量8.7主轴密封过滤器清洗检查维护8.8技术供水系统油冷却器水管改造9制动系统9.1测量与调整制动器闸板与制动环间隙9.2更换制动器闸板9.3分解、检修制动器并进行耐压试验9.4检修制动系统油、气管路、阀门并进行压力试验9.5进行制动系统模拟动作试验9.6制动（手动、强制动）功能试验9.7检查制动闸瓦的磨损情况9.8检查制动闸的固定座螺栓紧固情况9.9打开制动气管最低点的球阀，排除冷凝水9.10制动机构添加润滑油9.11气水分离器清污检查及维护9.12气系统管路阀门检查及维护9.13制动闸漏气检查处理10机组所有端子箱10.1端子箱清扫10.2接线端子紧固11机组动力电源柜、配电柜11.1机组动力电源柜、配电柜清扫11.2机组动力电源柜、配电柜进线开关动作试验11.3二次回路检查，继电器校验11.4控制开关、指示灯检查、维护12机组出口开关柜12.1机组出口开关柜清扫12.3开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量12.4机组出口开关动作试验12.5二次回路检查，继电器校验13发电机出口联络柜检查维护13.1出口联络柜清扫13.2出口联络柜手车功能检查、试验13.3出口联络柜内PT、CT检查、试验13.4柜内二次回路检查，继电器校验14机组保护装置14.1机组保护装置清扫、端子紧固14.2CT、PT二次回路检查、绝缘测试14.3机组保护装置I/O点测试14.4机组保护装置定值检验14.5机组保护联动模拟试验15励磁系统（需请厂家现场维护调试）15.1清扫、检查装置外观15.2检查、试验励磁变压器、串联变压器、并联变压器、电压互感器、电流互感器15.3检查、测试单元板、脉冲板、功率柜及整流元件15.4检查并校验各继电器、接触电器，检查二次回路并测试绝缘15.5检修风机15.6回路模拟试验并进行静态、空载、带负荷工况下试验15.7励磁调节器特性试验15.8检查、调试系统稳定装置（PSS）15.9检查、修理灭磁装置及转子过电压保护装置16机组仪器、仪表及自动化元件16.1仪器、仪表及自动化元件检查及校验16.2发电机定子室烟感、温感、水位计检查16.3自动化元件缺陷处理17机组测温制动柜17.1测温柜清扫17.2所有温度表计检查及维护17.3发电机温度计校验18机组同期装置18.1同期回路检查18.2同期装置检查、试验19机组振动测量系统19.1振动摆度装置检查及维护19.2水导、发导振动、摆度测量探头检查、维护及校验19.3振动测量装置检查、清扫19.4轴电流保护装置检查及维护19.5机组大轴接地碳刷检查及维护20机组调试20.1机组无水调试20.2机组充水试验20.3机组启动试验、功能试验、并网试验21电站二次设备21.1发电机保护屏、电度表屏等清扫、检查、试验、校核21.2直流系统的清扫、检查，蓄电池维护21.3测温制动柜清扫、检查21.4各控制回路检查22水导轴承解体检查及下水导瓦更换处理22.1编制并提处理方案，业主审定后实施22.2拆除相关管路、大轴保护罩及自动化元件22.3做好保护措施22.4转移转动部分重量22.5拆出水导瓦检查并更换处理22.6回装各部件22.7检查轴线、轴瓦及空气间隙情况并调整22.8油循环试验检查22.9场地清理23机组工作水头测量装置的校核24消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目25配合上一年度承包商完成上一年度检修或专项技术处理后仍存在缺陷或遗留问题的项目8.3.1.2 东溪2#机组年度(C级)检修序号项目及内容1机组检修前的准备工作1.1机组进水口检修闸门、尾水闸门检查及维护1.2进尾水门机检查1.3检修排水系统检查维护1.4落进水口检修闸门、尾水闸门，打开流道放空阀进行流道排水2流道设备2.1检查前后闸门的密封情况2.2主支撑、侧向支撑螺栓紧固性检查3水轮机部分3.1导水机构拐臂压紧螺栓扭矩检查3.2导水机构控制环连杆球轴承、偏心销外观检查3.3检查具有填充材料的区域，视情况进行补充3.4导叶及浆叶开关时间测定3.5转轮室、尾水管里衬、转轮气蚀和磨损检查处理3.6轮叶与轮毂连接盘探伤检查3.7水力测量系统维护、导通3.8水轮机导叶轴套密封更换（有漏水的）3.9水轮机主轴密封检查及处理，空气围带老化、损坏更换处理3.10伸缩节检查，若发现漏水现象则更换伸缩节止水盘根3.11大轴保护罩甩油处理4发电机部分4.1定子、转子绕组油污、碳污清洗4.2转子滑环、碳刷检查清扫和维护；磁极连线绝缘套管检查维护4.3组合轴承外观检查及清扫4.4检查清扫除潮器4.5抽查定子与转子间气隙4.6检查定子排水管是否畅通4.7发电机转动部分联接螺栓、挡风板螺栓的检查及紧固4.8定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数4.9定子绕组泄漏电流和直流耐压试验4.10转子绕组的绝缘电阻4.11转子碳刷架滑环绝缘电阻测量（若绝缘电阻较低需彻底处理）4.12发电机出口PT一次绕组的绝缘电阻4.13发电机出口CT、母线的绝缘电阻4.14发电机出口避雷器绝缘电阻4.15发电机出口避雷器直流1 mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流4.16高低压电缆绝缘电阻测量4.17发电机中性点CT清扫、试验4.18发电机火灾报警装置检查、维护、改造，技改方案由业主审定后实施4.19集电环碳刷系统检修（1）集电环表面检查，研磨处理（2）碳刷及刷盒检查4.20挡风板密封检查、处理5调速器系统（需请厂家电气、机械液压调试人员进场调试）5.1调速器导叶、轮叶控制阀组的检查5.2检查油泵出口逆止阀、安全阀及泄压阀5.3检查各阀门及管路接头渗漏情况并处理好，特别是接力器上下联接法兰，油管进出油箱补焊情况检查处理。5.4检查油压、油位开关的设定值5.5检查集油箱呼吸器5.6检查油水探测器5.7数字调速器开关量及模拟量输入/输出情况检查5.8主配压阀、电液转换器功能检查及维护5.9液压系统所有过滤器检查、维护或更换5.10事故电磁阀及快关电磁阀功能及动作情况检查，空载阀、感压阀、机动阀（36M）功能检查、维护。5.11电气过速保护装置和机械过速保护装置的功能检查5.12导叶及轮叶位移传感器检验5.13导水机构的安全连杆限位开关检查5.14轮毂油箱油位开关的设定值检查5.15漏油箱呼吸器清扫5.16漏油箱油位开关检查5.17漏油箱油水探测器检查5.18导叶及轮叶协联关系检查5.19油泵电机绝缘电阻测量5.20调速器油泵卸荷阀动作压力检查，隔离阀检查、维护。5.21调速器油箱、回油箱油温控制器检查5.22电调出口继电器校验5.23电调电源模块校验5.24比例放大器输出输入特性及电气零位检查5.25数字调速器电路板清扫,检查.5.26调速器系统压力油罐安全阀送检5.27受油器对地绝缘电阻测量5.28自动补气装置功能检查、维护5.29测速装置功能检查及维护5.30调速器油泵及电机的检查及维护检修5.31受油器解体检查，分解、检查或更换受油器各部铜瓦，检查、更换受油器所有密封件，受油器盘车检查等5.32拆卸并清洗泵吸油滤网及双筒过滤器滤芯。（必须用具有脱脂和清洁作用的溶液来清洗过滤器,不能用车用汽油）5.33操作油管法兰渗油处理，更换密封5.34调速器压力油罐安全阀送检6油处理及油化验6.1轴承油系统排油6.2轴承油系统过滤6.3轴承油系统充油及系统油循环6.4调速器油系统排油前检查转轮叶片是否漏油，若漏油需彻底处理6.5调速器油系统排油、充油6.6调速器油系统过滤6.7机组所有油箱清理6.8油样化验7轴承油系统7.1轴承油过滤器检查维护7.2高压油泵电机联轴器、轴承检查、维护7.3高压油路过滤器检查维护7.4检查各管路接头渗漏情况，并处理好渗漏点7.5各轴承油泵及电机外观的检查7.6油泵电机绝缘电阻测量7.7高压油顶起功能检查7.8主供油电动球阀功能检查及漏油检查处理7.9示流器检查7.10高低位油箱油位计检查、维护7.11油箱加热器和温控器检查、维护7.12高压顶轴油泵控制回路改造（增加安全回路），待业主审定方案后实施7.13油管法兰渗油处理，更换密封8技术供水及机组冷却系统8.1机组混流冷却风机检查，各轴承加注润滑油，各部分螺栓松动紧固处理8.2对冷却器进行清扫以及打压试验8.3所有电机绝缘电阻测量8.4主轴密封过滤器清洗检查维护9制动系统9.1制动（手动、强制动）功能试验9.2检查制动闸瓦的磨损情况9.3检查制动闸的固定座螺栓紧固情况9.4打开制动气管最低点的球阀，排除冷凝水9.5制动机构添加润滑油9.6气水分离器清污检查及维护9.7气系统管路阀门检查及维护9.8制动闸漏气检查处理10机组所有端子箱10.1端子箱清扫10.2接线端子紧固11机组动力电源柜、配电柜11.1机组动力电源柜、配电柜清扫11.2机组动力电源柜、配电柜进线开关动作试验11.3二次回路检查，继电器校验11.4控制开关、指示灯检查、维护12机组出口开关柜12.1机组出口开关柜清扫12.3开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量12.4机组出口开关动作试验12.5二次回路检查，继电器校验13发电机出口联络柜检查维护13.1出口联络柜清扫13.2出口联络柜手车功能检查、试验13.3出口联络柜内PT、CT检查、试验13.4柜内二次回路检查，继电器校验14机组保护装置14.1机组保护装置清扫、端子紧固14.2CT、PT二次回路检查、绝缘测试14.3机组保护装置I/O点测试14.4机组保护装置定值检验14.5机组保护联动模拟试验15励磁系统（需请厂家现场维护调试）15.1励磁变压器的清扫检查15.2励磁变压器的绝缘电阻测量15.3励磁系统一次设备、外回路清扫、检查、试验15.4励磁系统柜清扫、检查、试验15.5励磁系统定值核查、I/O点检查15.6励磁系统性能试验16机组仪器、仪表及自动化元件16.1仪器、仪表及自动化元件检查及校验16.2发电机定子室烟感、温感、水位计检查16.3自动化元件缺陷处理17机组测温制动柜17.1测温柜清扫17.2所有温度表计检查及维护17.3发电机温度计校验18机组同期装置18.1同期回路检查18.2同期装置检查、试验19机组振动摆度测量系统19.1振动摆度装置检查及维护19.2水导、发导振动、摆度测量探头检查、维护及校验19.3振动测量装置检查、清扫19.4轴电流保护装置检查及维护19.5机组大轴接地碳刷检查及维护20机组调试20.1机组无水调试20.2机组充水试验20.3机组启动试验、功能试验、并网试验21电站二次设备21.1发电机保护屏、电度表屏等清扫、检查、试验、校核21.2直流系统的清扫、检查，蓄电池维护21.3测温制动柜清扫、检查21.4各控制回路检查22机组工作水头测量装置的校核23消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目24配合上一年度承包商完成上一年度检修或专项技术处理后仍存在缺陷或遗留问题的项目8.3.1.3 东溪变电站设备年度检修序号项 目 & 内 容1东溪主变本体1.1主变本体清扫、检查及维护，必要时进行补漆1.2油位计检查、油质化验、油位调整、储油柜检查清洗1.3冷却片清扫、检查及维护1.4压力释放阀检查1.5气体继电器送检1.6压力温度计、电阻温度计检查1.7接地系统检查1.8测量装置及二次回路的检查1.9无载调压装置检查1.10检查全部阀门密封状况，处理渗漏油 1.11主变附件清扫、检查及维护1.12清扫外绝缘和检查各导电接头1.13事故油池排水泵检查、试验1.14绕组直流电阻测量1.15绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测量1.16主变介损测量1.17主变压器投入系统试验　　2东溪主变保护2.1主变保护装置检查、清扫2.2主变保护CT、PT回路检查2.3主变保护I/O点检查及测试2.4主变保护定值检验及联动试验2.5更换主变差动保护RCS-9671-Ⅱ面板3东溪110kV设备3.1110kv SF6开关（101，1011，）3.2断路器内SF6气体的温度检测3.3辅助回路和控制回路绝缘电阻3.4合闸电阻值和合闸电阻值的投入时间3.5分、合闸电磁铁的动作电压3.6导电回路电阻3.7SF6气体密度监视器（包括整定值）校验3.8压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验3.9油（气）泵补压及零起打压的运转时间3.10SF6气体泄漏试验3.11隔离开关、地刀检查、清扫、试验3.12PT、CT检查、清扫、试验3.13避雷器检查、清扫、试验3.14控制二次回路检查、清扫、试验3.15110kVT接线设备（含T接线）的检查、维护、试验4东溪110kV线路保护部分4.1线路保护装置检查、清扫4.2线路保护CT、PT回路检查4.3线路保护I/O点检查及测试4.4线路保护定值检验及联动试验5东溪高压开关柜5.1高压柜清扫、检查及维护5.2共箱母线清扫、检查及维护5.3开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量5.4高压出口各开关动作试验5.5开关分合动作时间测量5.6二次回路检查，继电器校验5.7高压柜静触头、母排连接螺栓的紧固并按有关规范要求做试验6东溪厂用电系统6.1厂用电变压器的清扫检查6.2厂用电变压器的绝缘电阻测量6.3厂用电系统一次设备、外回路清扫、检查、试验6.4厂用电系统柜清扫、检查、试验6.5厂用电系统定值核查、I/O点检查6.6厂用电低压开关清扫检查6.7母线击穿和闪络现象、各个触点检查6.8操作机构检查6.9厂用电低压开关性能测试6.10东西溪6.3KV联络母线电缆的试验7预防性试验项目7.1东溪主变压器7.1.1油中溶解气体色谱分析7.1.2绕组直流电阻7.1.3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数7.1.4绕组的tgδ7.1.5绝缘油试验7.1.6绕组泄漏电流7.1.7测温装置及其二次回路试验7.1.8气体继电器及其二次回路试验7.2110KV SF6开关（101、102、121A）7.2.1断路器内SF6气体的湿度检测7.2.2开关绝缘电阻7.2.3合闸电阻值和合闸电阻值的投入时间7.2.4分、合闸电磁铁的动作电压7.2.5导电回路电阻7.2.6SF6气体密度监视器（包括整定值）检查7.2.7压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验7.2.8气压操作机构的泄漏试验7.2.9气泵补压及零起打压的运转时间7.36.3kV开关7.3.1绝缘电阻7.3.2交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）7.3.3辅助回路和控制回路交流耐压试验7.3.4导电回路电阻7.3.5合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻7.4电压互感器7.4.1绝缘电阻7.4.2tgδ（20kV及以上）7.5电流互感器7.5.1绕组的绝缘电阻7.5.2断路器内SF6气体的湿度检测7.6套管7.6.1主绝缘对地绝缘电阻7.6.2主绝缘对地tgδ7.7避雷器7.7.1避雷器绝缘电阻7.7.2避雷器直流1 mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流7.8110KV电缆7.8.1110KV电缆绝缘测量7.8.2110KV电缆清扫　　8坝区柴油发电机组8.1检查蓄电池电压和电解液比重 8.2检查三角橡胶带的张紧程度 8.3清洗机油泵吸油粗滤网 8.4清洗空气滤清器 8.5清洗通气管内的滤芯 8.6清洗燃油滤清器 8.7清洗机油滤清器 8.8清洗涡轮增压器的机油滤清器及进油管 8.9更换油底壳中的机油 8.10加注润滑油或润滑脂 8.11清洗冷却水散热器 8.12控制柜的清扫、检查8.13发电机定转子电阻测量8.14柴油发电机联动试验9坝区配电房电气设备检修9.1低压柜清扫、检查9.2PT、CT检查、清扫、试验9.3避雷器检查、清扫、试验9.4二次回路的检查、试验，保护检验9.5高压环网柜检查、维护9.66.3kV电缆绝缘测量9.7变压器清扫、检查9.8变压器直流电阻测量9.9变压器绝缘电阻测量10GIS室底部安装强力通风装置改造11消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目12配合上一年度承包商完成上一年度检修或专项技术处理后仍存在缺陷或遗留问题的项目8.3.1.4 东溪电站公用系统年度检修1高压气系统的检查、检修1.11#、2#高压气机润滑油检查并更换1.21#、2#高压气机空气滤清扫维护1.31#、2#高压气机排污电磁阀检查清洗1.41#、2#高压气机安全阀送检1.5高压气罐检查，手动排放储气罐冷凝水，安全阀送检1.6高压气机仪表检查效验1.7清洁压缩机的中间冷却器外部1.8清洁压缩机气缸冷却翅片1.9检查V型皮带张紧情况1.10检查或拧紧所有的螺栓1.11中压气罐检查，手动排放储气罐冷凝水，安全阀送检1.12中压气补气阀检查1.13高压气机控制柜电器元件检修维护（包括2台电机检查）1.14中压气罐控制柜电器元件检修维护2低压气系统的检查、检修2.11#、2#低压气机润滑油检查并更换2.21#、2#低压气机气水分离器检查2.3检查显示屏读数，并效核参数设定值2.4检查空气过滤器并清扫2.5检查压力和温度的读数并效验2.6执行指示灯和显示屏的测试2.7测试温度故障停机功能2.8低压气系统各安全阀送检3技术供水系统年度检修3.11#、2#、3#技术供水水泵检查3.21#、2#、3#技术供水水泵的电机检查3.3所有过滤器检查、维护3.4技术供水泵、过滤器进出口蝶阀及止回阀密封性检查、处理3.5高位水池清洗，水位开关检查并进行功能测试4渗漏排水泵检修4.1电机检查，绝缘检测，绝缘较低时须进行处理4.2水泵连轴器及轴承检查4.3水泵本体检查，是否有气蚀，若有需进行处理4.4检查密封材料是否磨损，磨损过大需更换4.5组合回装后加注透平润滑油4.6出口碟阀及止回阀检查4.7渗漏集水井清污5直流系统5.1直流系统设备清扫检查5.2各接线端子检查并紧固5.3充电设备性能测试5.4绝缘监测仪性能测量5.5电池充放电试验6检修及厂外排水系统的检查、检修7通风系统的检查、检修8动力及照明系统检查、检修9通风系统和空调器的检查、维护检修10动力电缆检查、检修11控制电缆检查、检修12工业电视系统检查、检修13照明系统维护检修14UPS设备维护8.3.2 西溪电站机电设备年度检修8.3.2.1西溪电站1#机组年度（B级）检修序号项目及内容1机组检修前的准备工作1.1机组进水口检修闸门、尾水闸门检查及维护1.2进尾水门机检查1.3检修排水系统检查维护1.4落进水口检修闸门、尾水闸门，打开流道放空阀进行流道排水2流道设备2.1检查前后闸门的密封情况2.2主支撑、侧向支撑螺栓紧固性检查3水轮机部分3.1导水机构检修3.1.1解体、清扫、检查顶盖排水装置3.1.2对导水机构润滑部分加注润滑剂3.1.3解体、清扫、检查顶盖排水装置3.1.4导水机构拐臂压紧螺栓扭矩检查3.1.5导水机构控制环连杆球轴承、偏心销外观检查3.1.6检查具有填充材料的区域，视情况进行补充3.1.7导叶开关时间测定3.1.8伸缩节检查，若发现漏水则更换伸缩节止水盘根3.1.9水轮机导叶轴套密封更换（有漏水的）3.2转轮及主轴检修3.2.1轮叶与轮毂连接盘探伤检查3.2.2转轮室、尾水管里衬、转轮气蚀和磨损检查处理3.2.3浆叶开关时间测定3.2.3水力测量系统（包括测压嘴）维护、导通3.2.4水轮机主轴密封检查及处理，空气围带老化、损坏更换处理3.2.5大轴保护罩甩油处理3.3受油器检修3.3.1分解检查受油器3.3.2检查受油器操作油管3.3.3测量铜瓦间隙，研刮铜瓦3.3.3检查及处理绝缘3.4轴承检修3.4.1检查推力轴承转动部分、轴承座及油槽3.4.2测量弹性油箱压缩值3.4.3检查及修刮轴瓦，进行水冷轴瓦通道除垢及水管路水压试验3.4.5测量、调整导轴瓦间隙，检查导轴承3.4.6检查处理轴承绝缘3.4.7处理润滑油3.4.7检查油冷却器并进行水压试验，清扫油管路、水管路并进行水压试验3.4.8清扫检查高压油顶起装置3.4.9检查、处理除油雾装置4发电机部分4.1定子、转子绕组油污、碳污清洗4.2转子滑环、碳刷检查清扫和维护；磁极连线绝缘套管检查维护4.3组合轴承外观检查及清扫4.4检查清扫除潮器4.5抽查定子与转子间气隙4.6检查定子排水管是否畅通4.7发电机转动部分联接螺栓、挡风板螺栓的检查及紧固4.8定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数4.9定子绕组泄漏电流和直流耐压试验4.10转子绕组的绝缘电阻4.11转子碳刷架滑环绝缘电阻测量（若绝缘电阻较低需彻底处理）4.12发电机出口PT一次绕组的绝缘电阻4.13发电机出口CT、母线的绝缘电阻4.14发电机出口避雷器绝缘电阻4.15发电机出口避雷器直流1 mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流4.16高低压电缆绝缘电阻测量4.17发电机中性点CT清扫、试验4.18发电机火灾报警装置检查、维护、改造，技改方案由业主审定后实施4.19集电环碳刷系统检修（1）集电环表面检查，研磨处理（2）碳刷及刷盒检查、更换。（要求选用同一厂家同一批次，安装工艺符合规范要求）4.20挡风板密封检查、处理4.21检修定子机座和铁芯，检查径向千斤顶，检查及更换剪断销4.22检查定子端部及其支持结构，修理齿压板4.23检查定子绕组及槽口部位4.24检查、修理挡风板，灭火装置4.25转子及主轴（1）测量发电机空气间隙（2）检查轮毂、轮臂焊缝，检查组合螺栓、轮臂大键、轮环横键（3）检查磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环、转子风扇（4）清扫转子（包括通风沟）（5）检查制动环及其挡块（6）检查、调整滑环电刷装置及引线5调速器系统（需请厂家电气、机械液压调试人员进场调试）5.1调速器导叶、轮叶控制阀组的检查5.2检查油泵出口逆止阀、安全阀及泄压阀5.3检查各阀门及管路接头渗漏情况并处理好，特别是接力器上下联接法兰，油管进出油箱补焊情况检查处理。5.4检查油压、油位开关的设定值5.5检查集油箱呼吸器5.6检查油水探测器5.7数字调速器开关量及模拟量输入/输出情况检查5.8主配压阀、电液转换器功能检查及维护5.9液压系统所有过滤器检查、维护或更换5.10事故电磁阀及快关电磁阀功能及动作情况检查，空载阀、感压阀、机动阀（36M）功能检查、维护。5.11电气过速保护装置和机械过速保护装置的功能检查5.12导叶及轮叶位移传感器检验5.13导水机构的安全连杆限位开关检查5.14轮毂油箱油位开关的设定值检查5.15漏油箱呼吸器清扫5.16漏油箱油位开关检查5.17漏油箱油水探测器检查5.18导叶及轮叶协联关系检查5.19油泵电机绝缘电阻测量5.20调速器油泵卸荷阀动作压力检查，隔离阀检查、维护。5.21调速器油箱、回油箱油温控制器检查5.22电调出口继电器校验5.23电调电源模块校验5.24比例放大器输出输入特性及电气零位检查5.25数字调速器电路板清扫,检查.5.26调速器系统压力油罐安全阀送检5.27受油器对地绝缘电阻测量5.28自动补气装置功能检查、维护5.29测速装置功能检查及维护5.30调速器油泵及电机的检查及维护检修5.31拆卸并清洗泵吸油滤网及双筒过滤器滤芯。（必须用具有脱脂和清洁作用的溶液来清洗过滤器,不能用车用汽油）5.32调速器压油罐安全阀送检5.33操作油管法兰渗油检查，更换密封。5.34调速器压力油罐安全阀送检5.36油压装置和漏油装置（1）清扫、检查、处理压油罐、贮油箱、漏油箱并防腐（2）清扫、检查油过滤网并进行修理或更换（3）解体检查、修理及试验油泵、安全阀、放空阀、止阀、补气阀，必要时更换（4）清扫、检查油冷却器并进行耐压试验，必要时更换（5）过滤、化验透平油（6）对调速系统进行泄漏试验6油处理及油化验6.1轴承油系统排油6.2轴承油系统过滤6.3轴承油系统充油及系统油循环6.4调速器油系统排油前检查转轮叶片是否漏油，若漏油需彻底处理6.5调速器油系统排油、充油6.6调速器油系统过滤6.7机组所有油箱清理6.8油样化验7轴承油系统7.1轴承油过滤器检查维护7.2高压油泵电机联轴器、轴承检查、维护7.3高压油路过滤器检查维护7.4检查各管路接头渗漏情况，并处理好渗漏点7.5各轴承油泵及电机外观的检查7.6油泵电机绝缘电阻测量7.7高压油顶起功能检查7.8主供油电动球阀功能检查及漏油检查处理7.9示流器检查7.10高低位油箱油位计检查、维护7.11油箱加热器和温控器检查、维护7.12高压顶轴油泵控制回路改造（增加安全回路），待业主审定方案后实施7.13油管法兰渗油检查，更换密封。8技术供水及机组冷却系统8.1对冷却器进行检查、清污、防腐、水压试验8.2检修管系阀门并进行水压试验8.3检查、修理通风系统8.4检修管系阀门并进行水压试验8.5机组混流冷却风机检查，各轴承加注润滑油，各部分螺栓松动紧固处理8.6所有电机绝缘电阻测量8.7主轴密封过滤器清洗检查维护8.8技术供水系统油冷却器水管改造9制动系统9.1测量与调整制动器闸板与制动环间隙9.2更换制动器闸板9.3分解、检修制动器并进行耐压试验9.4检修制动系统油、气管路、阀门并进行压力试验9.5进行制动系统模拟动作试验9.6制动（手动、强制动）功能试验9.7检查制动闸瓦的磨损情况9.8检查制动闸的固定座螺栓紧固情况9.9打开制动气管最低点的球阀，排除冷凝水9.10制动机构添加润滑油9.11气水分离器清污检查及维护9.12气系统管路阀门检查及维护9.13制动闸漏气检查处理10机组所有端子箱10.1端子箱清扫10.2接线端子紧固11机组动力电源柜、配电柜11.1机组动力电源柜、配电柜清扫11.2机组动力电源柜、配电柜进线开关动作试验11.3二次回路检查，继电器校验11.4控制开关、指示灯检查、维护12机组出口开关柜12.1机组出口开关柜清扫12.3开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量12.4机组出口开关动作试验12.5二次回路检查，继电器校验13发电机出口联络柜检查维护13.1出口联络柜清扫13.2出口联络柜手车功能检查、试验13.3出口联络柜内PT、CT检查、试验13.4柜内二次回路检查，继电器校验14机组保护装置14.1机组保护装置清扫、端子紧固14.2CT、PT二次回路检查、绝缘测试14.3机组保护装置I/O点测试14.4机组保护装置定值检验14.5机组保护联动模拟试验15励磁系统（需请厂家现场维护调试）15.1清扫、检查装置外观15.2检查、试验励磁变压器、串联变压器、并联变压器、电压互感器、电流互感器15.3检查、测试单元板、脉冲板、功率柜及整流元件15.4检查并校验各继电器、接触电器，检查二次回路并测试绝缘15.5检修风机15.6回路模拟试验并进行静态、空载、带负荷工况下试验15.7励磁调节器特性试验15.8检查、调试系统稳定装置（PSS）15.9检查、修理灭磁装置及转子过电压保护装置16机组仪器、仪表及自动化元件16.1仪器、仪表及自动化元件检查及校验16.2发电机定子室烟感、温感、水位计检查16.3自动化元件缺陷处理17机组测温制动柜17.1测温柜清扫17.2所有温度表计检查及维护17.3发电机温度计校验18机组同期装置18.1同期回路检查18.2同期装置检查、试验19机组振动测量系统19.1振动摆度装置检查及维护19.2水导、发导振动、摆度测量探头检查、维护及校验19.3振动测量装置检查、清扫19.4轴电流保护装置检查及维护19.5机组大轴接地碳刷检查及维护20机组调试20.1机组无水调试20.2机组充水试验20.3机组启动试验、功能试验、并网试验21电站二次设备21.1发电机保护屏、电度表屏等清扫、检查、试验、校核21.2直流系统的清扫、检查，蓄电池维护21.3测温制动柜清扫、检查21.4各控制回路检查22机组工作水头测量装置的校核23消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目24配合上一年度承包商完成上一年度检修或专项技术处理后仍存在缺陷或遗留问题的项目8.3.2.2 西溪电站2#机组年度（C级）检修序号项目及内容1机组检修前的准备工作1.1机组进水口检修闸门、尾水闸门检查及维护1.2进尾水门机检查1.3检修排水系统检查维护1.4落进水口检修闸门、尾水闸门，打开流道放空阀进行流道排水2流道设备2.1检查前后闸门的密封情况2.2主支撑、侧向支撑螺栓紧固性检查3水轮机部分3.1导水机构拐臂压紧螺栓扭矩检查3.2导水机构控制环连杆球轴承、偏心销外观检查3.3检查具有填充材料的区域，视情况进行补充3.4导叶及浆叶开关时间测定3.5转轮室、尾水管里衬、转轮气蚀和磨损检查处理3.6轮叶与轮毂连接盘探伤检查3.7水力测量系统（包括测压嘴）维护、导通3.8水轮机导叶轴套密封更换（有漏水的）3.9水轮机主轴密封检查及处理，空气围带老化、损坏更换处理3.10伸缩节检查，若发现漏水现象则更换伸缩节止水盘根3.11大轴保护罩甩油处理4发电机部分4.1定子、转子绕组油污、碳污清洗4.2转子滑环、碳刷检查清扫和维护；磁极连线绝缘套管检查维护4.3组合轴承外观检查及清扫4.4检查清扫除潮器4.5抽查定子与转子间气隙4.6检查定子排水管是否畅通4.7发电机转动部分联接螺栓、挡风板螺栓的检查及紧固4.8定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数4.9定子绕组泄漏电流和直流耐压试验4.10转子绕组的绝缘电阻4.11转子碳刷架滑环绝缘电阻测量（若绝缘电阻较低需彻底处理）4.12发电机出口PT一次绕组的绝缘电阻4.13发电机出口CT、母线的绝缘电阻4.14发电机出口避雷器绝缘电阻4.15发电机出口避雷器直流1 mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流4.16高低压电缆绝缘电阻测量4.17发电机中性点CT清扫、试验4.18发电机火灾报警装置检查、维护、改造，技改方案由业主审定后实施4.19集电环碳刷系统检修（1）集电环表面检查，研磨处理（2）碳刷及刷盒更换（要求选用同一厂家同一批次，安装工艺符合规范要求）4.20挡风板密封检查、处理5调速器系统（需请厂家电气、机械液压调试人员进场调试）5.1调速器导叶、轮叶控制阀组的检查5.2检查油泵出口逆止阀、安全阀及泄压阀5.3检查各阀门及管路接头渗漏情况并处理好，特别是接力器上下联接法兰，油管进出油箱补焊情况检查处理。5.4检查油压、油位开关的设定值5.5检查集油箱呼吸器5.6检查油水探测器5.7数字调速器开关量及模拟量输入/输出情况检查5.8主配压阀、电液转换器功能检查及维护5.9液压系统所有过滤器检查、维护或更换5.10事故电磁阀及快关电磁阀功能及动作情况检查，空载阀、感压阀、机动阀（36M）功能检查、维护。5.11电气过速保护装置和机械过速保护装置的功能检查5.12导叶及轮叶位移传感器检验5.13导水机构的安全连杆限位开关检查5.14轮毂油箱油位开关的设定值检查5.15漏油箱呼吸器清扫5.16漏油箱油位开关检查5.17漏油箱油水探测器检查5.18导叶及轮叶协联关系检查5.19油泵电机绝缘电阻测量5.20调速器油泵卸荷阀动作压力检查，隔离阀检查、维护。5.21调速器油箱、回油箱油温控制器检查5.22电调出口继电器校验5.23电调电源模块校验5.24比例放大器输出输入特性及电气零位检查5.25数字调速器电路板清扫,检查.5.26调速器系统压力油罐安全阀送检5.27受油器对地绝缘电阻测量5.28自动补气装置功能检查、维护5.29测速装置功能检查及维护5.30调速器油泵及电机的检查及维护检修5.31受油器解体检查，分解、检查或更换受油器各部铜瓦，检查、更换受油器所有密封件，受油器盘车检查等5.32拆卸并清洗泵吸油滤网及双筒过滤器滤芯。（必须用具有脱脂和清洁作用的溶液来清洗过滤器,不能用车用汽油）5.33调速器油温高检查、处理（不局限于以下项目，应进行全面排查、分析、处理）（1）桨叶主配解体检查、消缺（2）受油器解体，检查、消缺5.34操作油管法兰渗油处理，更换密封5.35调速器压力油管安全阀送检6油处理及油化验6.1轴承油系统排油6.2轴承油系统过滤6.3轴承油系统充油及系统油循环6.4调速器油系统排油前检查转轮叶片是否漏油，若漏油需彻底处理6.5调速器油系统排油、充油6.6调速器油系统过滤6.7机组所有油箱清理6.8油样化验7轴承油系统7.1轴承油过滤器检查维护7.2高压油泵电机联轴器、轴承检查、维护7.3高压油路过滤器检查维护7.4检查各管路接头渗漏情况，并处理好渗漏点7.5各轴承油泵及电机外观的检查7.6油泵电机绝缘电阻测量7.7高压油顶起功能检查7.8主供油电动球阀功能检查及漏油检查处理7.9示流器检查7.10高低位油箱油位计检查、维护7.11油箱加热器和温控器检查、维护7.12高压顶轴油泵控制回路改造（增加安全回路），待业主审定方案后实施7.13油管法兰渗油处理，更换密封8技术供水及机组冷却系统8.1机组混流冷却风机检查，各轴承加注润滑油，各部分螺栓松动紧固处理8.2对冷却器进行清扫以及打压试验8.3所有电机绝缘电阻测量8.4主轴密封过滤器清洗检查、维护8.5技术供水泵、过滤器进出口蝶阀及止回阀密封性检查、处理8.6技术供水系统油冷却器水管改造9制动系统9.1制动（手动、强制动）功能试验9.2检查制动闸瓦的磨损情况9.3检查制动闸的固定座螺栓紧固情况9.4打开制动气管最低点的球阀，排除冷凝水9.5制动机构添加润滑油9.6气水分离器清污检查及维护9.7气系统管路阀门检查及维护9.8制动闸漏气检查处理10机组所有端子箱10.1端子箱清扫10.2接线端子紧固11机组动力电源柜、配电柜11.1机组动力电源柜、配电柜清扫11.2机组动力电源柜、配电柜进线开关动作试验11.3二次回路检查，继电器校验11.4控制开关、指示灯检查、维护12机组出口开关柜12.1机组出口开关柜清扫12.3开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量12.4机组出口开关动作试验12.5二次回路检查，继电器校验13发电机出口联络柜检查维护13.1出口联络柜清扫13.2出口联络柜手车功能检查、试验13.3出口联络柜内PT、CT检查、试验13.4柜内二次回路检查，继电器校验14机组保护装置14.1机组保护装置清扫、端子紧固14.2CT、PT二次回路检查、绝缘测试14.3机组保护装置I/O点测试14.4机组保护装置定值检验14.5机组保护联动模拟试验15励磁系统（需请厂家现场维护调试）15.1励磁变压器的清扫检查15.2励磁变压器的绝缘电阻测量15.3励磁系统一次设备、外回路清扫、检查、试验15.4励磁系统柜清扫、检查、试验15.5励磁系统定值核查、I/O点检查15.6励磁系统性能试验16机组仪器、仪表及自动化元件16.1仪器、仪表及自动化元件检查及校验16.2发电机定子室烟感、温感、水位计检查16.3自动化元件缺陷处理17机组测温制动柜17.1测温柜清扫17.2所有温度表计检查及维护17.3发电机温度计校验18机组同期装置18.1同期回路检查18.2同期装置检查、试验19机组振动测量系统19.1振动摆度装置检查及维护19.2水导、发导振动、摆度测量探头检查、维护及校验19.3振动测量装置检查、清扫19.4轴电流保护装置检查及维护19.5机组大轴接地碳刷检查及维护20机组调试20.1机组无水调试20.2机组充水试验20.3机组启动试验、功能试验、并网试验21电站二次设备21.1发电机保护屏、电度表屏等清扫、检查、试验、校核21.2直流系统的清扫、检查，蓄电池维护21.3测温制动柜清扫、检查21.4各控制回路检查23机组工作水头测量装置的校核24消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目25配合上一年度承包商完成上一年度检修或专项技术处理后仍存在缺陷或遗留问题的项目8.3.2.3西溪变电站设备年度检修序号项 目 & 内 容1西溪主变本体1.1主变本体清扫、检查及维护，必要时进行补漆1.2油位计检查、油质化验、油位调整、储油柜检查清洗1.3冷却片清扫、检查及维护1.4压力释放阀检查1.5气体继电器送检1.6压力温度计、电阻温度计检查1.7接地系统检查1.8测量装置及二次回路的检查1.9无载调压装置检查1.10检查全部阀门密封状况，处理渗漏油 1.11主变附件清扫、检查及维护1.12清扫外绝缘和检查各导电接头1.13事故油池排水泵检查、试验1.14绕组直流电阻测量1.15绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测量1.16主变介损测量1.17主变压器投入系统试验　　2西溪主变保护2.1主变保护装置检查、清扫2.2主变保护CT、PT回路检查2.3主变保护I/O点检查及测试2.4主变保护定值检验及联动试验3西溪110kV设备3.1110kv SF6开关（102，1022）3.2断路器内SF6气体的温度检测3.3辅助回路和控制回路绝缘电阻3.4合闸电阻值和合闸电阻值的投入时间3.5分、合闸电磁铁的动作电压3.6导电回路电阻3.7SF6气体密度监视器（包括整定值）校验3.8压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验3.9油（气）泵补压及零起打压的运转时间3.10SF6气体泄漏试验3.11隔离开关、地刀检查、清扫、试验3.12PT、CT检查、清扫、试验3.13避雷器检查、清扫、试验3.14控制二次回路检查、清扫、试验3.15110kVT接线设备（含T接线）的检查、维护、试验4西溪110kV线路保护部分4.1线路保护装置检查、清扫4.2线路保护CT、PT回路检查4.3线路保护I/O点检查及测试4.4线路保护定值检验及联动试验5西溪高压开关柜5.1高压柜清扫、检查及维护5.2共箱母线清扫、检查及维护5.3开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量5.4高压出口各开关动作试验5.5开关分合动作时间测量5.6二次回路检查，继电器校验5.7高压柜静触头、母排连接螺栓的紧固并按有关规范要求做试验5.8高压开关柜共振异响检查，母线铜排加装母线金具紧固处理6西溪厂用电系统6.1厂用电变压器的清扫检查6.2厂用电变压器的绝缘电阻测量6.3厂用电系统一次设备、外回路清扫、检查、试验6.4厂用电系统柜清扫、检查、试验6.5厂用电系统定值核查、I/O点检查6.6厂用电低压开关清扫检查6.7母线击穿和闪络现象、各个触点检查6.8操作机构检查6.9厂用电低压开关性能测试7综合调度楼配电系统7.1变压器的清扫检查7.2变压器的绝缘电阻测量7.3配电系统一次设备、外回路清扫、检查、试验7.4配电系统柜清扫、检查、试验7.5配电系统定值核查、I/O点检查7.6低压开关清扫检查7.7低压开关性能检查、测试7.8母线击穿和闪络现象、各个触点检查7.9操作机构检查7.10环网柜检查、性能测试8预防性试验项目8.1西溪主变压器8.1.1油中溶解气体色谱分析8.1.2绕组直流电阻80.1.3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数8.1.4绕组的tgδ8.1.5绝缘油试验8.1.6绕组泄漏电流8.1.7测温装置及其二次回路试验8.1.8气体继电器及其二次回路试验8.2110KV SF6开关（102、121A）8.2.1断路器内SF6气体的湿度检测8.2.2开关绝缘电阻8.2.3合闸电阻值和合闸电阻值的投入时间8.2.4分、合闸电磁铁的动作电压8.2.5导电回路电阻8.2.6SF6气体密度监视器（包括整定值）检查8.2.7压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验8.2.8气压操作机构的泄漏试验8.2.9气泵补压及零起打压的运转时间8.36.3kV开关8.3.1绝缘电阻8.3.2交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）8.3.3辅助回路和控制回路交流耐压试验8.3.4导电回路电阻8.3.5合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻8.4电压互感器8.4.1绝缘电阻8.4.2tgδ（20kV及以上）8.5电流互感器8.5.1绕组的绝缘电阻8.5.2断路器内SF6气体的湿度检测8.6套管8.6.1主绝缘对地绝缘电阻8.6.2主绝缘对地tgδ8.7避雷器8.7.1避雷器绝缘电阻8.7.2避雷器直流1 mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流8.8110KV电缆8.8.1110KV电缆绝缘测量8.8.2110KV电缆清扫　　9柴油发电机组（共2台：西溪坝区1台；生活区一台）9.1检查蓄电池电压和电解液比重 9.2检查三角橡胶带的张紧程度 9.3清洗机油泵吸油粗滤网 9.4清洗空气滤清器 9.5清洗通气管内的滤芯 9.6清洗燃油滤清器 9.7清洗机油滤清器 9.8清洗涡轮增压器的机油滤清器及进油管 9.9更换油底壳中的机油 9.10加注润滑油或润滑脂 9.11清洗冷却水散热器 9.12控制柜的清扫、检查9.13发电机定转子电阻测量9.14柴油发电机联动试验10坝区配电房电气设备检修10.1低压柜清扫、检查10.2PT、CT检查、清扫、试验10.3避雷器检查、清扫、试验10.4二次回路的检查、试验，保护检验10.5高压环网柜检查、维护10.66.3kV电缆绝缘测量10.7变压器清扫、检查10.8变压器直流电阻测量10.9变压器绝缘电阻测量　 11消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目12配合上一年度承包商完成上一年度检修或专项技术处理后仍存在缺陷或遗留问题的项目8.3.2.3西溪电站公用系统年度检修1高压气系统的检查、检修1.11#、2#高压气机润滑油检查并更换1.21#、2#高压气机空气滤清扫维护1.31#、2#高压气机排污电磁阀检查清洗1.41#、2#高压气机安全阀送检1.5高压气罐检查，手动排放储气罐冷凝水，安全阀送检1.6高压气机仪表检查效验1.7清洁压缩机的中间冷却器外部1.8清洁压缩机气缸冷却翅片1.9检查V型皮带张紧情况1.10检查或拧紧所有的螺栓1.11中压气罐检查，手动排放储气罐冷凝水，安全阀送检1.12中压气补气阀检查1.13高压气机控制柜电器元件检修维护（包括2台电机检查）1.14中压气罐控制柜电器元件检修维护2低压气系统的检查、检修2.11#、2#低压气机润滑油检查并更换2.21#、2#低压气机气水分离器检查2.3检查显示屏读数，并效核参数设定值2.4检查空气过滤器并清扫2.5检查压力和温度的读数并效验2.6执行指示灯和显示屏的测试2.7测试温度故障停机功能2.8低压气系统各安全阀送检3技术供水系统年度检修3.11#、2#、3#技术供水水泵检查3.21#、2#、3#技术供水水泵的电机检查3.3所有过滤器检查、维护3.4技术供水泵、过滤器进出口蝶阀及止回阀密封性检查、处理3.5高位水池清洗，水位开关检查并进行功能测试4渗漏排水泵检修4.1电机检查，绝缘检测，绝缘较低时须进行处理4.2水泵连轴器及轴承检查4.3水泵本体检查，是否有气蚀，若有需进行处理4.4检查密封材料是否磨损，磨损过大需更换4.5组合回装后加注透平润滑油4.6出口碟阀及止回阀检查4.7渗漏集水井清污5直流系统5.1直流系统设备清扫检查5.2各接线端子检查并紧固5.3充电设备性能测试5.4绝缘监测仪性能测量5.5电池充放电试验6检修及厂外排水系统的检查、检修7通风系统的检查、检修8动力及照明系统检查、检修9通风系统和空调系统的检查、维护检修10动力电缆检查、检修11控制电缆检查、检修12工业电视系统检查、检修13照明系统维护检修14UPS设备维护8.3.3 东、西溪电站桥式起重机、进∕尾水门机、清污机年度检修8.3.3.1 东溪电站桥机年度检修序号项目及内容1桥机缺陷处理2桥机机械部分检修2.1大车运行机构2.1.1检查各电动机、制动器、减速器、轴承座及机架等基础螺栓的紧固情况2.1.2检查减速器、制动器的油质油位，如油质不合格则做更换处理；漏油点处理2.1.3检查调整各制动器制动闸与制动轮间的间隙，检查调整其制动力矩，使之符合安装使用说明书的要求2.1.4检查齿轮联轴器并涂抹润滑脂，检查弹性柱销联轴器2.1.5大车车轮的检查及车轮轴承加注润滑脂2.2小车及主起升机构2.2.1检查各电动机、制动器、减速器、轴承座及机架等基础螺栓的紧固情况2.2.2检查减速器、制动器的油质油位，如油质不合格则做更换处理；漏油点处理2.2.3检查调整各制动器制动闸与制动轮间的间隙，检查调整其制动力矩，使之符合安装使用说明书的要求2.2.4检查齿轮联轴器并涂抹润滑脂，检查弹性柱销联轴器2.2.5小车车轮的检查2.2.6各动、定滑轮组及吊具的检查2.2.7检查并紧固钢丝绳压板螺栓及钢丝绳的磨损和断丝情况2.2.8钢丝绳润滑情况检查，必须时进行清洗并涂黄油2.3主要焊缝的外观检查2.4金属结构的变形及开裂等失效现象的检查2.5缓冲装置检查3桥机电气一次部分检修3.1盘柜一次回路清扫、检查、试验3.2电阻箱清扫,检查、试验3.3大车行走电动机绝缘电阻测量3.4小车行走电动机绝缘电阻测量3.5主起升电动机绝缘电阻测量3.6付起升电动机绝缘电阻测量3.7电动葫芦起升电动机绝缘电阻测量3.8电缆检查,电缆绝缘电阻测量3.9电源安全滑触线的检查、调整、试验3.10电源安全滑触线刷把的检查、调整、试验4桥机电气二次部分维护检修（检验）4.1主起升控制回路检查、试验4.1.1控制屏接触器、继电器检查、试验4.1.2端子排、接线盒清扫、端子紧固4.1.3主起升荷重传感器安装4.1.4主起升荷重仪调试及荷载试验4.1.5上升限位及下降限位行程开关检查4.1.6上升行程接近开关检查试验4.2大车控制回路检查、试验4.2.1控制屏接触器、继电器检查及试验4.2.2变频器检查试验4.2.3端子排接线盒端子清扫、紧固4.2.4大车左右限位行程开关调整，试验4.2.5大车行程定位接近开关检查、试验4.3小车控制回路检查、试验4.3.1控制屏接触器、继电器检查及试验4.3.2变频器检查试验（需请厂家现场测试维护）4.3.3端子紧固4.3.4小车上下游限位行程开关调整试验4.3.5小车行程定位接近开关检查试验4.4付起升控制回路检查、试验4.4.1控制屏接触器、继电器检查试验4.4.2端子紧固4.4.3付升限位开关检查试验4.5电动葫芦控制回路检查、试验4.6联合控制台检查试验4.7故障报警PLC的I/O点检查试验5桥机联动试验6按规定进行桥机年检并提交年检报告7消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的其他检修项目8.3.3.2 东溪电站门机、闸门年度检修序号项目及内容1门机维护检修2门机机械部分检修2.1大车运行机构2.1.1检查各电动机、制动器、减速器、轴承座及机架等基础螺栓的紧固情况2.1.2检查减速器、制动器的油质油位，如油质不合格则做更换处理；漏油点处理2.1.3检查调整各制动器制动闸与制动轮间的间隙，检查调整其制动力矩，使之符合安装使用说明书的要求2.1.4检查齿轮联轴器并涂抹润滑脂，检查弹性柱销联轴器2.1.5大车车轮的检查及车轮轴承加注润滑脂2.1.6手动集中润滑系统的检查及处理2.1.7制动器故障处理2.2小车及主起升机构2.2.1检查各电动机、制动器、减速器、轴承座及机架等基础螺栓的紧固情况2.2.2检查减速器、制动器的油质油位，如油质不合格则做更换处理；漏油点处理2.2.3检查调整各制动器制动闸与制动轮间的间隙，检查调整其制动力矩，使之符合安装使用说明书的要求2.2.4检查齿轮联轴器并涂抹润滑脂，检查弹性柱销联轴器2.2.5小车车轮的检查2.2.6小车电动集中润滑系统的检查处理2.2.7各动、定滑轮组及吊具的检查处理2.2.8检查并紧固钢丝绳压板螺栓及钢丝绳的磨损和断丝情况2.2.9钢丝绳的润滑情况检查，必须时进行清洗并涂黄油2.2.10小车机房3T检修吊的检查处理2.3门架等金属构件2.3.1所有联接螺栓紧固情况的检查2.3.2主要焊缝的外观检查2.3.3金属结构的变形及开裂等失效现象的检查2.3.4金属构件锈蚀处理2.4夹轨器2.4.1液压系统的检查和试验2.4.2液压油的油质和油位检查及处理2.4.3夹轨器故障处理及动作试验2.4.4门机抓梁液压装置箱密封改造2.4.5锁定装置改造3门机电气部分检修3.1电阻箱清扫3.2控制柜清扫3.3控制柜元件检修及更换损坏元件3.4控制接触器的检查和触头修磨3.5继电器的校验、试验3.6盘柜二次回路绝缘电阻测量3.7各端子排、接线盒、联结螺栓检查、紧固3.8盘柜一次回路绝缘电阻测量3.9超载仪清扫、检查、试验3.10小行走限位开关检查、调整及更换损坏件3.11门机电缆槽架腐蚀更换3.12变频器检查试验（需请厂家现场测试维护）4门机联动试验5闸门维护检修5.1门叶钢结构的检查5.2水封装置的检查及处理5.3侧轮的检查6消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的其他检修项目8.3.3.3东溪电站清污机、拦污栅、拦漂排年度检修序号项目及内容1清污机维护检修2清污机机械部分检修2.1检查各电动机、制动器、减速器、轴承座及机架等基础螺栓的紧固情况2.2检查减速器、液压推杆制动器的油质油位，不够则加够，如油质不合格则做更换处理；漏油点处理2.3检查齿轮联轴器并涂抹润滑脂、更换已损坏的油封。调整其同轴度和端面间隙使符合要求2.4检查调整各制动器制动闸与制动轮间的间隙，检查调整其制动力矩，使之符合安装使用说明书的要求2.5检查各开式齿轮的啮合情况，并进行必要的清洗修磨和调整、润滑2.6各动、定滑轮组、均衡滑轮组的清扫检查和紧固2.7检查卷扬机结构部分，尤其是机架主要受力部件的焊缝和板材，对局部变形、开裂等故障进行处理2.8清污机行走机构车轮轴承检查维护及添加润滑油，减速箱润滑油检查或更换处理2.9耙斗的检查维护及耙齿的矫正2.10清污机耙斗机构故障处理2.11钢丝绳的润滑情况检查，必须时进行清洗并涂黄油2.12锁定装置改造，待业主审定方案后实施。3清污机电气部分检修3.1电源控制柜清扫检查3.2电阻箱清扫检查3.3控制接触器的检查和触头修磨3.4继电器的检验、试验3.5各端子排检查紧固3.6所有电动机及液压推杆制动器电动机检查、试验3.7二次回路检查、试验3.8清污机耙斗上升限位装置检查调整3.9导污板伸出极限、拉入极限检查调整3.10集污斗开、关限位检查调整3.11变频器检查试验（需请厂家现场测试维护）4清污机联动试验5拦污栅检查、维护6拦漂排维护检修7消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目8.3.3.4西溪电站桥机及仓库桥机年度检修（同8.3.3.1东溪电站桥机年度检修）；8.3.3.5西溪电站门机、闸门年度检修（同8.3.3.2东溪电站门机、闸门年度检修）；8.3.3.6西溪电站清污机、拦污栅、拦漂排年度检修（同8.3.3.3东溪电站清污机、拦污栅、拦漂排年度检修）。8.3.3.7东溪进尾水门机、清污机、电站进水口、仓库大门、枢纽东、西溪电站内警示牌支架及避雷针∕网的喷漆、补漆。户外栏杆油漆技术要求：将原有油漆清除，除锈后用业主提供的油漆按油漆厂家的要求进行施工。8.3.4 枢纽东、西溪电站各消防系统年度检修序号项目及内容1东西溪机组消防系统1.1消防系统清扫、检查1.2机组烟感、温感探头检查、消缺1.3自动消防系统主板及模块检查、消缺、调试1.4机组消防系统整体性能调试2东、西溪厂房消防系统2.1消防水泵、联轴机构和轴承检查、消缺2.2消防水泵电机检查、消缺2.3消防水泵电机绝缘测量2.4消防水泵动作检查2.5消防水泵控制系统检查、消缺2.6厂房消防探头线路检查、消缺2.7厂房消防主机清扫、检查、消缺2.8厂房消防主机调试2.9厂房消防系统联动调试2.10各房间消防探头及模块检查、消缺、调试2.11智能型火灾自动报警控制器主机检查、消缺、调试2.12智能型火灾自动报警系统整体调试2.13中控室自动报警气体灭火控制系统检查、消缺、调试2.14中控室灭火气体检查2.15中控室气体灭火系统整体调试2.16各房间消防探头及模块检查、消缺、调试3各区域消防栓3.1办工楼及待工楼消防栓检查、消缺3.2东、西溪厂房消防栓检查、消缺4消防设备防腐喷漆5电缆穿墙、垂直穿楼板处及电缆桥架按规范进行防火封堵6消除设备故障及缺陷和保证设备安全运行的检修项目7配合上一年度承包商完成上一年度检修或专项技术处理后仍存在缺陷或遗留问题的项目注：消防自动控制系统需请原厂家进场维护、调试。8.3.5 以上所列的是枢纽东、西溪电站年度检修的主要内容，但并不包括全部内容，按国家、行业现行规程、规范要求的所有检修项目及内容均属于本招标项目的内容。 第九章评标办法根据《中华人民共和国政府采购法》等国家及地方有关文件精神，在保证广东省潮州供水枢纽东、西溪电站维护检修项目（以下简称本项目）招标公开、公平、公正的基础上，结合本项目的技术和商务需求，制定本评标办法。内容包括本次评标的评审过程和方法。9.1评标依据（1）《中华人民共和国政府采购法》；（2）《水利工程建设项目施工投标管理规定》（水利部令第14号）；（3）《水利工程建设项目重要设备采购采购投标管理办法》（水建管[2002]585号）；（4）《评标委员会和评标方法暂行规定》（国家计委等七部委联合颁发）；（5） 本项目的招标文件。9.2评标须知9.2.1.关于评标方案评标委员会的每位成员（简称评委）应认真地阅读并确认已经正确理解了评标方案。9.2.2.关于评标纪律（1）评标委员会成员不得与任何投标人或者与采购结果有利害关系的人进行私下接触，不得收受投标人、中介人、其他利害关系人的财物或者其他好处；（2）评委应本着客观、公正的原则独立给出评价意见；（3）评委之间不得相互串通进行评分；（4）评委不得试图影响其他评委的评价意见。9.2.3.关于评标责任（1）评委应在其书面评审意见上签字确认；（2）评委对其所提出的评审意见承担个人责任。9.2.4.关于回避有下列情形之一的，不得担任评标委员会成员，如事先不知情的，应在宣读投标人名单及评标纪律后主动提出回避：（1）是投标人或者投标人主要负责人的近亲属；（2）是该投标人的项目主管部门或是该投标人的行政监督部门的人员；（3）与投标人有经济利益关系，可能影响对投标公正评审的；（4）曾因在采购、评标以及其他与采购投标有关活动中从事违法行为而受过行政处罚或刑事处罚的。9.2.5.关于保密（1）评标委员会成员和与评标活动有关的工作人员不得透露对投标文件的评审和比较、中标候选人的推荐情况以及评标有关的其他情况。（2）前款所称与评标活动有关的工作人员，是指评标委员会成员以外的因参与评标监督工作或者事务性工作而知悉有关评标情况的所有人员。9.2.6.罚则（1）评标委员会成员在评标过程中擅离职守，影响评标程序正常进行，或者在评标过程中不能客观公正地履行职责的，一经核实，取消担任评标委员会成员的资格，并报有关部门经予法律追究和查处。（2）评标委员会成员收受投标人、其他利害关系人的财物或者其他好处的，评标委员会成员或者与评标活动有关的工作人员向他人透露对投标文件的评审和比较、中标候选人的推荐以及与评标有关的其他情况的，一经核实，报有关部门经予法律追究和查处。9.3评标委员会9.3.1采购人和采购代理机构依法组建本项目评标委员会。评标委员会由5人组成， 5名专家均从广东省政府采购管理处专家库对口专业中随机抽取产生。评标委员会成员享有同等的表决权。9.3.2评标委员会依据招标文件的规定对各投标文件进行评审，得出评标结果，提交评标报告。9.3.3评标委员会经评审，认为所有投标都不符合招标文件要求的，可以否决所有投标。9.4开标、评标程序9.4.1开标9.4.1.1开标会议由采购代理机构主持，采购人、有关监督部门和采购代理机构工作人员及所有投标人代表参加开标会议；9.4.1.2开标程序开启标书并按招标文件规定和要求公布递交投标文件的投标人名称并对投标文件进行一般符合性检查、由采购代理机构当众宣读投标人名称、修改和撤回投标的通知（如有的话）、投标报价承诺书、投标总报价以及其他必要的内容：（1）参加开标会议人员（包括所有投标人）在采购人规定的表格签名报到；（2）开标主持人介绍开标、评标监督人员、投标人名称；（3）由采购代理机构和所有投标人共同检查投标文件封存是否完好；（4）投标人在采购人规定的开标记录表签名确认。9.4.2投标文件初步评审评标委员会根据招标文件的规定和要求，对投标人的投标资格进行复审和对投标文件的有效性进行符合性审查，资格审查不合格的投标人递交的投标文件和经审查为无效的投标文件不进入投标文件的详细评审。投标文件有下列情形之一，由评委审核后视为无效投标文件：（1）投标人不是在国内注册并具备资质等级为水利水电工程施工总承包壹级或以上；（2）投标文件没有按招标文件规定进行编制、密封、标记、签字、盖章；（3）投标人的法定代表人或其授权代表没有参加开标会议；（4）投标文件无法定代表人证明书和其授权代表的有效授权书（如有授权）；（5）投标人未提交保证金或提供投标保证金不符合招标文件规定的；（6）投标有效期不足的； （7）投标价格超出投标限价的；；（8）出现法律规定和本招标文件有关废标规定的其他情形的；（9）不符合招标文件规定的其他实质性要求。如出现无效投标书的争议时，各评委根据第12号令的相关条款以少数服从多数的原则书面确认为是否无效投标。只有通过符合性审查的投标文件才能进入下一阶段评审。若通过符合性审查的有效投标人不足3家，则依法重新采购。9.4.3投标文件的详细评审评标委员会根据《评标办法》及招标文件的规定对经初步评审资格合格且为有效的投标文件进行详细评审，并进行独立、记名评分。9.4.4评标委员会根据采购人的授权和详细评审结果推荐中标人及候补中标人。9.5评标和定标原则9.5.1评标原则评标原则：坚持公平、公正、公开、择优的原则，对各投标人的资质、信誉、业绩、施工组织方案、技术措施、投标报价及合理性、技术力量、安装能力、质量保证、工期、标书响应性、服务及用户反馈意见等方面进行综合分析比较，由评标委员会独立公正地进行记名评分择优选择投标人。9.5.2定标原则依据评标委员会的评标结果经采购人确认后确定中标人。按评标办法确定得分最高者为中标人，次高者为候选中标人。如果有两个或两个以上的投标人综合得分相同，且均为最高分，则按以下原则确定中标人：（1）投标总报价低的为中标人；（2）如果投标总报价也相同，以服务指标优劣顺序，确定中标人。9.6评分方法评分分“报价部分”和“技术商务部分”两部分，“报价部分”占总分的15％“，技术商务部分”占总分的85%：评分项目报价部分评分技术商务部分评分权重（总和为100%）15%85%根据上述报价部分及技术商务部分的综合评分及其权重分配，代入下列公式计算各投标人的总得分。得分统计保留小数点后两位，第三位四舍五入。进入详细评审的各投标人的综合得分，按得分从高到低排名（综合得分相同时，投标总价低者优先；如果投标总报价也相同，由评标委员会记名投票，以少数服从多数的原则，确定中标人）。评标总得分=F1×A1+F2×A2其中，F1、F2分别为报价部分及技术商务部分评分的汇总得分；A1、A2分别为报价及技术商务部分评分所占权重值（A1+A2=1）评分统计验算：评分统计的结果数据须经评标委员会验算并确认。9.6.1报价部分（满分F1=100分）本采购不设标底，采用最高限价，为405万元人民币，高于此限价投标无效。报价得分（满分F1=100分）：将评委会校核后的各投标人的投标总价定义为评标价格。取各评标价格中的投标价格最低的投标报价为评标基准价，其价格分为满分F1=100分。其他投标人的价格分统一按照下列公式计算：投标报价得分F1=（评标基准价／投标报价）×100 。9.6.2技术商务部分（满分F2=100分）技术商务部分评分细则见附表。评标委员按下表所列项目对投标文件的“技术商务部分”进行评分。各投标人的技术商务部分得分为评委打分去掉一个最高分和一个最低分的算术平均值。附表： 技术商务评分表序号评审项目权重优良一般1项目组织机构6[6.0，4.0）[4.0，2.0）[2.0，0.0]优：组织机构完整、合理，职、责、权明确，人员配备科学合理良：组织机构完整、合理，职、责、权明确，人员配备基本合理一般：组织机构完整、合理，职、责、权明确，人员配备较不合理2项目重点、难点分析及合理化建议8[8.0，5.0）[5.0，3.0）[3.0，0.0]优：针对本项目，重点、难点分析全面合理，有具体可行的解决方案。良：对本项目，重点、难点分析基本合理，有提供解决方案。一般：重难点分析不全面，较不合理。3维护检修方案12[12.0，8.0）[8.0，4.0）[4.0，0.0]优：维护检修方案具体可行，有具体的保证措施。良：维护检修方案基本可行，有一定的保证措施。一般：维护检修方案不全面，内容不可行。4主要设备的维修保养计划及操作规程7[7.0，5.0）[5.0，3.0）[3.0，0.0]优：主要设备描述详细，相应的保养计划合理可行，且提供相应的解决方案；并有提供具体的操作规程。良：针对主要设备有保养计划，对设备性能基本熟悉；操作规程基本全面。一般：对主要设备不熟悉，保养计划不可行，无具体的操作规程。5维护检修所需设备的投入计划及保护措施6[6.0，4.0）[4.0，2.0）[2.0，0.0]优：设备投入能完全满足运营要求，与运营工期相互协调，且提供具体的保证措施。良：设备投入计划基本可行，有保证措施。一般：设备投入计划不合理。6规章制度4[4.0，3）[3.0，1.0）[1.0，0.0]优：规章制度齐全，涉及面广，具体可行，有可操作性。良：规章制度基本齐全，有一定的可操作性。一般：规章制度一般，不太具体。7基本人员配备8[8.0，5.0）[5.0，2.0）[2.0，0.0]优：人员配备合理，完全满足运营要求；专业配备合理，齐全电气一次、电气二次、电气试验、水机等各专业中级或以上职称人员各2名或以上，配管、起重、焊工等专业中级工或以上资格人员各2名或以上，安全、质检专职各1名。良：人员配备基本合理，能满足运营要求；专业配备较合理电气一次、电气二次、电气试验、水机等各专业中级或以上职称人员各1名，配管、起重、焊工等专业中级工或以上资格人员各1名，安全、质检专职各1名。一般：人员配备不齐全，无运营经验，电气一次、电气二次、电气试验、水机等各专业中级或以上职称人员不足各1名，配管、起重、焊工等专业中级工或以上资格人员不足各1名，安全、质检专职不足各1名。8项目负责人5[5.0，4.0）[4.0，2.0）[2.0，0.0]优：项目负责人专业对口，具有高级职称，运营管理经验丰富。良：项目负责人专业相近，具有中级职称，有一定的运营管理经验。一般：项目负责人专业较差，无运营管理经验。9维护检修设备、工器具、测量器具6[6.0，5.0）[5.0，3.0）[3.0，0.0]优：设备造型合理，技术参数完全满足技术要求。施工技术措施和进行安排合理。良：设备造型基本合理，能合乎技术要求。有提供施工技术措施和进度安排。一般：设备造型不合理，无提供施工措施。10水轮发电机组及水闸维护检修或安装业绩256安装过两台20MW及以上贯流式机组加1分，每增加一台加1分，最多加6分。3检修过两台20MW及以上贯流式机组加0.5分，每增加一台加0.5分，最多加3分。4每维护一台20MW及以上贯流式机组加1分，最多加4分。3每检修一座水闸（单孔尺寸8×14m及以上），加0.5分，最多加3分。4每维护一座水闸（单孔尺寸8×14m及以上），加1分，最多加4分；。5每安装过一台转轮直径6米及以上的贯流式机组加1分，每增加一台加1分，最多加5分。11变电站及GIS维护检修或安装业绩52002年以来成功维护检修或安装过110kV及以上电压等级的变电站的，得2.5分，否则得0分。2002年以来成功维护检修或安装过110KV 及以上电压等级GIS成套设备的，得2.5分，否则得0分。12企业信誉、荣誉5获得ISO9000质量管理体系认证的得2分，2009年以来获得重合同守信用一年的得1分，连续二年获得的得2分，连续三年获得的得3分，否则不得分；13投标文件清晰3[3.0，2.0）[2.0，1.0）[1.0，0.0]优：文件文字和图表描述准确清楚，条理清晰。良：文件文字和图表描述基本清楚。一般：文件文字和图表描述不清楚。14总分100