吉安市螺滩水电站增效扩容工程机电设备采购第二期招标(调速器系统、励磁系统、电站微机综合自动化监控保护系统、直流系统、电缆)招标文件招标单位：吉安市螺滩水电站增效扩容工程项目部招标代理：中康建设管理股份有限公司二0一三年十二月第一章招标公告 1. 招标条件本招标项目吉安市螺滩水电站增效扩容二期工程已由上级主管部门批准建设，招标人为吉安市螺滩水电站增效扩容工程项目部，建设资金来源为政府资金，项目已具备招标条件，现就该项目的 吉安市螺滩水电站改造工程设备采购安装面向国内进行公开招标。2. 项目概况与招标范围2.1 建设地点：吉安市青原区富滩镇2.2 招标金额：Ⅰ标段为调速器系统、励磁系统、电站微机综合自动化监控保护系统、直流系统、电缆。招标金额约 420 万元；。Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置；121KV户外断路器等招标金额约 230 万元；Ⅲ标段为主变压器、实验设备等，招标金额约105万元。2.3 计划工期：2014 年 1 月 10 日开工，2015 年9 月 30 日完工。 2.4 招标范围2.4.1 Ⅰ标段为调速器系统、励磁系统、电站微机综合自动化监控保护系统、直流系统、电缆等。2.4.2 Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置；121KV户外断路器等。2.4.3 Ⅲ标段为主变压器、实验设备等。2.5 以上设备相应旧设备的拆除，新设备的供应、安装及设备调试等。设备的数量、型号及规格等详见设备配置清单。 2.6 标段划分：共3个标段，2.7 质量要求：合格及以上。 3. 投标人资格要求 3.1本次设备采购招标要求投标人具备以下资格条件： 投标人具有国内独立法人资格；通过ISO9000系列质量体系认证；银行开户许可证（企业基本账户，不含企业分公司或办事处）。Ⅰ标段：计算机监控系统具有信息产业部颁发的三级及以上计算机信息系统集成资质，发电站或变电站的计算机监控、微机保护及直流系统等综合自动化系统的设计、生产及销售的经营范围。Ⅱ标段：具有国家质量监督检验部门出具的10kV高压开关柜和0.4kV低压开关柜型式试验证书及报告；具有0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）的CCC认证证书；自2010年1月1日以来具有10kV高压开关柜、0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）制造、供应的业绩及建设的案例。Ⅲ标段：具有同等级、同型号变压器型式试验报告、产品技术鉴定验收证书、电力变压器鉴定证书。营业执照有：相应设备的设计、生产及销售的经营范围。3.2财务要求：Ⅰ标段投标人企业注册资本金不少于5000万元人民币；Ⅱ标段投标人企业注册资本金不少于5000万元人民币。Ⅲ标段投标人企业注册资本金不少于10000万元人民币。3.3 信誉要求：由投标人出具加盖法人印章和法定代表人签字或盖章的承诺书（见格式）以证明投标人没有正在被设区市级及以上行政或纪检、监察等主管部门责令停业、取消投标资格；财产没有被司法部门或行政执法部门接管、冻结或处于破产状态；已执行或正在执行的合同不存在欺诈行为、业绩没有虚报；投标文件内容真实、无弄虚作假；并且近3年投标人在投标活动中无违法行为记录。3.4 招标人不接受联合体投标，法定代表人为同一个人的两个及两个以上法人，母公司、全资子公司及其控股公司，都不得同时参加投标，否则按废标处理。3.5投标人应自行判定是否符合资格条件、满足招标要求，并决定是否购买标书和参加投标。4. 资格审查办法 本次招标采用资格后审合格制（开标后评标委员会审查），资格审查不合格的投标人的投标文件将被否决，其投标报价将不进入B值计算，资格审查办法详见招标文件内容。5. 招标文件的获取5.1凡符合资格条件且有意参加本次机电设备采购招标的投标者，请于2013年 12月19日起自行在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网下载招标文件，招标文件售价均为800元/标，开标现场收取，不退。6. 投标文件的递交6.1投标文件（所有标段）递交的截止时间为2014年1月10日上午9时30分，地点为吉安市公共资源交易中心（城南文体路与吉州大道交叉路市民服务中心十一楼）。6.1.2逾期送达的或者未送达指定地点的投标文件，招标人不予受理。6.1.3逾期送达的或者未送达指定地点的机电设备采购投标文件、招标人不予受理；6.1.4本次招标要求投标人代表（法定代表人或其授权委托人）必须在投标截止时间前到达开标地点签到并出具有效身份证明材料原件，未按要求出席开标会的投标人，其投标文件在开标现场招标人按无效标处理。7. 有关说明7.1.有关本次设备采购招标投标的解答、澄清和修改等补充材料，将在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网上发布，请潜在投标人随时关注及时下载有关补充材料。7.2根据《关于在水利工程招投标活动中实行行贿犯罪档案查询制度的通知》（赣检发预字[2013]3号）关于将行贿犯罪档案查询作为水利工程项目招投标的必经程序的规定，本次招标要求各投标人自行到单位住所地或业务发生地检察机关申请对本单位及拟派项目负责人进行行贿犯罪档案查询，并将查询结果在开标现场同投标文件一并递交。投标人提供的《行贿犯罪档案查询告知函》出具日期必须是公告之后的日期,未在开标现场提交的视为自动放弃投标资格。招标人不接受投标人的投标文件。8. 发布公告的媒介本公告同时在中国采购与招标网、江西省公共资源交易网、江西省招标投标网、吉安市人民政府网上发布。9. 联系方式招 标 人：吉安市螺滩水电站增效扩容工程项目部地 址：青原区富滩镇联 系 人：田先生电话：139*****302招标代理机构：中康建设管理股份有限公司地址： 吉安市沿江路鹭州园小区联 系 人：肖先生电话：****-*******2013年12月19日第二章投标人须知名称编列内容招标人名称：吉安市螺滩水利水电管理局联系人：田先生电话：139*****302招标代理机构名称：中康建设管理股份有限公司联系人： 肖先生电话：****-******* 项目名称吉安市螺滩水电站改造工程设备采购（合同编号： JALTDZZXKR-JDSB2 ）交货地点江西省吉安市螺滩水电站资金来源国拨、省拨资金和自筹资金出资比例48.28%/48.28%/3.44%资金落实情况已落实招标范围招标金额：Ⅰ标段为调速器系统、励磁系统、电站微机综合自动化监控保护系统、直流系统、电缆；。Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置；121KV户外断路器等；Ⅲ标段为主变压器等，。计划交货时间及投运时间交货时间 2014 年 6 月 1日之前，投运时间2015年10 月 1日之前。质量要求符合国家和行业标准及招标文件要求投标人资质要求、能力和信誉资质条件：1、投标人具有国内独立法人资格；且通过ISO9000系列质量体系认证；银行开户许可证（企业基本账户，不含企业分公司或办事处）。营业执照有：相应设备的设计、生产及销售的经营范围。Ⅰ标段：，具有计算机监控系统具有信息产业部颁发的三级及以上计算机信息系统集成资质，发电站或变电站的计算机监控、微机保护及直流系统等综合自动化系统的设计、生产及销售的经营范围。Ⅱ标段；具有国家质量监督检验部门出具的10kV高压开关柜和0.4kV低压开关柜型式试验证书及报告；具有0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）的CCC认证证书；自2010年1月1日以来具有10kV高压开关柜、0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）制造、供应的业绩及建设的案例。Ⅲ标段具有同等级、同型号变压器型式试验报告、产品技术鉴定验收证书、电力变压器鉴定证书。2、只要投标人符合上述相应标段的资质条件要求，则允许同时向多个标段投标（数量不限）。是否接受联合体投标不接受。踏勘现场不组织。投标预备会不召开。分包不允许分包项目：Ⅰ标段微机综合自动化监控保护系统，Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、Ⅲ标段为主变压器。其他项目经需方同意可以分包，需方有权对满足技术性能的分包生产厂家进行择优认可。需方同意后也不排除投标方的责任。偏离不允许重大偏离。构成招标文件的其它材料招标人发布的招标文件、澄清文件及修改文件投标人要求澄清招标文件的截止时间2014年1月1日16：00时前，发送至电子邮箱********9@qq.com投标截止时间2014年1月10日 上午9：30时招标文件澄清的时间2014年1月3日17时（发包人的澄清和修改将在投标截止时间的 7 天）前在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网、吉安市公共资源交易网网上公布，但不指明澄清问题的来源。各投标人应及时关注并查询，因查询不及时造成的后果由各投标人自负。招标人的澄清和修改是招标文件的组成部分。）投标人确认收到招标文件修改的时间构成投标文件的其它材料投标人认为应该提交的其它材料投标有效期自投标截止日起60天投标保证金交纳形式：转帐交纳金额：1标段捌万元，2标段肆万元，3标段贰万元人民币到帐截止时间：2014年1月9日17时00分时前汇出帐户要求：投标人企业基本帐户汇入帐户：执收单位：吉安市公共资源交易中心开户行：吉安农村商业银行股份有限公司金都分理处开户帐号：171*****100*******有关要求说明：汇出时请注明“螺滩水电站工程机电设备保证金”字样；未按要求汇出影响到帐情况查验结果的，由投标人自行负责。近年财务状况的年份要求近三年（2010年度至2012年度）近年完成的类似项目年份要求近五年（2008年1月1日至2012年12月31日）是否允许递交备选投标方案不允许投标文件副本份数1份正本、5份副本和1份电子版（U盘）；电子版本随同投标文件正本一并密封提交，电子版本要求文本文件为word2003文档、报价清单为Excel2003表格。递交投标文件投标截止时间：2014年1月10日9：30时投标文件递交至：吉安市公共资源交易中心11楼开标厅4接受投标文件时间为：2014年1月10日8：30时～2014年 1月10日 9:30时投标文件必须由投标人的法定代表人持法定代表人证书及本人身份证原件（或其委托代理人持法定代表人签署的授权委托书及本人身份证原件）当面递交是否退还投标文件否开标时间和地点开标时间：同投标截止时间开标地点：同递交投标文件地点开标程序详见本招标文件评标委员会的组建评标委员会构成：7人。其中业主代理不超过1人。评标专家确定方式：按有关规定组建履约担保履约担保的形式：保函履约担保的金额：中标价格的10% 需要补充的其他内容类似项目指承担过的国内水利水电工程中，规模或规格与本招标的各标段项目相同或以上的投标时须提供的原件（1）投标人必须在开标时提交资格审查需要的法人证或法人授公委托书、居民身份证、检察院查询告知函等证明材料原件，未提交资格审查需要的原件或提供不全的，将不能通过资格审查。（2）投标人必须提交商务部分需要计分的证明材料原件且须与投标文件一致；未提供原件的或提供的原件与投标文件不一致的，该项不计分。（3）投标人的原件（除开标现场需要查验的原件外）必须密封包装，并在封面上注明投标人名称，包内附投标人提交原件清单表。中标人需缴纳的招标服务费用（1）投标人一旦中标，在签定工程合同前应向招标代理人一次性交清招标代理服务费。招标代理服务费标准，按“国家计委关于印发《招标代理服务收费管理暂行办法》的通知”(计价格［2002］1980号)和“国家发展改革委办公厅关于招标代理服务收费有关问题的通知”(发改办价格［2003］857号)的要求执行。（2）建设工程交易综合服务费按中标金额千分之一计算确定。（3）需缴纳的招标服务费各投标人在投标报价时需考虑，不单独列项。中标候选人公示评标结束后，中标候选人将在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网公示。工程款付款方式第一次(预)付款：合同生效日期起10天内，买方凭履约担保金凭证及符合国家规定的等额发票一份向卖方支付设备总价的10%。第二次付款：卖方在规定的制造、交货时间内完成合同设备生产，经买方到生产厂家车间实物验收后，买方凭该批设备的清单、经买方书面确认的出厂验收证明等及符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况支付合同总价的40%。第三次(验收)付款：设备运至电站现场，安装完成，交接验收合格后，买方凭符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况支付合同总价的30%。第四次（峻工验收）付款：待有关部门组织峻工验收后，买方凭符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况向卖方支付合同总价的10%。第五次（质保金）付款：待合同设备保证期满且设备缺陷全部处理完毕后，买方凭符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况向卖方支付合同总价的10%(如有问题，应扣除相应部分)中标后须提交的资料有关分包单位的资料等需要补充的其他资料招标人保留的权力由于不可预见的政策性调整原因，招标人保留以下权力：①修改招标合同的规模和范围；②调整合同的执行工期；③废除或取消项目合同。4、付款方式的调整本招标文件的解释权归属招标人及其委托的招标代理。第三章　设备采购清单序号名　　称型号及规格单位数量备注调速器、励磁系统、微机综合自动化监控保护、直流系统一调速器YWT-3000-16，接力器容量3000kg.m ，P=16MPa。PLC（PCC）控制器，数字（比例）阀台4 2武汉四创、武汉三联、武汉汉诺优、杭州三和1PLC（或PCC）施耐德FX2N（或贝加莱2005系列PCC）套12数字球阀（或电液比例阀）北京华德（或D1FWED1FCJP0美国PAKER）套13其它部件国产优质二励磁装置微机静止可控硅励磁系统套4 2武汉陆水、武汉洪山电工、武汉华联1微机励磁调节器、功率单元、灭磁柜面4 2每套1面屏励磁调节器励磁功率单元起励装置灭磁开关非线性电阻继电器传感/变送器其它屏体及附件2励磁变台4 23专用软件套4 24备品备件套2可控硅脉冲板检测板继电器指示灯5专用器具套2数字万用表示波器三微机综合自动化监控保护、直流系统1#厂房 2#厂房(一)微机监控系统1 11主控层(1)操作员工作站CPU：酷睿双核2.4G台1 1美国DELL或同等内存：2G硬盘：500G光驱：DVD带刻录网卡：10/100M自适应串口并口显卡、声卡、音响标准键盘、光电鼠标22"彩色液晶显示器台1 1美国DELL或同等(2)通讯员工作站（实时将水电站信息上传到管理中心）同操作员工作站台1 1美国DELL或同等22”液晶显示器台1 1(3)视频工作站（完成水电站现场视频显示）同操作员工作站台1 1美国DELL或同等22”液晶显示器台1 1美国DELL或同等视频中心管理软件IVMS-8800套1 1海康威视或同等磁盘阵列DS-8632-ST 32路台1 1海康威视或同等2T硬盘（录像1个月）ST********NS个4 4希捷或同等(4)彩色激光打印机CP205A4台1 1施乐或同等(5)黑白激光打印机2050A3台1 1施乐或同等(6)卫星时钟套1 1(7)网络交换机KIEN3024M-2S-24 2光24电，通讯距离40公里，提供2个百兆SFP接口（单模），24个10/100Base-TX自适应以太网RJ45电口 19英寸机架台1 1东土电信或同等(8)以太网网络线以太网网络线米300 300国产优质(9)网络附件跳线、尾纤、熔接盒等套1 1国产优质(10)单相电源防雷模块OBO8/20μs,In:20kA,Imax:40kA块1 1OBO(11)以太网接口防雷模块*******RJ45、机架式8口块2 2OBO(12)屏体及辅件（含加热器及照明灯）2260×800×600mm块1 1(13)即时寻呼系统OnCall套1 1(14)电力专用逆变电源TP630 3kVA220V台1 1国产优质(15)其他超五类双绞线200米、屏蔽双绞线200米及网络附件套1 1国产优质(16)声光报警装置套1 1(17)计算机桌（金属）3000（长）×1100（宽）×750（高）配3把计算机椅子。套1 1(18)水电站少人值班系统软件含：套1 1操作系统软件交互式图形开发软件调试工具软件数据库管理软件数据库及接口软件周期数据计算软件数据采集软件人机接口软件画面生成软件报表编辑及生成软件AGC/AVC通信软件诊断软件等(19)逆变电源3kVA？台1 1山特或同等2机组LCU1#厂房4×2000kW发电机、2#厂房2×3000kW发电机，6.3kV1#厂房 2#厂房可编程控制器采用施耐德Premium系列的TSXP572634M、GE的PAC3i系列的IC695CPU320或西门子S7-300系列的S7-317-2PN/DP，DI:128,DO:64,AI:8，PLC应用软件套4 2彩色液晶触摸屏10.4"台4 2通讯服务器UC7420（2个以太网口，8个RS485口）套4 2国产优质以太网交换机KIEN1000台4 2东土电信或同等微机自动准同期装置SID-2AS(单点)台4 2深圳智能或同等手动准同期装置含同步表、电压表、频率表、隔离变等套4 2国产优质信号隔离器4个模拟量 AS－4/300Ω块8 4国产优质交直流双供电源装置AC/DC220V/ DC24V套8 4明纬、航特或同等操作控制开关LW39系列套4 2上海二工智能电量采集表块4 2出口继电器RCL 德国套4 2魏德米勒转速信号装置TDS系列台4 2福建三明屏体及辅件2260×800×600mm屏4 23公用LCU1#厂房 2#厂房可编程控制器采用施耐德Premium系列的TSXP572634M、GE的PAC3i系列的IC695CPU320或西门子S7-300系列的S7-317-2PN/DP，DI:128,DO:64,AI:16，PLC应用软件套1 1彩色液晶触摸屏10"套1 1微机自动准同期SID-2AS(单点)套1 1深圳智能或同等手动准同期电子式套1 1手动准同期用仪表套1 1国产优质通讯服务器UC7420（2个以太网口，8个RS485口）只1 1操作控制开关LW39系列套1 1上海二工出口继电器RCL 德国套1 1魏德米勒交直流双供电源装置AC/DC220V/ DC24V套2 2明纬、航特或同等电源防雷器LKX套1 1雷科星或同等屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜块1 1(二)1#厂房保护系统1发电机保护屏发电机差动保护装置套4发电机后备保护装置套4发电机失磁保护装置套4屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜块221B主变（三圈变）保护屏主变差动保护装置套1主变高后备保护装置套1主变非电量保护装置套1主变低后备保护装置套1屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜块1361B、62B近区变保护屏主变差动保护装置套2主变高后备保护装置套2主变低后备保护装置套2主变非电量保护装置套2屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜块1410kV线路保护10kV线路保护装置下装各自高压开关柜上套65110kV线路保护屏110kV成套线路保护装置套1110kV单元测控装置套1屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜块16电度计量屏多功能电度表（发电机）DSSD719-B 3×100V,1.5(6A）,0.5级4套威胜、科陆电子或同等多功能电度表（110kV线路关口表）DSSD719-B 3×100V,1.5(6A）,0.2S级1套威胜、科陆电子或同等多功能电度表（主变、厂变、近区变）DSSD719-B 3×100V,1.5(6A）,0.5S级6套威胜、科陆电子或同等多功能电度表（10kV线路）DSSD719-B 3×100V,1.5(6A）, 0.2S级，下装各高压柜6套威胜、科陆电子或同等屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜1块(三)2#厂房保护系统1发电机保护屏发电机差动保护装置套2发电机后备保护装置套2发电机失磁保护装置套1屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜块121B主变（两圈变）保护屏及站用变保护主变差动保护装置套1主变高后备保护装置套1主变低后备保护装置套1主变非电量保护装置套1屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜块13电度计量屏多功能电度表（发电机）DSSD719-B 3×100V,1.5(6A）,0.5级2套威胜、科陆电子或同等多功能电度表（主变、厂变）DSSD719-B 3×100V,1.5(6A）,0.5S级3套威胜、科陆电子或同等屏体及辅件（含加热器及照明灯）含2260×800×600mm机柜1块(四)微机直流系统1直流充电屏微机直流系统监控装置台1 1艾默生或同等高频开关整流电源装置220V/10A台2 2艾默生或同等防雷器C、D级个1 1OBO电池巡检仪台1 1交流配电单元含双电源切换套1 1自动降压硅链DW2-20A/35V套1 1控制转换开关LW系列套1 1测量仪表等交直流电流、电压表套1 1屏体及辅件2260×800×600mm面1 12直流馈线屛绝缘监测仪台1 1漏电传感器套1 1事故照明切换装置套1 1馈出线单元合闸12回，控制20回套1 1屏体及辅件2260×800×600mm面1 13电池屏铅酸蓄电池220V/100Ah，12V/节，共17节套1 1美国冠军或同等屏体及辅件2260×800×600mm面1 1(五)辅机控制系统1电动蝶阀控制箱含空开、接触器、热继电器、控制开关及机箱等套42事故闸门控制箱含空开、接触器、热继电器、组合按钮、行程开关等套23低压气系统控制箱含空开、接触器、热继电器、组合按钮、行程开关等套2(六)数字式视频系统11#厂房室外网络红外智能球机（带安装支架，含电源）DS-2DM1-774D（室外）中速 130万象素 红外60米台2海康威视室内网络红外智能球机（带安装支架，含电源）DS-2DM1-5704D（室内）中速 130万象素台3海康威视枪型网络摄像机（带安装支架，含电源）DS-2CD864FWD-E(W) （室内）130万象素台13海康威视光纤收发器KOM300F-M多模10/100Base-T全双工至2口100Base-FX媒体转换器,点对点使用对2东土电信24电口以太网交换机Sicom3024-24T机架式，提供２4个100Base-TX接口，支持WEB管理、Telnet、SNMP、基于SNMP的网管、RMON、DT-ring2.0,RSTP、MSTP台1东土电信22#厂房室外网络红外智能球机（带安装支架，含电源）DS-2DM1-774D（室外）中速 130万象素 红外60米台1海康威视室内网络红外智能球机（带安装支架，含电源）DS-2DM1-5704D（室内）中速 130万象素台1海康威视枪型网络摄像机（带安装支架，含电源）DS-2CD864FWD-E(W) （室内）130万象素台8海康威视光纤收发器KOM300F-M多模10/100Base-T全双工至2口100Base-FX媒体转换器,点对点使用对1东土电信24电口以太网交换机Sicom3024-24T机架式，提供２4个100Base-TX接口，支持WEB管理、Telnet、SNMP、基于SNMP的网管、RMON、DT-ring2.0,RSTP、MSTP台1东土电信3共用2合1视频防雷器（电源、视频的组合防雷）LKX-SV RJ45 导轨式套28雷科星以太网交换机防雷器LKX-SC1000 RJ45 机架式24口套2雷科星电源防雷器LKX-M220/2/80套2雷科星电源线缆RVV2*1.02000米国产优质超5类网线4对屏蔽电缆米2000上海爱谱华顿立杆及附件箱套3国产优质七)电缆暂定价50万元1高压电缆YJV22-10kV-3*240等规格m50 400上海胜华电缆集团、南昌电缆有限公司、江西电缆总厂2动力电缆VV22-1kV 4*16m100 300同上3控制和保护电缆KVVP2-1kV10*4km2同上4控制和保护电缆KVVP2-1kV10*2.5km2同上5钢芯铝绞线LGJ-240/30m60同上6控制和保护电缆KVVP2-1kV 4*4km2同上7控制和保护电缆KVVP2-1kV 4*2.5km2同上第四章调速器、励磁系统、微机综合自动化监控保护、直流系统、发电电压装置、电力电缆技术条款一、调速器技术条款1 一般技术条款1.1机组型式及基本参数1.1.11#厂房水轮机（1）水轮机为立轴混流式 HL -LJ-140（2）水轮机转轮直径 1.40m（3）额定转速 214.3 r/min（4）飞逸转速 528 r/min（5）最大水头 21.67m（6）额定水头 20.50m（7）最小水头 19.00m（9）水轮机额定出力 2.1052MW（10）水轮机额定流量11.38m3/s（11）导叶接力器接力器容量3000kg-m型式直缸式个数2个/单台机额定操作油压16MPa工作容积待定活塞直径待定接力器行程水轮机厂提供合同生效后，买方将组织卖方与水轮机供货商就上述数据进一步协调确定。1.1.21#厂房发电机（1）发电机为立轴悬式密闭空冷 SF2000-28（2）额定功率 2.0MW（3）额定转速 214.3 r/min（4）额定频率 50Hz（5）飞逸转速 528r/min（6）机组转动惯量 ≮60 t?m2 合同生效后，买方将组织卖方与发电机供货商就上述数据进一步协调确定。1.132#厂房水轮机（1）水轮机为立轴混流式 HL-LJ-160（2）水轮机转轮直径 1.60m（3）额定转速 214.3 r/min（4）飞逸转速 463 r/min（5）最大水头 21.67m（6）额定水头 20.5m（7）最小水头 19.0m（9）水轮机额定出力 3.1414MW（10）水轮机额定流量16.98m3/s（11）导叶接力器接力器容量3000kg-m型式直缸式个数2个/单台机额定操作油压16.0 MPa工作容积待定活塞直径待定接力器行程水轮机厂提供合同生效后，买方将组织卖方与水轮机供货商就上述数据进一步协调确定。1.142#厂房发电机（1）发电机为立轴悬式密闭空冷 SF3000-28（2）额定功率 3.0MW（3）额定转速 214.3 r/min（4）额定频率 50Hz（5）飞逸转速 463r/min（6）机组转动惯量 ≮75 t?m2 合同生效后，买方将组织卖方与发电机供货商就上述数据进一步协调确定。1.1.5调速器的操作用油采用中国标准GBl1120《L-TSA汽轮机油》46号汽轮机油，由买方自备。设备所使用的操作用油应符合本招标文件要求。1.2供货范围1.2.1供货范围1.2.1.1 主设备（1）6套调速器系统的机械柜和电气柜及其附属设备；（2）6套油压装置及其附属设备（包括所有必须的自动化元件）；（3）6台套导叶接力器；（4）6套调速系统导叶开度变送器；（5）备品备件；（6）专用工具。1.2.1.2 设备的设计、制造、装配、工厂试验、检验、包装、运输、保险、交货和现场开箱交接等；1.2.1.3 提交必要的图纸和资料；1.2.1.4 负责设备与电站其它系统之间连接部分的技术协调工作；1.2.1.5 投标设备的安装将由其它承包人完成，卖方必须派遣合格的技术人员到现场进行指导安装；卖方全面负责调试、试验，参与全厂相关系统的联调；1.2.1.6 负责对买方人员的现场培训、现场服务；组织召开设计联络会、工厂检验、工厂技术培训；参加其它厂商的设计联络会。1.2.2供货界定（1）供货包括设备基础板、垫板、锚固螺拴和基础螺栓。（2）测量控制系统：测量控制的电缆从测点供货至调速器仪表。（3）调速系统的电缆：电缆供货至调速系统的有关盘柜及调速系统的端子箱。（4）卖方供货的部件或设备之间电线、电缆、管道及其附件均应由卖方提供。1.3协调1.3.1卖方的责任卖方应对其供货的全部部件、设备进行相应的设计、协调和完善，并承担全部责任。卖方供货的设备在规定的运行工况下，应符合工程实际，并具有最好的性能。卖方应提供全部有关的设计技术文件、图纸、资料以及用于设计中的标准。1.3.2卖方与其它卖方、承包商的协调卖方应与其它设备的卖方、承包商（包括安装承包商）对图纸、样板、尺寸和所需的资料进行协调，以保证正确地完成所有与机组相连或有关的部件的设计、制造、吊运、安装、调试与验收工作。除非在合同文件中另有规定，对于为了使卖方提供的设备适应其它卖方、承包商所提供的设备而要求的较小修改，不得要求额外的补偿。所有卖方、承包商之间有关上述调整对买方均不增加任何附加费用。这些费用已包括在每个项目的报价中。卖方应向买方提供4份与其它卖方、承包商进行交换的所有的图纸、规范和资料的副本。若卖方对本合同以外设备的其它卖方和承包商的设计、技术规范或供货不满意或有疑问时，应立即向买方作书面说明。1.3.3卖方与水轮发电机组供货商的配合调速器卖方与水轮发电机组供货商配合内容如下，但不限制于此：——提供有关资料；——调速器的现场试验；——管路布置的细节；——水轮机接力器行程反馈设备的布置、安装细节；——齿盘测速探头的布置、安装细节；——控制设备的布置、连接、安装细节；——其它要求的项目1.3.4卖方与计算机监控系统供货方配合卖方应负责与计算机监控系统供货方进行配合，其配合内容如下，但不限于此：——提供调速器及油压装置用于监控的I/O量详细资料；——调速器自动化元件布置、安装细节。——调速器与计算机监控系统接口（包括通讯规约）的协调。——其他要求的项目。1.3.5卖方与辅助控制系统供货方配合卖方应负责与辅助控制系统供货方进行配合，其配合内容如下，但不限于此：——提供油压装置用于监控的I/O量详细资料；——油压装置控制流程；——其他要求的项目。1.4标准与工艺（1）技术规范和标准代号技术标准 缩写中华人民共和国国家标准GB中国电力行业标准DL水电部标准SD机械部标准JB石油部标准SY冶金部标准YB国际电工委员会标准IEC（2）招标设备的设计、制造、试验以及验收中按顺序优先采用现行的中华人民共和国国家标准及水电部标准和电力行业标准，也可采用现行的其它行业标准（部颁标准）或参考相应的国际标准。选用的标准，应是本技术协议签订前已颁布的最新版本。对有特殊要求的部分，经买方、设计单位、卖方共同协商确定。（3）标准件和通用件应采用现行的国家标准，对尚无国家标准的部分，可采用现行的行业（部颁）标准。（4）设备制造的材料应采用符合现行的国家标准或有关的部颁标准，材料试验应遵守有关技术规范中规定的方法提出合格的材料试验报告。（5）设备制造应采用先进的工艺，以保证各种运行情况下运行可靠。所有部件的结构、尺寸和材料应做到在各种应力下不产生扭曲和过量磨损。零部件应有良好的互换性和便于检修。1.5材料1.5.1总则设备制造应选用符合相应标准的规定和要求的无缺陷的新的优质材料，材料应质地均匀，无夹层、空洞或夹杂杂质等缺陷。如主要设备采用代用材料时，应报买方审查同意。1.5.2主要材料标准灰铁铸件GB5675碳素钢铸件GB5676优质碳素结构钢GB699普通碳素结构钢GB700不锈铸钢JB／ZQ4299不锈钢钢板GB3280低合金结构钢GBl591碳素钢板(压力容器用) GB6654碳素钢板GB912轧制钢板GB708，GB709无缝钢管GB8163不锈钢无缝钢管GB2270低压流体输送用焊接钢管GB／T3091铸造铜合金GBll761.6材料试验（1）用于设备或部件上的所有材料均应经过试验，试验应遵守有关技术规范中规定的方法和要求。（2）所有主要部件所用材料应做冲击韧性试验，试验遵守有关技术规范中的规定和要求。热轧钢板应同时做纵向冲击试验。主要铸件和锻件的样品上应做弯曲及有关试验。（3）试验完成后，应向买方提供合格的材料试验报告一式2份。试验合格证应标记在所用材料的部件上。（4）重要的焊接结构选用的任何型材均要作材料试验，试验包括拉、压、剪切、冲击和焊接等项目。1.7工作应力和安全系数（1）设计中应采用合理的安全系数，特别是承受交变应力、冲击、脉动和振动的零部件更应可靠。设备的设计中，应考虑在所有预期的工况下具有足够的刚度和强度。设备各零部件的倒角应采用适当的倒圆，且与临近表面的连接是光滑和连续的，以减少应力集中。（2）在设备额定运行工况下，材料应力不应超过表1.7-1所列规定。表1.7-1材料应力表材料最大许用应力拉应力压应力灰铸铁极限抗拉强度的1/1068.7 MPa普通铸钢极限抗拉强度的1/5或屈服强度1/3同抗拉炭素锻钢屈服抗拉强度的1/3同抗拉钢板(对于重要受力部件)极限抗拉强度的1/4同抗拉高强度钢板(对于高应力部件)屈服抗拉强度的1/3同抗拉合金铸钢屈服抗拉强度的1/3同抗拉1.8焊接 （1）焊接工作应采用电弧焊，有条件时应尽量采用自动焊。对于需要消除内应力的焊接件，应在消除内应力后再进行精加工。在制造厂焊接的主要零件，不允许采用局部消除内应力的方法。焊接件接缝坡口应设计合理，坡口表面应平整，无缺陷，无夹层、锈蚀、油污或其它杂物和由于切割而引起的缺陷。（2）焊接压力容器部件的焊接方法、工艺及焊接人员应符合国家GB150《钢制压力容器标准》中的有关规定，焊接操作人员必须通过考试取得合格证。在工地焊接设备时，焊工考试所需的材料、焊条均由卖方提供。合格焊工由买方监理工程师和卖方的工地代表认可。（3）设备在工地焊接时，卖方应按额定金属填充料200%供应焊条或焊丝，所供材料应与工厂加工图纸一致，并能适应现场焊接条件。（4）焊缝应有良好的外观，应处理平整圆滑，适于表面涂漆。所有需采用射线透视或其它无损探伤检验的焊缝，应铲平磨光。过水表面的焊缝应磨光成流线型。压力容器上的焊缝打磨处理时，应不削弱其结构强度。1.9无损检测（1）无损检测应符合国家标准或部颁标准的有关规定。（2）无损检测方法主要采用磁粉探伤、着色探伤、超声波探伤及射线探伤技术。射线探伤用于高应力部件或某些关键部件的探伤。如用其它方法检查、解释不清或有疑问时，应采用射线探伤技术作补充检查。买方有权要求卖方作焊接的随机抽样检查，包括X射线的检查，若焊缝不合格或有任何部分需修复，则其检查、修复费用均由卖方负责。1.10铸件及锻件铸件及锻件质量应符合有关国家标准。应无气孔、砂眼、夹渣和裂纹等缺陷。钢铸件及锻件运至工地产生扭曲变形或主要缺陷时，将被拒收。1.10.1铸件的检查铸件无气孔、砂眼、夹碴和裂纹等缺陷，表面整齐清洁。铸件组织均匀致密，其质量符合GB11352等有关国家标准或相应ASTM标准。根据1.9条要求对铸件进行无损检测，如发现重大缺陷、发包单位将要求进行X射线检查，所需费用由卖方支付。卖方将铸件次要缺陷的修补情况的书面报告提交买方备案。对于铸件主要缺陷的处理，卖方提出详细的处理方案，交工程师代表审查后再进行修复。修复后要求与图纸尺寸相符，必要时重新进行热处理。铸件次要缺陷系指气孔不超过板厚的20%，最大孔深不超过30mm，且需补焊的面积小于1000mm2/m2 的缺陷。超过次要缺陷的界限或若干次要缺陷累积在一起时，则认为是主要缺陷。铸件外形尺寸符合图纸要求。铸件产生扭曲变形或存在主要缺陷时，应予以报废。1.10.2锻件的检查锻件应按国家有关标准要求和其它实用的无损探伤办法进行检查，以确定其质量。其它锻件的无损探伤检查，设备供货商可选用买方可以接受的作法以满足其要求。锻件应是均质的，且不含超标非金属杂质和低熔点金属的晶间偏折。1.11部件表面加工过流部件表面应保证有平滑的流线型，部件接头处表面要齐平，过水面上应无凹凸不平或不齐整的情况，以免造成脱流和局部空蚀。焊缝外观一般应处理平整圆滑、对于需采用X射线探伤的焊缝，表面应铲平磨光。过水表面的焊缝应磨光成流线型。任何部件的表面应无焊渣、气孔，并应光滑、平整、美观。1.12防护、清扫及保护涂层所有设备部件出厂前应由卖方清扫干净，并应根据设备部件的特点分别采取防护措施。设备、部件和管道涂漆颜色应符合GB8564《水轮发电机组安装技术规程》的有关规定。涂底漆前的表面处理应符合相应的涂料工艺要求。1.13润滑油及润滑脂操作油均采用L-TSA46号汽轮机油，性能应符合GB11120《汽轮机油》的规定。有关部件采用的润滑脂也应符合国家有关标准或原石油部标准。1.14管路、阀门及附件1.14.1概述管道尺寸应优先采用GB或ISO标准。所有管道，在满足安装、起吊、装卸和运输的要求下，应由卖方的工厂预加工。所有管道内壁应加以清理，装运时管道应配有管塞或管帽。卖方应在工厂图纸上详细地表示出各管道的位置、管径及用途。管道内的液体流速应为1.5～5m/s。所有的组装管道都应作1.5倍设计压力的试验。1.14.2油管油管采用无缝钢管。1.14.3仪表接管仪表管应为无缝钢管，并有相应材料的管道附件。在仪表处应提供截止阀、表用三通阀和接头。温度计的软管应有铠装防护。1.14.4管道连接合同设备的内部管道连接及连接件，其螺纹、法兰面加工及钻孔应符合GB标准的公制规定。合同设备的管道与其他承包商提供的管道相连处，其螺纹、法兰面加工及钻孔应与买方协调。连接件(螺栓、螺帽和垫圈)亦采用GB标准，由卖方提供。同时应适当提供富裕的特种管接头。1.14.5阀门阀门应采用质量性能优良的产品。1.14.6附件管路连接中所用的法兰、螺栓、螺母、垫圈、衬垫、填料、支架等均由卖方提供，所有衬垫和填料应遵照通常使用的标准，采用适合的材料。1.15基础埋设材料及吊具卖方应随设备供应安装设备所必需的基础埋设材料，如基础螺栓、基础板等。在设备主要部件上，均应设供吊装用的吊耳、吊环等，在安装和组装过程中，用厂房起重机吊钩吊装设备时，所有部件和组装件挂装的专用吊具均由卖方供给。1.16设备颜色在合同签定后，由卖方提供色卡，买方最终在设计联络会时确定设备外表的涂料颜色。1.17备品备件卖方应按本招标文件的规定提供备品备件，备品备件价格已包括在投标书总报价中。备品备件应能与主设备相应的部件互换，并与原设备的材质相同。备件包装箱上应有明显的标记，采用有效的防潮包装，适应长期保存，保证在规定的条件下，在保存期内不会变质。1.18辅助电气设备所有电动机应符合GB（或IEC）标准的要求。交流电动机应是感应式，能在1.15的运行系数下连续运行，并在端电压65%额定值时启动。所有电动机应是F级绝缘，不吸潮，防滴漏型。重量在500kg以上时，电动机应装配起吊环（或有眼螺栓）。电动机应带有2个内螺孔的接地板，该板靠近底座；在需要的地方，有底板和地脚螺栓。并应在有关图纸上标明。在额定转速和额定功率下，电动机轴承的使用寿命应不小于10万小时。所有的电动机应提交例行的试验报告和特性曲线及有关图纸。控制电缆或导线的额定工作电压不低于500V，并适用于所使用的环境，4芯以上的电缆应留有20%的备用芯。电气导线应排列整齐，全部引出线应在端子箱或端子板连接，每组端子板上应留有30%的备用端子。1.19生产试验计划卖方应按工程进度提出工厂设计、生产、试验进度及计划，由买方核准后执行。试验计划包括试验项目，试验程序，判断标准和试验时间。1.20包装和标志设备包装运输应符合《产品包装运输管理条例》的规定。对电气绝缘部件应采取防潮和防尘包装。对仪器仪表及电子插件或设备应密封包装单独装箱，并有妥善的防震措施。包装箱外部标志应符合GB191-2000《包装储运图示标志》的规定。包装箱外壁应标明收发货单位名称和地址、合同号、产品净重、毛重、箱子外形尺寸、重心线、共箱、第箱等。包装箱中应有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证、随设备技术文件及图纸。这些文件、清单、资料均应装在置于包装箱中的专用盒内。1.21买方人员参加工厂试验和培训1.21.1卖方应及时通知买方派有关人员赴工厂参加主要设备和新产品的型式试验及调速器的出厂调试和出厂试验。具体项目详见第8章。时间由双方商定。卖方应负责为参加工厂试验的人员提供有关资料及交通和食宿。1.21.2买方将根据电站运行检修的需要，在设备制造期间派遣有关人员到卖方学习和培训，卖方有义务承担培训任务，参加培训的人员、专业和时间由双方另行商定。1.22现场服务1.22.1卖方应派遣有能力有实践经验的人员到现场指导安装、负责调试、试验，并参加试运行。1.22.2卖方应事先向买方提交参加现场调试或指导人员的名单、专业及来现场的计划安排。买方将为卖方现场指导人员提供食宿、工作方便。1.22.3卖方在现场的人员应对设备的安装质量和试运行负责监督。在安装过程中指导人员发现安装质量不符合要求时，应立即书面通知买方和工程监理单位。1.22.4卖方派出现场指导人员的一切费用由卖方负担。1.23图纸和资料1.23.1卖方应向买方提交相关图纸和资料：设计审查用图纸、资料；经设计审查确认的最终图纸、资料；设备安装、运行及检修说明书；设备技术条件和说明书；现场试验大纲和程序；以及本合同文件中提及的其它图纸资料。卖方按前述中规定的项目和数量提供图纸和资料给买方和买方设计单位。所有提交的图纸和资料均应同时提供电子版1套（电子版中图纸为AUTOCAD 2004版本，文字资料为WORD2000版本）。卖方应提交一份交图清单，并注明按合同提交日期。卖方正式提交审查或工程使用的图纸均应卖方授权代表签署或单位盖章。1.23.2对于卖方提交的不符合要求的图纸，买方将不作正式审查或处理，也不将图纸退回卖方，只书面通知卖方不符合要求的图纸名称，并要求卖方将不符合要求的图纸修改后重新提交。由于重新修改图纸，推迟合同规定的时间，影响工程进度时，卖方应向买方按合同规定支付违约金。1.23.3合同生效后20天提供的第一批图纸、资料，供买方和设计审查（不限于）：（1）调速系统总图，设备配置及选型表；（2）所有调速系统及辅助设备的基础布置图；（3）所有调速系统及辅助设备的外形尺寸图；（4）机械柜外形尺寸及总体布置图（油压装置组合）；（5）电气柜盘面图、结构图；（6）调速系统用油量；（7）调速器液压系统图；（8）调速系统总布置图；（9）电气系统框图及原理图；（10）调速器电路图；（11）各类柜面布置图；（12）端子图；（13）外购设备用户手册或说明书（进口设备应翻译成中文）。（14）其他需要提供的图纸。1.23.4审查通过后10天提供的第二批图纸、资料，供设计单位作施工图使用（不限于）：（1）经确认的第一批图纸；（2）技术说明书（机械柜、电气柜）；（3）设备运行和维护说明书；（4）参数整定值。1.23.5第三批图纸、资料在设备交货前1个月提供：（1）以上设计联络会最终确认的图纸；（2）按合同规定的图纸；（3）技术（安装）说明书（机械柜、电气柜）；（4）设备调试大纲；（5）设备运行和维护说明书；（6）参数整定值；（7）设备试验记录，出厂试验记录；（8）外购设备产品检查试验或检验记录；（9）外购设备的用户手册或说明书，出厂检验或试验记录，合格证。1.24与国外厂商的技术合作或引进设备（如果有）1.24.1卖方完成本合同而引进技术和设备应提出可行性报告，其内容至少应包括：（1）引进技术和设备的范围；（2）技术特性；（3）引进的方式；（4）外汇额度来源及补偿方式，主管部门对外汇额度的书面证明；（5）与国外厂商所签定的协议或授权书复印件。1.24.2引进的设备应具有先进性、可靠性。1.24.3卖方为完成合同而引进技术和设备，所需外汇额度由卖方自行解决。此笔外汇折合人民币的分摊金额包含在总价中。1.24.4卖方为执行本合同与国外厂商技术合作引进设备所引起的争议，由卖方负责解决，不得损害买方的利益。1.25设计联络会1.25.1设计联络会为保证合同有效顺利地实施、协调设计与其它方面的工作，有必要时，买卖双方可举行设计联络会，设计联络会的费用已包含在合同总价格中。设计联络会会议纪要将成为合同的正式组成部分，合同双方必须遵守。在联络会上如有对合同条款做重大修改时，需经合同双方授权代表共同签字认可。2专用技术条款2.1概述（1）本条款是对6套调速功为3000kg.m的调速器及其附属设备（含自动化元件）的设计、制造和工厂试验的原则要求。（2）每台套调速系统包括调速器机-电合一控制柜、油压装置、导叶开度位移传感器或编码器及调速设备之间的控制信号电缆，保护，控制和信号装置、仪表等。任何零件、元件、装置或相关计算机软件，虽未在本招标文件中特别提及，但确属一个完整、性能优良的调速系统所必需的，或在调速系统运行实践中证明是消除缺陷所必需的，亦属投标人供货范围；（3）调速系统应满足与全厂微机监控系统接口的要求。（4）调速器应为微机调速器，油压装置自带高压蓄能罐作为压力油供应系统，自动补气，电站不需设置补气气系统。（5）投标人须在业主建议的调速器厂家中选择一家产品进行报价，业主保留在未进入报价的另外几个厂家中选择一家产品的权利。2.2供货范围2.2.1主设备（1）6套YWT-3000-16型调速器系统的机械柜和电气柜及其附属设备；（2）6套油压装置及其附属设备（包括所有必须的自动化元件）；（3）6台套导叶接力器；（4）6套调速系统导叶开度变送器；（5）备品备件；（6）专用工具。2.2.2设备的设计、制造、装配、工厂试验、检验、包装、运输、保险、交货和现场开箱交接等；2.2.3提交必要的图纸和资料；2.2.4负责设备与电站其它系统之间连接部分的技术协调工作；2.2.5投标设备的安装将由承包人完成，并全面负责调试、试验，参与全厂相关系统的联调；2.2.6负责对买方人员的现场培训、现场服务；组织召开设计联络会、工厂检验、工厂技术培训；参加其它厂商的设计联络会。2.2.7供货界定（1）供货包括设备基础板、垫板、锚固螺拴和基础螺栓。（2）测量控制系统：测量控制的电缆从测点供货至调速器仪表。（3）调速系统的电缆：电缆供货至调速系统的有关盘柜及调速系统的端子箱。（4）卖方供货的部件或设备之间电线、电缆、管道及其附件均应由卖方提供。2.3型式和说明（1） 调速器应具有PID调节规律的数字式电液调速器即微机调速器。具有频率—输出功率调整、转速调整、开度控制、电力系统频率自动跟踪、自诊断和容错等功能，调速器应能现地和远方进行机组的自动、手动开、停机和事故停机。（2） 调速系统应包括数字式控制单元、电液执行机构、反馈装置、测速装置、蓄能装置等。（3） 调速器所有的功能应借助于可编程计算机控制器（PCC）或可编程逻辑控制器（PLC）来实现。PCC/PLC接受转速信号、水头信号、水位信号、反馈信号、来自计算机监控系统的单元控制器的操作指令，同时输出电信号经过放大后作用于受控液压系统，操作水轮机导叶。（4） 数字式控制单元和相应的电气回路的插件、电液执行机构（数字阀）、及其他相关设备布置在调速柜内，柜内结构应设计合理、调试、操作、维护方便，并保证运行安全。（5） 所提供的柜子应方便设备的调试、操作和维护，柜子底部应留有电缆和电缆导管的进口，柜内应有引入导线的接线板和管路的接口，仪表、指示灯、操作手柄、按钮应布置在柜子的正面，且便于操作。（6） 调速器采用电气反馈，不设机械反馈。2.4调速器与油压装置（1） 所选的调速器与油压装置设计合理，导叶接力器最大行程与导叶全开度相适应。导叶实际最大开度至少对应于接力器最大行程80%以上。（2） 调速器油压装置的工作容量选择应满足导叶接力器3个行程的操作要求。（3） 投标人按调速器油压装置用油量的105%提供工作油脂。2.5性能要求及保证2.5.1静态特性（1） 调速器应有良好的静态特性，在接力器全行程范围内转速对接力器位置的关系曲线应近似直线，其最大非线性度应不大于5% 。（2） 转速死区：在任何导叶开度、额定转速下，导叶接力器没有测得出的变化，所对应的持续转速变化总量应不大于0.04%额定转速。调速器能反应的以额定转速的百分值表示的最小转速变化（灵敏度）规定为所测死区的一半。（3） 转速不灵敏度：调速器的转速不灵敏度不超过0.02%额定转速。2.5.2动态特性（1） 由调速器动态特性示波图上求取的kp（比例增益）和Td（缓冲时间常数）的实测值与理论值的偏差不得超过±10%。（2） 机组甩100%额定负荷后，动态品质应达到：a. 超过额定转速3%以上的峰值转速出现次数应不超过2次。b. 从接力器第一次向开启方向移动起，到机组转速波动值不超过±0.5%为止，所经历的时间应不大于40s。（3） 不动时间：当突然负荷改变大于水轮机额定出力10%以上时，从机组额定转速改变0.01～0.02%测得导叶接力器运动之间的时间间隔应不大于0.2s。（4） 空载工况，动态品质达到：a. 手动空载3min内转速摆动相对值不大于±0.3%，当大于±0.2%时，保证自动空载转速摆动相对值不大于±0.2%。b. 空载工况自动运行时，转速最大超调量不得超过扰动量的30%。2.5.3稳定性（1） 当机组在空载额定转速运行或在额定转速带机组全出力范围（包括最大出力在内）的孤立负荷运行时，调速系统应能稳定地控制机组转速。当发电机与电站（或输电系统）其它机组并列运行时，调速系统也能稳定地在零到最大出力范围内控制机组出力。如果水轮机水力系统和输水管道本身是稳定的，则调节系统应是稳定的。（2） 当发电机运行在空载、额定转速或运行在额定转速带孤立、恒定负载具有调差率在2%或以上时，由调速器引起的持续转速摆动值不大于±0.15%的额定转速，波动时间不超过3min。（3） 当调差率在2%或以上时，且当发电机带要求的持续负荷与其它本身能并列运行的发电机并列运行时，由调速器引起的持续出力摆动值不大于水轮机额定出力的±0.2%。（4） 电气装置工作和备用电源切换时或手、自动切换时以及其他控制方式之间相互切换和参数调整时，水轮机导叶接力器的行程变化不超过其全行程的±1%。（5） 调速器电气控制柜的I/O模块支持带电插拨。（6） 调速器允许带电插拔故障插件。2.5.4电气部分漂移值（1） 调速器电气部份的漂移值，即“三漂”指标（折算到转速相对值）：时间漂移△Ft（8h）不大于0.2%、温度漂移△F（每摄氏度）不大于0.2%、电压漂移△FU（10%Ur）不大于0.1%。（2） 接力器综合漂移折算为转速相对值不超过0.3%。（3） 无事故连续运行时间不少于10000h，在此期间机组不得因调节装置故障而被迫停机，大修间隔不少于4年。2.6技术参数及功能要求2.6.1调节系统的基本参数（1） 导叶接力器时间范围（由投标单位依据调保计算结果提出）：a. 关闭全行程：可调范围_____sb. 开启全行程：可调范围_____s全关闭时间：0s～25s，可调；全开启时间：0s～25s，可调。（2） 额定操作油压：16.0MPa（3） 容量（投标单位建议值）：____kN.m。调速系统应有足够的操作水轮机导叶接力器容量，应在调速器压力油箱内具有最小操作油压12MPa，且作用在水轮机导叶上为最大反向力矩状况下，按调节保证计算所确定的最短时间操作导叶全行程开启或全关。全行程定义为导叶开度为0到100%之间，在开启方向没有超行程或在关闭行程终止时有1～2%的压紧行程。2.6.2调速器参数调整范围调节参数应满足机组稳定运行要求，并在下列范围内连续可调（当调速系统工作时，这些增益是可调的，且增益的调整应随运行方式的变化由调速系统自动地进行）：（1） 永态转差率bp0～10%（级差0.1%）（2） 比例积分微分(P.I.D)参数a. 比例增益kp0.1～20b. 积分增益ki0.01～10s-1c. 微分增益kd0～10s或：缓冲强度Bt5～100%缓冲时间Td2～20s微分时间Tn0～2sbp0～10%人工失灵区调节范围±1%，调整分辨率0.05％%2.6.3转速、输出功率调节范围（1） 转速调节范围±10%（2） 功率给定调节范围0～100% （调整分辨率1%）（3） 频率给定调整范围±10% （调整分辨率1%）（4） 开度限制整定范围0～100% （调整分辨率1%）2.6.4功能要求（1） 控制功能a. 快速频率跟踪功能：为了缩短同期时间，调速器应有频率跟踪器，并应具有优良的调节特性，使机组频率快速跟踪电网频率，频率差接近零；b. 输出功率调整和限制功能：不可调的输出功率限制装置要能限制发电机在cosφ等于1时的最大输出功率。可调的导叶限位装置可限制导叶于任意位置（开度），并使机组保持在给定的位置。（2） 开停机a. 正常开停机：调速器应能配合计算机监控系统现地或远方对机组进行正常开停机。b. 事故停机：根据机组事故信号，由自动装置发出停机命令或计算机监控系统的指令关机至零开度或空载开度。c. 手—自动跟踪:调速器手动操作时，电气上应有开度跟踪环节，以保证需要时机组能快速无扰动地切入自动。d. 在线自诊断功能和容错功能。调速器应具有下述在线自诊断功能和相应的容错功能，并以适当的方式明确指示故障：① 模／数转换器和输入通道故障；② 数／模转换器和输出通道故障；③ 反馈通道故障；④ 液压随动系统故障；⑤ 程序出错和时钟故障；⑥ 控制设备故障和测量信号出错(包括测速系统故障)；⑦ 操作出错诊断；⑧ 其他故障。e. 离线自诊断及调试功能。调速器应具有下述离线自诊断功能：① 数据采样系统的精度检查；② 数字滤波器的参数检查和校正；③ 调节参数检查及调整；④ 程序检查；⑤ 修改和调试程序；⑥ CPU和总线诊断；⑦ EPROM和RAM诊断。f. 保护功能① 故障保护：当调速系统的故障性质仍允许机组继续运行或当测速信号消失时，调速器应保持机组原运行状态工作且不影响机组正常和事故停机，同时将故障信号送往电站监控系统，故障消除后自动平稳地恢复工作。② 速度保护：调速器应对机组从静止到最大飞逸转速的全部转速变化范围进行监测，并根据整定的转速值对越限做出保护性反应，同时经逻辑输入／输出接口输出越限信号。过速、欠速保护动作设定值调整范围及作用如下：上越限动作：过速保护150～160%；甩负荷时主配压阀拒动调速器失灵保护(作用紧急停机) 110～120%；下越限动作：自动准同期装置投入90～100%；调速器投入80～100%；机械制动投入10～30%；制动切除0%。此外，业主认为需要时，可增加设置其它转速信号输出，可在设计联络会上确定。③ 蠕动保护：调速器应有零转速检测装置，当机组在停机状态下主轴角位移大于1.5°时，应输出开关信号，用于保护和报警。④ 事故低油压保护：当压力油源的压力降至事故低油压整定值时，应使机组紧急停机。2.7电源（1） 发电机电流互感器额定电流800/5A，电压互感器额定电压6.3/0.1kV；（2） 直流电源220V 10，-20%电源；（3） 交流电源220V±15%，50Hz 2，-3%电源；（4） 交流电源380V±15%，50Hz 2，-3%电源；（5） 系统频率取自母线电压互感器，额定电压6.3/0.1kV，变化范围0～120V。2.8产品 （1）可编程计算机（或逻辑）控制器a. 可编程计算机（或逻辑）控制器应有可靠的质量保证，微处理机及其接口平均无故障时间应不小于10000h；b. 应有足够的模拟量输入／输出接口通道数，以满足采样、控制、显示的需要；c. 应有足够的逻辑量输入／输出接口通道数，以满足状态监视、控制、信号和报警的需要；d. 可编程计算机（或逻辑）控制器应有通信接口以实现与计算机监控系统的单元级控制器的数据交换；e. 可编程计算机（或逻辑）控制器电源由厂用交流电源和厂内直流电源供给，装置应在厂用电源电压偏差范围（交流220V，系统电压偏差为±15%；直流220V，系统为－20～＋10%）内正常工作，电源交直流切换和电压波动不应影响微处理机正常运行，在电源消失后应自动报警并自动保存存贮器内的内容，微处理机的电源回路设有过电压、过电流保护，过电压保护装置应能自动复归。（2） 测速装置机组转速测量采用齿盘测速和残压测速。齿盘测速装置由装在水轮机主轴上的齿盘转速传感器和相应的转速信号处理回路构成；残压测速装置由发电机出口电压互感器和相应的转速信号处理回路构成。测速装置的输出信号应满足机组现地控制单元的接口要求以及计算机监控系统的接口要求。测速装置的机械和电气部分应设计成能连续运行，且在水轮机最大飞逸转速下不被损坏，所有电气回路应采用屏蔽电缆连接，并由投标人供货。测速装置所提供的转速信号与机组实际转速值之间应有良好的线性关系。装置应运行可靠，并有足够的精度。（3） 转速信号器a. 机械转速开关机械转速开关是为机组过速保护装置提供转速信号而设置的。机械转速开关装置应设4对电气独立的不接地的常开电接点，其中接点的动作转速范围应为额定转速的115～160%之间调节。机械转速开关应能在机组可能的最大飞逸转速下安全工作，动作值的误差应不大于 2％，并具有良好的重复性。所有的转速开关接点应可由常开改变为常闭。b. 电气转速开关投标人应提供足够数量的电气转速开关接点，以满足本规范对速度保护的要求。接点数应满足机组监控需要，并留有一定数量的裕量。（4） 回复机构调速器的电气回复系统应能与机械回复系统相互切换，反映导叶接力器位置的位移传感器应具有良好的防潮性能及抗油污能力，并有良好的线性度，由于温度变化其输出值折算到转速相对值每1 ℃应小于0.005%。所需设备和导线附件均由投标人提供。（5） 控制装置和仪表随调速器系统提供的控制装置和仪表，安装在相应柜子仪表盘的上面，外观要相互协调，便于观测。控制开关应包括指示灯。应安装的控制装置和仪表如下：a. 调速器油压表；b. 导叶开度限制和导叶开度指示器，刻度0～100%，两用型；c. 导叶开度限位调节装置；d. 转速调节控制装置；e. 手动导叶开度预调控制装置。f. 事故停机按钮；g. 转速/频率指示器；h. “自动—手动”方式选择开关。j. 调速器油压传感器将信号(输出 4 ｍＡ～20 ｍＡ)传给电站计算机系统。k. 导叶锁定应装设导叶锁锭装置，在机组停止运转期间手动投入，并配备导叶锁锭装置控制开关，带红、绿指示灯，以防止人为误开机。导叶锁定位置应能上传计算机监控系统。l. 导叶开度开关投标人应至少提供10对用于调速器外其它控制回路的位置开关，位置开关应是电气独立的，不接地的，单刀单投式，在导叶全行程范围的任意点可调为闭合或开启。m. 应提供导叶开度和导叶开度限位传感器各2 只，用于电气柜上和电站计算机系统。n. 柜内应有必要的带保护罩的灯和供电变压器，灯应是卡口的，适合于220／230V，AC电源。o. 应提供的控制装置和设备① 投标人应提供必要的设备以满足本招标文件的要求以及必要的功能并可以编入微处理机。② 提供所有仪表配件。③ 调节器应能在本招标文件所规定的限度内改变机组转速-输出功率，能使发电机与电力系统同步。设置1只切换开关，用于远距离监控装置与现地手动装置的切换。可利用远距离监控装置的信号，进行转速或输出功率调节。2.9调速系统用油要求（1） 调速系统采用GB11120《汽轮机油》，油温在5～50℃以内，新油各项指标符合上述标准，运行油符合DL/T429.1《电力系统油质试验方法--透明度测定法》规定的油质标准。2.10表计、管道及阀门2.10.1表计所有指示仪表的精度不低于1～1.5级，采用防震表，并附有标牌。2.10.2管道及阀门（1） 调速系统设备之间连接管道及阀门，包括机械液压柜，过速限制器、油压装置、接力器等之间的管道、阀门、管件均由投标人供给。（2） 调速系统管道与管件用法兰连接，管道、管件、阀门的压力应满足调速器工作要求。（3） 管道、阀门连接件的密封应严密、密封结构合理、以保证不漏油，所有密封件应随管件一起提供，并考虑一定数量的备品。2.10.3接线和端子（1） 油压装置的布置及其进出线位置应与电站设计单位协商确定。（2） 要求调速设备在环境温度5～30℃，相对湿度≤90%的条件下能长期可靠运行。（3） 电气接线应有抗干扰的屏避措施。（4） 辅助接线板：机组有关自动化元件，如水位、油位信号计、剪断销、主令开关、制动闸块位置接点等可分别接至几个接线板或端子箱，其位置应由机组投标人确定，应使用户接线方便、安全。接线板或端子箱内带电体对地及端子之间的绝缘水平应能承受50Hz、2000V的耐压试验1min无击穿和闪烁现象发生。其中，端子箱内的端子数量应留有15～20%的余量。2.11调速系统自动化配置投标人应完成调速系统自动化元件的配置设计。具体要求见2.8.3节。2.12调速系统备品备件投标人应提供表2.4-3所列的规定2台调速系统的备品备件，此外，投标人在投标时可提出推荐的备品备件并单独报价。（1） 备件应与原件具有相同的材料、工艺、并应具有互换性。每套备件应整套提供，包括安装所需的必要材料。备件应合适装箱，并标有贮存、保护和易于辨别的标签。（2）下面所说的“1台套”定义为1台调速系统装备有该元、部件数量的总和。（3） 以下备件由投标人提供，并在调速系统设备备件报价表中报价。 表4.12-1 调速系统备品备件 序号名称单位数量备 注1紧急停机电磁阀个12各种不同规格密封件台套13继电器台套14按钮、按键、指示灯台套15测频模块台套16各种液压元件线圈、弹簧、阀芯、衬套台套17编程软件、调试软件、试验软件套18自动化元件台套12.13调速系统专用工具投标人应负责供给一整套适用于本合同范围内调速系统装拆和维护所必需的经表面硬化的扳手和专用工具、螺栓、螺母、注油器、密封件以及各种能调整调速器处于最佳运用状态所必需的一切附件及供电气部分调整维修所需的专用工器具，这些工具应放置在合适的工具箱内。2.14调速系统试验（1） 工厂装配和试验调速器和油压装置应全部在投标人工厂装配和试验，试验按照GB/T9652.2《水轮机控制系统试验》执行。（2） 现场试验调速系统安装调试完毕后，应进行现场试验。除非双方同意，否则试验应按GB/T9652.2《水轮机控制系统试验》等国内有关标准、规程的规定进行。调速系统的管路安装后应按规定进行耐压试验。二、励磁系统技术条款1一般技术条款1.1总则本次招标文件仅对江西省吉安市螺滩水电站发电机组励磁系统及其附属配套设备和自动化元件的设计、制造、工厂试验、现场试验、包装、运输、交货和试运行所要求的工作。它还包括承包方技术人员对安装的监督、现场试验的协助以及对发包方的人员培训服务、设计联络和产品中间组装监督、验收等内容。卖方所提供产品为符合本文件要求的优质产品。性能稳定，运行可靠，广泛应用在全国各大中小型电厂，并受到用户好评的产品。本次设备技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合工业标准和本规范书的优质产品。本设备技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书的要求。本设备技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。1.2概述螺滩水利水电工程位于江西省吉安市青原区富滩镇螺滩村，距吉安市29km，距青原区城25km，是一座引水式发电站，电站装机6台，总装机容量为14.0MW，年发电量4672万kWh。电站装机4台2000KW和1台3000KW混流式机组，主接线为双母线分段接线，1#厂房4台发电机、2#厂房2台发电机均按扩大单元接线，双圈主变二台，厂用变三台，近区变二台，一回110kV出线。吉安市螺滩水电站发电机组励磁系统采用双微机通道，微机型自并激可控硅励磁系统。励磁系统拟采用双柜结构，励磁系统控制、监控、整流、起励、灭磁、过压保护、直流电压、电流变送器、仪表等装于柜中。1.2.1工程自然条件1.2.1.1 自然环境条件多年平均气温18.7℃极端最高温度39.7℃极端最低温度-6.6℃平均相对湿度 80.5%海拔高度 310.8m地震基本烈度 Ⅵ度1.2.1.2设备使用环境条件本系统设备根据不同的使用场地考虑防尘措施，励磁系统设备安装场所无任何特殊的电磁屏蔽措施，承包单位应保证在此环境下设备能安全运行。励磁装置应能适应电站的一般条件。1.2.2水轮发电机组基本参数（1）1#厂房水轮机型号：HL—LJ—140设计水头： Hr=20.5m额定流量： Qr=11.38m3/s 额定转转速：214.3r/min水轮机出力： Nr=2105.2kW发电机型号：SF2000—28 额定出力：2000kW额定转速：214.3r/min 飞逸转速：528 r/min功率因数：COSφ=0.8额定电压：6.3kV额定电流：229.1A 励磁电压：——V励磁电流：——A绝缘等级定子与转子绕组采用F级绝缘。 （2）2#厂房水轮机型号：HL—LJ—160设计水头： Hr=20.5m额定流量： Qr=16.98m3/s 额定转转速：214.3r/min水轮机出力： Nr=3141.4kW发电机型号：SF3000—28 额定出力：3000kW额定转速：214.3r/min 飞逸转速：463 r/min功率因数：COSφ=0.8额定电压：6.3kV额定电流：343.6 A励磁电压：——V励磁电流：——A绝缘等级定子与转子绕组采用F级绝缘。 1.2.3接入系统及电站运行方式螺滩电站接入系统方式为一回110kV线路LGJ-90、距离 4km输送至富滩110kV变电站。1.3 工作内容六台机励磁系统设备和专用工具、备品备件。供货范围和工作内容分述如下：1．1＃厂房4台机和2＃厂房2台机励磁系统2．1＃厂房4台机和2＃厂房2台机励磁变压器三台3．自动化元件和仪表4．励磁系统所需的备品备件。5．励磁系统所需的安装和维修专用工具、专用设备。在上述各条中未列，但又是保证励磁系统自动、安全、正常运行和维护、检修所必需的设备、元器件。供货进度表，设备制造、安装和电站设计使用的图纸资料，技术数据以及安装、运行、维修说明书等。对外购产品的质量和交货进度负责。对所提供产品、设备的安装提供现场技术服务，对现场试验提供必要的技术指导；对发包方的操作人员提供技术培训服务。对发包方派出赴制造厂去的验收人员、设计联络人员、目睹车间试验和产品中间组装监督人员、以及培训人员提供食宿和交通服务。发包方到承包方进行的车间目睹试验和产品中间组装监督、验收。在合同设备制造期间，发包方将派出授权代表到承包方工厂目睹车间试验和产品中间组装、监督、验收。发包方授权代表在试验进行的任何时间和执行产品中间组装监督验收期间，应可以自由进入和本项目有关的车间各地，承包方应给予方便而不收费，并提供各种有关资料。发包方对励磁系统安排1次，每次3人，每人3天，共9人日到承包方厂内进行目睹车间试验和执行产品中间组装监督、验收。发包方代表的当地交通和膳宿费用包括在总报价中。发包方对任何车间目睹实验或产品中间组装监督的自动放弃，并不能免除承包方充分满足技术规范要求的责任。1.4 协调及设计联络1.4.1范围本节规定承包方与发包方之间的工作协调、设计联络、产品中间组装监督。1.4.2承包方对设计的责任承包方应完成承担项目设备的设计和通过发包方协调与之有关设备的设计，并应承担相关责任。设备在规定运行的工况下，应达到最好的性能。做好与发包方的设计联络。应根据发包方的要求，提供全部有关设备的资料以及用于设计中的标准。1.4.3协调承包方应通过发包方与其他有关设备的承包方交换图纸和任何其它必需的资料，以及给安装承包方提供图纸、模板、尺寸和其它必要资料，以保证正确完成所有有关部件的设计、制造、安装与试运行。承包方设备要能与其他制造商和承包方提供的设备相适应，为此所作的微小修改不能追加费用。所有这种调整将由承包方和任何其他承包方完成，且要得到发包方的认可，发包方不为此付任何附加费。1.5工厂图纸资料和生产过程照片1.5.1 工厂图纸工厂图纸——包括制造、装配、电气接线、安装设计图、布置图；材料和设备清单；以及制造厂的标准图、设计计算书、说明书、特性和试验数据、接线和控制图，以及所有其它图纸及与材料、设计有关的附带说明等技术文件。工厂图纸主要类别外形图——卖方所提交设备的外形图应完整的标出外形尺寸、重量(总重及运输重)和安装时要求土建结构设计预留的孔洞位置和尺寸。原理图和接线图——卖方应提交完整的原理图、接线图。图中应表示所有仪表、开关和设备的外部接线，并应提供表示所有仪表、继电器，盘柜和其它装置的内部接线详图。装配图——将各种部件组装成为一个完整产品的设计图。详图——卖方应提交屏面布置图、设计计算书、安装指南、原理图和接线图，满足安装、运行和维护要求。工厂图纸应按比例绘制，并完整的标注尺寸，尺寸单位为公制。图中所有文字均须使用中文。设计计算书应足够详细的说明基本设计方法、假定、使用标准及计算结果，以证明符合合同规定的要求，并为可能的设备故障分析提供充分的依据资料。工厂图纸图幅应是标准公制系列的倍数，除有特殊要求更大尺寸的图外，一般不超过594mm×841mm。所有大于A4的图纸和文件均应折叠成A4大小并装订成册后提交买方。在工厂图纸资料提交给买方之前，卖方应检查其图纸是否符合合同技术条款的要求，假如工厂图纸与合同设备不符，不管是工厂实际标准所引起或其它原因，卖方都应在发送的信件中作专门说明。所有提交给买方的工厂图纸应附有卖方签字的文字说明，说明工厂图纸已按合同技术条款的规定要求被卖方检查过。正式图纸的提供：所有正式图纸(已经买方审批的)应盖有“正式图”图章，除另有说明外，应提供5份黑线或兰线晒图给买方，给买方1份完整的正式图纸的可编辑的CAD光盘。正式图纸应装订成A4尺寸大小的图册。制造厂的文献、计算书、说明书、样本及其它有关文件应提供5份副本或复印件给买方。正式图纸提交后，应尽量避免对其修改。若需进行修改，须得到买方的认可，并由卖方对制造、加工、安装所造成的一切损失负赔偿责任。供货设备现场图纸的修改需卖方完成。在合同工作完成之前，卖方应提供1整套符合现场情况、最终定型的结构和设备的永久性图纸(竣工图)和CAD光盘，图纸应是可复制的透明图，并应包括提交审查的所有图纸。除以上的规定外，还应提供5套缩小并装订成A4尺寸大小的图册给买方，图册应有标明图纸张数和内容的目录。1.5.2安装、运行和维护说明书1.5.2.1 概述本节内容包括对设备安装、运行和维护说明书的编制和提交的要求，卖方提供的所有设备，都要提供此类说明书。安装、运行和维护说明书应符合本节要求。卖方的供应者和分包商的说明书应经卖方检查，并作为卖方的说明书一起提交。运行和维护说明书应与所提供的设备相适应。1.5.2.2 说明书内容指导书、说明书应由封面，扉页、目录、插页和资料组成。资料内容包括概述、安装、运行、保养、故障检修、大修、部件清单和推荐的备品备件清单及附录。扉页应包括设备的名称和功能、制造商的标志号以及买方的规范号和标题。目录应列出说明书的所有章和小节标题,带有每章节开头的参考页码和包括的图纸清单。插页应是说明书所描述的设备识别插图。叙述的资料应由图纸、图表以及设备的外形及包括主要总装件和组装件功能的描述。安装资料应包括初始安装和大修后安装的检查、校准及运行准备。运行资料应包括起动、运行、停止、事故停止及紧急停止等所要求的分步操作程序。还应包括操作规程和运行限制范围。维护资料应包括供设备正常运行时的检查、清扫、调整及修理、拆卸和设备的重新装配的分步程序。维修所要求的专用工具清单应包括在维修资料中。整体部件的清单和推荐的备件清单，应提供所有必需的资料，包括识别部件用的部件编号和标号一览表。从其它制造商处得到的部件或组件，应标上制造商的名字及部件号，部件数量、尺寸、容量或其它特性。附录应包括安全保护的全部要求，列出定期维护的项目、维护种类、计划性维修等以及参考资料或手册、术语汇编、试验报告的复印件，及其它在上述条款中未规定，但又是需要呈送的有关材料。此外还应提交设备运输和工地搬运、存放和维护的详细说明，说明书中应有解释、图示、尺寸和重量。并包括：——户外、户内和保温存放的空间要求。——设备在装卸、放置和堆放时应遵守的规定。——仓储检查和维护。——防护方式的采用。1.5.2.3 说明书的提交时间及份数设备出厂，提交安装指导书设备出厂，提交运行维护说明书经买方批准后的说明书(标有“正式图”字样)应提交给买方4份副本。图纸和资料清单及提交时间表（卖方应提供的图纸和资料清单见表二）。合同生效后7日内，卖方应提供给买方3份全部工厂图纸和安装、运行维护说明书的提交时间表，对应提交的有关合同产品的每份图纸都应列入清单，并标明提交时间。时间表是一个按次序提交图纸和资料的完整计划，应满足合同交货期和电站设计的需要。时间表需要重新修改时，卖方应及时地通知买方并对修改的原因作详细说明。（励磁系统设备外形图纸和资料提交送审时间见表）。 励磁系统设备外形图纸和资料提交送审时间表序号图 纸 和 资 料 名 称提交送审日期1注明励磁装置各设备的外形尺寸、重量以及它们的总体布置、母线/电缆接头。各设备的基础固定详图自合同生效后7d内2励磁系统框图、配线图和说明自合同生效后7d内3励磁盘的尺寸和布置图自合同生效后7d内4卖方认为与电站设计相关联的其它图纸资料自合同生效后7d内励磁装置详图和资料提交送审时间表序号图 纸 和 资 料 名 称提交送审日期1仪器、信号盘与装置详图(包括安装位置和外形尺寸)自合同生效后7d内2注有详细尺寸的正视图、后视图和侧视图自合同生效后7d内3安装详图自合同生效后7d内4数字式励磁调节器硬件配置及软件说明，包括主要控制、过程的流程图自合同生效后7d内5设备内部布置视图(包括端子排和电缆接头详图)自合同生效后7d内6线路布置图自合同生效后7d内7安装接线图自合同生效后70d内8与电站计算机监控系统接口资料自合同生效后7d内9卖方认为必须提供的励磁系统的其它图纸、资料自合同生效后7d内1.6安装及培训服务卖方应提供有能力的安装指导人员，在买方的协调下对合同设备安装、试验和试运行进行技术指导。卖方指导人员应对设备的安装质量、设备试验、试运行和性能试验负责。如卖方指导人员指导错误使合同设备损坏，卖方应自费修复或更换，并负责支付延误工期的罚款。然而，对于违反安装说明书进行安装或违反安装指导人员指导，以及卖方的安装指导人员在工作进行期间已及时通知买方他不同意安装人员的操作，卖方将不承担由此而引起的责任。卖方应提供励磁设备在制造厂组装、修理、运行和维护的技术培训服务，包括提供培训资料和安排有关试验。1.7标准1.7.1 概述除本招标文件特殊规定外，卖方所提供的设备均应按IEC、ISO国际标准，并参考下列标准和规程进行设计、制造、检验和安装，所用的标准版本应是最新的。如果这些标准内容有矛盾时，应按这些标准中最高要求的条款执行或按双方商定的标准执行，如果卖方选用规定以外的标准时，则需提交这种替换标准供审查和分析。仅在卖方已证明替换标准相当或优于招标文件规定的标准，并获得买方的书面认可才能使用。提交供审查的标准应用中文版本。对于使用到的标准应提供1份完整的清晰的复印件给买方。1.9.2适用的标准中华人民共和国标准 (GB)中国水利电力行业标准 (ch—SD)中华人民共和国电力行业标准 (DL)《同步电机励磁系统：大中型同步发电机励磁系统及装置技术条件》 GB/T7409.3-1997《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》DL/T583-1995《水轮发电机组启动试验规程》 DL/T507-2002《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》DL491-99《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《同步电机励磁系统标准和定义》IEEE421.1－1986《中、小型同步电机励磁系统基本技术要求》GB1058-892专用技术条款2.1供货范围2.1.1概述本节技术条款规定了由卖方供应的励磁系统及其辅助设备的设计、制造和试验方面的具体要求，按本招标文件的要求提供备品备件及维护设备。技术条款未说明，但又与设计、制造、安装、试验、运输、包装保管和运行、维护等有关的技术要求，均应按有关标准执行。该系统的安装和现场试验由买方在卖方安装监督及试验工程师的技术指导下完成。2.1.2 供货范围1、六台水轮发电机组的励磁系统，每套励磁系统应至少包括下列内容：1）可控硅整流装置2）励磁调节装置3）灭磁装置4）起励装置 5）所有必需的备品备件、维护用终端和其他专用仪器工具及技术服务。6）励磁系统全部软件(包括系统软件和应用软件)7）文件资料。2.2技术要求卖方提供的励磁系统应满足如下技术要求：1） 励磁系统的基本技术条件应符合标准的要求。2） 发电机在本技术条款规定的所有运行条件下，励磁系统应能连续提供发电机所需直流功率。3） 励磁系统应保证当发电机励磁电流和电压为发电机额定负载下电流和电压的1.1倍时，能长期连续运行。4） 励磁系统应是高起始响应型，其电压响应时间在电压上升(强行励磁)时应不大于0.08s，在电压下降(快速减磁，由顶值电压减小到零)时不大于0.15s。5） 励磁系统顶值电压为发电机额定励磁电压的2.0倍，当发电机机端正序电压为额定值的80％时，励磁顶值电压应予以保证。6） 励磁系统在2.0倍额定励磁电流下的允许时间不小于20s。7） 在规定的发电机进相(发电机从电力系统吸收无功)运行范围内和突然减少励磁时，励磁系统应保证发电机电压的稳定和发电机电压的平滑调节。8） 励磁系统应能在机端频率为45～77.5Hz范围内维持工作。9） 在下述厂用电电源电压及频率范围内，励磁系统应能长期连续工作。交流380/220V系统电压偏差范围为额定值的±15％，频率偏差范围为―3～ 2Hz。直流220V系统电压偏差范围为额定值的―20～ 10％。10） 发电机空载电压整定范围：手动10%～130%，自动10～130%，自动励磁调节器和手动控制单元的整定电压变化速度，应不大于额定电压1%/S，不小于额定电压0.3%/S。发电机停机时自动返回空载额定电压位置。11） 励磁系统设起励装置（交流起励、直流起励），保证机组可靠起励，起励电流为发电机空载电流的10%以内。在正常开机时，采用交流起励。12） 发电机空载运行，转速在95%～105%额定转速范围内的情况下，突然投入励磁系统，电压超调量不大于额定电压的10%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。当发电机突甩额定有功负载后，发电机电压超调量不大于15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。13） 励磁系统承受下列工频1min交流耐压试验电压值(有效值)时，应无绝缘损坏或闪络现象。a.与励磁绕组回路直接相连的回路及设备出厂试验电压为10倍额定励磁电压。b.与励磁绕组不直接联连的设备的工频耐压试验电压：设备额定电压u(V) 工频耐压试验电压(kV)u≤600.560＜u≤250 2.0u2502.5c. 与发电机电流、电压互感器二次回路联结的设备工频耐压试验电压为2.0kV。14） 励磁系统的年强行退出比不应大于0.05％，投入商业运行后到首次故障时间不小于30,000h，使用年限不少于15年。15） 励磁系统参数如增益、时间常数、反馈信号、基准值等应可调，其范围和建议的整定值由卖方推荐并交买方批准。16） 励磁系统应满足GB/T14958.9.10.13.14(idt IEC60255―22―3–4–1–2，evq IEC60255―5)、GB/T17626.5.6(idt IEC61000―4–5―6)等抗电磁干扰试验标准提出的要求，一般可按3级标准考虑，在受到上述级别的干扰时不应发生误调、失调、误动、拒动等情况：a. 1MHz冲群抗扰度试验3级(共模2.5kV，差模1kV)。b. 静电放电抗扰度试验3级(接触放电6kV或接触放电8kV)。c. 辐射电磁场抗扰度试验3级(试验场强10V/m)。d. 快速瞬变抗扰度试验3级(开路输出试验电压峰值和脉冲重复率在供电电源端口2kV.5Hz，在输入/输出信号、数据和控制端口1kV.5Hz)。f. 工频磁场抗扰度试验4级(稳定磁场强度30A/m)。17）励磁系统各部分温升限值见下表部位名称温升限值(k)测 量 方 法铜母线35温度计法铜 母线 连接 处无保护层45有铜和锡保护层55有银保护层70电 阻元 件距电阻表面30mm处的空气25印刷电路板上的电阻表面30塑料、橡皮、漆皮绝缘导线20晶闸管与散热器接合处40熔断器连接处4518） 励磁系统屏柜在安装地点引起噪音应不大于65dB(A)。19） 励磁装置整体性能以及参数整定，应满足改造增容后机组运行要求。2.3操作要求2.3.1操作方式励磁系统的操作应有现地和远方两种方式。除非另有规定，卖方应提供与远方控制系统接口所需的所有辅助设备，不管在本合同文件中提到与否。2.3.2开关及指示灯为满足现地操作及监视要求，应在励磁柜正面安装下列开关和指示灯：1）规程现地/远方切换。置于“现地”方式时，远方操作应被闭锁。2）励磁投/退。3）自动电压调节(AVR)/励磁电流调节(FCR)选择。4）励磁增/减操作。5）磁场断路器分/合操作。6）手动起励。7）零起升压。2.3.3远方操作励磁系统的远方操作，包括下列各项：1）接受远方正常开、停机指令，启励、灭磁操作。2）自动电压调节(AVR)/励磁电流调节(FCR)选择。3）恒无功功率/恒功率因数运行方式选择。4）无功功率/功率因数设定。5）励磁增/减操作。6）磁场断路器分/合操作。2.3.4与计算机监控系统接口的设备为实现远方操作功能，励磁系统应提供下列用于与计算机监控系统接口的设备：1） 状态信号应为以下信号提供两对常开的电气独立的干式接点，励磁装置的开入开关量采用无源接点，励磁装置的开出开关量为无源接点，接点容量不小于5A；2） 现地/远方转换开关在“现地” ；3） 现地/远方转换开关在“远方” ；4） AVR/FCR调节选择在“AVR” ；5） AVR/FCR调节选择在“FCR” ；6） 磁场断路器闭合；7） 磁场断路器断开；8） 励磁调节器在上限；9） 励磁调节器在下限。2.3.5提供下列量的直流0～5V模拟量输出设备：1） 励磁电压、励磁电流、励磁绕组温度；2） 无功功率设定值及运行值。3） 报警报警和跳闸接点见2.9中“励磁系统保护和信号”。2.3.6在机组控制过程中，励磁系统控制应能自动地、平稳地执行下列操作。1）开机程序首先由监控系统发出开机指令，在同期前，当机组转速上升到95%额定转速时由监控系统发出启励指令，（经励磁系统判断）把发电机电压升至额定值。根据同期装置发出的命令调整发电机电压，以满足与系统同期的要求。在同期并网后，根据计算机监控系统给定的电压/无功值，进入系统电压/无功控制。2） 正常停机程序在发电机断路器跳闸前，接受监控系统命令调整无功负荷至零，在发电机断路器跳闸后，接受监控系统的逆变灭磁命令发电机灭磁。3）事故停机程序磁场断路器跳闸、灭磁。4）在连续自动开机和停机过程中，不需要手动操作和调节励磁。5）远方（监控系统）的操作命令为无源开关量。2.4励磁变压器励磁变采用户内三相环氧树脂浇注铜芯干式变压器，采用铜芯材料线圈，按自然风冷设计，H级绝缘（考虑绕组中谐波电流引起的发热）。变压器最大允许温升80K,中性点不接地，高低压绕组间应采用金属屏蔽，屏蔽层应接地。高低压侧引出线应能适应与电缆连接的要求。励磁变一、二次侧绕组的耐受电压水平应满足DL/T620-1997的要求。变压器应设置金属防护罩，防护等级为IP20。变压器的额定电流不小于额定电压和容量要求。变压器高压侧与6.3kV的发电机机端母线直接联接。变压器三相电压不对称度不应大于5%。变压器低压侧设过电压保护回路。励磁变压器的容量，除满足机组各种运行工况下的强励要求外，还应留有适当裕度，容量由卖方确定。励磁变应装设温度信号装置，安装于护罩正面便于观察的位置。能现地监视A、B、C三相绕组温度并作用于远方报警。励磁变三相电压不对称度不大于5%。励磁变压器参数：型号；容量；变比 ；接法。2.5可控硅整流装置可控硅整流装置采用三相全控桥式接线。可控硅整流器的主要参数由卖方提供，经买方认可，可控硅应该选择优质、有较高知名度的厂家制造的产品，并在附件中列出，供买方确认。每个可控硅均应配有限流快速熔断器保护及RC阻容吸收回路可控硅元件及熔断器等应设计成组件型式，并具有互换性，便于测试、检修和更换。功率桥交流侧应装设隔离刀闸，方便检修和维护。在励磁功率柜上应设整流元件工作状态指示器，以指示件故障。功率整流单元应设置分支电流检测和脉冲消失信号。对硅元件采用风机散热方式。连接于主回路的导线，应加强型绝缘强度。在额定负载运行温度下，晶闸管在阻断时承受反向峰值电压的能力应不小于2.75倍的励磁变压器低压侧峰值电压。可控硅整流器保护回路可控硅整流器应具有过电流保护。可控硅元件应设有抑制可控硅换相过电压保护，如RC回路。触发回路应能防止故障条件下重复换相。其它保护回路。2.6灭磁装置2.6.1 灭磁方式正常停机灭磁时采用逆变灭磁；事故停机时，灭磁开关分闸，将非线性灭磁电阻并入发电机励磁绕组回路，进行强迫灭磁。2.6.2 灭磁开关励磁系统直流回路装设灭磁开关作为发电机投、切励磁和事故灭磁时使用，采用非铸造外壳的双断口型灭磁开关。灭磁开关在发电机空载、额定负荷、短路及可控硅失控、强励时可切断发电机的励磁电流。灭磁开关灭磁时，励磁绕组两端的电压瞬时值不超过出厂试验时绕组对地试验电压幅值的50%。灭磁开关采用直流220V操作机构。操作机构具有电气和机械防跳装置。灭磁开关带有6对常开和6对常闭触点的辅助开关，各有3对辅助触点输出。灭磁开关寿命≧10000次跳合闸操作。操作频率为每小时不大于30次,时间间隔为2分钟1次。2.6.3 非线性灭磁电阻采用氧化锌非线性灭磁电阻在105%额定励磁电压及满载励磁电流的情况下，定子三相短路，放电电路瞬时接通时，非线性放电电阻有效的控制转子电压。非线性灭磁电阻动作电压值、非线性系数、总容量、直流泄漏电流和绝缘电阻值均符合励磁系统快速灭磁的要求。非线性灭磁电阻的耐压水平与转子的耐压水平一致。非线性灭磁电阻应在长期、连续、正常运行中无明显温升。非线性灭磁电阻元件整组非线性系数小于0.1。非线性灭磁电阻元件使用寿命不少于15年2.7起励装置起励方式为残压起励及直流起励两种；直流起励电源由厂用220V直流系统提供；直流起励装置设置有防止电流倒送蓄电池的截止二极管和限流电阻。保证机组残压大于10%时残压起励正常。机组残压低于10%时，采用直流他励电源起励，机端电压大于10%时自动切除他励起励电源，如果起励不成功后，报起励不成功信号。起励电流限制在10%空载励磁电流。2.8变送器发电机端电压检测采用机端电压互感器通过检测变压器变换后送励磁调节器。 发电机电流检测采用机端电流互感器通过电流变换后送入励磁调节器。发电机无功检测采用无功传感器。励磁电压检测采用直流电压传感器，具有4～20mA输出。励磁电流检测采用霍尔元件的电流传感器，具有4～20mA输出。对传感变送器的要求。变送器能耐受转子回路绝缘水平。变送器准确度等级为0.2级。变送器的输出纹波：峰—峰＜1%，响应时间不大于400mS。变送器工作环境温度范围：-10～ 50℃；环境温度范围：10%～90%。在外界电场、磁场干扰下输出值变化不超过基本误差绝对值。变送器集中安装在励磁柜上，所有变送器的输入、输出引线都应接至励磁柜端子排上以便和外部电缆连接。变送器的所有低压引线都应与交直流动力电缆及控制电路隔开屏蔽。2.9励磁系统保护和信号（但不限于此）2.9.1 励磁系统保护1） 励磁回路短路保护2） 励磁系统过电流过电压保护3） 电压互感器断线保护4） 控制电源失压保护5） 转子过电压保护6） 转子过电流保护7） 励磁系统过励限制保护8） 欠励限制保护9）电压/频率限制保护2.9.2 系统设置检测信号1） 触发脉冲消失信号2） 发电机励磁回路开关异常跳闸信号3） 功率整流元件的保护动作信号4） 起励失败信号5） 逆变失败信号6） 低励运行信号励磁过电流限制器动作信号7） 最大励磁电流限制器动作信号8） 励磁调节器故障信号9）电压互感器断线保护动作信号10）设备运行状态信号11）励磁断路器分/合闸位置信号12）自动/手动位置信号13）励磁绕组回路过电压信号14）励磁控制回路电源消失信号2.10仪表1） 励磁电压表 2） 励磁电流表 3） 定子电压表4） 励磁系统所需的其它仪表2.11励磁调节器2.11.1 型式卖方应提供以微处理器构成的数字式双微机双通道静态励磁电压调节器，其处理器应为32bit及以上的高速处理器，每个励磁柜包含两个励磁调节器。并包括所有必需的辅助设备。2.11.2 技术要求励磁调节器应满足下列要求：1） 在稳态负荷下，保持发电机定子电压无振荡现象，在发电机允许的任何负荷下，调节精度优于0.5％，电压静差率优于0.5%。2） 自动励磁电流调节(FCR)的范围为10％空载励磁电流到110％额定容量励磁电流。3） 自动电压调节器(AVR)应能在发电机空载电压10％～130％额定值范围内进行稳定、平滑的调节。4） 当发电机突然甩掉额定负荷(额定功率因数下)后，发电机电压升高不超过额定值的10％。将发电机定子电压恢复到甩负荷前电压的98％―102％范围内，调节时间不大于5s，振荡次数不超过3次。5） 发电机转速在95％―105％额定转速时，突然投入励磁系统，将发电机机端电压从0升至100％额定电压时，电压超调量不大于额定电压的10%，振荡次数3~5次，调节时间不大于5s。6） 环境温度在―10℃~ 40℃内缓慢变化时，机端电压的变化不应超过0.5％。7） AVR必须保证发电机端电压调差率整定范围为±15％，调差特性应是线性的。8） 在空载运行时频率值每变化1％，电压调节器应保证发电机端电压变化值不大于额定值的±0.25％。9） 在发电机空载运行时，AVR和FCR的整定电压变化速度应在额定电压的0.3％/s~1％/s之间。10）当交流电源频率在45Hz~77.5Hz范围内变化时，励磁调节器应能正确工作。11）当机端电压在额定电压的10％~130％范围内变化时，电压调节器应能工作。12）励磁调节器应能现地和远方进行电压/无功/励磁电流调节，电压调节器应是一个反应三相平均电压的连续作用式装置。13）励磁调节器应能在发电机启动、停机期间防止发电机出现过励磁。14）当发电机按恒功率因数、恒无功功率输出、恒发电机电压输出运行时，励磁调节器应保证发电机的稳定运行。2.11.3 励磁调节器的构成和功能每套励磁调节器应至少包括如下功能2.11.3.1调节功能1） 自动电压调节功能(AVR)2） 励磁电流调节功能(FCR)3） 恒电压运行运行4） 恒电流运行运行5） 恒无功功率运行6） 恒功率因数运行2.11.3.2控制功能1） 机组开停机时励磁系统的顺序操作2） 机组的起励控制3） 励磁断路器的合、分控制4） 输出模拟量、状态量及报警信号5） 励磁系统跳闸输出6） 远方和现地无功/电压给定7） 其它2.11.3.3辅助功能1） 过励及最大励磁电流限制2） 低励及最小励磁电流限制3） V/f限制4） 励磁绕组温度计算并输出(4～20mA)5） 磁场回路短路保护6） 线路电压补偿器7） VR/FCR跟踪功能：实现AVR和FCR间的无扰动切换8）自动电压跟踪功能：在机组同期并网前使机组电压迅速跟踪系统电压，设置自动电压跟踪功能的“投/切”选择，用户根据实际情况进行选择。9） 其他2.12辅助电源设备风机、励磁调节器、变送器、显示设备和其它装置所需的低压交流电源取自励磁变低压侧和厂用交流380/220V电源，机组升压后使用励磁变低压侧电源。继电器、空气开关、磁场断路器、起励接触器和其它励磁系统部件所需的控制电源由电厂蓄电池直流220V供给。励磁系统试验电源取自厂用交流380/220V电源。每套励磁调节系统应采用交直流并列供电，电源内设滤波、抗干扰设备，直流电源采用电厂蓄电池直流220V电源。所有电源设备应合理布置在励磁柜内。2.13励磁柜卖方提供的励磁设备包括可控硅整流装置、电压调节器、保护、控制、信号设备和所有附件应分别组装在各励磁柜内。励磁柜保护等级为IP42。励磁柜柜体设计应摆放整齐，检修、维护、更换器具方便，柜体高度统一为2260mm，柜体尺寸应提交买方认可。励磁柜为户内安装式，采用钢性的、独立的薄板型金属外壳组成。屏正面和背面应提供设备检修用的全链接的门。发电机磁场引线和外部配线应从配电柜的底部进入。设备内部的布线应排列整齐，支撑得当，所有的引线接头都应能够在箱内或盘内的端子板上连接。端子排的额定电压为800V，标识片应标上布线的名称，所用的符号要与布线图上的相同，或者由买方指定。励磁柜内设备的配线由卖方完成。除励磁系统电源引线(例如发电机磁场引线)外，励磁柜以外的引线应接至800V端子排。控制线应为多芯的，单根导线的截面不得小于1.5mm2，动力线的导线截面均不应小于4.0 mm2，导线的额定电压应为600V，温升90K。每个励磁柜应配有单相二孔和三孔交流250V插座各一个和至少一个照明灯。插座和照明灯由安装在门或链接屏附近的便于操作的位置上的开关控制。插座和照明灯应有独立回路控制。所有控制设备安装在励磁柜的正面或易于从正面接近的部位，屏上的所有设备为屏后接线。水平接地铜母线尺寸不小于6×25mm2，每个屏的接地是由螺栓接地母线连至裸露的金属来实现。在励磁柜上应提供每个屏蔽设备用的接地端子。所有的门应有合适的把手，一个三点碰锁和一个嵌入式圆柱型可拆换的平装锁。接线方法：a.端子排为模制型，并带有标记带和开槽的接线头螺钉。b.布置枢纽配线使得纵向的线束多于横向的线束。c.配线应在设备端子或端子排上连接，不允许分支或绞接。d.外部元件的配线连至端子排，每一个端子上应只连接一根导线，端子之间的短接线应采用专用的连接片，且各部分之间应采用专用的绝缘板隔离。e.所有估计到的备用和未使用的接点及设备也接至端子排。f.除测试信号导线外所有配线，应设置在塑料槽型配线槽中，全部带有搭锁盖板。h.应采用凤凰端子并提供至少15%的备用端子排。i.应采用机器压印塑料套管型的导线标记，用来识别所有导线的端接点。j.所有端子和端子排应由标记带上的导线号码加以清楚地识别。k.电流互感器导线的端子排为短路型。l.端子排的排列应适合于进入的电缆顺序。在端子排列上，所有多芯的接头单独自成一组。m.根据励磁条件的要求，对进入柜上部或底部的输入线应提供防护措施。铭牌：每个柜、设备或装置均带有中英文对照的黑底白字的铭牌，字母最小为4.8mm高，铭牌用不锈钢螺钉固定。名牌在刻模前应提交买方审批。2.14励磁电缆卖方提供所有励磁电缆的选型设计说明，买方自己采购。2.15装配和试验2.15.1 概述卖方应对生产的发电机励磁装置进行工厂试验、现场试验。卖方应在合同鉴定后7天内提交一份车间装配和试验计划。卖方应在试验前5天通知买方，以便买方决定参加目睹试验。卖方应提供买方四份试验证实合格的结果(包括各特性曲线)。买方参加或弃权的试验，这些都不能豁免卖方满足技术条件要求的责任。励磁柜和磁变压器应在工厂完成装配。卖方应呈送励磁和调节设备的工厂试验的试验方法说明书供买方审查批准。2.15.2 工厂试验卖方所提供的整套励磁系统包括励磁变压器均须按照本技术条件及国家有关规范要求进行出厂试验。出厂前的试验、验收须有买方代表参加。励磁系统包括励磁变压器运到现场后，需进行现场安装、调试。现场安装由安装单位完成，调试工作由卖方负责，安装单位配合。在整机调试前，应检查各种连线是否准确可靠，设备标志应齐备正确。进行励磁系统的整体调试，应保证励磁装置的调差率、频率特性、调压精度等各项指标均在本技术条件及装置技术条件要求值范围内。工厂、现场试验项目如下，但不限于此：序号试 验 项 目工厂试验现场试验1灭磁开关试验√√2功率整流装置试验√√3脉冲变压器试验√√4励磁系统部件的绝缘测定及介质电强度试验√√5自动励磁调节器各基本单元静态特性试验及总体静态特性试验√√6励磁系统顶值电压及电压响应时间的测定√√7AVR电压整定范围试验√√8FCR调节范围试验√√9起励和逆变灭磁试验√√10发电机空载状态下10%阶跃响应试验√√11在自动励磁调节器投入情况下测定发电机电压频率特性√√12发电机在额定工况、空载情况下的灭磁试验√√13自动/手动切换试验√√14在AVR投入情况下测定发电机电压调差率√√15励磁变压器试验√√16噪音试验√√17发电机甩负荷试验√18PSS试验√√19励磁系统各部分温升试验√20功率整流装置冷却系统试验√√21励磁系统操作、保护、监测、信号及接口等回路试验√√22各辅助功能单元及保护监测单元的整定与动作正确性试验√√23低压大电流72小时连接试验√24励磁系统在额定运行方式下72小时连接试验√2.16备品备件备件应与原件具有相同的材料、工艺、并具有互换性。每套备件应整套提供，包括安装所需的必要材料。备件应合适装箱，并标有储存保护和易于辩别的标签。包装所用材料应符合环保要求，且其包装有效期应不低于3年。在合同谈判时，买方有权调整备品备件数量和品种。安装、调试中用于替代损坏件的备品备件应另外补充供给，这些另外补充的备品备件费用应由承担损坏责任的一方承担。卖方应列出推荐最初5年维护所需的附加备件清单，供买方选购。2.17安装、维护专用工器具卖方应提供一套安装、维护励磁系统的工具及仪器、仪表，并列出详细清单。买方有权调整专用工具数量和品种。2.18基本资料1） 应和投标书一起提交的励磁设备图纸与资料2） 说明下列内容的励磁设备资料、框图或电气接线图。a. 励磁系统电气接线图和原理说明书。b. 用于防止由于失步过程中反向励磁电流而造成设备损坏的方法。c. 防止交、直流系统中暂态电压的保护装置。d. 一旦可控硅整流设备故障或保险丝熔断即发出信号的方法。e. 确保整流元件之间电流均等的方法。f. 注明可控硅—熔断器之间配合关系的曲线。g. 抑制静态励磁装置输出回路中故障电流的方法。h. 均衡串联元件两端电压的方法。i. 包括限制电路图在内的全套图纸和电压调节器的详细说明。j.继电保护详图。k.数字式励磁调节器硬件配置、软件说明、控制过程流程图。o.抑制转子换相尖峰过电压的方法。3） 静态励磁装置、电压调节器、电阻箱及同类设备的整体组装试验数据资料。4） 符合IEEE规范F80―258―4和81WM065―2的框图。5） 励磁设备尺寸、重量和其他资料6） 励磁屏外形尺寸和数量长：mm宽：mm高：mm励磁屏重量： kg可控硅整流器：各可控硅整流器的平均正向电流： A(DC)7） 需由外部交、直流供电的设备表需供电部分或设备名称电 压 (V)电 流 (A)功 率 (W)用途2.19技术资料和交付进度2.19.1一般要求卖方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。卖方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在合同签订后7天内给出全部技术资料清单和交付进度，并经买方确认。卖方提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合工程设计阶段，设备监造检验，施工调试试运，性能验收试验和运行维护等四个方面。卖方需满足以上四个方面的具体要求。对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，卖方也应及时免费提供。如本期工程为多台机组(设备)构成，后续机组(设备)有改进时，卖方应及时免费提供新的技术资料。买方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。卖方提供的技术资料为每台设备5套，另提供全套资料的电子文档一份。2.19.2资料提交的基本要求（1）在投标阶段提供的资料根据具体设备买方可提出清单、卖方补充和细化所列技术资料满足工程初设要求。（2） 配合工程设计的资料与图纸卖方应及时提供满足工程设计的下列资料和图纸1） 设备监造检验所需的技术资料卖方应提供满足合同设备监造检验/见证所需的全部技术资料。2）施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的技术资料。包括但不限于：a.提供设备安装、调试和试运说明书，以及组装、拆卸时所需用的技术资料。b.安装、运行、维护、检修所需的相近图纸和技术文件，包括设备总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。c.设备的安装、运行、维护检修说明书、包括设备结构特点、安装程序和工艺要求。启动调试要领。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明。3） 卖方应提供备品、配件总清单和易损零件图。4） 卖方须提供的其它技术资料。包括以下但不限于：a. 检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。b. 卖方提供在设计、制造时所遵循的规范、标准和规定清单。c. 设备和备品管理资料文件，包括设备和备品发运和装箱的详细资料(各种清单)，设备和备品存放与保管技术要求，运输超重和超大件的明细表和外形图。d. 详细的产品质量文件，包括材质、材质检验、焊接、热处理、加工质量、外形尺寸和性能检验等的证明。 部分材料生产厂家列表序号名称规格型号生产厂家1信号灯2操作按钮3小型断路器4电压继电器5交流接触器6小继电器7交流继电器8励磁电压表9机端电压表10励磁电流表11可控硅12快熔13电流传感器14灭磁开关15数-模转换16模-数转换17触摸屏18通讯模块19通讯线20开关电源21开关电源22增减磁按钮23带灯按钮24检测板25触发板26脉冲板27电源板28自动空气开关三、监控保护、直流系统技术条款1通用条件1.1引用标准计算机监控系统应符合如下所列的所有适用的标准，并满足如下所列的性能指标要求。设备不限于所规定标准，但在所有情况下都应满足同等标准或更好的标准。IEEE802.3网络技术标准IEC 870-5-1992远动传输规约DL 476-92电力系统实时通信应用层协议CCITT X.25通信协议 IEEE 729-1983软件工程术语汇编IEEE730.1-1989软件质量保证设计标准GB 2312-80中国国家汉字库标准ANSI/EIA TSB-19-1985光纤数字传输--对用户和厂商的要求。ANSI/IEEE C37.90-1978与电气设备有关的继电器和继电器系统ANSI/EIA 443-1979固态继电器DL/T578-95 水电厂计算机监控系统基本技术条件DL/T5065-1996水电厂计算机监控系统设计规定GB9813-88微型数字电子计算机通用技术条件GB 14285 2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T587-1996 微机继电保护装置运行管理规程DL/T624-1997 继电保护微机型试验装置技术条件GB50168-92电气安装工程电缆线路施工及验收规范GB7450-87电子设备雷击保护导则GB2887-89计算机场地技术条件GB7260不间断电源设备DL/5137-2001电测量仪表装置设计技术规程DL/T459-2000 电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 5044-2004电力工程直流系统设计技术规程DL/T 459-2000 电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程GB 11920-89 电站电气部分集中控制装置通用技术条件GB/17478-1998 低压直流设备的特性及安全要求JB/T8456-1996 低压直流开关设备JB/T8948-1999 电控设备用低压直流电源JB/T 5777.4-2000电力系统直流电源设备通用技术条件及安全要求GJB 4284-2001 阀控式密封铅酸蓄电池通用规范接入系统设计要求防止电力生产重大事故的二十五项重点要求本文件中规定了用在计算机监控系统中有关标准，卖方必须遵守这些标准完成工作或试验。当标准与本文件的规定有矛盾时，应以本文件为准。上述各机构的标准之间如有矛盾，而这些内容又没在本文件中规定时，将由买方来解决，买方的决定为最终结论。1.2设备一般要求1.2.1 材料和部件所有材料和部件都应严格筛选，应是全新的、高质量的、满足高强度、长使用寿命和机电特性的要求。卖方保留提供系统最新版本、更换系统模体以带给买方利益的义务。1.2.2 工艺为确保设备质量，卖方应采用有效的工艺措施和质量管理。1.2.2.1 装配设备应在出厂前装配好，并进行所要求的全部试验，以证明设备性能满足买方的要求，供货时随货提供试验报告。1.2.2.2 电缆和端子（1）概述卖方供货范围还应包括综合自动化系统范围内的所有电缆、端子。卖方应提供合同设备的全部端子图、电缆清册。（2）电缆标志供货范围内盘柜间连接的所有电缆均必须注明电缆编号。（3）芯线编号所有电缆芯线均应按原理图和接线端子图编号，采用金属套环固定。端子图应用可更换的塑料片卡在套环之中。所有对外连接端子板应是带有隔板的压模型元件。500V交流电压下额定电流不小于10A。在每个端子板上应设有白色或其它浅色的标牌，用螺栓固定在压模条上以表示回路的编号和端子编号，在每个连接端子上应装有回路标志，或永久性的标志溶液在标片上标上导线或电缆编号。在每个端子上应装有可拆换的或备用的标牌。所有设备上的备用触点均应接至端子，并至少提供20%的备用端子。在与电流互感器连接的电流端子排上应设有短接电流互感器次级绕组的短接件。1.2.2.3 各模件、模板均应采用表面安装技术。1.2.2.4 屏(柜)（1）屏(柜)应由钢架(或铝型材架)和光滑钢板构成。结构应牢固，有足够的刚度、自支持，且易于维修和更换内部元器件。盘柜采用喷塑处理。（2）屏体尺寸：800 mm×600 mm×2260 mm(长×深×高)。操作手柄、仪表、指示器具均应在地面以上0.6至1.8m。所有屏(柜)的门锁应是同一型号。（3）屏(柜)应全封闭，按IEC第144/529标准进行保护，最小达到IP42。屏(柜)外壳的通风孔应有防止灰尘进入的措施。底部应有电缆进出口，电缆安装完毕后应可封闭底部。（4）所有屏(柜)至少有20%的自由空间和20%的备用端子，以便将来扩展。（5）屏(柜)的基座设计，应考虑防震措施并使得屏、柜能牢固的固定在地板上，且易于安装。卖方应提供所有必需的安装夹、基座、基础螺栓、防震垫等及有关的构件。（6）屏(柜)上的所有仪表、器具和装置应采用嵌入式安装，其布置应清晰合理。（7）每个屏(柜)内应配有一个单相交流250V、10A插座和至少一个照明灯。1.2.2.5 内部接线（1）设备的内部接线应在工厂完成，发货前要进行全面检查。并提供测试报告。（2）设备的内部接线应采用阻燃型或耐火型绝缘材料的标准导线。（3）所有接线须用防火型槽管保护，外露接线需束在一起，用适当的夹具固定或支持，水平或垂直走向。导线在槽管中所占的空间不得超过70%。（4）所有导线中间不得有接头，导线在屏柜内的连接均须经端子排或设备接线点。一个端子或一个接线点的连接导线不得超过两条。1.2.2.6 电气干扰（1）脉冲群干扰 装置应能承受GB/T14598.13—1998中3.1.1规定的严酷等级为3级的1MHz和100kHz脉冲群干扰试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准3.4规定的要求。（2）静电放电 装置应能承受GB/T14598.14—1998中4.2规定的严酷等级为3级的静电放电试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准4.6规定的要求。（3）辐射电磁场干扰 装置应能承受GB/T14598.9—1995中4.1.1规定的严酷等级为3级的辐射电磁场干扰试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准4.5规定的要求。（4）快速瞬变干扰装置应能承受GB/T14598.10—1996中4.1规定的严酷等级为3级的快速瞬变干扰试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准4.6规定的要求。卖方应考虑现地环境中存在电磁的、静电的和感应的暂态电压，以及电站可能遭雷击。机组LCU布置在机旁，继电保护设备布置在高压柜内，电站级监控设备布置在付厂房内的中控室。除混凝土钢结构建筑外，将无特殊的电磁屏蔽措施。因而，卖方应确保所有设备具有足够的抗电磁辐射干扰能力及足够的抗雷电干扰措施，以确保所有设备能在高静电、高噪声环境中安全运行。1.2.2.7 接地（1）计算监控系统将不设单独的接地网，系统接地使用电站公用接地网接地。电站公用接地网接地电阻不大于1Ω。（2）屏柜外壳接地、交流电源中性点接地、直接工作接地和电缆屏蔽层接地在同一机柜中采用一个公共接地端子接地。（3）机柜接地端子应便于引出与电厂接地网连接。接点应有良好耐久的电接触点接地。1.2.2.8 铭牌和标志（1）铭牌计算机监控系统的每个独立的设备都应有铭牌。铭牌内容包括：设备名称：型号、制造厂名称、主要技术参数、出厂编号及出厂日期等。字迹应清晰、耐久，采用中文书写。（2）识别标志每台设备都应有易于辨认的识别标志，以便与说明文件对照，分布于不同部位的同型号设备识别标志应保持一致。（3）警告标志为了使用安全，需要注意和特别说明的地方均应有警告标志或安全指示。警告标志应醒目，且不易与其他标志混淆。1.2.2.9 工厂涂敷（1）所有设备表面均应进行防腐处理，并采用适当的涂敷保护（2）所有需涂敷的表面均要彻底清除粉尘、油渍、锈斑等，并处理毛剌，清洁干燥表面，并作必要的填充以便涂敷。（3）设备外表面涂敷前颜色由买方确定，内表面的颜色由卖方根据自己的标准选择。1.2.2.10 绝缘强度和绝缘阻抗 本合同所提供的全部设备均应能承受下述试验电压，在输入电源的接口与地之间应有适当的绝缘电阻。 （1）试验电压60V以上端子与外壳间应能承受AC 2kV1分钟。60V及以下端子与外壳间应能承受AC 500V 1分钟。 （2）绝缘阻抗设备安装、连接完毕，交流外部端子对地阻抗不应小于10MΩ，不接地直流回路对地阻抗不应小于1MΩ。1.2.3 电源1.2.3.1 包括便携式试验装置在内的所有设备，应适合在UPS提供的电源，即交流单相220V，50Hz电源下运行。UPS包括在计算机监控系统供货范围内。1.2.3.2 当UPS输入电压下降到低于下限值时,设备应不致损坏。1.2.3.3 设备的内部直流稳压电源应有过压过流保护及电源故障报警信号。应提供保护装置以防止由于UPS输出的干扰使得连接到UPS输出回路上的设备被损坏。电源接线应满足隔离要求。2供货范围2.1概述2.1.1本文规定了设备的供货范围，卖方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合技术规范的要求。2.1.2卖方提供详细供货清单，清单中依此说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本文未列出和/或数目不足，卖方仍在执行的同时无条件免费补足。2.1.3卖方提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。2.1.4卖方在文件中按随机备品备件（安装、调试、试运行阶段和质保期所需，计入总价），并列出清单。2.1.5卖方提供所供设备的进口件清单。2.1.6卖方提供的技术资料清单见相关规定。2.2工作内容本文要求卖方完成的主要工作内容如下:2.2.1吉安螺滩水电站综合自动化系统及其附属设备的设计、制造、工厂试验、包装、运往目的地交货及调试等技术服务。2.2.2 各软件程序的设计和开发。2.2.3 编制和提交设计、制造、供货时间表、软件管理计划、试验计划、试验大纲及报告。2.2.4 编制和提交设计文件、安装文件、用户文件、维护文件。2.2.5编制和提交安装、试运行工作计划，对买方人员的培训计划。保证期内的维修服务计划。2.2.6 编制和提交备品备件、专用工具目录及卖方推荐供买方选择的备品备件目录和报价。2.2.7 对现场指导安装和调试运行；对买方人员进行培训及对设备保证期内的维修服务等。2.2.8 在买方协助下负责完成合同要求的全部试验和设备调试。2.2.9 卖方有义务参加买方所组织的协调工作并主动与有关承包商进行协调。2.3供货范围2.3.1详见吉安螺滩电站改造工程设备配置清单2.3.2备品备件、专用工具和仪器仪表供货表（供货人填写）表2备品备件、专用工具和仪器仪表项目序号货物名称数量单位备注1233专用技术条款3.1 系统一般要求3.1.1 设计原则3.1.1.1 计算机监控系统及其附属设备应遵从以下设计原则：(1) 采用计算机监控系统为基础的全厂集中监控模式，网络采用光纤工业以太总线或环网，通讯规约符合TCP/IP标准，按IEEE802.3设计。计算机监控系统不会因任何一个器件发生故障而引起系统误操作。(2) 采用网络结构和成熟的标准汉化系统。(3) 设置中央控制室操作员工作站，以实现电站的集中监视控制。该电站按“无人值班”（少人值守）设计。(4) 各LCU与开放标准工业以太网直接联网。具有自诊断功能和显示功能，即使主计算机发生故障，仍可通过LCU上的触摸屏等设备对水轮发电机及其附属设备、电站公用设备等设备进行现场操作和监视。(5) 通过调度通讯工作站应可实现与地调通信，调度通信工作站设置2 路独立的专线主备远动通道，传输规约拟采用IEC60870－5－101。(6) 机组LCU与励磁系统、调速器系统、发电机组微机保护系统、变压器微机保护系统等用串行口通信。(7) 厂变及公用设备LCU与直流系统、110KV线路保护装置、35KV线路保护装置、主变保护装置、厂变微机保护装置、近变微机保护装置等用串行口通信。(8) 系统必须响应速度快，可靠性、可利用率高；可适应性强；可维修性好；先进、经济、灵活和便于扩充。(9) 所供计算机设备应是当前市场上主流产品,系统配置和设备选型符合计算机发展迅速的特点，系统达到国内先进水平，所供计算机提供具体参数说明书。3.1.1.2 微机保护系统及安全自动装置应遵从以下设计原则：(1)保护系统包括保护交直流回路、跳合闸回路、监视回路和外引接点（如瓦斯、温度等）的输入回路、故障录波回路、保护信号出口、与保护接口的通讯口等。(2)保护装置开出的保护动作信号应区分保护动作性质。(3)保护装置应具有自检功能，元件故障自动报警。(4)电站主要设备发电机和变压器的主、后备保护功能由单个独立装置完成。(5)发电机、及厂变保护采用双CPU处理器（32位、1G的寻址空间、主频33MHz），同一组数据，由两个CPU同时进行处理，两个CPU之间相互交换信息，将硬件故障可能的误动及时检查出，并予纠正，使保护从根本上消除由硬件引起的误动。(6)保护的投退采用压板直接退出保护出口跳闸回路，杜绝软压板的不安全因素。(7)发电机、主变及厂变保护装置放置在相应的屏柜中。(8)通讯接口每种保护装置均有RS485通讯口，所有模块采用的通讯协议为Modbus RTU协议。电气主设备的保护CPU具有完善的网络功能，微机继电保护装置应提供与各相应PLC通讯接口，且要保证信号的正确、可靠、实时。(9) 系统功能：1）保护的事件记录、故障报警、故障录波自动触发生成。2）根据用户要求设定相关历史数据报表，并存档或打印。3）将历史数据远传。4）微机继电保护系统应具有跳闸和报警、故障录波、顺序记录、故障报告、自动检测、整定参数的设定和修改等功能。3.1.1.3 直流系统及附属设备应遵从以下设计原则：(1) 1#、2#厂房直流系统分别选用一组国内知名品牌的100AH胶体阀控式铅酸免维护蓄电池，每组蓄电池18只，每只电池电压12V。(2)充电部分采用多模块并联组合方式供电。充电机配置的电源模块数量必须满足（N 1）冗余备用的要求。即当任一个电源模块因故退出运行时，其它模块应能维持蓄电池组的正常充电。(3)每个系统包括一面充电屏、一面馈线屏、一面电池屏。(4)通讯接口 直流系统设置有RS485通讯口，通讯协议为Modbus RTU协议。3.1.2主要监控对象3.1.2.1 1#厂房（1）四台2000kW水轮发电机组及辅助设备；（2）一台10000KVA双圈主变；（3）二台厂用变、二台近区变；（4）一回110KV、六回10KV出线。（5）全厂公用设备,包括渗漏排水系统、高低压气机、技术供水系统、生活/消防供水系统、直流电源系统等；3.1.2.2 2#厂房（1）二台3000kW水轮发电机组及辅助设备；（2）一台8000KVA双圈主变；（3）一台厂用变；（4）全厂公用设备：包括渗漏排水系统、空压气系统、技术供水系统、生活/消防供水系统、直流电源系统等；3.1.3主要保护对象3.1.3.1 1#厂房（1）四台2000kW水轮发电机及励磁变；（2）一台10000KVA的主变；（3）二台厂用变、二台近区变；（4）一回110KV、六回10KV出线。（5）其他相关保护设备。3.1.3.2 2#厂房（1）二台3000kW水轮发电机及励磁变；（2）一台8000KVA的主变；（3）一台厂用变；（4）其他相关保护设备。3.1.4 计算机监控系统I/O点数1#厂房各单元控制器I/Ｏ使用数量表名称1－4号机组LCU厂变及公用设备LCU开关量输入128128SOE量输入6464开关量输出9696模拟量输入8162#厂房各单元控制器I/Ｏ使用数量表名称1－2号机组LCU厂变及公用设备LCU开关量输入128128SOE量输入6464开关量输出9696模拟量输入8163.2 系统功能要求电站主控级设备布置在计算机室、中控室。至少应具有下列功能：3.2.1 电站主控级功能?数据采集与处理?运行监视、控制、调节与操作?记录、报告、统计制表、打印?可编程运行参数计算?自动发电控制与自动电压控制?通讯控制?系统自诊断?软件开发?语音报警?培训3.2.1.1 数据采集接收各单元控制器发送的有关数据并存入数据库，用于显示器画面更新、控制调节、记录检索、操作指导及事故记录分析。对追忆记录测量值，应能提供故障前5个点至后15点内的数据组。每点间隔时间0.25～30秒可调，起动方式为手动／自动，采样数据范围应可调。事故报警信号应优先传送，并应登录事故发生的时间，数据采集除周期性进行外，在所有时间内，可由操作员或应用程序发命令采集任何一个单元控制器的过程输入信息。3.2.1.2 数据处理 数据处理的内容至少应包括：（1）数据变码、校验传递误差、误码分析及数据传输误差控制。（2）生成各种数据库，供显示、刷新、打印、检索使用。（3）对数据进行越限比较，越限时应发出报警信号(显示、声音等)，并应打印记录。（4）全站SOE事件顺序记录，应及时处理生产过程中发生的每一个事件，记录每个事件发生的时间(年、月、日、时、分、秒、毫秒)和事件性质，开关动作顺序等。（5）全站一般事件顺序记录，应及时处理生产过程中发生的每一个事件，记录每个事件发生的时间(年、月、日、时、分、秒)和事件性质。 （6）对重要监视量进行运行变化趋势显示。3.2.1.3 运行监视、控制调节与操作（1）运行监视电站中央控制室应设有彩色液晶显示器TFT，用于显示电站的运行情况。主要监视的内容将至少包括：?发电机组运行工况及实时运行参数。?电站主接线、各类曲线、棒图、运行操作记录、工况转换流程等。?发电机组附属设备运行情况。?变压器运行工况及实时运行参数。?断路器、隔离开关及接地开关位置。?线路运行工况及实时运行参数。?公用设备运行工况。?厂用电运行方式。?越限、故障、事故的显示与报警。并自动显示有关参数、推出相关画面。?其他重要的运行参数。 （2）控制、调节与操作运行操作人员应能通过装于控制台上的显示器、键盘和鼠标等，对监控对象进行控制与调节。主要内容如下：?机组启动、停机。?同期并网。?机组运行方式选择。?机组有功功率、无功功率增减。?全厂总有功功率、总无功功率增减。?AGC投／切。?110KV、6KV断路器合／分及相互闭锁。?400V厂用电进线开关合／分操作。?各种整定值和限值设定。?显示器的显示图形、表格、参数限值、报警信息、状态量变化等画面和表格、报表的选择与调用。?在多个TFT间实行主操作屏和画面显示屏的分配?打印记录。?趋势分析。?计算机设备投／切。?在主控级对监控对象进行操作控制时，在屏幕上应显示整个操作过程中的每一步骤和执行情况。（3）自动发电控制(AGC)自动发电控制包括：按给定功率运行及机组经济运行。——按给定功率和指定机组台数运行（给定的负荷曲线）根据操作员或调度中心给定的有功功率值及指定的机组进行机组的联合有功控制。机组间功率分配可按等功率和等开度分配。——经济运行根据操作员或调度中心给定的全站总功率，备用容量的要求以及设备的实际状况，自动计算出当前水头下电站的最优机组组合和机组间的负荷分配。最优化目标是在满足给定总功率的条件下机组发电耗水量最低，同时应避开气蚀振动区，并避免频繁启停机组和频繁的功率调整操作。在优化计算时，实时水头值应计入未来时段尾水位由于发电流量改变而产生的变化。机组间的功率分配可按如下方式进行：?各机组间等功率或等开度分配方式?按等微增率的原则分配功率(或动态规划分配功率)?最小响应时间分配方式——能根据水位进行自动控制发电（4）自动电压控制(AVC)应根据调度中心的要求进行机组的联合无功控制，以满足下列需要。——满足系统对螺滩水电站无功功率的需要。——维持电站母线电压在规定的范围内。——保证机组无功出力及端电压在稳定运行范围内。 运行机组间的无功功率分配方式如下：?按等无功功率分配?按等功率因数分配3.2.1.4 记录、报告与统计制表 全站所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表等都应予以记录，对事故、故障信号及重要的位置信号进行事件顺序记录，并能在TFT上显示，在打印机上按预定表格打印出来(采用中文格式)。 打印记录分为定时打印、事故故障打印、操作及参数修改记录打印、工作日程修改打印、越限打印、维修报告记录及召唤打印记录等工作方式。 记录、报告的主要内容包括： （1）操作事件记录将所有的操作自动按其操作顺序记录下来，包括操作对象、操作指令、操作开始时间、执行过程、执行结果及操作完成的时间、操作员的姓名等。（2）报警事件记录 自动将各种报警事件按时间顺序记录其发生的时间、内容和项目，生成报警事件汇总表。 （3）报告 按时、日、月生成各种统计报表，也可根据操作员的指令随时生成各种报表。 （4）趋势记录与分析 记录重要监视量的运行变化趋势，并进行趋势分析。 （5）事故追忆 记录打印事故发生前后一段时间里重要实时参数的变化情况。 （6）相关量记录 自动记录与事故、故障有关的参数。 （7）各主设备运行档案记录打印 （8）其它。3.2.1.5 可编程运行参数计算 主控级应能对实时数据库中的点按规定时间进行逻辑和算术运算，在数据库中形成新的计算点。用于电厂工况计算、经济运行计算及建立主设备运行档案等。（1）运行工况计算包括厂用电耗电量、厂用电率、耗水量、耗水率、发电效率、发电量总和(分时计度)等，每天、月、季、年的工况曲线。（2）经济运行计算应根据给定的电站负荷曲线及流量、水位等实时参数及机组的运行特性，计算开机台数、机组启停顺序、有功、无功功率分配等。（3）各主设备的运行档案，每台机组的运行小时数、停机小时数、事故小时数、检修小时数。各主设备的运行小时数、动作次数、事故和故障次数等。3.2.1.6 通讯控制（1）调度通信工作站利用部颁CDT，具备IEC870-5-101、IEC870-5-104与县、市调度的EMS系统通信，接受上级调度中心的实时控制。由卖方完成规约转换软件的开发。 1) 通信规约详细规约将在设计联络会上确定。 2) 传输速率：1200bps／600bps可选 3) 工作方式：双工 4) 平均无故障工作时间（MTBF）：≥30000h 5) 通信参数可由用户设置。 6) 对传送的信息要求：?所有传送信息的变化响应时间≤2s?SOE分辨率≤2ms3.2.1.7 与通信工作站的通信功能（1） 通信工作站的通信必须有足够的容量(不小于通信工作站对应的容量)，以使得所有的由LCU输入的信号可以有选择的送至地调。卖方的监控系统应提供方便实用的手段来定义哪些LCU数据将被送至地调。（2）与各现地单元控制器通信，向各单位控制器发送指令，并接受单元控制器上送的各种信息。（3）系统时钟同步控制，主控级与GPS时钟同步以及主控级与单元控制级的时钟同步，以保证系统的时钟精度满足事件分辨率的要求。（4）卖方应预留与吉安市螺滩水电站MIS系统数据通信的硬件接口设备，提供应用程序及其详细使用说明和使用范例。3.2.1.8 系统自诊断（1）系统设备硬件故障诊断包括对计算机、外围设备、通讯接口、通道等的运行情况进行在线和离线诊断，故障点应能诊断到各模板。 对于冗余系统设备，当诊断出主用设备故障时，应能自动发出信号并切换到备用设备。当诊断出外围设备故障时，应能自动将其切除并发出信号。（2）软件故障诊断。应能以计算机系统的软件进行在线诊断，诊断出故障软件功能块并应发出报警信息。（3）在系统进行在线诊断时，不应影响计算机系统对电站设备的监控功能。（4）故障报警信息应包括设备名称、故障内容及发生时间，并应在系统打印机上打印。（5）监控系统还应有在离线方式下查找故障点并报警的功能。3.2.1.9 软件开发软件编辑人员应能通过工程师工作站，在线或离线方便地进行应用软件、显示画面以及数据库等的编辑、调试、装入、卸除和修改。在线进行上述工作时应能保证正常的计算机监控系统功能安全实施。3.2.1.10 语音报警语音的应用至少应包括下列诸方面，即常规语音报警，电话语音报警及事故查询。（1）常规语音报警 应按报警的需要进行语音语句的组合编辑，一旦电站任一设备或功能出现故障、事故、自动报出故障、事故的对象和性质，实现汉语语音报警。（2）电话语音报警及事故查询 除了常规的汉语语音报警外，还应实现电话语音报警。即在电站发生事故或故障时，能给指定对象实现电话自动拔号，对方摘机后自动为电话播放事故或故障语音语句，对方挂机后，及时停止播放语音，同时，还应具有自动呼叫BP机功能，被呼叫的有关人员即可进行电话查询。拔号对象和呼叫对象待设计配合时确定。3.2.1.11 短信告警功能当电站有人为操作、事故跳闸、试验等情况下，要示能通过此功能，第一时间把相关操作内容和事故信息第一时间内发短信于站长、技术人员、值班人员等相关人员的手机上。3.2.1.12 棒图、饼图应采用棒图、饼图表示机组开、停机过程及运行的各类参数、如机组有功、无功、转速、导叶、桨叶开度等。3.2.1.13 电站操作员培训利用系统中的工程师培训工作站进行运行操作人员的操作培训、维护培训、软件开发培训及管理培训。 3.2.2 发电机单元控制级功能3.2.2.1 概述各发电机组的单元控制器(LCU1～3)分别布置在相应的机旁。其监控对象为相应的水轮发电机组及其辅助设备、励磁系统、发电机出口开关、变压器等电气设备等。其主要功能如下：(1) 数据采集与处理(2) 监视显示(3) 控制与调节(4) 音响信号(5) 通讯(6) 自诊断3.2.2.2 数据采集与处理 (1) 发电机组单元控制器应完成对监控对象各种模拟量、开关量、交流电气量、温度量的采集工作。 (2) 将采集的电气模拟量上送主控级并在现地发电机单元控制器上进行显示。 (3) 将采集的温度量、机组振动等非电量进行越限检查，及时将越限情况及数据送往主控级，并在现地发电机单元控制器上显示和报警及启动停机回路；对于温度量还进行温度变化率监视以及温升趋势分析。 (4) 将采集的过程控制状态量、电气保护报警量、水力机械保护报警量随时上送主控级，并应在现地发电机单元控制器上显示和报警。 (5) 事故和故障情况下应能自动采集事故或故障发生时刻的有关数据，并按其发生的顺序记录事故或故障的性质、时间。并对事故和故障情况下有关量做为机组停机、报警处理。 (6) 根据主控级的要求上送全部数据。3.2.2.3 监视显示 机组单元控制器应配有彩色液晶触摸显示屏，上面显示机组电气量、非电量、机组及其辅助设备的状态和时钟等。 显示屏组装在LCU柜内，发电机单元控制器上还应留有与显示、打印工作站相连接的插接口，可用全站公用便携式计算机与之相连接，用于机组LCU的调试。3.2.2.4 控制与调节发电机单元控制器至少应完成下列控制和调节 (1) 机组顺序开机控制 机组顺序开机控制有以下二种工作方式? 一个指令完成机组从停机状态至并网运行状态的全过程? 分步完成全过程。具体分步可在设计联络会上最终确定。 (2) 机组顺序停机控制机组顺序停机控制为顺序开机控制的逆过程，具体要求与顺序开机控制相同。 (3）机组事故停机控制 (4) 机组辅助设备启/停控制 (5) 发电机断路器跳/合闸控制 (6) 机组有功功率或转速调节 (7) 机组无功功率或电压调节 (8) 各种整定值和限值的设定 (9) 发电机单元控制器应设置手动带保护罩的紧急停机按钮，以实现紧急停机。发电机单元控制器应具有在开、停机过程中，中断程序后直接停机的功能。 (10) 发电机单元控制器应包括自动准同期装置。 主变高压侧断路器为电站侧与系统侧的自动准同期点。 (11) 发电机单元控制器应能根据现地操作员的指令完成控制和调节任务，也能接收主控级发来的指令完成控制和调节任务。当处于“现地”控制方式时，应闭锁主控级的控制信号。 (12) 发电机单元控制器应能通过液晶触摸显示屏进行现地显示操作。3.2.2.5 测量发电机单元控制器应包括综合电量采集装置，对交流量进行采样，计算发电机电气参数，在现地显示并上送主控级。3.2.2.6 音响、信号(1) 液晶触摸显示屏应能显示所监控对象的事故、故障、越限等状态的信号及内容。(2) 发电机单元控制器应设有反应所监控对象的事故、故障、越限等状态的不同的音响报警装置。3.2.2.7 通讯功能(1) 发电机单元控制器应具有与主控级计算机的通讯功能，应能根据主控级命令随时上送要求的信息。故障或事故情况下，应及时向主控级传送故障或事故信息。(2) 发电机单元控制器接受主控级发来的控制命令，并将执行情况和结果回送到主控级。(3) 发电机单元控制器应接收主控级的同步时钟信息以保持与主控级同步。(4) 与励磁系统、调速系统、发电机微机保护系统、主变微机保护系统等通讯。并负责硬件提供和软件开发。通信接口为RS485。3.2.2.8 自诊断功能(1) 发电机单元控制器至少应能诊断出下列硬件故障：?CPU模件故障?I／O控制模件故障(诊断到每个点)?接口模件故障?通讯控制模件故障?电源故障当诊断出故障点时应能自动闭锁控制出口，并将故障信息上送至主控级。同时，在发电机单元控制器上应有显示和报警。(2) 发电机单元控制器的软件自诊断应能诊断出故障软件功能块及其故障性质。(3）设置紧急事故停机按钮，不通过LCU直接操作调速器实现紧急事故停机。3.2.3 主变及公用设备单元控制级功能主变及公用设备单元控制器LCU拟布置在中控室内。1#厂房的监控对象为一台主变、两台厂用变、厂用直流电源系统、渗漏排水系统、空压气系统，生活/消防供水系统、400V厂用电系统等。2#厂房的监控对象为一台主变、一台厂用变、厂用直流电源系统、渗漏排水系统、空压气系统，生活/消防供水系统、400V厂用电系统等。其主要功能如下： ?数据采集与处理 ?显示监视 ?控制 ?通讯 ?自诊断3.2.3.1 数据采集与处理(1) 主变、厂变及公用设备单元控制器应完成被监控对象的各模拟量、温度量、开关量、交流量的采集工作。(2) 将采集的各电气量上送主控级并在主变、厂变及公用设备单元控制器上显示。对采集的参量进行越限检查，及时向主控级传送越限信息，并在现地单元控制器上发出报警信号。(3) 实时采集被控设备的状态量，采集到设备状态变化时，上送刷新数据库内相应参数，记录变位动作次数和运行时间。(4) 实时采集继电保护装置的报警信号，及时向主控级传递报警信息，记录发生报警事件的时间、性质等。3.2.3.2 显示监视主变、厂变及公用设备单元控制器应配置液晶触摸显示屏，上面可以显示参量、状态和时钟等。3.2.3.3 控制主变、厂变及公用设备单元控制器上至少应完成下列控制：(1) 渗漏排水泵、空压机，生活/消防供水泵等公用设备控制；(2) 主变、厂变、110KV、6KV线路等各断路器分／合控制； (3)主变、 厂变及公用设备单元控制器应接受主控级发送的指令完成各控制和动作。当处于“现地”控制方式时，应闭锁主控级的控制信号；(4) 通过液晶触摸显示屏现地显示操作；(5）完成400V厂用电备自投功能。3.2.3.4 测量 主变、 厂变及公用设备单元控制器应包括综合电量采集装置，对交流量进行采样，计算主变、厂变、6KV线路等电力参数。在现地显示并上送主控级。3.2.3.5 通讯(1)实时向主控级传送所需的过程信息、设备状态、事故与故障信息，接收主控级发送的同步时钟信号和各种控制命令，并将操作结果回送主控级。(2)与下列控制系统通信：与厂用直流电源系统、厂变、110KV、6KV线路微机保护系统等通讯。并负责硬件提供和软件开发。通信接口为RS485。3.2.3.6 自诊断功能主变、厂变及公用设备单元控制器自诊断功能要求与机组单元控制器自诊断功能一致。3.2.4 发电机保护装置功能发电机保护装置放置于发电机保护屏柜中，每台发电机的保护装置应具有如下保护功能：3.2.4.1 发电机纵联差动保护作为发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障的主保护，装置采用比率制动的原理。保护瞬时动作于：瞬时跳发电机出口断路器停机跳灭磁开关发事故信号3.2.4.2 电流速断保护。保护原理：反映发电机定子过电流。输入模拟量：发电机机端电流IAT、IBT、ICT出口方式：瞬时跳闸3.2.4.3 过电流保护保护原理：反映发电机定子过电流。输入模拟量：发电机机端电流IAT、IBT、ICT出口方式：带时限跳闸3.2.4.4 过负荷保护。保护原理：反应发电机定子电流大小。输入模拟量：电流取自发电机机端电流TA的某一相电流。出口方式：带较长时限发信3.2.4.5 负序电流保护。保护原理：反应发电机定子负序电流大小。输入模拟量：电流取自发电机中性点电流TA的某一相电流。出口方式：带延时跳闸3.2.4.6 过电压保护。保护原理：发电机机端电压大小输入模拟量：发电机机端线电压UCA出口方式：带时限跳闸3.2.4.7 低电压保护。保护原理：发电机机端电压大小输入模拟量：发电机机端线电压UCA出口方式：带时限跳闸3.2.4.8 定子一点接地保护。保护原理：保护反映机断零序电压大小 输入模拟量：零序电压取自发电机机端TV的开口△绕组。出口方式：发信3.2.4.9 失磁保护。保护原理：由发电机机端测量阻抗判据、转子低电压判据、变压器高压侧低电压判据、定子过流判据构成。输入模拟量：阻抗元件电压取自发电机机端TV；电流取自发电机机端或 中性点TA高压侧电压取自主变高压侧TV励磁电压取自发电机转子保护动作逻辑：机端阻抗轨迹进入动作区，高压侧TV断线、机端TV断线闭锁。出口方式：发信和跳闸3.2.4.10 转子一点接地。 保护原理：建议采用新型的叠加直流方法(或其它更先进的方法)，叠加源电压为50V，内阻大于50kΩ。转子对地的绝缘电阻值范围可达200kΩ。　 输入模拟量：保护引入转子负极与大轴接地线 出口方式：发信3.2.5 主变保护功能保护装置一套，装于变压器保护屏内，该保护装置具有如下保护功能：3.2.5.1 差动保护作为变压器绕组及其引出线相间短路的主保护，本保护包括差动速断保护和复式比率制动差动保护，动作用于：瞬时动作跳主变110KV侧、6.3kV侧断路器；发事故信号；CT断线保护等。作为电流互感器回路断线故障造成保护装置的误动，可动作于：闭锁可能误动的保护装置；发预告信号等；其它保护：过负荷告警。3.2.5.2 电流速断保护保护原理：反映主变高压侧过电流。输入模拟量：主变高压侧电流IAT、IBT、ICT出口方式：瞬时跳闸3.2.5.3 过电流保护保护原理：反映主变高压侧过电流。输入模拟量：主变高压侧电流IAT、IBT、ICT出口方式：带时限跳闸3.2.5.4 过负荷保护。保护原理：反映变压器电流大小。输入模拟量：电流取自变压器的发电机侧TA电流。出口方式：发信。3.2.5.5 主变高压侧复合电压起动过流保护保护原理：反映变压器高压侧电压、负序电压和电流大小输入模拟量：变压器同一侧TA和TV出口方式：跳闸3.2.5.6 各种非电量保护接口（重瓦斯、轻瓦斯保护、压力释放、油温高、油位低等） 保护原理：反应引入的开关量。输入量：变压器本体保护动作的开关量。出口方式：重瓦斯、压力释放动作跳闸，其它信号动作发信。微机继电保护中主变事故，保护动作跳高、低压侧断路器，开出跳闸接点对数不少于四对。主变故障，主变温度过高启动冷却系统与报警；过负荷开出报警信号。主变事故、故障开出报警信号接点对数不少于两对。3.2.6厂用变保护功能厂用变保护装置两套，每台厂用变压器配置一台保护装置；该保护装置具有如下保护功能：3.2.6.1 电流速断保护保护原理及性能：反应厂用变压器绕组电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的电流互感器；出口方式：瞬时跳闸。3.2.6.2 过电流保护保护原理及性能：反应厂用变压器绕组电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的电流互感器；出口方式：带时限时跳闸。3.2.6.3 过负荷保护保护原理及性能：反应厂用变压器绕组电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的电流互感器；出口方式：I段保护发信，II带时限跳闸。3.2.6.4 零序电流保护保护原理及性能：反应厂用变压器中性点电流的大小；输入模拟量：电流取自厂用变压器上的中性点零序电流互感器；出口方式：瞬时跳闸 。3.2.7 近区变保护功能保护装置一套，装于变压器保护屏内，该保护装置具有如下保护功能：3.2.7.1 差动保护作为变压器绕组及其引出线相间短路的主保护，本保护包括差动速断保护和复式比率制动差动保护，动作用于：瞬时动作跳近区变10KV侧、6.3kV侧断路器发事故信号CT断线保护等作为电流互感器回路断线故障造成保护装置的误动，可动作于：闭锁可能误动的保护装置发预告信号等其它保护：过负荷告警。3.2.7.2 电流速断保护保护原理：反映近区变高压侧过电流。输入模拟量：主近区变高压侧电流IAT、IBT、ICT出口方式：瞬时跳闸3.2.7.3 过电流保护保护原理：反映近区变高压侧过电流。输入模拟量：近区变高压侧电流IAT、IBT、ICT出口方式：带时限跳闸3.2.7.4 过负荷保护。保护原理：反映变压器电流大小。输入模拟量：电流取自变压器的发电机侧TA电流。出口方式：发信。3.2.7.5 近区变高压侧复合电压起动过流保护保护原理：反映变压器高压侧电压、负序电压和电流大小输入模拟量：变压器同一侧TA和TV出口方式：跳闸四、 直流系统功能及要求4.1. 直流系统总体功能要求(1) 本电站二个厂房的直流系统分别采用一组蓄电池、一套充电装置，供控制、操作、保护、信号、事故照明等直流负荷。系统采用单母线分段接线。(2) 系统选用一组国内知名品牌的100AH胶体阀控式铅酸免维护蓄电池，每组蓄电池18只，每只电池电压12V。(3) 系统包括一套充电屏、一面馈线屏、一面电池屏。(4) 系统的微机控制单元采用液晶显示屏，液晶汉字显示，声光报警，可通过屏幕对蓄电池充电参数进行设置，并监视系统运行状态。(5) 系统设置电压变送器、电流变送器数只，分别测控制母线电压、蓄电池电压，充电机电流、蓄电池电流等，输出4~20mA模拟量，配置的测量表计及变送器的精度应满足计算机监控系统的要求。(6)系统设置一套独立的微机型在线绝缘监测装置和蓄电池管理单元(包括蓄电池在线监测仪和测温装置)。(7) 直流系统合母与控母分开，联络开关以及馈线开关均采用ABB、施耐德、西门子或与之等同直流断路器，馈线回路详见电站直流系统图。(8)采用模块化屏架结构，功能单元分隔布置。4.2. 高频开关电源模块主要功能要求(1) 模块的主要功能是将交流电源变换为高品质的直流电源。模块构成：全波整流及滤波器；高频变换及高频变压器；高频整流滤波器等。(2）充电模块配置：充电部分采用多模块并联组合方式供电。充电机配置的电源模块数量必须满足（N 1）冗余备用的要求。即当任一个电源模块 因故退出运行时，其它模块应能维持蓄电池组的正常充电。(3) 多个电源模块间的电流分配：在多个模块并联工作状态下运行时，各模块承受的电流应能做到自动均分负载，实现均流：在2台及以上模块并联运行时，其输出的直流电流为额定值时，均流不平衡度应不大于± 5 ％额定电流值。(4）谐波电流含量：在模块输入端施加的交流电源符合标称电压和额定频率要求时，在交流输入端产生的各高次谐波电流含有率不大于30 ％。(5）功率因数:功率因数应不小于0.9。(6)充电运行:在充电状态下运行时,按限流-恒压方式自动完成对电池组的充电、补充充电或均衡充电。(7)每个模块内部应具有监控功能，能不依赖总监控单元，独立工作。正常工作时，模块应与总监控单元通信，接受监控装置的指令。(8)模块应具有过电压、过电流保护和自动限流、报警等功能。(9)振荡波抗扰度:应能承受GB/T 17626.12-1998表2中规定的三级的振荡波抗扰度。(10)静电放电抗扰度：应能承受GB/T 17626.2-1998 表2中规定的三级的静电放电抗扰度。4.3. 总监控单元主要功能要求 微机总监控单元是高频开关电源及其成套装置的监控、测量、信号和管理系统的核心部分。装置能根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理。(1)微机监控单元与电源模块完全独立,即微机监控装置因故退出运行时,不会影响电源模块的各种功能，此时系统工作在电池浮充状态。(2）装置能适应直流系统各种运行方式。具备人机对话功能，与成套装置中各子系统通信，并可与上位机通信。(3)监控装置能满足无人值守站对直流电源设备的要求：如充电方式的自动转换、温度补偿、充电机自投、自动调压、运行状态监视等。除满足上述要求外，还应满足如下技术要求：1) 能向电站上位机端提供直流系统运行状况的各种信号。如：a.系统运行状态：充电或浮充电；电源模块故障；交流故障等。b.母线运行状态：合闸、控制母线电压；动母、控母过压、欠压等。c.电池组运行状态：电池电压电流、充电电流、浮充电流。d.重要馈线熔断器或空气开关状态；e.直流系统绝缘状态等。2) 能向主站端提供直流系统运行的多种监视、报警信号。3) 各测量结果及多种监视、报警信号先传至直流系统的监控装置，然后通过通信接口，将信息传至监控系统。4) 直流系统可通过使用键盘或其它装置设置口令，由专业人员进行特定参数的整定。3.2.7.4 直流系统绝缘监测装置主要性能要求(1）该装置可以在线监测直流系统的对地绝缘状况（包括直流母线、蓄电池回路、每个电源模块和各个馈线回路绝缘状况），并自动检出故障回路。正常时,监测母线对地电压,正负母线对地电阻,自动巡检各支路接地状态。(2）有支路或母线接地时,具有声光报警功能,并显示接地支路及接地电阻.(3）绝缘监测装置应为独立的智能装置，布置在充电装置屏上或直流馈电屏上，有RS232和RS485接口,保证与直流系统控制单元的通讯功能。3.2.7.5 蓄电池管理单元主要功能要求蓄电池管理单元包括蓄电池在线监测仪和测温装置，其主要功能是：(1）检测蓄电池组运行工况，对蓄电池组充、放电进行动态管理，应具备对蓄电池温度进行补偿的功能；并能在线监视电池电流、容量，异常时发出报警信号。(2）本单元独立设置，具有RS485通讯口，保证与直流系统总监控单元的通讯。(3）电池监测仪应能在线监测单节及整组蓄电池运行状态，在出现异常时以硬接点和通讯口的形式发出远传信号。电池监测仪至每节电池之间的引线应设保护开关。(4）测温装置应能当地显示，也能通过通信口与直流屏总监控单元进行信号通讯。(5）蓄电池在线监测仪就地采集盒和蓄电池温度测量装置应和蓄电池安装在一起。4.4 蓄电池技术功能要求蓄电池组应采用国内知名企业生产的阀控式密封胶体蓄电池。(1）蓄电池的密封反应效率不低于98%。(2）应采用单只额定电压为12V的阀控式密封胶体蓄电池。(3）蓄电池电解液应无酸分层现象，在环境温度-20℃～ 50℃条件下为固体凝胶电解质；(4）当蓄电池环境温度在-20℃～ 50℃条件下，其性能指标应满足正常使用要求。(5）蓄电池的浮充运行设计寿命不低于8年。(6）蓄电池采用高功率涂膏式正极板设计，内阻低、输出电流大。(7）蓄电池应采用低电阻镶嵌式内螺纹铜芯端子，确保无金属铅或铅合金外露。(8）蓄电池槽、盖应采用高强度ABS材料制造，并具有阻燃性，正常工作条件下不出现鼓胀或收缩变形。(9）蓄电池内部结构应针对极板膨胀伸长的问题进行针对性设计，以有效解决极板膨胀对极柱造成的应力，避免电池极柱出现泄漏。(10）单只蓄电池浮充电压12~13.6V；均充电压13.6~14V。(11）蓄电池要便于存储，自放电率每月不大于3%。(12）蓄电池电压均衡性满足一组蓄电池中任意两个电池的开路电压差不超过20mV。(13）投标人应提供蓄电池组内部连接线和接线板，不再另行收取费用，连接线应采用柔性阻燃电缆，接线板应有绝缘护套和防锈镀层。4.5 监视、操作要求及功能分配对电站综合自动化系统监控对象的监视、控制、数据采集等，应有下列三级操作。4.6 调度级监视地调的值班人员，应能通过调度中心的EMS系统，经光纤通道与电站的计算机系统通信，实现遥测、遥信等远动要求。4.7 主控级监视与操作4.7.1 中控室操作员工作站操作(1) 中控室操作员将通过中控室操作员工作站的显示器、键盘、屏幕软键、鼠标等对被监控设备进行操作。中控室控制台操作应简便、安全、灵活。中控室操作采用人机对话方式，对话说明应清楚准确，并在整个系统对话运用中保持一致。操作应在显示器上给出提示，并经操作员确认后方可执行。供中控室操作员使用的人机通信接口设备只允许完成对被监控设备的监控和操作，而不得用于实现修改或测试各种运行软件。操作、监视内容见3.2.1。(2) 显示器显示显示器应安放在操作控制台上便于监视的位置。应具有多窗口功能，能分区显示时间、画面、对话、报警等。显示器的显示内容可分为菜单显示、图形显示、报告显示、系统状态显示几大类型。本工程专用的TFT显示画面和报表由卖方开发，在买方工程师的配合下，在卖方工厂里完成。显示画面用键盘和屏幕光标选择调用，应以不同的颜色显示报警信号。如事故信号报警为红色。故障信号为黄色。报警信号显示内容应包括报警语句显示和设备标志闪光及颜色改变等。显示报警信号的同时还应发出音响信号及语音报警。事故音响和故障音响应有区别，声间应可自动解除。发生误报警时，操作员应能禁止该点报警，消除误报警后，操作人员应能恢复该点的报警能力。4.7.2. 工程师培训工作站应能完成下列任务 在工程师培训工作站应能完成下列任务（1）系统开发（2）编制和修改应用软件（3）建立数据库（4）建立显示图表和记录（5）初始化参数（6）检索历史记录（7）系统管理（8）故障诊断（9）培训 工程师培训工作站只有在接收到用于培训的指令后才能进行培训工作。4.7.3单元控制级监视与操作4.7.3.1单元控制级的操作内容和操作方式应根据功能设计和系统结构设计的要求而定。4.7.3.2 在单元控制器上进行控制操作时，其它级命令不起作用，但不影响其数据采集。4.7.3.3 操作应安全、可靠、简便。4.7.3.4 控制设备投、切或更换应简便、安全。操作、监视内容见第3.2.2节、3.2.3节、3.2.4节。4.8系统性能要求4.8.1 实时性系统设备的实时性反映在系统的时间响应上，包括了主机处理、存贮器存贮，I/O接口响应，数据采集处理，通道传送和软件等的速度或效率，而且还应考虑重载的影响。4.8.1.1 单元控制级的响应能力(1) 数据采集时间 a) 状态和报警点采集周期：≤1S。 b) 模拟点采集周期：电量：≤1S；非电量：≤2S。 c) SOE点分辨率：≤2ms。(2) 单元控制级接受控制命令到开始执行的时间应＜1S。(3) 供事件记录用的时钟同步精度应高于所要求的事件分辨率。4.8.1.2 主控级响应能力主控级的响应能力应该满足系统数据采集、人机接口、控制功能和系统通信的时间要求。(1) 主控级数据采集时间包括单元级数据采集时间和相应数据再采入主控级数据库的时间，不得超过1S。(2) 人机接口响应时间a. 调用新画面的响应时间＜2S。b. 显示画面上的动态数据刷新时间不超过2S。c. 操作员执行命令发出到单元控制器回答显示的时间不超过2S。d. 报警或事件产生到画面字符显示和发出音响的时间不得超过2S。(3) 主控级控制功能的响应时间a. 联合控制有功功率执行周期应为4S到3min可调。b. 联合控制无功功率执行周期可取4S至3min可调。c. 自动经济运行功能处理周期时间为5～30min可调。d. 上述自动控制指令执行的响应时间即从执行指令发出到单元控制级点执行控制的时间不得超过1.5S。(4) 主控级对调度系统数据采集和控制的响应时间要求为： a. 所有传送信息的变化响应时间≤2S。 b. SOE分辨率≤2ms。(5) 双机自动切换时间：1～2秒内热备用，不中断任务。4.8.2 可靠性4.8.2.1 计算机系统主控级(含磁盘)的MTBF(平均故障间隔时间)大于10000h。4.8.2.2 现地控制单元的MTBF大于16000h。4.8.2.3 对于设备运行中MTBF的考核值可以考虑以设备正式投运后的两年时间为计算期限，其中包括正常停机时间。如果故障的处理时间超过规定的维修时间，则计算期限应相应延长。故障组件的更换应是卖方提供的合格的备件。4.8.3 可维修性4.8.3.1 可维修性参数平均修复时间(MTTR)由卖方提供，当不包括管理辅助时间和运送时间时，一般应考虑在0.5h范围内。4.8.3.2 卖方应该采取下述措施来提高可维修性(1) 设备应具有自诊断和故障寻找程序，应按照现场可更换部件水平来确定故障位置。(2) 应有便于试验和隔离故障的断开点。(3) 应配置合适的专用安装拆卸工具。(4) 互换件或不可互换件应有措施保证识别。(5) 预防性维修应使磨损性故障尽量减少。(6) 应提高硬件的代换能力。4.8.4 可用性(或可用率) 计算机监控系统全系统年可用率不得低于99.96% 考核系统可用性的计算表达式为： 式中：A——可用性；可使用时间=考核(试验)时间h—维修停机时间(h)考核时间，本系统设备在“现场交接证书”签发后即开始进入可用性试验的考核时间，考核时间取8750h。关于维修停机时间的定义：4.8.4.1 维修停机时间应包括故障维护时间，影响设备使用的预防性维修时间和扩充停机时间；4.8.4.2 故障维修时间仅计算检查故障和处理故障设备使其恢复正常运行的时间，它不包括通过和安排维修人员时间，也不包括等待备件和修理工具的时间。但对于重复性故障，其故障维修时间应取故障发生到处理结束的全部连续时间；4.8.4.3 维修停机时间中所含现地控制单元的故障维修时间应按所有现地控制单元故障维修时间总和现地控制单元总个数的商进行计算；4.8.4.4 可不计入故障维修时间的设备故障有：非关键性故障(不影响监控运行或不需要停机维修的故障)、冗余部件不影响功能的故障；4.8.4.5 维修停机时间应按规定的考核时间范围进行统计。4.8.5系统安全安全性可从三方面考虑：即：操作习惯和步骤的安全性；通信的安全性；硬件、软件和固件的安全性。3.4.5.1 保证操作安全性应有如下措施(1) 对系统每一功能和操作应提供检查和校核，发现有误应及时报警并撤消命令。(2) 当操作有误时，应能自动或手动地被禁止，并报警。(3) 对任何自动或手动操作应作存贮记录和进行提示指导。(4) 在人机通信中应设置操作员控制权口令，至少不低于5级。(5) 应按控制层次实现操作闭锁，其优先权顺序为：现地单元级最高，主控级第二，调度级第三。(6) 应能设置各操作员工作站的权限。系统管理只能在工程师工作站和主机工作站上实现。4.8.5.2 应有下列保障通信安全性的措施 (1) 系统设计应保证信息传送中的错误不会导致系统关键性故障(使外部设备误动作，或造成系统主要功能的故障或系统作业的故障等)。 (2) 本系统与调度系统的远程通信的信息出错控制应与通信规约一致。 (3) 主控级和单元级控制装置的通信包括控制信息时，应该对响应有效信息或没有响应有效信息有明确肯定的指示。当通信失败时，应考虑2～5次重复通讯并发出报警信号。当个别通道进行重发极限时，应发出适宜的警报。 (4) 为证实通道正常，应提供适当的通道检查手段和设备。4.8.5.3 应有下列保证硬件、软件和固件安全的措施 (1) 应有电源故障保护和自动重新启动；(2) 应能预置初始状态和重新预置； (3) 应具有自检查能力，检出故障时应能自动报警； (4) 设备故障应能自动切除或切换并能自动报警； (5) 系统中任何单个元件的故障不应造成设备误动； (6) 任何硬件和软件的故障都不应危及电力系统的完善和人身的安全； (7) CPU负载应留有适当的裕度，在重载情况下，其最大负载率不应超过60%； (8) 系统设计或系统性能应考虑重载和紧急临界情况。4.8.6 可扩性4.8.6.1可扩性是系统增加新设备或新功能的能力。为了确定和实现系统的扩充，制造厂应给出系统可扩充性的限制。主要限制包括如下：(1) 主控级或单元级控制装置点容量或存储器容量的极限。(2) 使用有关例行程序、地址、标志或缓冲器的极限。(3) 数据速率极限(4) 增添部件时，接口修改或部件重新定位等设计和运行的限制。4.8.6.2 系统可扩充的范围至少如下：(1) 备用点不少于使用点设备的20%。(2) 布线点，应将已提供点设备和多余空间点配线到设备和端子排上。(3) 磁盘的使用时间应尽可能低，正常情况下，在任一个5min周期内，其平均使用率应低于50%。(4) 主控级硬盘容量应有50%以上的裕度。(5) 应留有扩充现地控制装置，外围设备或系统通信的接口。(6) 通道利用率或通道数据率应留有足够余度。4.8.7 可变性系统可变性是对主控级和单元控制装置中点参数或结构配置改变时难易程度的度量。4.8.7.1 点的可变性定义如下：(1) 应可实时由运行人员确定点的说明。(2) 应可实时改变模拟点工程单位标度。(3) 应可实时改变模拟点限值。(4) 应可实时改变输出量的时间。(5) 应可实时改变控制点参数。4.8.7.2 对已有的单元级控制装置(或终端)再构造时的下述变化应能被满足：(1) 应可实时在主控级数据库中为已有的单元级控制装置增加初始未提供的点。(2) 应可实时在主控级数据库中为已有的单元级控制装置重新安排点的分类。(3) 应能实时对单元级控制装置(或终端)的通讯接口地址，点设备地址等进行再分配并作相应的软件改变。4.9硬件要求4.9.1 主控机兼操作员工作站 主控机兼操作员工作站机型选择应满足水电站各监控要求。系统的功能和性能至少应满足下列要求。4.9.1.1 SUN系列、IBM系列或DELL的工作站；4.9.1.2CPU字长64位，内存不少于2GB，可扩展；主频不小于2.8GHZ，二级高速缓存不少于8MB或16MB，RISC技术；4.9.1.3 硬盘容量250GB以上，且应能扩展。硬盘占用率不大于50%。4.9.1.4 应有成熟的实时多任务、多用户操作系统的支持(UNIX、X-Window，OSF/MoTif等)并应满足应用要求。 4.9.1.5 应有丰富的硬件、软件支持，便于系统开发。 4.9.1.6 计算机的指令系统应为含位操作指令的综合指令系统。 4.9.1.7 应采用硬件进行乘法、除法的高速运算。4.9.1.8 高速浮点运算应采用快速浮点处理器硬件。4.9.1.9 中断处理级不少于8级。4.9.1.10 存贮系统应采用高速缓冲存贮器和虚拟存贮器。4.9.1.11 具有高速1/0通道和性能优异的输入/输出能力，输入/输出应采用直接存储器存贮方式。4.9.1.12 存贮器应有写保护和页面键式保护。 4.9.1.13 存贮器应采用奇偶校验检错。4.9.1.14 具有电源故障保护和电源恢复后自动重新启动的自动恢复功能。4.9.1.15 具有与外部实时时钟同步的同步接口。4.9.1.16 提供主机配套终端，包括鼠标，标准键盘和2个液晶显示器TFT。（1）彩色液晶显示器TFT ?显示器屏幕尺寸≥22″。 ?分辨率≥1600×1280 ?显示颜色：256种加底色。 ?低发热、低辐射，多频自动跟踪。 ?动态聚焦，图象应稳定无闪烁。 ?应具有防爆、防辐射措施。（2）键盘 数字字母键盘应为标准键盘。 （3）光标控制每个操作员工作站至少应提供2种光标控制方式：鼠标器和按健。 3.5.1.17 通用的工业以太网接口设备.3.5.2外围设备3.5.2.1 激光打印机每个厂房卖方应供应1台A3幅面黑白打印机，1台A4幅面彩色打印机，用以打印任何一个液晶显示器TFT上的显示。3.5.2.2 控制台的布置要求(1)提供一套双席操作员工作站控制台，布置在中控室，其主操作员工作站人机接口设备应恰当地布置在控制台上，构成一个和谐的统一体，并便于监视和操作。(2)液晶显示器TFT显示器方位、角度、距离均应给操作员以最佳监视效果，显示器应具有遮除眩光和防辐射的措施。(3)控制台的设计应新颖、美观，且易于操作员操作和监视。台表面应有美观、耐久的保护镀层。(4)在灯光照射和自然采光下，所有设备均不应有反射光投入显示器屏幕，所有设备均应清楚，无眩光。(5)控制台上应留有一定的平面，给操作员搁置文件。(6)控制台上的人机接口设备及电缆连接应能方便地拆卸、更换。(7)控制台应统一考虑调度电话总机和行政电话的布置位置。(8)控制台中应有足够的抽屉供运行人员放置报表、书籍等。(9)提供一套多席工作台，布置在计算机房，其工程师培训工作站、调度通讯工作站、厂内通信工作站、打印机等人机接口设备布置在此工作台上。4.9.2.3 报警装置控制台应设有2种报警装置：一种为用于事故、故障、越限状态的音响报警装置。另一种为用于某些设定状态的，中国普通话、女声语音报警装置。语音报警装置应同时在中控室及有关现场等处同时报警。报警装置应具有完善的调节、试验和自诊断功能。报警装置的信号来自监控系统。4.9.3 工程师培训/通信工作站至少有下列基本配置SUN系列、IBM系列、DELL的工作站；3.5.3.1CPU字长32位，内存不少于2GB，可扩展；主频不小于2.8GHZ.3.5.3.2 硬盘容量250GB以上，且应能扩展。硬盘占用率不大于50%。3.5.3.3 应有成熟的实时多任务、多用户操作系统的支持(UNIX、X-Window，OSF/MoTif等)并应满足应用要求。 4.9.3.4 具有电源故障保护和电源恢复后自动重新启动的自动恢复功能。4.9.3.5 具有与外部实时时钟同步的同步接口。4.9.3.6 提供主机配套终端，包括鼠标，标准键盘和1个液晶显示器TFT。（1）彩色液晶显示器TFT?显示器屏幕尺寸≥22″。?分辨率≥1600×1280?显示颜色：256种加底色。?低发热、低辐射，多频自动跟踪。?动态聚焦，图象应稳定无闪烁。?应具有防爆、防辐射措施。（2）键盘 数字字母键盘应为标准键盘。（3）光标控制 每个操作员工作站至少应提供2种光标控制方式：鼠标器和按健。3.5.3.7 通用的工业以太网接口设备，通信接口8个与厂内设备通信；通信接口为RS485。4.9.4网络设备网络要求为工业以太总线或环网，采用多模光纤通信介质。卖方应提供网络通讯所需的所有硬件、软件以及整个安装和运行系统所需的其它设备。3.5.4.1 系统采用工业以太网方案。在中央控制室和各个现地控制单元之间采用多模光纤环网。4.9.4.2 站控级网络交换机要求采用16口以上东土电信或同档次的产品。4.9.4.3 各现地单元的网络交换机安装在现地LCU内，与站控级设备相联的交换机安装在厂变及公用设备LCU内，交换机均采用导轨方式安装，无风扇散热方式。4.9.4.4 各光纤交换机须采用一体化结构或机架式结构，所有交换机应为工业级产品，重负荷设计，电磁兼容性指标等应满足工业要求。所有网络交换机设备在常温下MTBF值(平均无故障时间)均要求在10年以上。4.9.4.5 所有交换机采用统一的基于SNMP（简单网络管理协议），采用OPC（动态过程控制）通信方式将网络设备的状态信息传递到计算机监控系统软件中。4.9.4.6 具有扩展性和好的兼容性。系统可以通过FLASH ROM更新交换机的功能。4.9.4.7 交换机的保护等级为IP30。4.9.5线缆卖方应提供用于设备之间连接用的光缆、动力电缆、信号电缆、控制电缆、以及安装所需的专用工具。 4.9.6GPS时钟4.9.6.1GPS接收特性 (1) 同时能接收不少于8颗GPS卫星信号 (2) 捕获时间：20秒～15分 (3) 天线接收灵敏度：-166dBm (4) 天线长度：10m(可扩展至少20m)4.9.6.2 时间误差：±10μs4.9.7单元控制器4.9.7.1 概述(1) 1#厂房卖方应提供5台单元控制器，2#厂房应提供3台单元控制器。所有单元控制器应按本文件所列的规范、标准的要求设计、制造、组装、配线、编程、测试和运输。应满足本文件所列的功能、性能和操作等要求。应能在螺滩水电站现场条件下正常运行。控制器应以可编程控制器（PLC）为基础，包括各种I／O及通讯模件、调制解调器、电源和运行需要的其它辅助设备。要求PLC能直接上工业以太网。可编程控制器（PLC）要求采用Premium系列的TSXP572634M、PAC3i系列的IC695CPU320、S7-300系列的S7-317-2PN/DP或与之相同档次的的可编程控制器。其电气结构应是标准模件结构，全部模件均应为固态插入式标准化结构组件，主要部件支持带电插拔。数据总线任何节点的故障均不应影响总线的正常工作。人机界面为液晶触摸屏，尺寸不低于10.4〞。(2)单元控制器电源分／合时，不应出现误操作或导致控制误动作。电源故障应给主控级发送报警信号。(3)方便地与不同规约总线（Modbus等）的设备通信。(4)输出模板故障可预定义。(5)编程软件符合IEC1131.1标准，功能块丰富，方便编程工作。4.9.7.2 中央处理器(CPU)CPU技术参数应与前述可编程控制器（PLC）一致。I/O点数见本章3.1.4条。3.5.7.3 输入／输出(I／O)(1) 数字量输入(DI) ?数字输入电路应具有光电隔离，隔离电压应不少于有效值2000V。 ?输入接点电源由单元控制器提供。每一个输入通道应能单独选择常开触点或常闭接点的接收。 ?所有接点的状态改变应有时间定标并提供给显示和打印输出。 ?应提供固态多路转换，不允许继电式多路转换。 ?应具有接点防抖过滤措施，以防止因触点抖动造成误操作。 ?每一路数字输入均应有LED状态指示。 (2) 脉冲量输入(PI) ?单元控制器应能检测并分别累加有功电度和无功电度变送器来的脉冲信号。每一脉冲累加信号输入应有独立的计数器。 ?主控级发送的“冻结指令”应能冻结当时的计数值。主控级发出的“清除指令”应能清除各自的计数器。 ?用户设备与单元控制器电路之间应采取光电隔离，隔离电压应不小于有效值2000V。 ?每一路脉冲输入均应有LED指示。 (3) 模拟量输入(AI) ?单元控制器应能读取和处理以下各种模拟量输入信号。 ?电流讯号的模拟量输入信号为4～20mADC。 ?输入阻抗：电流型≤250Ω，电压型≥5kΩ ?单元控制器内应提供一个精密的内部参考源，用以校准A／D转换器在零和全量程的读数。 ?多路A／D转换系统应包括采样和保持电路，A／D转换应采用逐次逼近法来转换。 ?A／D之间的转换精度应不小于12位（含符号位）。 CT：1A。 PT：100V(4) 数字量输出(DO)?机电式继电器的接点应能承受220V直流5A或220VDC0.45～1A的感性负载。?数字信号输出接口应采用光电隔离。?每一路信号输出均应有LED状态指示。?数字信号输出回路电源应由单元控制器提供。?数字量输出信号持续时间应能可控和锁存，对每个点的闭合持续时间应能在0.1～30s范围内单独可调。?继电器绝缘耐压为2000V(有效值)。4.9.7.4 通讯接口每个单元控制器均应提供与主控级相连接的通讯接口，以及与编程器相连的通讯接口。4.9.7.5 控制、切换开关 (1) 每个单元控制器上均应提供一个远方／现场切换开关和一个手动／自动切换开关。当远方／现地切换开关至现地时，单元控制器不接收主控级发送的控制指令，只向主控级传送数据。当手动／自动切换开关切至手动时，控制、操作将手动进行。 (2) 机组单元控制器上应装设手动紧急停机按钮，手动分步开／停操作将通过LCU上触摸屏实现。4.9.7.6 发电机单元同期装置(1)概述每台发电机单元控制器均应装设1套单对象自动准同期装置，主变高压侧断路器为同期点，采用自动准同期方式。(2) 自动准同期装置技术要求：a. 应包括由电压互感器交流100V供电的电压转换器、同期单元、电压接受器、电压比较器、速度比较器和相角比较器等。所有设定值均应能在现场调整。 b. 同期装置应具有恒定超前时间的合闸特性。 c. 电压比较器应有一非响应区域，其整定范围为1～5V内可调。输出信号的持续时间应在0.1～2s范围内可调。信号间隔时间1～6s之间可调。允许电压差整定值应在±3%～±15%连续可调。 d. 速度比较器应在待并发电机频率在母线频率±10%范围内作出响应。 e. 增速和减速信号应能在0.1～0.5s内可调。允许频率差0.1～0.3HZ、整定值应分段可调。 f. 应包括一个反相超前补偿器，当机组与母线频率保持一致，但反相时，触发动作。在10～40s后，速度比较器应能使机组摆脱反相状态。 g. 允许相角差整定值0°～40°连续可调。4.9.7.7 EPROM编程器 卖方应提供一个能够快速方便地通过主控级计算机和外部设备将程序批量装入EPROM，而无需对每个存贮单元进行编程的EPROM编程器。应使用擦除的方式，使芯片可再使用并保持非易失性。编程器应安装在一个坚固、防尘的便携箱内。4.9.7.8 电量测量(1) 发电机单元电量测量装置 各发电机控制单元配置综合电量采集装置，测量包括：定子三相电流、定子三相电压、负序电流、功率因数、频率、有功功率、无功功率和主变有功功率、无功功率、电压、三相电流、功率因数、频率等。(2）厂变及公用设备控制单元的电量测量装置主变、厂变及公用设备单元配置综合电量测量装置，测量厂变的有功功率、无功功率、电压、三相电流、功率因数、频率等。综合电量测量装置安装在主变、厂变及公用设备LCU柜内。(3) 综合电量采集装置基本技术要求1) 应能耐压2000V，1分钟不发生击穿，飞弧等现象。2) 0.5级。3) 输入：AC100V／5A。4) RS485端口输出。4.9.8全厂电度计量1#厂房共设计量点12个，分别为4台机组、1台主变高压侧、2台厂用变、2台近区变、3回110 KV\10KV线路；2#厂房共设计量点4个，分别为2台机组，1台主变高压侧、1台厂用变。采用多功能电子式电度表。电度表采用集中组屛。4.9.9直流系统每个厂房直流系统分别采用DC220V、100AH直流系统一套，要求配置有1面充电屏、1面馈线屏、1面电池屏。蓄电池组应采用国内知名企业生产的阀控式密封胶体蓄电池，联络开关以及馈线开关均采用ABB、施耐德、西门子或与之等同直流断路器。系统性能应满足以下要求：4.9.9.1 稳压精度：≤±0.5%4.9.9.2 稳流精度：≤±0.5%4.9.9.3 纹波系数（阻性负载）：≤±0.1% 4.9.9.4 功率因素：≥0.94.9.9.5 音响噪声：≤50dB 4.9.9.6 效率：≥92%4.10电源系统4.10.1 主控级电源每个厂房配置一套电力系统在线式3KVA不间断电源，供电站计算机监控系统主控层使用。4.10.2 单元控制级电源各单元控制器由其各自分别配置的开关电源供电。各开关电源输入电源为交直流各一路, 交流输入电源为单相AC220V±15%，50HZ±5%，直流输入电源为DC220V –20%∽ 10%.一个交流电源模块，一个直流电源模块，两个电源模块并联使用。每套现地控制单元另配一个DC24V、100W电源，给接入其中的非电量变送器供电。单元控制器开关电源安装在各现地LCU柜内。4.10软件要求4.10.1 概述4.10.1.1 软件设计要求(1) 卖方提供的软件应是有运行经验的，符合本招标文件中系统功能要求、操作要求和性能要求。(2) 软件应高度模块化，以便修改时减少对其它部份的影响，并能使测试和调试程序简化。(3) 程序之间的数据应做到共享。(4) 应按照开放式的接口，服务和支持格式规范，使应用软件能以最少的修改实现在不同系统间的移植；并能同本地的或远程系统中的应用实现相互操作；以方便用户以迁移的方式实现用户的交互。(5）提供容量为40G的便携式移动硬盘备份全部软件。4.10.1.2 卖方为本电站计算机监控系统提供的基本软件至少应包括：(1) 操作系统(2) 系统支援程序和实用程序。(3) 数据库。(4) 人机接口。(5) 系统通信软件。4.10.1.3 卖方应为地调的远动系统提供接口及软件开发环境(1) 32位以上的实时多任务操作系统。(2) 其它必要的系统支持软件。(3) 所有的应用软件由卖方开发。4.10.2操作系统操作系统应是成熟的实时多任务系统，具有中断/事件驱动、进行多用户编辑和专门开发实时控制程序的能力。能为中央处理机的时间，存储和I/O设备提供有序的和有效的分配。操作系统至少应满足下列要求。4.10.2.1 操作系统在所提供的硬件构造中应有实用成功的经验。4.10.2.2 能满足计算机监控系统的要求，不需特殊开发即能满足应用要求。4.10.2.3 应具有以优先权为基础的任务调度、执行、资源管理分配以及任务间通信和控制的手段。4.10.2.4 应具有直接控制输入、输出设备的能力。4.10.2.5 应能有效地执行高级语言编辑的各种程序。4.10.2.6 能执行诊断检查、故障自动切除和自动重新启动。4.10.2.7 对系统的启动、终止、监视、组态和其它联机活动应有交互式语言、命令程序支持。4.10.2.8 应通过任务名称、数据名称和操作标号实现软件相互连接。4.10.2.9 为系统生成提供服务。4.10.2.10 应提供文件控制功能，至少包括文件的打开、关闭、读出和记录等基本存取方法。4.10.2.11 应有错误检测和校正的标准程序。4.10.3支援程序和实用程序在操作系统的管理下，支援程序应能改善管理程序和应用程序的性能，实用程序应能改善操作维护程序的性能和用作执行日常任务的程序。应提供的支援程序和实用程序，及其特性要求如下：4.10.3.1 具备有效的编辑软件，以进行应用软件的开发。这些编辑软件包括标准的汇编语言编辑程序、高级语言编辑程序、交互式数据库编辑程序、交互式图像编辑程序、交互式报告编辑程序和可编程计算软件等。并能通过TFT终端交互式地进行程序的开发、修改、试验。包括利用交互式软件方便地修改数据库、TFT画面、制作报表等。4.10.3.2 应具备容易使用和代码汇编的装配程序。4.10.3.3 应具有计算机和接口设备同步联机诊断软件以及脱机诊断软件，联机诊断不应破坏实时操作。4.10.3.4 应具有对应用软件进行检验和修改的实用程序。4.10.3.5 应具有存储器转储的实用程序。4.10.4数据库4.10.4.1 数据库生成(1)应提供数据库生成软件，以便于生成和修改数据库文件，建立和改变TFT图像，完成必要的数据库和应用程序的连接而不破坏联机运行。数据库和TFT图像的生成及修改可采用TFT和键盘以人机对话的方式进行。(2)存放在实时数据库中的数据是由数据采集系统提供的数据。操作人员输入的数据仅取代遗漏或错误数据。实时数据库应储存每次循环所采集到的或操作人员输入的全部数据，状态和特殊的编码信息。所有数据应当按用户程序可直接使用的形式存放。(3)存放在系统参数数据库中的数据包括常数、曲线及其它由程序员、操作员正常手动输入的数据。频繁存取的数据应该常驻在高速存储器中。4.10.4.2 数据库管理软件数据库管理软件应满足下列要求：(1)支持应用软件直接快速存取数据，以及对数据的修改、查询、扩充和实时处理。(2)保持应用程序和数据之间的高度独立性，控制数据的完整性和统一性。(3)保持数据库中数据的可靠性。应采取措施确保有效的数据记录在数据库中。(4)提供数据库保护，以防人为或程序造成不正当的修改。(5)应用软件中使用任何编程语言编制的应用程序都可以使用数据库中的数据。(6)完成性能监视的统计资料。4.10.4.3 数据采集软件 数据采集软件应具有配合数据库提供检测和处理电站监控和管理所需数据的能力。数据采集软件应满足如下要求：(1)能按周期方式和请求方式实现数据采集。(2)能对模拟输入量进行死区测量，零读数死区和越限检查处理。(3)能对模拟输入量进行工程单位变换处理。(4)能对数字输入量变化，以及由正常状态到异常状态或相反的变化进行检查处理。(5)能对数字输入量频繁报警进行检查处理。(6)能支持实时计算处理。(7)数据采集和处理速度应满足实时性要求。4.10.5系统通信软件卖方应提供本系统的通信软件以及与地区调度等远程系统的通信软件。通信软件应满足以下要求。4.10.5.1 用于本站监控系统的通信软件应尽可能采用靠近OSI7层协议模型的数据连路层协议或适于工业控制的标准协议。4.10.5.2 在数据块传送结构帧格式的正交信息中，报文类型定义可按报警点数据、事件顺序记录点数据，状态点数据、模拟点数据、脉冲累加点数据，控制数据等划分。4.10.5.3 本系统的时钟信号应能定期按卫星传送的同步时钟命令校准，并能同期性地传送和校正系统内各级时钟。4.10.5.4 通信软件应能监视通信通道故障，并能进行故障通道阻塞和报警。4.10.5.5 局部网通信交换数据量及其频度应满足功能要求和特性要求。4.10.5.6 人机通信软件 人机通信软件应提供包括操作员与监控系统相互作用以及用来执行所有要求功能的显示、记录/报告所必需的全部支持软件。 人机通信软件的设计应满足系统功能要求和操作要求。人机通信软件应有交互式图像编辑程序、交互式数据库编辑程序、交互式报告编辑程序、键盘或命令解释程序等支持。 人机通讯软件应满足运行操作人员在不能详尽了解系统知识的情况下，能选择增加或修改操作员命令：显示形式和记录形式。4.10.6诊断软件为了提高系统可利用率和可维修性，监控系统应配置完备的诊断软件。4.10.6.1 周期性在线诊断软件(1)能对主控级计算机及外围设备提供周期性的在线诊断。(2)能对单元控制器及接口设备提供同期性的在线诊断。(3)能对通信网络及接口设备提供周期性的在线诊断。(4)在线诊断发现的故障信息应有报警显示和记录。4.10.6.2 请求在线诊断软件系统在线运行及人机对话情况下，对系统中某一外围设备应能使用请求在线诊断进行测试和检查。4.10.6.3 离线诊断软件应提供离线诊断工具，以便对系统中心计算机设备或组件进行查找故障的诊断。3.7.7应用软件(1)应用软件应采用目前最流行的控制系统高级语言编制。它包括主控级应用软件和现地控制软件。现地单元控制级应用软件固化在EPPOM内；主控级计算机软件可存入硬盘；使计算机工程师能方便地修改程序。软件必须按模块化、结构化设计。层次应分明，对每个特定的功能模块应既相互独立，又相互由接口联系。对任一模块进行修改后，不应影响其它模块。(2)所有任务、功能应明确，有确定的执行周期和优先级，能在1个多任务的实时操作系统管理下运行。(3)应用软件应严格按系统功能和特性要求精心设计，应包括防错，纠错软件，以软件手段弥补硬件之不足。(4)所有软件应使用软盘、光盘或其它媒介提供可靠备份。4.10.7 试验和检查4.10.7.1 概述 (1)本文件范围内的所有设备和软件，出厂前和出厂后保证期内均应进行全面的检查和试验。包括对模块、子系统、全系统的检查和试验。(2)卖方与买方在检查、试验过程中应密切合作。在试验前30天，卖方应将日程安排和试验大纲、试验文件寄送买方，以便买方认可和决定目睹试验人员的派遣。(3)买方对试验的认可、参加或放弃参加检验和测试，均不能减轻卖方对合同的责任。(4)买方有权拒绝接收有缺陷的产品或要求其进行改造，由此引起的一切费用由卖方负责。经改造后的设备应重新进行测试。(5)如果买方认为卖方车间检验和测试所采用的仪器和设备需要校准，则这些仪器和设备的校准应由买方认可的一个独立的管理机构或组织进行，费用由卖方负责。(6)所有测试、检验和检查及其结果和结论，都应由卖方详细记录并由卖方的有关当事人正式签字。(7)所有的试验和检查报告一式五份。4.10.8工厂验收试验工厂验收试验包括单个设备的型式试验和性能试验，子系统功能试验和性能试验、以及整个系统的功能试验和性能试验。单个设备的型式试验和性能试验由卖方负责完成并提供试验条件和结果的全部资料。子系统及全系统的功能试验和性能试验均须有买方在场见证。4.10.8.1 子系统的功能和性能试验该项试验主要是考核软件模块及子系统的功能和性能指标。至少应进行下列重要试验：(1)对计算机子系统的起动、重新起动、系统初始化、故障、计算机内部通信和外设投切等试验。(2)对数据采集、事件顺序记录和控制子系统的硬件和软件试验。包括电源、过程接口、监视控制、数据通信控制等。(3)对人机联系子系统、TFT画面选择、响应时间、更新、报警等试验。(4)对自诊断、保护系统、系统冗余的试验，以及各种可能的错误和设备处理的试验。4.10.8.2 全系统试验在各子系统各项试验顺利通过后，应连续进行至少72小时的全系统试验。应进行至少下列试验。(1)接口设备性能试验，包括对电源、点设备、人机通信接口和通道等技术参数及功能的测试。(2)系统主要功能的试验，包括数据采集、事件顺序记录、闭环控制、系统自诊断、保护系统、应用软件等。(3)系统安全性、实时性、可靠性、可用性、冗余性试验。在全系统试验期间，各测试项目进行至一半时进行外设、主计算机、通信控制器和通信线路的切换试验，并应得到买方见证。如试验中出现故障、错误或不成功，卖方应修改或更换模件。在修改、更换模件和排除故障后，试验重新开始。卖方应对故障记录进行解释，并提交检查报告，内容包括故障发生的时间，原因和采取的措施。绝缘强度和绝缘电阻应按合同要求进行试验。根据全系统试验结果，买方有权决定是否接受试验结果和是否准许设备出厂。4.10.9现场试验和验收现场试验和验收包括；与每一台水轮发电机组投运同步进行的现场初步试验、全部水轮发电机组投运后的现场交接试验，以及保证期后的现场最终验收。4.10.9.1 现场初步试验电站主控级的全部设备，以及每一台机组单元控制器，开关站单公用单元控制器安装完毕投运时，卖方应在买方见证下完成监控系统各设备的初步试验。4.10.9.2 现场交接试验计算机监控系统全部设备投运后10周内，卖方应在买方见证下完成全系统的现场交接试验。4.10.9.3 现场初步试验和现场交接试验应在TFT动态系统和打印机、人机接口的配合下，对水轮发电机组、断路器和开关等设备的闭环控制下进行，试验应包括不同工况、不同运行方式下的各种功能、性能试验，及全系统试验。4.10.9.4 若现场初步试验或现场交接试验不能满足功能或性能要求，允许卖方在30天内对硬件或软件进行修改和重新试验，以达到合同要求的功能及性能要求，由此增加的费用由卖方承担。超过30d，分别按合同总价的0.5%／天罚款。4.10 9.5 “现场交接证书”将在全系统现场交接试验全部完成后签发。4.10 9.6 现场最终验收在“现场交接证书”签发1年后，按3.4.4条进行可用率考核，买方将会同卖方进行全系统的现场最终验收。如果系统的可用率：A≥99.96%，各项功能及特性符合合同要求，则认为系统是合格的。如果A＜99.96%小时，卖方应免费更换故障部件，从更换好部件那天起，重新开始考核，直至A≥99.96%为止。五、高压电缆技术要求5.1 总则（1）本规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合本规范书和有关最新工业标准的优质产品。（2） 如供方没有以书面形式对本规范书的条文明确提出异议，那么，供方提供的产品应完全满足本规范书的要求。5.2 应遵循的主要标准 GB 12706.1.3－91额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 IEC 60502-2（1997） 额定电压1～30kV挤包绝缘电力电缆及其附件5.3 使用条件（1）运行条件系统标称电压和频率： 6kV，50Hz。系统最高运行电压：6.3 kV。系统接地方式：中性点不接地系统，单相接地时允许持续运行8h。（2）环境条件环境温度：-10℃～ 45℃。（3） 敷设条件 敷设环境有沟槽、排管、沟道、隧道、桥架、竖井等多种方式。地下敷设时电缆局部可能完全浸于水中。（4）运行要求a. 电缆导体的额定运行温度为90℃。b. 短路时电缆导体的最高温度不超过250℃。c. 短路时间不超过5s。d. 电缆弯曲半径：安装以后不大于15倍电缆的实际外径。5.4 技术要求本次采购的电缆，其技术参数除应符合 GB 12706 的要求以外，还应满足本标书以下要求。（1）导体 导体表面应光洁、无油污、无损伤屏蔽及绝缘的毛刺、锐边，无凸起或断裂的单线。导体应为圆形并绞合紧压，紧压系数不小于0.9。铜导体材料为无氧圆铜杆。（2) 挤出交联工艺 导体屏蔽、绝缘、绝缘屏蔽应采用三层共挤工艺，全封闭化学交联。（3）导体屏蔽 导体屏蔽为挤包的交联半导电层，半导电层应均匀地包覆在导体上，表面光滑，无明显绞线凸纹，不应有尖角、颗粒、烧焦或擦伤的痕迹。在剥离导体屏蔽时，半导电层不应有卡留在导体绞股之间的现象。 标称厚度为0.8 mm，最小厚度应不小于0.7 mm。（4）绝缘 绝缘标称厚度为4.5mm，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4.2mm，最大测量厚度应不大于4.8mm。（5）绝缘屏蔽 绝缘屏蔽为挤包的交联半导电层，半导电层应均匀地包覆在绝缘表面，表面应光滑，不应有尖角，颗粒、烧焦或擦伤的痕迹。 绝缘屏蔽应为可剥离型。标称厚度为：0.8 mm。 绝缘屏蔽与金属屏蔽之间应有沿缆芯纵向的相色（黄绿红）标志带，其宽度不小于2mm。（6）金属屏蔽金属屏蔽由重叠绕包的软铜带组成，铜带连接应采用焊接方式，并满足短路温度要求。绕包应圆整光滑，搭盖率应不小于15%。三芯屏蔽截面积之和不小于25mm2（按管状计算），且三芯屏蔽应接触良好。（7）填充及隔离套 缆芯采用非吸湿性材料填充，应紧密无空隙。缆芯中间也应填充，三芯成缆后外型应圆整。 隔离套厚度平均值不小于标称值，任一点最小厚度应不小于标称值的80%。（8）铠装 钢带铠装应采用双层镀锌钢带，绕包应圆整光滑。（9）外护套外护套厚度平均值应不小于标称值，任一点最小厚度应不小于标称值的80%。（10）电缆不圆度电缆不圆度应不大于15%。电缆不圆度= ×100%。（11）成品电缆标志 成品电缆的外护套表面应连续凸印或印刷厂名、型号、电压、导体截面、制造年份和计米长度标志，不得连续500mm内无标志。（12）电缆盘卖方应用铁木结构电缆盘。电缆盘应能承受所有在运输，现场搬运或在任何气象条件下户外至少储存10年期间可能遭受的外力作用。并且电缆盘应承受在安装或处理电缆时所可能遭受的外作用力不会损伤电缆及盘本身。电缆盘筒体最小直径应符合电缆最小弯曲半径。3.3.7.5 试验（1）电缆在制造、处理、试验、检验过程中，买方有权监造和见证，卖方不得拒绝。买方技术人员的工作不对厂家产品质量负责。（2）在出厂和抽样试验前30天，卖方应预先通知买方，买方应在10天内答复卖方是否去见证。如买方放弃见证，则卖方应把所作的试验以试验报告的形式提交给买方。（3）出厂试验每批电缆出厂前，制造厂必须对每盘电缆按 GB 12706 以及本招标书要求进行出厂试验。出厂试验报告除附在电缆盘上以外，还应汇总三份原件送达买方。出厂试验项目序号试验项目试验方法标准1导体直流电阻试验GB 3048.42局部放电试验 (1)GB 3048.123交流电压试验 (2)GB 3048.8局部放电试验在1.73Uo时，放电量小于10pC。交流电压试验要求3.5Uo，持续5min绝缘不击穿。（4）抽样试验 抽样试验应按GB 12706 及下表要求进行。并将试验报告提交买方。抽样试验项目序号试验项目试验方法标准1结构检查GB 12706.3 表42局部放电试验GB 3048.1234h交流电压试验GB 3048.84热延伸试验GB 2951.185外半导电层剥离试验GB 12706.16隔离套工频耐压 15kV/1minGB 2952.1（5）型式试验如卖方已对相同型号的电缆按同一标准进行过型式试验，并且符合1.2.2条规定，则可用检测报告代替。如不符合，买方有权要求卖方到通过国家计量认证的电力部电气设备质量检验测试中心(设在武高所)重做型式试验，费用由卖方负责。重做的型式试验应按GB 12706 及本招标书要求进行。第五章 评标办法一、评标原则以公平、公正、科学，择优选择为原则。本项目采用综合评估法。二、评标委员会的组建评标采取评标委员会负责制。评标委员会由7名相关技术类评标专家组成，其中业主代表最多1名，评标专家按照《江西省水利工程建设项目招标投标管理暂行办法》（赣水建管〔2010〕236号）随机抽取。评标委员会设主任委员1名，由评标委员会推荐产生。评标委员分技术商务组和报价组，技术商务组由5名相关技术类专业人员组成，报价组由2名经济类专业人员组成。三、评审程序1、评标委员会对每一投标人的资格条件进行审查，并对通过资格审查的投标人的投标文件进行详细评审，未通过资格审查的投标人的投标文件将被否决。2、技术商务组评委根据本评标办法对投标人投标文件的技术商务部分逐项打分累计汇总，去掉一个最高分，去掉一个最低分，平均后为投标人的技术商务部分得分；评标委员会对投标人的投标报价进行复核，并根据本评标办法计算投标人的投标报价得分；技术商务部分得分与投标报价得分之和为投标人的最终得分。3、评标委员会提交的评标报告按最终得分由高到低顺序推荐不超过3名中标候选人。综合评分相等时，以投标唱标价低的优先；投标唱标价也相等的，由商务部分得分高的优先，确定最终的中标候选人排序顺位。四、资格审查1、营业执照；2、法定代表人证书或其授权委托书及相应本人身份证；3、ISO9000系统质量体系认证证书；4、计算机监控系统具有信息产业部颁发的三级及以上计算机信息系统集成资质，发电站或变电站的计算机监控、微机保护及直流系统等综合自动化系统的设计、生产及销售的经营范围；5、银行开户许可证（企业基本账户，不含企业分公司或办事处）；6、投标保证金凭证（应从企业基本账户转账）；上述证件、证书及证明材料均须提供原件（并符合招标文件要求），否则视为资格审查不合格。资格审查不合格的按废标处理，其投标文件将不予受理。五、有关说明1、在评标过程中，如发现投标人以他人的名义投标、串通投标、以行贿手段谋取中标或者以其他弄虚作假方式投标的，经评标委员会确认，该投标人的投标作废标处理。2、评标委员会对通过资格审查的所有投标文件，审查是否对招标文件提出的实质性要求和条件做出响应。未能在实质上响应的投标，经评标委员会确认，作废标处理，并在评标报告中做出说明。3、投标文件有下列情形之一的，为未能对招标文件做出实质性响应：(1)没有按照招标文件要求提供投标保证金或所提供的投标保证金有瑕疵的；(2)投标文件未按招标文件格式要求签字或加盖公章的；(3)投标文件字迹模糊导致无法确认投标价格、关键技术方案、关键工期、关键工程质量安全保证措施；(4)投标文件载明的招标项目完成期限超过招标文件规定期限或投标文件承诺的质量等级低于招标文件规定要求（或未能在实质上响应的）；(5)投标文件附有招标人不能接受的条件的；(6)不符合招标文件中规定的其他实质性要求或违反国家有关规定的。4、细微偏差是指投标文件在实质上响应招标文件要求，但在个别地方存在漏项或者提供了不完整的技术信息和数据等情况，并且补正这些遗漏或者不完整不会对其他投标人造成不公平的结果。细微偏差不影响投标文件的有效性，评标委员会可以书面要求存在细微偏差的投标人在评标结束前予以补正。六、评分标准综合评估法评分标准采用百分制，其中：投标报价部分60分，技术部分25分，商务部分15分。（一）投标报价部分（60分）1、投标人的已标价工程量清单所列项目必须全部进行报价，否则认为该项报价已含在其它项目中。2、本次招标控制价A值为：人民币 肆佰壹拾（万元 ） 。3、有效报价和无效报价：有效投标报价是指开标时公布的、范围在0.85A～0.98A（含界限数）内的各投标报价，超出该范围的投标报价为无效报价；各投标人的投标报价（含分项报价）均保留至个位（四舍五入）。4、评标基准价的确定评标价C=(αA βB-G)×K G。其中：（1）α为招标控制价比重系数，β为投标人有效报价平均值比重系数，α β=1, α为0.5～0.9之间的5个数之一（以0.1为步距递增），由招标人代表在开标现场抽取α值。（2）A为招标人编制的招标控制价。（3）B为开标现场公布的所有有效投标报价的平均值，不进入B值计算的情形：①开标现场确定的废标或无效标；②高于招标文件设定的最高投标限价的；③未通过资格审查的；④未按照招标文件要求提供投标保证金或所提供的投标保证金有瑕疵的；⑤低于招标控制价85%的[G值不参加调整，【（A-G）×85% G】。（4）G为固定报价、暂定金额、暂列金额和备用金总和。（5）K为合理低价期望值，为0.960、0.965、0.970、0.975、0.98五个数之一，在开标现场由招标人代表随机抽取投标人代表，再由该投标人代表随机抽取相应的K值。4.投标报价分值的计算（1）投标报价与评标价之比等于1时，该报价得分为60分。（2）投标报价与评标价之比大于1时，每高1%扣3分，直到扣完该报价得分为止。（3）投标报价与评标价之比小于1时，每低1%扣1分，直到扣完该报价得分为止。（4）报价计算采用直线内插法并精确到小数点后两位（四舍五入）。报价组应对符合评审条件的投标人的每一投标文件的已标价工程量清单逐一复核。若投标人投标报价与评审委员会复核的报价不一致时，以投标人的复核报价计算其投标报价得分。复核报价与投标报价之差除以投标报价的绝对值，按每误差1%扣除投标人报价部分分值3分（采用直线内插法并精确到小数点后两位）。若按投标人复核报价计算的报价得分高于按开标时公布的投标报价计算的报价得分时，则取两者最小值为投标人报价得分。（适用于非电子招标项目）5.固定报价、暂定金额、暂列金额和备用金不允许调整。 投标人的招标控制价中的每项固定报价、暂定金额、暂列金额和备用金不允许调整，否则按每误差1%扣除投标人报价部分分值3分（采用直线内插法并精确到小数点后两位），并按招标文件中相对应的金额恢复，且按恢复后的金额进入复核报价。6.投标文件中的大写金额与小写金额应一致，不一致的以大写金额为准；总价金额与单价和工程量乘积之和不一致的以单价金额为准（但单价金额小数点有明显错误的除外）；投标单价必须取小数点后两位（四舍五入）进入工程量清单中进行计算。7.投标人提供的已标价的工程量清单与招标文件提供的工程量清单有范围或数量上的实质性改变，认定为废标，但该投标人报价进入B值计算。（二）技术部分（25分）1、设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件配置满足或优于招标文件要求，评分5～10分。2、所有投标项目的质量保证计划措施是否完善、合理、可靠，评分0.5～1分。3、备品备件和专用工具配置满足或优于招标文件及相关标准，评分1～2分。4、全过程安全、质量保证体系是否健全完善、措施是否具体可行、制度是否落实，评分1～2分。5、满足交货时间安排的生产计划（包括材料采购计划、资金计划和生产进度计划等）是否合理可行，评分1～2分。6、技术服务（安装、调试、需方人员培训等）的内容、方式及派遣技术人员的专业水平、能力满足或优于招标文件及现场要求，评分2～3分。7、售后服务及优惠条件1～5分。（三）商务部分（15分）1、企业资质（3分）满足招标工程资质要求，计算机信息系统集成一级资质得3.0分，计算机信息系统集成二级资质得2.5分, 计算机信息系统集成三级资质得2.0分。2、类似工程经验（4分）参与工程投标的企业在近3年（2010年1月1日至2012年12月31日，不含开标当月，以合同签订时间为准）内有类似工程业绩（类似工程见投标人须知表）。每个工程得0.5分，最多得4分。需同时提供中标通知书（或施工合同）及完工（投入使用或竣工）验收材料。3、企业信用等级（3分）具有AAA 级企业银行信用等级证书（必须提证书原件）得3 分，具有AA 级企业银行信用等级证书得2 分,具有A 级企业银行信用等级证书得 1 分。4、企业经营状况（3分）投标人应提供近3年（2010年、2011年、2012年）的由会计师事务所出具的年度财务审计报告（必须提供证书原件），一年盈利的得1分，两年盈利的得2分，三年盈利的得3分；5、投标文件资料质量（2分）投标文件资料简明、清晰、完整等质量好得2分，较好得1.5分，一般得1分。七、中标人的确定招标人将根据评标委员会推荐的中标候选人名单，公示后。无特殊情况时，排名第一的中标候选人将被确定为中标人。排名第一的中标候选人放弃中标或因不可抗力提出不能履行合同，或者招标文件规定应当提交履约保证金而在规定的期限内未能提交的，招标人可以确定排名第二的中标候选人为中标人。排名第二的中标候选人因上述规定的同样原因不能签订合同的，招标人可以确定排名第三的中标候选人为中标人。评标全过程由 市发改委、水招办、监察局进行监督。八、其他1、招标文件中凡与本评标办法不一致的或相抵触的，以本评标办法为准。2、在中标公示期间招标人将会同监管部门依照招标文件要求对投标人进行全面考察（含实地考察），如发现预中标人存在弄虚作假骗取中标资格的，将取消其中标资格，没收投标保证金，通报相关部门按规定处理。并对预中标排序第二的投标人进行考察。以此类推。3、中标人无故放弃中标或不履行合同的，没收其投标保证金，通报相关部门按规定处理。并保留追究该投标人由此给招标人造成损失的赔偿权利。第七章 投标文件格式7.1 投标函（格式）吉安市螺滩电站：按照吉安市螺滩水电站改造工程设备采购的招标公告，本文件签署人 (全称和职务)（受正式委托），兹以投标人的名义并代表 (投标人的名称)递交投标文件的一份正本、五份副本和1份电子版（U盘）给贵方。本文件签署人特以本函在此声明并同意：(1) 按规定为吉安市螺滩水电站改造工程所提供的设备供应、安装调试等如所附报价表中所列。吉安市螺滩水电站改造工程设备改造总报价为人民币： 元，大写： 元。(2) 我公司(投标人)已详细阅读全部招标文件，包括修改文件以及其它全部资料和有关附件。我公司(投标人)完全清楚应放弃提出一切存有含糊不清或误解的权利。(3) 本投标有效期为自规定的递交投标文件截止日起90天内有效。(4) 在投标截止日期后，我公司(投标人)在投标有效期内撤回投标，或在中标通知书规定的期限内未提交履约担保，或在中标通知书规定的期限内未能与买方签订合同，其投标保证金同意被贵单位没收。(5) 我公司(投标人)同意提供由招标人可能要求的与投标有关的一切资料或数据。(6) 我公司(投标人)将按招标文件的规定履行合同责任和义务。(7) 我公司(投标人)已详细审查全部投标文件，包括修改文件以及全部参考资料和有关附件。我公司(投标人)在此承诺所提交一切文件的真实性与准确性。如经招标人审查发现我公司(投标人)所提交资料的真实性和准确性与事实不符，我公司(投标人)无条件接受招标人对此所作出的任何处理，也不要求招标人对此作出任何解释。(8) 如果我公司(投标人)的技术、财务状况或履行合同的能力，在投标有效期内发生了变化，我公司(投标人)承诺将此情况告知招标人，并理解招标人有权更改原先资格评审时所作出的决定。(9) 所有有关本投标文件的正式通信应函送（或传真）我公司，联系方式如下∶投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年 月 日7.2 法定代表人身份证明或附有法定代表人身份证明的授权委托书7.2.1法定代表人身份证明（格式）投标人名称： 单位性质：地址： 成立时间： 年月日经营期限：姓名： 性别：年龄： 身份证号码：职务： 系 （投标人名称）的法定代表人。特此证明。投 标 人：（盖单位章） 年 月日7.2.2授权委托书（格式）本人（姓名）系 （投标人名称）的法定代表人，现委托 （姓名）为我方代理人。代理人根据授权，以我方名义签署、澄清、递交、撤回、修改吉安市螺滩水电站改造工程设备采购（合同编号： ）投标文件、签订合同和处理有关事宜，其法律后果由我方承担。委托期限： 。 代理人无转委托权。 附：法定代表人身份证明投 标 人： （盖单位章） 法定代表人：（签字）身份证号码： 委托代理人：（签字）身份证号码：年月日注：有授权委托时，需要此文件。7.3投标保证金（格式）（附投标保证金银行汇款票据复印件，经开标现场核实保证金到帐情况后确认。） 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日 7.4投标报价表 7.4.1报价说明(1)报价表中所有价格以人民币元报价，精确到个位，四舍五入。(2)设备报价应包含合同有效期内所有设备的设计、制造、运杂、调试、培训、验收、设计联络及技术服务等设备投运前工作内容所发生的直接费、间接费、利润、税、费、风险以及办理特种设备检验合格证书、或使用许可证等所有的费用、业主对投标企业的现场考察费、监造费。设备总报价为固定不变价。现场设备安装、旧设备拆除费用按设备款的10%计算报价，电缆暂定价为50万元，包含在投标总报价中。(3)报价还包含了设备清单中未列到的、以及本合同技术条款成套供货设备应有的元器件、附属件（含图纸、产品说明、试验资料等）及备品备件、专用工具费用。对于属于整套设备运行和施工所需要的部件，即使本招标文件未列出或数量不足，卖方仍在执行的同时，无条件补充和满足。(4)设备交货地点为吉安市螺滩水电站改造工程现场需方指定地点。(5)若供方认为需国外进口的部件，按进口价折算成人民币计入报价。上述进口件的报价已考虑了作为合同设备的组成部分，供方因对外采购、进口的所有税费、运保费，负责技术接口正确、质量控制和履行合同的一切责任和风险等所需的费用已包括在设备报价中。(6)若供方提供的设备需境外培训或验收，应单独报出境外培训或验收的工作日数、人数、地点及费用，且费用应含在设备报价中。(7) 旧设备的拆除及新设备安装必须具有水利水电工程施工总承包贰级资质，安装单位的确定必须经过业主同意。其他项目的分包在所列3家制造厂商中选择其中的一家，如果中标单位有生产、制造相同的产品且质量等同，经业主同意可以不分包。合同价格不作调整。在招标文件中未作要求的应选择国内知名品牌产品制造商。(8)按规定或标准要求的备品备件计入总价，投标人推荐的备品备件不计入总价，投标人推荐的备品备件需方可根据需要选择购买。(9)运杂费是指设备出厂验收后，由供方负责运送吉安市螺滩水电站改造工程现场指定地点交货过程中发生的一切费用，包括按合同要求的设备包装费、运输费、装卸费、各种杂费、保管费和保险费等一切费用。(10)尽可能详细地列出设备价格分项表，每一不同序号、名称的设备均须分项报价，再逐项累计。7.4.2投标报价表（格式）投标人应按第三章设备采购清单的格式及要求逐项填报投标报价表，每一不同序号、名称的设备均须分项报价，再逐项累计。投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5技术审查资料7.5.1说明投标人编制技术文件时应采用文字并结合图标形式说明拟提供的主要设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件和备品备件、专用工具配置；全过程安全、质量保证及交货安装调试投运时间和技术、售后服务内容、方式；应包括拟提供分包项目（如果有）的质量保证计划措施；设备技术条款的偏差。供货标准和方案内容包括但不限于：1、拟提供设备所采用的技术标准；2、设备性能；3、检验和验收方案；4、交货、接线方案；5、拟提供的现场服务计划5.1拟提供的现场服务技术人员5.2与需方的联络会5.3设备安装、调试现场技术配合5.4对需方人员的技术培训 5.5保修期内的维修服务6、投标人认为有必要提供的其他资料7.5.2主要设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件配置投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.3备品备件、专用工具配置（按规定及标准要求配置的和投标方推荐的分开列表，）投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.4全过程安全、质量保证体系投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.5交货时间、安装及调试投运时间 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.6技术服务内容、方式及派遣技术人员的专业水平、能力投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.7售后服务计划措施、设备质量保证及免费维修期投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.8分包项目（如果有）情况及其质量保证计划措施投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.9差异表投标人要将投标文件和招标文件的差异之处汇集成表。未在差异表中列出的视为响应招标书。差异表序号招标文件投标文件条目简要内容条目简要内容投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6商务审查资料7.6.1投标人概况、企业资质及企业注册资金1. 投标人名称及其他：公司法定名称 法定代表人电话传真 联系人 职务 2. 公司组织：A．组织机构B．企业性质C．管理人员：总裁（或董事长）：____________________________________ 总经理：__________________________________________财务经理：__________________________________________本项目经理：__________________________________________本项目技术负责人：_______________________________________3. 公司建立或合营的业务(日期和地点)： 4. 目前经营方式起始于： 5. 通常分包给其他承包商的工作：6. 营业执照范围： 7. 企业资质： 8. 企业注册资金： 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6.2近年完成的类似项目情况表1.工程概况A.工程名称：B.工程地址：C.供方所承担的项目：D.在项目承包中的身份、名称：主包商（），主要分包商及设备（ ）。E.承包项目的合同金额和资金来源：金额 （人民币），资金来源 。F.开始日期：G.完成时间：H.业主名称：I.地址：2.主要工程概况介绍A.总装机容量及单机容量：B.主要设备参数：C.其他性能参数：投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日 7.6.3正在实施和新承接的类似项目情况表1.工程概况A.工程名称：B.工程地址：C.供方所承担的项目：D.在项目承包中的身份、名称：主包商（），主要分包商及设备（ ）。E.承包项目的合同金额和资金来源：金额 （人民币），资金来源 。F.开始日期：G.完成时间：H.业主名称：I.地址：2.主要工程概况介绍A.总装机容量及单机容量：B.主要设备参数：C.其他性能参数：投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6.4投标人财务资料和最近三年有关经营的资料序号项 目2010年2011年2012年备注1固定资产2流动资产3长期负债4流动负债5所有者权益6年销售收入7净资产8利润总额9资产负债率10流动比率11速动比率12销售利润率13银行存款附：最近三年审计通过的资产负债表、利润及利润分配表、现金流量表及最近三年的财务情况说明及审计报告书。投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6.5承诺书（招标人名称）：在本次招投标的活动中，我方自愿承诺如下：一、我方没有正在被设区市级及以上行政或纪检、监察等主管部门责令停业、取消投标资格，财产没有被司法部门或行政执法部门接管、冻结和破产状态。二、我方已执行或正在执行的合同不存在欺诈行为、业绩没有虚报。三、我方递交的投标文件内容真实、无弄虚作假。四、我方承诺近3年在投标活动中无违法行为记录。五、我方正在履行的项目和准备承诺的项目，不影响本合同项目的按时交货和完工。六、如果需要更进一步的资格资料，我方愿意按买方要求提交任何相关资料。七、我方递交的投标文件内容及本招标文件内容，我方愿意全部列入设备供需双方合同条款。我方如违背以上承诺，自愿无条件同时接受如下处理：⑴ 由招标人没收投标保证金，并取消投标资格，如我方中标并已开工，可随时中止与我方的合同，招标人不承担由此造成的一切经济损失；⑵ 接受停止投标及其它处罚。承 诺 人：（盖单位章） 法定代表人或其委托代理人：（签字） 年月日 吉安市螺滩水电站增效扩容工程机电设备采购第二期招标 (高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置)招标文件招标单位：吉安市螺滩水电站增效扩容工程项目部招标代理：中康建设管理股份有限公司二0一三年十二月第一章招标公告 1. 招标条件本招标项目吉安市螺滩水电站增效扩容二期工程已由上级主管部门批准建设，招标人为吉安市螺滩水电站增效扩容工程项目部，建设资金来源为政府资金，项目已具备招标条件，现就该项目的 吉安市螺滩水电站改造工程设备采购安装面向国内进行公开招标。2. 项目概况与招标范围2.1 建设地点：吉安市青原区富滩镇2.2 招标金额：Ⅰ标段为调速器系统、励磁系统、电站微机综合自动化监控保护系统、直流系统、电缆。招标金额约 420 万元；。Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置；121KV户外断路器等招标金额约 230 万元；Ⅲ标段为主变压器、实验设备等，招标金额约105 万元。2.3 计划工期：2014 年 1 月 10 日开工，2015 年 9 月 30 日完工。 2.4 招标范围2.4.1 Ⅰ标段为调速器系统、励磁系统、电站微机综合自动化监控保护系统、直流系统、电缆等。2.4.2 Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置；121KV户外断路器等。2.4.3 Ⅲ标段为主变压器、实验设备等。2.5 以上设备相应旧设备的拆除，新设备的供应、安装及设备调试等。设备的数量、型号及规格等详见设备配置清单。 2.6 标段划分：共3个标段， 2.7 质量要求：合格及以上。 3. 投标人资格要求 3.1本次设备采购招标要求投标人具备以下资格条件： 投标人具有国内独立法人资格；通过ISO9000系列质量体系认证；银行开户许可证（企业基本账户，不含企业分公司或办事处）。Ⅰ标段：计算机监控系统具有信息产业部颁发的三级及以上计算机信息系统集成资质，发电站或变电站的计算机监控、微机保护及直流系统等综合自动化系统的设计、生产及销售的经营范围。Ⅱ标段：具有国家质量监督检验部门出具的10kV高压开关柜和0.4kV低压开关柜型式试验证书及报告；具有0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）的CCC认证证书；自2010年1月1日以来具有10kV高压开关柜、0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）制造、供应的业绩及建设的案例。Ⅲ标段：具有同等级、同型号变压器型式试验报告、产品技术鉴定验收证书、电力变压器鉴定证书。营业执照有：相应设备的设计、生产及销售的经营范围。3.2财务要求：Ⅰ标段投标人企业注册资本金不少于5000万元人民币；Ⅱ标段投标人企业注册资本金不少于5000万元人民币。Ⅲ标段投标人企业注册资本金不少于10000万元人民币。3.3 信誉要求：由投标人出具加盖法人印章和法定代表人签字或盖章的承诺书（见格式）以证明投标人没有正在被设区市级及以上行政或纪检、监察等主管部门责令停业、取消投标资格；财产没有被司法部门或行政执法部门接管、冻结或处于破产状态；已执行或正在执行的合同不存在欺诈行为、业绩没有虚报；投标文件内容真实、无弄虚作假；并且近3年投标人在投标活动中无违法行为记录。3.4 招标人不接受联合体投标，法定代表人为同一个人的两个及两个以上法人，母公司、全资子公司及其控股公司，都不得同时参加投标，否则按废标处理。3.5投标人应自行判定是否符合资格条件、满足招标要求，并决定是否购买标书和参加投标。4. 资格审查办法 本次招标采用资格后审合格制（开标后评标委员会审查），资格审查不合格的投标人的投标文件将被否决，其投标报价将不进入B值计算，资格审查办法详见招标文件内容。5. 招标文件的获取5.1凡符合资格条件且有意参加本次机电设备采购招标的投标者，请于2013年 12月19日起自行在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网下载招标文件，招标文件售价均为800元/标，开标现场收取，不退。6. 投标文件的递交6.1投标文件（所有标段）递交的截止时间为2014年1月10日上午9时30分，地点为吉安市公共资源交易中心（城南文体路与吉州大道交叉路市民服务中心十一楼）。6.1.2逾期送达的或者未送达指定地点的投标文件，招标人不予受理。6.1.3逾期送达的或者未送达指定地点的机电设备采购投标文件、招标人不予受理；6.1.4本次招标要求投标人代表（法定代表人或其授权委托人）必须在投标截止时间前到达开标地点签到并出具有效身份证明材料原件，未按要求出席开标会的投标人，其投标文件在开标现场招标人按无效标处理。7. 有关说明7.1.有关本次设备采购招标投标的解答、澄清和修改等补充材料，将在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网上发布，请潜在投标人随时关注及时下载有关补充材料。7.2根据《关于在水利工程招投标活动中实行行贿犯罪档案查询制度的通知》（赣检发预字[2013]3号）关于将行贿犯罪档案查询作为水利工程项目招投标的必经程序的规定，本次招标要求各投标人自行到单位住所地或业务发生地检察机关申请对本单位及拟派项目负责人进行行贿犯罪档案查询，并将查询结果在开标现场同投标文件一并递交。投标人提供的《行贿犯罪档案查询告知函》出具日期必须是公告之后的日期,未在开标现场提交的视为自动放弃投标资格。招标人不接受投标人的投标文件。8. 发布公告的媒介本公告同时在中国采购与招标网、江西省公共资源交易网、江西省招标投标网、吉安市人民政府网上发布。9. 联系方式招 标 人：吉安市螺滩水电站增效扩容工程项目部地 址：青原区富滩镇联 系 人：田先生电话：139*****302招标代理机构：中康建设管理股份有限公司地址： 吉安市沿江路鹭州园小区联 系 人：肖先生电话：****-*******2013年12月19日第二章投标人须知名称编列内容招标人名称：吉安市螺滩水利水电管理局联系人：田先生电话：139*****302招标代理机构名称：中康建设管理股份有限公司联系人： 肖先生电话：****-******* 项目名称吉安市螺滩水电站改造工程设备采购（合同编号： JALTDZZXKR-JDSB2 ）交货地点江西省吉安市螺滩水电站资金来源国拨、省拨资金和自筹资金出资比例48.28%/48.28%/3.44%资金落实情况已落实招标范围招标金额：Ⅰ标段为调速器系统、励磁系统、电站微机综合自动化监控保护系统、直流系统、电缆；。Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置；121KV户外断路器等；Ⅲ标段为主变压器等，。计划交货时间及投运时间交货时间 2014 年 6 月 1日之前，投运时间 2015年 10 月 1日之前。质量要求符合国家和行业标准及招标文件要求投标人资质要求、能力和信誉资质条件：1、投标人具有国内独立法人资格；且通过ISO9000系列质量体系认证；银行开户许可证（企业基本账户，不含企业分公司或办事处）。营业执照有：相应设备的设计、生产及销售的经营范围。Ⅰ标段：，具有计算机监控系统具有信息产业部颁发的三级及以上计算机信息系统集成资质，发电站或变电站的计算机监控、微机保护及直流系统等综合自动化系统的设计、生产及销售的经营范围。Ⅱ标段；具有国家质量监督检验部门出具的10kV高压开关柜和0.4kV低压开关柜型式试验证书及报告；具有0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）的CCC认证证书；自2010年1月1日以来具有10kV高压开关柜、0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）制造、供应的业绩及建设的案例。Ⅲ标段具有同等级、同型号变压器型式试验报告、产品技术鉴定验收证书、电力变压器鉴定证书。2、只要投标人符合上述相应标段的资质条件要求，则允许同时向多个标段投标（数量不限）。是否接受联合体投标不接受。踏勘现场不组织。投标预备会不召开。分包不允许分包项目：Ⅰ标段微机综合自动化监控保护系统，Ⅱ标段为高压开关柜、低压开关柜、Ⅲ标段为主变压器。其他项目经需方同意可以分包，需方有权对满足技术性能的分包生产厂家进行择优认可。需方同意后也不排除投标方的责任。偏离不允许重大偏离。构成招标文件的其它材料招标人发布的招标文件、澄清文件及修改文件投标人要求澄清招标文件的截止时间2014年1月1日16：00时前，发送至电子邮箱********9@qq.com投标截止时间2014年1月10日 上午9：30时招标文件澄清的时间2014年 1月3日17时（发包人的澄清和修改将在投标截止时间的 7 天）前在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网、吉安市公共资源交易网网上公布，但不指明澄清问题的来源。各投标人应及时关注并查询，因查询不及时造成的后果由各投标人自负。招标人的澄清和修改是招标文件的组成部分。）投标人确认收到招标文件修改的时间构成投标文件的其它材料投标人认为应该提交的其它材料投标有效期自投标截止日起60天投标保证金交纳形式：转帐交纳金额：1标段捌万元，2标段肆万元，3标段贰万元人民币到帐截止时间：2014年1月9日17时00分时前汇出帐户要求：投标人企业基本帐户汇入帐户：执收单位：吉安市公共资源交易中心开户行：吉安农村商业银行股份有限公司金都分理处开户帐号：171*****100*******有关要求说明：汇出时请注明“螺滩水电站工程机电设备保证金”字样；未按要求汇出影响到帐情况查验结果的，由投标人自行负责。近年财务状况的年份要求近三年（2010年度至2012年度）近年完成的类似项目年份要求近五年（2008年1月1日至2012年12月31日）是否允许递交备选投标方案不允许投标文件副本份数1份正本、5份副本和1份电子版（U盘）；电子版本随同投标文件正本一并密封提交，电子版本要求文本文件为word2003文档、报价清单为Excel2003表格。递交投标文件投标截止时间：2014年1月 10 日9：30时投标文件递交至：吉安市公共资源交易中心11楼开标厅4接受投标文件时间为：2014年1月10日8：30时～2014年 月 10 日 9:30时投标文件必须由投标人的法定代表人持法定代表人证书及本人身份证原件（或其委托代理人持法定代表人签署的授权委托书及本人身份证原件）当面递交是否退还投标文件否开标时间和地点开标时间：同投标截止时间开标地点：同递交投标文件地点开标程序详见本招标文件评标委员会的组建评标委员会构成：7人。其中业主代理不超过1人。评标专家确定方式：按有关规定组建履约担保履约担保的形式：保函履约担保的金额：中标价格的10% 需要补充的其他内容类似项目指承担过的国内水利水电工程中，规模或规格与本招标的各标段项目相同或以上的投标时须提供的原件（1）投标人必须在开标时提交资格审查需要的法人证或法人授公委托书、居民身份证、检察院查询告知函等证明材料原件，未提交资格审查需要的原件或提供不全的，将不能通过资格审查。（2）投标人必须提交商务部分需要计分的证明材料原件且须与投标文件一致；未提供原件的或提供的原件与投标文件不一致的，该项不计分。（3）投标人的原件（除开标现场需要查验的原件外）必须密封包装，并在封面上注明投标人名称，包内附投标人提交原件清单表。中标人需缴纳的招标服务费用（1）投标人一旦中标，在签定工程合同前应向招标代理人一次性交清招标代理服务费。招标代理服务费标准，按“国家计委关于印发《招标代理服务收费管理暂行办法》的通知”(计价格［2002］1980号)和“国家发展改革委办公厅关于招标代理服务收费有关问题的通知”(发改办价格［2003］857号)的要求执行。（2）建设工程交易综合服务费按中标金额千分之一计算确定。（3）需缴纳的招标服务费各投标人在投标报价时需考虑，不单独列项。中标候选人公示评标结束后，中标候选人将在吉安市人民政府网、吉安市公共资源交易网公示。工程款付款方式第一次(预)付款：合同生效日期起10天内，买方凭履约担保金凭证及符合国家规定的等额发票一份向卖方支付设备总价的10%。第二次付款：卖方在规定的制造、交货时间内完成合同设备生产，经买方到生产厂家车间实物验收后，买方凭该批设备的清单、经买方书面确认的出厂验收证明等及符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况支付合同总价的40%。第三次(验收)付款：设备运至电站现场，安装完成，交接验收合格后，买方凭符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况支付合同总价的30%。第四次（峻工验收）付款：待有关部门组织峻工验收后，买方凭符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况向卖方支付合同总价的10%。第五次（质保金）付款：待合同设备保证期满且设备缺陷全部处理完毕后，买方凭符合国家规定的等额发票一份，根据资金到位情况向卖方支付合同总价的10%(如有问题，应扣除相应部分)中标后须提交的资料有关分包单位的资料等需要补充的其他资料招标人保留的权力由于不可预见的政策性调整原因，招标人保留以下权力：①修改招标合同的规模和范围；②调整合同的执行工期；③废除或取消项目合同。4、付款方式的调整本招标文件的解释权归属招标人及其委托的招标代理。第三章　设备采购清单序号名　　称型号及规格单位数量备注10kV、6.3kV高压开关柜、0.4kV低压柜、110kV六氟化硫断路器、主变压器中性点设备一6.3kV高压开关柜、低压开关柜、发电电压装置高压柜(一)1#厂房6.3KV高压开关柜1发电机断路器柜KYN28（Z）-10-06面4真空断路器3AS2-12/630A 25KADC220VVBG-12台1伊顿森源或施耐德宝光电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15/10P15，400/5台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台12厂用变断路器柜KYN28（Z）-10-77面2负荷真空开关台1厂用变压器SC10-100/6.3 6.3/0.4kV台1开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体1000*1500*2300台136.3KV PT柜KYN28（Z）-10-41面1电压互感器JSZJK-7.2，6/√3:0.1/√3: 0.1/√30 :1/3台1国产优质高压熔断器XRNP-7.2台3国产优质避雷器HY5WZ-17台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台142B主变低压进线柜KYN28（Z）-10-06面1真空断路器3AS2-12/1250A31.KADC220VVBG-12台1伊顿森源或施耐德宝光电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15/10P15，1250/5台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台1561B、62B近区变低压进线柜KYN28（Z）-10-06面2真空断路器3ASi-12/1250A25KADC220V台1常州森源或同等电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15/10P15，1000/5台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台1(二)1#厂房10KV近区供电开闭锁高压开关柜161B、62B近区变出线柜KYN28（Z）-10-06台2真空断路器3ASi-12/1250A25KA DC 220V台1常州森源或同等电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15/10P15，600/5台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台1210kV馈线柜KYN28（Z）-10-06面6真空断路器3ASi-12/630A25KA DC 220V台1常州森源或同等电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15，200/5台3国产优质零序电流互感器AK-LH-120台1保定安科开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台1310kV母线PT柜KYN28（Z）-10-41台2电压互感器JSZJK-10，10/√3:0.1/√3: 0.1/√30 :1/3台1国产优质高压熔断器XRNP-10台3国产优质避雷器HY5WZ-17台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台1410kV母线分段断路器柜KYN28（Z）-10-41台1真空断路器3ASi-12/1250A25KA DC 220V台1常州森源或同等电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15，600/5台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台1510kV母线分段隔离柜KYN28（Z）-10-06台1开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台1(三)1#厂房低压开关柜1厂用交流电源柜GGD台1双电源自动转换开关SJL Q2-225/200 4F-TS 200A台1国产优质电源智能控制器IPC-03G台1国产优质塑壳断路器SJLM1台柜体800*600*2260台12机旁动力柜GGD屏2刀开关HD13BX-160/31台国产优质塑壳断路器SJLM1台国产优质柜体800*600*2260台1(四)1#厂房发电机6.3kV机压PT高压开关柜1机压PT柜KYN28（Z）-10-50台4电压互感器JSZJK-7.2，6/√3:0.1/√3: 0.1/√30 :1/3台1国产优质高压熔断器XRNP-7.2台3国产优质避雷器HY5WZ-17台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台12发电机机压测频、测压PT柜KYN28（Z）-10-38台4国产优质电压互感器JDZ7-7.2;6/√3:0.1/√3台4国产优质高压熔断器XRNP-7.2台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台13励磁变压器柜KYN28（Z）-10-77台4励磁变压器励磁中标厂家提供台1开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台1(五)2#厂房6.3KV高压开关柜1发电机断路器柜KYN28（Z）-10-06面2真空断路器3AS2-12/630A 25KADC220VVBG-12台1伊顿森源或施耐德宝光电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15/10P15，400/5台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台12厂用变断路器柜KYN28（Z）-10-77面1负荷真空开关台1厂用变压器SC10-100/6.3 6.3/0.4kV台1开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体1000*1500*2300台136.3KV PT柜KYN28（Z）-10-41面1电压互感器JSZJK-7.2，6/√3:0.1/√3: 0.1/√30 :1/3台1国产优质高压熔断器XRNP-7.2台3国产优质避雷器HY5WZ-17台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台141B主变低压进线柜KYN28（Z）-10-06面1真空断路器3AS2-12/1250A31.KADC220VVBG-12台1伊顿森源或施耐德宝光电流互感器LZZBJ-10，0.2s/0.5/10P15/10P15，1000/5台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科过电压保护器AK-GDB1A10-F套1保定安科数字电测仪表PMF633E块1许继智能柜体800*1500*2300台1(六)2#厂房低压开关柜1厂用交流电源柜GGD台1双电源自动转换开关SJL Q2-225/200 4F-TS 200A台1国产优质电源智能控制器IPC-03G台1国产优质塑壳断路器SJLM1台柜体800*600*2260台12机旁动力柜GGD屏1刀开关HD13BX-160/31台国产优质塑壳断路器SJLM1台国产优质柜体800*600*2260台1(七)2#厂房发电机6.3kV机压PT高压开关柜1机压PT柜KYN28（Z）-10-50台2电压互感器JSZJK-7.2，6/√3:0.1/√3: 0.1/√30 :1/3台1国产优质高压熔断器XRNP-7.2台3国产优质避雷器HY5WZ-17台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台12发电机机压测频、测压PT柜KYN28（Z）-10-38台2国产优质电压互感器JDZ7-7.2;6/√3:0.1/√3台4国产优质高压熔断器XRNP-7.2台3国产优质开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台13励磁变压器柜KYN28（Z）-10-77台2励磁变压器励磁中标厂家提供台1开关状态装置AK-KXA套1保定安科柜体800*1500*2300台1(八)110KV户外设备升压站设备1主变压器中性点设备套22断路器LW -126/3150，三相机械联动操作机构：弹簧操作机构爬电比距：≥31mm/kV台2国产优质注：以上报价不包含所提供设备的安装费用四、高、低压开关柜技术条款1.6.3KV开关柜技术要求1.1标准与规范承包人须执行现行国家标准和行业标准。应遵循的主要现行标准如下。下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。GB156-1993《标准电压》GB311.1-1997《高压输变电设备的绝缘配合》GB1408.1-1999《固定绝缘材料工频电气强度的试验方法》GB3309-1989《高压开关设备常温下的机械试验》GB2900.1-1992《电工名词术语 基本名词术语》GB3804—2004《3.6kV～40.5kV高压交流负荷开关》GB7351-1987《局部放电测量》GB/T11022-1999《高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件》GB14808-2001《交流高压接触器》GB16926-1997《交流高压负荷开关—熔断器组合电器》SD/T318-1989《高压开关柜闭锁装置技术条件》DL/T402-1999《交流高压断路器订货技术条件》DL/T486-2000《交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件》DL/T539-1993《户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件》DL/T593-1996《高压开关设备的共用订货技术导则》DL/T404-1997《户内交流高压开关柜订货技术条件》DL /T404－2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》IEC694－1984《交流高压开关和控制设备的通用条款》1.2供货范围详见设备配置清单。1.3主要技术要求1.3.l 开关柜类型及配置情况详见《电气一次主接线图》。厂家投标时应提供相应的单线图并标明开关柜的一次方案编号、柜内各种设备的型号规格、开关柜的外形尺寸。1.3.2 柜内设备带电导体间净距满足《高压配电装置设计技术规范》要求。1.3.3 开关柜必须具有可靠的“五防”功能的闭锁装置，可靠地保障操作人员和设备安全。1.3.4 结构型式：全金属封闭式应选用符合 IEC-298 及 GB3906-91 关于铠装式金属封闭开关设备所定义的型式(即要求各组件分别装在用接地金属隔板隔开的隔室中), 再由逐个这样的柜用螺栓连成一列封闭而又独立的组合。柜内相对地、相间空气间隙必须大于 125㎜, 复合绝缘距离必须大于 3O㎜, 柜内套管、支持绝缘件采用阻燃材料，爬电比距须满足技术参数要求。观察窗应采用机械强度与外壳相近的耐火透明材料制成。1.3.5 母线系统 : 采用铜母线,接合处应有防止电场集中和局部放电的措施。开关柜整个长度延伸方向应有专用接地汇流母线，母线采用铜质，其电流密度在规定的接地故障时，不超过 20OA/㎜2, 截面不小于 100㎜2,能承受的峰值和短时耐受电流不低于额定值的 87% 。 1.3.6 开关柜铭牌标识清晰。内部安装的高压电器组件，如：断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器等，均应具有耐久而清晰的铭牌，铭牌应安装在运行或检修时易于观察的位置。1.3.7 真空断路器或其操作机构应装设操作次数的计数器，电气寿命达到 E2 级。断路器应装设操作闭锁装置，当某种操作会危及断路器的安全时，应对其操作予以闭锁。跳闸闭锁应可防止断路器在不允许跳闸的情况下进行跳闸操作。合闸闭锁应能防止断路器在不能安全地进行一个完整的合分或自由脱扣操作时进行合闸操作。1.3.8 断路器应能在 80%-110% 额定操作电压范围内能可靠合闸：在 65%-110% 额定操作电压的范围内应可靠分闸，电压低于 30% 额定操作电压禁止分闸。1.3.9 操作机构的控制、联动、信号电路及原件应能承受工频试验电压 2kV/min 。 1.3.10 开关柜具有与操作机构配套的二次回路，可通过切换实现远方 / 就地分合断路器的操作。1.3.11 开关柜二次回路熔断器要求采用有熔断指示的熔断器。1.3.12 开关柜内端子要求使用防尘阻燃型产品，电流、电压回路要求使用试验型端子。用于外部联接端子包括备用端子都是线夹式的，并预留 15% 备用端子。1.3.13 分、合闸端子之间、控制电源正、负极之间、分合闸回路与电源正负极之间必须隔开至少一个端子。1.3.14CT 、PT 的二次绕组的所有首端、末端要求引出至端子排。1.3.15 所有二次部分的控制、保护用的电线必须使用阻燃电线，电缆必须使用阻燃、屏蔽电缆。 CT( 采用 0.5 级 )、PT 的二次接线电缆截面为铜芯 2.5 平方毫米，控制电缆截面为铜芯 1.5 平方毫米；计量二次接线均为 4 平方毫米单芯铜线。1.3.16 柜内应装设抽屉式照明灯，并装设照明灯的控制开关。1.3.17 交、直流回路不能共用一条电缆。1.3.18 每一回路的控制电缆必须保留至少 1 条备用芯。1.3.19 高压开关柜的电力电缆隔室要求采用后进线方式，必须有安装电缆头的指定位置，且应有固定电缆的器具及支撑件：电缆头的安装位置及连接方式必须考虑检修、试验时便于拆线及接线。1.3.20 柜后下侧电缆室门加强制电磁锁，有电时不能打开。1.3.21 电力电缆隔室与电缆沟连接处应设防止小动物进入的措施。1.3.22 馈线开关柜内避雷器安装在电缆室，并应考虑平时预防性试验或检修时拆卸方便。1.3.23 开关柜所有能够开启的柜门要求用铜编织带接地。1.3.24 所有高压开关柜应装设手动紧急分合闸按钮和分合闸指示器，且便于紧急情况下操作。1.3.25 断路器、刀闸的辅助接点常开、常闭接点至少保留各三对。其中分段母联柜的断路器辅助接点常开、常闭接点至少保留各四对。1.3.26 开关柜内相同部件、易损件和备品备件应具有互换性。1.3.27柜体要求：柜体外壳使用 2.5㎜的钢板 , 其柜内、外表面颜色及柜体的尺寸应按设计图纸的要求生产。操作面板应有一次结线图和操作顺序说明，说明包含停电操作和送电操作，标题用 2 号字 , 正文用小 3 号 , 贴或印于操作孔左侧。1.3.28 各种信号灯、指示灯必须采用新型节能灯 ( 不含氖灯 ) 。如 : 半导体发光管。 1.3.29 自动化要求 : 所选用开关应按手动、电动要求配置。预留遥控、遥信、遥测接口 , 以适应远方监控需要。1.4主要技术参数1.4.1系统参数：（1）额定电压（即最高电压）：7.2kV（2）额定频率：50Hz（3）额定短路持续时间为4s（4）短路开断电流：同4S热稳定电流。（5）短路开关合电流（峰值）：同额定动稳定电流峰值。1.4.2开关柜设备技术参数表1.4-1开关柜技术数据序号名称单位技术要求1额定电压UnkV6.62额定工作电压kV7.23额定频率Hz504额定电流A630，12505额定短路开断电流KA20，31.56额定短时耐受电流(4s)KA20，31.57额定峰值耐受电流KA50，808额定短路关合电流(峰值)KA50，80额定短路持续时间S4防护等级IP2X操作方式电磁式、弹簧储能式外形尺寸（宽*深*高）mm1100*1200*2650表1.4-2断路器技术参数1型式/型号真空2断口数个13额定电压KV7.24额定频率Hz505额定电流A6301250[1]6主回路电阻Ω制造厂提供7温升试验1.1倍额定电流8额定工频1min耐受电压断口KV48对地、相间（峰值）42额定雷电冲击耐受电压峰值（1.250μs）断口KV85对地、相间（峰值）759额定短路开断电流交流分量有效值KA 2031.5[1]时间常数Ms45开断次数次≥30首相开断系数1.510额定短路关合电流KA508011额定短时耐受电流及持续时间KA/s20/431.5/412额定峰值耐受电流KA508013开断时间ms制造厂提供14合分时间ms制造厂提供15分闸时间ms≤6016合闸时间ms≤8017重合闸无电流间隙时间ms30018三相分闸不同期性ms≤219三相合闸不同期性ms≤220机械稳定性次≥1000021额定操作顺序0-0.3s-C0-180s-C022辅助和控制回路短时工频耐受电压KV223容性电流开合能力开合电流A开断能力达到C2标准24操动机构形式或型号弹簧操作方式三相机械联动，电动电动机电压VAC220/380或DC220合闸操作电源额定操作电压VDC220操作电压允许范围85%～110%额定电源电压内可靠动作，30%额定电源电压不得动作每相线圈数量只1每只线圈涌流A制造厂提供每只线圈稳态电流ADC220V，2.5A分闸操作电源额定操作电压VDC220操作电压允许范围65%～110%额定电源电压内可靠动作，30%额定电源电压不得动作每相线圈数量只1每只线圈涌电流A制造厂提供每只线圈稳态电流ADC220V，2.5A备用辅助接点数量对6开断能力DC220V，2.5A检修周期年制造厂建议弹簧机构储能时间S≤20表1.4-3接地开关技术参数1额定短时耐受电流及持续时间KA/s20/431.5/42额定峰值耐受电流KA50803操动机构手动4备用辅助接点数量对6开断能力DC220V，2.5表1.4-4电流互感器技术参数1型式/型号干式2绕组类型1（主变进线柜为该绕组2组）额定电流比A主变、母联：400-1250/5 其它：100-600/5 额定负荷VA15准确级10P20绕组类型2额定电流比A主变、母联：400-1250/5其它：100-600/5 额定负荷VA15准确级0.5绕组类型3额定电流比A主变、母联：400-1250/5其它：100-600/5 额定负荷VA15准确级0.2S3执稳定电流KA/s20/431.5/44动稳定电流KA5080表1.4-5电压互感器技术参数1型式/型号三相五柱抗谐振2额定电压比KV6/ :0.1/ :0.1/33准确级0.2/0.5/3P4容量VA50/50/1005接线组别Yn,y,d6三相不平衡度开口三角绕组不大于1V7低压绕组1min工频耐压KV28额定电压因数1.2倍连续；1.9倍8h表1.4-6避雷器技术参数1外套复合2额定电压KV173标称放电电流（8/20μs）KA54持续运行电压KV13．65陡波冲击电流下残压峰值（5KA，1/3μs）KV≤51.8（峰值）6雷电冲击电流下残压峰值（5KA，8/20μs）KV≤45（峰值）7操作冲击电流下残压峰值（250A，30/60μs）KV≤38.3（峰值）8直流1mA参考电压KV≥24（峰值）1.5 零配件要求供方应对开关柜的零配件质量向需方负责，并注明主要零配件 ( 断路器、隔离开关、接地开关、 PT 用熔断器、带电指示器、避雷器 (YH5WZ-17/45) PT 、 CT 、发热管等的生产厂家、型号、型式试验报告等，并提供相应的出厂和验收证明。20.4KV低压开关柜技术要求2.1标准与规范承包人须执行现行国家标准和行业标准。应遵循的主要现行标准如下。下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。GB1497-1985 低压电器基本标准GB998-1982低压电器基本试验方法GB7251.1-1997 低压成套开关设备和控制设备IEC439-1低压成套开关设备和控制设备ZBK36001低压抽出成套开关设备DL/T 720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 5136-2001　火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5147-2001　电力系统安全自动装置设计技术规定GB7621-81 电气设备额定电流 GB/T2682-1981 低压成套装置中的指示灯和按钮颜色GB/T2681-1981 低压成套装置中的导线颜色GB/50054-95 低压配电设计规范2.2供货范围详见设备配置清单。2.3主要技术要求0.4kV开关柜参数一览表序号参数名称单位典型参数说明一开关柜共用参数1额定电压Ue kV0.382额定频率Hz503二次回路1min工频耐受电压（有效值）kV241min工频耐受电压（有效值）对地、相间kV35防护等级不低于IP206污染等级37噪声水平（夜间）dB≤508柜架结构垂直地面安装自撑式结构、由能承受相应的机械应力、电气应力及热应力的材料构成，此材料经防腐蚀处理。成套设备中电气元件和电路的布置应便于操作和维修，同时要保护必要的安全等级。9外形尺寸（高×宽×深）mm2260×600(800、1000)×600(800、1000)二、双电源自动转换断路器1型号DPT、ATNS、ASCO、VITZRO（或等同）2级数43额定电压Ue0.384额定电流A2255额定短时耐受电流以最小值Icw1s≥20KA6分断容量kA≥207分断时间s分≤0.06合≤0.258辅助开关AC2205A三塑壳型断路器零飞弧1型号参见货物需求一览表2型式（固定式）参见货物需求一览表3级数3或44额定电压UekV0.385壳架等级额定电流A参见货物需求一览表6额定电流InA100～25007额定极限短路分断能力IcukA/8额定运行短路分断能力IcsIcs=Icu%%/9额定短路接通能力IcmkAIcm应不小于n×Icu短路分断能力IKA（有效值）cosфn20＜Icu≤500.252.110过电流脱扣器额定电流（包括瞬时、定时限、反时限过电流脱扣器）A瞬时或定时限过电流脱扣器在达到电流整定值动作，具有电流整定脱扣器电流值的±10%的准确度；反时限脱扣器在约定时间2h内，1.05倍整定电流为约定不脱扣电流，约定时间结束后，达到1.3倍整定电流即达到约定脱扣电流，断路器脱扣11约定封闭发热电流I theA制造厂提供（若I the≠In）2.4功能要求2.4.1 闭锁功能采用自动转换开关ATS(DPT、ATNS或等同于)，开关本体带机械闭锁功能，同时智能模块还带有电气闭锁，确保任何情况下，两路电源不至于碰撞。手动断开电源时，自动转换开关闭锁转换。2.4.2 互投功能　主供电源（I）失电，备用电源（II）自动投入，保证不间断供电。　另外，用户可自主改变主供电源和备用电源，同时具备远方遥控投切功能。2.4.3 自恢复功能主供电源（I）消失后又恢复，系统自动恢复主供电源（I）供电。2.4.4 支持6种运行模式（1） 固定电源一，始终由#1电源供电；（2） 固定电源二，始终由#2电源供电；（3） 自动电源一，#1电源主供，#2电源备用；（4） 自动电源二，#2电源主供，#1电源备用；（5） 停止供电。（6） 自动切换，无主备关系。2.5结构要求2.5.1 柜内断路器选用优质产品，具有维护量小、分断能力强、寿命长、零飞弧能力的断路器。2.5.2 母线材质为铜质；裸露部分用热缩套管包扎进行绝缘处理，且不应影响散热，母线采用螺栓紧固的上开式CMJ型高强度、阻燃型热缩母线夹固定。2.5.3 中性接地母线:采用硬铜排贯通水平中性接地线。2.5.4 各馈线负荷开关应布置合理，保证维修和施工方便快捷，安全可靠；手柄操作具有明显的分、合的位置，并带有合闸指示灯。2.5.5塑壳负荷开关采用固定式开关时，应带有可靠的机械联锁装置，在合闸的状态拔出的一瞬间会自动将断路器分闸，具有可靠的安全性。手柄控制具有明显的分、合的位置，并有带电指示灯。2.5.6塑壳负荷开关的操作手柄应灵活，不会出现卡死，操作力过大等现象，且适合长时间运行。2.5.7主要电器的主辅触头的通断应可靠、准确。2.6柜体要求2.6.1颜色：技术协议中定。2.6.2负荷出线模块化，标准化，扩充方便，标识清晰。2.6.3屏体结构电缆进出线接线、设备检修等方面方便、安全。2.7接地要求2.7.1 每个低压柜的壳体应互连并可靠接地，接地回路应满足短路电流的动、热稳定要求。外壳应接地。凡不属于主回路或辅助回路的预定要接地的所有金属部分都应接地。外守则、框架等的相互电气连接宜用紧固连接，以保证电气上连通，接地点应标以接地符号。2.7.2 接地点的接触面和接地连线的截面积应能安全地通过故障接地电流。2.8安装基础低压开关柜底座建议采用焊接固定在水平预埋10#槽钢基础上，也可采用地脚螺栓固定。低压开关柜底座必须能够适应土建施工误差要求。注：附各子项目报价清单。2、 110KV高压电气设备技术要求2.1 标准规范合同文件特别声明外，在设备的设计、制造、检验、出厂试验、包装和运输以及工地现场试验中必须符合并遵守（但不限于）以下标准和规程。应优先采用中华人民共和国国家标准和原电力部等部颁标准，选用的标准应是最新版本，若这些标准内容有矛盾，而合同中又未明确规定时，以最新国家标准为准。若国内标准缺项或不完善时，可参考选用相应的国际标准或其它国家标准。但承包方选用本技术规范以外的标准时，须提交发包方审查批准。《标准电压》（GB156）《高压输变电设备的绝缘配合》（GB311.1）《交流高压电器在长期工作时的发热》（GB763）《交流高压断路器》（GB1984）《交流高压电器动热稳定试验方法》（GB2706）《高压套管技术条件》（GB4109）《变压器、高压电器和套管的接线端子》（GB5273）《72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备》（GB7674）《六氟化硫气体设备中气体管理和检测导则》（GB/T8905）《高压开关设备通用技术条件》（GB11022）《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》（GB11023）《工业六氟化硫》（GB12022）《高压开关设备地震性能试验》（GB/T13504）《气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则》（DL/T555）《高压开关设备的共用订货技术导则》（DL/T593）《高电压试验技术》（GB311.2～6）《交流高压隔离开关和接地开关》（GB1985）《气体绝缘金属封闭开关设备技术条件》（DL/T617）《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》（DL/T 618）《包装、储运指示标志》（GB191）《外壳防护等级（IP代码）》（GB4208）《局部放电测量》（GB7354）《电压互感器》（GB1207）《电流互感器》（GB1208） 《互感器局部放电测量》（GB5583）2.2供货范围详见设备配置清单2.3 主要技术要求2.3.1断路器（1）型式 户外，单压式SF6气体灭弧，垂直安装、单断口（2）额定电压126kV（3）额定电流1250A（4）额定频率50Hz（5）极数3（6）额定雷电冲击耐受电压(1.2 / 50?S)：相对地(峰值) 550kV相间(峰值) 550kV断口间(峰值) 650kV（7）额定1min工频耐受电压：相对地(有效值)230kV相间(峰值) 230kV断口间(有效值)265kV（8）额定短时耐受电流(有效值)40kA/4s（9）额定峰值耐受电流(峰值)100kA（10）额定开断电流40kA（11）近区故障开断能力：型式试验要求波阻抗 450Ω电流 90％×40kA（12）额定失步开断电流25％×40kA（13）额定短路关合电流(峰值）100kA（14）额定短路开断能力首相开断系数 1.5交流分量有效值 40kA直流分量 50％（15）额定线路充电开断电流31.5A （16）额定连续开断次数20次（40kA）（17）额定操作顺序分-0.3s-合分-180s-合分（18）合分时间全分闸时间 ≤50ms固有分闸时间 ≤30ms合闸时间 ≤120ms分闸不同期性(相间) ≤3ms合闸不同期性(相间) ≤4ms（19）开断小电感电流时过电压≤2×121/?3kV（20）小电感电流开断电流值 0.5～12A过电压倍数 ＜2.5施加电压 1.0倍最高工作电压（21）过电压倍数2.0（22）暂态恢复电压特性（见下表）短路水平振幅系数暂态恢复电压上升率(RRRV)kV/μs100%1.42.060%1.53.030%1.55.010%1.77.0（23）机械寿命：可靠性试验5000次；连续操作3000次不进行机械调整，不检修不更换零件。3.3.2 断路器操作机构（1）型式电动弹簧操作机构（2）操作方式三相机械联动（3）辅助回路辅助回路应能长期承受10A直流电流，温升不超过GB763规定值。控制箱内设一个切换开关，确定远方或就地操作，配备一个现场试验开关，并配备照明灯。分闸回路数2合闸回路数1（1）垂直静载荷kN（由承包方填写）（2）垂直动载荷kN（由承包方填写）（3）水平动载荷kN（由承包方填写）（4）常开、常闭接点12常开，12常闭（每台断路器）（5）接点容量DC220V，5A操作机构应满足现地和远方操作要求具备三相联动和自动重合闸功能。每个断路器应有一个合闸线圈和两个独立的跳闸线圈。操作电压在80～110％Un范围内，应保证可靠合闸，在65～110％Un范围内，应保证可靠分闸，在≤30％Un时，保证断路器不动作。断路器合分位置应在现场有明显机械指示。并有动作次数记录和分闸位置监视继电器。操作机构本身应具有完善，防跳、防非全相合闸和保证金属短接时间的性能，并有压力报警装置和闭锁装置。断路器及操作机构应配有足够的常开、常闭触点，接点容量应能开断5A的直流。3、承包单位与发包单位的设计联络会议 第一次设计联络会议于合同生效后60天在承包单位所在地举行。会议时间3天，发包单位代表8人参加。发包单位人员去承包单位参加设计联络会的往返机票、交通、住宿、伙食费用和会议费用等均包括在报价中并单独列出。第一次设计联络会上确定以后设联会的召开时间、地点和内容。主要讨论变压器结构、布置及技术参数以及主变压器高低压侧出线套管与母线的连接配合，并确定设计、制造、试验、安装进度和其他事项。每次设计联络会议承包单位都要做好记录，包括讨论的项目和得出的结论。在双方代表确认并签字后分发给所有与会者。这些纪要与合同有相同的效力。对安装指导的协调（1） 承包单位应为所有供应的设备提供规范的安装说明书及图纸。承包单位还应对所供的设备的安装和起动运行提供技术指导。（2）发包单位将协调安装与培训人员服务进度安排，并至少提前30天通知承包单位所需要的这些服务。承包单位应与发包单位协作以便最好地符合安装与试验进度，并在需要的时候，提供最合适的现场安装指导人员。（3） 承包单位提供的安装方法应充分考虑现场条件，保证安装承包商能顺利地进行安装，并协助安装承包商实施安装计划。监造承包单位在合同设备的设计、制造和工厂试验、目睹验收试验直至发货期间，发包单位将派出驻厂工程师2人进行合同设备设计制造和工厂试验的全过程的监造工作，承包单位应配合工程师的工作和提供工作的方便条件。承包单位应向工程师提供合同设备的生产进度计划表，质量保证体系和经发包单位审查过的设备生产图纸和安装维护使用说明书等合同文件。承包单位在合同实施过程中涉及合同设备和/或分包方的局部变更，材料试验报告，中间验收检验和中间验收报告等，均应报工程师确认和决定。工程师的监造工作，不能丝毫免除承包单位对合同设备的义务和责任。第五章 评标办法一、评标原则以公平、公正、科学，择优选择为原则。本项目采用综合评估法。二、评标委员会的组建评标采取评标委员会负责制。评标委员会由7名相关技术类评标专家组成，其中业主代表最多一名，评标专家按照《江西省水利工程建设项目招标投标管理暂行办法》（赣水建管〔2010〕236号）随机抽取。评标委员会设主任委员1名，由评标委员会推荐产生。评标委员分技术商务组和报价组，技术商务组由5名相关技术类专业人员组成，报价组由2名经济类专业人员组成。三、评审程序1、评标委员会对每一投标人的资格条件进行审查，并对通过资格审查的投标人的投标文件进行详细评审，未通过资格审查的投标人的投标文件将被否决。2、技术商务组评委根据本评标办法对投标人投标文件的技术商务部分逐项打分累计汇总，去掉一个最高分，去掉一个最低分，平均后为投标人的技术商务部分得分；评标委员会对投标人的投标报价进行复核，并根据本评标办法计算投标人的投标报价得分；技术商务部分得分与投标报价得分之和为投标人的最终得分。3、评标委员会提交的评标报告按最终得分由高到低顺序推荐不超过3名中标候选人。综合评分相等时，以投标唱标价低的优先；投标唱标价也相等的，由商务部分得分高的优先，确定最终的中标候选人排序顺位。四、资格审查1、营业执照；2、法定代表人证书或其授权委托书及相应本人身份证；3、ISO9000系统质量体系认证证书；4、国家质量监督检验部门出具的10kV高压开关柜和0.4kV低压开关柜型式试验证书及报告； 0.4kV低压开关柜（配电屏、箱）的CCC认证证书；5、银行开户许可证（企业基本账户，不含企业分公司或办事处）；6、投标保证金凭证（应从企业基本账户转账）；上述证件、证书及证明材料均须提供原件（并符合招标文件要求），否则视为资格审查不合格。资格审查不合格的按废标处理，其投标文件将不予受理。五、有关说明1、在评标过程中，如发现投标人以他人的名义投标、串通投标、以行贿手段谋取中标或者以其他弄虚作假方式投标的，经评标委员会确认，该投标人的投标作废标处理。2、评标委员会对通过资格审查的所有投标文件，审查是否对招标文件提出的实质性要求和条件做出响应。未能在实质上响应的投标，经评标委员会确认，作废标处理，并在评标报告中做出说明。3、投标文件有下列情形之一的，为未能对招标文件做出实质性响应：(1)没有按照招标文件要求提供投标保证金或所提供的投标保证金有瑕疵的；(2)投标文件未按招标文件格式要求签字或加盖公章的；(3)投标文件字迹模糊导致无法确认投标价格、关键技术方案、关键工期、关键工程质量安全保证措施；(4)投标文件载明的招标项目完成期限超过招标文件规定期限或投标文件承诺的质量等级低于招标文件规定要求（或未能在实质上响应的）；(5)投标文件附有招标人不能接受的条件的；(6)不符合招标文件中规定的其他实质性要求或违反国家有关规定的。4、细微偏差是指投标文件在实质上响应招标文件要求，但在个别地方存在漏项或者提供了不完整的技术信息和数据等情况，并且补正这些遗漏或者不完整不会对其他投标人造成不公平的结果。细微偏差不影响投标文件的有效性，评标委员会可以书面要求存在细微偏差的投标人在评标结束前予以补正。六、评分标准综合评估法评分标准采用百分制，其中：投标报价部分60分，技术部分20分，商务部分20分。（一）投标报价部分（60分）1、投标人的已标价工程量清单所列项目必须全部进行报价，否则认为该项报价已含在其它项目中。2、本次招标控制价A值为：人民币 贰佰叁拾 （万元 ） 。3、有效报价和无效报价：有效投标报价是指开标时公布的、范围在0.85A～0.98A（含界限数）内的各投标报价，超出该范围的投标报价为无效报价；各投标人的投标报价（含分项报价）均保留至个位（四舍五入）。4、评标基准价的确定评标价C=(αA βB-G)×K G。其中：（1）α为招标控制价比重系数，β为投标人有效报价平均值比重系数，α β=1, α为0.5～0.9之间的5个数之一（以0.1为步距递增），由招标人代表在开标现场抽取α值。（2）A为招标人编制的招标控制价。（3）B为开标现场公布的所有有效投标报价的平均值，不进入B值计算的情形：①开标现场确定的废标或无效标；②高于招标文件设定的最高投标限价的；③未通过资格审查的；④未按照招标文件要求提供投标保证金或所提供的投标保证金有瑕疵的；⑤低于招标控制价85%的[G值不参加调整，【（A-G）×85% G】。（4）G为固定报价、暂定金额、暂列金额和备用金总和。（5）K为合理低价期望值，为0.960、0.965、0.970、0.975、0.98五个数之一，在开标现场由招标人代表随机抽取投标人代表，再由该投标人代表随机抽取相应的K值。4.投标报价分值的计算（1）投标报价与评标价之比等于1时，该报价得分为60分。（2）投标报价与评标价之比大于1时，每高1%扣3分，直到扣完该报价得分为止。（3）投标报价与评标价之比小于1时，每低1%扣1分，直到扣完该报价得分为止。（4）报价计算采用直线内插法并精确到小数点后两位（四舍五入）。报价组应对符合评审条件的投标人的每一投标文件的已标价工程量清单逐一复核。若投标人投标报价与评审委员会复核的报价不一致时，以投标人的复核报价计算其投标报价得分。复核报价与投标报价之差除以投标报价的绝对值，按每误差1%扣除投标人报价部分分值3分（采用直线内插法并精确到小数点后两位）。若按投标人复核报价计算的报价得分高于按开标时公布的投标报价计算的报价得分时，则取两者最小值为投标人报价得分。（适用于非电子招标项目）5.固定报价、暂定金额、暂列金额和备用金不允许调整。 投标人的招标控制价中的每项固定报价、暂定金额、暂列金额和备用金不允许调整，否则按每误差1%扣除投标人报价部分分值3分（采用直线内插法并精确到小数点后两位），并按招标文件中相对应的金额恢复，且按恢复后的金额进入复核报价。6.投标文件中的大写金额与小写金额应一致，不一致的以大写金额为准；总价金额与单价和工程量乘积之和不一致的以单价金额为准（但单价金额小数点有明显错误的除外）；投标单价必须取小数点后两位（四舍五入）进入工程量清单中进行计算。7.投标人提供的已标价的工程量清单与招标文件提供的工程量清单有范围或数量上的实质性改变，认定为废标，但该投标人报价进入B值计算。（二）技术部分（20分）满足以下要求并无重大技术性错误最低总评分不能低于12分。1、设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件配置满足或优于招标文件要求，评分0～4分。2、所有投标项目的质量保证计划措施是否完善、合理、可靠，评分0～3分。3、备品备件和专用工具配置满足或优于招标文件及相关标准，评分0～2分。4、全过程安全、质量保证体系是否健全完善、措施是否具体可行、制度是否落实，评分0～2分。5、满足交货时间安排的生产计划（包括材料采购计划、资金计划和生产进度计划等）是否合理可行，评分0～2分。6、技术服务（安装、调试、需方人员培训等）的内容、方式及派遣技术人员的专业水平、能力满足或优于招标文件及现场要求，评分0～2分。7、售后服务及优惠条件0～5分。（三）商务部分（20分）1、类似工程经验（9分）在近 5年（2008年1月1日至20012年12月31日，以合同签订时间为准）内有类似工程业绩（类似工程见投标人须知表）。每个工程得0.5分，最多得9分。需同时提供中标通知书（或施工合同）及完工（投入使用或竣工）验收材料。2、企业注册资金（4分）企业注册资金在5000万元以上得2.0分，企业注册资金在6000万以上得3.0分，企业注册资金在7000万元以上得4.0分。（以上所指金额均含本数）3、企业银行信用等级（3分）具有AAA 级企业银行信用等级证书（必须提证书原件）得3 分，具有AA 级企业银行信用等级证书得2 分,具有A 级企业银行信用等级证书得 1 分。4、企业经营状况（3分）投标人应提供近3年（2010年、2011年、2012年）的由会计师事务所出具的年度财务审计报告（必须提供证书原件），一年盈利的得1分，两年盈利的得2分，三年盈利的得3分；5、投标文件资料质量（1分）七、中标人的确定招标人将根据评标委员会推荐的中标候选人名单，公示后。无特殊情况时，排名第一的中标候选人将被确定为中标人。排名第一的中标候选人放弃中标或因不可抗力提出不能履行合同，或者招标文件规定应当提交履约保证金而在规定的期限内未能提交的，招标人可以确定排名第二的中标候选人为中标人。排名第二的中标候选人因上述规定的同样原因不能签订合同的，招标人可以确定排名第三的中标候选人为中标人。评标全过程由 市发改委、水招办，、监察局进行监督。八、其他1、招标文件中凡与本评标办法不一致的或相抵触的，以本评标办法为准。2、在中标公示期间招标人将会同监管部门依照招标文件要求对投标人进行全面考察（含实地考察），如发现预中标人存在弄虚作假骗取中标资格的，将取消其中标资格，没收投标保证金，通报相关部门按规定处理。并对预中标排序第二的投标人进行考察。以此类推。3、中标人无故放弃中标或不履行合同的，没收其投标保证金，通报相关部门按规定处理。并保留追究该投标人由此给招标人造成损失的赔偿权利。第七章 投标文件格式7.1 投标函（格式）吉安市螺滩电站：按照吉安市螺滩水电站改造工程设备采购的招标公告，本文件签署人 (全称和职务)（受正式委托），兹以投标人的名义并代表 (投标人的名称)递交投标文件的一份正本、五份副本和1份电子版（U盘）给贵方。本文件签署人特以本函在此声明并同意：(1) 按规定为吉安市螺滩水电站改造工程所提供的设备供应、安装调试等如所附报价表中所列。吉安市螺滩水电站改造工程设备改造总报价为人民币： 元，大写： 元。(2) 我公司(投标人)已详细阅读全部招标文件，包括修改文件以及其它全部资料和有关附件。我公司(投标人)完全清楚应放弃提出一切存有含糊不清或误解的权利。(3) 本投标有效期为自规定的递交投标文件截止日起90天内有效。(4) 在投标截止日期后，我公司(投标人)在投标有效期内撤回投标，或在中标通知书规定的期限内未提交履约担保，或在中标通知书规定的期限内未能与买方签订合同，其投标保证金同意被贵单位没收。(5) 我公司(投标人)同意提供由招标人可能要求的与投标有关的一切资料或数据。(6) 我公司(投标人)将按招标文件的规定履行合同责任和义务。(7) 我公司(投标人)已详细审查全部投标文件，包括修改文件以及全部参考资料和有关附件。我公司(投标人)在此承诺所提交一切文件的真实性与准确性。如经招标人审查发现我公司(投标人)所提交资料的真实性和准确性与事实不符，我公司(投标人)无条件接受招标人对此所作出的任何处理，也不要求招标人对此作出任何解释。(8) 如果我公司(投标人)的技术、财务状况或履行合同的能力，在投标有效期内发生了变化，我公司(投标人)承诺将此情况告知招标人，并理解招标人有权更改原先资格评审时所作出的决定。(9) 所有有关本投标文件的正式通信应函送（或传真）我公司，联系方式如下∶投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年 月 日7.2 法定代表人身份证明或附有法定代表人身份证明的授权委托书7.2.1法定代表人身份证明（格式）投标人名称： 单位性质：地址： 成立时间： 年月日经营期限：姓名： 性别：年龄： 身份证号码：职务： 系 （投标人名称）的法定代表人。特此证明。投 标 人：（盖单位章） 年 月日7.2.2授权委托书（格式）本人（姓名）系 （投标人名称）的法定代表人，现委托 （姓名）为我方代理人。代理人根据授权，以我方名义签署、澄清、递交、撤回、修改吉安市螺滩水电站改造工程设备采购（合同编号： ）投标文件、签订合同和处理有关事宜，其法律后果由我方承担。委托期限： 。 代理人无转委托权。 附：法定代表人身份证明投 标 人： （盖单位章） 法定代表人：（签字）身份证号码： 委托代理人：（签字）身份证号码：年月日注：有授权委托时，需要此文件。7.3投标保证金（格式）（附投标保证金银行汇款票据复印件，经开标现场核实保证金到帐情况后确认。） 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.4投标报价表 7.4.1报价说明(1)报价表中所有价格以人民币元报价，精确到个位，四舍五入。(2)设备报价应包含合同有效期内所有设备的设计、制造、运杂、调试、培训、验收、设计联络及技术服务等设备投运前工作内容所发生的直接费、间接费、利润、税、费、风险以及办理特种设备检验合格证书、或使用许可证等所有的费用、业主对投标企业的现场考察费、监造费。设备总报价为固定不变价。现场设备安装、旧设备拆除费用按设备款的10%计算报价，包含在投标总报价中。(3)报价还包含了设备清单中未列到的、以及本合同技术条款成套供货设备应有的元器件、附属件（含图纸、产品说明、试验资料等）及备品备件、专用工具费用。对于属于整套设备运行和施工所需要的部件，即使本招标文件未列出或数量不足，卖方仍在执行的同时，无条件补充和满足。(4)设备交货地点为吉安市螺滩水电站改造工程现场需方指定地点。(5)若供方认为需国外进口的部件，按进口价折算成人民币计入报价。上述进口件的报价已考虑了作为合同设备的组成部分，供方因对外采购、进口的所有税费、运保费，负责技术接口正确、质量控制和履行合同的一切责任和风险等所需的费用已包括在设备报价中。(6)若供方提供的设备需境外培训或验收，应单独报出境外培训或验收的工作日数、人数、地点及费用，且费用应含在设备报价中。(7)旧设备的拆除及新设备安装必须具有水利水电工程施工总承包贰级资质，安装单位的确定必须经过业主同意。其他项目的分包在所列3家制造厂商中选择其中的一家，如果中标单位有生产、制造相同的产品且质量等同，经业主同意可以不分包。合同价格不作调整。在招标文件中未作要求的应选择国内知名品牌产品制造商。(8)按规定或标准要求的备品备件计入总价，投标人推荐的备品备件不计入总价，投标人推荐的备品备件需方可根据需要选择购买。(9)运杂费是指设备出厂验收后，由供方负责运送吉安市螺滩水电站改造工程现场指定地点交货过程中发生的一切费用，包括按合同要求的设备包装费、运输费、装卸费、各种杂费、保管费和保险费等一切费用。(10)尽可能详细地列出设备价格分项表，每一不同序号、名称的设备均须分项报价，再逐项累计。7.4.2投标报价表（格式）投标人应按第三章设备采购清单的格式及要求逐项填报投标报价表，每一不同序号、名称的设备均须分项报价，再逐项累计。投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5技术审查资料7.5.1说明投标人编制技术文件时应采用文字并结合图标形式说明拟提供的主要设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件和备品备件、专用工具配置；全过程安全、质量保证及交货安装调试投运时间和技术、售后服务内容、方式；应包括拟提供分包项目（如果有）的质量保证计划措施；设备技术条款的偏差。供货标准和方案内容包括但不限于：1、拟提供设备所采用的技术标准；2、设备性能；3、检验和验收方案；4、交货、接线方案；5、拟提供的现场服务计划5.1拟提供的现场服务技术人员5.2与需方的联络会5.3设备安装、调试现场技术配合5.4对需方人员的技术培训 5.5保修期内的维修服务6、投标人认为有必要提供的其他资料7.5.2主要设备技术参数、性能指标及主要材料、元器件配置投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.3备品备件、专用工具配置（按规定及标准要求配置的和投标方推荐的分开列表，）投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.4全过程安全、质量保证体系投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.5交货时间、安装及调试投运时间 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.6技术服务内容、方式及派遣技术人员的专业水平、能力投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.7售后服务计划措施、设备质量保证及免费维修期投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.8分包项目（如果有）情况及其质量保证计划措施投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.5.9差异表投标人要将投标文件和招标文件的差异之处汇集成表。未在差异表中列出的视为响应招标书。差异表序号招标文件投标文件条目简要内容条目简要内容投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6商务审查资料7.6.1投标人概况、企业资质及企业注册资金1. 投标人名称及其他：公司法定名称 法定代表人电话传真 联系人 职务 2. 公司组织：A．组织机构B．企业性质C．管理人员：总裁（或董事长）：____________________________________ 总经理：__________________________________________财务经理：__________________________________________本项目经理：__________________________________________本项目技术负责人：_______________________________________3. 公司建立或合营的业务(日期和地点)： 4. 目前经营方式起始于： 5. 通常分包给其他承包商的工作：6. 营业执照范围： 7. 企业资质： 8. 企业注册资金： 投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6.2近年完成的类似项目情况表1.工程概况A.工程名称：B.工程地址：C.供方所承担的项目：D.在项目承包中的身份、名称：主包商（），主要分包商及设备（ ）。E.承包项目的合同金额和资金来源：金额 （人民币），资金来源 。F.开始日期：G.完成时间：H.业主名称：I.地址：2.主要工程概况介绍A.总装机容量及单机容量：B.主要设备参数：C.其他性能参数：投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日 7.6.3正在实施和新承接的类似项目情况表1.工程概况A.工程名称：B.工程地址：C.供方所承担的项目：D.在项目承包中的身份、名称：主包商（），主要分包商及设备（ ）。E.承包项目的合同金额和资金来源：金额 （人民币），资金来源 。F.开始日期：G.完成时间：H.业主名称：I.地址：2.主要工程概况介绍A.总装机容量及单机容量：B.主要设备参数：C.其他性能参数：投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6.4投标人财务资料和最近三年有关经营的资料序号项 目2010年2011年2012年备注1固定资产2流动资产3长期负债4流动负债5所有者权益6年销售收入7净资产8利润总额9资产负债率10流动比率11速动比率12销售利润率13银行存款附：最近三年审计通过的资产负债表、利润及利润分配表、现金流量表及最近三年的财务情况说明及审计报告书。投标人： （盖单位章）法定代表人或其委托代理人： （签字） 年月日7.6.5承诺书（招标人名称）：在本次招投标的活动中，我方自愿承诺如下：一、我方没有正在被设区市级及以上行政或纪检、监察等主管部门责令停业、取消投标资格，财产没有被司法部门或行政执法部门接管、冻结和破产状态。二、我方已执行或正在执行的合同不存在欺诈行为、业绩没有虚报。三、我方递交的投标文件内容真实、无弄虚作假。四、我方承诺近3年在投标活动中无违法行为记录。五、我方正在履行的项目和准备承诺的项目，不影响本合同项目的按时交货和完工。六、如果需要更进一步的资格资料，我方愿意按买方要求提交任何相关资料。七、我方递交的投标文件内容及本招标文件内容，我方愿意全部列入设备供需双方合同条款。我方如违背以上承诺，自愿无条件同时接受如下处理：⑴ 由招标人没收投标保证金，并取消投标资格，如我方中标并已开工，可随时中止与我方的合同，招标人不承担由此造成的一切经济损失；⑵ 接受停止投标及其它处罚。承 诺 人：（盖单位章） 法定代表人或其委托代理人：（签字） 年月日