凉州二期40MWp光伏发电并网项目
箱式变压器技术协议
甘肃电投辰旭凉州太阳能发电有限公司甘肃.兰州 2012.7
1.1总则
1.1.1本技术规范书仅适用甘肃电投辰旭凉州二期40MWP光伏并网发电项目箱变，其中包括技术指标、性能、结构、试验到及资料交付和技术文件等要求。
1.1.2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，也未充分引述有关的标准和规范条文，从方应保证提供符合本规范书和有关工业标准的优质产品。
1.1.3本规范书所作用的标准如与供方所执行的标准发生矛盾时，应按水平较高的标准执行。
DL/T537-93 6~35KV箱式变电站订货技术条件
DL/T537-2002 高压/低压预装箱式变电站选用导则
GB311.1~311.6-83 高压输电设备的绝缘配合，高电压试验技术
GB3804-90 3~63KV交流高压负荷开关
GB11022-89 高压开关设备通用技术条件
GB1094.1-96 电力变压器第1部分总则
GB1094.2-96 电力变压器第2部分温升
GB1094.3-85 电力变压器第3部分绝缘子水平和绝缘试验
GB1094.5 电力变压器第5部分承受短路能力
GB/T6451-2005 三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7328-87 变压器和电抗器的声级测量
GB16926-97 交流高压负荷开关熔断器组合电器
GB7251-97 低压成套开关设备和控制设备
GB13539-92 低压熔断器
GB1208-97 电流互感器
DL478-92 静态继电保护及安全自动化装置通用技术条件
SDJ9-87 电测量仪表装置设计技术规程
GB2681-81 电工成套装置中的导线颜色
GB4208-93 外壳防护等级分类
GB2706-89 交流高压电器动热稳定试验方法
GB-T 17467-1998 高压/低压预装式变电站
GB50150-91 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
1.1.4本规范书作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。
1.1.5本规范书未尽事宜，由供、需双方协商解决。
1.2供方的工作范围
1.2.1供方至少必须按下列项目提供箱变附属设备和服务。
a设计
b制造
c装配
d工厂清洗和涂层
e材料试验
f产品型号式试验
g产品出厂试验
h包装
i检验
j运输及现场交货
k现场服务
2.1工程概况
2.1.1工程概况
甘肃电投辰旭凉州二期光伏并网发电项目工程场址位于武威市凉州区西北侧丰乐镇空星墩滩，地处丰乐镇与金山乡之间，距离武威城区33km，距离丰乐镇1.5km。对外交通有兰新铁路、金武高速公路和312国道辅线，内部交通有青丰公路和金山公路，交通便利。范围为38o05′45"~38o06′35"，102o19′06"~102o19′56"，场址海拔高程在1700m~1721m 之间。地貌单元为山洪积扇地貌，为国有荒滩地，地形平坦、开阔。对外交通有兰新铁路、金武高速公路和312国道辅线，内部交通有青丰公路和金山公路，交通便利。电站建成后供甘肃电网，工程装机容量约40MW，年上网电量约为5942.5万度，年等效满负荷小时数1486小时。
2.1.2设备使用环境条件
极端最高气温+55℃
极端最低气温-32℃
工程海拔高程1700mm
地震烈度动峰值加速度为0.2g，设防烈度VIII度
污秽等级III级
年雷暴日11.6天
年沙尘暴日数 4.3天
最大风速40m/s
环境平均相对温度52%
2.1.3布置
箱式变布置在逆变器房附近，户外落地台式布置，安装高程约1700m。
2.4箱变技术要求
本规范书技术要求中的设备绝缘水平值及温升值适用于海拔高度1000m及以下地区，投标人根据设备安装位置的实际海拔高度2000m对设备绝缘水平及温升进行修正，并提出修正后值。高、低压母排布置均应考虑在高海拔处的安全距离要求及特殊的防护措施。
2.4.1箱式变型式
美式箱变
说明：1、采用全范围熔丝，可插拔。
2、高压电缆接线位置、避雷器、带电显示器等必须配备齐全。
3、1）高压出线
高压采用电缆出线，在高压室预留位置，电缆出线在箱变底部，能够接入3根型号为YJV23-3×150mm2电缆。（高压出线连接采用接线铜排，每一路接线铜排能够接入3根三相电缆。）
2）低压进线
与逆变器连接的主电缆，电缆型号为YJV23-1kV-3×120 mm2，每相6根并联。箱内接线应牢固可靠、布线整齐美观，便于接线及试验。具体接线在设计联络会上确定。
2.4.2 35KV组合式变压器技术参数和要求
变压器型号：S11-1000/38.5/0.27/0.27
变压器性能：油浸、自冷、全密封、低损耗
额定容量：1000kVA
额定电压：38.5±2×2.5%/0.27kv/0.27kv
额定频率：50Hz
联接组标号：D，y11,y11
阻抗电压：6.5%
噪声水平：≤55dB
中性点接地方式：35KV侧中性点不接地，0.27kv侧预留接地点
损耗：
容量（KVA）：1000
空载损耗（W）：1440
负荷损耗（W）：13285
变压器绝缘水平（KV）：
额定电压（有效值上）38.5/0.27kV
设备最高电压（有效值）40.5kV
额定雷电冲击耐受电压（峰值）全波：200kV
载波：220 kV
额定短时工频耐受电压（1min，有效值）高压/低压：85/5 kV 变压器抗短路能力：按现行国家执行，卖方提供承受短路能力的校核计算保证书。
其它参数如额定短路耐受电流、额定峰值耐受电流、温升等均按现行国家标准执行，并连接海拔要求进行修正。
供货数量：40台1000kVA完整成套的箱式变压器及必备附件、备品备件、专用工具。。
2.4.3箱式变结构：
2.4.
3.1投标厂家在合同签定后二周提供箱变的外形尺寸和总重量。
2.4.
3.2箱变箱体的防腐必须考虑室外风沙侵蚀及高温极端天气影响，确保25年使用寿命。
2.4.
3.3箱变的外观设计要体现出美观、大方、颜色和谐、尽可能同光伏发电场区的环境相适应，颜色在中标后签订技术协议时确定。
2.4.
3.4箱变外观应设有“高压危险，请勿靠近”的标志，明显耐久、不可拆卸的铭牌。
2.4.
3.5箱变的门锁应采用防锈、防撬、电力机械锁，一把钥匙可以全部打开。
2.4.
3.6箱式变电站的结构应保证工作人员的安全和便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。
2.4.
3.7箱体必须防腐蚀、防尘、防潮、防凝露，箱体必须都采用2.5m厚度以上的冷轧钢板制作，箱体保证在正常环境的正常运行，所有的电器温度不超过其最高允许温升。箱内设驱潮装置，保证内部元件不发生凝露。应设油温计及油位计。（压力指示表及压力释放安全阀、压力释放阀安装于箱体外部；安装注油阀、排油阀、取油样阀门，安装部位应方便维护、检查、监视、检修和试验，阀门上配置连接油管路装置，上述表计的指示信号能传输到中控室便于监控）。
装置内部采用钢板及阻燃绝缘隔板严秘分割成高压室、变压器、低压室，高、低压室防护等级为IP54，油箱防护等级为IP68。
2.4.
3.8箱体的防腐采用阿克苏防腐工艺，不可选择简单的防腐处理，箱变所有门轴采用不锈钢材料（或镀镍产品）制作，金属材料经防腐处理后表面覆盖层应有牢固的附着力，并均匀一致。所有的防腐必须有耐腐蚀处理，应确保箱变的外壳及内部结构25年不生锈，投标厂家必须说明箱变的防腐工艺、方法。
2.4.
3.9箱体的高压室和低压室密封处理，所采用的密专卖封条必须是长寿命（10年以上）、高弹性产品，以确保箱体的防尘、防潮、防凝露。高压和低压的进出线电缆孔采用绝缘帽，并方便于密封。（电缆室穿线底板采用铝板或不锈钢板，防止产生电场应力对电缆造成破坏。高压电缆室穿线底板中间部位设置三个便于YJV23-1KV-3×150mm2型号电缆穿过的穿线孔，穿线孔纵向排列，达到接线电缆相序不交叉的目的）。
2.4.
3.10箱体外壳应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装时不会变形或损伤；设计的外壳形状应不易积尘、积水；尽量少用外露坚固件，以免螺钉穿通外壳使水导入壳内；对穿通外壳的孔，均应采取相应的密封措施；外壳的盖和座若采用铰链联结，将铰链设计在外壳的外侧，制成明铰链。外壳防水、防震、防腐、防尘。金属构件有防锈处理和喷涂防护层。
2.4.
3.11箱体顶盖有明显的散水坡度，不应小于5o，顶盖边沿应设有防雨和滴水檐。
2.4.
3.12柜内二次配线：采用乙烯树脂绝缘电线、铜芯，可动部分过渡柔软，并能承受住挠曲而不致疲劳损伤，柜内所有配线两端均有打印的线号，电流回路线芯不小于2.5mm2，其它回路1.5mm2。
2.4.
3.13变压器的噪音水平在箱变外壳0.3m不应大于55db。
2.4.
3.14接地
壳体内部设接地铜排，壳体内所有需要接地的设备及外壳均应与铜排可靠连接。门及在正常运行下可抽出部分应保证在打开或隔离位置时仍可靠接地。
2.4.
3.15高压室内门加装电磁锁，当35KV侧带电时高压室内门不能打开。
2.4.
3.16变压器低压侧内有测量三相电压、测量三相电流的回路，并将电压电流测量信号引至低压仓内的接线端子排上。低压侧配置数字式电流、电压表。
2.4.
3.17组合式变压器进出线方式
35KV侧进线为电缆，进线敲落孔位于箱变底部；（敲落孔位于底板中间部位，设置三个便于YJV23-1KV-3×150mm2型号电缆穿过的穿线孔，穿线孔纵向排列，达到接线电缆相序不交叉的目的，设置纵向排列两根电缆的固定支架及电缆固室卡）；低压接线端子的设计充分考虑电缆进线的安装位置，并有具体措施确保连接可靠安装方便。（设置电缆固定支架及电缆卡）。
2.4.
3.18箱体门附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。
2.4.
3.19母线宜采用绝缘母线，并设有安全防护措施。
2.4.
3.20进出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验。
2.4.
3.21箱式变电站内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。
2.4.
3.22变压器应装设温度计，以监测变压器的上层油温。
2.4.
3.23高压室安装带电显示器，并设有安全防护装置。
2.4.4变压器主要技术参数：
2.4.4.1主变压器
名称：片式散热器油箱全密封三相双分裂绕组无励磁调压变压器
1）型号：ZGSF11-Z.G-1000/35
2）额定容量：1000KVA
3）额定电压：38.5±2×2.5%
4）最高电压：高压绕组40.5KV
5）相数：三相
6）频率：50HZ
7）阻抗电压： 6.5%
8）连接组标号：Dy11y11
9）绝缘水平：最高电压：40.5kv
短时工频耐受：85kv
雷电冲击耐受：200kv
11）冷却方式：ONAN
12）噪音水平：≤55dB（距外壳0.3m处）
13）空载损耗和负载损耗：
空载损耗：1440W
负载损耗：13285W
空载电流：0.5%
14）局部：150pc
15）变压器承受短路能力：
按现行国家标准执行，并提供承受短路能力的样校核计算保证书。
16）变压器要求装设机械式温控器，含温控湿显器，对采样温度上传可监控。
17）0.27KV侧配浪涌保护器2组。
18）铁心材料选用进口优质高导磁冷轧晶粒取向硅钢片。
19）低压线圈采用端部无螺旋角的无毛刺铜线绕组，变压器发生短路时的轴向力为绕式结构的1/5~1/10。
20）绝缘液体：45#绝缘油（新疆克拉玛依）（应满足环境温度及变压器过载能力的要求）
21）变压器配有温度计、泄压阀、油位计，可输出报警或跳闸常开无源接点信号，以上信号均引至低压仓内的接线端子排上或箱变侧控装置。（上传至中控室）22）投标人应根据当地实际海拔高度对设备绝缘水平修正。
23）变压器必须具备10%过负荷能力，10%过负荷能力不小于4小时。
2.4.5高压配电室主要电气技术参数
高压侧采用负荷开关与熔断器组合。高压室在线路不停电情况下，可分接负荷开关，将分合闸信号上传便于监控，调整变压器分接头。
负荷开关：
型号：BYFI-40.5/630-20
额定电压40.5KV
额定电流630A
短路开断电流（KA）：31.5kA
额定耐受电流20KA（2s）
工频耐压95kV
雷电冲击电压215Kv
机械寿命不小于2000次
高压熔断路：
型号：STR20-40.5/31.5A-31.5KA
熔丝额定电流31.5A
最大开断电流31.5kA
避雷器：无间隙金属氧化物避雷器
避雷器采用全密封全绝缘产品，能适应恶劣的现场环境。
额定电压54KV
持续运行电压43.2KV
标称放电电流5KA
陡波冲击残压（1/3μS，5KA）≤154KV（peak）
雷电冲击残压（8/20μS，5KA）≤134.0KV（peak）
操作冲击残压（30/60μS，100A）≤114KV（peak）
直流参考电压（1mA）≥78kV
带电指示器
高压室内配置带电指示器，以指示高压室内是否带电，并控制高压室内门上的电磁锁，以确保高压室带电时内门无法打开。
高压室内设置干式复合套管（套管出线设置连接铜排或铜板，方便三根以上电缆连接），
避雷器，带电指示器及35KV电缆支架。（要求符合2.4.3.17）。
2.4.6低压配电室主要电气设备及技术参数
2.4.6.1低压主进线断路器（带智能控制器自动脱扣的框架式空气断路器）
型号：智能低压断路器耐低温高原型（额定环境温度-40~60℃）
额定电压400V
极数 3
额定电流≥1600A
额定分断能力
Icu 65kA
Ics 55kA
额定峰值耐受电流：≥132 kA
额定热稳定电流及持续时间：≥42kA，1s
额定动稳定电流：≥132kA
绝缘水平50H，Imin工频耐受电压：≥2500V
分断时间≤80ms
电气寿命：≥6500次
机械寿命：≥15000次
断路器可实现速断、过流、单相接地等保护功能，并有远传接点。
断路器分合状态应有信号上传。
断路器脱扣线圈预留3个控制接点。
脱扣器为智能电子式。
最低允许工和温度-42℃.
2.4.6.2 0.27kV侧配浪涌保护器2组。
型号Trp-F/B-100
系统电压：270V
保护等级：B+C级防雷防浪涌保护、
标称放电电流：100 kA（8/20μs）
最大放电电流：200 kA（8/20μs）
冲击电流100 kA（10/350μs）
响应时间<5ns
保护电平：≤2.5kV
温度范围：-45℃—+50℃
厂家可依据箱变低压侧实际工作电压选用与箱变适配的浪涌保护器。
2.4.6.3照明检修变压器：三相双绕组干式SG10型低损耗变压器。
技术参数及性能要求
关性型号：SG10-0.27/0.4
额定容量：5KvA
额定电压：原边0.27kV
副边0.4kV/0.23kV
最高电压：高压绕组1kV
相数：三相
频率：50Hz
连接组标号：Dyn11
2.4.6.4低压侧配置一个小型配电箱，内置能满足箱变检修、照明、加热、试验等用途需要的微型断路器及插座若干，并预留扩展空间。高低压室内均设置照明灯，高压室的照明开关按钮设置在内门上。
2.4.7绝缘水平
变压器绕组的额定耐受电压（35kV线端）
2.4.8温升
2.4.8.1变压器的温升试验应符合GB1094.2-1996规定，其正常使用条件下运行时的温升限值不应超过下表标准规定。
2.4.8.2高压设备的允许温升值满足GB/T11022-1999的规定；低压设备的允许温升值满足GB7251的规定。
2.4.9箱变智能测控装置：
2.4.9.1每台箱变的低压开关柜内设置一台箱变智能测控装置和相应的光纤连接设备，以便采集箱变内的各种电气量参数和非电气量参数，以满足综合自动化系统的测控要求。为满足箱变实际的运行条件，厂家须提供相应的高、低温试验报告并负责安装箱变测控装置及其电缆引接。
2.4.9.2 HF-XBJK系列智能箱变测控装置要求采用RS485通信接口，便于现场安装，通过规约转换（具体规约在设计联络会上确定）可方便地与各厂家的综自系统接入，具体要求如下：
（a）设备工作条件：
设备供电电源
电压：AC220V±15%
频率：50Hz-3Hz~±2Hz
设备运行环境：-40℃~+70℃
储存环境温度：-45℃~+85℃
（b）主要功能特点：
a、装置至少具有30路遥信开入；
b、装置至少具有5路继电器输出（标配），最多可扩展为6路；
c、装置至少具有2路直流量输入，其中一路热电阻或4~20mA可选，另一路可固定为4~20mA输入，可以采集变压器油温及箱变内环境温度；
d、具有交流采样功能，可测理I 、U、P、Q、F、COSΦ、有功电度、无功电度等遥测量；
e、变压器低压侧不设PT，装置应可直接采集270V三相电压；电流互感器三相都进行采集。
f、装置具有非电量保护功能，包括：变压器油位、油温；
g、装置可以采集箱变门打开等信号。
h、应可采集如下开关状态：35kV负荷开关位置信号；270V低压断路器位置信号。
i：遥控功能：对有电操控功能的开关实现远程控分和控合。
j：具有完善的事件报告处理功能和操作记录功能，可至少保存最新25次SOE变位记录、最新25次用户操作记录。
k、装置至少提供一路RS485通讯，并完成规约转换，以便接入其它智能装置；
i、包括显示、电源、CPU、IO板、通讯板在内的装置全部元器件必须满足宽温-40℃~+70℃条件下装置可保证正常工作的要求，以满足光伏发电场的特殊环境；
m、装置结构应方便安装于美式箱变内。
（C）智能箱变侧控装置需加装人机接口显示单元。
2.4.10试验
2.4.10.1型式试验及出厂试验按照DL/T537-2002《高压/低压预装箱式变电站选用导则》及有关国家标准规定执行。
2.4.10.2箱变必须有同等电压及容量的型式试验报告。中标单位在签定技术协议时要提供原件。
2.4.10.3出厂试验（例行试验）
2.4.10.
3.1一般检查
外观整洁、无锈蚀、无损伤、附件齐全。
2.4.10.
3.2测量高压回路电阻
高压回路电阻测量电阻法或直流电压法。测量每个回路的每相直流电阻，应按GB763-74《交流高压电器在长期工作时的发热》中有关规定进行。各回路的电阻值应在相应规定范围之内。
2.4.10.
3.3绝缘试验
（1）高低压主回路工频压试验：
（a）将箱式变电站高、低压主回路分别连接起来（变压器不包括在内）试验电压加于相与相、相与地之间，持续时间1min。试验电压值如下：
35kV侧工频试验电压：85kV
0.27kV侧工频试验电压：5kV
（b）变压器1min工频耐压试验值如下：
35kV侧工频试验电压：85kV
0.27kV侧工频试验电压：5kV
具体试验方法参照GB311.1-1997《高压输变电设备绝缘配合》。
（c）机械操作试验
箱式变电站的各种开关设备及其操作机构，在规定操作动力下，其机械特性应符合各自技术条件。合闸、分闸各5次，应无异常情况发生。
具体试验方法参照GB3309《高压开关设备在常温下的机械试验》有关部门规定。
2.4.10.4型式试验。
2.4.10.4.1发热试验
在光伏发电场最高环境温度下，保证变压器能在自然通风下满负荷连续运行。
2.4.10.4.2动、热稳定试验
对箱式变电站高压主回路进行动、热稳定试验（熔断器除外）的方法参照GB2706《交流高压电器动、热稳定试验方法》；对低压主回路动、热稳定试验时，按30KA有效值进行。
2.4.10.4.3开关设备的关合和开断能力试验
箱式变电站高压配电装置中的开关设备，应在正常的安装和使用条件下，根据各自的标准进行额定的关合和开断能力试验，以检验负荷开关、熔断器的箱体内经安装调试后的工作性能。
2.4.10.4.4防雨试验
对箱式变电站整体进行淋雨试验。试验后，箱体内导电体、绝缘等部分应没有进水痕迹。具体试验方法参照JB/DQ2080《高压开关设备防雨试验方法》有关规定进行。
2.4.10.4.5雷电冲击试验
参照GB311.1-1997《高压输变电设备绝缘配合》有关规定进行。
2.4.10.4.6机械试验
箱式变电站主回路中的开关设备，在规定的操作动力下其机械特性、机械操作应符合各自标准中的要求。
2.5箱变制造厂提供的技术数据
每台箱变配备高压、低压室各一个间隔，要提供室内相应的电气设备安装固定使用的螺栓等。供货方除应提供上述附件外，还应提供保证设备安全运行的其它附件。
箱式变电站的技术数据
绝缘水平按当地实际海拔修正，设备厂家所有电器设备及元器件必须满足验收部门的要求。若不满足，设备厂家无条件更换。
3、供货范围
3.1一般要求
3.1.1本附件规定了合同设备的供货范围。供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书的要求。
3.1.2供方提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，如果本合同附件未列出和/或数量不足，供方仍需在执行合同时补足。
3.1.3供方提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等。
3.1.4提供备品备件。
供方提供验收前设备安装、调试、试运行阶段所需要的备品备件。
供方应分别提供上述各种情况下的备品备件清单，并附有每件备品的使用部位的详细说明。
3.1.5进口件清单单列，并要求提供原产地证明。
3.1.6供方提供终身维修。招标人发现问题通知供方后，维修人员24小时内做出实质性响应。缺陷处理后，半个月内向招标人提交分析报告。
3.1.7供方承诺质保期满后，在设备有效运行期内保证备品备件的长期供应。
3.2供货范围
供方确保供货范围完整，满足招标人对安装、调试、运行和设备性能的要求，并提供保证设备安装、调试、投运相关的技术服务和配合。在技术规范中涉及的供货要求也作为本供货范围的补充，若在安装、调试运行中发现缺项，供方应无偿补充供货。
箱变：40套1000kVA美式箱式变压器
箱式变电站的本体供货范围（主要部件详细列表）
安装用的随机备品备件（包括但不限于下述内容）
专用工具和仪器仪表
4技术资料和交付进度
4.1 一般要求
4.1.1 卖方应按照中国电力工业使用的标准及响应的代码、规则对图纸编号，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）。
4.1.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。
4.1.3 所有需经买方确认卖方资料的提交及时、充分，满足工程进度要求。中标后，卖方应负责编写并出版所提供产品的的技术协议，并经买方和设计方确认。合同签定后半个月内应给出全部技术资料和交付进度清单，并经买方确认。提供最终版的正式图纸的同时，应提供正式的U盘或光盘介质AUTOCAD（2004）电子文件，正式图纸加盖工厂公章或签字。
4.1.4 卖方提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合设计阶段，设备临造检验的图纸和说明文件，均应由卖方在合同生效后的2周内提交给买方4套图纸及U盘和光盘介质电子文件2套进行审定认可。这些资料包括设备总装图、原理图等。买方审定时有权提出修改意见，卖方需要按照买方的意见进行修改。
4.1.5 卖方在收到买方确认图纸的修正意见后，应于2周内向设计院提供最终版的正式图纸和1套供复制用的修正意见后，应于2周内向设计院提供最终版的正式图纸和1套供复制用的底图1套及正式的U盘或介质电子文件2套，向设计单位提供最终版的正式图纸6套及正式的U盘或光盘介质电子文件2套，正式图纸必须加盖工厂公章或签字，卖方提供经过最后确认的技术资料总数为每种同类型设备6套，U盘或光盘介质电子文件4套。
4.1.6 对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需文件和资料，一经发现，卖方应及时免费提供。
4.1.7 买方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。
4.1.8 完工后的产品应与最后确认的图纸一致。买方对图纸的认可并不减轻卖方关于其图纸的正确性的责任。设备在现场安装时，如卖方技术人员进一步修改图纸，卖方应对图纸重新收编成册，正式递交买方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。
4.2 需要提交的资料
4.2.1 技术文件
在技术协议签订后5天内，卖方向买方提供下列图纸资料6份，提供下列技术文件资料，并注明“甘肃电投辰旭凉州二期40 MWp 光伏并网发电项目专用”。电子文档4份（图纸要求提供AutoCAD 制作的电子文件，图纸严格按比例绘制，买方不接受没有U盘或光盘介质电子文档的标书文件），其中买方2套，设计院2套。
注：主要部件包括：变压器、避雷器、高、低压动力柜、低压断路器等。
4.2.2图纸及其它材料
4.2.2.1每台设备应提供8套安装、运行、维护、修理说明书，随设备一起发运。
4.2.2.2每台设备应提供产品合格证，随设备一起发运。
4.2.2.3所有的设备包装箱带装箱清单8套，随该包装箱一起发运。
4.3设备交付进度
2012年8月20日。
5制造、检验/试验和性能验收试验
5.1概述
5.1.1本章用于合同执行期间对卖方所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验、监造和性能验收试验，确保卖方所提供的设备符合第二章规定的要求。
5.1.2卖方应在本合同生效后2个月内，向买方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能
验收试验标准。
5.2工厂的检验和监造
5.2.1买方有机派遣其检验人员到卖方及其分包商的车间场所，对合同设备的加工制造进行检验。买方将为此目的而派遣的代表的身份以书面形式通知卖方。
5.2.2如有合同设备经检验和试验不符合技术规范的要求，买方可以拒收，卖方应更换被拒收的货物，或进行必要的改造使之符合技术规范的要求，买方不承担上述的费用。
5.2.3买方对货物运到买方所在地以后进行检验、试验和拒收（如果必要时）的权利，不得因该货物在原产地发运以前已经由买方或其代表进行过检验并已通过作为理由而受到限制。买方人员参加工厂试验，包括会签任何试验结果，既不免除卖方按合同规定应负的责任，也不能代替合同设备到达现场后买方对其进行的检验。
5.2.4卖方应在开始进行工厂试验前15天，通知买方其日程安排。根据这个日程安排，买方将确定对合同设备的那些试验项目和阶段要进行现场验证，并将在接到卖方关于安装、试验和检验的日程安排通知后10天内通知卖方。然后买方将派出技术人员前往卖方和（或）其分包商生产现场，以观察和了解该合同设备工厂试验的情况及其运输包装的情况。若发现任一货物的质量不符合凳规定的标准，或包装不满足要求，买方代表有权发表意见，卖方应认真不符合合同规定的标准，或包装不满足要求，买方代表有权发表意见，卖方应认真考虑其意见，并采取必要的措施以确保待合同设备的质量，现场试验检验程序由双方代表共同协商决定。
5.2.5若买方不派代表参加上述试验，卖方应在接到买方关于不派员到卖方（或）其分包商工厂的通知后，或买方未按时派遣人员参加的情况下，自行组织检验。
5.3试验内容
5.3.1出厂试验
供货商应按国家现行标准对供货设备进行出厂试验。试验时应通知业主代表到场验证，其试验结果应能证明所提供的设备能满足合同规定的技术条件。
5.3.2现场试验
合同设备到达现场后，应按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）进行现场试验。
设备质量检查项目表
6技术服务和设计联络
6.1供方现场技术服务
6.1.1供方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。供方要派合格的现场服务人员。在投标阶段提供包括服务人月数的现场服务计划表（格式）。如果此人月数不能满足工程需求，供方要追加人月数，且不发生费用。
现场服务计划表
6.1.2供方现场服务人员应具有下列资质：
6.1.2.1遵守法纪、遵守现场的各项规章和制度；
6.1.2.2有较强的责任感和事业心，按时到位；
6.1.2.3了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；
6.1.2.4身体健康，适应现场工作的条件。
供方需向需方提供服务人员情况表（格式）。供方须更换不合格的供方现场服务人员。
服务人员情况表
6.1.3供方现场服务人员的职责
6.1.3.1供方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。
6.1.3.2在安装和调试前，供方技术服务人员应向需方技术交底，讲和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），供方技术人员要对施工情况进行确认和签证，否则需方不能进行下一道工序。经供方确认和签证的工序如因供方技术服务人员指导错误而发生问题，供方负全部责任。
供方提供的安装、调试重要工序表
6.1.3.3供方现场服务人员应有权全权处理现场出现的一切技术和商务问题。
如现场发生质量问题，供方现场服务人员的一切行为负全部责任。
6.1.3.4供方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。
6.1.3.5供方现场服务人员的正常来去和更换事先与需方协商。
6.1.4需方的义务
需方要配合供方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。
6.2培训
6.2.1为使合同设备能正常安装和运行，供方有责任提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。
6.2.2培训计划和内容。
1、为使合同设备能正常运行，供方有责任提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。
2培训计划和内容
3培训的时间、人数、地点等具体内容由供需双方商定。
4供方为需方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。6.2.3培训的时间、人数、地点等具体内容同供需双方商定。
6.2.4供方为需方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。
6.3设计联络
有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由供需双方商定。
6.3.1供方收到技术规范后如有异议，在一周内以书面通知需方。
6.3.2根据工程需要可以召开设计联络会或采用其它形式解决设计制造中的问题。
6.3.3文件交接要有记录、设计联络会应有会议纪要。
6.3.4供方提供的设备及附件规格、重量或接线等有变化时，应及时书面通知需方。