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历史招中标信息161条
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递交时间：2025-06-23 16:07
| 90天 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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| 最低评标价法 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目宏达110kV输变电工程 招标文件 招标编号：YCZBHN2025-073 标 段：第1标段
招 标 人：****点击查看 代理机构：****点击查看 二O二五年六月
第1标段招标公告 一、招标条件 本招标项目**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目宏达110kV输变电工程，已由****点击查看委员会备案批准建设,批复文号（汴发改能源〔2023〕7号）,项目代码：****点击查看，招标人****点击查看，建设资金为财政资金+专项债资金。项目已具备招标条件，现委托****点击查看对该项目进行国内公开招标，欢迎符合条件的潜在投标人参与投标。 二、项目概况与招标范围 2.1项目名称：**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目宏达110kV输变电工程； 2.2招标编号：YCZBHN2025-073； 2.3建设规模与内容：本项目位于**市顺河区，**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目宏达110kV输变电工程；（具体以工程量清单及施工图为准） 2.4建设地点：**市**区； 2.5总投资额：元； 2.6标段划分：本项目共划分两个标段； 第1标段：**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目宏达110kV输变电工程施工； 2.7质量要求： 第1标段：合格，符合国家现行验收标准及行业标准； 2.8计划工期： 第1标段：180日历天； 2.9招标范围： 第1标段：本项目施工图文件（含图纸变更）、工程量清单、招标文件所包含的全部内容及工程缺陷责任期（保修期）内的保修工作； 三、投标人资格要求： 3.1、第1标段： 3.1.1、投标人须具有独立法人资格，具有有效的营业执照； 3.1.2、投标人须同时具备建设行政主管部门颁发的电力工程施工总承包二级及以上资质、钢结构工程专业承包二级及以上资质、国家能源部门（****点击查看委员会）颁发的承装（修、试）类二级及以上资质，需提供“信用能源”网站（creditenergy.****点击查看.cn）或其他有效网站中许可信息查询页截图；具有有效的安全生产许可证。 3.1.3、拟派项目经理须具有机电工程专业一级注册建造师资格；具有效的安全生产考核合格证书，具有相关专业高级及以上技术职称，且未在其他在建工程担任项目经理，并出具《项目经理无在建工程承诺书》； 3.1.4、拟派项目技术负责人具有相关专业高级及以上技术职称； 3.1.5、项目经理、技术负责人、授权委托人等所有项目主要人员须是本单位在职人员，提供劳动合同及近六个月连续按时缴纳社会保险的证明材料（以社保部门出具的社保查询清单为准需社保部门盖章或网上查询网页截图，新聘用的人员不足六个月从聘用之日算起，出具时间不得早于招标公告发布时间），****点击查看公司参加社会保险，一经查实取消其投标资格； 3.1.6、投标人须提供企业、法定代表人、项目经理近三年未有行贿犯罪记录的承诺； 3.1.7、投标****点击查看公司变电站工作许可的资格（提供承诺书，格式自拟）。 3.2、财务要求： （1）财务状况良好，没有处于被责令停业，财产被接管、冻结或破产状况（提供承诺函并加盖单位公章，格式自拟）； （2）提供近三年（2022年度、2023年度、2024年度）经审计的财务报告，若公司成立时间不足的，按实际成立年限提供审计报告，****点击查看公司可提供成立至今的财****点击查看银行出具的资信证明）。 3.3、信誉要求： （1）项目投标截止日期前对被列入失信被执行人、重大税****点击查看政府采购严重违法失信行为记录名单的（处罚期限尚未届满的），拒绝参与本项目投标活动；【查询渠道：中国执行信息公开网（http://zxgk.****点击查看.cn/shixin/）查询失信被执行人，“信用中国”网站（www.****点击查看.cn）查询重大税收违法失信主体，中国政府采购网（www.****点击查看.cn****点击查看政府采购严重违法失信行为记录名单】；提供加盖单位公章的网页查询截图，查询日期不得早于招标公告发布之日；招标人有权对投标人的信用进行复查，一旦发现投标人存在信用问题，招标人有权取消其中标资格（失信被执行人及重大税收违法失信主体查询对象：企业、法定代表人、项目经理；政府采购严重违法失信行为记录名单查询对象：企业）； （2）投标人在中国裁判文书网存在受行贿及不正当竞争行为情况（查询渠道：中国裁判文书网http://wenshu.****点击查看.cn/）的投标人拒绝其参与本项目投标；提供加盖单位公章的网页查询截图，查询日期不得早于招标公告发布之日；存在行贿行为记录的做废标处理（查询对象：企业、法定代表人、项目经理）。 3.4、单位负责人为同一人或存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一项目投标（提供加盖单位公章的“国家企业信用信息公示系统”****点击查看公司信息、股东或投资人信息截图）； 3.5、本项目不接受联合体投标，不允许分包和转包。 四、招标文件的获取 4.1、时间：公告发布之日起至投标文件递交截止时间前均可获取。 4.2、招标文件获取方式：凡有意参加本项目的投标单位，应注册成****点击查看交易中心网站会员并取得CA密钥；登录“**市公共**交易网（http://www.****点击查看.cn/）”，凭企业身份认证锁（CA密钥）下载电子招标文件； 4.3、投标人凭CA密钥登录会员系统，按要求下载电子招标文件。投标人未按规定下载电子招标文件的，其投标将被拒绝； 4.4、获取招标文件后，投标人请****点击查看交易中心网站登录政采、工程业务系统，凭CA密钥登录会员系统，在“组件下载”中下载最新版本的投标文件制作工具安装包，并使用安装后的最新版本投标文件制作工具制作电子投标文件； 4.5、请投标人时刻关****点击查看交易中心****点击查看公司CA密钥推送消息； 4.6、潜在投标人、供应商可打****点击查看交易中心网站http://www.****点击查看.cn/首页“流程公开”里查询招标文件。 五、投标截止时间及地点 5.1、时间：2025年 07月18日09时30分（**时间）； 5.2、地点：**市公共**交易信息网 电子投标文件须在投标截止时间前****点击查看交易中心网站（http://www.****点击查看.cn/）会员系统中加密上传。 六、开标时间及地点 6.1、时间：2025年07月18日09时30分（**时间）； 6.2、地点：**市公共**交易信息网 6.3、本项目采用“远程不见面”开标方式,投标人无需到现场提交原件资料、无需****点击查看交易中心现场参加开标会议；投标人应当在开标时间前,登录远程开标大厅,在线准时参加开标活动并进行投标文件解密、答疑澄清等（系统解密时长默认为40分钟，错过解密时长者视为自动放弃本次投标）。 七、发布公告的媒介及招标公告期限 本次招标公告在《中国招标投标公共服务平台》、《》、《**市公共**交易信息网》上发布。 八、联系方式 招标人：****点击查看 地 址：**省**市**区南土街28号 联系人：聂思庆 电 话：0371-****点击查看9188 代理机构：****点击查看 联 系 人：封美丽 联系电话：171****点击查看7000 地 址：**市宋城路78号广电大厦602 监督部门：****点击查看委员会 联系电话：0371-****点击查看0016
投标人须知前附表
总则 项目概况 1.1.1根据《中华人民**国招标投标法》等有关法律、法规和规章的规定，本招标项目已具备招标条件，现对本工程进行招标。 1.1.2本招标项目招标人：见投标人须知前附表。 1.1.3本招标项目代理机构：见投标人须知前附表。 1.1.4本招标项目名称：见投标人须知前附表。 1.1.5本招标项目建设地点：见投标人须知前附表。 资金来源和落实情况 1.2.1本招标项目的资金来源：见投标人须知前附表。 1.2.2本招标项目的出资比例：见投标人须知前附表。 1.2.3本招标项目的资金落实情况：见投标人须知前附表。 招标范围、计划工期和质量要求 1.3.1本次招标范围：见投标人须知前附表。 1.3.2本招标项目的计划工期：见投标人须知前附表。 1.3.3本招标项目的质量要求：见投标人须知前附表。 投标人资格要求 1.4.1投标人应具备承担本工程施工的资质条件、能力和信誉：见投标人须知前附表 1.4.2是否接受联合体投标：不接受。 1.4.3投标人不得存在下列情形之一（提供承诺书）： ）为招标人不具有独立法人资格的附属机构（单位）； (2）为本招标项目前期准备提供设计或咨询服务的，但设计施工总承包的除外； (3）为本招标项目的监理人； (4）为本招标项目的代建人； (5）为本招标项目提供招标代理服务的； (6）与本招标项目的监理人或代建人或招标代理机构同为一个法定代表人的； (7）与本招标项目的监理人或代建人或招标代理机构相互控股或参股的； (8）与本招标项目的监理人或代建人或招标代理机构相互任职或工作的； (9）被责令停业的； (10）被暂停或取消投标资格的； (11）财产被接管或冻结的； (12）在最近三年内有骗取中标或严重违约或重大工程质量问题的。 1.5费用承担 投标人准备和参加投标活动发生的费用自理。 保密 参与招标投标活动的各方应对招标文件和投标文件中的商业和技术等秘密保密，违者应对由此造成的后果承担法律责任。 语言文字 除专用术语外，与招标投标有关的语言均使用中文。必要时专用术语应附有中文注释。 计量单位 所有计量均采用中华人民**国法定计量单位。 踏勘现场 1.9.1不组织，由投标人自行踏勘现场。 1.9.2投标人踏勘现场发生的费用自理。 1.9.3除招标人的原因外，投标人自行负责在踏勘现场中所发生的人员伤亡和财产损失。 1.9.4招标人在踏勘现场中介绍的工程场地和相关的周边环境情况，供投标人在编制投标文件时参考，招标人不对投标人据此作出的判断和决策负责。 投标预备会 不组织。 分包
1.12偏离 投标人须知前附表允许投标文件偏离招标文件某些要求的，偏离应当符合招标文件规定的偏离范围和幅度。 招标文件 招标文件的组成 本招标文件包括： （1）招标公告； （2）投标人须知； （3）评标办法； （4）合同条款及格式； （5）工程量清单； （6）图纸； （7）投标文件格式； 2.1.2根据本章第1.10 款、第2.2 款和第2.3 款对招标文件所作的澄清、修改，构成招标文件的组成部分。 2.2招标文件的澄清 投标人应仔细阅读和检查招标文件的全部内容。如发现缺页或附件不全，应及时向招标人提出，以便补齐。如有疑问，应按投标人须知前附表规定的时间和形式将提出的问题送达招标人，要求招标人对招标文件予以澄清。 2.2.2招标文件的澄清在相关网站发布，如果澄清发出的时间距投标人须知前附表规定的投标截止时间不足15天，并且澄清内容影响投标文件编制的，将相应**投标截止时间。 2.2.3投标人应及时关****点击查看交易中心系统。 2.3招标文件的修改 招标人以投标人须知前附表规定的形式修改招标文件，修改招标文件的时间距本章第 4.2.1 项规定的投标截止时间不足 15 日的，并且修改内容可能影响投标文件编制的，将相应**投标截止时间。 2.3.2投标人应及时关****点击查看交易中心系统。 投标文件 投标文件的组成 3.1.1投标文件应包括下列内容（详见投标文件格式）：
（2）法定代表人身份证明； （3）授权委托书； （4）投标保证金； （5）施工组织设计； （6）已标价工程量清单； （7）项目管理机构； （8）资格审查资料； （9）其他资料； 3.1.2 投标人须知前附表规定不接受联合体投标的，或投标人没有组成联合体的，投标文件无需提供联合体协议书。 3.2投标报价 投标人应按第五章“工程量清单”的要求填写相应表格。 3.2.2 投标人在投标截止时间前修改投标函中的投标报价总额，应同时修改“已标价工程量清单”中的相应报价，投标报价总额为各分项金额之和。此修改须符合本章第 4.3 款的有关要求。 3.2.3已标价工程量清单中的编制人及复核人不能为同一人，已标价工程量清单逐页加盖复核人印章。 3.2.4招标人设有最高投标限价的，投标人的投标报价不得超过最高投标限价，最高投标限价或其计算方法在投标人须知前附表中载明。 3.3投标有效期 3.3.1 在投标人须知前附表规定的投标有效期内，投标人不得要求撤销或修改其投标文件。 3.3.2 出现特殊情况需要**投标有效期的，招标人以书面形式通知所有投标人**投标有效期。投标人同意**的，应相应**其投标保证金的有效期，但不得要求或被允许修改或撤销其投标文件；投标人拒绝**的，其投标失效，但投标人有权收回其投标保证金。 3.4投标保证金 3.4.1 投标人须知前附表规定递交投标保证金的，投标人在递交投标文件的同时，应按投标人须知前附表规定的金额、担保形式和第七章“投标文件格式”规定的投标保证金格式递交投标保证金，并作为其投标文件的组成部分。 3.4.2 投标人不按本章第3.4.1 项要求提交投标保证金的，评标委员会将否决其投标。 3.4.3招标人与中标人签订合同后5日内，向未中标人的投标人和中标的投标人****点击查看银行同期存款利息。 3.4.4 有下列情形之一的，投标保证金将不予退还： (1）投标人在规定的投标有效期内撤销或修改其投标文件； (2）中标人在收到中标通知书后，无正当理由拒签合同协议书或未按招标文件规定提交履约担保； （3）法律法规和招标文件规定的其他情形。 3.5资格审查资料 3.5.1“投标人基本情况表”应附投标人营业执照副本、资质证书副本和安全生产许可等材料的复印件。 3.5.2“近年财务状况表”****点击查看事务所或审计机构审计的审计报表，包括资产负债表、现金流量表、利润表和财务情况说明等复印件，具体年份要求见投标人须知前附表。 3.5.3 “近年发生的诉讼及仲裁情况”应说明相关情况，并附法院或仲裁机构作出的判决、裁决等有关法律文书复印件（如有），具体年份要求见投标人须知前附表。 3.5.4 其他要求见投标人须知前附表。 3.6备选投标方案 除投标人须知前附表另有规定外，投标人不得递交备选投标方案。允许投标人递交备选投标方案的，只有中标人所递交的备选投标方案方可予以考虑。评标委员会认为中标人的各选投标方案优于其按照招标文件要求编制的投标方案的，招标人可以接受该备选投标方案。 3.7投标文件的编制 投标文件应按第七章“投标文件格式”进行编写，如有必要，可以增加附页，作为投标文件的组成部分。其中，投标函附录在满足招标文件实质性要求的基础上，可以提出比招标文件要求更有利于招标人的承诺。 3.7.2 投标文件应当对招标文件有关工期、投标有效期、质量要求、技术标准和要求、招标范围等实质性内容作出响应。 3.7.3投标文件全部采用电子文档，投标文件上传的电子文档，除投标人须知前附表另有规定外，投标文件所附证书证件均为原件扫描件，按招标文件要求在相应位置加盖企业电子签章，由代理人签字或加盖电子签章的，应附由法定代表人签署的授权委托书。投标文件中法定代表人、委托代理人的身份证正反面需分别加盖单位公章，投标文件加盖骑缝章。签字或盖章的具体要求见投标人须知前附表。 投标 投标文件的递交 4.1.1投标人应在本章第2.2.2项规定的投标截止时间前递交电子投标文件。 4.1.2投标人递交投标文件的地点：见投标人须知前附表。 4.1.3除投标人须知前附表另有规定外，投标人所递交的投标文件不予退还。 4.1.4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。 投标文件的修改与撤回 在本章第2.2.4项规定的投标截止时间前，可以修改或撤回已上传的投标文件。 4.2.2递交电子投标文件时间和地点：见投标人须知前附表。 开标 开标时间和地点
5.2开标程序 详见投标人须知表。 5.3开标异议 投标人对开标有异议的，应当在开标现场提出，招标人当场作出答复，并制作记录。 评标 评标委员会 6.1.1评标由招标****点击查看委员会负责。评标委员会由招标人依据有关法律、法规、规章的规定组织。评标委员会成员的确定方式及数量详见投标人须知前附表。 6.1.2评标委员会成员有下列情形之一的，应当回避： （1）招标人或投标人的主要负责人的近亲属； （2）项目主管部门或者行政监督部门的人员； （3）与投标人有经济利益关系，可能影响对投标公正评审的； （4）曾因在招标、评标以及其他与招标投标有关活动中从事违法行为而受过行政处罚或刑事处罚的； （5）与投标人有其他利害关系。 评标原则 评标活动遵循公平、公正、科学和择优的原则。 评标 6.3.1评标委员会按照第三章“评标办法”规定的方法、评审因素、标准和程序对投标文件进行评审。第三章“评标办法”没有规定的方法、评审因素和标准，不作为评标依据。 合同授予 定标方式 定标方式：见投标人须知前附表。 7.2 定标候选人公示媒介：见投标人须知前附表。 7.3中标通知 在本章第3.3款规定的投标有效期内，招标人以书面形式向中标人发出中标通知书，同时将中标结果通知未中标的投标人。 履约担保 在签订合同前，中标人应按投标人须知前附表规定的金额、担保形式和招标文件第四章“合同条款及格式”规定的或者事先经过招标人书面认可的履约担保格式向招标人提交履约担保。联合体中标的，其履约担保由牵头人递交。 7.4.2 中标人不能按本章第7.4.1 项要求提交履约担保的，视为放弃中标，其投标保证金不予退还，给招标人造成的损失超过投标保证金数额的，中标人还应当对超过部分予以赔偿。 7.5签订合同 招标人和中标人应当自中标通知书发出之日起30 天内，根据招标文件和中标人的投标文件订立书面合同。中标人无正当理由拒签合同的，招标人取消其中标资格，其投标保证金不予退还；给招标人造成的损失超过投标保证金数额的，中标人还应当对超过部分予以赔偿。 7.5.2 发出中标通知书后，招标人无正当理由拒签合同的，招标人向中标人退还投标保证金；给中标人造成损失的，还应当赔偿损失。 重新招标和不再招标 重新招标
(l）投标截止时间止，投标人少于3 个的； (2****点击查看委员会评审后否决所有投标的。 8.2不再招标 。 纪律和监督 对招标人的纪律要求 招标人不得泄漏招标投标活动中应当保密的情况和资料，不得与投标人串通损害国家利益、社会公共利益或者他人合法权益。 对投标人的纪律要求 投标人不得相互串通投标或者与招标人串通投标，不得****点击查看委员会成员行贿谋取中标，不得以他人名义投标或者以其他方式弄虚作假骗取中标；投标人不得以任何方式干扰、影响评标工作。 ****点击查看委员会成员的纪律要求 评标委员会成员不得收受他人的财物或者其他好处，不得向他人透漏对投标文件的评审和比较、定标候选人的推荐情况以及评标有关的其他情况。在评标活动中，评标委员会成员不得擅离职守，影响评标程序正常进行，不得使用第三章“评标办法”没有规定的评审因素和标准进行评标。 对与评标活动有关的工作人员的纪律要求 与评标活动有关的工作人员不得收受他人的财物或者其他好处，不得向他人透漏对投标文件的评审和比较、定标候选人的推荐情况以及评标有关的其他情况。在评标活动中，与评标活动有关的工作人员不得擅离职守，影响评标程序正常进行。 投诉
需要补充的其他内容 需要补充的其他内容：见投标人须知前附表。 问题澄清通知 编号： （投标人名称）： （项目****点击查看委员会，对你方的投标文件进行了仔细的审查，现需你方对下列问题以书面形式予以澄清： 1. 2. ...... 评标工作组负责人： （签字） 年 月 日 附表二：问题的澄清 问题的澄清 编号： （项****点击查看委员会： 问题澄清通知（编号： ）已收悉，现澄清如下： 1. 2. ..... 投标人： 法定代表人或其委托代理人： （签字） 年 月 日 第三章 评标办法 评标办法前附表
、评标方法（合格制） 评标委员会应当按照招标文件确定的评标标准和方法，客观、公正地对投标文件进行评审和比较，评标方法使用定性评审。 2、评审标准 2.1 初步评审标准 2.1.1 形式评审标准：见评标办法前附表。 2.1.2 资格评审标准：见评标办法前附表。 2.1.3 响应性评审标准：见评标办法前附表。 2.2 定性评审标准 (1）技术标：见评标办法前附表。 (2）综合标：见评标办法前附表。 3. 评标程序 3.1 初步评审 3.1.1评标委员会依据本章第2.1 款规定的标准对投标文件进行初步评审。有一项不符合评审标准的，作废标处理。评标委员会否决投标的，应当在评标报告中载明否决投标的具体情形、原因。评标委员会成员不得有其他不客观、不公正履行职责的行为。 3.1.2投标人有以下情形之一的，其投标作废标处理： （1）第二章“投标人须知”第1.4.3 项规定的任何一种情形的； （2）串通投标或弄虚作假或有其他违法行为的； （3****点击查看委员会要求澄清、说明或补正的； （4）投标文件未按规定的格式填写，内容不全或关键字迹模糊、无法辨认的； （5）投标人一个标段递交两份或多份内容不同的投标文件，或在一份投标文件中对同一招标项目报有两个或多个报价，且未声明哪一个有效； （6）不符合招标文件中规定的其它实质性要求的； （7）已标价工程量清单造价人员没有逐页签字的； （8）投标文件附有招标人不能接受的条件的； 3.1.3 投标报价有算术错误的，评标委员会按以下原则对投标报价进行修正，修正的价格经投标人确认后具有约束力。投标人不接受修正价格的，其投标作废标处理。 （1）投标文件中的大写金额与小写金额不一致的，以大写金额为准； （2）总价金额与依据单价计算出的结果不一致的，以单价金额为准修正总价，但单价金额小数点有明显错误的除外。 3.2 详细评审 3.2.1 评标委员会按本章第2.2款规定的评审标准进行评审，并对每一评审合格的投标人提出明确的评标结论。评审因素存在不合格的不得推荐为定标候选人。 3.3 书面决议 3.3.1评标委员会评审时，出现下列情形之一的，****点击查看委员会全体成员表决，并形成书面决议： ****点击查看委员会否决投标人投标； （二）电子开评标系统对不同投标人的电子投标文件做出雷同性提示或预警； ****点击查看委员会修正投标文件的错误，但招标文件不允许修正的除外； （四）对招标文件中所载事项争议内容的释疑，但释疑不得改变招标文件的实质性内容。 评标委员会发现招标文件存在歧义、重大缺陷导致评标工作无法进行，或者招标文件内容违反国家有关规定的，应当停止评标工作，与招标人沟通并作书面记录。招标人确认后，应当修改招标文件，重新招标。 3.3.2评标委员会进行表决的，应当按照下列程序进行： ****点击查看委员会成员分别陈述意见； （二）集体讨论； ****点击查看委员会成员按照记名投票的方式进行表决，不得弃权； （四）按照少数服从多数原则形成最终决议。 评标委员会成员的****点击查看委员会最终决议，应当如实记入评标报告。决议不得违反法律、法规、规章以及招标文件的规定。 投标文件的澄清和补正 3.4.1 在评标过程中，评标委员会可以书面形式要求投标人对所提交投标文件中不明确的内容进行书面澄清或说明，或者对细微偏差进行补正。评标委员会不接受投标人主动提出的澄清、说明或补正。 3.4.2 澄清、说明和补正不得改变投标文件的实质性内容（算术性错误修正的除外）。投标人的书面澄清、说明和补正属于投标文件的组成部分。 3.4.3 评标委员会对投标人提交的澄清、说明或补正有疑问的，可以要求投标人进一步澄清、说明或补正，****点击查看委员会的要求。 3.5 评标结果 3.5.1评标完成后，评标委员会应当出具书面评标报告，推荐定标候选人。 3.5.2 评标委员会完成评标后，由应当向招标人提交书面评标报告。
定标依据 本次定标办法的制定依据下列文件进行： 《中华人民**国招标投标法》； 《****点击查看办公厅****点击查看建设部关于完善质量保障体系提升建筑工程品质指导意见的通知》(国办函〔2019〕92号)； 《关于进一步加强房屋建筑和市政基础设施工程招标投标监管的指导意见》（建市规（2019）11号）； 《**市国家投资工程建设项目招标投标“评定分离”规范指引》； 本项目招标文件； 评标委员会推荐的定标候选人名单； 招标投标全过程资料； 其他有关法律法规和相关制度。 2.定标原则 遵循公开透明、科学规范、廉洁高效的原则，综合考虑信用、履约等因素，通过定标程序确定中标人。招标人在收到评审报告后10日内完成定标工作，招标人对定标过程进行音、视频记录，并存档备查。定标地点****点击查看交易中心，不能按时完成定标工作的，应当通过**市公共**交易平台发布延期原因和最终定标时间。 3.定标方法 ****点击查看委员会将通过核查随机法进行定标。 4.定标委员会的组建 招****点击查看委员会，负责对定标候选人进行核查和组织召开定标会议等内容。定****点击查看委员会独立完成。 定标委员会成员数量为3人及以上单数,本单位成员不得低于成员总数的三分之二。定标委员会组长由招标人确定，原则上由招标人的法定代表人、主要负责人或分管负责人担任，其他成员可由招标人负责项目且业务熟练的工作人员担任，也可从招标人上下级单位或受招标人委托的专业人员中产生。 定标委员会成员与定标候选人有利害关系的应当主动申请回避。 5.定标核查 在定标会议前，****点击查看委员会对定标候选人进行定标核查，核查内容包括： ① 营业执照、资质证书、安全生产许可证：符合招标文件要求的通过核查，否则核查不通过； ② 项目经理、技术负责人资格：符合招标文件要求的通过核查，否则核查不通过； ③ 企业业绩：符合招标文件要求的通过核查，否则核查不通过； ④ 社保证明：项目经理、技术负责人、授权委托人符合招标文件要求的通过核查，否则核查不通过； ⑤ 财务状况：符合招标文件要求的通过核查，否则核查不通过； （1）财务状况良好，没有处于被责令停业，财产被接管、冻结或破产状况（提供承诺函并加盖单位公章，格式自拟）； （2）提供近三年（2022年度、2023年度、2024年度）经审计的财务报告，若公司成立时间不足的，按实际成立年限提供审计报告，****点击查看公司可提供成立至今的财****点击查看银行出具的资信证明）。 ⑥ 信誉要求：符合招标文件要求的通过核查，否则核查不通过； （1）项目投标截止日期前对被列入失信被执行人、重大税****点击查看政府采购严重违法失信行为记录名单的（处罚期限尚未届满的），拒绝参与本项目投标活动；【查询渠道：中国执行信息公开网（http://zxgk.****点击查看.cn/shixin/）查询失信被执行人，“信用中国”网站（www.****点击查看.cn）查询重大税收违法失信主体，中国政府采购网（www.****点击查看.cn****点击查看政府采购严重违法失信行为记录名单】；提供加盖单位公章的网页查询截图，查询日期不得早于招标公告发布之日；招标人有权对投标人的信用进行复查，一旦发现投标人存在信用问题，招标人有权取消其中标资格（失信被执行人及重大税收违法失信主体查询对象：企业、法定代表人、项目经理；政府采购严重违法失信行为记录名单查询对象：企业）； （2）投标人在中国裁判文书网存在受行贿及不正当竞争行为情况（查询渠道：中国裁判文书网http://wenshu.****点击查看.cn/）的投标人拒绝其参与本项目投标；提供加盖单位公章的网页查询截图，查询日期不得早于招标公告发布之日；存在行贿行为记录的做废标处理（查询对象：企业、法定代表人、项目经理）。 （3）单位负责人为同一人或存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一项目投标（提供加盖单位公章的“国家企业信用信息公示系统”****点击查看公司信息、股东或投资人信息截图）； ⑦ 项目组人员相关证书、劳动合同及社保信息：符合招标文件要求的通过核查，否则核查不通过； ⑧ 方案：施工组织方案符合招标文件要求，否则核查不通过。 定标委员会查实有定标候选人存在影响中标结果的违反法律、法规及招标文件相关规定，不符合中标条件的，不得进入定标程序。 定标委员会在核查过程中对存在问题的定标候选人发出质询，由定标候选人在规定的时间内进行回复，超出规定时间回复或回复内容不符合违反法律、法规及招标文件相关规定的视为资料造假、欺骗中标，并主动向行政监督部门报告，并依规否决相应定标候选人资格。 经核查后合格的定标候选人即可进入定标程序，如经核查合格的定标候选人数量为少于三家的，招标人应重新招标。 定标委员会应当严格履行定标环节核查责任，经核查发现定标候选人确有问题的，应当主动向行政监督部门报告，并依规否决相应定标候选人资格。 6.定标程序 定标委员会在通过核查的定标候选人中，按照随机选取方式确定中标人。定标地点****点击查看交易中心，定标时间由招标代理机构提前以邮箱形式通知；鼓励定标候选人参加定标会议，但不得扰乱会场秩序或做出影响定标会议正常进行的其他行为。 定标候选人的法定代表人或其授权委托代理人现场参加定标会议，并由其随机选取代表各自号码的代码球，号码球为1至N号号码球（N为定标候选人数量）。未派人员参加定标会议的定标候选人视为自动放弃选取号码球的权利并对选取过程无异议，****点击查看委员会随机选取1个号码球代表其单位。 由公证处人员将通过核查的定标候选人对应的号码球放入抽取箱，****点击查看委员会代表从中随机选取1个号码球，选取的号码球所对应的定标候选人即为中标人。 ****点击查看委员会代表将定标候选人对应的代码球和抽取结果进行记录，并由****点击查看委员会和监督部门进行签字确认。 定标程序将全程进行视频记录及相关部门全程见证并存档备查。 7.定标报告 定标委员会按照招标文件中明确的定标原则、方法和程序，在定标候选人中确定中标人，并形成书面定标报告。 定标报告包括定标时间、定标地点、定标委员会成员名单、定标原则、定标方法、择优因素、定标程序及定标结果等内容。 招标人应当在收到定标报告之日起3日内公示中标候选人，公示期不少于3日。中标候选人公示应当载明定标时间、定标地点、定标方法、中标候选人名称、中标价格、质量、工期、资格条件、项目经理信息；定标候选人的核查、考察、比较优势；核查未通过的定标候选人名单和原因，以及异议和投诉渠道等内容。 8.定标后结果处置 （1）确定的中标人经公示后无其他问题，可以发放《中标通知书》。 （2）对中标人放弃中标、不可抗力不能履行合同、不按照招标文件要求缴纳履约保证金、不符合投标或中标条件或被查实存在影响中标结果的违法行为等情形，招标人可以在已入围的定标候选人中重新选取确定中标候选人，也可以重新组织招标。 （3）对中标人以资金、技术等非正当理由放弃中标或被依法依规取消中标的，招标人应当移交有关行政监督部门依法规进行处理。 、定标候选人公示媒介 在《中国招标投标公共服务平台》、《》、《**市公共**交易信息网》同时发布
注：本合同格式条款作为双方签订合同的参考 （GF—2017—0201） 建设工程施工合同
****点击查看总局 发包人（全称）： 承包人（全称）： 根据《中华人民**国民法典》、《中华人民**国建筑法》及有关法律规定，遵循平等、自愿、公**诚实信用的原则，双方就 工程施工及有关事项协商一致，共同达成如下协议： 1.工程名称： 2.工程地点： 。 3.工程立项批准文号：/ 。 4.资金来源： 。 5.工程内容： 。 6.工程承包范围：施工图纸范围内的内容及招标文件所含全部内容。 计划开工日期：年月日。 计划竣工日期：年 月 日。 工期总日历天数： 天。工期总日历天数与根据前述计划开竣工日期计算的工期天数不一致的，以工期总日历天数为准。 工程质量符合合格标准。 1.签约合同价为： 人民币（大写） (￥ 元)； 其中： （1）安全文明施工费： 人民币（大写） / (￥ / 元)； （2）材料和工程设备暂估价金额： 人民币（大写） / (￥ / 元)； （3）专业工程暂估价金额： 人民币（大写） / (￥ / 元)； （4）暂列金额： 人民币（大写） / (￥ / 元)。 2.合同价格形式：单价合同/总价包干合同 。 五、项目经理 承包人项目经理： 。 本协议书与下列文件一起构成合同文件： （1）中标通知书（如果有）； （2）投标函及其附录（如果有）； （3）专用合同条款及其附件； （4）通用合同条款； （5）技术标准和要求； （6）图纸； （7）已标价工程量清单或预算书； （8）其他合同文件。 在合同订立及履行过程中形成的与合同有关的文件均构成合同文件组成部分。 上述各项合同文件包括合同当事人就该项合同文件所作出的补充和修改，属于同一类内容的文件，应以最新签署的为准。专用合同条款及其附件须经合同当事人签字或盖章。 1.发包人承诺按照法律规定履行项目审批手续、筹集工程建设资金并按照合同约定的期限和方式支付合同价款。 2.承包人承诺按照法律规定及合同约定组织完成工程施工，确保工程质量和安全，不进行转包及违法分包，并在缺陷责任期及保修期内承担相应的工程维修责任。 3.发包人和承包人通过招投标形式签订合同的，双方理解并承诺不再就同一工程另行签订与合同实质性内容相背离的协议。 本协议书中词语含义与第二部分通用合同条款中赋予的含义相同。 本合同于 年 月 日签订。 本合同在 签订。 合同未尽事宜，合同当事人另行签订补充协议，补充协议是合同的组成部分。 本合同自 双方盖章后 生效。 本合同一式 份，均具有同等法律效力，发包人执 份，承包人执 份。 发包人：(公章) 承包人：(公章) 法定代表人或其委托代理人： 法定代表人或其委托代理人： （签字） （签字） 地 址： 地 址： 法定代表人： 法定代表人： 委托代理人： 委托代理人： 电 话： 电 话： 开户银行： 开户银行： 账 号： 账 号：
详见《建设工程施工合同（示范文本）》（GF—2017—0201）中通用条款 详见《建设工程施工合同（示范文本）》（GF—2017—0201）中专用条款 工程量清单 （详见附件）
（图纸详见附件） 项目名称：**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目宏达110kV输变电工程 1 工程概况 .1 项目前期进展情况 已取得初步设计审查意见，完成施工图审查及财政评审。
（1）工程设计有关的规程、规范。 （2）****点击查看委员会关于同意**市汴东产业集聚区增量配电业务试点电网规划的复函。 （3）《**汴东产业集聚区110kV宏达变和新宋变接入系统报告》。 （4）汴发改能源〔2023〕6号 关于**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目新宋110KV变电站和宏达110KV变电站接入系统报告的意见。 （5）《关于****点击查看110千伏新宋变和宏达变接入系统补充方案的评审意见》。 （6）关于《****点击查看110千伏新宋变和宏达变接入系统报告》的评估报告。 （7）汴发改能源〔2023〕7号 关于**市汴东产业集聚区增量配电业务试点项目可行性研究报告的批复。 （8）关于**宏达110千伏输变电工程环境影响报告表的批复。 （9****点击查看电站勘察设计项目中标通知书。 （10）设计水平年为2025年。 1.3 建设规模 建设110kV****点击查看电站一座。 （1）110kV本期出线2回，终期出线4回。 （2）10kV本期出线24回，终期出线36回。 （3）本期安装2台63MVA主变压器，终期安装3台63MVA主变压器。 （4）本期每台主变10kV侧各装设1组5Mvar并联电容器+1套±5MvarSVG，终期主变10kV 侧装设2*（1组5Mvar并联电容器+1套±5MvarSVG）+2组5Mvar并联电容器。 （5）本期10kV侧安装2台1000kVA接地变消弧线圈装置，远期3台1000kVA接地变消弧线圈。 1.4 站址概况 宏达变位于**市宏达大道东侧，新宋**侧，青年路西侧，新曹**侧，站址附近规划西侧为东九路，北侧为昌盛路，交通条件便利，出线走廊良好。
2.1 电力系统 2.1.1 接入系统方案 宏达变110kV侧出线2回，1回接入汴梁变110kV侧，线路路径总长度2.06km，其中架空线路长度1.85km，电缆路径0.21km；1回接入新宋变，线路路径总长5.37km，其中架空线路路径1.16km，电缆路径4.21km。 为清晰划分增量电网和国网电网，简化110kV电网结构，满足增量区域负荷需求，增容新宋-前台线路，投运时间与宏达第二台变同期，增容后线路输送极限与2×240mm2架空导线输送极限匹配，增容工程投运同时退运新宋变-东郊变线路，最终形成汴梁-宏达-新宋-前台110kV单链结构。 2.1.2 无功补偿及调相调压 无功补偿设备具体配置为：1号、2号主变每台配置1组5000kvar并联电容器、1组容量为±5000kvar的动态SVG。远期3号主变不用考虑感性补偿，直接配置2×5000kvar并联电容器组。 2.1.3 短路电流计算 本项目涉及为220kV汴梁变、220千伏前台变、东郊变、新宋变和宏达变，短路电流水平如下表所示： 远景年短路电流计算结果表 表2-1-4 单位：kV、MVA、kA
2.1.4电气设备参数 a) 主变压器选择 型式选用油浸自冷分体式 主要参数： 额定容量：63000kVA 额定电压：110±8×1.25%/10.5kV 接线组别：YNd11 短路阻抗：Uk%=17 b) 110kV设备选择 采用常规户内SF6 GIS设备 主要参数 额定电压∶126kV 额定电流∶3150A 断路器开断电流:40kA c)10kV设备选择 高压开关柜选用技术先进、性能可靠、工程中大量应用的金属铠装移开中置式空气绝缘开关柜，柜内装真空断路器，一体化弹簧操动机构。采用干式电流互感器和干式电压互感器。柜内电缆室安装驱潮装置，各开关柜均有带电显示装置。 无功补偿设备选用5Mvar户内框架式电容器和±5Mvar户内水冷直挂型SVG； 站用电部分采用接地变消弧线圈成套装置，户内箱体干式布置。 2.1.6 继电保护及安全自动装置 2.1.6.1一次系统概况 宏达变110kV规划最终出线4回，本期110kV出线2回,至220kV汴梁变1回，至110kV新宋变1回。 2.1.6.2系统保护现状和存在的问题 汴梁变110kV为双母线接线，配置1套深瑞BP-2B母线保护装置（双母线接线18单元），为2010年设备，装置剩余5个线路支路，设备运行正常。站内配有1套**银山YS-900A型220kV故障录波系统（I:56路、U:16路、CT：5A），为2020年设备，剩余8个可接入支路， 新宋变110kV电气主接线为扩大内桥接线方式，现配置许继电气微机监控系统及微机防误闭锁系统。110kV东**前肥新间隔现各配置许继电气的光纤电流差动保护装置1套，为2022年设备，运行正常。 2.1.6.3 系统继电保护配置方案 宏达厂区设110kV变电站出线1回接入220kV汴梁变110kV侧；出线1回接入新宋变110kV侧。 每回线路两端各配置1套光纤电流差动保护为主保护，以三段相间距离、接地距离、多段零序电流保护作为后备保护，具有三相一次重合闸功能。光纤电流差动保护采用本线路OPGW光纤通道，专用纤芯。 220kV汴梁变110kV侧为系统站，****点击查看公司建设。不含在本工程投资内。 2.1.6.4 备用电源自动投切装置 110kV系统：本期在宏达变配置一套备用电源自投装置；在新宋变同步增加1套备自投装置；备自投装置需要具备远方备投功能。 10kV系统：本工程为2回10kV主变进线，本期设10kV备用电源自投装置1套。 0.38kV系统：本工程0.38kV站用电系统采用ATS装置实现双电源切换功能。 2.1.6.5 故障录波 根据2018年版《****点击查看公司十八项电网重大发事故措施（修订版）》相关要求，本工程配置故障录波装置1套。 故障录波装置应能记录故障前后直到故障消除的电气量波形和故障过程保护动作信息、过程层开关量状态，应能连续记录多次故障，具有数据存储功能、显示和分析功能。故障录波装置采用网络方式接收所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文。对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的接口控制器，接入一体化监控系统。 2.1.6.6 网络记录分析装置 110kV变电站设置过程层网络，根据通用设计配置原则，全站设置1套网络记录分析装置。装置网络记录单元应连续在线记录存储网络上的原始报文，实时记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文。 2.1.7 调度自动化 2.1.7.1 现状及存在的问题 **地调调度自动化主站系统采用地调智能电网调度控制系统（D5000），应用功能包括实时监控与预警、安全校核、调度计划、调度管理等四类应用，系统支持规约包括DL/T634.5101、DL/T634.5104等。**备调采用智能电网调度控制系统。 ****点击查看公司营销计量主站采用DL/T 719-2000规约，主站容量满足本期电能计量信息接入要求。 2.1.7.2远动系统 2.1.7.2.1调度组织关系 ****点击查看电站以110kV电压等级出线2回，分别接入汴梁变110kV侧和新宋变110kV侧。****点击查看电站所属电压等级，按**地调（备调）调度管理设计。变电站应满足**地调（备调）远方实时监视、控制、计量的要求。 增量****点击查看中心，增量****点击查看中心暂定为110kV新宋变，本期工程中，宏达变站控层网络预****点击查看中心的网络接口。宏达变远期由**地调（含备调****点击查看中心调度管理。 2.1.7.2.2远动系统 变电站采用计算机监控系统，远动设备包括Ⅰ区、Ⅱ区数据通信网关机，设备配置结合一体化监控系统统一考虑。Ⅰ区数据通信网关机按双重化配置，Ⅱ区数据通信网关机按单套配置。 实现远动信息的采集处理和向调度端、集控站传送。 2.1.7.2.3信息传输方式 ****点击查看公司并网技术条件要求，地调调度数据专网系统按核心层、汇聚层和接入层拓扑结构配置，各节点设备分别配置路由器和交换机以及安全防护方面的纵向加密认证装置。宏达变属于接入层，以子站方式接入**地调核心层调度数据网络系统。****点击查看电站应具备接入调度专用网络的设备配置和功能，电力生产调度信息将由独立的调度专用网络来交换和传输。 调度专用网络是一个独立的IP网络，其采用IP OVER SDH和MPLS VPN技术，同时实现了与其他网络进行物理上的隔离和专网内不同应用业务系统之间的安全性。变电站内生产调度自动化系统作为信息采集末端，应配置调度专网接入层网络设备接入**地调调度专用数据网络，以满足信息传输过程中的可靠性和安全性。 2.1.7.2.4远动信息内容 根据DL/T 5003-2017《电力系统调度自动化设计技术规程》、DL/T 5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》、Q/GDW11021-2013《变电站调控数据交互规范》对变电站的监控要求，向地调及备调上传信息详见表4.2-2。 表4.2-2 远动信息表
2.1.7.3电能计量系统 2.1.7.3.1 现状及存在的问题 现有的电量系统****点击查看电站电量信息接入要求。电量采集系统可以通过数据网方式接入电量采集信息。 2.1.7.3.2 电能计量装置及电能量远方终端配置 宏达变2回110kV线路的宏达变侧作为考核计量点，每回110kV线路的宏达变侧按主副0.2S电能表进行配置，共配备0.2s多功能电能表4块，安装在主控室计量屏；电能量远方终端1台，单独组屏。实现计量信息的传送。电能计量屏布置在继电器室，电能量远方终端能够以DL/T 719-2000规约和调度端进行通信。 配置电能量采集装置1台，以实现站内电量信息的采集及上传地调。 2.1.7.3.3 电能量信息传输 电能量计量系统通过电力调度数据网方式将电能****点击查看调度中心，通信规约：IEC60870-5-102 规约。 2.1.7.4调度数据通信网络接入设备 调度数据网通过2×2M带宽双路由接入调度数据网接入网节点，即地调。变电站内****点击查看调度中心之间的通信协议采用IEC60870-5-104；****点击查看调度中心之间的通信协议采用IEC60870-5-102。 本工程配置2套调度数据网接入设备，主要包括：2台路由器、4台接入交换机，集中组屏安装于二次设备室。 2.1.7.5二次系统安全防护 根据****点击查看中心下发的《电力调度系统安全防护工作实施》、《**电网二次系统安全防护总体方案》以及《电网调度自动化系统安全防护方案》、《****点击查看公司关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知》规定的二次系统安全防护方案，网络安全建设遵循“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，安全防护方案如下： 本工程配置1套安全防护设备，主要包括：网络安全监测装置1套、防火墙1套、正向隔离1套、反向隔离1套、纵向IP加密认证装置4套。 2.1.8 通信 2.1.8.1 系统概况 ****点击查看电站110kV为单母线分段接线，110kV共出线2回，1回接入汴梁变110kV侧；另1回接入新宋变110kV侧。 2.1.8.2 调度关系 根据有关调度管理规定，110kV变电站属**地调（含备调）调度管理。远期属于**地调（含****点击查看调度中心共同调度管理。 2.1.8.3 通道要求 110kV宏达变的通信通道建****点击查看公司统一规划要求，综合考虑调度电话、综合自动化、继电保护、电量远传、计算机数据信息组网、遥视等多种信息传输需要，并考虑远期新业务通道预留。信息需求见下表。
2.1.8.4 地区相关通信现状 (1) 相关光缆现状 (a) 相关光缆现状 **地区以地调及220kV变电站为节点建设有**地区骨干环网，传输速率为10Gbit/s。其它站点（110kV****点击查看电站、县调、二级机构）两点接入10Gbit/s骨干环，建设622M-2.5Gbit/s接入环，**地区光纤环网传输设备以华为光传输设备为主。 (2)**PTN网络现状 **地区已建两张PTN网络用于传输III 、IV区业务，设备型号分别为贝尔和华为；220kV****点击查看电站和地调组成核心层和汇聚层，****点击查看电站由接入层接入**地区PTN网络。 （4****点击查看电站现状 汴梁变配置有1套省网华为OSN3500设备、1套地网华为OSN3500设备、1套华为PTN设备和1套贝尔PTN设备。 2.1.8.5 光缆线路建设方案 至汴梁变110kV线路架设1根48芯光缆至汴梁变，长度约为2km，采用OPGW光缆。OPGW光缆应在构架顶端、最下端固定点（余缆前）和光缆末端分别通过匹配的专用接地线与构架进行可靠的电气连接。进场光缆采用非金属阻燃光缆GYFTZY-48B1型号。 至新宋110kV线路架设1根48芯光缆至新宋变，长度约为5.3km，采用OPGW光缆，用户光差保护通道和用户企业通信网络。 2.1.8.6 通信电路建设方案 ****点击查看电站新增1套**地网华为光传输设备，采用622Mbit/s光接口速率接入汴梁变地网华为光传输设备，汴梁变新增地网华为622Mbit/s光接口板2块。同时在新宋变新增622Mbit/s光接口板2块。最终行成宏达-汴梁622Mbit/s（1+0）华为光通信通道，宏达-新宋622Mbit/s（1+0）华为光通道， 2.1.8.7 通道组织 具体通道组织如下： a）通信通道 通道1：变电站 **光缆 汴梁变 **地区光纤环网 **地调 通道2：变电站**光缆 汴梁变 **区域省接入网 **地调 b）远动通道 第一套调度专网设备通过2×2M 带宽分别接入220kV前台变和宋城变专网汇聚节点；第二套调度专网设备通过2×2M 带宽分别接入220kV汴梁变和涡河变专网汇聚节点。 c）保护通道 变电站～汴梁变1回110kV线路，均配置1套光纤电流差动保护，每套保护直达光缆纤芯2芯，备用2芯。 变电站～新宋变1回110kV线路，均配置1套光纤电流差动保护，每套保护直达光缆纤芯2芯，备用2芯。 d）调度管理通道 通过专用终端接入调度端管理主站系统。调度管理系统终端部署在互联网大区，站内应配置光纤互联网通道，实现调度管理系统与调度端的通信。 2.1.8.8 通信设备配置 ****点击查看电站新增1套**地网华为光传输设备，采用622Mbit/s光接口速率接入汴梁变地网华为光传输设备，汴梁变新增地网华为622Mbit/s光接口板1块。同时在新宋变新增622Mbit/s光接口板1块。最终行成宏达-汴梁622Mbit/s（1+0）华为光通信通道，宏达-新宋622Mbit/s（1+0）华为光通道， 变电站配置1套IAD设备，用于调度电话业务开通。为保证调度可靠性，变电站增加1部市话，作为备用通信方式。 宏达变新增1套PTN设备，传输速率1GE。 2.1.8.9 通信电源 不配置独立的通信电源，通信设备由站内一体化电源配置2 套DC/DC电源变换装置，提供2路-48V直流电源。 2.1.8.12 通信机房 不设置独立的通信机房，通信设备统一安装在**二次设备室内，其它各站通信机房可以满足本工程新增通信设备的安装需要。 2.2 变电站土建 2.2.1 站址及区域概况 2.2.1.1站址位置：站址位于**市宏达大道东侧，新宋**侧，青年路西侧，新曹**侧，站址附近规划西侧为东九路，北侧为昌盛路，交通条件边路，出线走廊良好。 2.2.1.2站址地理状况：场地地势平坦，站址地块地势起伏不大，场地地面绝对高程在70.02～70.36m之间，最大高差0.34m之间。站址地块与周边道路高差较大。站址交通方便，场地环境简单。 2.2.1.3 现状站址土地性质为建设用地。 2.2.1.4 宏达变位于东九路（规划）东侧，昌盛路（规划）南侧，站区总出入口位于北侧围墙，向北接入昌盛路，进站道路长度10.50m，宽4.0m，转弯半径9.0m，交通条件便利。 2.2.1.5站址周边有城市管网，给排水接市政管网。 2.2.1.6站址地上、地下没发现历史文物、文化遗址、地下文物、古墓等。 2.2.1.7征地拆迁及设施移改的内容：经现场勘查，站址区域内有简易砖围墙需拆除，有少量树木需赔偿，另沟通通讯部分迁移通讯线1条。 2.2.3 工程地质情况 2.2.3.1根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（2016年版）及《中国地震动参数区划图》GB18306-2015规定，场地设计基本地震加速度为0.1g，抗震设防烈度为7度区，设计地震分组为第二组，建筑场地类别为Ⅲ类，地震动反应谱特征周期0.35s。根据液化初判，场地不存在可液化土。 2.2.3.2 站址地质情况 野外勘探成果表明，场地的工程地质条件较为简单。地基土主要为第四系全新统冲积形成的粉土、粉质黏土、粉细砂层。勘探深度内揭露的岩土地层依据其时代、物理性质与工程特性的差异可以划分为六层(编号为层①～层⑥)，按地层时代从新至老顺序分述如下： 层① 粉土(Q4al)：黄褐色，稍湿，稍密，干强度及韧性低，摇震反应中等，含黄色锈斑，灰褐色斑块，局部夹黏土块，表层见植物根系，土质不均。 层② 粉质黏土(Q4al)：灰褐色，软塑为主，局部可塑，干强度及韧性中等，无摇震反应，含黄色锈斑，灰色斑块，偶见钙质结核及蜗牛碎片，刀切面有**。 层③ 粉砂(Q4al)：褐黄色～灰黄色，饱和，稍密～中密，成分以石英、长石为主，含少量云母碎片，局部接近于粉土，砂质不纯。 层④ 粉质黏土(Q4al)：灰褐色，可塑，局部见软塑，干强度及韧性中等，无摇震反应，含黄色锈斑，灰色斑块，偶见钙质结核及蜗牛碎片，刀切面有**，局部夹粉土薄层，局部有砂感。 层⑤ 粉土(Q4al)：黄褐色，湿，中密，局部稍密，含铁锰质氧化物，摇振反应中等，无**反应，干强度和韧性低，局部夹粉粘薄层，粘性较强，土质不均。 层⑥ 粉质黏土(Q4al)：黄褐色，可塑，含铁锰质锈斑及少量钙质结核，切面有**，无摇振反应，干强度和韧性中等，局部夹粉土薄层。本次勘察未揭穿该层，最大揭示厚度为3.0m。 2.2.3.3站址及其附近没有地下采空区、可开采的矿藏、古文物及滑坡、泥石流等影响场地稳定性的不良地质作用，适于建筑。 2.2.3.4拟选站址场地相对稳定，工程地质较好适于建筑。 2.2.3.5 （1）地下水 勘察期间，在勘探钻孔内见有地下水，地下水类型分为孔隙潜水，赋存于细砂及卵石层中，其孔隙连通性较好，主要受大气降水补给，多以蒸发方式和向下径流方式排泄。水位及水量随大气降水及周边地表水量的影响而波动。勘察期间，孔隙潜水地下水水位埋深为2.00m-2.50m。 本区环境类型为Ⅱ类。根据水质分析结果，在干湿交替作用时，地下水对砼有微腐蚀性，对钢结构及砼中钢筋有微腐蚀性。根据土质易溶盐分析结果，综合确定土对砼有微腐蚀性，对钢结构及砼中钢筋有微腐蚀性。 2.2.4 与基础方案 2.2.4.1主要建、构筑物地基与基础：配电装置楼、辅助用房采用柱下独立基础，变压器及散热器均采用大块式砼基础，消防水泵房及消防水池采用筏板基础。 2.2.4.2地基处理：建筑物地基处理采用换填处理，换填材料为级配砂石，换填厚度2米，换填工程量为3200立方米。
2.2.5.1水位 本区域内无主要河流，满足50年洪水位要求，本站标高定为276.80m。站址不受50年洪水位影响。 2.2.5.2气象资料 2.2.5.2.1站址气象特征值
2.2.6 总平面与竖向布置 本站为全户内站，依据电气布置，结合站址条件，站区总平面布置如下： （1）本站总布置方案远近期结合，统一规划，一次征地，分期建设。****点击查看电站，所有电气设备均设置在一栋配电装置楼内，配电装置楼南北朝向，布置在站区中央；辅助用房及消防水泵房布置在站区东部，辅助用房东西朝向，消防水泵房南北朝向。站区设置环形道路，满足运输、安装、检修、消防要求。事故油池布置在站区西南角，充分利用站内空间，提高土地利用率。配电综合楼周围采用绿化地面，辅助用房及消防水泵房周围采用透水砖地坪。 （2）变电站大门位于北围墙东部，进站道路由北侧现状路引入站区。进站道路长度10.5m，路宽4.0m，与站外道路引接处转弯半径9.0m，城市型道路。 （3）站址位于城市规划区内，站区围墙形式选择符合区域城市的整体形象的装配式围墙，高2.3m。围墙基础采用毛石混凝土基础。大门采用电动推拉轻型实体门。 2.2.7 建筑部分说明 站内主要建筑为生产综合楼、辅助用房及消防水泵房，生产综合楼、辅助用房均采用钢框架结构，消防水泵房采用钢筋混凝土结构。 本站综合配电楼采用三层钢框架结构，基础采用现浇混凝土独立基础，柱与基础采用螺栓连接，楼承板采用钢筋桁架楼承板，屋面防水等级为Ⅰ级。综合配电楼一层为电缆夹层、主变室及主变散热器，二层设置有10kV配电装置室、GIS室、吊装平台，三层设置有储能室、蓄电池室、SVG室、电容器室、主控室、走廊、吊装平台等功能性房间。辅助用房布置有值班室、资料室、工具间、卫生间。外墙：±0.000以下采用MU20蒸压灰砂砖M10水泥砂浆砌筑；±0.000以上建筑外墙采用除特殊说明外采用四面企口铝镁锰岩棉夹芯板+ALC板（蒸压加气混凝土板材简称ALC板），耐火极限3小时。普通外墙内侧采用200mm厚A级ALC板；内隔墙采用200mm厚A级ALC板；钢柱采用50mm厚防火板包覆。铝镁锰岩棉夹芯板为0.8mm铝镁锰板+100mmA级防火岩棉+0.6mm铝镁锰板。铝镁锰岩棉夹芯板要求：1、铝镁锰夹芯板外板采用0.8mm铝镁锰板，横向排版表面呈纯平效果，镀层以滚轮涂覆，并经三涂三烤；外板面漆涂膜正面20um聚偏氟乙烯，背面5um环氧树脂；内板采用0.6mm铝镁锰板，面漆涂膜正面、背面要求同外板。使用寿命在50年以上。 辅助用房为采用单层混凝土框架结构，基础采用现浇混凝土独立基础，布置有卫生间、警卫室等。±0.000以上内外墙采用加气混凝土砌块。±0.000以下采用MU20蒸压灰砂砖M10水泥砂浆砌筑； 建筑的地面做法： 10kV配电装置室、GIS室、电容器室、SVG室地面水泥基自流平地面，主变室、主变散热器室采用耐磨地面，蓄电池室采用耐酸水泥基自流平地面，二次设备室采用防静电地板，卫生间防滑地砖地面，电缆夹层采用水泥地面，其他房间及楼梯间采用普通地砖地面。 顶棚：卫生间采用铝塑板吊顶，工具室、资料室、主控室采用轻型龙骨铝板吊顶，其他房间粉刷材料同内墙面。 门窗：采用耐腐蚀性强，密封性、隔声性良好且维护费用低的断桥铝合**窗，窗外加装防盗护栏。设备间均采用防火门。 屋面：屋面采用平屋顶形式，材料找坡。依据《屋面工程技术规范》〔GB50345-2012〕，屋面防水等级为Ⅰ级。屋面采用有组织排水，雨水管采用UPVC硬塑雨水管。 2.2.8 结构部分说明 综合配电楼采用三层钢框架结构，基础采用现浇混凝土独立基础，柱与基础采用螺栓连接，楼承板采用钢筋桁架楼承板。 辅助用房为一层钢框架结构、基础采用现浇混凝土独立基础。 消防泵房为地上一层、地下一层钢筋混凝土框架结构，地下水泵房及消防水池基础采用筏板基础。 事故油池：为全地下式钢筋混凝土结构，水泥砂浆防水，混凝土抗渗等级为P8。 站内电缆隧道截面为2.0m×2.0m钢筋砼电缆隧道。 站内电缆沟截面为1.1m×1.2m、1.6m×1.1m钢筋砼电缆沟。 设备支架采用φ273×6钢管杆，独立基础，地脚螺栓连接，所有铁件均为热镀锌防腐。 主变压器基础采用钢筋混凝土基础，储油坑内铺卵石厚度≥300mm，油坑用铸铁管道与事故储油池连接。 2.2.9 给排水及暖通说明 水工部分 本工程遵循的专业规范与设计规范： 《室外给水设计规范》（GB50013－2018） 《室外排水设计标准》（GB50014－2021） 《变电所给排水设计规程》（DL/T 5143－2018） 《建筑给排水设计规范》（GB50015－2019） 2.2.9.1.1 站区供、排水条件 宏达变位于东九路（规划）和昌盛路（规划）交叉口西南角，站内生活用水、消防用水接入市政自来水管网。站内雨雪水经排水管网收集后排入市政雨水管网。生活废水排市政污水管网。 2.2.9.1.2 给水系统 （1）生活用水 生活用水主要为职工生活饮用水、卫生冲洗水。最大用水量为1m3/h，水压为0.20MPa。供水母管采用De50mm的PPR管，支管采用De25工程PPR管。 （2）消防给水 本站站内生产综合楼建筑体积大于 5000m3，小于 20000m3。火灾危险性为丙类，故按规范需设置室内消火栓系统。 其中室内消火栓用水量按 20L/s 计，火灾延续时间 3h，一次用水量为 216m3；室外消火栓用水量按 25L/s 计，火灾延续时间 3h，一次用水量为 270m3，总计用水量为 486m3。 消防泵房内主要设有以下消防给水设备：消防给水泵 2 台（一用一备），其中消防稳压泵 2 台，立式隔膜式气压罐 1 台。室内消火栓泵（P1、P2），型号：XBD6.4/20-100L-KQ，流量：20L/s，扬程：0.64MPa，单泵功率：30kW,室内消火栓系统增压稳压设备型号：XW(L)-II-2.0-45-ADL,气压罐型号：SQL800*0.6，配用水泵型号：ADL6-7,流量：2.0L/s，扬程：45m，功率N=2.2kw，一用一备。消火栓给水管道 DN≤100，采用镀锌钢管；DN＞100，采用焊接钢管。 消防给水系统与生活给水系统分开设置，生活给水管道从市政给水管引入。消防给水由消防水池提供。 2.2.9.1.3 排水系统
（1）站区雨水通过地表径流汇至雨水口及站址西侧低洼处，经排水管排入站外市政规划雨水管网，排水管选用双壁波纹管。站址西侧围墙设泄水孔，部分雨水可通过泄水孔排至站外。 （2****点击查看电站在配电综合楼内设卫生间。根据国家规范以及环保部门的要求，站内设置成品池一座，容积4立方，污水经化粪池处理达标后，经污水检查井排至站外市政污水管网。站内雨水采用有组织排水，经雨水口收集后排入站外西侧市政规划雨水管网。 （3）在主变压器附近设有一座40m3事故油池，用于主变压器事故排油。事故时，油水混合物进入事故油池进行油水分离，分离后的废水排入站区污水管网然后排至站外排水管网。分离出的废油应及时回收，防止污染环境。 2.2.9.2 暖通部分 2.2.9.2.2 采暖方案及设备选型 本变电站考虑到采暖期维护、运行、管理方便可靠等因素，本站区采用电暖器采暖。 冬季采暖期内，无人值班的房间，在满足工艺设备对环境要求的情况下，为了节省能源，可调低温运行。 2.2.9.2.3 通风方案及设备选型 （1）蓄电池为免维护式，排风量按不少于12次/小时换气次数计算。与《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》DL/T 5035-2016第6.2.2节的规定,蓄电池室的事故通风换气次数应不少于6次/小时的要求相比, 满足且优于规范要求。通风方式采用自然进风、机械排风，室外新风经过滤进入房间。排风机采用防腐防爆型,电动机采用与风机直联。 （2）10kV及站用配电装置室采用机械排风、自然进风方式，室外新风经过滤进入房间, 通风量保证房间换气次数不少于12次/小时。排风机为事故风机。 （3）110kV GIS间采用机械排风、自然进风的通风方式，进风经过过滤。平时通风换气次数不少于4次/h,平时通风的吸风口位于房间下部，GIS设备无有毒气体产生，因此可不考虑事故排风装置。 （4）主变室采用机械排风、自然进风方式，室外新风经过滤进入房间, 通风量保证房间换气次数不少于12次/小时。 （5）10kV电容器室采用机械排风、自然进风方式，电容器室进风需经过过滤。通风量按排除室内设备余热所需的通风量计算，保证夏季室内温度不超过40℃，并满足换气次数不少于12次/小时。 （6）SVG室采用机械排风、自然进风方式，电容器室进风需经过过滤。通风量按排除室内设备余热所需的通风量计算，保证夏季室内温度不超过40℃，并满足换气次数不少于12次/小时。 （7）电缆夹层采用自然进风、机械排风方式。换气次数不少于6次/小时。 （8）消防泵房采用机械排风、自然进风方式，排风量按不少于15次/小时换气次数计算。 （9）卫生间采用自然进风、机械排风方式。换气次数不少于4次/小时。 所有通风系统均与消防报警联锁，若发生火灾时，自动切断电源停止运行。 电气房间的机械排风均选用超低噪音风机。 所有自然进风用百叶风口均配防尘过滤网，以保证送风清洁。 2.2.9.2.4 空调方案及设备选型 夏季为保证配电装置楼内二次设备室、配电装置室的控制设备、仪表的正常运行及运行人员的工作需要，室内安装风冷分体柜式空调机；资料室、值班室（辅助房间）设置壁挂式风冷空调机。 2.2.9.2.5 消声及环保 空调及通风系统均选用先进的低噪声设备，以控制噪声对室内环境的影响，符合国家噪声控制标准。 2.3 变电站电气 及规模 变电站按智能站建设，智能化方案按常规电气设备加智能组件完成。 110kV本期和中期均采用单母线分段接线；10kV本期采用单母线分段接线，远期采用单母线三分段接线。 主变压器：远期3×63MVA，本期2×63MVA； 电压等级：110/10kV； 110kV出线：远期4回，本期2回。1回接入汴梁变110kV侧，另1回接入新宋变。 10kV出线：最终出线规模36回，本期24回。 无功补偿：1号、2号主变每台配置1组5000kvar并联电容器、1组动态SVG，容量为±5000kvar。3号主变配置2×5000kvar并联电容器。 110kV为中性点直接接地系统； 10kV为经消弧线圈接地。
2.3.2.1 主要电气设备选择 （1）短路电流水平 依据2030年最大运行方式下系统阻抗进行三相短路电流计算。 10kV母线短路电流按2台主变压器分列运行，****点击查看电站短路电流水平计算结果如下：
根据本工程远景短路电流水平并参考国网通用设备要求，110kV设备短路电流水平按40kA考虑，10kV设备短路电流水平按31.5kA和40kA考虑（其中主变进线柜和分段柜为40kA）。 （2）污秽区 根据《**省电力系统污区分布图》(2020版）显示，本站地处e 级污秽区。按照（国家电网设备〔2018) 979号）7.1.1“变电站设计时，c级以下污区外绝缘按c级配置;c、d级污区可根据环境情况适当提高配置;e级污区可按照实际情况配置。”的绝缘配置设计原则，本工程所有户外电气设备外绝缘的爬电比距均按照e级污秽区要求进行设计。户外电气设备取统一爬电比距不小于53.7mm/kV。户内电气设备按d级污秽要求选择，统一爬电比距≥43.3mm/kV。 （3）电气设备选择 a) 主变压器选择 本变电站考虑采用全户内布置，主变压器采用三相双绕组有载调压分体式油浸自冷电力变压器，满足二级能效。 型号：SZ□-63000/110； 额定电压比：110±8×1.25/10.5kV； 容量比：100/100； 接线组别：Yn，d11； 阻抗电压：U=17%。 b) 110kV设备选择 本站110kV设备采用常规户内全封闭式组合电器。本工程110kVGIS设备，额定电流采用3150A，开断电流采用40kA，同时隔离、接地开关配置微动开关，三相电压互感器，能满足一键顺控功能要求。 110kV电流互感器选用电磁式电流互感器，主变进线额定电流比2×300/1A，5P40/5P40/0.2S/0.2S,出线额定电流比800-1600/1A，5P30/0.2S/0.2S。 110kV电压互感器选用电磁式电压互感器，母线侧电压比 kV，准确度级：0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/3P，线路侧电压比kV，准确度级：0.2/0.5/0.5/3P。 避雷器：GIS 内置，选用无间隙氧化锌避雷器，型号为Y10W-102/266，附在线监测装置。 c)10kV设备选择 采用户内金属铠装移开式开关柜，接地刀闸配置微动开关，设备满足一键顺控功能要求。 额定电压：10kV 额定电流：进线柜，分段柜4000A，出线柜1250A 额定开断电流：进线柜，分段柜40kA，出线柜31.5kA 热稳定电流： 40kA/31.5kA（4s） 动稳定电流： 100kA/80kA 柜内配真空断路器。 d)接地变消弧装置 本期新上2套户内柜体接地变消弧线圈成套装置，接地变容量1000KVA，消弧容量630KVA。远期3套接地变消弧线圈成套装置。 e)无功补偿装置 本期每段10kV母线配置两组5000kvar户内框架式并联电容器组成套装置和2套±5000kvar户内水冷SVG设备，终期在第**主变10kV侧再安装2组5000kvar户内框架式并联电容器组成套装置。 f）导体选择： 110kV系统导体 （1）主母线：额定电流3150A。 （2）主变压器进线回路：选用JL/GIA-400/35以及YJLW03-64/110kV-1×400。 10kV系统导体 （1）主母线：3×（TMY-125×10）（开关柜内）。 （2）主变10kV侧进线：3×（TMY-125×10）。 （3）电容器回路电缆： 5000kvar电容器和SVG进线电缆选用：ZR-YJV22-8.7/15-3×240。 （4）消弧线圈回路电缆选用：ZR-YJV22-8.7/15-3×120。 2.3.2.2 电气布置 2.3.2.2.1 电气总平面布置 宏达变建设钢框架综合楼一座，设备装置均为全户内布置。综合楼按地面上三层布置设计，一层设置电缆夹层。10千伏配电装置以及GIS室均布置于综合楼二层。三层为二次设备室、无功补偿装置室以及蓄电池室和储能装置室。具体平面布置详见钢框架建筑楼方案平面附图。 2.3.2.2.2配电装置 （1） 110kV配电装置 110kV配电装置采用常规户内组合电器布置，出线以及主变进线均采用电缆。为方便设备安装及后期维护，结合业主意见，GIS配电装置室尺寸加大，具体尺寸详见附图： （2） 10kV配电装置 10kV配电装置采用金属铠装移开式开关柜，户内双列布置，主变进线以矩形母线引入10kV开关柜，出线及电容器采用电缆。 10kV电容器组采用户内布置，单星形接线，电缆进线。电容器进线隔离开关采用四级隔离开关、串接5%干式铁芯电抗器。10kVSVG采用户内水冷布置，电缆下进线。 本站10kV装设接地变及消弧线圈成套装置，与10kV开关柜一起布置在10kV配电装置室内。 本变电站抗震烈度为7度,所有电气设备均应满足7度抗震的要求。 接地 防直击雷保护 全站采用全户内布置，建筑楼采用屋顶避雷带的方式进行防直击雷保护。 10kV出线均为电缆，各级电压出线、主变中性点、主变10kV进线均装设氧化锌避雷器，以防止雷电侵入波引起的感应过电压。 接地部分 全站采用水平接地体与垂直接地极组成基本方格网结构，网格距不小于6m，接地网水平接地体均采用铜排，引线选用热镀锌扁钢。接地极用长度为2.5m、φ17.3镀铜钢棒。 主接地网由站区范围内敷设的网状水平接地体及垂直接地极组成。考虑到40年防腐及满足动热稳定的要求，根据远景年110kV单相短路电流计算结果,并考虑入地分流：IG=15.37×0.6=9.22kA，取t=0.65s；工频接地电阻不应大于5000/I=0.54Ω，此时需满足GB/T 50065-2011 接地设计规范 4.3.3条的规定：****点击查看电站接地网的站用变低压侧，应采用TN系统，且低压电器装置应采用（含建筑物钢筋的）保护等电位联结系统。应采用扁铜（或铜绞线）与二次电缆屏蔽层并联敷设。扁铜应至少在两端就近与接地网连接。主接地网接地电阻计算值约为R=0.5ρ/ (站区接地网面积约为3400m2）=0.43Ω，小于0.54Ω满足接地电阻要求。 本站接地导线最小截面为： Sg≥（Ig／C）×√t=15370/70×√0.65=177mm2 （钢接地引下线） Sg≥（Ig／C）×√t=7685/249×√0.65=24.88mm2 （铜水平接地线） 根据腐蚀计算接地材料选择如下： 设备引下线：60×6接地扁钢（截面360mm2） 水平接地体：40×4接地铜排（截面160 mm2） （3）接触电势及跨步电势 ****点击查看电站，操作机构四周以及户外主要道路均按沥青地面硬化，电阻率约为 2500Ω﹒m，此时接触电势允许值提升为 1139.4V＞最大接触电势 341.28V，则本站接地电阻、接触电势、跨步电势均满足要求。此外，本站为户内GIS站，后续需要求GIS厂家在设计GIS本体技术方案以及专用接地网方案时，必须满足GIS接触电势小于允许接触电势。由于站区跨步电势满足要求，站区非道路区域可以适当设置绿植以美化站区环境。 （4）二次等电位接地 在二次设备室的保护屏下敷设铜接地网，铜排规格为-25×4。二次设备室接地体、110kV、10kV配电装置接地体、建筑物柱、梁均分别和主接地网可靠连接。 按照“反措”要求，在二次设备室二次电缆沟内以及室外有二次电缆电缆沟内，敷设截面不小于100mm2的铜导线。 光伏及储能系统 本项目计划利用GIS室和二次室空置屋顶配置光伏系统，****点击查看电站负荷进行供电。本项目光伏系统拟采用“自发自用”的方式进行建设，****点击查看电站负荷供电。光伏组件功率暂按100kWp,拟配置1台100kw组串逆变器，配一套100kw/215kwh储能一体化柜及并网柜。 2.3.5 继电保护及安全自动装置 2.3.5.1一次系统概况 宏达变110kV规划最终出线4回，本期110kV出线2回,至220kV汴梁变1回，至110kV新宋变1回。 2.3.5.2系统保护现状和存在的问题 汴梁变110kV为双母线接线，配置1套深瑞BP-2B母线保护装置（双母线接线18单元），为2010年设备，装置剩余5个线路支路，设备运行正常。站内配有1套**银山YS-900A型220kV故障录波系统（I:56路、U:16路、CT：5A），为2020年设备，剩余8个可接入支路， 新宋变110kV电气主接线为扩大内桥接线方式，现配置许继电气微机监控系统及微机防误闭锁系统。110kV东**前肥新间隔现各配置许继电气的光纤电流差动保护装置1套，为2022年设备，运行正常。 2.3.5.3 备用电源自动投切装置 110kV系统：本期在宏达变配置一套备用电源自投装置；在新宋变同步增加1套备自投装置；备自投装置需要具备远方备投功能。 10kV系统：本工程为2回10kV主变进线，本期设10kV备用电源自投装置1套。 0.38kV系统：本工程0.38kV站用电系统采用ATS装置实现双电源切换功能。 2.3.5.4 故障录波 根据2018年版《****点击查看公司十八项电网重大发事故措施（修订版）》相关要求，本工程配置故障录波装置1套。 故障录波装置应能记录故障前后直到故障消除的电气量波形和故障过程保护动作信息、过程层开关量状态，应能连续记录多次故障，具有数据存储功能、显示和分析功能。故障录波装置采用网络方式接收所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文。对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的接口控制器，接入一体化监控系统。 2.3.5.5网络记录分析装置 配置1台网络记录分析装置，记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，具备暂态录波分析功能与网络报文分析功能，分析结果上传至站****点击查看工作站。 网络记录单元应连续在线记录存储网络上的原始报文。网络分析主机软件模块实现网络报文分析功能，并将分析结果以特定报文形式上****点击查看工作站。 2.3.6 变电站自动化系统配置 2.3.6.1 管理模式 ****点击查看电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计。 ****点击查看电站自动化系统主要设计原则如下： （1）采用开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层构成。 （2）变电站自动化系统统一组网，采用DL/T860通信标准；变电站内信息具有共享性，保护故障信息、远动信息不重复采集。 （3）变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。 2.3.6.2 监控、监控范围 自****点击查看电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的功能和时钟同步功能，****点击查看中心交换信息的能力。****点击查看电站要求调****点击查看电站的运行情况，监控范围满足Q/GDW 678-2011《****点击查看电站一体化监控系统功能规范》的要求。 2.3.6.3设备配置方案 2.3.6.3.1站控层设备配置方案 本工程站控层配置一体化监控系统屏2面，含监控主机2****点击查看工作站、****点击查看工作站、数据服务器），综合应用服务器1台。 配置站控层网络打印机1台，实现全站后台集中打印，安装于计算机监控系统屏内。配置间隔层移动打印机1台，实现间隔层设备打印功能。 配置数据通信网关机屏2面，包括：I区数据通信网关机2套、II区数据通信网关机1套、III/IV区数据通信网关机1套。 功能描述如下： （1）监控主机、智能防误主机与一键顺控功能 ****点击查看工作站、****点击查看工作站、数****点击查看电站计算机监控系统的主要人机界面，实现全站信息实时监控、监测功能，及保护信息、故障信息管理功能，能在电网正常和故障时，采集、处理各种所需信息，****点击查看中心进行通信。配置满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求，及整个系统的功能、性能指标要求。由监控系统主机内置的一键顺控功能软件实现一键顺控功能。 本工程配置1台智能防误主机，智能防误功能模块1 套部署于监控主机，1 套部署于智能防误主机；监控主机的防误逻辑与智能防误主机的防误逻辑应相互独立，两套防误逻辑共同实现防误双校核功能。 变电站一键顺控应实现操作项目软件预制、操作任务模块 式搭建、设备状态自动识别、防误联锁智能校核、操作步骤一 键启动、操作过程视频联动等功能。 由监控系统按照预设程序与防误策略，选择相应的操作任 务，****点击查看电站操作票并按步骤顺序执行操作；依据遥测、遥信、状态传感器信息等多重判据，判别确认设备实时状态信 息，直至所有步骤全部完成；采用防误双校核和设备状态双确 认机制，确保操作控制安全可靠 变电站一键顺控功能在站端实现，部署于安全Ⅰ区，由站控层设备（监控主机、智能防误主机、Ⅰ区数据通信网关机）、间隔层设备（测控装置）及一次设备传感器共同实施。监控主机与智能防误主机之间进行防误逻辑双校核，通过Ⅰ区数据通信网关机采用DL/T 634.5104 通信协议实现调控/****点击查看电站一键顺控功能的调用。 双确认防误逻辑中，对断路器和刀闸的位置状态确认应至 少包含不同源或不同原理的主辅双重判据。主判据应为断路器 和隔离开关的机构辅助开关触点双位置信息，辅助判据宜为设 备所在回路的电压、电流遥测信息、带电显示装置反馈的有无 电信息或设备状态传感器反馈的位置状态信息 一键顺控通信规约宜遵循《变电站通信网络和系统》 （DL/T 860）的有关规定，满足《电力监控系统网络安全防护 导则》（GB/T 36572）有关要求。 （2）数据通信网关机兼图形网关机 分为2个安全区，Ⅰ区数据通信网关机双重化配置，Ⅱ区数据通信网关机双重化配置。 I区数据通信网关机：直接采集站内数据，****点击查看调度中心传送实时信息，****点击查看中心的操作与控制命令。采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计； Ⅱ区数据通信网关机：实现Ⅱ****点击查看中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能； （3）综合应用服务器功能 接收站内辅助应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。 （4）网络打印机 本工程取消装置屏内的打印机，设置网络打印机，挂接于站控层，打印全站各装置的保护告警、事件等。 2.3.6.3.2间隔层设备配置方案 本工程间隔层设备主要包括站内的保护设备、测控设备、公用测控设备、自动装置等。保护测控装置按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信；保护测控装置设置检修压板，其余功能投退采用软压板。其配置及组屏方案如下： （1）主变压器测控 本工程每台主变配置主变高压侧测控装置1套，主变低压侧测控装置1套，主变本体测装置1套，组1面屏安装。 （2）公用测控屏 配置1面公用测控屏，包含公用测控装置2套。 （3）10kV保护测控 10kV设备采用保护测控一体化设备，全部下放至开关柜，和一次设备采用电缆连接。装置除失电告警信号以硬接线方式接入测控装置，其余告警信号均以网络方式传输。 为采集10kV开关柜一键顺控辅助判据信息，在10kV开关柜室配置2台10kV公用测控装置，组1面屏。 2.3.6.3.3过程层设备配置方案 过程层设备包括常规式电流互感器、合并单元以及智能终端。 本工程主变高压侧、主变低压侧配置合并单元智能终端合一装置按双套配置，主变高压侧合并单元智能终端合一装置下放至GIS汇控柜内，主变低压侧合并单元智能终端合一装置下放至开关柜内。主变本体智能终端集成非电量保护功能单套配置，安装于现场智能控制柜内。 2.3.6.4网络结构 变电站网络拓扑采用高速以太网组成，通信标准符合DL/T860规约。站控层设备通过网络与站控层其他设备通信，站控层网络采用双星形以太网；间隔层设备通过网络与本间隔层其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信，间隔层网络采用单星形以太网；66kV GOOSE报文及SV报文采用点对点方式传输，不组建过程层网络；10kV亦不设置过程层网络，GOOSE报文通过站控层传输。 变电站在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。 网络交换机网络传输速率大于或等于100bit/s，构成分布式高速工业级以太网，经过国****点击查看测试中心检测，支持交流、直流供电，电口****点击查看电站应用要求。网络交换机的所有光口采用交换机本身内置光纤端口，不采用外接光电转换器。网络交换机具有网络管理功能，且全站采用同一品牌的网络交换机。 二次设备室网络通信介质采用超五类屏蔽双绞线；通向户外的通信介质采用光缆。 2.3.6.5与其它设备接口 全站保护测控一体化装置、时钟同步系统、电能量采集处理装置均通过2个传输速率为100Mbit/s的以太网口接入间隔层网络交换机，并汇聚到站控层MMS网。 全站电能表的计量信息通过RS485接口接入电能量采集处理装置，并处理上传。 2.3.6.6一体化信息平台和高级功能 2.3.6.6.1 一体化信息平台 （1）一体化信息平台从站控层网络直接采集SCADA数据、保护信息等数据，直接采集电能量、设备状态监测等各类数据，****点击查看电站的统一数据基础平台。 （2）66kV变电站一体化信息平台主机与站控层主机统一配置，不独立配置。 2.3.6.6.2 高级功能 高级应用主要实现设备状态可视化、智能告警及分析决策、源端维护、顺序控制功能。****点击查看中心、调度中心和本地自动化系统发出的控制指令，经安全校核正确后，自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制；具备自动生成不同主接线和不同运行方式下典型操作流程的功能；具备投、退保护软压板功能；具备急停功能。 2.3.6.7 元件保护及自动装置 2.3.6.7.1主变压器保护 元件保护按根据Q/GDW441-2010《****点击查看电站继电保护技术规范》及《****点击查看公司十八项电网重大反事故措施》的规定执行。 a）主保护： 二次谐波制动复式比率差动保护。 保护动作跳主变高、低压侧断路器。 b）后备保护 （1）复合电压启动的过电流保护（高后备保护），电压取主变低压侧，设定两个时限，Ⅰ段跳10kV分段断路器、Ⅱ段跳主变各侧断路器。 （2）低电压闭锁过电流保护（低后备保护），电压取主变低压侧，设定两个时限，Ⅰ段跳10kV分段断路器、Ⅱ段跳主变各侧断路器。 （3）主变高压侧配置过负荷保护，保护动作于跳闸或发信号。 （4）当变压器后备保护动作跳 10kV 侧分段断路器功能投入时，变压器后备保护动作不宜闭锁变压器备自投。变压器后备保护动作应闭锁 10kV分段备自投。 c）非电量保护 主变压器本体重瓦斯保护 瓦斯继电器双接点引入，仅一个接点动作时，只发信号，双接点同时动作时跳闸并发信号。 主变压器有载调压重瓦斯保护，动作于跳闸或信号。 主变压器本体轻瓦斯保护，动作于信号。 主变压器压力释放，动作于信号。 主变压器本体油位异常，动作于信号。 主变压器有载调压油位异常，动作于信号。 主变压器温度高，动作于信号。 主变本体保护跳闸采用直接跳闸方式，非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。 设备配置：本工程变压器保护采用主、后一体化保护装置。每台变压器配置主、后一体化保护装置2套，非电量保护装置1套,非电量保护功能集成在本体智能终端中；主变保护单独组屏，安装于二次设备室，非电量保护下放至主变场地。 2.3.6.7.2 10kV线路保护 线路配置微机型电流速断保护、过流保护及三相重合闸。母线分段配置微机型充电过流保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。保护装置采用以太网接口接入站内计算机监控系统，通信规约采用DL/T 860（IEC 61850）。 2.3.6.7.3接地变保护 配置微机型电流速断保护、过流保护及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。保护装置采用以太网接口接入站内计算机监控系统，通信规约采用 DL/T 860（IEC 61850）。 2.3.6.7.4 10kV电容器保护 配置微机型电流速断保护，过流保护，以及过压、失压保护。对于某一电容器切除后引起的剩余电容器过电压，根据接线情况选用中性点电流或电压不平衡保护、电压差动保护或开口三角电压保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。保护装置采用以太网接口接入站内计算机监控系统，通信规约采用 DL/T 860（IEC 61850）。 2.3.6.7.5 10kV分段保护装置 10kV分段按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的分段充电保护装置和一个三相操作箱，充电保护应具有两段相过流和一段零序过流。 2.3.6.7.6自动装置 本工程不配置独立的小电流接地选线及低频低压减载装置，该功能由监控系统和保护测控装置实现。 10kV配置电压并列装置1台。采用常规的电压并列装置，下放至PT开关柜。10kV开关柜设置电压小母线，10kV保护测控装置所需电压取自开关柜电压小母线。 2.3.6.8 一体化电源系统 本工程采用交直流一体化电源系统，实现全站电源系统的统一配置、统一管理。智能一体化电源系统主要由ATS、充电单元、UPS不间断电源、通信电源、蓄电池组及各类监控管理模块组成。 智能一体化电源系统采用分层分布架构，各功能测控模块采用一体化设计、一体化配置，各功能测控模块运行工况和信息数据采用DL/T 860标准建模并接入信息一体化平台。实行智能一体化电源各子单元分散测控和集中管理，实现对智能一体化电源系统运行状态信息的实时监测。 2.3.7其他二次系统 2.3.7.1全站时钟同步系统 本工程在全站配置1套公用时钟同步系统，主时钟双重化配置，同步时钟系统对时范围：监控系统站控层设备、保护装置、测控装置、自动装置及其他智能设备等。 2.3.5.1.1配置原则 （1）配置1套公用的时间同步系统，主时钟双重化配置，满足双北斗对时系统，本工程配置同步时钟屏1面，布置在二次设备室内。 （2）时间同步系统对时或同步范围包括监控系统站控层设备、保护装置、测控装置、合并单元及站内其他智能设备等。 （3）站控层设备对时采用SNTP方式。 （4）间隔层设备对时采用IRIG-B、1pps方式。 （5）过程层设备采样值同步采用IRIG-B、1pps及IEC61588网络对时方式。本变电站的合并单元下放布置在户外智能控制柜内，合并单元的对时采用光缆接入对时装置。 （6）时间同步系统具备RJ45、ST、RS-232/485等类型对时输出接口扩展功能，工程中输出接口类型、数量按需求配置。 （7）主时钟单元应采用双电源供电功能，能同时适应交流与直流电源供电。 2.3.5.1.2主要技术原则 （1）主时钟采用高精度高稳定性时钟装置。对时精度满足控制、保护及合并单元等各应用系统的要求。 （2）时间同步系统精确度和稳定度满足以下要求：时间同步的监督指标要优于1μs；时间同步的稳定度在标准中以守时指标的方式提出，具体指标为优于55μs/h。 （3）主时钟提供通信接口，负责将装置运行情况、锁定卫星的数量、同步或失步状态等信息上传，实现对时间同步系统的监视及管理。 2.3.7.2智能辅助控制系统 配置一套辅助设备智能监控系统，辅助设备智能监控系统包括：一次设备在线监测子系统、火灾消防子系统、安全防卫子系统、动环子系统、智能锁控子系统及智能巡视子系统等。实现一次设备在线监测、火灾报警、安全警卫、动力环境监视及控制、智能锁控、图像监视信息的分类存储、智能联动及综合展示等功能。实现一次设备在线监测、火灾、消防、安全警卫、动力环境的监视，智能锁控，安全环境监视及设备智能巡视，智能联动等功能。 辅控系统由综合应用服务器、智能巡视主机，各子系统监测终端及传感器、通信设备等组成。采用分层、分布式网络架构，组建单网，划分为安全Ⅱ区和安全Ⅳ区。 站控层设备主要包括综合应用主机，智能巡视主机，II区、IV区网关机等设备，完成数据采集、数据处理、状态监视、设备控制、智能应用及综合展示等功能。站控层统一采用 DL/T 860 通信报文。 一次设备在线监测、火灾消防、安全防卫、动环、智能锁控子系统部署于安全Ⅱ区，无线传感器接入及智能巡视子系统部署于安全Ⅳ区。安全Ⅱ区与安全Ⅳ区之间通过正、反向隔离装置互联。 一次设备在线监视系统 变电站一次设备在线监测子系统实现包含油温及油位监测、变压器油中溶解气体监测、铁芯夹件接地电流监测、避雷器泄漏电流监测、绝缘气体密度监测、开关触头测温等功能，配置前端监测设备。 前端设备实时采集各一次设备状态信息，点对点传输至就地配置的一次设备在线监测IED，IED采用DL/T860协议将数据整合上送至综合应用服务器，并发送给智能巡视主机 火灾消防子系统 变电站火灾消防子系统由消防信息传输控制单元、火灾自动报警系统以及模拟量变送器等设备组成，配合火灾自动报警系统，实现站内火灾报警信息的采集、传输和联动控制。火灾自动报警系统内的前端设备通过总线上送数据至消防信息传输控制单元，消防信息传输控制单元采用标准协议将数据整合上送至综合应用服务器，并发送给辅助设备监控主机。 安全防卫子系统 变电站安全防卫子系统按照安全防范要求配置，包括安防监控终端、防盗报警控制器、门禁控制器、电子围栏、红外双鉴探测器、红外对射探测器、声光报警器、紧急报警按钮等设备。 前端设备通过RJ45、I/O、RS485等接口方式与安防监控终端进行通讯，安防监控终端采用 DL/T 860 协议将数据整合上送至综合应用服务器，并发送给辅助设备监控主机，实现站端安全警卫信息的采集和监控。 动环子系统 变电站动环子系统包括动环监控终端、空调控制器、照明控制器、除湿机控制箱、风机控制器、水泵控制器、温湿度传感器、微气象传感器、水浸传感器、水位传感器、绝缘气体监测传感器等设备。 前端设备通过RS485、I/O等接口方式与动环监控终端进行通讯，动环监控终端采用DL/T860协议将数据整合上送至综合应用服务器，并发送给辅助设备监控主机，实现站端环境数据的实时采集和监控 智能锁控子系统 变电站锁控子系统由锁控监控终端、电子钥匙、锁具等配套设备组成。自成后台系统，后台具备上送开锁任务、人员及锁具配置信息，下发开锁任务至电子钥匙等功能。预留锁控监控终端接入辅助设备智能监控系统的接口。 智能巡视子系统 变电站智能巡视子系统含智能巡视主机、硬盘录像机及摄像机等前端设备，应支持枪型摄像机、球型摄像机、高清视频摄像机、红外热成像摄像机、声纹监测装置及巡检机器人等设备的接入，****点击查看电站巡视数据的集中采集和智能分析。前端设备相关视频图像及告警信息采用 TCP/IP 协议上传至智能巡视主机，并可通过智能巡视主机，实现与安全Ⅰ、Ⅱ区的联动。 2.3.7.2对互感器的要求 a）常规电流互感器 电流互感器二次绕组的数量和准确级满足继电保护、自动装置、电能量计量和测量仪表的要求。即66kV变电站的电流互感器，保护用绕组准确级为5P级，测量用绕组准确级采用0.2S与0.5级、计量用绕组准确级采用0.2S级。66kV侧及主受侧分别为5P/5P/0.2S/0.2S；10kV侧为5P/0.5/0.2S（分段为5P/5P/0.5）。 电流互感器二次额定电流采用5A，66kV及10kV的电流互感器按三相配置。 b）常规电压互感器 电压互感器的复合误差应不大于3P级的要求。电压互感器二次绕组的数量和准确级满足继电保护、自动装置、电能量计量和测量仪表的要求，即计量用电压互感器的准确级为0.2级；保护、测控公用电压互感器的准确等级为0.5。10kV侧为0.2/0.5/3P。 2.3.7.3对断路器操作的要求 66kV断路器防跳功能及跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现，应能提供两组完全独立的压力闭锁重合闸接点。 2.3.7.4对直流电源的要求 直流电源电压波纹系数不大于0.5%，最低电压不低于额定电压的85%，最高电压不高于额定电压的110% 2.3.8 二次设备组柜及布置 2.3.8.1二次设备屏体原则 本站为****点击查看电站，按无人值守站设计，二次设备室布置于装配式建筑内，屏柜采用不靠墙布置，屏柜采用2260mm×800mm×600mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)。站控层服务器柜采用2260mm×600mm×900mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)屏柜，一体化电源屏采用2260mm×800mm×600mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)屏柜。变电站二次设备柜体颜色应统一，前玻璃门右侧门轴，后双开门，静电喷涂。 66kV合并单元、智能终端一体化装置等智能组件就地布置于配电装置区的智能控制柜内；10kV保护测控、PT并列装置、主变10kV进线合并单元、智能终端一体化装置等就地布置于10kV开关柜；非电量保护、本体智能终端等智能组件就地布置于主变场地智能控制柜；其余设备，如：站控层设备、主变保护测控、公用测控、一体化电源系统、时钟同步系统以及辅助控制系统等设备布置于二次设备室。 2.3.8.2二次设备组屏方案 见主控室布置图。 2.3.8.3交直流一体化设备 交流电源设置2面交流屏、直流充电及馈线等设备组2面屏、UPS电源（按5kVA考虑）其相应的馈线等设备组2面屏，通信电源DC/DC装置与其相应的-48V馈线开关等设备组1面屏。 2.3.8.4通信设备等在二次设备室集中组屏。 2.3.8.5 66kV合并单元及智能终端一体装置布置在智能控制柜内。 2.3.8.6 10kV系统按照开关间隔配置，采用保护测控一体化装置，就地安装在对应10kV开关柜内，安装1台母线测控装置放置在PT内。 每台主变保护装置组1面屏、主变测控装置组1面屏。 主变低压侧合并单元智能终端一体化装置安装在主变10kV进线开关柜内。 主变本体智能终端安装在变压器本体智能控制柜内。
（项目名称） 投标文件 项目编号： 标 段： 投标人： （盖单位电子章） 法定代表人或其委托代理人： （个人电子签章或签名） 年 月 日
（招标人名称）: 1．我方己仔细研究了 （项目名称及标段）招标文件的全部内容，愿意以投标总报价（大写） （小写） ，工期 ，按合同约定实施和完成承包工程，修补工程中的任何缺陷，工程质量 。 2．我方承诺在投标有效期内不修改、撤销投标文件，且投标文件在招标文件规定的提交投标文件截止时间后，在招标文件规定的投标有效期满前对我方具有约束力。 3.随同本投标函提交投标保证金一份，金额为人民币（大写） 。 4．如我方中标： (l）我方承诺在收到中标通知书后，在中标通知书规定的期限内与你方签订合同。 (2）随同本投标函递交的投标函附录属于合同文件的组成部分。 (3）我方同意将按照“投标人须知前附表”规定支付招标代理费用给招标代理机构。 (4）我方承诺在合同约定的期限内完成并移交全部合同工程。 5．我方在此声明，所递交的投标文件及有关资料内容完整、真实和准确。 6.我方在人员、设备、资金等方面具备相应的能力。 7. （其他补充说明）。 投标人： （盖单位电子章） 法定代表人或其委托代理人： （个人电子签章或签名） 年 月 日
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