2023新能源光伏发电工程EPC招电气系统技术标准-solarbe文库

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新能源光伏发电工程 EPC 招标文件电气系统技术标准 2023 目录 1.1 工程范围 .2 1.2 标准和规范 .3 1.3 主要设备厂家要求及主要技术要求（投标设备需满足以下要求，招标人具有最终选择权） .3 （2）额定技术参数额定电压 40.5kV 额定电流 1250A .4 （1）110kV 户外 GIS 主要技术参数 5 （2）110kV 户外 GIS 结构型式 7 （3）SF6 气体系统要求 7 （4）GIS 控制的要求 7 （5）GIS 内部隔离开关和接地开关 7 （6）GIS 进出线间隔三相设带电显示闭锁装置。 7 （7）联锁要求 .8 （1）变压器型号DKSC-650/35-250/0.4 .8 2接地电阻，根据系统计算设计。 .8 2接地电阻，根据系统计算设计。 .9 1.4 电气设备安装技术规范 9 1.4.1 主变压器及 35kV 箱变安装方案 9 1.4.2 110kV 配电装置安装 10 1.4.3 35kV 及 0.4kV 配电装置安装 .10 1.4.4 高压 35kV 全绝缘管型母线安装 11 1.4.5 SVG 设备安装 .11 1.4.6 并网逆变设备安装 .12 1.4.7 35kV 接地变 12 1.4.8 高压 35kV 电力电缆安装 12 1.4.9 升压站及光伏场区电缆敷设 .13 1.4.10 二次设备的安装与调试 .14 1.4.11 升压站二次接线 .14 1.4.12 升压站二次回路调试 .15 1.4.13 接地装置施工（接地施工单位必须具有相应资质） .15 1.5 检查验收项目 16 （1）设备本体安装位置正确、附件齐全、外表清洁、固定牢靠； .16 （2）操作机构、闭锁装置动作灵活，位置指示正确； .16 （3）油漆完整，相色标志正确，接地可靠。 .16 1.1 工程范围 1.1.1 设备材料采购包括但不限于光伏电站所有设备及材料,包括但不限于全部支架，浮体，锚固装置，管桩，通讯柜，电缆，接地设备和材料， 35kV 箱变设备、35kV 集电线路设备及材料、35kV 配电装置、二次设备、 SVG、光缆、通信线、母线、桥架等所有设备和材料的监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管。 1.1.2 安装调试工程包括但不限于投标人应承担本期所有设备到货卸车、验货（业主、供货商、投标人三方参加）﹑二次运输就位﹑保管﹑安装﹑调试﹑试运行﹑后期工程预留空位封堵、消缺处理直至移交给招标人的全部工作；承担招标人认为有必要的设备（包括但不限于组件、支架、箱变、电缆、箱变、主变、GIS、SVG 等设备材料）出厂检查验收工作等。 1.1.3 甲供设备光伏组件、逆变器。光伏组件、逆变器、主变设备监造由招标人负责。 1.2 标准和规范（1）工程建设标准强制性条文（电力工程部分）2011 年版；（2）电气装置安装工程母线装置施工及验收规范GB50149-2010；（3）电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GB50147－2010；（4）电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-2006；（5）电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范GB50171-2012；（6）电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB50172－2012；（7）电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150－2006；（8）电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GB50148-2010；（9）电力建设安全工作规程第 1 部分变电站部分DL5009.1－2002；（10）110kV－1000kV 变电（换流）站土建工程施工质量验收及评定规程 Q/GDW183-2008；（11）国家电网公司输变电工程施工工艺手册-变电站部分；（12）电力建设工程质量监督检查典型大纲（变电站部分）（电建质监【2009】 58 号）。（13）电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 50168-2006 上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。 1.3 主要设备厂家要求及主要技术要求（投标设备需满足以下要求，招标人具有最终选择权） 1.3.1 光伏组件甲供设备 1.3.2 逆变器甲供设备 1.3.3 光伏专用电缆和电力电缆采用江苏上上、江苏远东、中天科技、德阳电缆、湖北航天、新亚特、长沙恒飞、湖南神通光电、宁波东方、江苏亨通或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。电缆主要技术要求（1）光伏组串至逆变器使用光伏专用铜电缆，截面不小 4mm².，正、负极红黑样式区分。（2）逆变器至箱变低压采用铝合金电缆。（3）35kV 集电线路采用铝合金铠装电缆。 1.3.4 电缆接头采用 3M 或同档次质量产品（电缆头制作须采用冷缩工艺）。 1.3.5 高压开关柜采用平高电气、山东泰开、中山明阳、天水长城、江苏大全、西开、特变电工或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。高压开关柜主要技术要求高压开关柜型式户内成套装置 ZN□-40.5 SF6 气体绝缘开关柜。（2）额定技术参数额定电压 40.5kV 额定电流 1250A 额定短路开断电流 31.5kA 额定短路关合电流 80kA 额定动稳定电流 80kA 额定热稳定电流（ 4s）31.5kA 防护等级IP32 电流互感器 ①主变进线柜电流互感器额定电压40.5kV 变比 1250/1A 级次组合0.2S/0.5/5P30/5P30/5P30/5P30 容量5/20/20/20/20/20VA ②其它开关柜电流互感器额定电压40.5kV 变比400/1A（光伏进线柜）；100/400/50/50/1A（站用兼接地变柜）； 200/400/200/200/1A（FC、SVG 柜）级次组合5P30/5P30/0.5/0.2S 误闭锁要求高压开关柜应具备防止带负荷分、合隔离开关（或隔离插头），防止接地开关合上时（或带接地线）送电，防止带电合接地开关（或挂接地线），防止误入带电隔室等五项机械防误措施。预留挂微机五防编码锁的位置。若电缆室在柜后维护，则电缆室门（包括封板）应与接地开关实现机械联锁。电缆室门采用程序锁的方式实现与接地开关的闭锁，电缆室门开启一侧的固定螺丝不得少于两颗。接地开关、接地车、柜门的闭锁应具备紧急解锁功能。所有开关安装带电显示验电装置，且便于操作时监视。开关柜结构要求外壳高压开关柜为金属铠装、耐电弧（内部电弧级，IAC）的手车型结构，高压开关柜主回路的一切组件均安装在金属外壳内，地板和墙壁均不能作为壳体的一部分。其结构应保证工作人员的安全，且便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。开关柜内安装的高压电器组件均必须为加强绝缘型产品，满足全工况运行和凝露污秽试验要求。采用组装式铠装结构，柜体（包括骨架、面板、门等）材料选用 2mm 或以上敷铝锌钢板，采取多重折弯工艺加工，用拉铆螺母和高强度的螺栓联接而成，避免焊接变形。盖板和门正常操作和维护时不需要打开的盖板，若不使用工具，应不能打开、拆下或移动；在正常操作和维护时需要打开的门，应不需要工具即可打开或移动。观察窗及测温窗柜前断路器室、电缆室等的门上均应留有观察窗，观察窗应使用机械强度与外壳相近的透明材料制成，满足内部燃弧故障试验要求。电缆室采用红外窗口，要求镜片可视直径 100mm 以上，红外透过率 90％以上，互感器室和电缆室共用的红外窗口安装在电缆头和电流互感器高度的中间位置。高压开关柜功能分隔包括母线室、断路器室、电缆室、控制仪表室等。开关柜的各室均有与壳体相同防护等级的压力释放装置，其压力出口的位置确保对人身没有危害。电流互感器、电压互感器选用干式互感器。过压保护器选用氧化物避雷器。保护与测控装置南瑞继保、北京四方、许继电气或同档次质量产品。计量装置每个开关柜安装一块 0.5S 电子式电能表。 1.3.6 主变压器采用江苏华鹏、哈尔滨变压器、西安西电、特变电工、天威保变、山东鲁能泰山或同档次质量产品。主变压器主要技术要求变压器主要参数型号三相油浸式双绕组有载调压升压变压器 SZ11-50000/110 额定电压115±81.25/37kV 效率≮98.5，短路阻抗（）10.5，联结组别YNd11 空载损耗≤48kW 负载损耗≤192kW 套管爬距3150mm 中性点成套装置采用大连新安越、保定天威、保定上为或同档次质量产品 1.3.7 110kV 户外 GIS采用 ABB、GE 、西门子、BB 、GE、西门子、泰开、思源、特变电工、西安西电、平高、日立、特锐德、北京华东电气、上海思源同等及以上产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。 110kV 户外 GIS 主要技术要求（1）110kV 户外 GIS 主要技术参数额定电压（Ur ） 126kV 额定电流（Ir）2000A 额定短时耐受电流40kA（ 3s）额定峰值耐受电流100kA 额定短路开断电流40kA；最大允许局部放电量（1.2 倍额定相电压下）不应超过 5pC，盆式绝缘子、绝缘拉杆等绝缘件最大允许局部放电量应小于 3pC。断路器额定电压（Ur）126kV 额定电流（Ir）2000A 额定短时耐受电流40kA（ 3s）额定峰值耐受电流100kA 额定短路开断电流40kA；隔离开关额定电压（Ur） 126kV 额定电流（Ir）2000A 额定峰值耐受电流100kA 额定短时耐受电流40kA （3s ）操动机构三相机械联动电动操作机械稳定性次数10000 次快速接地开关额定电压（Ur）126kV 额定电流（Ir）2000A 额定峰值耐受电流100kA 额定短时耐受电流40kA （3s ）；合闸时间应不超过 0.1s；分、合闸速度能保证其开断及关合性能。开断和关合能力额定关合短路电流应与断路器一致，关合次数为 2 次。操动机构型式为电动弹簧机械稳定性次数10000 次。电流互感器 ① 110kV 出线电流互感器额定电压126kV 变比400/1A 准确等级0.2S/0.5/5P40/5P40/5P40/5P40 容量5/20/20/20/20/20 VA 1min 工频耐压有效值230kV 额定短时耐受电流及时间40kA 、3s ② 110kV 计量电流互感器额定电压126kV 变比300/1A 准确等级0.2S/15VA 保护用绕组和 TPY 型短路电流倍数 Kssc 和暂态磁通倍数 Kf，由用户提出要求。一般在一次通过故障电流 0.04s 内，二次暂态误差不应超过 7.5，短路电流倍数应尽量满足系数额定短路开断电流值。电压互感器 ① 出线电压互感器变比110/ 3/0.1/ /0.1/ 3/0.1/ /0.1kV 准确等级0.2//3P0.5/3P/3P 容量10VA ② 计量电压互感器变比110/ 3/0.1/ kV 准确等级0.2/10VA 额定过电压倍数1.2 最高运行电压下连续，1.5 最高运行电压下允许 30s。局部放电在 1.2 倍最高运行电压下不大于 10pC。避雷器额定电压有效值100kV 连续运行电压79.6kVrms 8/20µs 雷电冲击波残压峰值不大于10kA260kV （2）110kV 户外 GIS 结构型式 110kV GIS 组成包括GIS 本体（包括架空进出线套管等），GIS 底架、支架、爬梯、平台等及安装所需紧固件和接地铜排等，操动机构及其辅助设备，所有 SF6 气体管路及 SF6 气体（按全部间隔用气量另加适量安装损耗气量），汇控柜到各机构箱、分控柜之间的连接电缆、管线及管道。 110kV GIS 的型式为三相共箱结构，三相机械联动。GIS 断路器应设计为单断口，主母线采用盆式绝缘子划分恰当的隔室并有伸缩式连接装置，以满足 GIS 现场安装﹑定期维护﹑后续扩建和故障处理等要求。 110kV GIS 支持结构为钢结构。（3）SF6 气体系统要求 SF6 气体满足 GB 12022 标准规定值。每个隔室设置一个气体抽样阀，并保证在抽样时不应误报警。 GIS 中每个隔室 SF6 气体年泄漏率不应超过 0.5，SF6 气体系统的垫圈和密封的设计寿命至少应为 20 年，满足气体密度继电器运行中校验要求。断路器、避雷器、电压互感器和电缆终端等元件所在气隔应为独立隔室。GIS 主母线建议一个气室长度不超过 8m。每个独立隔室应单独安装一个具有密度和压力指示功能合一的 SF6 气体监测设备，SF6 气体监测设备防雨罩，并采取防振动措施。（4）GIS 控制的要求 110kV GIS 断路器应能进行正常的三相同步操作，断路器应能三相同时分闸和重合闸，故障情况下应满足重合闸不成功立即分闸的要求。能远方及就地操作，就地操作仅作为检修操作，正常运行操作采用远方操作。 GIS 中断路器、隔离开关、接地开关应装设操作闭锁装置。（5）GIS 内部隔离开关和接地开关 GIS 内部隔离开关和接地开关宜采用三工位结构。隔离开关和接地开关应有可靠的分、合闸位置和便于巡视的指示装置。配制便于视察触头的位置观察窗。所有接地开关的接地端子应与 GIS 外壳绝缘后再接地，接地端子设计应便拆卸。（6）GIS 进出线间隔三相设带电显示闭锁装置。（7）联锁要求 GIS 不同元件之间必须配置联锁装置。联锁装置应能保证规定的操作程序和操作人员的安全。 1.3.8 站用接地变采用浙江日新、海南金盘、广东顺特、天津特变或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。站用接地变主要技术要求（1）变压器型号DKSC-650/35-250/0.4 变压器高/低压侧绕组材质漆包铜扁线/铜箔雷电冲击耐受电压峰值170kV 短时工频耐受电压有效值70kV 负载损耗≤5.41KW 空载损耗≤1.37kW 局部放电量pC绕组100 配套提供变压器温控系统，能测量并上送三相绕组温度，根据运行温度自动启动冷却风机。 2接地电阻，根据系统计算设计。变压器应成套提供中性点零序电流互感器，电流互感器应为穿心式。 1.3.9 无功补偿装置无功补偿装置采用南瑞继保、山东泰开、思源电气、辽宁荣信、特变电工或同档次质量 SVG 产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用。 1.3.10 二次设备采用南瑞继保、许继电气、北京四方或同档次质量产品，投标人须填报三个厂家供招标人选用；通讯、电能质量、AGC/AVC 设备需根据地方电力公司要求确定。 1.3.11 光功率预测设备采用南瑞继保、东润环能、国能日新或同档次质量产品，需根据湖南电网公司要求确定。 1.3.12 光通信设备采用中兴、华为同档次质量产品，需根据湖南电网公司要求确定。投标人必须填报三个厂家供招标人选用。 1.3.13 箱变采用江苏华鹏、泰开、成来电气、明珠电气、宁波天安、特变电工、天威保变、西安西电、哈尔滨变压器、山东鲁能泰山、华翔翔能、许继电气或同档次质量产品。投标人须填报三个厂家供招标人选用。箱变主要技术要求变压器型号S11-3150kVA 37.5±2*2.5/0.8kV，S11-2500kVA 37.5±2*2.5/0.8kV，防护等级不小于 IP54。（1）调压方式高压侧无载调压阻抗 7 连接组别 Dy11 过载能力 1.1 倍长期过载箱变低压侧低压侧接入回路不应该少于20 框架断路器额定 3000A/2500A 三相交流组合式避雷器 Y1.5W-0.5/2.6 电流互感器 3000/1A、2500/1A，局部放电量pC绕组100 箱变辅助变压器容量应不低于15KVA 箱变高压侧负荷开关应具备远操功能，箱变内 UPS 电源持续时间（不少于 2 小时）；箱变低压室应预留线槽、进线孔（用于敷设光缆）。配套提供变压器温控系统，能测量并上送三相绕组温度，根据运行温度自动启动冷却风机。 2接地电阻，根据系统计算设计。变压器保护外壳的防护等级不小于 IP54。变压器应成套提供中性点零序电流互感器，电流互感器应为穿心式。 1.3.14 浮体招标人对主要设备具有最终选择权，投标人不能因此免除相应责任和义务。本项目投标人提供的设备、材料质保期及使用寿命符合大唐集团企业标准，电气设备质保期为 2 年。投标人在采购设备过程中，应向设备制造商明确设备最终用户为大唐华银株洲发电有限公司；全部设备采购合同均在招标人处备案。 1.4 电气设备安装技术规范 1.4.1 主变压器及 35kV 箱变安装方案（1）准备工作检查主变压器的设备基础土建已经施工完毕，施工方案已经过监理/业主签发批准，相关人员到位，安全措施执行到位。（2）主变压器本体就位根据已经报监理、业主审核完毕的施工方案进行施工。（3）器身检查 1）检查经净化后的绝缘油品、重量、牌号符合厂家技术资料的要求，取油样化验及电气绝缘试验符合规范要求，化验报告、电气试验报告正确齐全。 2）器身检查前，根据环境温度的实际情况，对器身应进行热油循环提高器身温度（必要时采取油罐、油管路和器身采取保暖措施）。 3）吊罩器身检查的铁芯、绕组、高低压引线、有载分接开关、绝缘检查等项目应符合规范的技术要求，电气试验项目的检查符合规范的技术要求，器身检查记录及试验记录正确齐全。 4）器身检查完成后，检查密封圈良好，要及时恢复回位扣罩，螺栓均匀紧固，密封圈变形不能大于 1/3，密封良好。（4）附件安装、真空注油 1）附件安装前，检查散热器等应良好，并冲洗干净；依次安装散热器、油枕、瓦斯继电器、净油器等，检查油路阀门开启正确，高低压套管的引线安装紧固。 2）抽真空后，注入合格的变压器油，油位符合产品技术资料的要求，充分放气。 3）检查变压器无渗漏情况，相序标识正确。（5）主变增加风冷主变压器应当增加风冷冷却方式。（6）电气交接试验根据“电气设备交接试验标准”进行相关试验，符合规范要求，试验报告记录正确齐全。（7）本体接地变压器本体应与接地网可靠连接，接地标识清晰。（8）降噪要求 SVG 设备、箱变、主变等应采取主动降噪措施，主变应设立隔音墙，噪音标准应达到 0 类区域标准。 1.4.2 110kV 配电装置安装（1）工作面要求洁净无灰尘，洁净度小于 0.03mg/cm²，环境温度在-5℃～40℃间，工作范围与外界隔离但要保持一定通风，相对湿度不大于 80。为此我们制定以下管理制度安装人员需更换工作服和鞋才能进入工作区，其他人员未经允许不得进入工作区；有专人负责工作区的吸尘工作；凡工作区与其他区域连通的孔洞须加以封堵，同时保持通风；对交叉面施工应采用塑料布加以隔离等措施，保证工作区符合环境清洁的要求。（2）对准备组装的单元，先行清扫，然后打开临时密封盖，用吸尘器清除内部灰尘。对内部有毛刺及凸凹不平的地方需用刮刀修整，用无水酒精和洁净的确良布擦净内表面、绝缘子、连接头、导体、法兰等各个元件，然后用吸尘器除尘，再用高级餐巾纸和酒精擦一遍，最后用灯光作检查，确认清除干净后，用新塑料布将端部包装密封，等待连接。 1.4.3 35kV 及 0.4kV 配电装置安装（1）根据施工图纸配合建筑施工安装开关柜基础，型钢基础安装应符合厂家对设备基础水平度的要求，接地连接符合规程要求。（2）开关柜运到现场后，按照开关柜的排列顺序依次开箱按照图纸检查开关柜的规格、型号等参数应符合设计要求。（3）开关柜箱体的连接应符合厂家安装资料的要求，一次、二次电缆穿线孔满足施工的要求。（4）依照图纸检查一次、二次设备的规格、型号、连线正确。（5）一次/二次电缆接线符合设计图纸的要求。（6）在设备厂家现场技术人员的指导下逐一对设备进行操作调整试验。（7）开关柜的交接试验符合规范要求。（8）35kV 配电装置单体调试、送配电设备系统调试及母线系统调试正确。 1.4.4 高压 35kV 全绝缘管型母线安装（1）核对主变低压侧、35kV 开关柜进线、35kV 穿墙套管位置的中心线正确，符合设计要求。（2）母线桥钢结构支架安装牢固，横梁标高、水平度符合规范要求、接地良好。（3）检查支持绝缘子绝缘良好，底座安装位置正确，底座焊接牢固，绝缘子及附件安装齐全。（4）穿墙套管安装牢固，密封良好。（5）实际测量三相母线的实际尺寸，配制母排接头符合规范要求，螺栓钻孔正确，搭接头导电面光洁平整、涂电力复合脂均匀，螺栓穿装齐全，检查母排螺栓紧固。（6）母排安装的相间距离/对地距离符合设计和规范要求，母线金具安装齐全。（7）母线防护罩安装完好。（8）检查母线绝缘良好。 1.4.5 SVG 设备安装（1）根据图纸及现场条件确定设备的就位次序，按照先内后外，先靠墙后入口的原则进行。（2）依次将设备放到各自的安装位置上，先找正两端的配电柜，再从柜下至柜上 2/3 高处的位置拉一条水平线，逐台进行调整。（3）保证设备可靠接地；在焊缝处做防腐处理。（4）调整找正时，可以采用 0.5mm 钢垫片找平，每处垫片最多不应超过三片。（5）在调整过程中，垂直度、水平度、柜间缝隙等安装允许偏差应符合规定。不允许强行靠拢使设备产生应力变化。（6）设备调整结束后，即可对柜体进行固定。按配设备底座尺寸、设备地脚固定螺栓孔的位置和固定螺栓尺寸，尺寸和孔距完全与设备底座一致。（7）设备就位找正、找平后，柜体与柜体、柜体与侧挡板均用镀锌螺栓连接固定。（8）对于设置接地母排的成套设备接地，在接地母排的两端分别与主接地网进行连接，根据设计可选用铜排、镀锌扁钢或电缆连接。为便于检修和更换，在配电柜处的连接需采用螺栓连接。（9）柜内一、二次接线 1）一次接线主母线及柜内各电气接点在投入前均需将螺栓再检查紧固一遍；紧固螺栓时应采用力矩扳手进行紧固。 2）设备内二次接线按设备的原理图接线线图逐台检查柜内电气元件是否相符。（10）设备内清扫设备柜检查完毕后，清除柜内的所有杂物和灰尘。（11）调整试验 1）设备的调试设备的调试应符合产品安装使用技术说明书的规定。二次控制线调整将所有的接线端子螺丝再紧一次；用兆欧表测试配电柜间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于 0.5MΩ，二次回路必须大于 1MΩ；二次线回路如有晶体管、集成电路、电子元件时，该部位的检查不得使用兆欧表，应使用万用表测试回路接线是否正确。 2）高压试验主要试验包括柜内母线的绝缘、耐压试验，PT、CT 柜的变比，开关及避雷器试验等。（12）试运行验收 1）送电试运行前的准备工作备齐经过检验合格的验电器、绝缘靴、绝缘手套、临时接地线、绝缘垫、粉末灭火器等。再次清扫设备，并检查母线上、配电柜上有无遗留的工具、材料等。试运行的安全组织措施到位，明确试运行指挥者、操作者和监护者。明确操作程序和安全操作应注意的事项。 2）空载送电试运行检查电压是否正常，然后对进线电源进行核相，相序确认无误后，按操作程序进行合闸操作。先合高压进线柜开关，并检查 PT 柜的三相电压指示是否正常。再合变压器柜开关，观察电流指示是否正常，低压进线柜上电压指示是否正常，并操作转换开关，检查三相电压情况。再依次将各高压开关柜合闸，并观察电压、电流指示是否正常。 3）验收经过空载试运行试验 24h 无误后，进行带负载运行试验，并观察电压、电流等指示正常，高压开关柜内无异常声响，运行正常，即可交付使用。同时提交变更洽商记录、产品合格证、说明书、试验报告等技术资料。 1.4.6 并网逆变设备安装本工程采用集中并网逆变设备，并网逆变设备包含并网逆变器、直流配电柜、数据采集装置。设备均采用户外安装方式，焊接固定在预埋件上，并按逆变器安装说明施工。具体安装以施工图为准。 1.4.7 35kV 接地变 35kV 接地电阻成套装置安装于土建基础上，具体安装以施工图为准。 1.4.8 高压 35kV 电力电缆安装电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的电缆敷设程序表，表中应明确规定每根电缆安装的先后顺序。电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行。动力电缆应进行优化设计设计，做到定盘定测，电缆运达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设时，对所有电缆的长度应做好登记，35kV 动力电缆不得设置中间接头（选择箱变间高压侧母排作为各段电缆的中间连接，必须采用中间接头的须采用电缆转接箱）；控制电缆不得采用中间接头。对电缆容易受损伤的部位，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距离制作标识。电缆敷设完毕后，保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方应进行防火封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。所有电缆施工应满足电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范（GB 50168-2006）。 1.4.9 升压站及光伏场区电缆敷设（1）电缆敷设清册必须由专职技术人员依据设计电缆清册、电缆断面排列图、桥架走向、分层次、分种类进行编制，按照高压电缆、动力电缆、控制电缆、直流电缆、计算机电缆、通讯电缆、检修及照明电缆等顺序进分册编制，同时依据施工图纸提出各种电缆电缆的需用计划。（2）依据电缆敷设清册编制电缆标示牌，内容描述正确，符合验标的规定，电缆标示牌的分类保管应与电缆敷设清册相对应。（3）电缆敷设前，应组织各组负责人熟悉电缆敷设路径，安排电缆转弯、路由层次，避免交叉，安排专人负责起点、终点两端设备的位置确认，提前组织落实充足的劳力计划；安全监护人现场监护到位。（4）根据电缆敷设的顺序，从仓库逐一调运电缆盘，并检查每盘电缆的绝缘情况，必须符合规程要求，无绝缘缺陷存在。（5）电缆终端头制作接线电缆接线端子必须选用与电缆材质、截面相同的材料，使用专用的压接钳工具，选用正确的模具；高压电缆终端材料选用的冷缩式电缆终端，应与电缆的规格一致，高压电缆终端头制作完毕后（两端），必须经过耐压试验合格后，方可接入设备，端子压接牢固，相序正确，电缆标示牌正确。（6）电缆防火施工电缆防火施工设计必须遵守集团公司电缆防火标准Q/CDT 109 006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229 、电力工程电缆设计规范GB 50217、电缆防火措施设计和施工验收标准DLGJ 154、电力工程电缆防火封堵施工工艺导则（DL/T5707-2014）等设计规范相关要求，做好施工图会审工作，严格按照设计院电缆防火相关施工图施工，依据施工图纸的要求在电缆工程施工完毕后送电前，使用防火涂料、耐火浇注料、阻火模块等对电气设备的孔洞、电缆沟道进出口，电缆竖井的进出口等部位进行封堵、涂刷，并将设备内部清理干净。电缆穿墙、电缆隧道采用阻火模块封堵施工工艺，电缆穿楼板、盘柜（箱）、电缆竖井采用耐火隔板和无机堵料封堵施工工艺，电缆桥架采用阻燃槽盒和阻火包封堵工艺。按照电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 GB50168、电缆防火措施设计和施工验收标准DLGJ 154 等相关标准进行验收。 1.4.10 二次设备的安装与调试二次设备的安装与调试应按工程师已批准的设计图纸（设计通知或函件）、试验方案（投标人提供）的要求进行施工。投标人所作的各项工作均应符合有关规程规范的规定及工程师批准的设计图纸（设计通知）及试验方案的要求。对有特殊要求的设备应符合产品说明书的具体要求。在安装过程中二次设备和所用材料，应符合国家和行业现行技术标准。产品应有合格证、设备应有铭牌和说明书。投标人在安装调试中实用的设备、仪器、仪表除设备制造商指定提供的以外，均由投标人自备。用于检查、校验、试验的电气仪表，必须经法定计量单位标定，合格后方能使用。二次设备、器具及附件安装调试前，应在工程师的参与下，进行实验或整定。对应保管或运输等原因而有可能造成损坏的设备，应重新进行实验，经重新实验达不到设计要求的，应及时报告工程师，并更换合格设备，费用由投标人承担。因使用不合格产品造成的损失由投标人承担责任。承包商在安装施工中应遵守有关规程规范并遵守现行有关的安全技术规程规定和 IEC 标准或工程师批准的有关标准的要求。设备安装后，不应在盘、柜（箱）内进行电焊等的作业，防止损坏油漆及损伤设备和导线绝缘。二次设备、器具及附件安装调试应有详细记录，并经工程师认可。全部工程竣工后，投标人应将安装、调试记录和产品合格证书等文件作为竣工资料的一部分移交给业主。投标人在安装施工中应遵守规程规范并遵守现行有关的安全技术规程规定和有关标准的要求。投标人应负责变电站综合自动化系统、直流系统、通信、消防系统及全厂二次设备控制系统的电力电缆、直流电缆、光缆、控制电缆、屏蔽电缆、通信电缆的订货（设备供应商负责的除外）、连接、试验、固定及电缆孔洞（包括盘下）用防火材料封堵，同时应负责电缆架安装、混凝土内的电缆管及预埋件的埋设等。包括从现地传感器到集中控制室的电缆敷设。电缆具体规格、型号和数量按施工图纸要求供货。 1.4.11 升压站二次接线（1）二次接线的编号头使用电子打号机统一制作，长度、内容应要求统一，编号头的孔径应与电缆芯线的线径匹配。（2）整理排列电缆前应依据设计接线图纸清点电缆的数量、规格型号、电缆编号、起始点应符合图纸要求。（3）依据设计施工图纸电缆的接线位置整理排列电缆，电缆通过分支桥架或电缆进盘固定支架安顺序排列，电缆的弯曲弧度应一致，不准有交叉、扭曲情况，帮扎间距一致并均匀，固定牢固，电缆排列观感美观。（4）剥除电缆护套不能伤触芯线绝缘，芯线束应顺直，芯线排列整齐一致，绑扎间距一致。（5）电缆编号头按照图纸要求套穿，后接线的电缆必须校线正确后方可套穿编号头，编号头的穿向正确，交直流端子要隔开，用不同颜色标记。（6）接线端子排的接线芯线的予留弯曲弧度应一致，芯线接入端子的位置必须符合图纸的要求，芯线的导体不能外露出接线端子，编号头的字体方向应一致。（7）电缆标示牌应统一悬挂，标示牌悬挂对应电缆正确，悬挂观感美观。（8）接线完成后，再次核对图纸端子接线数量、位置、弓子线、端子配件等正确齐全，清理干净设备内部，恢复防护装置。（9）就地设备电缆接线应依据施工图纸核对就地设备和电缆符合设计，就地电缆必须穿电缆保护管、金属软管及附件齐全，电缆芯线校线正确，接线端子正确，电缆标示牌悬挂正确，接线完毕后防护装置恢复正确配件齐全。 1.4.12 升压站二次回路调试（1）依据施工图纸、“使用手册”逐一检查开关、互感器至主控控制系统或 PLC 对应 I/0 卡的接线应符合图纸要求，检查交流回路正确，综合保护、变送器、各光伏区的远程监控调试完毕恢复接线正确，主控画面各系统监控参数正确齐全。（2）各系统开关本体就地跳合闸正确，防跳试验符合要求，系统保护、单元综合保护、保护出口跳闸正确，低电压跳闸正确，高低压连锁跳闸及互为备用闭锁符合设计要求，逻辑自动回路动作正确。（3）主控室操作员站发布指令逐一传动各开关，远程控制器其对应的动作、指示、音响及画面指示正确，逻辑关系正确。 1.4.13 接地装置施工（接地施工单位必须具有相应资质）本工程升压站和光伏场的接地，均采用敷设水平接地网和垂直接地极相结合的复合接地网，以减少土壤接触电阻，降低接地电阻。 110kV 升压站的保护接地、工作接地、过电压接地采用一个总的接地装置。本升压站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合环形封闭式接地网。主接地网要求接地电阻不大于 I/2000Ω。升压站户外水平接地体采用 60mm6mm²镀锌扁钢，敷设深度为 0.8m；室内采用 60mm6mm²镀锌扁钢。垂直接地极采用 Φ50、2.5m 长的热镀锌钢管。若接地电阻不能达到要求，可采用加大接地网面积或增加离子电解地极的方式以降阻直至满足要求。光伏阵列根据电站布置形成一个接地网，接地网与光伏电池组件支架焊接，子方阵接地体焊接成网状，各子方阵接地体相互连接。水平接地体干线采用-505 热镀锌扁钢，接地体引下线采用-505 热镀锌扁钢，垂直接地极采用 L50505，L2500mm 热镀锌角钢。箱式变电站、逆变器室的接地网采用在设备四周敷设水平接地体为主，辅以敷设垂直接地极的人工接地网方案，该接地网充分利用土建金属基础钢筋作为自然接地体，接地网外缘闭合，主接地网敷设于地平面 0.8m 以下土层中。接地网至少 2 处以上从不同方向与光伏阵列接地网连成一体。箱式变电站、逆变器室内所有电气设备均应可靠接地。接地电阻按交流电气装置的接地设计规范GB/T 50065-2011 中的规定进行选择应不大于 4Ω。接地网寿命按 30 年计算。接地装置符合交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T 50064-2014 和电气装置安装工程施工及验收规范中的规定。 1.5 检查验收项目 1.5.1 投标人应向招标人提交检查试验计划，经核准后实施，试验计划应规定各项试验的顺序，准备工作及操作步骤，试验过程中各项数据的设计值或其它判断标准。 1.5.2 通用检查项目（1）设备本体安装位置正确、附件齐全、外表清洁、固定牢靠；（2）操作机构、闭锁装置动作灵活，位置指示正确；（3）油漆完整，相色标志正确，接地可靠。 1.5.3 电气试验检查项目本条所列试验项目应按 GB50150 中相应规定进行，主要的试验项目如下（1）油浸电力变压器检查试验项目（2）户外 110kV 装置检查试验项目（3）箱式变压器检查项目（4）逆变器检查试验项目（5）互感器检查试验项目（6）高压熔断器试验（7）避雷器试验项目（8）高低压开关柜的试验项目（9）低压电器试验项目（10）电力电缆试验项目（高压电缆必须开展交流耐压试验）（11）绝缘子检查试验项目（12）各项设备的相序试验检查。（13）接地网的测试检查。（14）监理人根据设备状况和有关技术规范认为有必要进行的项目。（15）未列出的设备的检验按国家相关规定执行。