珠海金湾海上风电场EPC总承包工程合同签订

('珠海金湾海上风电场项目EPC总承包工程合同第二卷发包人要求发包人：广东粤电珠海海上风电有限公司承包人：某某公司签订日期：2018年月日目录1工程概况.................................................................................................................................32场址条件.................................................................................................................................72.1海洋水文气象条件..........................................................................................................72.2工程地质条件................................................................................................................102.3交通运输条件................................................................................................................113工程技术方案.......................................................................................................................144工程施工条件.......................................................................................................................144.1施工条件........................................................................................................................145设计与设备监造...................................................................................................................165.1设计................................................................................................................................165.2设备监造........................................................................................................................216设备及材料采购...................................................................................................................216.1风力发电机组................................................................................................................216.2塔筒................................................................................................................................226.3电气设备........................................................................................................................226.4风电机组基础（管桩）................................................................................................296.5海上升压变电站建造....................................................................................................316.6其它设备........................................................................................................................316.7材料采购........................................................................................................................386.8其它物品采购................................................................................................................386.9设备采购管理要求........................................................................................................387工程施工及安装...................................................................................................................397.2风电机组基础施工........................................................................................................407.3风力发电机组和塔筒安装............................................................................................407.4海上升压变电站施工及安装........................................................................................407.5海底电缆施工................................................................................................................417.6陆上集控中心和远方监控工程施工............................................................................417.7其他设备安装................................................................................................................427.8水土保持和环境保护、安全及职业健康工程............................................................427.9施工过程中专题及批文办理工作................................................................................438风电场调试、试运行和验收...............................................................................................439经济性分析............................................................................................................................4510风电场移交.........................................................................................................................4510.1移交时间......................................................................................................................4510.2移交资料......................................................................................................................4511分包商清单.........................................................................................................................4711.1主要设备、材料备选制造商清单...............................................................................4712附件.....................................................................................................................................54附件一工程项目概况、主要技术要求及参数.................................................................54附件二发包人提供资料目录.............................................................................................61附件三主要规程规范和法律法规.....................................................................................62附件四安全文明施工管理规定.........................................................................................69附件五质量控制要求.........................................................................................................77附件六环境保护.................................................................................................................86附件七设备制造监理及催交管理.....................................................................................90附件八进度、安全考核协议.............................................................................................941工程概况工程名称：珠海金湾海上风电场项目EPC总承包工程建设规模：风电场装机容量为300MW，一次建成。建设模式：本项目投资方为广东粤电珠海海上风电有限公司，出资比例100%。该工程项目概况、主要技术要求及参数详见附件一。承包方式：本工程实行项目EPC总承包、交钥匙工程方式。承包主要要求：A、投标人必须明确一个风机机型进行投标，投标时所有的设计、供货、施工、调试、质保、备品备件、工具、发电量等等，都围绕此风机机型进行设计与相关方案的优化与建议。同时在设备购置费中的风力发电机组的报价须附采购意向书或采购证明（采购意向书或采购证明需列明厂家、选型、供货范围、大部件短名单、5年质保期及其备品备件、工装工具、主要的技术参数、报价）。该风力发电机组的选型在中标后、合同执行期间不予以调整，若有调整，发包人有权解除该EPC合同，相关责任和造成的损失由承包人负责。B、本项目招标人在可行性研究报告设计方案的基础上设定风机基础限额设计指标，投标人设计方案必须满足此要求，否则将被视为实质性不响应招标人要求。另外合同执行期间不予以调整，若有调整，发包人有权解除该EPC合同，相关责任和造成的损失由承包人负责。要求承包人必须委托具有丰富实施经验的国内外设计咨询机构协助开展风机基础设计工作，必须确保设计方案满足限额设计要求。招标人对风机基础设定限额设计指标并不减轻承包人对工程应负的责任。主要的限额设计指标如下：（1）风机基础结构型式：单桩基础不少于22台，四桩导管架基础不多于33台。（2）风机基础钢结构重量：一个单桩基础平均钢结构重量（钢管桩制作）不大于1400吨；一个四桩导管架基础平均钢结构重量（包括钢管桩制作、导管架制作）不大于1310吨，其中钢管桩不大于650吨，导管架不大于660吨。C、本合同承包人应编制主设备选型方案，针对发包方风电场多台风的地理环境，明确风力发电机组设备型号参数及主要设备的配置和参数，机组的防台性能分析，风机及主要设备对环境适应性所采取的措施。根据所选用的风机，参考发包方提供的风资源情况测算年发电量或等效利用小时数保证值。D、承包人应制定完整的工程施工方案，在方案中明确施工队伍，施工机械、施工方法、施工进度、加工机具、运输方式、船舶吨位及配合船只，主要设备材料品牌、型号、参数。E、承包人应制定本工程项目的经济性方案，对工程项目进行投资经济性分析。根据风力发电机组技术方案、机位布置方式、桩基方案、施工方案、海上升压站设计方案、陆上集控中心方案、海底电缆方案等，测算风电场的建设成本和单位容量的投资，计算出项目的投资回报率。承包范围：承包人在本合同规定工程范围内申报办理自核准后直至竣工验收移交的全部工作，包括但不限于：所有手续(含所有专题报告、文件等编制、评审)、用海用地办理、全部设计、设备和材料采购（含监造）、建筑安装工程施工、设备调试、性能质量检测、试运行、质保期维护、验收、移交生产、机组通过竣工验收、以及项目执行全过程的安全保障投入落实（安全保障投入必须保证专款专用），并按本合同履行完所有义务等。承包人应对项目的工期、质量、安全、环保、信息、协调及费用总负责(本合同另有规定的除外)。其中：(1)本工程全部设计范围包括但不限于风力发电机组系统(含升压设备)、微观选址、风功率系统、电气系统、控制系统、防雷接地、防腐保护、消防系统、通风及空调系统、航标、通讯系统（含施工期间的通信保障系统）、海洋及潮位观测系统、给排水系统，以上各系统地上地下、水上水下建构筑物的结构和建筑的初步设计和施工图设计、初设概算、施工图预算、竣工图编制等工作。按国土、规划、海洋、环保、水保、海事、军事、航道、卫生、航空、安全等等单位及政府职能部门的要求，自行或委托有资质的单位按期完成全过程措施、设施的设计、施工、验收。(2)承包人的设备、材料供货及服务范围包括但不限于：1）风力发电机组：风力发电机组及其附属系统（含塔筒及附件）；2）钢结构：钢管桩、导管架（含附属构件）、海上升压站上部模块结构等；3）海缆及陆缆：各电压等级海底电缆、陆缆及附件；4）海上升压站和陆上集控中心：电气一次系统、电气二次系统、控制系统、应急电源系统、通信系统（含施工期间的通信保障系统）、视频监控系统、通风及空调系统、消防系统、供水系统、污水处理系统等；5）辅助系统：风功率预测、海缆监测、安全监测、航标警示系统、海洋及潮位观测系统、火灾自动报警及消防控制系统、公共广播及语音系统、门禁系统等6）按环保、水保、海事、军事、职业安全与卫生、航空、电网等单位及政府职能部门的要求的设备及其备品备件及服务上述所有设备材料的采购、保管、安装、转运、试验、调试等。以及机组通过预验收后质保期内的全部备品备件及维护。(3)本工程所需的其他材料包括各电压等级电缆、控制电缆、光纤、接地材料、电缆保护套、项目海上整套防冲刷相关措施材料、牺牲阳极、海缆防护相关措施材料、锚定、标识等。(4)承包人应负责供货范围内设备的配套、完整，配备齐所供设备的备品、备件和专用工具、安装工装等，不管招标文件是否明确，承包人都应保证机组安全、顺利安装、可靠运行。(5)建筑及安装工程范围包括但不限于风力发电机组、海上升压站、陆上集控中心、海缆、陆缆等，承包的土建工程、安装工程、海洋保护工程、环境保护工程和调试，其工作范围与承包人的设计范围一致。(6)承包人应配合接入系统的设计，并在设计中充分考虑接入系统的场地布置和相应接口及材料（按照接入系统批复进行设计）。(7)调试所需的所有电气自动装置、保护设备的定值计算由承包人委托有资质的单位完成并将计算书和定值清单(连同电子版一式三份)交付发包人，相关设备与计算结果需符合法规及电网公司要求，所有计算书和定值清单需签名并加盖资质单位公章，并将资质单位的资质证书复印件加盖公章后作为附件。(8)承包人负责本项目合同生效日起至通过竣工验收期间、最终移交发包人全过程所涉及的所有保险的投保，费用包含在合同价格内。(9)承包人负责工程建设期间发包人、监理人以及发包人委托的第三方相关单位的水上交通。（10）工程监理由发包人另行委托，不列入总承包范围内。承包人有义务配合工程监理各项工作。（11）承包人须委托符合法定资质的独立第三方设备监造单位实施设备监造工作。承包人委托的第三方设备监造单位应为发包人认可的设备监造单位，并应经发包人确认。为保护风电业主投资收益和降低风险，要求承包方必须委托独立的权威第三方认证机构，对海上升压站进行设计评估。（12）承包人负责核准后所有水上水下、地上地下所有专题论证、开工手续、质监安监手续办理；施工及试运行过程中按海洋、环保、水保、海事、军事、航道、卫生、航空、国土、规划、电网、安全等等政府职能部门与军方要求的完成相关专题论证、措施落实、监测（已包括海洋环评规定的相关观测费用）；负责工程验收阶段的所有的专题论证、检测评估、验收手续等。本项目设计、性能检测、验收阶段需委托第三方实施的费用包含在合同价格内。（13）承包人负责牵头用地用海征、租工作(用海的海域使用金及渔业补偿；陆上集控中心、上岸电缆用地的青赔及征租费用不含在总承包价格范围内，其余交钥匙工程所需的费用均已包含在签约合同价中，发包人无需另行支付)。（14）承包人负责与本工程范围内相关方的协调及承担所发生的费用。（15）承包人负责在本工程施工期间，与权威部门合作，可监测风电场区域当前海洋气象及未来趋势，需实现对风、雨、雷电、涌浪、雾及强对流天气的预报和预警，历史气象查询和统计追溯。（16）应综合考虑风险费用：1）不可抗力因素；2）风电场送出工程、用地用海、征地拆迁等影响；3）海洋、环保、水保、海事、军事、航道、卫生、航空、国土、规划、电网等等政府职能部门与军方要求的影响。（17）本工程拟采用基建MIS系统。基建MIS系统由发包人根据项目进度，为增强项目管理，所建立的并维护的基建MIS系统，承包人需要配合发包人执行基建MIS系统。（18）本项目在陆上集控中心建立集中一体化监控平台系统，实现风电场、海上升压站、陆上控制中心的监视和控制功能，且在本监控平台预留至广东省风电公司智能一体化平台监控平台通讯接口，连接至广东省风电公司的远方集控中心，实现远方集控中心对全风电场监视与控制。风机、全厂海上及陆上电气一、二次、安全监测和海上及陆上相关辅控系统等必须开放端口及其控制权限并接入本项目陆上集控中心的一体化监控平台，涉及本项目监控系统的所有设备均属于承包人承包范围，承包人必须积极配合发包人，进行广东省风电公司智能一体化监控平台的安装与调试。（19）为达成本项目及时投产之目的，负责配合电网公司完成建设本项目送出工程所需的相关工作。（20）承包人负责为本工程海上升压站和风力发电机组进行安全监测，包括但不限于基础不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测等（21）负责为本工程从施工工艺、施工方案、新材料、新技术等方面不少于获得2项省部级及以上科技成果和5项专利奖。（22）承包人需按照发包人要求的时间定期向发包人书面汇报项目进展及工作实施情况，发包人有权对承包人在承包范围内的工作进行监管。（23）因送出工程等因素影响，承包人需做好整个风电场已建工程的保护工作，保证设备、基础的质量，费用已包含在总承包合同范围内。（24）发包人已委托有资质的单位进行本工程岩土勘察工作，详细的岩土勘察成果见《发包人提供的资料》，勘察费用不作单列；若承包人认为发包人提供的详勘成果不满足工程需要，可自行开展勘察工作，费用已包含在总承包合同范围内。2场址条件2.1海洋水文气象条件2.1.1风能资源详见附件一。2.1.2潮汐详见附件一。2.1.3波浪详见附件一。2.1.4海流详见附件一。2.1.5水温详见附件一。2.1.6泥沙详见附件一。2.1.7地形地貌详见附件一。2.2工程地质条件详见附件一。2.3交通运输条件2.3.1场外交通运输本项目位于珠江三角洲西南侧高栏岛和万山群岛之间的南海海域，距离北侧的三灶的最近距离约10.5km，距离西北侧的高栏岛最近距离约10km，距离东北侧的横琴岛的最近距离约为15km，距离东侧小万山岛的最近距离约20.5km。主要通过海路与陆上交通系统连接。本项目建设规模较大，施工期外来物资运输量与高峰运输强度较大，并且本项目所运输的物资中，绝大部分属于超长、超重的风电机设备部件与钢管桩等大尺寸物件，对交通条件要求很高。珠海市水陆空交通系统网络较为完善，主要情况如下。(1)公路广东珠海金湾海上风电场所在的珠海市具有良好的路上交通系统。截止2010年7月，珠海市公路通车总里程为1360km，其中高速公路79.7km，共分为京珠、西部沿海高速、江珠高速，三级以上公路917.78km。公路密度为82km/100km2。正在新建高栏港高速公路、珠海机场高速公路；改造珠海大道(前山大桥-珠海大桥)、省道S365线(井岸二桥至斗门大桥)、省道S111线(港湾大道)等项目。(2)铁路广珠（广州-珠海）铁路自广州江村编组站南端引出，纵贯广州、佛山、江门、珠海四市，终点为珠海高栏港。全线设大田、官窑、丹灶、鹤山、江门南、古井、斗门、珠海西、高栏港9个车站。按国铁I级标准建造的电气化铁路，设计时速为120km，初期为货运，预留客运条件，已通车运行。广珠城际轨道交通是珠三角轨道交通网的主轴线之一，全线总长143km，其中广州至珠海主线长117km，小榄至新会支线长约26km。主线北起广州市新广州站（广州南站），直达珠海核心拱北站。2011年1月7日，广珠城轨开通了从广州南站至珠海北站的13个车站，珠三角开始进入“一小时生活圈”，从广州南站到珠海北站只需要45分钟。(3)航空珠海金湾风电场东北侧有澳门国际机场，其跑道成东南——西北走向，机场侧面与风场的最近距离超过30km。场址正北侧有珠海三灶机场，其跑道成东北—西南走向，机场端面与风电场的最近距离约10.5km。陆空交通接驳方便。(4)港口珠海港已形成包括西部的高栏港区、东部的桂山港区以及九洲、香洲、唐家、洪湾、井岸、斗门等港区的港口格局，其中高栏和桂山为深水港区，其它为中小泊位区。根据《珠海港总体规划》，高栏港区位于珠海西南部海域，有港湾、岛屿的掩护，资源丰富，受珠江口下泄泥沙影响较小，具有建设深水港的优良自然条件。目前已建有南迳湾作业区。南迳湾作业区由南迳湾和铁炉湾两部分组成。南迳湾自新海能源（原岩谷）液化气码头至牛龙咀岸线规划为以液体散货中转为主的专业化港区，以危险品、油品、液体化工储存、分销、中转为主。铁炉湾为南迳湾作业区的远景发展预留作业区。桂山港区位于珠江出海口的万山群岛，是珠海港承担珠江三角洲地区油品水水转运的作业区和香港矿建材料供应的出口区。九洲港区是以城市生产生活物资运输、客运及对香港集装箱喂给为主的港区，地处珠海市区相对繁华地带，港区发展受城市制约，需要逐步调整货运功能。香洲、唐家港区位于珠江口西岸，斗门、井岸、洪湾港区位于内河水道，主要为珠海城市建设、生活物资运输和少量喂给香港的集装箱运输及陆岛交通服务。建设有千吨级以下生产性泊位。(5)场址附近水道拟建金湾风电场附近的船舶航线主要为：广州、香港、粤东—东南亚、海南、广西、粤西的川岛南、川岛北航线，其中，最近的有位于工程以北2.0km的中小型船舶习惯航路，位于工程以南最近距离约2.0km的湛江-广州、香港、粤东的川南航线。珠海金湾海上风电场附近的船舶航线图见图2.1-4。本工程风电区域距高栏港1#锚地最近距离约4.0km。川岛南航线水深18米以上。主要助航标志有乌猪洲、围夹洲、南澳岛、犁头嘴、东大帆石、漭洲、南鹏、黄程岛。图2.3.3-1场址附近船舶航线图2.3.2场内交通运输本工程的场内交通运输包括海上施工项目的场内水上交通运输及集控中心内的场内陆上交通运输。本工程无配套施工码头，由承包人提供解决方案，并承担相关费用。(1)水上交通运输本工程场内交通运输的主要有风机基础构配件、海上风机主要部件或整机、各种施工设备、零星材料及构配件的运输。运输工具主要为各类运输船、施工专用船舶等，接卸设备主要为码头吊机、船舶自带起重设备或专用起重船等。工程实施期间，风电场场内规划主航道与场址周边现有航道连接，增设航道标识及警示措施，避免船舶搁浅或触礁，确保施工期间的水上运输安全。本工程风机布置区域属于近海的区域，水深条件介于-10m~-25m之间，风机之间的间距超过1km，可满足常规船只正常运行，与陆域的桂山港、九洲港和高栏港等港口之间可通过进出港航道相互联系，因此场内交通运输通过船只自航或拖轮牵引进行移位与航行。考虑到风电场场址地处繁忙航道区域，所以风电场址外一定海域应采取相应的安全警示措施，避免其他船舶的靠近风电场。(2)场内陆上交通运输场内陆上交通运输主要存在于陆上施工项目，陆上的交通运输主要依靠场内规划的施工便道或轨道，运输设备主要为汽车、门式起重机、履带吊或其它流动机械。3工程技术方案见附件一。4工程施工条件4.1施工条件4.1.1交通条件交通运输条件见2.3，仅供参考。4.1.2场地条件因施工需要，承包人需要使用项目场址用海范围外的海域，承包人应按相关政策法规办理相关海域使用权证，自行解决施工用海。施工期间生产及生活设施由承包人在发包人指定的用地范围内建设或自行考虑。4.1.3施工给排水承包人的施工、生活用水费用由承包人自理。承包人生产及生活排水应按照国家相关海上施工时海洋环境保护法律法规的相关规定进行处理后排放，参照附件六环境保护的要求，生活污水必须经过水处理设施处理合格后才能排放。4.1.4施工用电承包人的施工电源由承包人自行解决，根据现场实际情况，建议承包人自备柴油发电机，承包人负责提供电量计量表、电缆等，并根据现场具体情况进行安装及维护，相关施工、生活等用电费用自理，相关费用亦包含在投标报价中。本项目陆上集控中心施工电源后续作为陆上集控中心备用电源，承包人负责与之相关的所有工作（含土建工程、设备与材料采购、施工、调试等），确保达到项目验收要求。4.1.5施工用气承包人工作所需的气源由承包人自行解决，费用自理。4.1.6施工通信承包人工作所需的通信由承包人自行解决，但需要保证业主与承包商、分包商等联系需求，以上产生费用均由承包人自理。承包人应自行负责设计、施工、采购、安装、管理和维修其施工现场内部的通信服务设施。承包人应为发包人、监理人和其他承包人使用其内部通信设施提供方便。承包人应确保本项目场区内各种作业面的通讯全过程无盲点，并确保在项目在正式施工前提前1个月完成施工通讯的正常工作。承包方应负责以下施工期通讯方案的实施工作：（1）日常通讯。应在项目施工前完成施工阶段的日常通信保障系统建立。日常通讯可考虑采用在本项目海上测风塔位置委托通讯运营商建立通讯微波基站的方式，并根据通信区域树立若干无线发生器设备，承包方负责承担通讯基站建立与投入运行后维护等所有费用并负责组织实施工作。因本项目海上测风塔上已有气象和水文观测设备，禁止在施工期间损坏一切有关气象和水文观测设备，如有损坏，承包人按原价赔偿。（2）应急通讯（卫星）。应急通讯采用卫星电话方式。承包方负责承担建立卫星通讯所需的所有费用以及负责组织实施工作。（3）船舶VHF通讯。承包方负责在项目岸边设立VHF基站，所有施工船舶应设置VHF设施并确保VHF设备系统正常工作。船舶VHF通讯必须满足船舶海事管理部门的有关规定。4.1.7生产、生活用地序号名称形式可以布置区域备注1项目办公区承包人自理在发包人指定的区域内或自行建设2生活临建承包人自理在发包人指定的区域内或自行建设3现场材料堆场承包人自理集中堆放于发包人指定区域或自行建设除以上生产、生活用地外，如工程施工过程所必需的设备转运、仓储及其它施工用地等为实现本合同目的而产生的临时用地，均由承包人自理。4.1.8发包人提供的施工条件提供水文气象资料发包人向承包人提供与本合同工程有关的水文气象资料，但只对列入合同文件的水文气象负责，不对承包人使用上述资料所作的分析、判断和推论负责。4.1.9施工控制测量网测量基准点、基准线和水准点及其书面资料由承包人负责提供。承包人应根据国家测绘基准、测绘系统和工程测量技术规范，按上述基准点（线）以及合同工程精度要求测设施工控制网，并将施工控制网资料报送监理人批准。4.1.10工程地质资料工程地质资料由发包人提供，相关要求见“5设计与设备监造”章节。5设计与设备监造5.1设计工作范围包括：标段范围内全部工程设计，包括风机基础、海底电缆、海缆与陆缆接头、陆上连接电缆、海上升压变电站（含风功率预测和海洋及潮位观测系统）、陆上集控中心、防浪、道路等。具体内容包括但不限于以下内容：初步设计(含专题设计)、施工图设计、按发包人要求编制初设概算、执行概算、施工图概算、竣工图编制、编制工程进度图表，为发包人施工图审查提供必要的文件和资料等。组织与本项目工程有关的设计会议，提供所需的相关设计资料及报告。5.1.1初步设计（1）初步设计至少在以下（但不限于）方面进行专题设计：、风机微观选址专题（重点考虑尾流影响及不良地质的影响）；、风力发电机组选型专题（含风机轮毂高度比选，年发电量复核报告）；、风机基础设计专题（包括但不限于防腐蚀设计；防冲刷设计；靠船和防撞设计；电缆接入及附属结构设计；防漂浮物撞击及基础结构变形；基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测设计等）；、海上升压站设计专题（平面布置、基础设计、上部结构设计、暖通、消防、给排水等）；、海上升压站电气设备选型专题；、集电主海缆和送出海缆布置及敷设方案设计专题（含海缆在线智能监测系统方案）；、施工组织设计专题；、海上风电防台风专题；、电气系统工程设计专题；、全场控制系统设计专题；、陆上控制中心设计专题（集控中心、无功补偿、GIS楼以及其他辅助设施的设计，建筑、道路钻孔要求等）；、无功专题；（2）除以上专题设计，初步设计还包括但不限于以下内容：、海上风功率预测方案比选；、海洋及潮位观测系统设计（包含设备比选）设计；、海上风场发电优化分析；、海上风电场后续尾流影响分析；、全部照明、给排水、通风、空调、智能办公设计；、全厂建、构筑物、设备、设施的防雷及接地系统等设计；、建筑区域景观绿化及其浇灌系统设计；、环保治理、劳动安全及工业卫生设计；、通讯系统设计（包括风电场光传输系统、变电站内通信系统、系统通讯设计）；、本工程所有标记的设计；、安全、职业健康、环境、水保“三同时”的设计；、陆上连接段电缆与附件及电缆沟选型、敷设专题设计（已包含海缆与陆缆接头）、工程造价的经济性和合理性分析、控制造价的具体措施；、用海征迁方案；、场区总平面布置方案；、选择4台风机、海上升压站、陆上集控中心针对继保室和风机内机柜作为监测对象，控制柜内的电路板腐蚀在线监测设计；海上升压站基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测设计等；编制初步设计报告（含概算书）：在专题设计的基础上编制初步设计报告，编制概算书，组织初步设计审查，设计成果应通过专家评审，根据审查结论负责在本合同规定范围内进行必要的调整和补充，并重新提交经发包人确认。其中，安全、职业健康、环境、水保“三同时”的设计，需要专篇编制、评审及报审、报备的相关要求。5.1.2施工图设计（1）、进行专题设计，施工图设计需至少在以下（但不限于）方面进行专题设计并优化：、风机微观选址专题（重点考虑尾流影响及不良地质的影响）、风力发电机组选型专题（含风机轮毂高度比选）。、风机基础设计专题（包括但不限于极限工况极限状态分析（ULS）：桩承载力偶然工况极限状态分析（ALS）：桩承载力；发电工况极限状态分析（SLS）：固有频率分析和倾斜评估；疲劳工况极限状态分析（FLS）：桩的可打入性和疲劳分析；防腐蚀设计、防冲刷设计、靠船和防撞设计、电缆接入及附属结构设计、防漂浮物撞击及基础结构变形、基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测设计等）、海上升压站设计专题（平面布置、基础设计、上部结构设计、暖通、消防、给排水等）、海上升压站电气设备选型专题、集电海缆和送出海缆布置及敷设方案设计专题（含海缆在线综合监测）、施工组织专题、海上风电防台风专题、电气系统工程设计专题、全场控制系统设计专题、陆上控制中心设计专题、无功专题（2）、除以上专题设计，施工图设计还包括但不限于以下内容：、海上风功率预测方案比选、海上风场发电优化分析、海上风电场后续尾流影响分析、全部照明、给排水、通风、空调、智能办公设计、陆上连接段电缆与附件及电缆沟选型、敷设专题设计（已包含海缆与陆缆接头）、全厂建、构筑物、设备、设施的防雷及接地系统等设计、工程造价合理性分析、控制造价措施、建筑区域景观绿化及其浇灌系统设计、环保治理、劳动安全及工业卫生设计、通讯系统设计；包括风电场光传输系统、变电站内通信系统、系统通讯设计、航道航标设计、本工程所有标记的设计、防洪设计：包含所有陆上的永久工程、临时工程的防洪、排水系统设计、施工图阶段进行风电场发电量收口计算、海上升压站基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测设计等编制施工图设计说明和施工图预算：在专题设计和其他设计的基础上编制施工图设计说明（含图纸），编制施工图预算书，组织施工图设计审查，根据审查结论负责在本合同规定范围内进行必要的调整和补充，并重新提交发包人确认。5.1.3竣工图编制竣工图编制满足《电力工程竣工图文件编制规定》DL/T5229-2005的有关规定。5.1.4现场设代服务，从施工开始直至调试验收过程，按照工作进度需要派驻勘察、测量、土建结构、水工结构、施工、电气等专业主设人驻场配合，总人月不少于40人月。5.1.5图纸要求1)承包人提供的资料应使用中国法定计量单位。技术资料和图纸的文种为中文。进口设备提供的图纸和资料应翻译成中文随同原文一并提交发包人，图纸资料以英文为准。设备资料除提供书面文件外还应提供电子文档，电子文档图纸应为AutoCAD格式，文本文件应为Word/Excel格式。2)承包人图纸、资料的提交应及时充分，并负责要求设备制造厂提供的图纸、资料能满足发包人对运行规程编写、运行人员培训、检修规程编写、检修人员培训、设备监造检验进度要求。5.1.6参加合同谈判、编制工程进度图表，为施工图审查提供必要的文件和资料等，不含送出工程。5.1.7承包人组织风机制造商、承包人、发包人三方参与设计联络会发包人、承包人和风机制造商承包人之间将举行设计联络会议，以讨论有关具体要求、澄清本技术规范书中的疑问，并进行必要的协调工作。5.1.7.1规定的设计联络会\uf06c第一次联络会议主题：讨论风电场微观选址方案、风电机组基础设计、审查和讨论塔筒的设计图纸及其有关细节。地点：发包人所在地或发包人确认的地方时间：风机合同签订后30天内\uf06c第二次联络会议主题：讨论设备吊装和运输方案，机组主要设备配置，设备生产计划，电气部分（关于短路电流、接地、谐波、功率因数、电压波动影响等），计算机监控系统硬件的选择及配置，远程通信系统的通讯规约，以及相关的设计技术文件，设备监造及出厂前的验收计划安排。地点：发包人确认的地方时间：合同签订后60天内\uf06c第三次联络会议主题：工程进度，如：交货、培训、安装、调试和协调等。地点：发包人所在地或发包人确认的地方主办方：承包人时间：合同签订后140天内风电场设计单位及工程监理单位将参加会议。每次联络会议都应签署会议纪要，会议纪要由承包人负责编写，风机制造商配合，讨论的项目和结论用中文书写，经双方复核签字后发给与会者。5.7.1.2额外的设计联络会除上述规定的联络会以外，如果有重要问题需要双方研究和讨论，经协商，可另外召开联络会，承包人负责费用。5.7.1..3设计联络会的组织每次设计联络会由主办方承包人承担组织。设计联络会的会议准备、会议设施由主办方负责，会议的文件资料、补充研究或试验等工作由风机制造商承包人承担，发包人对风机制造商承包人的设计确认并不减轻风机制造商承包人对工程应负的责任。5.2设备监造承包人应委托符合法定资质的独立第三方设备监造单位实施设备监造工作。承包人委托的第三方设备监造单位应为发包人认可的设备监造单位，并应经发包人确认。设备监造单位应同时向发包人（作为设备最终用户，即最终委托人）负责，并接受发包人的管理。设备监造实施方案详见《附件1-F设备监造实施方案及要求》。6设备及材料采购承包人所发出重要的设备或材料的招标技术规范应经发包人确认，加工制作、生产安装过程中所有更改必须经发包人确认。设备或材料在发包人指定名录（分包商清单：主要设备、材料备选制造商清单）中依法选择确定，以最高价计入总价，最终在合同签订时由发包人确定。没有给出名录的设备，承包人自主依法选择，最终选择结果在执行前由发包人审核并确认。以下所列的设备及材料的技术参数及数量应按照可研的要求配置，后续若与初步设计产生冲突，则以后续的初步设计及施工图设计评审结果为准。6.1风力发电机组要求详见《附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款》。6.2塔筒要求详见《附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款》。6.3电气设备6.3.1电气设备制造厂应满足的商务资质电气设备制造厂必须持有制造设备所需的国家強制性的生产许可证(若需)、国家认证委员会对必须强制认证的产品颁发的“3C”证书(若必需)和电气设备接入电网、网络所需的接口要求，关于“接入电网的设备”，电网公司有要求的必须按电网公司要求执行。电气设备制造厂必须提供设备型式试验报告和/或鉴定报告和/或性能验收试验报告，达到技术先进、成熟、安全可靠、环保和满足国家节能降耗的相关要求，需成套供货的满足成套供货的要求。电气设备安全可靠，近三年未发生因产品质量引发的重大事故，无不良业绩。6.3.2电气系统本工程考虑设一座220kV海上升压站加一座陆上集控中心；设一座220kV海上升压站，布置两台220/35/35kV，容量为180MVA的主变压器，220kV侧采用2进2出内桥型接线，35kV侧采用两组单母分段接线；本侧采用两组单母分段接线。本工程初步考虑采用2回220kV三芯3×500mm2XLPE绝缘海底电缆送至登陆点，由登陆点采用2回3根单芯1x500mm2XLPE陆上电缆送至集控中心。集控中心布置220kV高压配电装置，不考虑远期接入，采用3进1出单母线接线。详见附件可研报告相关图纸。6.3.3电气设备技术要求(最低性能指标)6.3.3.1应遵照最新版本的国家标准(GB)、国标制(SI)、国际标准组织(ISO)、行业标准(DL)、国际电工组织（IEC)等，当标准间有矛盾时，按照较高指标执行。6.3.3.2防护等级及防腐要求1)防护等级海上电气防护等级应不小于下表规定。表电气设备防护等级要求安装地点防护等级要求带空调的室内IP44不带空调的室内IP54室外IP562)防腐要求电气设备的选择需考虑防腐、震动、潮湿、盐雾等因素。电气设备防腐应符合现行国家标准《色漆和清漆防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护》GB/T30790以及《钢结构防护涂料系统的防腐蚀保护》(ISO12944)环境分类的规定。金属材料表面处理应满足《涂装前钢材表面锈蚀等级和防锈等级》要求；油漆喷涂应满足《防腐蚀涂层涂装技术规范》要求。海上:暴露在海洋大气区的电气设备的腐蚀等级应为C5-M级，室内电气设备防腐等级应达C4级要求。设备的外壳、连接部件、裸露金属部分、与大气长时间直接接触等部分进行防腐蚀特殊处理，并应保证设备能安全可靠的运行不少于风电场全生命周期。3)针对于海缆、设备连接电缆或低压动力电缆穿越甲板或内外舱壁时应采用防火封堵，封堵材料应密封性好、耐腐蚀、抗老化，经过认证。6.3.3.3抗倾斜、抗振动、抗震要求海上：设备在运输过程及海上升压变电站运行过程中，均有风浪、潮流、靠船等外部环境影响，因此设备应具有抗倾斜、抗振动、抗震的能力，并在本体适当位置设置固定用元件以便适航固定，并增加海上户外设备防台风措施的要求。海上/陆上：参照《中国地震动参数区划图》(GB18306－2015)，某某县某某镇、某某镇区域属抗震设防烈度为7度区，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组为第一组。风电场工程海域和陆地场地类别为Ⅲ。电气设备应按照规范进行抗震设计，并提供震动测试报告（如有）。6.3.4主变压器1）海上升压站本工程海上升压站的主变压器选用2台220kV、180MVA三相、油浸式、低损耗、铜绕组、自然油循环自冷却、低压双分裂有载调压电力变压器供货范围—器身(包括铁芯、绕组、绝缘结构等)—油箱(包括油箱、装于油箱上的气管、油管、各种阀门、旋塞、铭牌、接线端子、吊耳顶起垫、梯子、适航固定装置、电缆固定装置等)—套管及附件(包括高压电缆终端箱、高压中性点油/气套管、低压电缆终端箱座、铁芯和夹件接地小套管、法兰等)—储油系统(包括储油柜、防止油与周围空气接触的胶囊及隔膜、吸湿器、油气管路、蝶阀、旋塞、管道纵向补偿装置等)—有载调压装置及控制箱—高压及中性点套管电流互感器—变压器油(供每台变压器总油量的110%)—散热器(含散热器支架)—变压器状态在线监测系统—保护和信号装置(包括油位表、瓦斯继电器、压力释放装置、油流继电器、压力突变继电器、油面温度控制器、绕组温度计等)—变压器端子箱—电缆及电缆固定槽盒(包括合同设备及部件内部连接和彼此之间的所有连接电缆及槽盒)—中性点成套设备及支架、支柱—设备及附件的底座及连接件—隔震设备等附件(如有)—设备安装、试验、拆卸和重新组装所必需的专用工具、专用设备、配件、特殊安装、检验和试验用材料和其他设备。—为本合同设备运行和维护所需的备品备件以上设备供货范围需满足本工程技术要求。主要电气参数如下：型号：SZ11-180000/220额定容量：180/90-90MVA额定电压：230±8x1.25%/35-35kV调压方式：高压侧线端设有载调压分接开关线圈联接组别：YN，d11，d11电抗：全穿越16%,半穿越30%（暂定）防腐要求：见6.3.3.2对应要求抗倾斜、抗振动、抗震要求：见6.3.3.3对应要求布置：海上升压变电站2）陆上集控中心陆上集控中心降压变选用1台容量为50MVA(容量以初步设计为准)，三相、双绕组、自然油循环、自冷却型、油浸式、低损耗电力变压器。辅助设备及其它为保证电力变压器正常运行所必需的附属装置(含中性点组合式设备)的设计、制造、试验、包装、运输、交货、提供工厂图纸及资料，以及现场安装调试和海运等的技术服务工作。供货范围—器身—油箱—套管及附件—储油系统—有载调压装置及控制箱—高压及中性点套管电流互感器—变压器油—散热器—变压器油色谱在线监测系统—保护和信号装置—变压器端子箱—电缆及电缆固定槽盒(包括合同设备及部件内部连接和彼此之间的所有连接电缆及槽盒)—中性点成套设备及支架、支柱—设备及附件的底座及连接件—隔震设备等附件(如有)—设备安装、试验、拆卸和重新组装所必需的专用工具、专用设备、配件、特殊安装、检验和试验用材料和其他设备。—为本合同设备运行和维护所需的备品备件以上设备供货范围需满足本工程技术要求。主要电气参数如下：型号：SZ11-50000/220容量：50000kVA电压组合：230±8x1.25%/35kV联接组标号：YN，d11电抗：10.5%（暂定）6.3.5220kV配电装置220kV开关设备采用户内GIS。海上升压站GIS采用内桥型接线，两个进线间隔，两个出线间隔，两个母线设备间隔。主要的电气参数如下：额定电压：252kV额定电流：2000A额定开断电流：50kA额定关合电流：125kA陆上集控中心GIS采用单母线接线，三个进线间隔，一个出线间隔，一个母线设备间隔。主要的电气参数如下：额定电压：252kV额定电流：2000A额定开断电流：50kA额定关合电流：125kA6.3.635kV配电装置1）海上升压站35kV配电装置选用户内成套SF6充气柜。额定电压：40.5kV额定电流：1250A/2500A（风机进线侧/主变低压侧、分段柜）额定短路开断电流(有效值)：31.5kA额定动稳定电流(峰值)：80kA2）陆上集控中心选用金属铠装中置开关柜，其中SF6断路器选用国际知名品牌。。额定电压：40.5kV额定电流：1250A（无功补偿进线柜）2000A（降压变低压侧柜）额定开断电流：31.5kA额定峰值耐受电流：80kA6.3.7无功补偿装置1）陆上集控中心在陆上集控中心装设SVG无功补偿装置，静止无功发生器（SVG）额定容量为-40.39Mvar~+33.71Mvar，考虑配置两套额定电压35kV，额定容量±25Mvar的SVG无功补偿装置。额定电压：35kV额定容量：±25Mvar数量：2套在陆上集控中心装设两套并联电抗器，在220kV海缆陆上集控中心侧各海缆间隔加装一套高压电抗器。额定电压：220kV额定容量：20Mvar数量：2套6.3.835kV侧中性点接地设备本工程35kV侧总电容电流约490A，按照运行方式，每段母线最大电容电流约245A，35kV侧中性点接地设备采用接地变压器加中性点电阻的接地方式，主要电气参数如下：1）接地变压器型号：DKSC-1000/35接地变额定容量：1000kVA电压组合：35±2×2.5%/0.4kV接线组别：ZN阻抗电压：Ud=6.5%2）接地电阻额定电阻：40.5欧姆额定通流：500A，10s6.3.9站用变压器1）站用接地变压器(海上升压站)：型号：DKSC-1800/800/35额定容量：1800kVA二次侧容量800kVA电压组合：35±2×2.5%/0.4kV接线组别：ZN，yn11阻抗电压：Ud=8%2）站用变压器(陆上集控中心)：型号：SC11-800/10额定容量：800kVA电压组合：35±2×2.5%/0.4kV接线组别：D，yn11阻抗电压：Ud=4%3）市电备用站用变压器(陆上集控中心)：型号：SC11-800/10额定容量：800kVA电压组合：35±2×2.5%/0.4kV接线组别：D，yn11阻抗电压：Ud=4%6.3.101）柴油发电机(海上升压站，需要满足船机标准)：额定容量：500kW，400V数量：1台。2）柴油发电机(陆上集控中心)：额定容量：400kW，400V数量：1台。6.3.1135kV海底电缆要求详见《附件1-C海底电缆技术条款》。6.3.12220kV海底电缆要求详见《附件1-C海底电缆技术条款》。6.3.13低压开关柜柜内的断路器、空开、热继电器、APS等需选用国际知名品牌。6.3.14海上升压站和陆上集控中心的蓄电池组蓄电池需为原装进口管式胶体阀控铅酸密封蓄电池，按照“南方电网公司反事故措施（2018版）”要求，设计配置有两套蓄电池组的，应使用不同厂家的产品。6.4风电机组基础（管桩）本工程风电机组基础加工厂除了满足总承包的要求(资格、资质、业绩除外)外，还应满足发包人对风电机组基础加工厂的商务资质要求和技术要求。要求详见《附件1-D风机基础施工技术条款》。6.4.1风电机组基础加工厂生产厂房、生产设备、场堆、工艺流程须满足本项目的需求。切割、卷制、焊接、喷砂及涂装必须在合适的厂房内进行，喷砂及涂装厂房必须安装除湿、除尘及温度控制等环境控制设备，要有足够大的露天堆场满足本项目的储存要求应有数控切割机、激光检验仪、四辊卷板机等必须设备。上岗焊工必须持有经省、市级劳动部门考试合格签发的锅炉压力容器与工作相适应的上岗证。6.4.2风电机组基础加工厂具有国内用户已签署业绩证明，承包人应在近3年来有连续2年从事海洋工程特别是海上风电钢结构制造的业绩、有海上风机基础在1个海上风电场成功安装并投入一年商业运行的业绩。无不良业绩。6.4.3风电机组基础钢材应满足技术要求如下：国产板材主要用于风电机组基础的卷制。国产板材应符合GB712-2011以及GB/T5313-2010标准，同时还应满足下述要求。6.4.3.1屈服强度DH36、DH36-Z35级的钢材要求采用上屈服点，下屈服点要求大于等于355Mpa。6.4.3.2碳当量按照不同厚度的板材，DH36、DH36-Z35级钢材的碳当量应满足GB712-2011规定的要求。Q345B级的钢材的碳当量应小于或等于0.44%(熔炼分析)。6.4.3.3冲击韧性本工程所需钢材均要求做冲击试验。钢材的夏比V型缺口冲击试验试样的截取位置和数量应当符合中国船级社《海上固定平台入级与建造规范》的规定。冲击试验温度、试验方向和能量按GB712-2011中表5执行。6.4.3.4Z向性能对于承受高约束、抗冲击、塑性疲劳和层状撕裂的关键管节点应由具有Z向性能的钢板卷制。DH36-Z35钢板应满足GB/T5313-2010要求。厚度方向试验和验收标准要求Z35的断面收缩率三个试样平均值应不小于35%，单个试样值应不小于25%。逐张钢板测量含硫量，分析结果应符合GB/T5313-2010。6.4.3.5超声波检验对于GB712-2011的DH36和DH36-Z35钢板，要求逐张按NB/T47013进行超声波探伤，达到I级标准，并出具报告。对于其它材质的厚度等于或大于25mm的钢板要求逐张进行超声波探伤。达到I级标准。风电机组基础法兰按风机厂家的设计要求进行加工及验收。6.4.3.6交货状态除非发包人另有批准，厚度大于25mm的D级、厚度大于12mm的DH36、DH36-Z35及所有厚度的E级、E32、E36和E36-Z35钢板为正火交货，其它牌号及厚度的钢板为热轧、控轧或正火交货。6.4.3.7尺寸误差板的宽度和长度：+50mm，-0mm板的厚度按GB/T709-2006B级的规定，厚度负偏差均应为不大于0.3mm。6.5海上升压变电站建造本工程海上升压变电站加工厂除了满足总承包的要求(资格、资质、业绩除外)外，还应满足发包人对海上升压变电站加工厂的商务资质要求和技术要求。本项目须将通讯设备、风功率预测系统和海洋及潮位观测系统。其中风功率预测系统中的测风设备和海洋潮位观测设备安装于海上升压站，海上升压站的建造必须满足此相关设计要求。承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责风功率预测系统含（测风塔设备）和潮位观测系统的采购、运输、安装、检验等工作，施工及质保期2年的维护。详见《附件1-B海上升压站技术条款》。6.6其它设备6.6.1风功率预测系统6.6.1.1风电功率预测系统应该是行业知名的成熟产品，应具有至少十个国内50MW级及以上风电场的应用及两年以上的运行业绩。6.6.1.2风电功率预测系统应适用于海上风电场，功能和性能要求应满足GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》、国能新能[2011]177号《国家能源局关于引发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知》、国能新能[2012]12号《国家能源局关于印发风电功率预报与电网协调运行实施细则（试行）的通知》、NB/T31046-2013《风电功率预测系统功能规范》及《南方电网并网风电功率预测功能规范》。6.6.1.3系统必须保证实现与风电场一体化监控系统和风电机组监控系统的数据通讯，互通互联，支持多种通讯协议，包括IEEE802系列标准、TCP/IP、DL/T634（IEC60870-5）、IEC61400-25、DL/T860（IEC61850）、ModBus、CDT、OPC、XMLDA1.0等协议或规范要求，具有很好的兼容性。6.6.1.4承包人负责完成所有设备包括风机监控系统、风电场一体化监控系统、测风仪器等的接口连接调试工作，承包人须无条件提供一切技术服务确保通信实现6.6.1.5具有方便灵活的查询、统计以及图表展示功能。6.6.1.6系统文档准确、详细。系统文档必须直观、准确描述系统，对功能架构、业务流程等信息准确细致描述，为系统日常应用和二次开发提供准确的依据。6.6.1.7.风功率预测系统的测风设备为固定式，安装至海上升压站中，采用激光雷达测风设备，并满足本项目并网前广东电网公司对风功率预测系统的各项要求。6.6.2承包人需要采购陆上集控中心需要的电视背景墙。具备数字矩阵的功能，可以将任意一路图像调到电视墙的任意一块监视器上进行显示，每一块监视器支持1/4/9/16等多种分割模式；可以支持分组轮询、视频轮询等多种轮询模式；可以采用专业控制键盘对电视墙进行视频切换，视频调用等操作。电视墙显示系统技术要求系统概述大屏幕显示系统把国际最卓越的DLP高清晰数字显示技术、显示单元无缝拼接技术、多屏图像处理技术、信号切换技术、网络技术等科技手段的应用综合为一体，形成一个拥有高亮度、高清晰度、技术先进、功能强大、使用方便的大屏幕投影显示系统，从而为本项目提供了一个网络集中监控平台，并可以拓展为信息资源共享平台、分析决策平台和指挥调度平台的显示系统。通过大屏幕显示系统，可以轻松实现直观、实时、全方位地集中显示视频监控的信息，也支持接入其他系统的信息在大屏幕上可根据需要以任意大小、任意位置和任意组合进行显示，并且对显示信息进行智能化管理，以便于指挥中枢准确、实时全面的观看和掌握各方面信息并做出正确的决策，大大提高了指挥调度决策的效率，增强了各信息显示的直观性和可操作性。大屏幕显示系统主要包括用户信号源、信号传输切换、信号处理、信号显示和控制系统等几部分。承包人提供的大屏幕显示系统拼接墙应由8套60"DLP一体化显示单元以2（行）×4（列）的方式拼接而成。规格如下：单屏面积：1330mm(宽)×748mm(高)≈0.99m²整屏面积：1330mm(宽)×4×748mm(高)×2=5320mm(宽)×1496mm(高)≈7.96m²系统由8套60"的投影单元、1套Digicom®HC3000多屏处理器系统、VWAS控制管理软件及等附属的外围设备组成。整套系统采用最新一代的DLP数字光处理技术，所有设备均采用模块化的设计。具备良好的稳定性、可靠性、安全性，并具备良好的显示信号数量的扩展能力。系统是集中实时信息收集、传递、处理、显示于一体，用户多种综合应用系统特点是大信息量、实时显示处理，为满足在同一时间对多个子系统的监控需求，需要大面积的显示平台，可同时监控各方面的信息。为此整套大屏幕显示系统在Digicom多屏处理器的管理下，能够提供高分辨率统一显示平台，从而显示各种高分辨率图形，可在兄弟单位和上级领导来参观学习时方便快捷的实现显示标语、欢迎词或高分辨率的演示图片也可整墙显示超高分辨率的大型完整的网络图形GIS、GPS（可选配置），充分利用大屏幕系统显示面积大，分辨率高，显示效果好的优势，2×4全墙分辨率为：（1920×4）×（1080×2）=7680×2160。作为DLP大屏幕系统的核心，投影机芯的显示效果和性能决定了整套系统的显示效果和性能。显示单元选用的是目前业内最新技术的3×6点阵式LED光源的高清投影机，具有1920×1080的高分辨率输出。其中的关键部件LED绿色光源，具有寿命超长、色彩饱和度高稳定性好等特点，消除了用户对系统需更要换灯泡及色轮的顾虑，可实现系统的最简易维护。DLP显示单元的技术参数DLP显示单元E-PH605总体指标标准配置单元尺寸60"显示模式DLP技术（单片0.95"DMD，Darkchip3，12°）分辨率1920×1080像素光源类型3×6点阵式冗余LED光源照明光源寿命≥60000小时亮度≥1000ANSI流明（明亮模式）对比度2000：1均匀度≥95%屏幕GUCS屏幕视角水平视角≥170º，垂直视角≥110º拼缝≤0.5mm防尘等级IP5X信号处理IP信号接入（IP主控板RJ45数字IP信号支持3路1080p或16路D1解码显示可选）桌面信号输入DVI-I数字RGB/模拟RGB分辨率：640×480~1920×1200水平：31KHz~75KHz垂直：59Hz~61Hz点时钟：25~165MHz控制方式网络控制（RJ45）：100M/10M自适应以太网接口电源交流电压100-240V频率50Hz/60Hz功率145~288W工作环境工作温度0-35℃（建议最佳工作温度：23℃±5℃)相对湿度30-80%（无凝露）尺寸A×B×C(mm)60"，1330×748×750产品认证CCC、CE、CB、RoHS多屏处理器是整个拼接墙系统的信息处理中心，是显示系统中至关重要的组成部分，它是一种具有多屏驱动功能、可用不同方式对各种类型信号进行远程显示及控制的专用图形处理设备，是一套功能极其强大的计算机系统。DigicomHC3000多屏处理器主要技术参数DigicomHC3000多屏处理器输出图形卡输出数量：最大36路输出分辨率：1024×768@60Hz～1920×1080@60Hz支持同时输出不同分辨率，满足"1个大屏幕+多个单屏"的组合显示应用场景需求512MBDDR2显存色深：32位输出接口：DVI-D连接器DVI输入（可扩展）输入数量：最大36路4路/卡输入分辨率:640×480@60Hz~1920×1200@60Hz色深：32位输入接口：DVI-D接口VGA输入（可扩展）输入数量：最大36路4路/卡输入分辨率:640×480@60Hz~1920×1200@60Hz色深：32位输入接口：VGA接口Video输入（可扩展）输入数量：最大244路4路/卡或16路/卡支持PAL/NTSC制式的CVBS信号输入接口：BNCIP输入卡（可扩展）单卡支持8路1080P@30Hz或2路38402160@30Hz（4K);支持标准H.264、H.265码流(MainProfileLevel5.1)，RTSP协议;HDMI1.3输入卡（可扩展）HDMI输入通道：4路/卡最大36路输入分辨率:480/576/720/1080支持HDMI1.3标准和HDCP1.4HDMI1.4输入卡（可扩展）HDMI输入通道：2路/卡最大18路输入分辨率:480/576/720/1080/4K支持HDMI1.4标准和HDCP1.4DP输入（可扩展）输入数量：最大18路，2路/卡信号标准：DP1.1a版本，最大支持分辨率：4088x4088色深：24位接口：DisplayPortIP视频编码输出卡（选配）支持4路视频信号1080P@30Hz编码输出支持H.264标准编码压缩传输协议：HIPC、RTSP协议网络接口：RJ45接口x1，100/1000M自适应预览回显卡（可扩展）32路/卡RJ45接口x1100/10Mbps预览：最大支持32路输入信号的预览回显：最大支持32个显示单元的回显单板热插拔信号单板支持热插拔维护与业务即时自动恢复，业务恢复时间≤30秒系统风扇热冗余风扇，支持热插拔电源N+1热冗余电源，支持双电网供电输入100-240VAC50/60Hz4-2A功耗≤300W机箱尺寸19"标准机架安装，机箱高8UW×H×D＝439.6mm×354.5mm×421.8mm（不包括前面板把手）系统控制双百兆RJ45网口，10/100M自适应支持IP地址、网关、时间服务器等网络应用的配置功能双主控板冗余备份控制智能管理支持温度、风扇、电压等告警监控支持版本查询及软件在线升级产品认证CCC、CE、CB、RoHS系统清单序号名称型号/规格数量单位1显示单元PH605(CSI屏幕)（内含VTRONVisionpro系列投影机控制模块嵌入式软件V2.0[简称：投影机控制软件]）屏幕尺寸：1330mm(宽)×748mm(高)分辨率：192010808套2多屏处理器DigicomHC3000多屏处理器（内含VTRONHC系列多屏处理器拼接处理嵌入式软件V1.0[简称：HC拼接处理软件]）[中文版、HC配冗余电源、输出-8路DVI(2x4)、输入-12路(4路DVI,8路HDMI(1080p),)/(单通道窗口数-2层)]1套3显示单元底座BC16030-10004套4可视化处理器1套5可视化应用集成与控制软件1套6控制PC1台7系统线缆工程线缆、满足整系统安装。1批6.6.3本风电场工程建设和试运行有关的设备设施、备品备件、检测检修工具等，均由承包人负责采购，计入总价。6.6.4若军方要求增加风电场区域内视频监控设备，承包人应按照军方要求采购、安装、调试、验收，以上均为承包人负责，属于承包人范围中第16条“应综合考虑风险费用”，发包人不另行支付。6.7材料采购本工程总承包范围内的全部工程建筑材料，均由承包人负责(或组织分承包人)采购。6.8其它物品采购工程环保及工程绿化有关的物品，以及本工程竣工移交前所发生的风电场运行、维护物品，均由承包人负责采购。环保及工程绿化质量与数量满足相关规范。6.9设备采购管理要求6.9.1承包人应按本风电场规模和工程进度，编制设备采购计划，并报发包人批准。6.9.2本项目主要设备、材料及物品的采购，必须符合对应的短名单要求。6.9.3承包人应编制采购设备的数量、技术规范、性能指标要求及技术服务要求。承包人编制的设备招标文件技术规范书应在发标前报发包人或发包人委托的监理人审查批准，审查意见应在7个工作日内反馈。6.9.4承包人应对设备供货商的资格进行审查，选择合格的供货商参与设备招标。6.9.5设备及材料采购的技术部分评标和技术合同谈判应有发包人或发包人委托的监理人参加，风电机组和安装、塔筒和基础施工的采购合同技术附件要事先征得发包人同意，发包人应在7个工作日内反馈审查意见。其它设备和材料的采购合同技术协议报发包人备案。6.9.6承包人应负责设备的监造和催交，并定期(每周及每月)向发包人或发包人委托的监理人报告设备制造和交运状态。6.9.7承包人应按DL/T586-2008《电力设备监造技术导则》，委托有资质的公司对风力发电设备制造质量进行监造。主要设备和材料，须由承包人合理安排并组织发包人或发包人委托的监理人及有关参建方进行工厂检验、试验和验收。7工程施工及安装承包人应制定完整的工程施工方案，明确主要设备材料品牌、型号、参数，并遵照执行。7.1施工准备7.1.1承包人负责珠海金湾海上风电场项目工程施工准备工作并承担费用，包括施工场地平整、施工道路修筑、施工平台、临时施工用水用电通信等工作。7.1.2工程的主要施工区域位于海上，承包人进行施工时的陆上施工码头、基地以及陆上的临时占地，如承包人的办公和生活用地、仓库与料场及工地试验室用地等临时用地、用海，由承包人根据工程需要和自身资源自行解决。相关费用由承包人负责，报价在其他临时设施中报列。发包人协助办理有关手续。7.1.3海域使用在参考资料标明范围以外的，其所发生的渔网、渔具、船只、障碍物等的拆迁、处理工作和费用及按规定需报海事、海洋等管理部门审批的相关手续和费用由承包人负责。发包人应予以协助。因承包人原因导致未经相关部门审批的海域使用所发生的一切后果由承包人负责。7.2风电机组基础施工7.2.1范围珠海金湾海上风电场项目风电机组基础施工。主要包括：钢结构加工和运输、现场沉桩施工、导管架安装、附属结构安装等。7.2.2基础施工(1)承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责风机基础结构材料的采购、运输、检验和试验等工作，以及施工期的维护。(2)承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责风机基础钢结构加工和焊接所必需的焊接设备、焊材、焊接操作人员，并确保采用的焊接工艺、焊后热处理、机械测试和无损检测等符合的要求。(3)承包人按建造技术要求，组织并实施工程的基础钢结构加工、焊接、检测和涂装保养、出运和海上运输。(4)承包人按施工技术要求，负责风电机组基础沉桩施工、导管架安装施工和附属结构安装，以及施工期的维护和质保期内的维修。（5）除以上外，其他具体要求详见《附件1-D风机基础施工技术条款》。7.3风力发电机组和塔筒安装(1)承包人按技术条款的规定以及风机安装手册的要求，负责风机设备的采购、运输检验等工作，以及运输期的维护。(2)承包人按技术条款的规定以及风机安装手册的要求，负责风机设备预拼装、塔筒吊装、机舱吊装、叶轮组装、叶轮吊装、电气安装等工作，以及安装期的维护和质保期内的维修。（3）除以上外，其他具体要求详见《附件1-E风电机组与塔筒安装技术条款》。7.4海上升压变电站施工及安装(1)承包人按技术条款的规定以及施工图纸，负责海上升压变电站的材料、电气设备等的采购、运输、检验、试验等工作，以及施工期的维护。(2)承包人按技术要求，组织并实施工程的海上升压变电站基础钢结构和上部组块的陆上加工、组装、检验、调试以及施工期的维护。(3)承包人按技术规定，负责海上升压变电站基础和上部组块的出运、海上运输、海上吊装和安装、监测、调试以及施工期的维护和质保期内的维修。（4）除以上外，其他要求详见《附件1-B海上升压站技术条款》。7.5海底电缆施工(1)承包人负责海底电缆施工前的海底清理、扫海、渔民及养殖户协调等。（2）承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责海底电缆的运输、铺设、始端登陆、终端登陆、检测施工等工作以及施工期的维护。(3)承包人按技术要求，组织并实施工程的海底电缆与其他管线交越处的保护、特殊地段保护、防海水冲刷保护、电缆锚固等的施工。7.6陆上集控中心和远方监控工程施工(1)房屋建筑工程（名称暂定，以初步设计图纸为准），主要包括：主控楼、变电所35kV配电房、职工生活宿舍楼、库房及检修车间、其它房屋建筑工程等。(2)220kV变配电建筑物、构筑物工程。(3)电气设备埋件及安装工程。(4)道路工程。(5)打井工程、给排水及消防工程。(6)建筑装修工程。（要求所用的材料、设备必须是优等品，所购材料的品牌和质量需经发包人确认）(7)施工所需的临时工程。(8)园林绿化工程。(9)220kV陆上集控中心内降压变储油坑及电缆沟(含升压外集电线路电缆沟)工程。(10)远方监控，参照承包人工作范围（18）条，并由承包人提供视频背景墙。（11）围墙防浪、防海水倒灌工程（12）暖通、空调系统（13）陆上连接段电缆与附件及电缆沟（已包含海缆与陆缆接头）（14）陆上集控中心引入市电后备电源工程。7.7其他设备安装7.7.1设备安装范围：设备安装包括珠海金湾海上风电场项目所有设备安装，包含但不限于：220kV变压器安装，220kV海缆施工，35kV海缆施工、陆上连接段电缆与附件及电缆沟施工（已包含海缆与陆缆接头施工），220kV配电装置安装，控制、测量、保护、通信、交、直流控制电源设备及电缆、照明、消防、暖通、空调、给排水设备安装等。7.7.2安装技术要求(1)承包人应对用于本工程中的全部电气设备、器具及附件应按设计要求订货，并按所规定的规范要求进行检查验收。检验记录及出厂合格证书，在工程移交时作为竣工资料移交发包人。全部设备、器具、附件在安装前按规范要求进行试验、检验或整定，达到国家部颁标准及设计、当地电网公司、制造单位的要求。对存在缺陷的产品不得进行安装，因使用不合格产品而造成的损失由承包人承担责任。(2)承包人应按照规定的程序、设计施工详图及有关技术条件进行施工，安装工艺和质量应符合有关技术标准和规范要求。(3)承包人在安装中用于检查、校验、试验的电气仪表必须经过法定计量单位的标定并在有效期内。所有仪表的精度等级应高于被测对象的精度等级，并符合电网公司的要求。7.7.3检查验收项目承包人应向发包人提交检查试验计划，经监理人审核、发包人批准后实施。试验计划应规定各项试验的顺序、准备工作及操作步骤、试验过程中的各项数据的设计值或其他判据标准。本工程主要设备的现场试验项目，承包人应根据设备的订货合同要求和电气设备交接试验标准进行。由设备供货方或其他分承包人完成的安装与试验项目，承包人需做好协调、配合与交接验收工作。7.8水土保持和环境保护、安全及职业健康工程承包人负责落实环境影响评价、水土保持、安全及职业健康。等专题论证办理，并按审批文件及发包人的要求，组织水土保持和环境保护工程施工。最终应满足当地政府相关部门对水土保持和环境保护工程的验收要求。7.9施工过程中专题及批文办理工作承包人负责核准后、施工前、施工中、试运行、验收过程中，按照以下（包括但不限于）：海洋、海事、环保、水保、军事、航道、卫生、航空、国土、规划等政府职能部门以及军方要求完成的相关专题论证、措施以及手续办理工作。8风电场调试、试运行和验收8.1承包人负责按总承包合同、设计文件及监理的要求，依据有关技术规程、规范和标准，组织单台风机及整个风电场工程的调试、试运行验收，协助政府部门及发包人组织的工程竣工验收。发包人有权随时跟踪或委派专业技术人员跟踪项目设备安装、调试、验收等工作。8.2主要技术规程、规范和标准见附件三8.3分类验收8.3.1风电场内单项工程验收由总承包单位组织验收，并要求有发包人和监理单位参加并签字确认；工程竣工验收由有关政府部门、发包人组织实施。8.3.2变电站设备按下列标准进行调试和验收：国家和行业现行的对不同电压等级的电气设备调试、试验和验收的标准；继电保护装置动作值计算、整定、定值校核、调试和验收标准；测量仪表的范围检查和调试要求；电网对风电场变电站的调度自动化、遥测、遥控、遥信、计量的要求；电网对风电场通讯工程的要求。8.3.3建安部分按下列要求进行验收：建筑、电气设备（含风机）安装按火电及风电、海洋工程相关标准中最高标准进行验收，其中桩基、海底电缆的冲刷影响需委托水动力检测单位进行验收评估。8.3.4海底电缆验收包括但不限于《额定电压10KV至110kV(Um=126kV)交联聚乙烯绝缘大长度交流海底电缆及附件（所有部分）》JB/T11167、《额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件（所有部分）》GB/T18890、《海底电力电缆输电工程施工及验收规范》GB/T51191、设计方制订的《海底电缆敷设方案》等要求进行海底电缆施工验收，交接试验。8.3.5风电机组(风电场)按下列标准进行调试和验收：风力发电机组单机和监控系统：按照国家相关标准，其中功率曲线、高低电压穿越电能质量测试报告委托具有相应检测或认证的第三方进行检测，并出具验收报告。8.4性能试验8.4.1机组性能试验内容目前国内风电机组性能试验内容和方法没有相关规定，可根据类似工程经验参考包括但不限于《风力发电场项目建设工程验收规程》DL/T5191、《风力发电工程达标投产验收规程》NB\\T31022、《风力发电场运行规程》DL/T666、《风力发电机组验收规范》GB/T20319，并根据不同的试验项目遵守合同规定或现行的各专业技术标准。8.4.2主要性能保证：（1）符合《风力发电机组验收规范》GB/T20319规定的各项性能指标要求。（2）符合《风力发电机组电能质量测量和评估方法》GB/T20320规定的性能指标。（3）风机并网前必须获得本款风机的型式认证。（4）风电场任意单机的功率曲线保证值不小于型式认证时的95%。（5）质保期(5年)全场年平均等效满发小时数≥2389h。”（6）单台风电机组的年平均可利用率不低于90%。（7）整个风场风电机组的年平均可利用率不低于95%。（8）每台风电机组的功率曲线均不低于风机制造商型式认证报告中的保证值（不得低于95%）（9）当电网要求发生变化时，海上风电机组供应商应无偿对风电机组进行技术改造或提升，以达到电网考核要求。8.5培训要求8.5.1总承包人应组织对各参加建设的人员或分包商进行入场前培训，包括安全培训、岗位培训、基本技能培训等。8.5.2安装调试培训：总承包人应组织对安装人员进行培训，以掌握设备安装的工艺条件和要求；调试的技术要求及安全技术措施。8.5.3设备运维培训：总承包人应组织对发包人人员进行培训，以掌握设备性能、特点和运行、检修维护技术。9经济性分析承包人应制定本工程项目的经济性方案，对工程项目进行投资经济性分析。根据风力发电机组技术方案、机位布置方式、桩基方案、施工方案、海上升压站设计方案、陆上集控中心方案、海底电缆方案等，测算风电场的建设成本和单位容量的投资计算出项目的投资回报率。10风电场移交10.1移交时间风电场风电机组在完成调试、启动后，进行240小时不间断的试运行，成功通过240小时试运行后，发包人和承包人按合同规定进行移交生产。具体标准主要参照《风力发电场项目建设工程验收规程》DL/T5191、《风力发电工程达标投产验收规程》NB\\T31022、《风力发电场运行规程》DL/T666\\《风力发电机组验收规范》GB/T20319或最新海上风电的标准执行。下列因素不计入240小时内(1)电网调度命令下的停电时间或电网故障(电网参数在技术规范范围之外)；(2)气象条件(包括风况和环境温度)超出技术规范规定的运行范围。10.2移交资料10.2.1批文资料总承包人应提供项目核准到项目并网验收所有的由承包负责的论证报告及批文资料。10.2.2设备监造检验的技术资料总承包人应提供满足合同设备监造检验/见证的全部技术资料。10.2.3施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的设备技术资料，包括不但限于：1)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。2)安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸、技术文件、说明书，包括设备总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。3)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大纲。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明等。4)总承包人应提供备品、备件总清单和易损件零件图。5)总承包人应及时提供电气等设备的运行联锁保护定值给发包人，并提供电气设备定值的计算书，以满足发包人运行系统的需要。10.2.4其它技术资料1)设备的检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。2)总承包人提供在设计、制造、检验、验收时所遵循的标准、规范和规定等清单。3)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。4)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、水压试验和性能检验、产品生产及使用许可证等的证明。5)所有焊接工艺详细说明，金属材料外观、代样检验、硬度、光谱检测报告、金属材料焊接无损探伤报告、焊接质量检验评定报告等。6)调试大纲及方案、调试报告7)施工记录报告：各专业的单位工程概况、开工报告、竣工报告、单位工程总结、图纸会审记录、技术交底记录、施工技术记录、分部分项质量检验评定报告(建筑、安装、单项试运、分步试运)、材料质量保证记录等。8)承包人应向发包人提供，满足发包人要求的纸质和电子版资料，数量和格式由发包人确定。11分包商清单11.1主要设备、材料备选制造商清单海上升压站序号设备、材料名称制造厂商备注1.220kVGIS装置ABB、西门子2.220kV变压器ABB、西门子3.电缆附件德国KP、美国3M、法国耐克森、ABB4.柴油发电机潍柴动力、康明斯、上柴、广西玉柴、锡柴5.消防设备高压细水雾：FOGTEC、Marioff、ULTRAFOG、MINIMAX、SEMCO、Danfoss-Semco火探管：Rotarex、Fiwaguard、Pyrozone、Chemori6.暖通风机设备：NOVENCO、AREON（挪威）、DMALSCOT、上海亨远空调：NOVENCO、AREON（挪威）、York、DMALSCOT、H&H电动防火风闸（船机、内外操作）：NOVENCO、上海亨远、上海浩顿盐雾隔离装置：ensepatec、上海浩盾、PREMABERG空调控制系统：NOVENCO、DMALSCOTT、H&H7.防腐油漆海虹、国际、佐敦、PPG8.高强灌浆料Basf（巴斯夫）、Densit（丹狮）、sika（西卡）陆上集控中心序号设备、材料名称制造厂商备注1220kVGIS装置思源电气、沈高(新东北电气)西安西电、河南平高、2220KV陆缆接头长园电力、美国3M、法国耐克森海底电缆及附件序号设备、材料名称制造厂商备注1海底220KV及35KV海缆中天科技、江苏亨通、宁波东方、青岛汉缆2电缆附件（终端头）德国KP、法国耐克森、美国3M、ABB风力发电机组序号设备名称制造厂商备注1风力发电机组中船重工（重庆）海装风电、东方电气风电有限公司、金风科技、明阳智慧能源集团股份公司、湘电风能有限公司、上海电气上述全部品牌或同等档次产品风电机组及其附属设备供应商名单序号部件或材料名称制造商投标响应备注1叶片1.1树脂惠柏、陶士、汉森、亨斯迈1.2胶粘剂陶士、汉森、康达、道生天合1.3玻璃纤维恒石、天常、成如旦、宏发纵横1.4外部油漆PPG、国际、佐敦、海虹、麦加2变桨系统2.1变桨控制系统2.2变桨电机2.3变桨齿轮箱2.4变桨轴承SKF、FAG、罗特艾德3轮毂国创风能、江苏吉鑫、宁波日星、大连华锐4机舱罩5主机架国创风能、江苏吉鑫、宁波日星、大连华锐6主轴7主轴承SKF、FAG、罗特艾德8齿轮箱8.1齿轮箱轴承SKF、FAG、罗特艾德9发电机9.1发电机轴承SKF、FAG、罗特艾德9.2发电机出口断路器ABB、西门子、施耐德、GE10现场控制系统11偏航系统11.1偏航电机11.2偏航齿轮箱11.3偏航轴承SKF、FAG、罗特艾德11.4风速风向仪11.5超声波测风设备12液压系统13润滑系统14制动系统世万宝、华伍、三斯15自动消防系统西门子、珠海中能、杭州胄天16在线振动状态监测与分析系统序号部件或材料名称制造商投标响应备注17视频监控防盗系统18紧急逃生装置19变流器/变频器20升压变压器ABB、西门子、SGB20.1环网柜21升降电梯中际联合（3S）、翱文狄、库珀、达克泰22防跌落保护装置23连接紧固件上海金马、上海申光、山东高强、浙江库柏特纳24油漆PPG、国际、佐敦、海虹25塔架板材舞钢、鞍钢、武钢、宝钢、包钢、首钢26法兰伊莱特、天宝、恒润27全身型安全带28润滑油美孚、壳牌、福斯等同档次名牌29液压油美孚、壳牌、福斯等同档次名牌30润滑脂美孚、壳牌、福斯等同档次名牌注1：上表“风电机组及其附属设备供应商名单”一列供投标人理解参考，投标人应按其投标机型具体情况进行分解；若投标机型已取得或将要取得型式认证，以上部件或材料以型式认证证书品牌为准。若型式报告中对部件配置有2种或以上供应商的，则按照型式报告中列明的供应商分别进行报价，并将最高价计入投标总价，最终由发包人选定具体供应商。注2：投标人应优先采用上表“制造商”一列所列制造商进行投标报价。注3：投标人供货商若不在其中，且无型式认证的，应采用同等档次产品，并给出部件制造商范围，原则上每个部件的制造商不应多于三家。中标后发包人人有权确认投标人给出的部件制造商中的某一家或某几家作为合同约定的部件制造商。如选用同等品质的其他品牌及产地，须经招标人确认。12附件附件一工程项目概况、主要技术要求及参数1工程项目概况珠海金湾海上风电场项目场址位于珠海市三灶岛南侧海域。风电场场址区域边界距离北侧三灶岛约10km，距离西侧高栏岛约10km，距离东北侧横琴岛约为15km，距离东侧小万山岛约20.5km。场址北侧三灶岛为珠海三灶机场，其跑道成东北—西南走向，与风电场场址边界的长边方向平行，机场侧面与风场的最近距离约10.5km。站址东北侧的澳门机场，其跑道成东南——西北走向，与风电场场址边界的短边方向平行，机场侧面与风场的最近距离超过30km。海底水深标高介于-11.9m~-21.9m（如无特别说明，高程采用1985国家高程系），属于近海风电场。项目已列入《广东省海上风电发展规划》，规划场址海域面积约52km2，工程开发容量为300MW，项目已于2018年5月25日核准。拟选用大兆瓦级海上风电机组，建设220kV海上升压站一座，海上升压站通过二回220kV海底电缆接入陆上集控中心，从陆上集控中心出1回220kV线路接入220kV金鹤站金鹤站，新建线路长约15km。2工程项目主要技术要求及参数2.1风能资源风电场能资源较丰富：轮毂高度长年代的平均速为7.34m/s，平均风功率密度约为353.93W/m2。风向较为稳定：轮毂高度处主导风向为ENE，主导风能风向亦为ENE。主导风向频率为18.74%，相应ENE向风能频率为23.27%。主导风向与主导风能方向一致风向、风能分布相对集中。轮毂高度风速的有效小时数（3m/s<小时平均风速<25m/s）为8117h，占全年时间的92.66%以上，风速和风能分布较为集中。2.2潮汐本项目场址所在海域的潮汐属不正规半日混合潮型。金湾风电场处潮汐特征选取场址北面9km处三灶潮位站，其拥有1965年至2003年的长期较完整的验潮资料。工程海域设计高水位3.2m，设计低水位-1.1m，50年一遇极端高水位3.8m，50年一遇极端低水位-1.2m。2.3波浪场址内无测波资料，本阶段暂用工程海域东向24km左右的大万山测波资料作为参证资料。根据参照站观察资料统计，波浪类型为以涌浪为主。常浪向为SE，出现频率为40.4%，次常浪向为ESE，频率为31.0%，全年出现在ESE~S向范围内的频率之和为88.1%。强浪向为SE。本海区波高(H1/10)大于等于0.5m，小于1.5m的浪为常见浪，出现频率占各级总频率为75.8%。波高小于0.5m及大于3.0m的波浪出现频率较小。2.4海流风电场海区的潮流属不规则半日潮流，日不等现象显著，潮流以往复流为主。外海主流呈南北向。大面积潮流流向基本上是南海潮波在涨潮时向珠江口推进，即以偏北向流为主；落潮时以偏南潮流为主。本海区涨潮流流向北偏西，落潮时流向基本上是向南偏东。2.5水温根据1980年10月～1981年7月广东省海岸带和海涂资源综合调查的结果表明，珠江口海域的水温具有明显的季节变化特征，水温冬季最低，夏季最高，7月份表层水温高达30℃以上。冬季水温近岸低于外海，夏季则近岸高于外海。冬季表层水温比底层水温略低或基本相等，夏季表层水温高于底层，往往可以形成温跃层。春、秋季的水温分布介于冬、夏季之间。场址海区年平均水温23.5℃，年最高水温33.3℃，年最低水温8.7℃。7~8月最高，平均水温29.0~29.2℃，1~2月最低，平均水温16.1℃。2.6泥沙本海域自然环境良好。参考附近工程的现场实测资料、泥沙来源及水深变化对比分析结果，可推断工程区附近泥沙来源有限，年平均含沙量仅在0.08～0.10kg/m3之间，不具备产生骤淤的条件，骤淤之害不存在。根据本工程冬、夏季全潮水文观测成果。夏季施测验期间施测海域实测涨、落潮垂线平均含沙量均为0.004kg/m3；涨、落潮平均含沙量：大潮为0.0004kg/m3，中潮为0.0004kg/m3，小潮为0.0003kg/m3，大潮和中潮较大，小潮较小。冬季施测验期间施测海域实测垂线平均含沙量分别为0.0011kg/m3和0.0005kg/m3；涨、落潮平均含沙量：大潮为0.0005kg/m3，中潮为0.0002kg/m3，小潮为0.0007kg/m3，小潮最大，大潮次之，中潮最小。在海流流速较小，波浪难以影响床底的条件下，海床形态应处于相对稳定的状态。场址22~23m深海域的海床形态存在一定淤积，其余海域在较长时间内处于相对稳定的状态。2.8地形地貌珠海市区内陆部分地势由西北向东南倾斜，地形多样，珠海的主要地形是丘陵，海拔较低，坡度较小。以平原（占25．5%）、丘陵（占58．68%）为主，兼有低山、滩涂等。地势平缓，倚山临海，海域辽阔，百岛蹲伏，有奇峰异石和秀美的海湾、沙滩。内陆由凤凰山、将军山两大山系的山地丘陵及海岸、平原所构成。2.9工程地质条件海上风电场区：（1）根据区域地质资料，场区邻近未发现全新世活动断裂，区域性断裂如西江断裂、东澳岛断裂、高栏断裂、三灶断裂和大小万山断裂距离海上风电场场区大于10km；场区未发现影响稳定性的不良地质现象发育；场区相对稳定，适宜本工程建设。（2）海上风电场场区属水下三角洲地貌单元，海床较为平坦，总体上海床自北往南缓缓降低，海床底质为淤泥底质。（3）风电场区及邻近海岸陆域地震动峰值加速度为0.10g，珠海市金湾区抗震设防烈度为Ⅶ度，设计地震分组为第二组。海上风电场场区场地类别为Ⅲ~Ⅳ类，特征周期值为0.55~0.75s。场区上部分布厚度较大软弱土层，属抗震不利地段。（4）场区地层由第四系全新统海相沉积地层和第四系晚更新统海陆交互沉积地层组成。上部地层基本为软土层；中部地层呈粘性土层和砂土层交互分布状；下部地层主要为连续分布厚度大砂土层，其中⑤1中砂.粗砂.砾砂层是区内的良好桩端持力层。拟建风机基础和海上升压站基础宜采用桩基础，桩基础型式和桩的入土深度应根据荷载等因素验算确定。（5）场区泥面以下20m深度范围内分布饱和砂土层较少，为液化砂土，液化等级为轻微。（6）场区上部连续分布厚度较大软土层，其承载力特征值小于70kPa，上部软土层等效剪切波速接近90m/s，在地震作用下可能发生软土震陷现象。（7）场区海水对混凝土结构在有干湿交替作用的情况下具中等腐蚀，无干湿交替作用的情况下具中等腐蚀；场区海水对混凝土结构中钢筋在长期浸水的情况下具弱腐蚀；在干湿交替作用的情况下具强腐蚀；海水对钢结构具中等腐蚀。（8）场区上部土层和中部土层对钢结构具强腐蚀，下部土层对钢结构具中等腐蚀。（9）本阶段勘察钻孔数量较少，孔距较大，根据勘探揭示场区中部地层变化较大，建议下阶段勘察根据风机和海上升压站的布置增加勘探点，以进一步查明场区的地层分布及其工程性质。陆上集控中心：（1）根据区域地质资料，距离场区较近的断裂主要为石湾—石榴花顶断裂组（Ⅰ22）及早期新华夏系三灶断裂（Ⅲ12）、高栏断裂（Ⅲ18）。场区未发现全新活动断裂等影响稳定性的不良地质现象发育。场区相对稳定，适宜本工程建设。（2）陆上集控中心场区地貌单元属人工地貌，场区由原来的潮间带经人工吹填为陆域，场区地面较为平坦，场区的东南侧和西南侧有临时道路和在建的道路。（3）本区域地震动峰值加速度为0.10g，抗震设防烈度为Ⅶ度，设计地震分组为第二组。场区场地类别为Ⅲ类，地震动峰值加速度为0.1g，特征周期值为0.55s。场区内分布有软弱土和液化土，属抗震不利地段。（4）场区覆盖层中，表层主要为吹填粉细砂层；中部为承载力低的第四系全新统软土层和松散粉细砂夹（混）质土层；下部主要为第四系晚更新统可塑～硬塑粘性土层；基岩为燕山三期侵入花岗岩。（5）拟建构筑物的基础型式可根据荷载要求选择不同的基础型式；对于荷载小的构筑物，可对上部土层进行地基处理后采用浅基础或复合基础；对于荷载较大的构筑物，可考虑采用桩基础，桩基础型式和桩的入土深度应根据荷载等因素验算确定。（6）场区地面以下20m深度范围的饱和砂综合判别为液化砂土，液化等级为严重。（7）场区内基本连续分布软土层，其承载力特征值小于70kPa，在地震作用下可能发生软土震陷现象。（8）场区地下水对混凝土结构在有干湿交替作用的情况下具中等腐蚀，无干湿交替作用的情况下具弱腐蚀；场区地下水对混凝土结构中钢筋在长期浸水的情况下具微腐蚀；在干湿交替作用的情况下具强腐蚀；地下水对钢结构具中等腐蚀。（9）本阶段勘察勘探点是大致网格状布置，建议下阶段勘察根据拟建构筑物的平面布置进行勘探点布置，以进一步查明拟建构筑物影响范围内的地层分布及其工程性质。2.10风机机组选型、布置及发电量计算从风电场风速和风能的频率分布来看，珠海金湾海上风电场项目海上测风塔100m高度处年平均风速为7.34m/s，风功率密度353.93W/m2，该海上风电场属低风速型风电场，机组应选择发电效率较高的低风速型风力发电机组。本项目轮毂高度50年一遇10min平均风速为51.0m/s，环境湍流强度介于0.059~0.080之间，因此本阶段推荐极端载荷能满足极端风况为50年一遇10min平均最大风速为50m/s以上，50年一遇3s平均极大风速为70m/s的IECI类或S类的海上型风机。考虑本风电场风资源情况和目前国内外海上风力发电机组的制造水平，推荐本风电场单机容量范围为5MW及以上。因此本阶段推荐极端载荷能满足极端风况为50年一遇10min平均最大风速为50m/s以上，50年一遇3s平均极大风速为70m/s的IECI类或S类的海上型风机。2.11电气一次本工程建设55台5.5MW风电机组，采用变速变桨距风电机组，每台风电机组配置一套升压设备。风机集电线路共12回，电压等级为35kV，采用链形拓扑结构。建设一座220kV海上升压站，设置在场址北侧中部，布置两台220/35kV容量为180MVA的主变压器，220kV侧采用2进2出内桥型接线，35kV侧采用单母分段接线。根据多次评审论证，本项目采用2回220kV三芯3×500mm2XLPE绝缘海底电缆送至陆上集控中心，海缆长度约17.3km。陆上集控中心拟建设在珠海市金湾区三灶镇木乃南工业区中兴新能源的西南侧，陆上集控中心新建1回220kV线路接入220kV金鹤站，新建陆上线路长度约为15km。2.12电气二次本工程采用计算机监控，海上风电机组及其升压设备、海上升压站、陆上集控中心的监控系统作为整体统一规划设计。海上升压站按“无人值守”原则设计，在陆上集控中心设置集控室，实现对风电机组及升压设备、海上升压站和陆上集控中心主要电气设备的集中监视和控制。工程300MW机组以220kV等级电压接入广东电网，根据有关调度规程，工程建成后由广东省中调调度，风电场实时远动信息送广东省中调/备调EMS系统和珠海地调/备调SCADA/EMS系统，有关电度量送广东省电能计量中心。风电场关口计量点设置在风电场陆上集控中心220kV出线处。2.13消防贯彻“预防为主，防消结合”方针，坚决执行国家有关消防设计规程、规范，针对工程的具体情况，积极采用先进且有效的防火技术和措施，做到保障安全，使用方便，经济合理。对重要的建筑物及设备，设计安装火灾自动报警装置。对容易发生火灾的部位除上述措施外，还考虑分隔、封堵等阻燃措施，防止火灾向邻近蔓延。海上升压站根据不同的保护对象采用高压细水雾灭火系统、火探管式自动探火灭火装置、移动式灭火器等灭火措施。风电机组采用悬挂式超细干粉自动灭火系统、移动式灭火器等灭火措施。陆上集控中心新建一套独立的消防给水系统2.14劳动安全与工业卫生本项目在设计中对建(构)筑物设计、设备设计和选型，以及防火防爆、防坍塌、防坠落、防起重伤害和防机械伤害、防电伤害、防潮、防噪声振动、防风暴、防溺水等各方面，均按各项有关规程、规范、标准等要求采取了相应的预防措施。同时，场区设置有控制运行安全保护系统、电气接地保护系统、微机控制器抗干扰保护系统等，并通过微机监控系统，对生产过程进行即时监视、控制、操作和管理，为风电场运行安全、减少事故发生以及保护职工安全健康创造了较好良好的条件。只要在工程建设中严格执行“三同时”规定，并在投产投入运行后严格执行运行、检修、操作规程，本工程在劳动安全及工业卫生方面将取得良好的效果。2.15节能降耗风力发电场的运行期主要能源消耗为集电线路、电气设备的损耗和生产、生活用电的消耗，施工期主要能源消耗为施工设备用电、用油、用水的消耗，通过施工期和运行期的各种节能措施，本项目各项节能指标均能满足国家有关规定的要求，并将建设成为一个环保、低能耗、节约型的风力发电项目。本风电场工程总装机容量为300MW，每年可为电网提供清洁电能758.718GWh，与燃煤电厂相比，按替代标准煤耗315g/kWh计算，每年可节省标煤消耗约22.58万t。本风电场建成后，每年可以减少CO2排放量约为45.63万t、烟尘15.31t、SO412.86t、NOx105.37t，灰渣1.50万t。广东省是煤炭资源匮乏的省份之一，煤炭需求主要靠省外调入，并受到运输制约，煤炭供应不足矛盾十分突出。3重要设备技术要求附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款附件1-B海上升压站技术条款附件1-C海底电缆技术条款附件1-D风机基础技术条款附件二发包人提供资料目录序号资料名称份数备注1珠海金湾海上风电场项目可行性技术报告12地形图(电子文件)13珠海金湾海上风电场项目可研阶段的岩土勘察报告(电子文件)14珠海金湾海上风电场项目招标阶段的岩土勘察报告中间成果(电子文件)1招标人目前仅提供珠海金湾海上风电场项目招标阶段的岩土勘察报告中间成果，待招标人完成全部勘查工作，将提供完整的勘察成果(电子文件)。5水文气象观测分析报告（中间成果）16工程海域水沙条件与海床冲淤变化分析及数学模型试验研究报告17已取得的批文清单（包括正文）1附件三主要规程规范和法律法规海上风电场设计、建安、调试、试运行和验收应满足现行国家规程规范和法律法规的要求，包括但不限于下列规程规范和法律法规：《声环境质量标准》GB3096《船舶污染物排放标准》GB3552《爆炸性气体环境用电气设备》GB3836《中国海区水上助航标志》GB4696《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》GB4914《生活饮用水卫生标准》GB5749《污水综合排放标准》GB8978《电能质量供电电压偏差》GB/T12325《船舶起居处所空气调节与通风设计和计算方法》GB/T13409《风电场风能资源测量方法》GB/T18709《风电场风能资源评估方法》GB/T18710《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963《围填海工程填充物质成分限值》GB30736《海上风力发电机组设计要求》GB/T31517《台风型风力发电机组》GB/T31519《混凝土结构设计规范》GB50010《建筑给排水设计规范》GB50015《建筑设计防火规范》GB50016《建筑采光设计标准》GB50033《中国地震动参数区划图》GB18306《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058《35~110kV变电所设计规范》GB50059《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB50063《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065《火灾自动报警系统设计规范》GB50116《泡沫灭火系统设计规范》GB50151《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229《气体灭火系统设计规范》GB50370《入侵报警系统工程设计规范》GB50394《出入口控制系统工程设计规范》GB50396《开发建设项目水土保持技术规范》GB50433《开发建设项目水土流失防治标准》GB50434《海上风力发电工程施工规范》GB/T50571《细水雾灭火系统技术规范》GB50898《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974《风力发电场设计规范》GB51096《工业企业设计卫生标准》GBZ1《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》GB50706《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053《船用防火门》CB/T3234《电能计量装置技术管理规程》DL/T448《电力企业自动化通信网络和系统》DL/T860《电力工业以太网交换机技术规范》DL/T1241《电力设备典型消防规范》DL5027《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044《220kV~750kV变电所设计技术规程》DL/T5218《大型风电场并网设计技术规范》NB/T31003《钢结构设计规范》GB50017《钢结构焊接规范》AWSD1.1《浅海钢质固定平台结构设计与建造技术规范》SY/T4094《船舶与海洋工程用结构钢》GB712《港口工程桩基规范》JTS167-4《海港工程钢结构防腐蚀技术规范》JTS153-3《铝-锌-铟系合金牺牲阳极》GB/T4948《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923《钢结构构件防腐保护涂层应用指南》BS5493《海上平台栏杆》CB/T3756《海上平台斜梯》CB/T3757《橡胶护舷》HG/T2866《风力发电机组安全要求》GB18451.1《风电场工程等级划分及设计安全标准》FD002《钢结构工程质量验收及评定标准》GB50221《海上固定平台安全规则》NE&TC,PRC《海上风力发电场钢结构防腐蚀技术标准》NB/T31006《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T31029《海上风力发电场工程施工组织设计技术规定》NB/T31033《承压设备焊接工艺评定》NB/T47014《办公建筑设计规范》JGJ67《海港工程混凝土结构防腐蚀技术规范》JTJ275《港口与航道水文规范》JTS145《水运工程混凝土结构设计规范》JTS151《海港工程钢筋混凝土结构电化学防腐蚀技术规范》JTS153《海上固定平台规划、设计和建造的推荐作法-荷载和抗力系数设计法》SY/T10009《海上固定平台直升机场规划、设计和建造的推荐作法》SY/T10038《厚度方向性能钢板》GB5313《海上平台栏杆》CB/T3756《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB3098.1《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》GB11345《钢结构防火涂料通用技术条件》GB14907《金属熔化焊焊接接头射线照相》GB/T3323《焊缝磁粉检验方法和缺陷痕迹的分级》JB/T6061《焊缝渗透检验方法和缺陷痕迹的分级》JB/T6062《钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规程》JGJ82《钢结构超声波探伤及质量分级法》JG/T203《水运工程土工合成材料应用技术规范》JTJ239《承压设备产品焊接试件的力学性能检验》NB/T47016《铝-锌-铟系合金牺牲阳极化学分析方法》GB/T4949《牺牲阳极电化学性能试验方法》GB/T17848《海上固定式钢质石油生产平台的腐蚀控制》SY/T10008《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205《钢制压力容器焊接工艺评定》JB/T4708《钢结构焊缝外形尺寸》JB/T7949《承压设备无损检测》NB/T47013《色漆和清漆漆膜厚度的测定》GB/T13452.2《漆膜柔韧性测定法》GB/T1731《漆膜耐冲击测定法》GB/T1732《色漆和清漆涂层老化的评级方法》GB/T1766《色漆和清漆耐磨性的测定》GB/T1768《色漆和清漆拉开法附着力试验》GB/T5210《涂漆和应用有关产品之前钢材底层的准备-表面清洁度评定检验》ISO8502-4；《色漆和清漆钢结构防腐涂料系统防腐》ISO12944《色漆和清漆用于近海建筑及相关结构的保护性涂料系统的性能要求》ISO20340《色漆和清漆防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护》GB/T30790《固定式钢梯及平台安全要求》GB4053《安全防范工程技术规范》GB50348《职业健康安全管理体系规范》GB/T28001《起重机械安全规程》GB/T6067.1《风力发电场安全规程》DL796《电力行业紧急救护工作规范》DL/T692《风力发电机组第1部分：安全要求》IEC61400-1《电力行业紧急救护工作规范》DL/T692《用电安全导则》GB/T13869《海船系泊及航行试验通则》GB/T3471《运输船重量分类及重心计算》CB/Z319；《浅(滩)海钢质固定平台安全规则》SY5747《1972国际海上避碰规则》及其2001年修正案；《钻井平台拖航与就位作业规范》SY/T10035《浅海移动式平台沉浮与升降安全规程》SY6428《浅海石油船舶吊装作业安全规程》SY6430《海上平台起重机规范》SY/T10003《风力发电机组装配和安装规范》GB/T19568《风力发电场安全规程》DL796《风力发电场项目建设工程验收规程》DL/T5191《风力发电工程达标投产验收规程》NB\\T31022《风力发电场运行规程》DL/T666《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303《建筑基地基础工程施工质量验收规范》GB50202《110kV～500kV架空电力线路施工及验收规范》GBJ233《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB50173《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137《电力系统调度自动化设计技术规程》DL5003《电力建设施工及验收技术规范》DL/T5007《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147《电气装置安装工程电力变压器/油电抗器/互感器施工及验收规范》GBJ148《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149《电气安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《电气装置安装工程盘\\柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171《电气装置安装工程蓄电池及验收规范》GB50172《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50254《额定电压10KV至110kV(Um=126kV)交联聚乙烯绝缘大长度交流海底电缆及附件（所有部分）》JB/T11167《额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件（所有部分）》GB/T18890《海底电力电缆输电工程施工及验收规范》GB/T51191《电力变压器(干式变压器)》GB1094.11《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》GB11023《电气装置安装工程电气照明装置施工及验收》GB50259《钢结构用高强度大六角头螺栓、大六角螺母、垫圈技术条件》GB/T1231《风力发电机组齿轮箱》GB/T19073《风力发电机组异步发电机》GB/T19071《海上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》NB/T31009《海上风电场工程概算定额》NB/T31008《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》NB/T31011《陆上风电场工程概算定额》NB/T31010《风电场工程勘察设计收费标准》NB/T31007《安全技术措施计划的项目总名称表》；《中华人民共和国道路交通安全法》；《中华人民共和国安全生产法》；《中华人民共和国消防法》；《中华人民共和国职业病防治法》；《中华人民共和国海上交通安全法》；《中华人民共和国劳动法》；《中华人民共和国清洁生产促进法》；《中华人民共和国突发事件应对法》；《220kV及以下海底电力电缆工程验收规范》；《风力发电机组验收规范》GB/T20319;《风力发电机组电能质量测量和评估方法》GB/T20320;备注：未特别说明的，以最新版本为准。附件四安全文明施工管理规定1一般规定1.1应用范围本章适用于本合同范围内的施工现场的安全施工管理、安全技术及文明施工等，包括现场施工劳动保护、高空作业、照明、场内交通、消防、警报、救护、溺水自救、海洋灾害危险保护、安全监测、文明作业等的施工安全文明措施。1.2承包人的责任(1)承包人应按本合同条款的规定履行其安全施工职责。(2)承包人应坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，建立、健全安全生产责任制度，制定各项安全生产规章制度和操作规程。并完善安全生产条件，加强安全生产监督管理，杜绝生产安全事故，切实保障生命和财产安全，对本工程的安全生产全面负责。(3)承包人应对施工船舶、机械、设备、仪器等进行进场前资料报审，并组织进场检查和定期检查。(4)承包人应按有关要求，设置施工水域的警示标志和施工船舶夜间警示标志。(5)承包人应对施工现场的抗台、防汛、防走锚、海上抢险、工程防护、避潮汛、避季风、避台风和避风锚地设置、水下作业、不良工程地质以及施工通航等制定专项的措施及应急预案，并报发包人审查同意。发包人的认可不能免除承包人所应承担的责任。承包人在合同履行期间执行此预案所发生的费用认为已包含在工程量清单的报价中。(6)承包人应加强对职工进行施工安全教育，编印安全保护手册发给全体职工。工人上岗前应进行安全操作的考试和考核,合格者才准上岗。(7)承包人必须遵守国家颁布的有关安全规程。若承包人责任区内发生重大安全事故时，承包人应立即报告发包人，并按专项应急预案执行，应配合事故调查小组做好处置工作。(8)承包人应按照批准的本合同工程通航评估报告的意见，遵照海事、海洋等主管部门针对本工程海上施工作业约定的安全与防护规定，制定相应的安全防护与监管措施，配置相应的巡视监管船机设备与人员。(9)承包人必须遵守国家颁布的各项安全规定，按合同要求建立完善的施工安全生产设施，为施工作业人员配置必需的劳动保护用品，如安全帽、水鞋、雨衣、手套、手灯防护面具、安全带、救生衣、救生艇等。施工安全的专项费用必须专款专用。承包人还应按照劳动保护法的有关规定发给特殊工种作业人员的劳动保护津贴和营养补助。(10)承包人必须按照《安全生产法》的要求设置健全的安全管理机构，配备足额的专职安全员，负责施工安全管理；必须建立完善的安全监督、保障体系，，确保各项安全管理措施得到切实落实；应定期进行施工作业的安全检查，及时作好安全记录。(11)承包人应服从发包人、监理对其施工安全的监督。(12)承包人应负责并保障项目安全措施费用专款专用。依法进行工程招投标的项目招标方或具有资质的中介机构编制招标文件时，应当按照有关规定并结合工程实际单独列出安全防护、文明施工措施项目清单。投标方应当根据现行标准规范，结合工程特点、工期进度和作业环境要求，在施工组织设计文件中制定相应的安全防护、文明施工措施，并按照招标文件要求结合自身的施工技术水平、管理水平对工程安全防护、文明施工措施项目单独报价。投标方安全防护、文明施工措施的报价，不得低于依据工程所在地工程造价管理机构测定费率计算所需费用总额的90%。(13)建设单位与施工单位应当在施工合同中明确安全防护、文明施工措施项目总费用，以及费用预付、支付计划，使用要求、调整方式等条款。1.2安全标准和规范发包人、承包人均应严格执行《建设工程安全生产管理条例》。发包人必须严格执行以下安全法规和规定：1)《中华人民共和国安全生产法》2)《中华人民共和国建筑法》3)《职业健康安全管理体系规范》4)《中华人民共和国道路交通安全法》5)《中华人民共和国海上交通安全法》6)《中华人民共和国传染病防治法实施办法》7)《电力建设安全健康与环境管理工作规定》8)《电力工程建设安全暂行规定》9)《电力安全工作规程》10)《电力建设安全施工（生产）管理制度》11)《电力建设施工企业全面质量管理办法》12)《水上水下活动通航安全管理规定》13)《建筑工程安全防护、文明施工措施费用及使用管理规定》14)《防腐工程防火重点安全技术管理要求》15)《1972年国际海上避碰规则公约》16)国家、行业和地方有关的法规及其他安全规定17)发包人的安全施工管理规定1.3主要提交件(1)承包人应在本工程开工前14天，根据1.2国家、行业和地方有关的法规，编制一份施工安全措施计划，提交发包人或监理人批准。(2)承包人应在每年、每季和每月的进度报告中，按本章规定的各项安全工作内容，详细说明本工程各施工工作面的安全措施计划实施及安全专项费用使用情况，以及按发包人指示的格式提交安全检查记录和安全事故处理记录。2．设置安全机构2.1现场组成由发包方、承包人双方安全第一责任人参加的安全管理委员会，由发包方定期组织召开会议。2.2承包人应结合本工程特点编订安全施工、文明施工的实施细则，建立机构，设置专人，加强管理，以保证本工程施工安全和文明施工。2.3承包人应随时接受行业安全检查人员和发包人依法实施的监督检查，采取必要的安全防护措施，消除事故隐患。由于承包人安全措施不力造成事故的责任和因此发生的费用，由承包人承担。2.4发生重大人生身亡事故、施工设备事故，承包人应及时通知监理单位和发包人，并在上级文件规定的期限内，将事故调查分析报告和处理意见报告监理单位和发包人，并按程序上报主管部门和地方相关部门。发包人有权决定是否进一步调查、分析和处理。3施工安全措施3.1施工安全措施的内容和要求承包人应提交施工安全措施计划，其内容应包括施工安全机构的设置、专职安全人员的配备，以及防潮汛、抗台、防火、防噪声、防高空坠落、防走锚、海上抢险、避台风及避风锚地设置、救护、警报、治安和设备管理等。施工安全措施的项目和范围，还应遵守国家颁发的《安全技术措施计划的项目总名称表》及其附录H、I、J的规定，即应采取以改善劳动条件，防止工伤事故，预防职业病和职业中毒为目的的一切施工安全措施，以及修建必要的安全设施、置备安全技术开发试验所需的器材、设备和技术资料，并对现场的施工管理及作业人员做好相应的安全宣传教育。3.2劳动保护承包人应按照国家劳动保护有关法律法规的规定，保障现场施工人员的劳动安全，包括：(1)按劳动保护法的有关规定安排现场作业人员的劳动和休息时间，加班时间不得超过劳动保护法的规定，保障劳动者必须的休息时间。(2)定期向所有现场施工人员发放劳动者必需的安全帽、防水救生服、雨衣、手套、手灯、防护面具和安全带等劳动保护用品，以及特殊工种作业人员的劳动保护津贴和营养补助等。3.4气象灾害的防护(1)承包人应做好海洋水文与气象预报工作。承包人应向发包人或地方主管海洋水文与气象预报工作的部门获取工程所在区域短、中、长期海洋水文与气象预报资料，根据施工机械设备的抗自然能力，合理制定施工作业时间。一旦发现有可能危及工程和人身财产安全的气象灾害的预兆时，应立即采取有效的防灾措施。(2)建立高潮位预警机制，结合工程实际需要购置装设相应的设备，制定应急预案并定期演练。(3)建立防台风和防灾预警机制，结合运行购置装设相应的设备，制定应急预案并定期演练。3.5高空作业防护(1)承包人使用安全工器具时应有检查验收措施。(2)钢管桩、过渡段、内平台、外平台、防撞结构、爬梯结构及电缆管结构的吊装和安装高空防坠落安全措施。(3)起重设备应经过检验且在合格有效期内，持证使用。在起吊过程中，不得调整吊具，不得在吊臂工作范围内停留。物件悬空时，驾驶人员不能离开操作岗位。应在主吊设备的起吊工作范围内工作，不得超出起重设备的额定起吊范围。(4)施工中搭建的临时脚手架应经检查合格后方可使用。3.6消防安全(1)承包人应当制定消防安全制度、消防安全操作规程。(2)承包人应该实行防火安全责任制，确定本单位各岗位的消防安全责任人，并配备消防管理人员。(3)承包人应该按照国家有关规定设置灭火器材、消防安全标志；定期组织检验、维修消防设施和器材，确保消防设施合格、完好、有效。(4)承包人必须保障疏散通道、安全出口畅通，并设置符合国家规定的消防安全疏散标志。3.7安全标志(1)承包人应在施工区内设置一切必需的标志，包括：1)禁航标志；2)警示标志；3)指令标志；4)提示标志；5)文字辅助标志。(2)承包人应负责维修和保护施工区内自设或发包人设置的所有标志，并按发包人指示，经常补充或更换失效的标志。3.8安全手册(1)承包人应编制适合本合同工程需要的安全防护手册，其内容应遵守国家颁布的各种安全规程。承包人应在收到开工通知后7天内将手册的复制清样提交发包人。(2)安全防护手册除发给承包人全体职工外，还应发给发包人和监理人。安全防护手册的基本内容应包括：1)防水安全服、安全帽、防护鞋袜及防护用品的使用；2)各种施工机械的使用；3)油料储存、运输和使用；4)汽车、船舶驾驶安全；5)重大件设备的吊装作业安全；6)用电安全；7)钢结构制造和安装作业的安全；8)机修作业的安全；9)高空作业的安全；10)意外事故和火灾的救护程序；11)防洪和防气象灾害措施；12)信号和告警知识；13)其它安全规定。4文明施工(1)承包人的施工临时设施必须干净整洁，材料堆放整齐，施工辅助设施布置规整有序。(2)承包人修建的施工临建设施应符合发包人批准的施工规划要求，并应满足本章各项施工安全措施的要求。(3)可要求承包人在施工场地设置工程平面布置的指示牌、各级承包人人员的安全施工责任牌等。5应急预案承包人应按有关规定，在施工前提供各专项应急预案，必要时应组织专家评审，并在施工过程中开展应急预案演练。5.1事故应急救援预案(1)承包人应制定生产安全事故的应急救援预案，并将组织应急救援预案的报告提交发包人批准。应急救援预案应定期组织演练，并能随时组织应急救援人员投入救援。(2)承包人应成立应急救援小组，并按应急救援预案的要求，配备必要的应急救援器材和设备。5.2伤亡事故处理(1)工程施工过程中，若发生施工生产人员或第三者人员的伤亡事故时，承包人应及时进行处理，并立即报告发包人。(2)若发生海上重大事故时，承包人必须立即启动应急预案，按国家的有关规定上报，并妥善处理好事故。(3)事故处理结束后，承包人应向公众张榜告示处理事故的结果。5.3预防自然灾害措施施工期间一旦发生灾害性天气或出现可能危及人身财产安全事故的预兆时，承包人应立即采取有效的防灾措施，以确保工程施工人员、财产的安全。一旦发生设备损坏、人员伤亡或死亡事故，承包人应按以下处置程序办理：(1)承包人的安全负责人与各相关人员在接警后应立即进行应急行动，按其安全职责分工立即开展工作，并服从安全负责人的统一指挥。(2)承包人应积极组织人员、设备或物资尽快制止事故发展，及时消除隐患，并在最短时间内划定警戒范围，组织好人员、车辆和设备的疏散，避免再次发生人员伤亡和财产损失。(3)承包人应保护好现场，为事故调查、分析提供直接证据；做好现场标志、绘制现场简图、书面记录和见证人员签字；妥善保存现场重要痕迹、物证；必要时应对事故现场和伤亡情况进行录像和照相，待事故调查有明确指令后，再行清理事故现场。6安全目标6.1在本合同工程施工过程中，安全管理的目标是杜绝较大及以上人身事故；杜绝较大及以上设备事故；杜绝较大及以上电力安全事故；杜绝较大及以上交通事故；不发生一般人身死亡、重伤事故；不发生网络与信息安全事故；不发生恶性误操作事故；不发生人身轻伤、溺水事故；不发生直接人为责任的一般设备事故；不发生职业病危害事故不发生溢油、海上污染物排放超标等环保、海事行政处罚事件；防范一般设备事故；严格控制海上污染物排放；不发生负主要责任的交通死亡事故；杜绝较大及以上火灾事故；不发生一般火灾事故；不发生风机倒塔、叶片折断等责任事故。6.2信访维稳工作目标是不发生影响集团公司、公司形象的重大事件；不发生非正常上访和群体性事件。6.3反恐怖防范和治安保卫工作目标是不发生涉恐事件：不发生刑事案件和负主要责任的治安案件。6.4现场施工管理及违章作业，按照发包人下发的《安全文明施工奖惩办法》进行考核处罚。附件五质量控制要求一、质量目标1.1承包人负责其承包服务范围内项目自项目核准后到竣工为止的全面质量管理，使项目建设按照相关技术规范、标准、国内有关电力建设施工、调试的技术规范、标准、验收规程以及风电机组移交生产达标要求进行设计、设备制造、材料采购、土建施工、设备安装、调试以至移交生产的全过程、全方位的质量管理，使之满足设计要求，移交生产达标并形成综合生产能力。1.2按照《风力发电工程达标投产验收规程》(NB\\T31022-2012)标准要求，同时跟踪最新版标准进行达标投产考核，高标准达标投产，实现风力发电机组投入、塔筒投入、海上升压变电站投入、海缆投入、陆上集控中心投入、相关电气设备投入、并网投入以及调试启动后240小时不间断的试运行一次通过。1.3工程质量及机组性能满足合同要求。1.4建设过程中不发生重大质量事故。1.5机组达标投产，主要技术经济指标达设计值，本工程要从施工工艺、施工方案、新材料、新技术等方面至少获得省部及以上科技成果奖和专利。二、工程质量一般要求1工程质量要求1.1工程质量验收按法律规定和合同约定的验收标准执行。1.2因承包人原因造成工程质量不符合法律的规定和合同约定的，发包人有权要求承包人返工直至符合合同要求为止，由此造成的费用增加和(或)工期延误由承包人承担。1.3因发包人原因造成工程质量达不到合同约定验收标准的，发包人应承担由于承包人返工造成的费用增加和(或)工期延误，并支付承包人合理利润。2承包人的质量检查承包人应按合同约定对设计、材料、工程设备以及全部工程内容及其施工工艺进行全过程的质量检查和检验，并作详细记录，编制工程质量报表，报送发包人进行审查。3发包人的质量检查发包人或发包人委托人有权对全部工程内容及其施工工艺、材料和工程设备进行检查和检验。承包人应为发包人的检查和检验提供方便，包括承包人到施工场地，或制造加工地点，或合同约定的其他地方进行察看和查阅施工原始记录。承包人还应按承包人指示，进行施工场地取样试验、工程复核测量和设备性能检测，提供试验样品、提交试验报告和测量成果以及发包人要求进行的其他工作。发包人的检查和检验，不免除承包人按合同约定应负的责任。4工程隐蔽部位覆盖前的检查4.1通知发包人检查经承包人自检确认的工程隐蔽部位具备覆盖条件后，承包人应通知发包人在约定的期限内检查。承包人的通知应附有自检记录和必要的检查资料。发包人应按时到场检查。经发包人检查确认质量符合隐蔽要求，并在检查记录上签字后，承包人才能进行覆盖。发包人检查确认质量不合格的，承包人应在发包人指示的时间内修整返工后，由发包人重新检查。4.2发包人未到场检查发包人未按第4.l项约定的时间进行检查的，除监理人另有指示外，承包人可自行完成覆盖工作，并作相应记录报送发包人，发包人应签字确认。发包人事后对检查记录有疑问的，可按第4.3项的约定重新检查。4.3发包人重新检查承包人按第4.1项或第4.2项覆盖工程隐蔽部位后，发包人对质量有疑问的，可要求承包人对已覆盖的部位进行钻孔探测或揭开重新检验，承包人应遵照执行，并在检验后重新覆盖恢复原状。经检验证明工程质量符合合同要求的，由发包人承担由此增加的费用和(或)工期延误，并支付承包人合理利润；经检验证明工程质量不符合合同要求的，由此增加的费用和(或)工期延误由承包人承担。4.4承包人私自覆盖承包人未通知发包人或监理人到场检查，私自将工程隐蔽部位覆盖的，发包人有权指示承包人钻孔探测或揭开检查，由此增加的费用和(或)工期延误由承包人承担。5清除不合格工程5.1因承包人设计失误，使用不合格材料、工程设备，或采用不适当的施工工艺，或施工不当，造成工程不合格的，监理人可以随时发出指示，要求承包人立即采取措施进行补救，直至达到合同要求的质量标准，由此增加的费用和(或)工期延误由承包人承担。5.2由于发包人提供的材料或工程设备不合格造成的工程不合格，需要承包人采取措施补救的，发包人应承担由此增加的费用和(或)工期延误，并支付承包人合理利润。三、质量控制(一)设计质量1承包人应按照设备采购合同中规定的技术规范、标准审核设备供应商的设计(包括图纸、资料的质量)，对发现的不符合项及时提出处理意见，重大问题报发包人认可后实施。2承包人负责其设计范围内的设计质量，确保项目设计符合国家的有关法律、法规和技术标准。3当设计与现场实际不符或其它原因需要设计变更时，应由原设计院、设备供应商提出变更通知，并抄送发包人。发生重大设计变更时，应报发包人认可后由承包人组织实施。4承包人负责组织设计交底与图纸会审，并通知发包人和监理人参加。（二）设备和材料质量1承包人负责按照分包合同规定的技术规范、标准，监督、检查设备的制造质量，在设备厂家监造、开箱检查以及设备安装、调试过程中及时发现不符合项，作好记录和签证工作，并提出处理意见，如发现重大问题，应在报经发包人认可后由承包人实施。2对于承包人负责自行采购的产品质量和服务质量，承包人应建立不合格产品管理程序，保证不合格产品不得用在工程上。（三）施工质量管理1质量目标工程质量符合国家、行业有关质量标准的要求，并应达到下列具体质量目标。建筑工程质量目标建筑分项工程一次验收合格率100%，分部工程合格率100%，单位工程合格率100%，各单位工程观感质量达到优良。钢筋焊接一次合格率大于95%，混凝土强度R28合格率100%。基础、附属系统建筑物、地下隐蔽工程、厂区道路等单项工程达到优良。消除质量通病，主要建、构筑物无漏水、渗水，厂区排水通畅，地坪、楼面、沟道无积水。建筑工程观感质量达到优良以上。内外墙面、楼面、地面平整、无裂纹、无污染、色调一致，达到优良级。混凝土表面平整光滑，线条顺畅，色泽均匀一致，无明显的接槎痕迹，无蜂窝麻面，无明显气泡，模板拼缝有规律。不得随意凿孔凿槽，破坏主体结构。建、构筑物整套启动前达到移交水平，厂房内达到生产环境标准，建筑工程达到清洁整齐，无垃圾，无杂物，道路畅通，照明充足。2质量标准承包人在履行义务过程中应当严格执行下列质量标准，不得任意更改或降低标准：设备采购合同中明确的规范标准和技术规范及设备供应商提供的图纸、资料中的标准和技术规范；国家电力行业(含原能源部、水电部、电力部、国家电力公司、广东省粤电集团公司等)颁发的现行的《电力建设施工验收及技术规范》、《火电施工质量检验评定标准》等；国家或其他行业颁发的现行规程、规范和规定；双方约定的其他标准。以上标准之间、标准与质量目标发生矛盾或不一致时，执行高的标准。如果在工程实施期间，国家或行业的相关规范、技术标准或规定作了修改，或颁发了新的国家或行业规范、标准及规定，导致需对合同约定的规范、标准及规定进行调整时，承包人应予以遵守。合同规定的质量标准不能满足工程需要、或由于某种原因不能执行原规定时，承包人应提出处理意见，报发包人和监理单位认可后实施。3质量管理要求建筑、安装质量受广东省质量监督中心或相应政府、行业职能部门监督。承包人在EPC施工合同生效后10天内，向发包人提供一份质量保证大纲，按照发包人批准的质量保证大纲建立、健全质量保证体系,该体系应符合国家、行业的有关规定和发包人的质保大纲及有关管理程序要求,在开工前接受发包人组织的检查。承包人的分包人必须纳入承包人的质量管理体系，承包人成立专门的质量管理机构，承包人必须配备足够的质量管理人员以满足对工程的质量监督管理，质量管理人员应按专业进行配备，至少包括(但不限于)：土建(主体、外围)、电气、热控、焊接、机械、海工、其他附属系统工艺专业。质量管理人员必须持有质量主管部门颁发的资格证件。工程开工前，承包人应编制工程质量计划，并取得监理人、发包人的批准。单位工程、分部工程、分项工程及隐蔽工程质量的检验要执行发包人相关管理规定。隐蔽工程、停工待检点未经发包人或监理人检查验收的，承包人必须返工处理，由此造成的一切后果由承包人负责。质量检查验收文件必须在检查验收当时签字确认，未及时签字确认的，按未通过检查验收处理。需要验收检查时，承包人应提前一天书面通知监理人、发包人。承包人要制定有效的工艺质量控制措施，消除质量通病。发包人、监理人有权要求承包人对表面工艺不合格的进行返工处理，返工造成的一切费用和后果由承包人承担。由承包人负责施工的预埋件、预留孔，土建承包人自检合格后须提交检查通知单给安装承包人复检，复检合格后再提交发包人、监理人确认后，方可浇注混凝土。土建承包人交接安装时要通知监理人、发包人参加。由于施工原因造成返工，按有关规定进行处理。施工过程中需要工序交接的必须办理交接手续，提交完整的工程资料，并经监理人、发包人确认。否则，不允许交接。工程中对涉及结构安全项目的抽样检测和对进入施工现场的建筑材料、构配件的取样检测业务，由发包人委托具有相应检测资质的机构执行质量检测业务，承包人送检。取样质量检测工作必须依据国家有关法律、法规、工程建设强制性标准和有关规范进行检测。主要里程碑和机组整套启动的工程质量监督检查由发包人委托具有相应资质的单位负责，承包人应积极配合。其他关键项目由监理人、发包人实施质量监督检查，监督检查项目由发包人、监理人在工程开工前确定。设备、材料的检验、试验必须严格按照现行的有关标准、规定执行，需要送出检验的必须委托有资质的检验机构(要求见《建设工程质量检测管理办法》)。检验、试验人员必须持有相应的资格证。需要监理人员旁站的检验、试验工作，必须通知监理人在现场旁站，否则，该项检验、试验工作无效。如果承包人未按合同规定对设备材料和工程进行检验、试验或检查，监理单位可以指示承包人按合同规定补作检验、试验或检查，承包人应遵照执行，并承担所需的检验试验或检查费用和工期延误责任。监理单位可以要求承包人对设备材料和工程进行在合同中未明确的、国家或行业标准规定之外的检验、试验或检查，对此承包人应予以执行。无论何种原因，如果监理单位对以往的检验结果有疑问时，均可以指示承包人重新检验，承包人不得拒绝。如果重新检验结果证明被检验的设备材料或工程不符合本合同的质量要求，则重新检验的费用由承包人承担；如果重新检验结果证明被检验的设备材料或工程符合本合同的质量要求，则应由发包人承担重新检验的费用和工期延误责任。除承包人根据合同须自行进行的检验、试验或检查以外，监理单位有权对全部工程的所有部位及其任何一项工艺、设备和材料进行检验、试验或检查。承包人应随时接受监理单位的质量检验、试验或检查，并为监理单位的质量检验、试验或检查提供一切方便包括监理单位人员赴工程场地、制造、加工地点，或合同规定的其它地点察看、查阅施工记录、要求提供试验样品、进行现场取样试验、工程复核测量、设备性能检测、提供试验和测量成果以及监理单位进行质量检验、试验或检查所需的其它工作。监理单位的检验、试验或检查并不解除承包人根据合同规定所应承担的任何责任。施工方案、试验方案必须报发包人、监理人审批并备案，作业指导书须报发包人、监理人审核并备案。尽管如此，但仍不能免除承包人的任何责任。承包人必须严格按照已批准的方案执行，如方案有变动，变动的方案必须履行报批手续，并要书面通知发包人、监理人。已完工程成品保护的特殊要求：施工成品保护由承包人负责，直至移交生产。在移交前造成污染及损坏由承包人负责清理及修复。损坏的成品在修复前必须提交方案报发包人、监理人批准，损坏严重的(由发包人、监理人鉴定)必须更换新的设备。上述所有费用由施工承包人负责。承包人要定期(暂定每月底)编写质量简报，定期召开质量分析会议，并将简报和纪要报发包人、监理人。承包人要派质量管理人员参加发包人、监理人组织的质量专题会议，对会议中安排的事宜及时落实。施工过程中的任何修改必须取得监理人、发包人的同意。设计变更通知单、设计联系单、工程联系单要采取闭环管理的模式，执行完毕后由监理人、发包人确认。发包人、监理人有权要求承包人撤换不合适的质量管理人员，承包人必须无条件接受。如果承包人不按合同规定进行监理单位指示的检验、试验或检查工作，监理单位可以指派自己的人员或委托其他有资质的检验机构或人员进行检验、试验或检查，承包人不得阻挠，并应提供一切方便。由此引起的费用增加和工期延误责任由承包人承担。发包人、监理人要求承包人对质量不合格的、质量不满足合同要求的、未按验收程序验收的项目及工程缺陷、尾工进行返工处理时，如果承包人拒不执行，发包人将委托他人处理，处理费用(以发包人和代处理人协商的价格为准，同时加5%的管理费)从承包人的工程合同中扣除。如果经检验发现工程中使用了不合格设备和(或)材料，承包人必须更换合格的设备、材料，对发包人造成的损失由承包人全部赔偿；如果承包人拒不更换，发包人、监理人将委托第三方处理，至不合格的设备材料被彻底清除，由此引起的一切后果由承包人承担。四、质量考核1由于承包人责任造成工程质量事故或出现质量问题，承包人应立即采取补救措施，费用自负。2工程施工质量达不到约定的质量标准，发包人一经发现，可要求承包人返工。若返工后仍达不到约定的标准，且达不到了国家规定的可安全使用的标准，则承包人应向发包人支付质量违约金，质量违约金为该部分工程施工造价的3%，并由发包人将委托他人进行处理，处理费用(以发包人和代处理人协商的价格为准，同时加5%的管理费)从承包人的工程合同中扣除(合同另有约定的除外)。3主要设备、材料未按发包人要求采购且未经发包人同意擅自改变供应商，按该项造价5%进行扣除，并按发包人要求重新采购供货。4主要分包商未按发包人要求且未经发包人同意，按10万元进行扣除，并及时按发包人要求更换分包商。5海上升压站及风机桩基础施工达不到设计要求，每发生一起考核5万元。6塔筒、管桩制造质量达不到设计要求，每发生一起考核2万元。7桩基及海底电缆防冲刷施工质量达不到设计要求或出现被冲刷悬空情况，每处考核10万元。8海上升压站及陆上升压站一次受电不成功，考核10万元，二次不成功考核20万元。9海底电缆及光纤因其质量或施工造成试验不合格，每次考核10万元。10叶片出现裂纹或凹痕或断裂，影响叶片使用的，每片考核5万元。11风机齿轮箱出现断齿、漏油、轴承损坏等重大质量问题每起考核2万元。12风机发电机及变流器、箱变；海上升压站及陆上升压站主变、GIS及其他高压电气柜，因质量或施工造成绝缘不合格，每起考核5万元。132年质期内所有桩基、海上升压站钢结构腐蚀面积大于其单项防腐总面积2%，按该单项总造价10%考核。14出现的质量问题或缺陷不及时处理，或延误工期不及时采取赶工措施，每发生一起按1万元考核。15风机安装后，未当天投入防雷装置并提供防雷合格接地电阻，每发生一起考核2万元。16风机及海上升压站桩基在设备安装后，第一次发生不合格沉降，每桩考核10万元。17发生设计责任事故，按勘察设计总造价2%考核。18桩基施工、风机吊装、海上升压站吊装、海底电缆施工等重大施工措施未经监理人与发包人审批，每发生一次考核3万元。19风电场内任意单台风电机组的年平均可利用率不低于90%，整个风场风电机组的年平均可利用率不低于95%，如果单台机组年平均可利用率低于90%或整个风场风电机组的年平均可利用率低于95，则按照“附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款”内的“附件5”考核承包人。20风电场任意单机的功率曲线保证值不低于型式认证时的95%。如低于95%，按照“附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款”内的“附件5”考核承包人。21在第一台机组吊装时尚未取得并提交投标机型的完整型式认证证书，每延迟一天，罚款50万元；在第一台机组并网时尚未取得并提交提供完整并网监测报告，每延迟一天，罚款50万元。22风机并网6个月内通过低电压穿越认证。每延迟二个月追加考核5万元。23年上网电量考核及年等效满负荷小时数考核目标为整个风电场；考核周期为25年，分为两个阶段考核，依次分别为5年质保期、20年运营期（质保期后起算）。具体详见“附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款”内的“附件6”考核承包人。25本工程从施工工艺、施工方案、新材料、新技术等方面至少获得2项省部级及以上科技成果和5项专利奖，如未获得，省部级及以上科技成果奖每少一项，扣减25万，专利每少一项扣减10万，累计扣减100万元。附件六环境保护1一般规定1.1应用范围本章适用于本合同工程施工期的生产和生活区的环境保护工作，主要工作范围和内容包括施工污水(油)和废水(油)处理、海洋环境保护、废弃物处理、施工期人群健康保护以及工程完工后的场地清理与整治等。1.2承包人责任(1)承包人必须遵守国家和地方有关环境保护的法律、法规和规章，并按照本技术条款的要求，做好施工区及生活区的环境保护工作。(2)承包人应按合同约定和发包人指示，接受国家和地方环境保护与水行政主管部门的监督、监测和检查。(3)承包人应对其违反上述法律、法规、规章以及本合同规定所造成的环境污染、水土流失、人员伤害和财产损失等承担全部责任。(4)承包人应与当地油污接收单位签订协议。1.3引用标准包括但不限于：(1)法律法规1)《中华人民共和国水法》；2)《中华人民共和国水污染防治法实施细则》；3)《中华人民共和国大气污染防治法》；4)《建设项目环境保护管理条例》；5)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》；6)《中华人民共和国水污染防治法》；7)《中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法》；8)《中华人民共和国环境保护法》；9)《中华人民共和国海洋环境保护法》。(2)规程规范1)《环境空气质量标准》GB3095-2002；2)《地表水环境质量标准》GB3838-2002；3)《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006；4)《污水综合排放标准》GB8978-2002；5)《建筑施工场界环境噪声排放标准》GB12523-2011；6)《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996；7)《生活垃圾填埋场污染控制标准》GB16889-2008；8)《生活垃圾卫生填埋技术规范》CJJ17-2004；9)《建筑施工现场环境与卫生标准》JGJ146-2004。2环境保护2.1生活污、废水处理除合同另有约定外，本合同承包人应负责建设、运行和维护其施工管理及生活设施内的生活污水收集系统、污水处理系统(包括排污口接入)，处理后的废水水质必须符合受纳水体环境功能区规划规定的排放要求，或应遵守GB8978-1996的规定，不得将未处理的生活污水直接或间接排入河流或海洋水体中，或造成生活供水系统的污染。2.1生产废水(油)处理(1)承包人应按合同要求，在本合同工程施工区内建造和维护生产废水(油)处理系统。(2)承包人应对本工程范围内使用的船机设备装配船载废水(油)处理系统，并经过相关职能部门的检查验收；(3)承包人应会同发包人对施工区内和船机设备配置的生产废水(油)的处理设备、防污措施等进行检查和检测。(4)甲板冲洗水可直接排放入海。但甲板上偶尔出现的少量油(通常是润滑油)应用锯末或棉纱吸净后冲洗，含油的棉纱等应收集后运回陆地。(5)加强施工设备的管理与养护，杜绝石油类物质泄漏，减少海水受污染的可能性。(6)桩内吸出的泥浆应运回陆上处理，不得向海域排放。2.2固体废弃物处理(1)固体废弃物处理措施施工产生的生产废料、生活垃圾和建筑垃圾。应由承包人采取以下措施进行处理：1)承包人应按发包人批准的施工组织设计，负责对其施工场地以及生活区范围内的生产和生活垃圾进行清运填埋。承包人还应设置必要的生活卫生设施(垃圾箱、筒等)，及时清扫生活垃圾，统一运至指定地点。2)机械修理及汽修等的生产垃圾中的金属类废品，应由承包人负责回收利用。(2)有毒有害物质和危险品的管理承包人应遵照国家法律和法规的规定，严格管理有毒、有害的危险品，防止污染事故的发生，由于承包人的原因引发的污染事故和安全事故，其造成的损失由承包人承担。2.3海洋生物资源保护(1)承包人在工程海域严禁滥捕鱼类，严格执行工程海域范围内的鱼类保护制度，发现受保护的海洋生物资源应按有关规定处理。(2)为减轻工程施工建设对海域底栖生物的影响，建议优化施工方案，加强科学管理，在保证施工质量的前提下尽可能缩短水下作业时间。(3)为减轻工程施工建设对渔业资源和渔业生产的影响，施工应避开海洋鱼类产卵高峰期。(1)施工期对附近水域开展生态环境及渔业资源跟踪监测，及时了解工程施工队生态环境及渔业资源的实际影响。(2)施工过程中，对现场渔业、养殖设施造成的损坏和损失，由承包人负责。2.4其它保护措施(1)除合同另有规定外，承包人应在工程完工后的规定期限内，拆除施工临时设施，清除施工和生活区及其附近的施工废弃物，并按发包人批准的环境保护措施计划完成环境恢复。(2)施工船舶应采取有效措施控制主辅机噪声排放，例如：在发动机排气管安装弹簧吊架加以固定，在机舱路口上布置主、辅机消声器；合理设置消声器结构和机舱室结构，达到理想的消声量和隔声量，限制突发性高噪声，避免不必要的船舶汽笛声。(3)加强施工船只管理，避免施工区域船舶拥堵，加剧噪声和废气等污染物产生。3场地清理与整治3.1场地清理与整治施工组织计划承包人应按发包人对场地清理与整治的要求，在工程基本完工后，制订一份场地清理与整治的施工组织计划，提交发包人批准。其内容应包括：(1)场地清理与整治范围(本工程范围内的施工场地，包括施工场地以外遭受施工损坏的地区)；(2)场地清理与整治的进度计划、清理整治措施。3.2清理与整治(1)本合同工程施工结束后，承包人应及时拆除合同范围内陆域和海域环境上的各种临时建筑结构，以及各种辅助设施，并及时清理出场。(2)承包人的所有材料和设备应按计划撤离现场，工地范围内废弃的材料、设备及其他生产垃圾应统一按环境规划的要求处理。4罚则承包人违反本规定发生的环境事故所造成的一切后果由承包人承担。发生被环境保护主管部门或者其他有关部门依照有关法律法规规定予以罚款处罚时，由承包人承担。必须由发包人出面处理时，发包人有权将罚款金额预先扣留，待缴纳罚金后，如有剩余则退回给承包人。附件七设备制造监理及催交管理一、设备制造监理在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中，承包人应委托具有风电设备监理乙级资质和海上风电设备监理业绩的第三方监理单位，按照最新版的《电力设备监造技术导则》以及中国电机工程学会《海上风电工程设备监理技术导则》（增加此项标准）规定的内容、方式和监理项目对合同工程的设备进行制造监理（以下简称监造）。监造分包商配备本合同工程的总监造工程师、专业监造师的资质、业绩和数量应满足合同工程设备监造的需要。在监造服务合同签订后，监造工作开展前，承包人应将总监造工程师及监造机构其他监造人员的履历报送发包人审核备案。承包人应将监造分包商编制的《设备监造规划》报发包人审批。承包人应将《设备监造实施细则》和《质量控制计划》报发包人备案。《质量控制计划》中的质量见证项目应不少于《电力设备监造技术导则》以及《海上风电工程设备监理技术导则》中的要求，并不限于以下设备材料，具体监造范围详见“附件F-设备监造技术条款：(1)风机主机（齿轮箱、变流器、箱变、叶片、轮毂、机舱、发电机等）；(2)GIS；(3)主升压及降压变压器；(4)35kV及以上电压等级开关柜；(5)海缆；(6)塔筒、钢管桩、海上升压站及导管架。承包人应监督、检查并确保监造分包商履行以下的职责和义务：(1)熟悉合同设备的图纸、技术标准、制造工艺和检验、试验方法及质量标准；(2)审查确认制造单位提交的工艺方案是否符合要求；(3)审查确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备订货合同的要求。(4)审查确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备供货合同的要求。(5)审查确认制造单位特种作业人员、关键工序操作人员和主要检验、试验人员的上岗资质是否满足设备质量要求。(6)审查确认制造单位的检验、试验设备是否满足设备生产过程检验和各项试验的要求。(7)查验制造单位的装配场地和整机试验场地的环境是否满足设备质量的要求。(8)审查确认制造单位对合同设备拟采用的新技术、新工艺、新材料的鉴定书和试验报告，并通知承包人。(9)查验制造单位提供的原材料、外购件、外协件、配套件、元器件、标准件、毛坯铸锻件的材质证明书、合格证等质量证明文件，符合要求的，予以签认，并在制造过程中做好跟踪记录。(10)对设备制造过程进行监督和抽查，深入生产场地对所监造设备进行巡回检查，对主要及关鍵零部件的制造质量和制造工序进行检查与确认。(11)按制造单位检验计划和相应标准、规范的要求，监督设备制造过程的检验工作并对检验结果进行确认。如发现检验结果不符合规定，及时通知制造单位进行整改、返工或返修；对当场无法处理的质量问题，监造人员应书面通知制造单位，要求暂停该部件转入下道工序或出厂，并要求制造单位处理；当发现重大质量问题时，应及时报告承包人。(12)参加制造单位的试组装、总装配和整机试验、出厂试验，对装配和试验结果签署意见。(13)检查制造单位对设备采取的防护和包装措施是否符合《设备订货合同》的要求相关的随机文件、装箱单和附件是否齐全，在确认后签发发运证书。(14)审核设备制造单位根据《设备订货合同》的约定提交的进度付款单，提出审核意见。(15)在设备制造期间，按月向承包人提供监造工作简报，通报设备在制造过程中加工、试验、总装以及生产进度等情况。(16)根据承包人和制造单位共同商定的监造项目，按设备制造进度到现场进行监检，对存在问题及处理结果，定期向承包人报告。(17)设备监造工作结束后，编写设备监造工作总结，整理监造工作的有关资料、记录等文件，并提交给承包人。承包人应将监造分包商提交的工作简报、鉴定结果、试验报告、存在的质量、进度问题及处理结果和设备监造工作总结及时报告发包人。在合同工程竣工时将《电力设备监造技术导则》(DL/T586—2008)规定监造单位应向委托人提交的全部监造资料整理经监理工程师审查后移交发包人。在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中，关键的监造、检测、试验活动，承包人应提前7天通知发包人派代表参加。发包人有权对监造、检测、试验的结果提出异议，并要求再次检测或试验；同时发包人有权要求对存在质量问题的设备和材料进行整改或更换，由此发生的所有费用由承包人承担。每当上述在设备和材料准备就绪、有待进行包装、覆盖或掩蔽之前，承包人应及时通知发包人代表。发包人代表应按时参加上述物件的检验、检查、测量或试验，不得无故拖延；或通知承包人说明无需进行上述工作。如果承包人未按上述要求发出通知，当发包人代表提出要求时，承包人就应除去上述在设备和材料上的覆盖物，随后再将其恢复原状。二、催交、催运与现场检验承包人应当负责所有设备材料的催交、催运直至运抵项目现场。承包人应要求分包商及供货商同意监理工程师检验任何运抵现场供货内容。对监理工程师在检验过程中提出的任何异议承包人应立即进行核查，采取必要措施全面正确地履行其合同义务，并将采取的措施通知监理工程师。承包人应执行合同规定的所有检验和试验，并向发包人提供检验或试验报告。承包人或其供货商或分包商应在执行任何检验或试验前5天书面通知监理工程师检验或试验的地点和时间。如果承包人发出此类通知，监理工程师拒不参加检验和试验时，将不影响检验或实验的进行及结果;如果承包人未能发出此类通知，监理工程师有权不认可检验或试验的结果，并要求承包人重新检验或试验。如果承包人拒绝进行重新检验或试验，发包人有权自行或聘请第三方重新检验或试验，不论结果是否合格，所需费用均由承包人承担。发包人可要求承包人对进入现场的设备、材料进行任何附加且可以实施的检验，或重新检验。如果附加或重新检验表明，结果不符合合同要求，不管合同有何其它规定，承包人不能将该批检验过的设备、材料用于合同工程，附加或重新试验的费用由承包人承担。如果附加或重新检验结果符合合同要求，由发包人承担附加或重新检验的费用。如果承包人执行监理工程师的指示进行附加或重新检验，使承包人遭受损失或合同工程已或将延误，且附加或重新检验的结果表明，检验过的设备、材料符合合同要求，承包人可向发包人发出通知要求进行商定，或根据相应条款延长工期。如果分包商或供货商未能及时、正确地履行上述合同义务，监理工程师有权拒绝接收分包商或供货商的供货或提供的服务。承包人应当遵守中国相关法律和法规进行设备、材料强制性检验、试验、检测等要求。附件八进度、安全考核协议为了保质保量按期完成本工程，实现主要关键节点，为珠海金湾海上风电场项目EPC总承包工程顺利投产打下良好的基础，同时也为了合同得到严格履行，特制定本考核办法。一、工程进度考核（一）主要工期节点考核一览表序号里程碑及控制节点计划完成时间1首台基础沉桩2018年12月1日2陆上集控中心开工2018年12月8日3首台风机安装完成2020年3月1日4海上升压站倒送电2020年4月30日5首台风电机组并网2020年6月1日6全部风电机组并网2020年10月30日7全部风电机组通过240h预验收2020年12月30日8项目竣工验收2021年12月30日备注：1、计划开始工作日期：2018年12月1日（暂定，具体开工时间以监理下发的开工令为准）；并网发电日期：计划2020年12月30日全部机组并网发电且通过240小时试运行验收。2、以上节点已经充分考虑施工窗口期及承包人原因导致的重大技术变更因素等因素。除第5、6、7、8个节点外，如果首台风电机组并网能按时完成，则将首台风电机组并网之前4个节点间因工期延迟所扣减的工程款返还给承包人。3、各节点延迟每一天，考核为每天2万元，从进度款中扣除。工期考核的总金额不超过建安总造价的3%，其他考核不限。4、承包人应于2020年12月30日前全部风电机组通过240h验收。如不能于此日期前完成，扣减工程款500万；2020年12月31日（不含当天）起，每延期1天扣减3万元。5、非承包人原因导致的行政审批延迟，节点相应顺延。二、安全文明施工考核本工程按照《电力工程建设项目安全生产标准化规范及达标评级标准》进行安全管理，在工程施工过程中，对参建单位有关违反安全文明施工管理规定的罚款全部并入安全奖励基金。奖励基金、罚款由发包人财务部立帐专款管理，严禁挪作它用。具体考核细节详见《珠海金湾海上风电场项目EPC总承包工程安全文明施工奖惩办法》。本协议一式七份，发包人执四份，承包人执三份。本协议作为《珠海金湾海上风电场项目EPC工程合同》条款的补充实施细则，与施工合同工程具有同等法律效力，经双方签署盖章后立即生效。工程经竣工验收合格、保修期满，合同总价款及质保金结算清后本协议自行终止。附件：安全文明施工奖惩办法发包人(盖章)：承包人(盖章)：法定代表人：法定代表人：或委托代理人：或委托代理人：签订时间：年月日附件九：安全文明施工奖惩办法1范围本办法规定了珠海金湾海上风电场项目在工程建设中安全文明施工奖惩工作的职责和奖惩考核办法。本办法适用于广东粤电珠海海上风电有限公司对生产安全事故的责任追究，以及安全生产工作的考核与处理，但不作为处理和判定刑事、治安、民事责任的依据。2总则为深入贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，“尽职照单免责、失职照单问责”的原则，以批评教育为主，附带经济考核的方式，对承包人和分包方在珠海金湾海上风电场项目中的安全生产工作进行考核与处理。3职责3.1广东粤电珠海海上风电有限公司负责审核总承包人的安全资质，按合同约定履行安全职责，授权监理人按合同约定的安全工作内容监督、检查总承包人安全工作的实施，组织总承包人和有关单位进行安全检查。落实安全文明施工的奖惩、审批安全文明施工奖惩和协调解决安全文明施工考核中的问题。3.2监理方负责现场文明施工的全面监督、检查，并及时与承包人和广东粤电珠海海上风电有限公司进行沟通，配合广东粤电珠海海上风电有限公司对承包人的安全文明施工提出考核意见。3.3承包人应制定承包工程的安全文明施工奖惩制度，对分包方的安全文明施工进行考核奖惩。4扣减办法承包人在项目工程的管理和施工中发生了事故、违章、不文明和不规范的行为，由监理方或广东粤电珠海海上风电有限公司根据下述条款进行扣减。4.1事故赔偿责任4.1.1根据《关于促进建筑业持续健康发展的意见》（国办发[2017]19号），总承包人对工程安全质量全面负责。承包人发生人身伤亡事故时，一切后果由承包人承担。如果需要由发包人出面处理事故时，发包人有权根据事故严重程度按《安全生产法》规定的处罚金额的高限从工程款中预先扣留。安监机关做出处罚金额后，罚金由发包人按安监机关的处罚金额扣减承包人的工程款；同时承包人应给发包人带来的名誉损失进行赔偿，按安监机关罚金相同的数额扣减工程款。”4.1.2对隐瞒事故的考核工程项目中发生人身死亡事故或其它重大事故隐瞒不报，或歪曲、掩盖事故真相，一经查证落实，将从重考核。4.2.1安全管理考核4.2.1.1工程开工前，未按《电力工程建设项目安全生产标准化规范及达标评级标准》编制实施办法，考核5万元。4.2.1.2成立项目安委会，定期召开安委会会议，研究解决安全生产中的问题，每周开展安全检查，对存在的安全隐患以“安全隐患整改通知单”的形式通知到总承包人。未及时整改或不配合的施工单位以及无视建设单位安全管理部门书面通知，未及时消除重大安全隐患的给予5000~10000元/次的考核；对整改不彻底或不整改加倍考核；并责令其停工整顿。4.2.1.3发布违反有关安全工作法律、法规和制度的命令，违章指挥施工的给予5000~10000元/次的经济考核。4.2.1.4未建立健全安全监察机构和安全管理规章制度，每缺一项考核5000元。4.2.1.5专项安全技术措施未经审批先行开工每次考核2000元。4.2.1.6每周一次基建安全检查，缺一次考核1000元。4.2.1.7承包人不参加定期的例会，缺席一次考核2000元，迟到考核200元。4.2.1.8陆上施工现场实行封闭管理。现场悬挂“五牌一图”，未按计划时间悬挂时，每天考核1000元。4.2.1.9陆上、水上施工作业无应急预案（含防台应急预案）和应急处置措施（含防台处置措施），每次考核1000元。4.2.1.10特种作业人员应持证上岗，检查发现人员无证上岗，每次考核10000元。4.3障碍异常考核4.3.1施工车辆造成路基路面损坏者，考核10000元。4.3.2擅自占用施工场地、在施工主干道上堆放材料或搅拌水泥砂浆者考核10000元，并限期整改。4.3.3水上作业时建筑垃圾、生活垃圾、废水废油未定点回收并固定，至建筑垃圾、生活垃圾、废水废油掉入海里，每处考核10000元。4.3.4不按规定在指定地点取土、倒土、倾倒各种垃圾者考核或不按规定地点乱倒1000—3000元，并负责承担清理转运费用。4.3.5出现船舶翻覆、撞在建物、撞桩基、撞电缆、撞船等意外，考核10000-100000元。4.3.6利用建、构筑物梁、柱捆绑钢丝绳索起吊重物或做拖、拉缆风绳的固定头，每次考核10000元/次。4.3.7施工承包人对成品保护不利，造成损坏者，每次考核1000-10000元，并限期整改。4.3.8发生火警，每次考核10000元。4.3.9高处落物，每次考核10000元。4.3.10发生起重设备误操作，未造成后果者，每次考核10000元，造成后果者，按事故分析报告进行责任追究和经济考核。4.3.11发生设备、材料丢失或损坏等事件，考核3000—5000元次。4.3.12施工危险作业区、通道口、楼梯口、孔洞口、边坡等没有设置安全围栏、安全网、安全警示牌；施工机械操作处，没有挂操作安全操作规程、注意事项等醒目标志，每处考核10000元。4.4其它考核4.4.1因治安、保卫工作不力导致发生人生伤亡事故、设备、材料丢失或损坏等事件考核3000—5000元次。4.4.2单位工程的施工方案未经报项目管理部门和监理方审批即开始施工的考核1000—5000元/次。重大施工方案按质量考核要求进行。4.4.3施工危险作业区、通道口、楼梯口、有害有毒场所等人群密集区没有安全警示牌；施工机械操作处，没有挂操作安全规定、制度、注意事项等醒目标志考核1000元/处。4.5承包人违反本规定，发生人身伤亡事故时，一切后果由承包人承担。如果需要由发包人出面处理事故时，发包人有权根据事故严重程度按《安全生产法》规定的处罚金额的高限从工程款中预先扣留。安监机关做出处罚金额后，如有多余款项退回给承包人。签字页：发包人：广东粤电珠海海上风电有限公司承包人：某某公司企业法人营业执照号码：企业法人营业执照号码：企业法定代表人：企业法定代表人：发包人法人代表或委托代理人：承包人法人代表或委托代理人：联系人：联系人：电话：电话：传真：传真：邮政编码：邮政编码：发票地址及电话：电话：地址：开户银行：中国工商银行某某分行开户银行：账号：账号：纳税人登记号：纳税人登记号：签订日期：2018年月日签订日期：2018年月日',)