光伏发电工程光伏功率预测系统技术协议.pdf

九州方园博州新能源有限公司博乐30MWp光伏电站项目光伏功率预测系统技术协议书新疆电力设计院2012 年 08 月1 一、技术总的部分1 总则1.1 一般规定1.1.1 本技术协议提出了九州方园博州新能源有限公司博乐 30MWp 光伏电站项目功率预测系统装置的供货范围、设备的技术规格、 遵循的技术标准、结构、 性能和试验等方面的技术要求。1.1.2 投标方在本技术协议中提出了最低限度的技术要求，并规定所有的技术要求和适用的标准。 投标方应提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。 对国家有关强制性标准，必须满足其要求。1.1.3 投标方须执行本协议书所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。投标方在设备设计和制造中所涉及的各项规程，协议和标准遵循现行最新版本的标准。1.1.4 技术协议签订 5 天内，按本协议书的要求，投标方提出合同设备的设计、制造、检验 /试验、装配、安装、调试、试运、验收、运行和维护等标准清单给招标方，由招标方确认。1.1.5 设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备价中，投标方保证招标方不承担有关设备专利的一切责任。1.1.6 投标方提供高质量的设备。这些设备是成熟可靠、技术先进的产品，且制造厂已有相同容量升压站合同设备制造、 运行的成功经验。 投标方应熟悉国网公司风功率预测系统的技术协议要求， 并长期从事风功率预测相关方向的研究。 提供的风电功率预测系统在同类型企业运行 1 年以上业绩清单。 卖方在同类型的系统工程上至少已有 2 年以上的从业经验， 使用的产品应具有自主知识产权且有不少于 3 套的成功运行经验， 且经实践证明是成熟可靠的产品， 经过电力行业相关部门的验收， 具有软件产品自主知识产权者优先。 投标方在投标书中应以应用业绩为题做专门说明。 其分包商亦应具有相同的经验和业绩并完全执行本协议书的要求，分包商资格应由招标方书面认可，不允许分包商再分包。1.1.7 在签订合同之后， 招标方有权提出因协议标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由双方共同商定。当主机参数发生变化时而引起的变化要求，设备不加价。1.1.8 本工程采用 KKS 标识系统。投标方提供的技术文件（包括资料、图纸）和设备铭牌上标识到设备级。投标方对 KKS 标识代码的唯一性、规律性、准确性、完整性和可扩展性负全责。标识原则、方法在第一次设计联络会上确定。2 1.1.9 对于进口设备应有原产地证明材料和海关报关单，如在使用过程中发现有虚假行为，必须免费进行更换，并承担相应的损失。1.1.10 本招标文件为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。1.1.11 投标方在投标文件中未提出异议、偏差、差异的，招标方均视为投标方接受和同意招标文件的要求。2 工程概述2.1 环境条件a）本条的目的在于强调设备应遵照的环境条件要求，因为这会影响设备的寿命、结构和运行可靠性。b）下列环境条件适用按合同提供的所有设备和结构，特别是对于控制和仪表及电气设备的设计和选择尤其重要。c）投标方保证提供的所有材料、设备、精加工件、装置和系统在运输、卸货、搬运、储存、安装和运行中能经得起环境的条件，并且没有损坏和失灵，能长期满容量连续运行。1 周围空气温度室外最高温度 ℃ 41.3 ℃室外最低温度 ℃ -37.8 ℃最大日温差 K 25 室内最高温度 ℃ 20℃室外最低温度 ℃ -5 ℃日照强度 W ／ cm2 （风速 0.5m/s ） 0.1 2 海拔高度 m ≤ 1000 3 最大风速 m/s 27.3 4 环境相对湿度（在 25℃时）平均值 30 5 地震烈度 ( 中国 12 级度标准 ) 7 水平加速度 g 0.2 垂直加速度 g 0.1 地震波为正弦波，持续时间三个周波，安全系数 1.67 6 污秽等级 e 级泄漏比距 ≥ 3.1cm╱ kv 7 积雪厚度最大积雪深度 23 cm 历年平均积雪深度 16cm 2.2 工程条件3 工程位于新疆博州博乐地区，本期光伏电站装机容量为 30MWp 。3 风功率预测系统装置技术要求合同中所有设备、 备品备件， 包括投标方自购其他单位获得的所有附件和设备， 除本协议书中规定的技术参数和要求外，其余均应遵照最新版本的电力行业标准（ DL） 、国家标准（ GB）和 IEC 标准及国际单位制（ SI） ，这是对设备的最低要求。卖方如果采用自己的标准或协议， 必须向招标方提供中文或英文复印件并经招标方同意后方可采用， 但不能低于 DL 、GB 和 IEC 的有关规定。3.1 标准和协议本技术协议是参照以下标准制定的， 投标设备应符合本技术协议的要求， 本技术协议未作规定的要求按照下列标准执行。3.1.1 设计依据系统功能设计和开发应符合以下规范：《光伏电站接入电网技术规定》《光伏功率预测系统功能规范》《太阳能能资源测量方法》《太阳能能资源评估方法》《调度运行管理规范》《光伏电站并网验收规范》《光伏电站风能资源测量和评估技术规定》《电工名词术语》《继电保护和安全自动装置技术规程》《电力工程电缆设计规范》《继电保护设备信息接口配套标准》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》3.1.2 设计标准系统功能设计和开发应符合以下标准：4 ISO------ 国际标准化组织标准GB------- 中华人民共和国国家标准DL------- 中华人民共和国电力行业标准3.2 技术要求系统功能应满足建设方案、 发展目标的要求， 保证系统的实用性和适用性， 并提供严格的安全管理措施， 以保证系统及其数据的安全可靠性。 系统应采用开放式体系结构， 满足可扩展性和可维护性等要求。1)系统的实用性和适用性本系统的建设应立足于九州方园博州新能源有限公司博乐 30MWp 光伏电站项目对电网调度及运营管理的需求， 借鉴国内外一流专业技术， 充分考虑风电场调度运行的应用需求，满足各项协议要求的基础， 保证系统在各项功能的针对性基础上体现整体的实用性及系统针对不同应用环节的适用性。2)系统功能协议化严格遵循国家电网公司颁布的相关功能及技术协议。3)系统开放性系统应具有开放的体系结构， 采用协议信息模型和标准接口协议， 保证本系统同其他相关系统之间的数据交换。4)系统安全性满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》 (中华人民共和国国家经贸委第 30 号 )和《电力二次系统安全防护规定》 (国家电力监管委员会 5 号令 )对电网计算机监控系统和系统之间互联的安全要求。5)系统可靠性应对系统关键节点的设备、软件和数据进行冗余备份，提供故障隔离和排除技术手段，实现任一单点故障均不影响系统的正常运行。4 实时气象信息采集要求4.1 基本要求光伏发电站应配备实时气象信息采集系统， 应包括直射辐射表、 散射辐射表、 总辐射表、环境温度计、光伏组件温度计、风速仪、风向标、数据处理传输设备等；装机容量在 50MW5 及以上的光伏电站应配备全天空成像仪。4.2 站址要求4.2.1 气象信息采集系统应能反映光伏发电站范围内的气象条件。4.2.2 气象信息采集系统环境信息观测仪器感应元件平面以上应无任何障碍物，若不满足，应与障碍物保持一定距离， 避免障碍物的阴影对感应元件的遮挡。 不应靠近浅色墙面或其它易于反射阳光的物体，也不应暴露在人工辐射源之下。4.3 测量设备要求4.3.1 直接辐射表技术参数：a) 光谱范围： 280～ 3000nm b) 测量范围： 0～ 2000W/m 2c) 跟踪精度： 24 小时小于± 1°d) 灵敏度： 7～ 14μ V／ W2 m2e) 安装：自动跟踪装置4.3.2 散射辐射表技术参数：a) 光谱范围： 280～ 3000nm b) 测量范围： 0～ 2000W/m 2c) 灵敏度： 7～ 14μ V／ W2 m24.3.3 总辐射表技术参数a) 光谱范围： 280～ 3000nm b) 测量范围： 0～ 2000W/m 2c) 测量精度：≤ 5%d) 灵敏度： 7～ 14 V ／ W2 m2e) 安装：水平安装4.3.4 风速传感器：a) 测量范围： 0～ 50m/s b) 测量精度： <± 0.5 m/s c) 工作环境温度： -40℃至 60℃4.3.5 风向传感器：a) 测量范围： 0～ 360ob) 测量精度：± 2.5o6 c) 工作环境温度： -40℃至 60℃4.3.6 湿度传感器：a) 测量范围： 0～ 100%RH b) 测量精度：± 8%RH c) 工作环境温度： -40℃至 60℃4.3.7 大气压力传感器：a) 测量范围： 500hPa～ 1100hPa b) 测量精度：± 0.3hPa c) 工作环境温度： -40℃至 60℃4.3.8 环境温度传感器：a) 测量范围： -40℃至 60℃b) 测量精度：± 0.5℃4.3.9 组件温度传感器：a) 测量范围： -50℃至 150℃b) 测量精度：± 0.5℃4.3.10 数据记录仪：a) 输入通道数：≥ 8 b) 准确度： 0.5% c) 数据存贮容量：记录 3 个月数据d) 工作温度 : -40℃至 +60℃4.3.11 全天空成像仪：a) 图像解析度：≥ 3523 288 色彩， 24Bit ， JPEG 格式b) 采样速度：可调，时间间隔不能大于 5min c) 工作温度： -40℃至 +60℃5 预测数据要求5.1 基本要求光伏发电站功率预测所需的数据至少应包括数值天气预报数据、 实时气象数据、 实时功率数据、运行状态、计划检修信息等。5.2 数据采集7 5.2.1 数值天气预报数据应满足以下要求：a) 应至少包括次日零时起未来 3 天的数值天气预报数据，时间分辨率为 15min ；b) 数据至少应包括辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等参数；c) 每日至少提供两次数值天气预报数据。5.2.2 实时气象数据应满足以下要求：a) 实时气象数据应取自光伏发电站的实时气象信息采集系统；b) 数据至少应包括总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏组件温度、风速、风向、气压等参数；c) 数据传输应采用光纤传输方式，传输时间间隔应不大于 5min；d) 数据可用率应大于 99%。5.2.3 实时功率数据、设备运行状态应取自光伏发电站计算机监控系统，采集时间间隔应不大于 5min。5.2.4 所有数据的采集应能自动完成，并能通过手动方式补充录入。5.2.5 所有实时数据的时间延迟应不大于 1min 。5.3 数据处理5.3.1 所有数据存入数据库前应进行完整性及合理性检验， 并对缺测和异常数据进行补充和修正。5.3.2 数据完整性检验应满足：a) 数据的数量应等于预期记录的数据数量；b) 数据的时间顺序应符合预期的开始、结束时间，中间应连续。5.3.3 数据合理性检验应满足：a) 对功率、数值天气预报、实测气象数据进行越限检验，可手动设置限值范围；b) 根据实测气象数据与功率数据的关系对数据进行相关性检验。5.3.4 缺测和异常数据宜按下列要求处理：a) 以前一时刻的功率数据补全缺测或异常的功率数据；b) 以零替代小于零的功率数据；c) 缺测或异常的气象数据可根据相关性原理由其它气象要素进行修正； 不具备修正条件的以前一时刻数据替代；d) 所有经过修正的数据以特殊标识记录并可查询；e) 所有缺测和异常数据均可由人工补录或修正。8 5.4 数据存储数据存储应符合下列要求：a) 存储系统运行期间所有时刻的数值天气预报数据；b) 存储系统运行期间所有时刻的功率数据、实时气象数据；c) 存储每次执行的短期功率预测的所有预测结果；d) 存储每 15min 滚动执行的超短期功率预测的所有预测结果；e) 预测曲线经过人工修正后存储修正前后的所有预测结果；f) 所有数据至少保存 10 年。6 系统硬件要求6.1 总体要求1)系统的参考配置参见网络结构图（参照图 6-1） 。硬件配置应考虑具有扩展性。2)本协议所列硬件为系统主要设备但非全部设备， 各不同卖方有不同的解决方案， 卖方应根据自己情况调整。 除本协议所列设备外， 本工程必需的其它设备卖方需列出并说明， 如投标时未列出，将视为包含在其它栏目内。3)部分硬件需要卖方提出解决方案后才能确定配置，这部分按照卖方的方案列设备。4)系统的各个部应当搭配协调，同类服务资源可以互相支援和互备。5)硬件应包含操作系统、驱动程序等必须配备的系统软件，系统软件不单列报价。6.2 输出功率预测系统配置要求（ 1）光伏发电站功率预测系统硬件至少应包括数值天气预报服务器、系统应用服务器、物9 理隔离装置、人机工作站，可根据需要选用数据库服务器、网络交换设备、硬件防火墙等。（ 2）应采用主流的服务器，支持集群、 RAID 等技术特性，支持双路独立电源输入，采用机架式安装，宜采用冗余配置。（ 3）工作站宜采用主流硬件厂商的图形工作站，应具有良好的可靠性和可扩展性。（ 4）物理隔离装置应通过国家指定部门检测认证。（ 5）根据需要选择交换机、防火墙、路由器等必要设备。7 预测系统软件要求7.1 基本要求7.1.1 应根据光伏发电站的具体特点，结合光伏发电站的历史及实测数据，采用适当的预测方法构建预测模型，在此基础上建立光伏发电站功率预测系统。7.1.2 光伏发电站功率预测系统软件应包括数值天气预报处理模块、 实时气象信息处理模块、短期预测模块、超短期预测模块、系统人机界面、数据库、数据交换接口等。7.2 预测软件配置要求7.2.1 预测系统应满足电监会 5 号令和的电监安全 [2006]34 号令的要求。7.2.2 预测系统应配置通用、成熟的商用关系型数据库，用于数据、模型及参数的存储。7.2.3 预测系统软件应在统一的支撑平台上实现，具有统一风格的人机界面，并采用公共电力系统模型接口。7.2.4 预测系统软件应采用模块化划分，单个功能模块故障不影响整个系统的运行。7.2.5 预测系统应具有可扩展性，支持用户和第三方应用程序的开发。7.2.6 预测系统应采用权限管理机制，确保系统操作的安全性。7.3 预测模型要求7.3.1 短期功率预测应满足下列要求：应能预测次日零时起至未来 72h 的光伏发电站输出功率，时间分辨率为 15min；短期预测输入包括数值天气预报等数据，从而获得预测功率；短期预测应考虑检修、故障、扩容等不确定因素对光伏发电站输出功率的影响；预测模型应具有多样性，可满足新建、已建光伏发电站的功率预测；10 宜采用多种预测方法建立预测模型，形成最优预测策略；短期预测每日宜执行两次，单次计算时间应小于 5min。7.3.2 超短期功率预测应满足下列要求：能预测未来 15min-4h 的光伏发电站输出功率，时间分辨率为 15min；超短期预测模型的输入应包括实测功率数据、实测气象数据及设备状态数据等；宜采用图像识别技术对全天空成像仪的实测图形进行分析， 判断云层运动及对光伏发电站的遮挡情况，进而实现对超短期功率波动的预测；超短期预测应 15min 执行一次，动态更新预测结果，单次计算时间应小于 5min 。7.4 人机界面要求7.4.1 应具备光伏发电站出力监视页面，以地图形式展示光伏发电站布局，至少同时显示实际功率、预测功率及各实测气象要素，数据更新时间应不大于 5min。7.4.2 应具备光伏发电站出力的曲线展示页面，应同时显示系统预测曲线、实际功率曲线，实际功率曲线应动态更新且更新时间应不大于 5min。7.4.3 应具备历史数据的曲线查询页面，至少提供日、周等时间区间的曲线展示，页面查询时间应小于 1min 。7.4.4 应提供数据统计分析页面，提供饼图、棒图、表格等多种可视化展示手段。7.4.5 系统页面应采用统一的风格，页面布局合理，便于运行人员使用。7.5 数据统计要求7.5.1 应能对光伏发电站运行参数、实测气象数据及预测误差进行统计。7.5.2 运行参数统计应包括发电量、有效发电时间、最大出力及其发生时间、利用小时数及平均负荷率等。7.5.3 气象数据统计应包括各气象要素的平均值及曝辐量、日照时数、可照时数等。7.5.4 预测误差统计指标至少应包括均方根误差、平均绝对误差、相关性系数、最大预测误差、合格率等，误差指标计算见附录 A。7.5.5 参与统计数据的时间范围应能任意选定，可根据光伏发电站所处地理位置的日出日落时间自动剔除夜间时段。7.5.6 各指标的统计计算时间应小于 1min。11 8 部署要求光伏发电站功率预测系统的部署方案应满足电监会 5 号令的要求。光伏发电站功率预测系统应运行于电力二次系统安全区Ⅱ，满足电力调度数据网接入要求。光伏发电站功率预测系统应与调度计划系统相接口。9 性能指标a）光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月均方根误差应小于 0.2，月合格率应大于 80%；超短期预测第 4 小时月均方根误差应小于 0.2，月合格率应大于 80%。b)所有计算机的 CPU 负荷率在正常状态下任意 5 分钟内小于 30%，峰值负荷率小于 50%。c)系统服务器平均无故障时间（ MTBF ）应不小于 30000 小时。d)系统月可用率应大于 99%。二、项目需求部分1 一般要求1.1 投标方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合技术协议书的要求。1.2 投标方应提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件， 即使本合同未列出或数目不足， 投标方仍须在执行合同时补足。1.3 投标方应提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。1.4 投标方应提供随机备品备件，并在投标书中给出具体清单。2 供货范围2. 1 供货清单（不限于此，投标方细化并填写） ：序号 名 称 型 号 单位 数量 产地生产厂家备注一 光功率预测系统装置12 1 功率预测服务器 （主、备） 台 2 2 气象数据处理服务器 台 1 3 反向物理隔离装置 台 1 4 PC工作站 台 1 5 网络设备及其它附属 设备 套 1 二 光资源实时数据采集系统1 直接辐射表 安装自动跟踪装置 块 1 2 散射辐射表 块 1 3 总辐射表 块 1 4 风速传感器 套 1 5 风向传感器 套 1 6 湿度传感器 套 1 7 大气压力传感器 套 1 8 环境温度传感器 套 1 9 组件温度传感器 套 1 10 数据记录仪 块 1 …2.2 屏柜技术参数序号 参 数 名 称 单位 标准参数值及要求 卖方保证值1 尺寸 mm 高度： 2260 mm 宽度： 800mm 深度： 600mm 高度： 2260 mm 宽度： 800mm 深度： 600mm 2 颜色 冰灰桔纹 冰灰桔纹3 接线方式 要求屏内外均通过端子接线 并配好空开要求屏内外均通过端子接线并配好空开三、技术资料及交付进度1 一般要求1.1 投标方应按照中国电力工业使用的标准及响应的代码、规则对图纸编号，并且提供的资料应使用国际单位制，语言为中文。其中提供的图纸须同时提供电子文本电子文本格式为：AutoCAD 2004 。13 1.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。1.3 投标方资料的提交及时、充分，满足工程进度要求。在技术协议签订时，给出全部技术资料和交付进度清单，并经招标方确认。1.4 投标方提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合设计阶段，设备监造检验、施工调试试运、性能试验验收和运行维护等四个方面。投标方须满足以上四个方面的具体要求。1.5 对于其它没有列入合同技术资料清单，是工程所必需文件和资料，一经发现，投标方应及时免费提供。1.6 招标方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。1.7 投标方提供的技术资料为 12 套，电子文本 2 套，如有修改按同样份数提供。1.8 完工后的产品应与最后确认的图纸一致。招标方对图纸的认可并不减轻投标方关于其图纸的正确性的责任。 设备在现场安装时， 如投标方技术人员进一步修改图纸， 投标方应对图纸重新收编成册，正式递交招标方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。1.9 最终资料提交后不得任意修改，设备到货后与所提资料不符所造成的返工和损失由投标方负责赔偿。1.10 经确认的图纸资料应由投标方提交下表所列单位。投标方提交的须经确认的图纸资料及其接收单位提交图纸资料名称接收图纸单位名称、地址、邮编、电话提交份数 提交时间认可图、 最终图说明书试验报告（附电子文档）新疆电力设计院新疆乌鲁木齐市三道湾路 100 号邮编： 830002 电话： 0991-2923440 huolangwyf@163.com 1 份1）技术协议签订后 5 天内，投标方应提供认可图纸。2）设计人员在收到认可图纸后 7 天内， 应将经确认的 1 份图纸寄送给投标方。3）投标方收到经确认的图纸 7 天内提出最终图认可图、 最终图说明书试验报告（附电子文档）九州方园博州新能源有限公司 业主 定四、技术服务、设计联络、工厂检验和监造1 1 一般要求1.1 技术文件卖方提供的技术文件应提供买方所要求的性能信息，并对其可靠性和一致性负责，卖方所提供的技术文件（包括资料和数据）将成为合同一部分。14 1.1.1 投标时应提供的技术文件卖方应随投标书一起提供一般性技术文件，并且应是与投标产品一致的最新版本：1） 产品的技术说明书；2） 产品的型式试验报告和动模试验报告；3） 产品的鉴定证书和（或）生产许可证；4） 产品的用户运行证明；5） 产品的软件版本等。1.1.2 签约后提供设计用的技术文件卖方应在签约后 2 周内向买方提供设计用的技术文件：1） 产品的技术说明书；2） 风功率预测系统结构图及说明；3） 组屏的正面布置图、屏内设备布置图、端子排图及图例说明；4） 屏体的安装尺寸图，包括屏的尺寸和重量、基础螺栓的位置和尺寸等。在收到买方最终认可图纸前，卖方所购买的材料或制造所发生的费用及其风险全由卖方单独承担。生产的成品应符合合同的技术协议。买方对图纸的确认并不能解除卖方对其图纸的完善性和准确性应承担的责任。设计方在收到图纸后 2 周内返回主要确认意见，并根据需要召开设计联络会。卖方在提供确认图纸时必须提供为审核该张图纸所需的资料。 买方有权要求卖方对其图纸中的任一装置任一部件作必要修改，在设计图纸完成之前应保留设计方对卖方图纸的其他确认权限，而买方不需承担额外费用。1.1.3 设计确认后应提供的技术文件在收到确认意见后，卖方应在规定时间内向买方提供下列技术文件：1） 1.1.2 所列的修改后的正式技术文件；2） 风功率预测系统结构及图例说明，屏内部接线图及其说明（包括屏内布置及内部端子排图） ；3） 软件版本号和校验码；4） 产品的使用说明书；5） 通信规约和解释文本及装置调试软件和后台分析软件，以便不同系统间的联调。1.1.4 设备供货时提供的技术文件设备供货时提供下列技术文件和资料：1） 设备的开箱资料清单；2） 产品的技术说明书、使用说明书和组屏图纸；3） 出厂调试试验报告；15 4） 产品质量检验合格证书；5） 合同规定的出厂验收试验报告和动模报告等。1.1.5 技术文件的格式和分送要求。1） 全部图纸应为 A4 幅面，并有完整图标，采用国标单位制。2） 提供的技术文件除纸质文件外，还应包括一份电子文档，并提供可供修改的最终图纸电子文件（图形文件能够被 PC 机 AutoCAD 2004 版支持） 。1.2 设计联络会议1.2.1 若有必要，卖方应配合买方进行设计联络会议。设计联络会议内容如下：1） 卖方应对修改后的供确认的资料和图纸进行详细的解释，并应解答买方对这些资料和图纸所提的问题，经过共同讨论，买方给予确认，以便卖方绘制正式图纸提供给买方。2） 卖方应介绍合同产品已有的运行经验。3） 卖方应提供验收大纲，工程参数表。1.2.2 会议需要签订会议纪要，该纪要将作为合同的组成部分。1.3 工厂验收和现场验收要求满足国家电网公司企业标准中关于工厂验收（现场）的协议。1.4 质量保证1.4.1 卖方应保证制造过程中的所有工艺、材料、试验等（包括卖方的外购零部件在内） 均应符合本协议的规定。 若买方根据运行经验指定卖方提供某种外购零部件， 卖方应积极配合。 卖方对所购配套部件设备质量负责， 采购前向买方提供主要元器件报价表， 采购中应进行严格的质量检验， 交货时必须向买方提供其产品质量合格证书及有关安装使用说明书等技术文件资料。1.4.2 对于采用属于引进技术的设备、元器件，卖方在采购前应向买方提供主要进口元器件报价表。引进的设备、元器件应符合引进国的技术标准或 IEC，当标准与本协议有矛盾时， 卖方应将处理意见书面通知买方， 由买卖双方协商解决。 假若卖方有更优越或更为经济的设计和材料，足以使卖方的产品更为安全、可靠、灵活、适应时，卖方可提出并经买方的认可， 然而必须遵循现行的国家工业标准， 并且有成熟的设计和工艺要求以及工程实践经验。1.4.3 双方签订合同后，卖方应按工程设计及施工进度分批提交技术文件和图纸，必要时，买卖双方尚需进行技术联络，以讨论合同范围内的有关技术问题。16 1.4.4 卖方保证所提供的设备应为由最适宜的原材料并采用先进工艺制成、且未经使用过的全新产品；保证产品的质量、规格和性能与投标文件所述一致。1.4.5 卖方提供的设备运行使用寿命应不小于 30 年。1.4.6 卖方保证所提供的设备在各个方面符合招标文件规定的质量、规格和性能。在合同规定的质量保证期内（设备到货后 24 个月或 SAT 后 18 个月） ，卖方对由于产品设计、制造和材料、 外购零部件的缺陷而造成所供设备的任何破坏、 缺陷故障， 当卖方收到买方的书面通知后，卖方在 2 天内免费负责修理或更换有缺陷的设备（包括运输费、税收等） ，以达到技术协议的要求。质保期以合同商务部分为准。质保期后发生质量问题，卖方应提供免费维修服务，包括硬件更换和软件版本升级。1.5 项目管理合同签订后， 卖方应指定负责本工程的项目经理， 负责卖方在工程全过程的各项工作，如工程进度、设计制造、图纸文件、包装运输、现场安装、调试验收等。1.6 现场服务在设备安装调试过程中视买方工作情况卖方及时派出工程技术服务人员，以提供现场服务。卖方派出人员在现场负责技术指导，并协助买方安装、调试。同时，买方为卖方的现场派出人员提供工作和生活的便利条件。当设备投运时，卖方应按合同规定及时派工程技术人员到达现场服务。根据买方的安排，卖方安排适当时间对设备的正确安装和试验给予技术培训。1.7 售后服务1.7.1 现场投运前和试运行中发现的设备缺陷和元件损坏，卖方应及时无偿修理或更换，直至符合协议要求。保修期内产品出现不符合功能要求和技术指标要求，卖方应在 4小时内响应，并在 24 小时内负责修理或更换。保修期外产品出现异常、设备缺陷、元件损坏或不正确动作， 现场无法处理时，卖方接到买方通知后，亦应在 4 小时内响应，并立即派出工程技术人员在 24 小时内到达现场进行处理。1.7.2 对软件版本的升级等，应提供技术服务。1.8 备品备件、专用工具、试验仪器1.8.1 卖方应提供必要的备品备件。1.8.2 卖方应提供安装、运行、检修所需的专用工具，包括专用调试、测试设备。17 1.9 包装 , 运输与储存1.9.1 设备制造完成并通过试验后应及时包装，否则得到切实的保护，确保其不受污损。1.9.2 所有部件经妥善包装或装箱后，在运输过程中尚采取其它防护措施，以免散失损坏或被盗。1.9.3 在包装箱外标明招标方的订货号、发货号。1.9.4 各种包装能确保各零部件在运输过程中不致遭到损坏、丢失、变形、受潮和腐蚀。1.9.5 包装箱上有明显的包装储运图示标志（按 GB191 ） 。1.9.6 整体产品或分别运输的部件都要适合运输和装载的要求。