开关柜技术规范书三篇

开关柜技术规范书三篇
篇一：10kV开关柜及站用变技术规范书
业主：
20XX年11月
技术规范
1.总则
1.1 10kV高压开关柜应符合和达到以下几个标准和技术条件的要求：
(1)GB3906《3—35KV交流金属封闭开关设备》；
(2)DL/T404《户内交流高压开关柜订货技术条件》；
(3)DL403《10—35KV户内交流高压真空断路器订货技术条件》；
(4)SD318《高压开关柜闭锁装置技术条件》；
(5)DL/T539《户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件》；
(6)DL/T593《高压开关设备的共用订货技术导则》；
(7)DL/T596《电力设备预防性试验规程》；
(8)GB1985《交流高压隔离开关和接地开关》；
(9)DL/T402《交流高压断路器订货技术条件》；
(10)GB11022《高压开关设备通用技术条件》；
(11)GB1984 《交流高压断路器》；
(12)GB1208-1997《电流互感器》；
(13)GB1207-1997《电压互感器》；
(14)IEC76《电力变压器》
(15)IEC726《干式电力变压器》
(16)IEC905《干式电力变压器负载导则》
(17)GB1094《电力变压器》
(18)GB6450《干式电力变压器》
(19)GB/T17211《干式电力变压器负载导则》
(20)GB/T10228《干式电力变压器技术参数和要求》
(21)GB/T16927.1.2《高压试验技术》
(22)GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》
(23)GB10237《绝缘水平和绝缘试验、外绝缘空气间隙》
(24)GB7328《变压器和电抗器声级测定》
(25)GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
(26)GB5273《变压器、高压电器和套管的接线端子》
(27)GB4208《外壳防护等级（IP代码）》
(28)GB191《包装、储运指示标志》
(29)IEC60076-5《电力变压器承受短路的能力》
(30)IEC60076-9《端子和分接标志》
以上标准以最新版本为准。

1.2使用条件
(1)安装场所户内
(2)周围空气温度 - 20℃～+ 45℃
(3)最大日温差25℃
(4)海拔高度≤1000m
(5)相对湿度
日平均≤95%
月平均≤90%
(6)地震强度 VII
(7)防护等级
高压室 IP4X
低压室 IP2X
站用变 IP2X
(8)最小公称爬电比距mm/kV
瓷质材料 18（216mm）
有机材料 20（240mm）
(9)导电体相间及对地净距≥125mm
(10)绝缘隔板与裸露导体空气间隙距离≥30mm
(11)系统最高运行电压 12kV
(12)系统额定频率 50Hz
1.3 10kV高压开关柜的结构应保证工作人员的安全和便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。

1.4 高压开关柜应能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内部电弧伤及工作人员并通过内部电弧故障试验加以验证。

1.5为验证柜内绝缘表面出现凝露的情况下开关柜的绝缘水平，高压开关柜必须
通过凝露试验。

1.6产品在工厂组装调试阶段，乙方应通知甲方赴厂进行质量最终检。

1.7双方应严格遵守本技术协议，任一方修改内容时，应事先征得对方同意，并以书面备案。

2.订货范围及技术参数
2.1订货范围（参见电气主接线图及配电装置实际接线图）
2.2.1额定电压（最高运行电压） 12kV
2.2.2额定频率50Hz
2.2.3 1分钟额定工频耐受电压（有效值）
相间及对地42kV
隔离断口48kV
2.2.4额定雷电冲击耐受电压（峰值）
相间及对地75K
隔离断口85kV
2.2.5额定电流
母线（包括母线桥）630A
计量、站用变柜 150A
2.2.6额定短路开断电流
计量、站用变柜 31.5kA
2.2.7额定热稳定电流
计量、站用变柜 31.5 kA
2.2.8额定峰值耐受电流
计量、站用变柜 80 kA
2.2.9额定短路关合电流
计量、站用变柜 80 kA
2.2.10额定短路持续时间3s
2.2.11辅助电源
电动机、加热器等AC220V
控制、保护DC110V
2.2.12最高工作电压下局放量
树脂浇注绝缘的套管≤5PC
固体绝缘的仪用互感器≤10PC
2.2.13手车无须维修允许拉出推进次数 500次
2.3开关柜内主要一次元器件参数
柜内元件除应满足第2.2条之相关规定外，还须各自满足以下规定2.3.1真空断路器
2.3.1.1首相开断系数1.5
0.2(2.5) 最高电压
2.3.1.2工频恢复电压3
2.3.1.3失步开断电流25%额定短路开断电流
2.3.1.4燃弧时间≤20ms
2.3.1.5开断时间≤60ms
2.3.1.6合闸时间≤70ms
2.3.1.7三相合闸不同期时间≤2ms
2.3.1.8三相分闸不同期时间≤2ms
2.3.1.9合闸弹跳时间≤2ms
2.3.1.10开断额定短路电流无须维修次数
630A/20KA 100次
2.3.1.11开断额定电流无须维修次数 20XX0次
2.3.1.12分合操作循环无须维修次数 30000次
2.3.1.13额定操作顺序分-0.3s-合分-180s-合分
2.3.1.14操作50kVA-31.5MVA空载变压器过电压系数<2.5
2.3.1.15操作250-630A电容器电容电流不重燃过电压系数<2.5 2.3.1.16操作250-630A电抗器电感电流过电压系数<2.5
2.3.1.17操作50A空载电缆电流不重燃过电压系数<2.5
2.3.1.18真空断路器工频截流≤4A
2.3.1.19断路器分闸线圈
额定电源电压DC220V
可靠动作电压范围65-110%Un
可靠不动作电压范围≤30%Un
2.3.1.20 断路器合闸线圈 额定电源电压DC220V 可靠动作电压范围80-120%Un
可靠不动作电压范围≤30%Un
2.3.2 电流互感器
2.3.2.1 额定绝缘水平同开关柜 2.3.2.2 额定变比 计量柜 150/5
站用变柜150/5
2.3.2.3 额定输出及精度 计量柜
计量绕组15VA 、0.2S 计量绕组15VA 、0.2S 站用变柜
测量绕组15VA 、0.5S
保护绕组15VA 、5P20(CL0.5S)
2.3.3电压互感器
2.3.3.1 额定绝缘水平同开关柜
2.3.3.2 额定变比3
1.03
1.0310
kV
2.3.3.3 额定输出
星型接线绕组60VA 、0.2S
2.3.1接地开关
2.3.4.1额定绝缘水平同开关柜
2.3.4.2不做维修允许操作次数1000次
2.3.4.3额定短路关合电流次数2次
2.3.4.4动稳定电流 80KA
2.3.4.5热稳定电流 31.5KA
2.3.4.6持续短路时间 4S
2.3.2氧化锌避雷器
2.3.5.1按不接地系统考虑
2.3.5.2额定电压 17kV
2.3.5.3持续运行电压13.6kV
2.3.5.4标称放电电流5kA
2.3.5.5陡波冲击电流下残压50kA 1/10μs<47kV 2.3.5.6雷电冲击电流下残压5kA 8/20μs<42kV
2.3.5.7操作冲击电流下残压250A 30/60μs<38.3kV 2.3.5.8直流1mA参考电压>25kV
2.3.5.9大电流冲击耐受电流值4/10μs100kA
2.3.5.10长持续电流冲击20XXμs400A
2.3.5.112次冲击总能量最小为390N.10S
2.3.5.12最大允许水平拉力147N
2.3.5.13最小公称爬电比距31mm/kV
2.3.5.14每组避雷器应配计数器三相共用一只
3.柜体
3.1柜体颜色为淡灰色（色标号 RAL7035），柜体材质采用进口ZAM板,主母线及分支母线均应套热缩套管和接头盒。

3.2柜体采用电缆后接线方式，柜体后盖板为上下两块，可分别拆卸，上盖板用螺栓固定在柜体上，盖板上应标有“母线有电严禁开启”字样（红色）。

大电流柜的下盖板用螺栓固定在柜体上，其它柜下盖板为门结构，即一侧用铰链一侧用螺栓，门上设有双层钢化玻璃观察窗，用于观察接地开关分合闸状况。

计量柜、站用变柜上盖板打开，检修母线时应有防倒送电措施，在电缆室泄压通道装金属网孔隔板，并保证泄压通道畅通，母线室封板应有“母线有电严禁开启”字样（红
色）”。

3.3开关柜内的电流互感器，在出厂前必须做伏安特性筛选，同一柜内的三相电流互感器伏安特性应相匹配，并有出厂报告。

3.4电缆室内应设有照明，控制开关装在电缆室门上，灯泡应在不停电的状态下方便调换，且外罩上标有图案；低压室照明采用仪表门控制方式，行程开关具备防触电措施。

3.5开关小室的上、下活门应标有母线侧、线路侧等识别字样，具体要求见下表。

3.6断路器室、电缆室侧板上各装设一支板式加热器（300W、220V），二支加热器串联接于220V交流电源上。

加热器在运行中应能监视并能根据湿度自动投切。

两只传感器并联，任何一只动作，加热器即投入运行。

3.7一次模拟图采用动态模拟。

手车室门上的机械指示取消，手车室门上的门解锁取消。

3.8开关柜前中门上应附有开关操作步骤说明。

3.9开关柜相序按面对开关柜从左至右为A、B、C，从上到下排列为A、B、C。

3.10凡加装绝缘隔板和支架的均采用SMC不饱和聚脂玻璃纤维耐弧阻燃绝缘隔板。

3.11厂方应对柜内所有环氧元件进行局放试验，并提供试验报告。

3.12接地母线为铜质母线，截面≥250mm2
3.13接地闸刀应操作方便灵活，并有操作方向指示和分、合闸位置标志。

接地闸刀操作不到位时操作手柄取不出。

3.14相邻两柜之间母线室用接地的金属隔板隔开，各成独立小室。

3.15开关柜底部开孔，以便与基础槽钢连接。

3.16开关柜柜顶横眉上不设一次有机铭牌，但需粘贴临时间隔名称。

3.17站用变开关柜与站用变压器的连接采用硬母线连接。

中标后密切与变压器厂家配合。

母排由开关柜厂家供货。

4.手车
4.1手车应有可靠的专用接地，不能通过滚轮及支架接地。

4.2手车室内侧板处应有“工作位置”、“试验位置”的明显的位置指示。

4.3断路器的分合闸指示，操动机构的计数器，储能状态指示应明显清晰，便于观察，且均用中文表示。

计数器为合闸记数。

4.4一次隔离插头应能自动对中、自动复位，保持接触良好。

5.电缆室
5.1电缆室应可连接一根3×400 mm2截面电缆，电缆引接排间距=190 mm，与柜底一次电缆孔上下对齐。

电缆终端连接孔为Ф12.3,孔中心距为25mm，上下布置，
至地面的安装高度≥600mm。

5.2电缆引线孔径为3×Ф116，分别与接线端子对齐。

底板应有防涡流措施。

不另外装SMC底板。

5.3电缆穿孔处用宝塔形橡皮封堵。

6.压变/避雷器
6.1压变采用全工况加强绝缘型产品，单相接地的情况下能持续运行8小时以上。

在布置上考虑方便调换和试验，压变熔丝电流为2A。

雷电流计数器安装在开关柜便于观察的地方，其接地端用≥16mm2的接地线接到接地桩头。

柜顶安装二次消谐灯。

6.2压变、避雷器手车与断路器手车一样具有开闭活门功能，当手车拉出柜外，活门自动关闭，隔绝带电静触头。

6.3对于中性点不接地系统，压变中性点装有一单极接地闸刀，在PT运行时能随意操作，不加任何闭锁。

在中性点接地闸刀操作处，标有分合闸操作方向及位置指示。

压变中性点触头连线应满足对地≥125mm，若不满足则采用SMC材料的绝缘隔板。

6.4压变避雷器手车、中性点接地闸刀的位置指示应装动态模拟装置。

7.接地手车、核相验电车
7.1接地手车
7.1.1接地手车作为母线接地之用，当母线检修时，接地手车推入，母线接地。

7.1.2接地手车与压变柜配合，母线接地时，压变手车拉出，接地手车推入。

（接地手车推入前应先验电）
7.1.3接地手车推入柜内时，柜门关不上。

7.2核相（验电）手车
7.2.1当馈线电缆验电时，馈线开关手车拉出，核相（验电）手车推入，打开上、下活门进行验电。

8.开关柜的“五防”装置
8.1开关柜应具有简单、可靠的“五防”功能。

即防止误分、误合断路器；防止带负荷推入、拉出隔离插头；防止带电合接地闸刀；防止接地闸刀在合闸装态下送电，防止误入带电间隔。

具体要求如下：
(1)断路器在合闸状态下，手车被锁住，不能推进拉出。

(2)断路器在工作位置，接地闸刀不能合闸。

(3)接地闸刀在合闸位置或分闸不到位，手车不能从试验位置推入。

(4)手车只有在工作位置和试验位置时方能进行合闸操作。

手车在柜内移动过程中，断路器不可能合闸。

(5)线路有电时，接地闸刀不能合闸。

(6)只有在接地闸刀合闸时，电缆室门才能打开。

电缆室门未关上接地闸刀拉不开，开关手车不能从“试验位置”推到“工作位置”。

(7)手车在工作位置时，二次插头被锁定不能拔出。

(8)手车拉出柜外时，柜内活门能被锁定不能打开。

8.2站用变开关柜与计量柜的闭锁
站用变开关手车在工作位置时，计量柜手车不能推进和拉出。

只有当计量柜手车在工作位置时，才能将站用变开关手车推入工作位置。

8.3电缆室后门操作条件：接地闸刀不合上，电缆室门不能打开。

电缆室后门与接地闸刀采取机械闭锁方式，并有紧急解锁装置
8.4计量柜
只有当母线停电且压变手车拉出时，才能打开计量柜后门；反之，计量柜后门未关上，压变手车不能推入到“工作位置”。

8.8带电显示装置接地线应与柜体接地铜排连接。

9.继电保护
9.1继电保护由甲方提供，乙方根据甲方提供的继电保护原理图和端子排图，设计开关柜端子排图、盘面布置图和安装接线图，盘面布置图应经供需双方确认后才可实施。

要求安装接线图元件名称和位置应与盘面图相符。

卖方应严格按设计院提供的端子排图施工。

9.2微机装置背后接线端子上一只端子只能接一根线，如并头需在端子排上实现。

9.3二次回路接线端子采用凤凰或魏德米勒端子排。

端子排水平放置时呈15度倾斜布置。

各安装单位端子排前要有标记牌端子。

每只端子只能接一根线，端子排外侧导电部分不能外露。

盘面上微机继电器/ET系列开关/MCB小开关上的桩头只能接1根线。

其余元器件的接线桩需要加装弹簧垫圈，每个桩头的接线不能超过2根。

所有连接件均应采用铜质材料。

9.4电流试验端子安装在端子排上，端子排外侧接CT，并有黄、绿、红色标志，每组端子间能用连接片短接，，排列方向自左至右为A、B、C三相(正视)，所有电流回路均由电流试验端子引出，并有相应的标记牌（差动、过流、表计）。

电压试验端子安装在盘面上，需加装相色标志，A、B、C、N、L从左到右分别为黄、绿、红、兰、黑。

9.5小开关采用西门子、ABB或施奈德产品，交直流电源进出线接线按产品要求。

接线排列顺序以正视时从左到右分别为相线A、B、C、中线或正极、负极。

柜门内部所有二次元器件下部需加贴表明功能名称的标签，所有MCB开关均须加故障接点。

盘面二次设备加装60*15mm白底无字的标签牌（表面平整），二次铭牌由需方自行制作。

低压小室内网孔板上增加通长的标签牌底板。

9.6所有与外部连接的导线应接于端子排上，端子排上应留有5只以上的备用端子，每个端子的每个接线头上只能接一根线。

9.7软线与元器件或端子排相连时，应经过渡接线头。

接至端子排的应用针式接线头，接至元器件的应用圈式接线头。

9.8装于面板上的所有保护出口压板，要求相邻两付跳闸压板间的距离应保证断开连接片时不与相邻的连接片相碰，保护跳闸连接片或各功能连接片的开口端应装在上方，上桩头接到断路器的跳、合闸线圈回路或保护开入回路（至跳闸线圈处点红点）
9.9二次回路导线截面：电流互感器及电压互感器二次线至端子处回路为方便用户用4mm2的铜芯导线（要有屏蔽措施），并全部引至端子排。

微机继电器及二次插头相连的二次线可采用不小于1.5mm2的绝缘铜导线，其余回路为2.5mm2的绝缘铜导线。

过渡至摇动盘面的应采用相同截面的多股软线，二次线较多时，应分束绑扎。

导线中间不得有接头。

二次走线应走金属线槽或套金属软管。

9.10柜体顶部二次小母线采用Φ6紫铜棒，小母线加绝缘套，小母线端子加标识。

小母线由乙方提供，甲方现场自行制作。

小母线端子排采用V0级产品。

9.11开关柜内端子排列（+、–）电源需有间隔。

断路器的跳闸和合闸回路、直流（+）电源和跳合闸回路不能接在相邻的端子上。

电流、电压回路排列应排列整齐、不得交叉。

9.12加热器，照明、闭锁及储能电源开关均独立设置。

闭锁及储能电源开关应设置在柜内。

9.13开关采用机构内部防跳功能。

9.14二次继电器室应装一块接地铜排，截面≮100mm2。

柜内所有二次接地、微机保护装置接地和摇门接地均接至接地铜排上，并用≮16mm2的铜导线外套透明绝缘管与柜底接地排相连。

摇门接地线应用≮4mm2多股铜导线。

9.15乙方应在厂内做继电保护通电联动试验。

9.16断路器控制开关有防误功能，并应有预分、预合及合闸、合后、分闸、分后位置；钥匙与控制开关编号应一一对应且编号不重复。

具体型号见电力设计院图纸。

9.17二次小母线按设计部门提供小母线布置。

9.18将不用的小车工作位置、断路器位置、接地闸刀位置接点全部引上端子排作备用，每个端子的每个接线头上只能接一根线。

9.19二次继电器室内接线、布线应合理，便于外接电缆的接入及运行后进行检修、接拆线。

除仪表室外，所有二次线固定不得采用粘贴材料固定。

10.其他
10.1免费提供如下配件及资料：
(1)2米长二次插头插座联线2付。

(2)开关储能手柄1把。

(3)接地闸刀操作手柄1把。

(4)推进机构摇手柄1把。

(5)分、合闸线圈模块各1只。

(6)安装接线图、盘面布置图及开关柜有关资料各10份、操作光盘5张。

并提供透明图1套或CAD图纸光盘1张。

(7)出厂试验报告4份。

10.2包装、开箱、安装
10.2.1产品包装应牢固，包装箱应注明甲方系统编号。

10.2.2开关柜现场开箱时，供需双方及安装单位应共同参加验收认可。

10.2.3安装调试时，乙方应派有丰富经验人员到现场指导。

10.3卖方推荐的备品备件清单
11.1 型式：三相干式、无励磁调压、铜芯配电变压器带外壳。

11.3 短路阻抗允许偏差：不大于+10%,-5%。

11.4 相数：三相
11.5 额定频率：50Hz
11.6 绝缘方式：树脂绝缘
11.7 装设位置：户内;外壳防护等级：IP2X。

11.8 冷却方式：AN
11.9 接线组别：D,yn11
11.10 中性点运行方式：高压侧不接地，低压侧直接接地
11.11 绕组绝缘耐热等级：F级
11.12 绕组绝缘水平（包括工频/雷电冲击〈全波，截波〉）应符合GB6450、GB311.1及GB10237的规定）
11.14 工频电压升高时的运行持续时间应符合（GB1094.1）的规定。

11.15 损耗和效率（在额定电压和频率，温度75℃时）：应满足国家对10型变
压器的要求，具体数据由投标方填写。

空载损耗：≤0.725kW 偏差：15%
负载损耗：≤2.75kW 偏差：15%
总损耗：≤3.475kW 偏差：15%
效率：≥99%
空载电流（%） 2% 偏差：30%
11.16 过载能力
应符合（GB/T10228）及（IEC905）《干式电力变压器负载导则》的有关规定。

投标方应在标书中提供变压器过负载能力。

11.17 变压器承受短路的能力
变压器能承受的额定热稳定电流应大于20kA（3s）。

投标方应在标书中提供变压器承受短路的能力。

变压器在各分接头位置时，应能承受线端突发短路的动、热稳定而不产生任何损伤、变形及紧固件松动。

11.18 噪音水平
变压器的噪音距变压器的外壳1m处噪音水平小于65dB。

11.19 接线方式
10kV变压器的出线方式为：10kV侧设置高压熔断器，经铜排引出与10kV站用变开关柜连接；
0.4kV侧为铜排引出。

铜排与电缆相连接（考虑双拼电缆），同时铜排还经2个低压断路器后再通过铜排与电缆相连接。

低压断路器参数为380V/630A、
380V/100A。

详见附图3。

0.4kV中性点侧为铜排引出与接地母线连接。

11.20 绕组电阻不平衡率：相：小于4%，线：小于2%；
11.21 变压器尺寸：不大于1.5米长，1.2米宽，2.5米高。

11.22 变压器的铁心和金属件均应可靠接地(铁轭螺杆除外)。

接地装置应有防锈镀层，并附有明显的接地标志。

11.23 应能提供站用变温度高及故障等信号。

11.24 在正常的使用工作环境下，整体产品使用寿命为不小于30年。

11.25 站用变柜端子正负电源不应紧邻，一般情况下每个端子只能接2根线。

同时应预留10个备用端子。

11.26 技术资料及交付进度：投标方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制(语言为中文)，进口部件的外文图纸及文件应由投标方翻译成中文（免费）。

投标方资料的提交应及时、充分，满足工程进度要求。

在合同签订后7天内给出全部配合设计阶段技术资料、产品设计确认资料和其他资料交付进度清单，并经招标方确认。

资料包括以下：
1) 产品介绍或产品使用说明书。

2) 投标方为满足工程要求补充和细化的技术资料。

3) 变压器外形尺寸及基础图，图中应详细表示出全部重要尺寸及轨距、运输重量、总重，变压器运输尺寸，基础及开孔等。

变压器二次信号回路图。

计算机出图应提供电子版本（绘图软件CAD20XX）。

对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需文件和资料，一经发现，投标方应及时免费提供。

11.27 站用变柜应通过相关规定的出厂试验和现场性能验收试验。

11.28 供货范围
图
1
篇二：12-40.5kV高压开关柜通用技术规范
高压开关柜标准技术规范使用说明
1. 本技术规范分为通用部分、专用部分。

2. 项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，本技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。

3. 项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。

如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分项目单位技术偏差表（见表7）并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：
1）改动通用部分条款及专用部分固化的参数；
2）项目单位要求值超出标准技术参数值；
3）需要修正污秽、温度、海拔等条件。

经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成项目单位技术偏差表（见表7），放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。

4. 对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。

5. 技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。

6. 投标人逐项响应技术规范专用部分中标准技术参数表、项目需求部分和投标人响应部分相应内容。

填写投标人响应部分，应严格按招标文件技术规范专用部分的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。

投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差，除填写投标人技术偏差表（见表8）外，必要时应提供相应试验报告。

1.1 一般规定
1.1.1 投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。

1.1.2 投标人须仔细阅读包括本技术规范（通用部分和专用部分）在内的招标文件阐述的全部条款。

投标人提供的交流金属封闭开关设备（以下简称开关柜）应符合招标文件所规定的要求。

1.1.3 本技术规范提出了对开关柜的技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。

1.1.4 本招标文件提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应提供符合本技术规范引用标准的最新版本和本招标文件技术要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本招标文件所使用的标准如与投标人所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。

1.1.5 如果投标人没有以书面形式对本技术规范的条文提出差异，则意味着投标人提供的设备完全符合本招标文件的要求。

如有与本招标文件要求不一致的地方，必须逐项在项目单位技术差异表（见表7）中列出。

1.1.6 本技术规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。

本技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。

1.1.7 本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾时，以商务部分为准。

1.1.8 本技术规范中通用部分各条款如与技术规范专用部分有冲突，以专用部
1.2 投标人应提供的资格文件
投标人在投标文件中应提供下列有关资格文件，否则视为非响应性投标。

1.2.1 投标人或制造商投标产品的销售记录（按技术规范专用部分投标产品的销售及运行业绩表提供）及相应的最终用户的使用情况证明。

1.2.2 投标人或制造商应提供权威机关颁发的ISO 9000系列的认证书或等同的质量保证体系认证证书。

1.2.3 投标人或制造商应提供履行合同所需的技术和主要设备等生产能力的文件资料。

1.2.4 投标人或制造商应提供履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。

1.2.5 投标人或制造商应提供投标设备产品全部有效的型式试验报告。

1.2.6 投标人或制造商应提供一份详细的投标产品中重要外购或配套部件供应商清单及检验报告。

1.2.7 投标人或制造商应提供投标产品中进口关键元件供应商的供货承诺函。

1.2.8 投标人或制造商应提供投标产品中组部件的供应商及原产地（按技术规范专用部分3.4的格式提供）。

1.3 适用范围
1.3.1 本规范的适用范围仅限于招标产品的设计、安装、试验、调试及现场服务和技术服务。

1.3.2 中标人应不晚于签约后4周内，向招标人提出一份详尽的生产进度计划表（见表1），包括设备设计、材料采购、设备制造、厂内测试以及运输等项的。