光伏发电土建施工方案

2024-11-24

光伏发电土建施工方案（精选8篇）

光伏发电土建施工方案篇1

300MWP并网光伏发电项目

土建工程施工方案

编制人：

审核人：

一、项目管理班子的人员配备及职责

在满足本光伏发电工程连续施工，保证场平、桩基础、道路、设备基础各项工作有序开展的要求下，本项目按照精简、高效的原则，优化管理机构和作业层配备，设置项目的组织机构。项目部设项目经理，总工，工程部长，施工员，测量员，辅组测量员，质检员，材料员，质料员、安全员。

1、项目管理班子的人员配备

项目经理1名，总工1名，工程部长1名，施工员2名，测量员3名，辅组测量员3名，质检员1名，材料员1名，质料员1名，安全员1名。

2、主要职责

2.1、项目经理职责

负责本工程的各项管理，并在公司授权范围内对外行使各项职权。项目经理全权负责项目部的工作及履行本工程合同。项目经理由具有丰富管理经验的优秀项目经理担任，承包商将派出经验丰富的管理层和技术过硬的作业层参加本工程的管理和建设，以保证工程的安全、质量与进度。

2.2、总工程师职责

项目副经理负责全面协助项目经理的各项工作。协助项目经理组织实施施工计划；主管项目的技术工作；对项目的安全技术工作负全面领导责任。

2.3、工程部长职责

负责项目的总平管理，保证施工道路畅通、施工用工、力能配置、施工场地利用。负责施工现场的协调工作和对工程施工全过程进行管理。负责机械和运输车辆的计划，对工程施工进度、机工具等进行协调管理。

2.4、施工员职责

负责从事施工组织策划、施工技术与管理，以及施工进度、成本、质量和安全控制等工作

2.5、测量员职责

负责会同建设单位一起对红线桩测量控制点进行实地校测。负责测量仪器的核定、校正。负责在整个施工的各个阶段和各主要部位做好全场螺旋钢桩、箱逆变基础、道路放线和验线工作。

2.6、质检员职责

负责对施工现场能进行有效质量控制，做好施工前质量技术交底工作，能处理施工现场中出现的一般质量问题，做好自己的质量检查工作。

六、配合质检部长做好质量报表工作。

2.7、资料员职责

负责设计图纸、设备技术文件、标准规范的收集、整理、保管、发放管理及组织工程档案的移交工作。

2.8、材料员职责

负责掌握材料的库存情况及时调整材料供应计划。搞好对内、对外结算，建立各种台帐，账面整洁、清晰，帐物相符。负责各种材料原始凭证、计量凭证、核算凭证质量证明书等资料收集，按程度准确及时地传递和反馈，并装订成册，专项保管。

2.9、安全员职责

负责实行安全生产责任制，根据实际情况设立相应的安全检查人员，并定期对施工生产中的安全设施进行监督检查，保证工程的顺利进行。组织施工人员进行安全教育，并做好工程安全交底工作，填报相应的资料。定期组织施工技术人员进行安全学习，并做好学习记录。

二、总体概述

1、施工组织总体设想

本工程的特点：工期短、螺旋钢桩多、施工面积大（2000多亩）、施工现场距离附近村镇距离较远、厂区道路按照设计要求不能满足施工时运输材料的需要。

1.1、人员方面

本工程工期很短，基础数量又大，要保证工期，必须组织好人员、机械按流水作业施工，根据工程的具体工程量及进展情况，可灵活增减人员和机械数量。

1.2、临建方面

因工期很短，没时间也没必要修建临时建筑，我们首先平整一块非施工区域场地，搭设帐篷作为我们住宿、吃饭、办公的场所。

1.3、施工及生活用水

使用路政洒水罐车作为养护箱逆变基础及道路基层的工具。生活饮用水购买当地村名用罐车拉上山的家用自来水。

1.4、场内施工道路

先使用装载机随坡就势按照定位，推出路槽，然后采用泥结石或砂石路面结合，厂外道路也是使用这种材料铺筑，能够满足施工运输的需要。

1.5、施工用电

甲方没有在现场为各施工单位接通电源，全部使用汽油或者柴油发电机，供施工和生活需要。

1.6、施工机具

由于厂区平整面积大，考虑12至16台50装载机；且螺旋桩基础数量多，较为分散，考虑14至18台旋压打桩机；散桩三人组比较快，考虑4台拖拉机平板车；现场道路工程量相对较小，考虑1台18T压路机，1台洒水车，1台刮平机；箱逆变基础共计20组，考虑2台150挖掘机，2台蛙式打夯机。

2、总体施工布局

除了管理技术方面（测量、钢桩、基础、道路方案）外，本标段组织设计还侧重对劳动力、施工分段流水作业、施工机械及运输方面进行了相关考虑。

2.1、本工程共20个区（5万多个螺旋钢桩）、20组箱逆变基础、10来公里的道路、2000多亩的场平。总工期两个月，前期准备（场平、备料、临建设施）需要时间，后期要打桩、道路、箱逆变施工。为保证工期，根据工程的具体工程量和进展情况灵活增减人数。

2.2、工程施工按两个施工区域组织流水作业，第一队测量队大线采取从最南边1区开始水平成排逐排向北推进，第二队测量队大线采取从中间10区开始水平成排逐排向北推进，场平队、散桩队、螺旋桩测量队、打桩队也各分成分为两组，跟随大线测量队伍的步伐向前开进，在各施工队向前开进的同时，道路基层的修筑工作即可展开，道路基层修筑完毕，箱逆变基础的施工工作即可展开。

三、主要工序施工、技术方案

1、主要工序施工

1.1、场平工程

根据大线测量员做好的标记，根据整体地形，由东向西，由南向北，随坡就势，并保证坡势不影响后续施工，向前平整。

1.2、放线工程

施工流程：核对图纸→计算坐标→复核控制桩→准备标记→测量放线→复核结果

1.3、打桩工程

施工流程：测量放线→桩基对位→喂桩→调整桩尖位置→调整桩体垂直度→旋压打桩→调整垂直度→旋压打桩→复核

1.4、道路工程

施工流程：测量放线→开挖→基底验收→碾压→铺筑泥结石料→刮平→碾压→养护→铺筑磨损料

1.5、设备基础

施工流程：测量放线→开挖→验槽→垫层→钢筋→模板→固定预制件→浇筑→养护

1.6、注意要点

场平要随坡就势施工，但坡度不宜过大，否则严重影响后期施工。放线前一定要校核控制桩，同时随时注意GPS手部上连接信号的变化。打桩应该及时对完成的桩经行桩体、桩位的检验。道路的基层施工时，一定要鉴别好基层材料及基层铺筑宽度。设备基础的施工虽说也是自主确定基础标高，但是一定要考虑到后期风沙及暴雨的影响。

2、技术方案

2.1、施工测量

工程施工测量将根据业主提供的坐标点和高程控制点，结合总平面图和施工总平面布置图，建立适合本标段施工的平面控制网和高程控制网。各种控制点的设计、选点与埋设均应符合工程测量规范的要求。测量小组配备2人，配备GPS、水准仪等设备，现场的平面控制采用GPS进行施测，高程控制采用水准仪，施工期间各控制点应加以保护，定期进行检查，防止遭到损坏。所用测量器具在使用前都必须经计量授权的检定单位进行检定合格。本工程最重要的是螺旋钢桩的定位，道路中心线和箱逆变基础及其顶预埋件的埋设，一组基础预埋件顶标高要水平，所以必须采用水准仪进行严格操平，控制好预埋件顶标高及浇筑标高。2.2、场地平整

由于图纸及甲方要求，桩基的施工随坡就势，该地区大部分地区适合装载机作业我们选择50装载机进行场平施工，装载机场平时需派专人盯守，防止场平路线歪斜、长度不足、长度过长、平整度不到位、司机磨洋工等情况发生，专人人手配备对讲机，便于现场机械的管理。对于坡度过于陡峭的山坡和沙漠地块，使用220型山推进行场平。场地平整过程中不要将端头中心线标记彩旗损坏，留做后

期散桩时参照使用。山坡平整完后坡度不得大于30º，否则严重影响后期材料运输及打桩施工。场地平整的同时顺带修筑好材料运输的临时道路，避免二次调运机械。场地平整后期应及时减少机械台数，保证后期打桩、运料使用机械的灵活性。

2.3、分散桩体

3人一组，1台板车，每天可散桩1000多根，完全满足施工进度，主要记录每次散人员领取的桩数，以标志彩旗和图纸为依据，交代好散桩人员应散桩的区域、具体位置、排数、根数及间距，避免了为后期打桩队伍带来二次挪桩的麻烦。2.4、旋压打桩

钻机应平正、稳固就位，确保施工中不发生倾斜、移动，使钻机转盘中心线、天车中心、钻头中心及桩中心位于一条铅垂线上，桩尖对准桩位，对位误差≤15mm,垂直度90±3º，盯守人员检查合格后，方可进行螺旋桩施工。将地锚桩安装在桩机上，用磁性水平尺校正桩机的水平度与垂直度，符合要求后开始钻桩。钻桩时，先对中，钻到1/3深度时观察锚桩是否有偏差；若有偏差，进行调整后钻至1/2再观察，无误后钻至设计深度。先钻每组的角桩，复核位置标高后，在角桩上拉上钢丝，以便控制中间桩的位置及标高。打桩完毕后，应立刻对螺旋桩桩体、位置及标高进行检验，桩体外露300mm，桩位允许偏差保持在D/10=5mm内，同一组桩顶端需保证在同一水平面上。对于桩位偏差较小（不大于20mm）的螺旋桩，在成桩结束前，操作工人用5m钢卷尺校核，调整机械位置，偏差满足要求后继续钻进成桩，对于桩为偏差较大的桩，需重新施工。

2.5道路工程

根据设计院提供设计坐标，用全站仪或 GPS 引测到现场道路施工区域，放出点后在旁边插彩旗标识。道路放出中心线之后，撒灰线标识；对测量结果进行记录，并经监理验收。然后使用压路机进行基底压实，碾压两遍后，上铺施工区域外围山顶天然泥结碎石料，铺筑厚度可一定要比设计厚度厚2至3倍，宽度比设计宽度每边大出1m，然后使用50装载机推平，推平完毕后停止道路施工，待现场安装工程完成后，在继续道路工程的施工。先用刮平机刮走道路基层上的浮砂，然后重铺筑一层泥结碎石料，本次铺筑厚度10cm即可，然后刮平机刮平，待洒水两遍后，压路机碾压两遍。然后商铺磨耗层。

2.6、钢筋工程

钢筋原材料要求工程所用钢材必须选用通过了ISO9001产品认证的大型钢厂生产的产品，并要有出厂证明，材质证书等质保文件。钢材进厂后，应先进行外观检查，防止有锈蚀、裂纹等，同时按批量进行机械性能试验，并经该工程监理和业主检验合格后方可使用。钢筋在钢筋加工房集中制作，按分项工程编好钢筋下料表，制作人员按下料表上的数据尺寸将钢筋加工成半成品，分类编号并直接挂牌标识，运至现场绑扎。临时不需要现场绑扎的钢筋应有良好的防雨措施，以免其锈蚀。钢筋的接头采用绑扎、搭接焊等接头形式采用搭接接头的钢筋其搭接长度设计要求进行。焊接连接时，必须按规范规定进行现场取样试验合格。钢筋的绑扎应严格按图纸进行，保证其位置的正确，间距一致，横平竖直。

2.7、模板工程

模板采用木模板，钢管脚手架加固，木模板采用现场制作现场安装的方式。在模板安装前先清理基层表面，用墨线弹出轴线及边线。施工过程中加强模板工程质量的检查、控制，每个部位必须有自检资料，模板工程必须保证结构的形状、尺寸和相对位置准确。模板间缝隙必须严密，表在外阴做到除刷接淋大要面清洁光滑，脱模剂涂抹均匀。为了避免产生漏浆现象，模板接缝处粘贴封口胶带，同时以此保证拆模后混凝土观质量。模板施工完毕后，必须对模板的轴线、标高、阳角、断面尺寸、垂直度、平整度进行认真仔细复核，到准确无误，并验收合格方可浇筑混凝土。当混凝土达规定强度，可以拆除模板。模板应拆模后立即进行清理，去表面粘结的混凝土、砂浆等灰渣，并刷好脱模剂待用；脱模剂时应特别注意不要把脱模剂沾染到钢筋和混凝土搓面上，涂刷后的脱模剂不宜放置过长，以免板面遭雨或落上灰尘而影响脱模效果。拆模遇有困难时，不得用锤砸，可在模板下可用撬棍撬动；拆模板拆下来的零件随手放入工具箱，螺杆螺母要经常擦油润滑，防止锈蚀；

2.8、混凝土工程

本工程20组箱逆变基础，单个基础量小、数量多、点多面广，垫层和筏板可以采用商品混凝土，使用铲车作为近距离运输工具，墙板浇筑时，可采用商品混凝土，使用混凝土输送泵车进行输送。在浇筑混凝土前，在混凝土浇筑前应检查保护层垫块是否完好无损，严禁用短钢筋代替混凝土垫块。施工缝应先凿毛，清理干净，刷1道素水泥浆，以便二次浇筑混凝土能相互连成整体。在浇筑过程中应遵循快插,慢拔的原则，浇筑上层混凝土时应将振动棒插入下层10cm，保证混凝土连续浇筑施工，确保混凝土无冷缝现象。混凝土拆模后发现有蜂窝、麻面、孔洞、露筋时必须通知有关单位进行见证后按提出的方法进行处理，浇筑完毕后及时进行养护。

四、质量安全

1、质量管理体系

1.1、文件控制

结合工程项目实际情况和顾客要求，由体系管理部补充编制《项目文件管理程序》，对项目部涉及文件的分类、接收、编制、审批、发放、更新、保存和作废处置等作出具体规定，确保使用文件内容适宜、版本有效。文件控制范围包括：承包商、项目部质量管理体系文件，包括项目质量目标、指标；项目应执行的国家、行业标准、规程和规范；顾客和监理制定的项目管理制度、图纸、工作联系单等；项目施工组织设计、质检计划、施工方案、作业指导书等。

1.2、记录控制

为确保在工程竣工时向顾客提供完整的、符合规定的

竣际程施试中告录录工资料，质量保证部将根据顾客要求，结合项目工程实情况，制定《项目工程资料管理程序》，对项目建设过中形成的验收、竣工资料等进行管理。记录控制范围：工过程中形成的记录，如施工安装记录、质量检验记录、验报告、工程质量验评记录等；质量管理体系运行过程形成的记录，如安全检查月报、内审报告、管理评审报、顾客满意度测量记录等；施工管理等过程中形成的记，如工程联系单、设计变更单、会议纪要、工程照片、像等。

1.3、管理评审

对施工过程和特殊过程确认进行有效控制，以确保生产和服务活动处于受控状态。控制内容包括：每个施工过程（工序、分项、分部）开始前应获得必要的信息，如图纸、技术规范、技术要求、验收标准、联系单等；施工中所用的设备、材料应及时到位并验收合格，安全、环境条件应满足施工要求；按规定编制作业指导文件，如作业指导书、工艺卡、流程图等；配备适当的施工机械和设备，正确使用并按规定进行维护和养；按规定的作业顺序和过程参数进行施工，并进行有效的监视。

1.4安全措施

严格执行施工现场安全生产管理的技术方案措施，并根据政府有关法规规定，结合现场实际情况，制定保证安全生产的工地规章制度，现场实际施工时，各级管理人员需要亲自逐级进行书面交底，安全技术交底必须由各施工队或分包方签字认可，每天对大型机械进行巡检，凡是不验收的一律不得投入使用，定期检查安全方面存在的问题，对本周的安全重点和注意事项做必要的交底，是工人心中有个数。现场安装工程施工后，会出现大量的临时电缆、电线，并且带电，我方应组织人员定期对现场临时用电认真检查，发现问题，及时整改。而且赶工期期间，现场各种施工、运输机械很多，拐弯、山顶应该设置警示牌，做好现场交通的安全工作。

光伏发电土建施工方案篇2

某太阳能并网光伏实验示范电站100MW (示范区) 工程项目总规模为100MWp, 占地面积为3649.35亩。工程共分为四期建设, 本期建设为一期工程, 征地面积448.18亩, 太阳电池方阵按10MWp容量设置, 由9.7MW的固定式晶体硅组件+0.1MW平单轴跟踪式晶体硅组件+0.1MW斜单轴跟踪式晶体硅组件+0.1MW双轴跟踪式晶体硅组件, 太阳能方阵由10个方阵组成, 每个方阵支柱1440棵, 以10棵为一组 (分前排5棵和后排5棵) , 其上部每组支架的重量最大为534.76Kg, 支柱断面为250×250, 柱顶设110×110螺栓预埋件, 设计要求埋件精度控制在在4mm内, 柱高依地形和设计要求不等 (最高为2米) , 大部分在1.5米左右。混凝土为C25, 设计基本风荷载为0.3KN/m2, 基本雪压为0.3KN m2。根据合同该工程按综合单价计量, 每760元m3。

2 支柱按常规混凝土施工暴露出的问题和原因

由于工期紧, 土建控制精度要求高, 在按原设计图施工过程中暴露出以下问题:1) 施工进度缓慢, 不能满足进度计划要求;2) 预埋件偏差不能满足设计要求。3) 作业队伍每天完成的产量低, 以40人为一个作业队伍, 每日完成支柱约20棵, 经核算每个工日完成的产值约为30元, 施工单位亏损大, 作业队伍更换频繁;4) 部分支柱施工质量不能满足支架安装要求。

对出现的问题经过分析主要有以下原因:1) 支柱数量多且分散, 精度要求高, 造成测量工作量大;2) 从现场施工情况看, 基础的施工均满足进度和质量要求, 支柱钢筋绑扎、和支柱混凝土浇筑时间较少, 支柱摸板安装按照常规施工, 有如下工序:支柱定位→模板安装→支撑加固→模板垂度和线条调整→埋件安装, 模板施工占用了大量的时间;3) 由于每棵支柱柱顶高程不一样高, 加工的模板不能保证平齐柱顶, 多数模板都高于柱顶, 造成对柱顶高程难以控制, 出现的偏差较大;4) 由于基础、支柱累计偏差造成埋件偏差无法保证控制在4mm内。

3 施工工艺的改进方案--采用PVC管混凝土

从满足设计要求出发, 减少施工工序, 便于施工, 易于对埋件精度的控制以及减少和控制成本的综合考虑, 提议采用PVC管混凝土--即采用满足设计要求的圆柱断面、环形配筋、螺旋箍筋, 有一定刚度的PVC管作为模板的施工方案, 下面从技术、施工工艺、经济性比较该施工方案的可行性。

3.1 技术性比较

根据方柱和圆柱的同面积换算可得圆柱直径为:R=250/2×1.414×2=353.5mm

由于支架和光伏板总重量为:534.76+570 (一组支架的光伏板重量) =1104.76Kg, , 基本风荷载为0.3KN/m2, 基本雪压为0.3KN/m2, 8级抗震设防。

由于设计图断面为250×250, 4Φ14钢筋, 箍筋为Φ8@200/Φ6@200, 其设计趋于保守, 采用Φ320圆柱断面, 配筋采用等面积代换用6Φ12钢筋, 采用螺旋箍筋, 可满足要求。

3.2 施工工艺性比较分析

在方柱的施工过程中, 其模板施工占用了大部分时间, 其每棵支柱均需:定位→模板安装→支撑加固→模板垂度和线条调整→埋件安装, 其模板安装→支撑加固→模板垂度和线条调整是模板施工的主要工作内容, 占支柱施工的三分之二的时间。

采用PVC管的圆柱施工, 由于PVC管自身有一定的刚度, 支撑系统其上、下固定即可满足稳定性要求, 且PVC管安装方便, PVC管可根据支柱的高度进行调整 (基本平齐于支柱顶) , 便于对垂度、高程、中心位置的控制, 这样就简化了模板的施工工艺, 同时为方阵支柱的施工节省了一定时间。

由于原设计要求4mm的精度误差, 对土建施工带来较大难度, 且设计的螺栓为Φ14, 其支座底板为Φ16的螺栓孔, 即使达到4mm的误差要求, 也不能保证支架的安装, 建议对支座底板螺栓孔开设槽形或U形孔, 其支座底板可调范围为20～40mm, 这样就降低了土建的精度要求, 土建偏差的控制范围在10～15mm, 为方阵支柱施工创造有利条件。

3.3 经济性比较分析

3.3.1 从上述施工工艺性比较分析来看, 采用PVC管混凝土施工工艺和和土建偏差控制精度的降低, 其支柱施工节省了了近二分之一的时间, 也就是在原施工队伍每日可以完成按方柱施工工艺时增加一倍的产量, 相应施工单位有了效益。

3.3.2 PVC管使用时在竖向单剖一道缝, 安装时捆绑并用胶带密封, 混凝土拆除凝期到时, 松开PVC管及时拆除, 所以同样PVC管可作为周转材料使用。

从上述总体分析看, 采用PVC管混凝土施工工艺和常规混凝土施工工艺相比较, 在施工进度、成本控制、工程质量都能得到提高, 在该工程方阵支柱施工中由于各种原因, PVC管混凝土施工方案未被采纳, 但在×××光伏发电 (科普区) 66MW工程施工采用了PVC管混凝土施工方案, 其在进度 (是常规混凝土施工的2～3倍) 、成本和施工质量上得到充分的体现。

4 结束语

由于太阳能光伏发电在国内属于新的行业, 该行业尚未有相应的标准和规范, 在工程实施过程中都参照相似和类似行业的标准和规范, 因此根据太阳能光伏发电工程的特点, 所有工程的参建方在设计和施工中摸索、探讨和总结出一套适应太阳能光伏发电行业的标准和规范。因此, 从本工程太阳能支柱施工中, 对改进常规混凝土施工工艺和要求标准, 也是我们建设者摸索和探讨的一个课题。

参考文献

水力发电机组总装施工方案研究篇3

关键词：技术措施轴线盘车主轴连接工艺流程方案

0 引言

三峡右岸电站机组结构为立轴半伞式，从上至下依次为上端轴、转子及推力头、发电机轴、水轮机轴。水轮机轴和发电机轴的销钉螺栓孔已在工厂加工，在机坑外时将两轴连接成整体后吊入机坑与转轮连接。转子与推力头及发电机轴的连接无定位销钉或止口，均需在工地找正，转子与推力头、发电机轴找正后，工地加工定位销孔。机组总装施工技术措施主要针对机组转动部件安装及机组轴线盘车而编制，主要工作包括：转轮连轴；转子吊装，机组轴线盘车；转子与推力头及主轴连接、加工；上端轴及集电环安装；上机架安装、补气管等附件安装；轴承与导轴承安装、注油等等。

1 主要技术参数

主要技术参数如表1。

2 工艺流程

根据东电机组结构特点，机组设备总装工艺流程见下图。

3 施工技术措施

3.1 发电机轴与水轮机轴连接在18#机组段下游吊物孔下方67层布置6组支墩，吊放水轮机轴于支墩上，测量调整水轮机轴水平度、垂直度合格；清扫连轴法兰面，检查法兰面应无锈蚀、毛刺，在止口处涂润滑脂。吊装发电机轴，孔标记对准水轮机轴，将发电机轴落到水轮机轴上；用液压拉伸器对称拉伸螺栓，压紧力量为最终压紧力的80%，检查螺栓伸长值、法兰面间隙合格。

3.2 转轮连轴按照设计要求，将转轮吊入机坑，利用楔子板调整转轮的高度与水平，要求转轮安装高程比设计高程低10mm左右，便于转子吊装及连轴；测量上下密封环间隙，计算转轮的实际中心位置。将水轮机轴下端的补气管盖板预先吊入转轮内，将水发大轴整体吊入机坑与转轮连接，整体吊起发电机轴、水轮机轴。按照要求安装连轴销钉螺栓，并进行液压拉伸紧固。

3.3 转子吊装

3.3.1 准备工作。检查转子以下部件均已吊入机坑，发电机轴、下机架安装调整完成，下机架基础混凝土养生期满。检查机坑内发电机油、气、水管路预埋件符合图纸要求。定子下线满足转子吊装要求。检查高压油减载系统工作正常；检查制动及顶起系统工作正常。

3.3.2 转子吊具安装。利用桥机组装转子吊轴及平衡梁，各部位的连接螺栓应对称均匀拧紧，螺栓的预紧力应达到设备供货商规定要求。

3.3.3 转子吊装。桥机并车做联动试验，连接平衡梁及转子，起吊转子，做起落试验，检查桥机制动闸工作情况。利用风闸锁定楔将风闸高程调至比设计值高30mm左右，闸板顶面高差小于1mm。吊起转子，将转子吊入机坑落至风闸上。读取下机架挠度数据。

3.4 转子与下端轴连接转子连轴前，发电机单独盘车检查转子下法兰摆度，调整转子与推力头同心度合格。测量调整转子与下端轴连接法兰面的平行度，应满足连轴要求。启动高压油减载装置，旋转、径向调整转子，对正法兰面高低点和连轴螺栓孔，停止高压油减载装置。盘车检查转子摆度，合格后加工连轴销孔、安装销钉。

3.5 转子与上端轴连接吊装发电机上端轴，均匀拉伸部分连轴螺栓，检查法兰面间隙符合要求。盘车初步调整上端轴摆度合格，按下机架安装记录调整推力头与下机架同心度合格。

3.6 上机架组装及安装按照《上机架组装及安装施工技术措施》要求，在23#机坑进行上机架组装、焊接及部分辅助设备的安装工作。

3.7 机组轴线连接、盘车检查及调整主要技术要求。①转动部分与固定部分相对高程检查调整。转子吊装前，将定子、转子磁力中心线分别返点至定子机座顶部、转子中心体上法兰面。根据定子、转子磁力中心线标记测量计算定、转子磁力中心线高差，必要时调整定子高程。②盘车方法。采用人工盘车，投入高压油减载装置，以人力在转子下方驱动转子旋转。盘车测量部位有补气管、集电环、上端轴、下导、发电机下端轴及水轮机轴法兰、水导共5个断面，以及转轮上、下止漏环间隙及定、转子空气间隙。③摆度测量调整。将转子80#磁极旋转至+Y位置，在补气管、集电环、上端轴、转子下法兰、下导、发电机下端轴及水轮机轴法兰、水导的摆度测量断面上，按+Y、+X方位各架设两块百分表，设置并记录所有百分表初始读数。

4 结语

三峡工程是关系到国家经济命脉的特大型重点工程，其机组总装质量是保证该工程今后运行质量的关键工作，为此，施工单位应联合建设、设计、监理及设备供应等单位，严格按照提前制定并经审查的机组总装施工技术方案施工。

参考文献：

[1]冯铁成.水力发电机组运行稳定性监测与故障探究[J].机电信息，2013（12）.

[2]曹林宁，李书明，郑源.基于模型的水力发电机组复合故障诊断方法[J].电力自动化设备，2009（12）.

[3]侯树文，黄伟锋，宋建娜，段爱霞.水力发电机组PID控制器的参数特性[J].人民黄河，2005（08）.

作者简介：

光伏发电土建施工方案篇4

实施方案

林海科技发展有限责任公司根据国家能源局、国务院部署和河北省光伏发电的相关政策，结合沽源县地理自然条件和在长粱乡长粱村现场调研情况，拟定本实施方案，供政府领导及相关部门参考。

一、指导思想

深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中全会精神，全面落实习近平、李克强同志关于扶贫开发工作的重要指示，发挥我公司技术及资本优势，结合沽源县的实际情况及美丽乡村建设规划，创新扶贫开发工作机制，实施精准扶贫，实现产业扶贫“到村、到户、到人、到产业”。通过产业扶贫到户光伏发电项目实施，帮助部分贫困户建立长久增收脱贫项目。

二、电网基础情况调研

沽源全县地处内蒙古高原南缘，气候属温带大陆性草原气候。年平均气温+1.6℃，年日照时数最长3246小时，最短2616小时。太阳能资源丰富，具备发展光伏发电的优良自然条件。

长梁村是乡政府驻地，长梁自然村有村民404户，由10Kv高压533线路供电，村用变压器两台，其中村东一台容量160Kva，供电范围为178户，村西一台容量200Kva，供电范围为226户，户均容量0.89Kva。2015年整体用电量见下表：

根据2015年用电量统计分析，长粱村户均变压器容量较小，用

1简洁版电量较低，不具备较大光伏发电量消纳条件，因此现有居民户不适合发展各户分别建设分布式光伏电站。建议由村集体集中建设分布式发电站两座，容量25Kw，分别并入村东、村西两台变压器低压侧电网，所发电能收益解决村集体公共设施开支，如供水、路灯及文化设施用电。

60户节能示范建设考虑采用光伏发电+电地暖采暖，即解决光伏发电就地消纳问题，亦可增加贫困户收入，提高生活质量。

电地暖作为一种舒适的供暖方式，技术成熟，节能环保。在欧洲、北美、亚洲的许多国家早已应用，而且应用范围极广。这一供暖方式如今在我国也得到了大面积的推广。

电地暖因其明显的舒适性和节能效果目前在我国东北、西北和华北地区新建住宅中的应用率日渐提高。在上述地区的不少城市，地暖在新建住宅中的应用率已达到80%%。在部分地区，电地暖已不再是新型取暖方式，而是建设单位首选的采暖方式。如今，随着市场需求的进一步增加，地暖已由大中城市推广到地级和县级城市。上述城市中，在集中供热管网不能覆盖的地方，电地暖是一种有效的供暖方式。

三、实施范围及方式

1、光伏发电+电地暖采暖

长粱村地处高寒地区，采暖需求时间长，采暖费用高。60户节能示范贫困户规划建设期间，同步考虑采用光伏发电+电地暖，我公司已经和中国建筑研究院环境能源研究所做了初步设计，按每户建筑面积75平方米，需采暖面积40平方米，每户安装5Kw分布式光

2简洁版伏发电站，安装5Kw电地暖，冬季取暖可以达到需求平衡。夏季所发电力送入533高压线路消纳。

2、村集体25KW+25KW光伏发电站

根据长粱村低压电网负荷消纳情况，建议在村东、村西变压器附近安装25Kw光伏发电站，并入低压侧电网，所发电能供村集体公共设施用电，如供水、路灯及集体文化设施用电，剩余部分用于贫困户扶贫。

我公司赠送集中控制路灯30盏，取消太阳能路灯15万元投资，因为太阳能路灯适用于没有公共电网的场合，初期投资大,一盏太阳能路灯总成本是相同功率常规路灯的5倍;能量转换效率低,蓄电池和控制器的价格较高,且蓄电池不够耐用，高寒地区寿命更短,必须定期更换。控制器的使用寿命一般也只有3年;可靠性低。由于受到气候等外界因素影响太大,导致可靠性降低。管理维修困难。寿命周期得不到保证,且无法统一进行控制管理。

四、实施方案及收益分析

1、实施方案

（1）60户节能示范贫困户

60户节能示范贫困户安装5Kw光伏电站+5Kw电地暖，预计总投资360万元，需政府投资252万元，我公司投资108万元，年发电收益60万元。按每户年增加收入3000元脱贫标准，解决200户脱贫。

我公司负责光伏电站和电地暖的电气部分建设。按照国家光伏

3简洁版扶贫政策，中央政府出资35%，地方政府配套35%，扶贫对象自筹30%。考虑贫困地区实际经济水平，真正达到帮助贫困户实现脱贫目标。我公司拟将扶贫对象的30%自筹资金分解，由我公司出扶贫资金10%，替扶贫对象垫付20%，垫付部分用光伏发电前三年补贴（国家补贴0.42元+省补贴0.2元）返还我公司。

（2）村集体25KW+25KW光伏发电站

25KW+25KW光伏发电站预计投资50万元，减少太阳能路灯投资15万元，年实现发电收益10万元，按每户年增加收入3000元脱贫标准，可解决33户脱贫。具体实施方案与政府部门根据资金情况协商。

2、收益分析

（1）60户节能示范贫困户

目前分布式光伏发电成本为10元/W，电地暖成本为2元/W，以5Kw光伏电站+5Kw电地暖为例，初始投资概算为6万元，年发电量9000度，年收入为（电费0.52元+国家补贴0.42元+省补贴0.2元）*9000=10260元。扶贫资金投入4.2万元，我公司投入0.6万元，替扶贫对象垫付1.2万元。扶贫对象在零投入情况下，4简洁版

1、项目备案，明确法律责任

与县政府签订合同，明确双方责任义务。

2、成立组织机构，确定扶贫对象

我公司配合县政府，成立专门组织机构，协调相关部门及各乡镇，根据电网环境、自然环境及美丽乡村建设具体规划，确定首批扶贫对象。

3、现场确认实施条件，申报并网手续

会同县电力公司确认并网条件合格，并组织申报并网手续。

4、设备安装、调试、并网发电

在各项手续齐备后，由我公司（通过招投标程序确认项目资格和具体价格）负责安装调试并对项目实施的乡镇、村和安装户进行日常管护培训、发放维护手册。县供电公司与贫困户签订并网发电合同，负责计量电表安装，按国家有关规定接入电网、并网发电。选择条件较好的地区先行试点示范，发挥带动示范效益，确保早日完成建设任务。

六、评估验收、补贴结算

由县扶贫办、发改局组织专家及有关单位进行全面评估、验收并提供评估验收报告。项目合格结算工程费用。

七、运营管理

光伏发电扶贫到户项目由我公司提供基本培训以及使用手册，建立专业服务网点，提供设备维修（质保期内，非人为损坏的，由承建企业免费维修；质保期外的，由承建企业义务维修，农户支付材料成本费）；指导用户对发电设施的日常维护。

简洁版林海科技发展有限责任公司

光伏厂区电气安装施工方案篇5

一、工程概况

本项目为泗县深能马鞍山一期20兆瓦地面光伏电站项目位于安徽省泗县黑塔镇马鞍山。本项目设计安装容量为20MW，其并网电压为35KV。

建设单位：泗县深能能源投资有限公司

设计单位：中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司监理单位：北京国电德胜项目管理有限公司施工单位：南京南化建设有限公司

本项目选用设备材料：支架为热镀锌固定式支架，太阳能光伏组件为260W，汇流箱型号为CH-PVH16-Z的16路直流汇流箱，逆变器为2台500KW组装成的集装箱式逆变器和1000KW的变压器。每一子方阵光伏组件为22块

二、编制依据

1、《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

2、《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149-2010

3、《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161-2002

4、《电力建设安全工作规程》GB26860-2011

5、《工程建设标准强制性条文》电力工程部分

6、国家电网公司《输变电工程施工工艺手册》变电工程部分

7、中南设计院设计图纸

三、施工准备及资源配置

1、施工人员配备

1、电气安装由1个总负责、1个技术负责、1个施工负责、2个起重施工负责、1个安全监察、10名电气安装工、20个力工组成。对施工人员要求以技工和有经验的青工为施工骨干，必须有体检证明能够从事电气施工作业，电气安装必须是专职的并持有有效证件，起重工必须持证上岗并有良好的起重操作指挥水平，施工工作必须服从总负责统一指挥。

2、组织相关工种的作业人员，施工前由技术员组织安全、技术交底，使作业人员熟悉图纸、了解变压器主体及组件结构，明确施工方法、质量标准及安全文明施工要求，按技术措施和各归口部门要求施工。未接受交底人员不得从事相关施工作业。、施工工器具配备

施工用工器具、材料必须齐全、完好，应安全可靠，并由专人进行保管、保证施工。、劳动力组织及计划

计划由施工班长进行人员组织、工作安排，由技术员对相关环节进行技术把关并指导电气安装工进行工器具检验及对到货的设备进行检查，型号、附件、备品备件符合设计要求；外观无变形、撞痕,铭牌正确。

四、施工方法 1

、汇流箱安装 1）汇流箱机械安装注意事项

汇流箱的防护等级满足户外安装的要求。但汇流箱是电子设备，因此尽量不要将其放置在潮湿的地方。

一般的汇流箱冷却方式为自然冷却，为了保证汇流箱正常运行及使用寿命，尽量不要将其安装在阳光直射或者环境温度过高的区域。

请确定汇流箱安装墙面或柱体有足够的强度承受其重量。户外安装的汇流箱，在雨雪天时不得进行开箱操作！

箱体的各个进出线孔应堵塞严密,以防小动物进入箱内发生短路。2）汇流箱安装

汇流箱按设计布局采用抱柱式安装在阵列支架后支柱上，安装时使用镀锌螺母配平垫和弹垫，安装抱环下设自攻自钻螺丝钉固定。箱顶距柱顶高度为500mm（留有电缆进出固定高度）,误差在+10mm以内，面向北侧。

汇流箱内防雷接地线为16mm2多股铜芯线，接地网端接线按接地设计要求安装。接地电阻检测应小于4欧姆，提出检测报告。其它按使用手册和设计图纸要求进行安装，并且安装作业一般应两人以上进行，配备安全工器具。安装要横平竖直方向正，无损伤。安装完成后关闭门锁，防雨防风。

3）汇流箱接线要求

接入汇流箱的线管需排列整齐，在回填时扶正，线管高度一致；接入汇流箱前的导线需绑扎整齐；

接人汇流箱的光伏线及每串电池板的光伏线需穿用号码烫印机烫印的线号；

接人汇流箱的电缆，其二指套做在汇流箱外部，电缆铠要接地，二指套至断路器的接线端子部位用热塑管塑封；

汇流箱接地线用大于25mm2黄绿相间的软铜线；

由汇流箱到直流柜的的电缆、汇流箱电源电缆、汇流箱通讯电缆等需挂打印的电缆牌；

汇流箱接线完毕需检查接线的牢固性、正确性；

汇流箱至直流柜的电缆要求在接线完成后，断开汇流箱及直流柜中的断路器，用兆欧表检查其相间及对地绝缘。

2、箱式逆变器及变压器安装

1、设备进场

由施工单位、建设单位（或其代表）、监理单位、供货单位共同对其进行外观检查，无变形，无锈蚀损伤、无碰撞现象、还应检查有无渗漏油,并作记录。

按产品装箱单查对货箱数是否齐全，有无漏发、错发现象，检查外包装箱有无破损，丢失现象，并作记录。

绝缘件应无裂纹、缺损，外表清洁，测温仪指示正确。

2、吊装规程 1）吊装准备

施工方案已经批准，并进行技术交底，做到施工人员熟悉施工程序和施工要求；施工场地平整，吊车作业范围应进行压实；吊装用机具和材料必须具有合格证并经检验合格；检查设备吊耳是否合格，必

要时另行设置吊耳或捆绑设备；吊装准备工作完善后，由负责人统一指挥起吊设备安装就位。

2）吊装方案及注意事项

起吊时，将两根柔性吊带分别通过起吊标识拴在外包装箱上。吊钩垂直通过设备重心进行起吊，严禁倾斜运输！在使用吊车对逆变器进行吊起、放下及移动过程中，要保证缓慢、平稳。过程中必须严格遵守吊车安全操作规程，如遇恶劣天气条件，停止起吊工作。

3、箱式逆变器及变压器就位安装

箱式逆变器及变压器的安装采用整体式安装，就位应严格按照设计文件和厂家图纸进行。安装前由技术负责人对施工人员进行技术交底。

a拆卸包装

应按以下步骤拆卸包装： b固定前检查

确保线缆地沟的铺设符合逆变器安装要求；确保槽钢的安装及开孔符合逆变器安装要求。

c固定逆变器

（1）采用吊装将逆变器运送至安装位置，并对准安装孔。（2）使用M12螺栓通过底座上的腰孔将逆变器固定在槽钢或地基上。

（3）将逆变器底座的前后挡板安装好，完成逆变器的固定安装。d注意事项

变压器就位时应使高压侧朝线路侧，低压侧超逆变器室。箱变重心轴线应与箱变基础纵向、横向几何中心线重合，误差应在5mm以

内。箱式逆变器就位时应严格按照施工图纸，确保变压器与逆变器的安装接线。

f清洁、喷漆

箱式逆变器及变压器安装全部结束应把所有部位清擦干净,局部可补刷同色漆，用户有要求时应按对方同意的色调重新喷漆，漆膜一般应在0.02～0.05mm为宜。

4、电缆连接

箱式逆变器中直流柜中的电缆，电缆二指套应在固定电缆梁上部，可按上下各四根对齐排列。由直流柜出线母排至逆变器的两个直流进线柜分别接两根电缆，电缆二指套做在柜底板上部。逆变器至变压器的交流电缆：一台逆变器用电缆，接入变压器中的一台断路器。电缆指套做在柜底板上部。变压器中低压电缆在箱变下部槽钢上固定；变压器中高压电缆在箱变下部槽钢上固定；逆变器室、变压器中各种电缆需挂打印的电缆牌。逆变器室各设备及变压器接地线用不小于100mm2黄绿相间的软铜线。

5、接地

箱式逆变器及变压器箱体应接地〔PE〕。接地通过设备箱体上的接地孔，利用40*4mm热镀锌扁铁与厂区接地网连接，扁铁与设备箱体的连接采用螺栓连接，扁铁与箱体的接触面应除去镀锌层。、低压电缆敷设

1、在运输装卸过程中，不应使电缆及电缆盘受到损伤。严禁将电缆盘直接由车上推下。电缆盘不应平放运输，平放贮存。

2、运输或滚动电缆盘前，必须保证电缆盘牢固，电缆绕紧，滚时必须顺着电缆的缠紧方向。

3、电缆及其附件到达现场后，应按要求及时进行检查，产品的技术文件应齐全；电缆型号、规格、长度应符合设计要求，附件应齐全，电缆外观不应受损，电缆封端应严密。

4、电缆桥架应分类保管，不得因受力变形。

5、电缆敷设前应按下列要求进行检查：

电缆通道畅通，排水良好。金属部分的防腐层完整。

电缆型号、电压规格应符合设计，电缆外观无损伤，绝缘良好。电缆放线架应放置稳妥，钢轴的强度和长度应与电缆盘重量和宽度相配合。

敷设前应按设计和实际路径计算每根电缆的长度，合理安排每盘电缆，减少电缆接头。在带电区域敷设电缆，应有安全措施。

6、电力电缆在终端头与接头附近宜留有备用长度：

电缆支架各支持点的水平距离不得大于0.8m，电缆井架间距为1m，电缆桥架支吊架间距1.5m左右，最大不超过2m。

电缆的最小弯曲半径应符合下表的规定：

4、电力电缆终端制作及安装

1、电力电缆终端制作：电缆头制作应由经过培训的熟悉工艺的人员进行，并严格遵守制作工艺规程。

2、制作电缆终端和接头前,符合下列要求： a电缆绝缘良好，无受潮，塑料电缆内不得进水。

b附件规格应与电缆一致，零部件应齐全无损伤；绝缘材料不得受潮；密封材料不得失效。

c施工用具齐全，便于操作，消材齐备。

d制作电缆头，从剥切电缆开始应连续操作直至完成，缩短绝缘暴露时间。剥切电缆时不应损伤线芯和保留的绝缘层。附加绝缘的系统装配热缩要清洁。

e电缆终端头应采取加强绝缘，密封防潮，机械保护等措施，并确保外绝缘相同和对地距离。

f高压交联电缆在制作终端和接头时，应彻底清除半导电屏蔽层。

g电力电缆的热缩头制作时，喷灯烤制时火焰均匀，热缩管中无气泡。

h线鼻子与芯线连接时，线鼻子规格应与芯线相符，线鼻子与芯线表面接触良好，无裂纹、断线，铜线鼻子表面应光滑，清除线芯和连接管内壁油污及氧化层，压接模具与金具配合恰当压接牢固，压接后将端子或连接管上的凸痕修理光滑，不得残留毛刺。

i电力电缆终端处的金属护层必须接地良好，电缆每根铜屏蔽层和钢铠锡焊接地线。电缆通过零序电流互感器时，电缆金属护层和接地线应对地绝缘、接地点在互感器以上时，接地线应穿过互感器接地，接地点在互感器以下时，接地线应直接接地。

j装配组合电缆终端头时，各部件间配合或搭接处必须采取堵漏，防潮和密封措施。塑料电缆粘胶带、胶粘剂等方式密封，粘接要良好。

k电缆终端上应有明显的相色标志，且与系统的相互一致。

五、保证措施 1

、质量保证措施

1、施工中严格遵守项目部质量方针：科学管理、持续提高产品质量；以满意的服务、满足顾客需求。

2、严格执行《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》GBJ148-1990

3、严格执行《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149-1990

4、严格执行《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.3-2002

5、《电气装置安装工程电缆线路及验收规范》GB501682006：

6、《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161-2002；

7、严格执行技术交底书要求。

8、严格按作业指导书要求施工。

9、严格执行各级质量验收制度，确保施工质量。2、工期保证措施

严格按照项目部制定的网络进度计划进行施工。3、成品保护措施

对施工完毕的设备及时通知专业监理工程师给予认可验收，经专业监理工程师认可验收后立即用篷布遮盖。

六、安全、文明施工保证措施 1、安全措施

1、施工中贯彻安全

6、严禁在施工区域内大、小便； 3、强制性条文的实施

2.7.1绝缘油必须按现行的国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。

2.10.2变压器、电抗器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试运行。检查项目如下：

一、本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗漏。

二、油漆应完整，相色标志正确。

三、变压器顶盖上应无遗留杂物。

四、事故排油设施应完好，消防设施安全。

五、储油柜、冷却装置、等油系统上的油门均应打开，且指示正确。

六、接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。

铁芯和夹件的接地引出套管。套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地；备用电流互感器二次端子应短接接地；套管顶部结构的接触及密封应良好。

七、储油柜和充油套管的油位应正常。

八、分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。

九、变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。

十、测温装置指示应正确，整定值符合要求。

十一、冷却装置试运行应正常，联动正确；

十二、变压器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。

4.2.9金属电缆支架全长均应有良好的接地。

5.2.6直埋电缆在直线段每隔50～100m处、电缆接头处、转弯处、进入建筑物等处，应设置明显的方位标志或标桩。

7.0.1对易受外部影响着火的电缆密集场所或可能着火蔓延而酿成严重事故的电缆线路，必须按设计要求的防火阻燃措施施工。

Ⅰ.不符合法律法规及其他要求；Ⅱ.曾发生过环境事故，仍未采取有效控制措施；Ⅲ.相关方合理抱怨或要求；Ⅳ.直接观察到的；Ⅴ.定量评价（多因子法）

Ⅰ.不符合法律法规及其他要求；Ⅱ.曾发生过事故，仍未采取有效控制措施；Ⅲ.相关方合理抱怨或要求；Ⅳ.直接观察到的危险；Ⅴ.定量评价（LEC法）

光伏发电合同篇6

售电人：

双方提供联络通信及开户银行信息如下：

购电人名称：

收件人：电子邮件：

电话：传真：邮编：

通信地址：

开户名称：

开户银行：

账号：

售电人名称：

收件人：电子邮件：

电话：传真：邮编：

通信地址：

开户名称：

开户银行：

账号：

鉴于：

(1)售电人在拥有/兴建并/并将经营管理总装机容量为兆瓦(MWp)的光伏电站(以下简称光伏电站)。售电人在拥有并经营管理总装机容量为兆瓦(MWp)，本合同为期兆瓦(MWp)的光伏发电站。

(2)光伏电站已/将并入购电人经营管理的电网运行。

双方根据《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》以及国家其他有关法律法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，经协商一致，签订本合同。

第1章定义和解释

1.1 本合同所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：

1.1.1 光伏电站：指位于由售电人拥有/兴建，并/并将经营管理的一座总装机容量为兆瓦(电站技术参数详见附件一，光伏电池阵列地理分布图详见附件二)的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施;本合同为期兆瓦，装机容量为兆瓦的发电设备以及延伸至产权分界点的全部辅助设备。

1.1.2 年实际上网电量：指售电人每年在计量点输送给购电人的电量。电量的计量单位为兆瓦·时(MW·h)。

1.1.3 年(月)累计购电量：指本合同第4.1款规定的购电量的全年(月)累计。

1.1.4 购电人原因：指由于购电人的要求或责任。包括因购电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。

1.1.5 售电人原因：指由于售电人的要求或责任。包括因售电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。

1.1.6 计量点：指附件三所示的安装电能计量装置的点。一般情况下，计量点位于双方产权分界点;不能在双方产权分界点安装电能计量装置的，由双方协商确定安装位置。

1.1.7 紧急情况：指电网发生事故或者发电、供电设备发生重大事故;电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超过规定值、主干线路、断面功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运行，有可能破坏电网稳定，导致电网瓦解以至大面积停电等运行情况。

1.1.8 技术参数：指附件一所述的电力设施(包括光伏电站设备和并网设施)的技术限制条件。

1.1.9 发电功率申报曲线：指光伏电站在发电功率预测的基础上，向电网调度机构申报的发电计划建议曲线。

1.1.10 工作日：指除法定节假日以外的公历日。如约定支付日不是工作日，则支付日顺延至下一工作日。

1.1.11 不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。

1.2 解释。

1.2.1 本合同中的标题仅为阅读方便，不应以任何方式影响对本合同的解释。

1.2.2 本合同附件与正文具有同等的法律效力。

1.2.3 本合同对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。

遇有本款约定的情形时，相关义务人应当依法履行必要的通知义务及完备的法律手续。

1.2.4 除上下文另有要求外，本合同所指的日、月、年均为公历日、月、年。

1.2.5 本合同中的“包括”一词指：包括但不限于。

第2章双方陈述

任何一方在此向对方陈述如下：

2.1 本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本合同。

2.2 本方签署和履行本合同所需的一切手续(包括办理必要的政府批准、取得营业执照和电力业务许可证等)均已办妥并合法有效。

2.3 在签署本合同时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本合同产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。

2.4 本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，本合同的签署人是本方法定代表人或委托代理人。本合同生效后即对合同双方具有法律约束力。

第3章合同双方的义务

3.1 购电人的义务包括：

3.1.1 按照本合同的约定购买售电人光伏电站的电能。

3.1.2 遵守双方签署的并网调度协议，按照国家标准、行业标准运行、维护有关输变电设施，维护电力系统安全、优质、经济运行。

3.1.3 按照国家有关规定，公开、公正、公平地实施电力调度及信息披露，为履行本合同提供有关用电负荷、备用容量、输变电设施运行状况等信息。

3.1.4 依据国家有关规定或双方约定，向售电人提供启动光伏电站电池阵列及其他必需的电力。

3.2 售电人的义务包括：

3.2.1 按照本合同的约定向购电人出售符合国家标准和行业标准的电能。

3.2.2 遵守双方签署的并网调度协议，服从电力统一调度，按照国家标准、行业标准及调度规程运行和维护光伏电站，确保发电机组的运行能力达到国家有关部门颁发的技术标准和规则的要求，维护电力系统安全、优质、经济运行。

3.2.3 按月向购电人提供光伏电站可靠性指标和设备运行情况，及时提供设备缺陷情况，定期提供光伏电站检修计划，严格执行经购电人统筹安排、平衡并经双方协商确定的电池阵列及公用系统检修计划。

3.2.4 未经国家有关部门批准，不经营直接对用户的供电业务。

第4章电力电量购销

4.1 上网电量。

上网电量依据《可再生能源法》全额保障性收购。

4.2当电网能够全额消纳光电时，电网调度机构根据光伏电站发电功率申报曲线下发调度计划曲线。

4.3当电网输送能力不足或其他电源没有富裕的调峰、调频能力，无法满足光伏发电时，电网调度机构根据输送能力或调峰能力空间制定下发调度计划曲线，光伏电站应严格执行电网下达的调度计划曲线。实际发电能力可能超出电网调度机构下达的调度计划曲线，应报告电网调度机构，由调度机构根据实际运行情况确定。

第5章上网电价

5.1 上网电价

经政府价格主管部门批准或按照政府价格主管部门的规定，光伏上网电价为：元/(MW·h)。

其中，购电人结算电价即经政府价格主管部门批准或确认的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价为：元/(MW·h);可再生能源补贴为：元/(MW·h)。

5.2 电价调整

合同期内，如遇国家价格主管部门调整上网电价，按调整后电价标准执行。

第6章电能计量

6.1 计量点。

光伏电站上网电量和用网电量计量点设置在以下各点(详见附件三)：

(1);

(2);

(3)。

6.2 电能计量装置及相关设备。

6.2.1 电能计量装置包括电能表、计量用电压互感器、电流互感器及二次回路、电能计量柜/箱等。

电能量远方终端是指具有接收电能表输出的数据信息，并进行采集、处理、分时存储、长时间保存和远方传输等功能的设备。

电能量主站管理系统是指能够实现对远方数据进行自动采集、分时存储、统计、分析的系统。

6.2.2 电能计量装置按照《电能计量装置技术管理规程》(DL/T 448—)进行配置。在电压互感器二次回路中不得装设隔离开关辅助接点，不得接入任何形式的电压补偿装置。

6.2.3 电能表采用静止式三相四线多功能电能表，原则上按主副表配置，准确精度为0.2S，《交流电测量设备特殊要求第22部分：静止式有功电能表(0.2S级和0.5S级)》(GB/T 17215.322—)和《多功能电能表》(DL/T 614—)要求。电能表配有不少于两个标准通信接口，具备数据本地通信和(或通过电能量远方终端)远传的功能，并接入购电人电能量主站管理系统。具有负荷曲线、零点冻结、失压记录和失压计时、接受对时命令、失压断电等事件记录功能，对于影响计量的电表事件，应能够以计量数据质量码的形式随计量数据上传至电能量远方终端和购电人电能量主站管理系统。具有辅助电源，且辅助电源优先供电。

电能量远方终端的技术性能应满足《电能量远方终端》(DL/T 743—)的要求，支持《运动设备及系统第5部分：传输规约第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准》(DL/T 719—2000)通信协议，能够采集电表中负荷曲线、零点冻结值、告警事件等电表中形成的数据，并传送至主站和当地监控系统;具有接受唯一主站对时命令功能，能够给电能表发布对时命令。支持双平面网络通信方式，支持拨号通信方式，可至少同时与两个电能量主站管理系统通信;兼容性好;具有足够的安全防范措施，防止非授权人进入。

如果电能表的功能不能完全满足本款要求，则电能量远方终端必须具备电能表欠缺的功能。

6.2.4 电能计量装置由售电人或购电人负责在光伏电站并网前按要求安装完毕，并结合电能数据采集终端与电能量主站管理系统进行通道、规约和系统调试。电能计量装置投运前，由合同双方依据《电能计量装置技术管理规程》(DL/T 448-2000)的要求进行竣工验收。

业已运行的电能计量装置，参照本款要求，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构对电能计量装置的技术性能及管理状况进行技术认定;对于不能满足要求的项目内容，应经双方协商一致，限期完成改造。

6.2.5 在同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。

6.2.6 在计量上网电量和用网电量的同一计量点，应安装计量上网电量和用网电量的电能表，电能表应满足第6.2.3款的要求。

6.2.7 电能计量装置由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构检定并施加封条、封印或其他封固措施。任何一方均不能擅自拆封、改动电能计量装置及其相互间的连线或更换计量装置元件。若一方提出技术改造，改造方案需经另一方同意且在双方到场的情况下方可实施，并须按第6.2.4款要求通过竣工验收后方可投入使用。

6.2.8 分布式光伏发电应安装具有双向计量功能的计量表计，分别计量上网电量和用网电量。

6.3 上网、用网电能计量装置原则上按照产权分界点或按照双方约定付费购买，其安装、调试和日常管理和维护由双方约定。

6.4 电能计量装置的检验。

6.4.1 电能计量装置的故障排查和定期检验，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构承担，双方共同参加。由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担(或由供用电合同约定)。

6.4.2 任何一方可随时要求对电能计量装置进行定期检验以外的检验或测试，检验或测试由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构进行。若经过检验或测试发现电能计量装置误差达不到规定的精度，由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担(或由供用电合同约定)。若不超差，则由提出检验的一方承担。

6.5 计量异常处理。

合同双方的任一方发现电能计量装置异常或出现故障而影响电能计量时，应立即通知对方和双方认可的计量检测机构，共同排查问题，尽快恢复正常计量。

正常情况下，结算电量以贸易结算计量点主表数据为依据;若主表出现异常，则以副表数据为准。如果贸易结算计量点主、副表均异常，则按对方主表数据确定;对方主表异常，则按对方副表数据为准。对其他异常情况，双方在充分协商的基础上，可根据失压记录、失压计时等设备提供的信息，确定异常期内的电量。

第7章电量计算

7.1 上网电量或用网电量以月为结算期，实现日清月结，年终清算。双方以计量点计费电能表月末最后一天北京时间24:00时抄见电量为依据，经双方共同确认，据以计算电量。用网电量计量事项由供用电合同约定时，遵循供用电合同的约定。

7.2 结算电量数据的抄录

7.2.1 正常情况下，合同双方以主表计量的电量数据作为结算依据，副表的数据用于对主表数据进行核对或在主表发生故障或因故退出运行时，代替主表计量。

7.2.2 现场抄录结算电量数据。在购电人电能量远方终端投运前，利用电能表的冻结功能设定第7.1条所指24:00时的表计数为抄表数，由双方人员约定于次日现场抄表。

7.2.3 远方采集结算电量数据。在购电人电能量主站管理系统正式投入运行后，双方同意以该系统采集的电量为结算依据。若主站管理系统出现问题影响结算数据正确性，或双方电能量主站管理系统采集的数据不一致，或售电人未配置电能量主站管理系统时，以现场抄录数据为准。

7.3 电量计算

7.3.1 上网电量

上网电量为光伏电站向购电人送电、按第6.1条计量点抄见的所有输出电量(正向)的累计值，上网电量的抄录和确认应当在次月5日前完成。

因购电人穿越功率引起的光伏电站联络变压器损耗由购电人承担。

7.3.2 用网电量

用网电量为光伏电站启动调试阶段或发电量无法满足自身用电需求时，电网向光伏电站送电的电量。用网电量为按第6.1条计量点抄见的所有输入电量(反向)和所有启备变压器输入电量的累计值(或由供用电合同约定)。

7.4 上网电量和用网电量分别结算，不能互相抵扣。

第8章电费结算和支付

8.1电费计算

8.1.1电费以人民币结算，电费确认应当在电量结算确认后5个工作日内完成。

8.1.2上网电费按以下公式计算：

上网电费=上网电量×对应的上网电价(含税)

其中，购电人承担的.上网电费=上网电量×对应的结算电价(含税)，此处结算电价为当地燃煤火电脱硫标杆上网电价或政府价管部门认可的结算价格。

由可再生能源发展基金承担的上网电费=累计购电量×[上网电价元/(MW·h)-购电人结算电价元/(MW·h)]

8.2 电费结算

8.2.1 双方按第7.2条完成抄表后，按照双方约定，售电人向购电人报送上网电量。购电人按月填制电费结算单，售电人确认并根据电费结算单开具增值税发票。

8.2.2 售电人根据购电人确认的《电费结算单》、开具增值税发票，并送交给购电人。购电人收到正确的《电量结算单》、《电费结算单》和增值税发票原件后，分两次付清该期上网电费：①上网电费确认的5个工作日内，支付该期上网电费的50%;②上网电费确认的15个工作日内，付清该期上网电费剩余的50%。

若购电人因故不能按照约定的期限付清上网电费，自逾期之日起，每日按照缓付部分的0.3‰～0.5‰加收违约金。经双方协商，本合同具体约定每日按照缓付部分的‰加收违约金。逾期天数从第二次支付截止日的下一日开始计算。

8.2.3可再生能源发展基金承担的上网电费部分按照国家法律法规和相关规定执行。

8.3 计量差错调整的电费支付

根据本合同第6.5条约定，由于计量差错，购电人需向售电人增加支付款项或售电人需向购电人退还款项的，由合同双方达成书面协议后在次月电费结算中一并清算。

8.4 用网电费的支付

用网电费的支付根据本合同第7.3.2款计算的光伏电站用网电量，按国家价格有关部门电网目录电价核算电费，光伏电站应在下一个月内支付。光伏电站与当地供电企业另行签订供用电合同的，应按照该合同的约定支付用网电费。

8.5 违约金、补偿金的年度清算

对于没有按月结算的违约金、补偿金等，合同双方应于次年1月底以前完成上一年度的清算工作。

8.6 付款方式

任何一方根据本合同应付另一方的任何款项，均应直接汇入收款方在本合同中提供的银行账户，或选择中国人民银行规定的结算方式支付相应款项。当收款方书面通知另一方变更开户银行或账号时，汇入变更后的银行账户。

收款方增值税专用发票上注明的银行账户应与本合同提供的或书面变更后的相同。

8.7 资料与记录

双方同意各自保存原始资料与记录，以备根据本合同在合理范围内对报表、记录检查或计算的精确性进行核查。

第9章不可抗力

9.1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本合同项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：

(1)免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要;

(2)受不可抗力影响的一方应继续履行本合同项下未受不可抗力影响的其他义务，包括所有到期付款的义务;

(3)一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本合同。

9.2 若任何一方因不可抗力而不能履行本合同，则该方应立即告知另一方，并在3日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本合同的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。

应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日(如遇通信中断，则自通讯恢复之日)起30日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。

9.3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施以减少或消除不可抗力的影响。

如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。

9.4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过日，双方应协商决定继续履行本合同的条件或终止本合同。如果自不可抗力发生后日，双方不能就继续履行合同的条件或终止本合同达成一致意见，任何一方有权通知另一方解除合同，本合同另有规定除外。

9.5 因政府行为、法律变更或电力市场发生较大变化，导致售电人或购电人不能完成本合同项下的售、购电义务，双方应本着公平合理的原则尽快协商解决。必要时，适当修改本合同。

第10章违约责任

10.1 任何一方违反本合同约定条款视为违约，另一方有权要求违约方赔偿因违约造成的经济损失。

10.2 除本合同其他各章约定以外，双方约定购电人应当承担的违约责任还包括：。

10.3 除本合同其他各章约定以外，双方约定售电人应当承担的违约责任还包括：。

10.4 一旦发生违约行为，非违约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本合同的约定支付违约金的书面通知。违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本合同的约定确认违约行为、支付违约金或赔偿另一方的损失。

10.5 在本合同规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可要求对方承担违约责任。

第11章合同的生效和期限

11.1 光伏电站并网所需的各项政府批文均已签署且生效;若属于特许权招标的项目，该项目特许权协议已生效。已签署并网调度协议。

11.2 本合同在11.1前提下，经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章后生效。

11.3 本合同期限，自年月日至年月日止。

11.4 在本合同期满前个月，双方应就续签本合同的有关事宜进行商谈。

第12章适用法律

12.1 本合同的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。

第13章合同变更、转让和终止

13.1 本合同的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第11.1及11.2条。

13.2 售电人和购电人明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本合同项下所有或部分的权利或义务。

13.3 在本合同的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本合同进行相应调整和修改：

(1)国家有关法律、法规、规章以及政策变动;

(2)国家能源管理机构颁布实施有关规则、办法、规定等;

(3)双方约定的其他情形。

13.4 合同解除

如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知日后终止本合同：

(1)一方破产、清算或被吊销营业执照;

(2)一方电力业务许可证被撤销、撤回、吊销、注销，或光伏电站首次并网后未在能源监管机构规定时间内取得电力业务许可证;

(3)一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本合同项下的所有义务;

(4)双方签订的并网调度协议终止;

(5)由于售电人原因，光伏电站持续日不能按照本合同安全发送电;

(6)由于购电人原因，购电人持续日未能按照本合同正常接受电力电量;

(7)双方约定的其他解除合同的事项：。

第14章争议的解决

14.1 凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请能源监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第条处理：

(1)双方同意提请仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。

(2)任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第15章其他

15.1 保密

双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。

15.2 合同附件

附件一：光伏电站技术参数(略)

附件二：电站光伏电池阵列地理分布图示(略)

附件三：电站主接线图及计量点图示(略)

本合同的附件是本合同不可缺少的组成部分，与本合同具有同等法律效力。当合同正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按合同目的协商确定。

15.3 合同全部

本合同及其附件构成双方就本合同标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本合同所进行的任何讨论、谈判、协议和合同。

15.4 通知与送达

任何与本合同有关的通知、文件和合规的帐单等均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达;若以传真方式发出并被接收，即视为送达。所有通知、文件和合规的帐单等均在送达或接收后方能生效。一切通知、帐单、资料或文件等应发往本合同提供的地址。当该方书面通知另一方变更地址时，发往变更后的地址。

15.5 双方约定的其他事项：

15.6 文本

本合同共页，一式份，双方各执份，分别送

能源监管局/办备案。

购电人(盖章)：售电人(盖章)：

法定代表人：法定代表人：

委托代理人：委托代理人：

签字日期：

光伏发电土建施工方案篇7

1 工程概况

为落实国务院节能减排战略部署,加快太阳能光电技术的推广应用,广西体育中心二期项目体育馆、游泳跳水馆、网球中心屋面均设计安装光伏太阳能发电系统,总发电量610.84 k W。

2 工艺原理

光伏发电是根据光生伏特效应原理,利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电,光伏发电系统主要由太阳能电池板(组件)、控制器和逆变器三大部分组成,它们主要由电子元器件构成,不涉及机械部件,所以,光伏发电设备极为精炼,可靠稳定寿命长、安装维护简便。太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池(片),有单晶硅、多晶硅、非晶硅和薄膜电池等,由一个或多个太阳能电池片组成的太阳能电池板称为光伏组件。

本工程屋面光伏发电系统通过深化设计,采用定型加工夹具及支架,既达到光伏组件的最大有效光照面积,又兼顾整体建筑效果,有效的解决了曲屋面装饰安装一体化难题。

3 施工方法

3.1 施工工艺流程

施工工艺流程见图2。

3.2 夹具安装

1)发电系统要安装在金属屋面上,一般采用夹具固定的方式。由于是不同的金属屋面,屋面波峰往往不同,夹具的安装方式也不同,需要专门设计、专门定做。2)根据施工图纸找出每个夹具的固定点。一般采取细铁丝放线,首先找出第一行两端夹具固定点,将夹具安装在金属屋面波峰上,然后将细铁丝固定在夹具孔上。沿着拉直的细铁丝、固定间距(一般为间隔固定波峰数量)将夹具安装在波峰上。3)找出第二行夹具安装位置,依照上述方法将夹具全部固定在金属屋面波峰上。

3.3 支架安装

3.3.1 铝型材的加工

1)根据施工图纸,确定好铝型材的切割长度,做好标准样。下料夹紧时应夹在有内筋支撑的部位以保证切割角度,定位夹紧平行、准确、稳定,型材底部与定位平台之间严密无间隙。2)保证合理的切割速度,整个切割过程控制在8 s～10 s内完成为宜,回程速度可稍快。3)保证切割锯表面清洁无异物。4)每批次切割完成,应作首件检验,检查其切割长度和角度以及内角方向,以后每切断20根成品检查一次。5)切割完成工件应保持切割部位清洁,不得被水、油、灰尘等污染。6)型材表面应光滑,不允许有裂痕等及影响使用的杂质。7)及时清除定位台面上的边角废料和碎屑杂物。8)锯切完毕的型材,及时用空压气将型材腔内的碎屑杂物清除到废料箱中,确保型材腔体的清洁。9)下料后的产品构件应按每工程、规格、数量进行堆放,并分层用软质材料垫衬,避免型材表面受损,或摆放在下道工序的托架上。

3.3.2 光伏支架安装

1)支架吊装至金属屋面上,底下应垫好毛毡,放好木板,然后再将光伏支架整齐的摆放在木板上。2)光伏支架一般采用T形304不锈钢螺栓与夹具进行连接,先将铝型材放置在夹具上,然后通过T形螺栓将支架固定在夹具上。3)安装光伏支架时,应该注意光伏支架的间距,一般采用钢尺测量距离。4)安装完支架后,检查光伏支架布局是否整齐美观,排列有序。

3.4 光伏组件安装

1)一般金属屋面运输光伏组件,需要将箱子拆开,把每块组件四角用纸护角包好,将单块组件牢固平稳的吊装至金属屋顶,如果金属屋面的承重能力较强,也可将整箱组件吊装至金属屋面,然后再分开放置。2)两人将组件平稳抬出,摆放至支架,使用单边压块或双边压块来安装,组件与光伏支架(铝型材)的凹槽,使用T形304螺栓固定。具体步骤为:将组件间隙调整适当后,在组件的一边用两个单侧卡扣进行固定,固定完毕后将组件的另一边用双侧卡扣进行固定,这样第一块组件就安装完毕。照此顺序从下至上将所有电池组件依次安装到支架上,安装最后一个组件的时候,将卡扣装好,并用螺钉紧固,整个安装过程就此结束。3)光伏组件安装时,应该先安装固定好该行光伏组件两端的组件,然后拉起细线,安装该行光伏组件需要将组件前沿与细线齐平,在安装时,也应拉线,保证光伏组件横竖有序。

3.5 桥架、导管安装

1)金属屋面上桥架安装,将桥架固定在铝合金支座上,底部桥架与支座做隔离,沿着屋面波峰到检修口。2)室内桥架安装先依据施工图设计及桥架规格进行放线定位,确定好支架的固定位置,做好标记,然后依照测量尺寸用3号角钢制作桥架支架。3)室内桥架安装采用3号角钢制作的桥架支架。先将打好孔的3号角钢焊接在马道护栏上,高度根据现场情况具体确定,焊接完成后,做防腐处理。每隔1.5 m～2 m设角钢固定点,然后用镀锌螺栓将桥架固定在角钢上。4)桥架直线段连接应采用连接板。用镀锌螺栓紧固,连接处缝隙应严密平齐。根据需要连接板两端的跨接线采用不小于4 mm2的铜芯软编织线。5)从检修口穿管,用于光伏线缆进户。

3.6 电缆敷设

1)电缆敷设前作好技术交底,列出详细电缆表,表中注明每个回路电缆的型号、规格、走向、起始设备名称。2)电缆敷设前应对电缆的电压等级、型号、规格等进行核实,满足施工图设计要求。绝缘层无扭曲、坏损等现象。并用1 000 V摇表进行绝缘检测,作好施工记录。3)汇线箱到配电室直流配电柜的电缆,采用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆,穿导管、桥架敷设。接线方式为:P(+)/N(-)。4)交流配电柜到市电并网电缆,采用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆与市电母线连接,穿桥架敷设。接线方式为L1,L2,L3,N,PE。5)电缆敷设到位后挂上统一规格的标识牌,对电缆的编号、走向必须写在标识牌上。6)屋面光伏专用电缆先沿铝型材走线,用镀锌扎丝固定在铝型材上,所有光伏专用电缆汇集后,穿D80的镀锌钢管从检修口进入室内,进入室内后,电缆沿桥架敷设至马道上的汇流箱,汇流箱的出线再沿着室内原有桥架进入光伏配电室,无桥架部分由我方补足桥架。7)电缆敷设完后,分回路进行相间、相地、相零绝缘测试,作好施工记录。

3.7 汇流箱安装

1)设备进场的开箱检查,由建设单位、监理单位、总承包单位和专业分包单位共同参加,核对清单所列设备的规格、型号、数量、附件、合格证、产品技术说明书等。应与实物相符,并符合施工图设计要求,方可填写设备进场检验报告。

2)根据现场需要,确定防雷接地与PE线连接,接线方式装有电器元件的活动柜门,应以裸铜软编织线或者黄绿色接地线与接地的金属构架可靠连接。汇流箱与电池板连接线路需匹配,连接线牢固;各分线之间间距不低于1 cm,且线路标牌数字清晰。

3)汇流箱采用室内式安装,箱体做防锈、防腐处理,防护等级为IP65;工作环境:-25℃～40℃环境温度;外饰铭牌采用单独记号处理,方便以后维护。

4)汇流箱根据现场情况,在检修马道上焊接扁钢或4号角钢,采用壁挂式的形式安装在检修马道上。

3.8 交、直流配电柜安装

1)设备进场的开箱检查,由建设单位、监理单位、总承包单位和专业分包单位共同参加,核对清单所列设备的规格、型号、数量、附件、合格证、产品技术说明书等。应与实物相符,并符合施工图设计要求,方可填写设备进场检验报告。2)交直流配电柜后侧距离墙壁为1 m左右,左侧或右侧距离墙壁为1.2 m左右。3)基础型钢安装。基础型钢为10号槽钢,设备与槽钢采用M12的镀锌螺栓固定。槽钢与预埋接地40×4镀锌扁钢焊接,接地点一般不得少于两点。4)交、直流配电柜内设防雷系统,防雷接地与PE线连接,PE线与配电室内的接地装置连接。装有电器元件的活动柜门,应以裸铜软编织线与接地的金属构架可靠连接。5)按交、直流配电柜系统图设计要求敷设电缆。引入配电柜内的电缆应排列整齐,编号清晰。

3.9 逆变器安装

1)设备进场的开箱检查,由建设单位、监理单位、总承包单位和专业分包单位共同参加,开箱后检查逆变器表面有无损伤,型号规格与设计是否相符,用户手册、保修卡、合格证、产品配套部件是否齐全。检查合格后方可填写设备进场检验报告。2)产品在搬运过程中,应避免强烈振动、摔跌、磕碰,严禁将包装箱倒置。3)逆变器后侧距离墙壁1 m左右。4)基础型钢安装。基础型钢为10号槽钢,设备与槽钢采用M12的螺栓固定。槽钢与预埋接地40×4镀锌扁钢焊接,接地点一般不得少于两点。5)直流柜到逆变器的电缆敷设。直流配电柜、逆变器在同一配电室内,两者距离要求较近。采用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆,并对电缆作对应编号,接线方式为:P(+)/N(-)。6)逆变器到交流配电柜的电缆敷设。交流配电柜、逆变器在同一配电室内,两者距离要求较近。采用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆,并对电缆作对应编号,接线方式为:L1,L2,L3,N,PE。7)每台逆变器配有相同容量的独立的防雷系统,防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进线柜内安装一组避雷器以保护电气设备。

4 实施效果

该技术合理采用夹具布置曲面波峰,有规划的布置支架和面板,既达到了光伏组件的最大有效光照面积,同时又兼具了工程建筑整体美观性(见图3),解决了曲屋面如何布局光伏面板的难题,经济效益和环境效益显著,为类似工程提供借鉴。

参考文献

[1]高佩杰.光伏屋顶工程施工技术[J].工程质量,2012,30(2):65-71.

[2]曾雁,仲继寿,张磊.解读《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》中的强制性条文[J].新材料产业,2010(2):28-29.

风电和光伏发电比较分析篇8

[关键词]风电；光伏发电；比较；特性

[中图分类号]TU271.1 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0323-02

引言

目前，国内外正在大力发展风/光发电。其中我国的风/光发电规模及技术发展最为迅速。以新疆为例，根据新疆自治区“十二五”规划，至“十二五”期末，我区风电装机容量将达到900万kW，光伏发电装机容量将达到150万千万。风电/光发电正在从辅助电源向主力电源过渡，对电网造成的影响将不可忽视。

深入理解风/光发电的不同点，找出各自的优缺点并加以研究、取长补短，对健康发展清洁能源，合理、科学利用可再生资源具有重要意义。

1 比较分析

1.1 能源转换方式

风力发电利用风力发电机将风能转换为电能，基于电磁感应的原理实现了动能到电能的转换。而光伏发电则利用光伏电池板，利用“光生伏打效应”将太阳能直接转化为电能。

1.2 发电成本

目前，风力发电和光伏发电相比，光伏发电的成本要远高于风力发电。根据最新市场行情，当下光伏发电的发电成本约为12元/W，上网电价为1元/kwh，而风电的发电成本约为3.6元/W，上网电价约为0.6元/kwh。但随着生产技术的发展，两者发电成本差距将进一步缩小。

1.3 占地面积

光伏电站建设占地面积要远远多于风力发电020MW的固定安装式光伏电站占地面积约为667亩，而20MW的风电场占地面积仅仅约为50亩。

1.4 易维护性

由于风力发电叶轮转动部分为机械转动结构，故容易产生机械故障，且故障不易诊断，由此对专业维护人员的技术水平要求较高，维护工作量大。而光伏发电所有设备均为静止元件。不存在机械磨损的问题，只需对少量的运行人员进行简单的培训，即可完成对电站运行情况的监视和维护工作。

但其也有缺点，太阳能电池板容易聚集灰尘，需要经常清洁，否则影响发电功率，且太阳能电池板清洁较为困难，给清洁人员带来一定的难度。

1.5 功率波动性

由于风电机械转动部件在转动时具有一定的惯性作用，故当风止时，风电机组在很小的一段时间内发电功率不会突然跌落为0，存在一个简短的缓冲过程。但光伏发电功率完全依赖于光照强度，当突然有云遮阴时，光伏发电功率会瞬间跌落。因此，在较小的时间尺度内，风电功率和光伏发电功率相比，出力曲线相对较为平滑。如图1、图2所示。

1.6 发电功率规律性

由于太阳具有朝出夕落的特点，故光伏发电功率曲线呈现出以中午时刻轴为对称轴的抛物线形。如图1所示。而风速和风向一般没有固定的变化规律，因此风电日功率曲线规律性不强。

1.7 对环境的影响

风电转动部件会造成明显的噪声污染，风电场附近不宜有居民居住。国内也曾发生过因风电场噪声太大，导致附近居民向政府部门投诉，以致风电场最终停运。光伏电站运行时基本没有噪声，但太阳光照射到光伏组件时未被吸收的部分会经光伏组件玻璃层发生反射，对周围环境造成较强的光污染。同时大规模光伏电站的建设还将改变局域地表温度。

1.8 对电网稳定性的影响

当电网侧发生故障时，风电机组会产生一定的阻尼转矩，对电网功角稳定性的影响较小。众多文献表明，风电机组对电网的功角稳定性有一定的有利作用。然光伏发电设备中不包含转动元件，不存在功角问题，也不产生阻尼转矩，因此对电网功角稳定性不具有任何贡献。不利于电网恢复稳定运行。

1.9 对低电压穿越能力的要求

1.9.1 风电机组的低电压穿越能力要求

风力发电机组低电压穿越能力要求示意图如图3所示。

具体要求为：

（1）风力发电机组输出端电压跌落至20%额定电压时，风力发电机组能够保证不脱网连续运行625ms。

（2）风力发电机组输出端电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风力发电机组应能保证不脱网连续运行。

1.9.2 光伏发电的低电压穿越能力要求

光伏发电的低电压穿越能力要求示意图如图4所示。

具体要求为：（1）光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15s。

（2）光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。