分布式光伏项目简介（共6篇）
篇1：分布式光伏项目简介
莒南财金新材料产业园20MW分布式光伏项目建议书
（技术方案及经评匡算）
建设单位：大唐临清热电有限公司
二○二一年三月
目 录
项目概况 |
项目建设单位 |
场址概述 |
太阳能资源评估 |
山东省太阳能资源描述 |
市太阳能资源介绍 |
场区太阳能资源概况 |
技术方案 |
运维总体原则 |
运维机构设置 |
1.项目概况
1.1.项目建设单位
大唐临清热电有限公司，成立于2011年6月23日，是大唐山东发电有限公司的全资子公司，是特大型中央企业中国大唐集团有限公司的三级企业，注册资本金为5亿元整。目前，公司总装机容量70万千瓦，2台35万千瓦超临界热电联产燃煤机组，总投资27.8亿元，具备700吨/小时工业抽汽能力和500万平方米供暖能力。两台机组分别于2016年12月、2017年1月相继投产发电，属山东电网直调公用机组。可实现年发电量35亿千瓦时，供热量1094.45万吉焦，截至目前，向临清15家市重点企业提供高品质工业蒸汽，有力助推了地方经济社会发展。曾荣获国家优质工程奖，中国电力优质工程奖，山东省文明单位。
大唐临清热电有限公司自成立以来，始终坚持高质量发展理念，主动对接省、市、县发展规划，在全力确保安全稳定、提质增效的基础上，积极开发风、光新能源项目，优化地方产业布局，拓展企业全方位发展空间，为地方经济发展做出应有的贡献。
1.2.项目场址概述
本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。
2020年12月底，山东永安合力特种装备有限公司入驻莒南财金新材料产业园一期厂房，该公司是中外合资企业，专业生产钢制无缝气瓶和焊接气瓶，用电负荷每天约1.5万千瓦时；在建二期厂房也由该公司承租，二期设计用电负荷每年1000万千瓦时，消纳条件较好。
根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计年发电量约1872万千瓦时，投资总额约7800万元。
2.太阳能资源评估
2.1.山东省太阳能资源描述
山东的气候属暖温带季风气候类型，年平均气温11℃～14℃，年平均降水量一般在550mm～950mm之间。山东省光照资源充足，光照时数年均2290h～2890h，热量条件可满足农作物一年两作的需要，由东南向西北递减。降水季节分布很不均衡，全年降水量有60%～70%集中于夏季，易形成涝灾，冬、春及晚秋易发生旱象，对农业生产影响最大。
山东省各地年太阳能总辐射量在4542.61MJ/m2～5527.32MJ/m2，各地太阳能资源地区差异较大，其中胶东半岛南部太阳能总辐射量较小，北部蓬莱、龙口一带较大，呈现出南少北多的特点，鲁北垦利、河口一带太阳总辐射量较大，鲁西南、鲁西一带较小。
图2.1-1 山东省太阳能资源区划
2.2.临沂市太阳能资源介绍
临沂市气候属温带季风区大陆性气候，具有显著的季节变化和季风气候特征，气温适宜，四季分明，光照充足，雨量充沛，雨热同季，无霜期长。春季干旱多风，回暖迅速，光照充足，辐射强；夏季湿热多雨，雨热同步；秋季天高气爽，气温下降快，辐射减弱；冬季寒冷干燥，雨雪稀少，常有寒流侵袭。四季的基本气候特点可概括为“春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱，冬季干寒”。市年平均日照时数为2300h，最多年2700h，最少年1900h。
2.3.场区太阳能资源概况
本工程现处于项目前期阶段，场址区域内未设立测光塔，无实测光照辐射数据，本阶段采用Meteonorm及Solar GIS太阳能辐射数据综合分析计算项目资源特性。经分析：
（1）根据《太阳能资源等级总辐射》（GB/T 31155－2014）给出的等级划分方法，项目场址年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a），其太阳能资源等级为丰富（中国太阳辐射资源区划标准见表2.3-1），项目具备工程开发价值。根据我国太阳能资源稳定度的等级划分，工程所在地的太阳能资源稳定度为稳定。
表2.3-1 太阳能总辐射年辐照量等级
等级名称 | 分级阈值 kW·h·m-2·a-1 | 分级阈值 MJ·m-2·a-1 | 等级符号 |
最丰富 | G≥1750 | G≥6300 | A |
很丰富 | 1400≤G<1750 | 5040≤G<6300 | B |
丰 富 | 1050≤G<1400 | 3780≤G<5040 | C |
一 般 | G＜1050 | G＜3780 | D |
（2）场址区域太阳能资源呈现“冬春小，夏秋大”的时间分布规律，资源稳定度为稳定，年内月太阳总辐射值变化较平稳，有利于电能稳定输出。
（3）场址空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少。
（4）场址所在地不存在极端气温，风速、降水、沙尘、降雪、低温等特殊天气对光伏电站的影响有限，气候条件对太阳能资源开发无较大影响。
（5）场址有雷暴发生概率，本项目应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部光伏阵列进行全覆盖的防雷接地设计，同时施工时，严禁在雷暴天进行光伏组件连线工作，并做好防雷暴工作。
3.技术方案
3.1.装机容量
本项目规划标称装机规模20MW。考虑目前市场主流设备情况、技术先进性及其场址地形特点，光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，暂按将系统分成5个标称容量为3.15MW并网发电单元、2个2.5MW并网发电单元，光伏方阵采用1500V系统的组串式逆变方案+屋顶固定支架安装方式。
3.2.光伏组件和逆变器选型
3.2.1.组件选型
根据市场生产规模、使用主流等因素特选取多晶及单晶组件进行对比，单晶硅组件生产工艺成熟，效率较好，虽然单晶单位成本相对多晶高，通过测算单晶提高发电效率优势明显，能够增加光伏电站单位面积发电量，发电量的收益高于单位成本差价。
根据2020年组件产能情况，单晶495Wp组件是主流。综合项目收益率和项目所在地的地貌特点，本项目暂时推荐选用495Wp单晶双玻双面组件，最终的组件选型以招标结果为准。
3.2.2.逆变器选型
3.2.2.1.逆变器选型
由于现阶段光伏组件仅能将太阳能转化为直流电，所以在光伏组件后需要逆变器将直流电逆变成为交流电进行输送。综合考虑造价、发电量及项目投资收益等因素，本项目选择1500V、196kW组串式逆变器，最终逆变器选型以招标结果为准。
3.2.2.2.逆变器概述
组串式逆变器与传统的集中式逆变器的思路不同，即以小规模的光伏发电单元先逆变，通过不同的组串式逆变器并联接至箱变低压侧升压，并非集中式的把光伏组件所发直流电能集中后再做电能逆变的思路。
组串式逆变器具有多路MPPT功能，能极大的降低光伏电站复杂地形对发电量的影响；并且组串式逆变器方案大大减少了直流传输环节，即减少了直流损耗。总的来说，组串式逆变器方案是分散MPPT，分散逆变和监控。从理论上讲，组串式逆变器在系统效率以及发电量上有一定的优势。组串式逆变方案拓扑如下图：
图 3.2‑1 组串式光伏逆变方案拓扑图
组串式逆变器采用模块化设计，每几个光伏组串对应一台逆变器，直流端具有最大功率跟踪功能，交流端并联并网，其优点是减少光伏电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，最大限度的增加发电量；组串式逆变器减少了系统的直流传输环节，减小了短路直流拉弧的风险；组串式逆变器的体积小、重量轻，搬运和安装方便，自身耗电低，故障影响小，更换维护方便等优势。主要缺点是电子元器件多，功率和信号电路在一块板上，容易故障；功率器件电气间隙小，不适宜高海拔地区；户外安装，风吹日晒容易导致外壳和散热片老化等（注：本项目中因组串式逆变器容量较大，不采用交流汇流箱，在箱变低压侧装设交流汇流配电柜）。
3.3.光伏方阵和发电单元设计
3.3.1.光伏方阵设计
本项目由7个光伏方阵组成。3.15MW方阵配置16台196kW组串式逆变器、245个组串，每个组串串接26块组件。2.5MW方阵配置13台196kW组串式逆变器、195个组串，每个组串串接26块组件。
3.3.2.变电中心升压方式
根据光伏电站装机规模及接入系统电压等级，光伏电站输变电系统通常采用一级升压方式。本项目光伏电池组件拟选用495Wp单晶双玻双面组件，开路电压48.7V，最佳工作电压41.3V，拟采用的196kW组串式逆变器出口交流电压为800V，每个光伏发电子阵配置一台10kV箱变，升压变压器将逆变器输出的800V电压直接升压至到10kV，通过箱变内的环网柜与其他光伏发电子阵形成合理的10kV馈线回路，连接到10kV配电室的10kV开关柜。
3.3.3.组件布置
光伏发电系统的发电量主要取决于电池板接收到的太阳总辐射量，而光伏组件接收到的太阳辐射量受安装倾角的影响较大。
本项目拟推荐采用固定支架，支架倾角按照屋顶向阳倾角5°或6°进行平铺，增强抵抗风力雪荷载，最终待下一阶段对屋顶实地勘测后，进一步复核支架倾角。光伏支架阵列布置样例如图3.3-1所示：
图 3.3‑1 光伏支架阵列布置样例图
3.3.4.光伏方阵接线方案设计
本项目18个组串接入1台196kW组串式逆变器，3.15MW方阵配置196kW组串式逆变器16台，2.5MW方阵配置196kW组串式逆变器13台。方阵内所有逆变器接至箱变低压侧，每个方阵配置1台3150/2500kVA双绕组变压器。组串至逆变器采用PFG1169-DC1800V-1×4型电缆，逆变器至箱变采用ZC-YJHLV82-0.6/1kV-3×120型电缆。
3.4.输配电设计
本项目拟配置5台3150kVA箱式变压器、2台2500kVA的10kV箱式变压器。输配电线路暂按接入企业10kV配电室10kV开关柜考虑。最终接入方案根据接入系统批复意见为准。
3.5.年上网电量估算
本工程的发电量计算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，系统首年发电量折减2.5％，光伏组件每年功率衰减0.5%。经计算得电站20年发电量见表3.6-1。
表3.6-1 20年发电量和年利用小时数
年发电量（MW·h） | 等效小时数（h） | |
20000.00 | 1000.00 | |
19500.00 | 975.00 | |
19402.50 | 970.13 | |
19305.49 | 965.27 | |
19208.96 | 960.45 | |
19112.92 | 955.65 | |
19017.35 | 950.87 | |
18922.26 | 946.11 | |
18827.65 | 941.38 | |
18733.51 | 936.68 | |
18639.85 | 931.99 | |
18546.65 | 927.33 | |
18453.91 | 922.70 | |
18361.64 | 918.08 | |
18269.84 | 913.49 | |
18178.49 | 908.92 | |
18087.59 | 904.38 | |
17997.16 | 899.86 | |
17907.17 | 895.36 | |
17817.64 | 890.88 | |
20年总发电量 | 374290.58 | |
20年平均电量 | 18714.53 | 935.73 |
20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。
3.6.无功补偿
本项目交流侧装机规模为20MW，暂按配置1套4MVar无功补偿装置。最终容量和补偿方式以接入系统批复意见为准。
3.7.监控和保护系统设计
本项目采用“无人值班、少人值守、智能运维、远方集控”方式运行。主要配置系统有：开关站计算机监控系统、光伏场区计算机监控系统、继电保护及安全自动装置、电能质量在线监测装置、防误操作系统、电能量计量系统、火灾自动报警系统、视频安防监控系统、环境监测系统、光功率预测系统、有功和无功功率调节、调度通信系统、远程集控系统等。
计算机监控范围包括：电池组件、逆变器、10kV箱式变压器、10kV母线、10kV线路断路器及隔离开关、10kV母线PT、站用电及直流系统等。
每个光伏方阵设子监控系统一套，共配置7套就地光伏通信柜，分别安装在箱变内。采集箱变、逆变器信息，并通过网络交换机与10kV开关站计算机监控系统相连。
3.8.光伏阵列基础及布置
3.8.1.支架系统
3.8.1.1.支架型式及布置要求
本项目光伏支架形式拟采用固定支架，由防水胶皮、铝合金夹具、铝合金立柱、铝合金横梁、铝合金导轨、铝合金压块等组成，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。光伏支架阵列布置样例如图所示：
3.8-1 铝合金支架样例图 3.8-2 铝合金横梁样例图
光伏组件布置采用2×13布置方式，每个支架单元布置26块光伏组件，光伏组件南北向按屋顶向阳倾角5°或6°考虑。光伏组件排布图如3.8-3所示：
图3.8‑3 光伏组件排布图
3.8.2.箱、逆变布置
每个方阵对应一个箱变，箱变拟布置在企业配电室预留位置。
组串式逆变器体积小、重量轻，通过螺栓将逆变器固定在光伏支架或安全步道上，不新建逆变器基础。
3.8.3.集电线路
组件与逆变器，光伏方阵与箱变之间，拟采用屋顶电缆槽盒或镀锌管、厂房内电缆槽盒及电缆沟方式进行敷设。在输配电线路槽盒及开关柜等部位，做好防火涂料、防火隔板、防火包、防火泥等防火措施。
3.8.4.屋顶行走步道工程
根据屋顶结构，初步设计屋顶安全行走步道，必要的地方设计安全护栏。行走步道宽度设计为50cm，格栅型式，使用镀锌不锈钢材料，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。
行走步道是屋顶光伏电站重要组成部分，行走步道应能到达每个方阵系统，减少材料的二次搬运。因此在方阵布置时，考虑行走步道规划，做到满足运输及日常巡查和检修的要求的条件下，使屋顶步道行走安全可靠、线形整齐美观，与周围环境相协调。
4.工程匡算及财务分析
4.1.编制原则及依据
（1）《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T32027-2016）；
（2）《光伏发电工程概算定额》（NB/T32035-2016）；
（3）设计图纸、工程量、设备材料清单等；
（4）编制水平年：2020年第三季度。
4.2.财务分析
本项目财务评价依据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》，以及有关现行法律、法规、财税制度进行计算。
4.3.计算基础数据
（1）资金来源
本工程考虑项目注册资本金为30%，融资70%。
（2）主要计算参数：
计算期建设期3个月，运行期20年。
折旧年限： 15年
残值率： 5%
其他资产摊销年限： 5年
修理费： 0.1%～0.2%
电厂定员： 3人
年人均工资： 85000元/人
福利费及其他： 55.7%
平均材料费： 3元/(kW·年)
其他费用： 12元/(kW·年)
首年有效利用小时数： 1363.75hr
企业所得税： 25%（三免三减半）
保险费率： 0.25%
城市维护建设税： 5%
教育费附加： 3%
地方教育附加： 2%
应付利润比例： 8%
公积金及公益金： 10%
（3）贷款利率及偿还
银行长期贷款名义利率按4.65%，短期贷款名义利率按3.85%计算，银行融资贷款偿还期为投产后15年，采用等额还本利息照付方式。
（4）增值税
4.3.1.电力产品增值税税率为13%。增值税为价外税，为计算销售税金附加的基础。
4.4.工程匡算
本项目资金来源按资本金占总投资的30%先期投入，其余资金从银行贷款进行计算。
本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。
按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。
按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。
按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。
4.5.财务评价表
表4.5-1 财务指标汇总表（电价0.52元/ kW·h）
序号 | 项目 | 单位 | 数值 |
机组总容量 | MW | ||
项目动态总投资 | 万元 | 7800 | |
单位动态投资 | 元/KW | 3900 | |
流动资金 | 万元 | ||
不含税电价 | 元/MWh | 460.18 | |
含税电价 | 元/MWh | 520 | |
总投资收益率 | % | 5.36 | |
资本金净利润率 | % | 9.16 | |
盈亏平衡点 | |||
BEP生产能力利用率 | % | 65.34 | |
BEP产量 | MWh | 12184.14 | |
BEP利用小时 | h | 609.21 | |
项目投资税前指标 | |||
内部收益率 | % | 8.16 | |
净现值 | 万元 | -411.43 | |
投资回收期 | 年 | 10.46 | |
项目投资税后指标 | |||
内部收益率 | % | 7.09 | |
净现值 | 万元 | -878.58 | |
投资回收期 | 年 | ||
项目资本金效益指标 | |||
内部收益率 | % | 11.9 | |
净现值 | 万元 | 442.98 | |
投资回收期 | 年 | 8.77 | |
注资1资金效益指标 | |||
内部收益率 | % | 6.59 | |
净现值 | 万元 | -597.59 | |
投资回收期 | 年 | 17.93 |
表4.5-2 财务指标汇总表（电价0.55元/ kW·h）
序号 | 项目 | 单位 | 数值 |
机组总容量 | MW | ||
项目动态总投资 | 万元 | 7800 | |
单位动态投资 | 元/KW | 3900 | |
流动资金 | 万元 | ||
不含税电价 | 元/MWh | 486.72 | |
含税电价 | 元/MWh | 549.99 | |
总投资收益率 | % | 6.01 | |
资本金净利润率 | % | 10.87 | |
盈亏平衡点 | |||
BEP生产能力利用率 | % | 61.72 | |
BEP产量 | MWh | 11508.35 | |
BEP利用小时 | h | 575.42 | |
项目投资税前指标 | |||
内部收益率 | % | 9.01 | |
净现值 | 万元 | 5.68 | |
投资回收期 | 年 | 9.86 | |
项目投资税后指标 | |||
内部收益率 | % | 7.87 | |
净现值 | 万元 | -523.1 | |
投资回收期 | 年 | 10.39 | |
项目资本金效益指标 | |||
内部收益率 | % | 14.29 | |
净现值 | 万元 | 798.45 | |
投资回收期 | 年 | 7.05 | |
注资1资金效益指标 | |||
内部收益率 | % | 7.89 | |
净现值 | 万元 | -271.34 | |
投资回收期 | 年 | 16.74 |
表4.5-3 财务指标汇总表（电价0.60元/ kW·h）
序号 | 项目 | 单位 | 数值 |
机组总容量 | MW | ||
项目动态总投资 | 万元 | 7800 | |
单位动态投资 | 元/KW | 3900 | |
流动资金 | 万元 | ||
不含税电价 | 元/MWh | 530.97 | |
含税电价 | 元/MWh | 600 | |
总投资收益率 | % | 7.11 | |
资本金净利润率 | % | 13.72 | |
盈亏平衡点 | |||
BEP生产能力利用率 | % | 56.49 | |
BEP产量 | MWh | 10534.19 | |
BEP利用小时 | h | 526.71 | |
项目投资税前指标 | |||
内部收益率 | % | 10.39 | |
净现值 | 万元 | 698.18 | |
投资回收期 | 年 | 9.02 | |
项目投资税后指标 | |||
内部收益率 | % | 9.14 | |
净现值 | 万元 | 66.37 | |
投资回收期 | 年 | 9.5 | |
项目资本金效益指标 | |||
内部收益率 | % | 18.36 | |
净现值 | 万元 | 1387.93 | |
投资回收期 | 年 | 5.7 | |
注资1资金效益指标 | |||
内部收益率 | % | 10.14 | |
净现值 | 万元 | 272.16 | |
投资回收期 | 年 | 13.66 |
5.运维管理
5.1.运维总体原则
本光伏电站按智能光伏电站设计，光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理，实现电站“无人值班，少人值守”。
在开关站主控室装设智能光伏电站监控和生产管理系统、计算机监控系统、智能视频监控系统、微机保护自动化装置、就地检测仪表和智能无人机巡检系统等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理。
5.2.运维机构设置
5.2.1.管理方式
本项目管理机构的设置根据生产需要，本着精干、统一、高效的原则，体现智能化光伏电站的运行特点。本电站按“无人值班、少人值守、智能运维、远程集控”原则进行设计，并按此方式管理。本光伏电站生产管理集中在主控室，负责管理整个电站的光伏发电子单元和开关站的生产设备。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。
建设期结束后光伏电站工程项目公司职能转变为项目运营。运营公司做好光伏电站工程运行和日常维护及定期维护工作，光伏电站工程的大修、电池组件的清洗、钢支架紧固的维护、屋顶行走步道的定期养护等工作人员主要外包为主。
5.2.2.运营期管理设计
光伏电站采用运行及检修一体化的生产模式，尽量精简人员，节省开支。所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应具备全能值班员水平，设备运行实行集中控制管理。
5.2.3.检修管理设计
定期对设备进行较全面的检查、清理、试验、测量、检验及更换需定期更换的部件等工作，以消除设备和系统缺陷。设备检修实行点检定修制管理。
光伏电站每月在月报中将本月的缺陷发生情况、消缺完成情况及消缺率上报公司主管部门。并对设备缺陷、故障的数据进行统计分析，从中分析出设备运行规律，为备品备件定额提供可靠依据，预防设备缺陷、故障的发生，降低设备缺陷及故障发生率，提高设备健康水平，将设备管理从事后管理变为事前管理。
6.结论
（1）本项目采用Solar GIS多年辐射数据成果进行测算，项目地年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a）。根据中国太阳辐射资源区划标准，该区域资源等级为丰富，工程具备开发价值。项目场区场区内空气质量较好，无沙尘、大风天气，年内气温变化小，太阳辐射在大气中的损耗相对较少，气候条件有利于太阳能资源开发。
（2）本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。
（3）根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，196kW组串式逆变器。
（4）本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。
按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。
按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。
按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。
篇2：分布式光伏项目简介
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对光伏发电有点了解的人都知道不管是家用的还是工业用的分布式光伏发电系统，如果想并网想领取国家补贴的话，首先都必须备案，那如何备案呢?流程是怎么样的?又需要准备哪些资料?今天广东太阳库技术人员为大家介绍一下：
自然人和法人申请分布式光伏发电并网分别需要如下资料：自然人申请需提供经办人身份证及复印件、户口本、房产证等项目合法支持性文件;法人申请需提供经办人身份证及复印件和法人受托书原件(或法定代表人身份证原件及复印件)，企业合法营业执照、土地证等项目合法性支持文件、政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复(需核准项目)、项目前期工作相关资料。
顺便给大家介绍一下分布式光伏发电系统并网流程吧
1、地市或县级电网企业客户服务中心为分布式光伏发电项目业主提供并网申请受理服务，协助项目业主填写并网申请表，接受相关支持性文件。
2、电网企业为分布式光伏发电项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后20个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案送达项目业主，项目业主确认后实施。3、10千伏接入项目，客户服务中心在项目业主确认接入系统方案后5个工作日内，向项目业主提供接入电网意见函，项目业主根据太阳库专注为您建光伏电站
http:/// 接入电网意见函开展项目核准和工程建设等后续工作。380 伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。
4、分布式光伏发电项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请，接受相关材料。
5、电网企业在受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主(或电力用户)签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。
6、电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业向项目业主提出解决方案。
篇3：分布式光伏项目用户安全管理探讨
关键词：分布式光伏,并网,安全管理
1 分布式光伏发电的技术与特点
光伏发电指采用光伏组件,利用半导体的光电效应将太阳能直接转换为电能的固态发电技术,白天发电的盈余倒送电网 , 晚间用户从电网取电。与常规发电技术相比,光伏发电没有中间转换过程,具有发电过程不消耗资源,无污染 , 安装方便、规模灵活、投资维护成本较低、可持续利用等优点。它倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用的原则,不仅能够有效提高同等规模光伏发电站的发电量,同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。近年来,随着多晶硅材料价格的大幅下降,以及光伏电池生产技术的进步和效率提高,光伏发电成本已大幅下降。
目前太阳能光伏发电系统大致可分为三类,离网光伏蓄电系统、光伏并网发电系统及前两者混合系统。并网型光伏发电系统主要有并网型光伏屋顶和并网型光伏电站。前者优点是可以利用建筑物具有的供电电路并网,在电网末端构建分布式供电系统 ; 而并网光伏电站可以建在空旷的场地上.与高压电网相联接,是大规模光伏发电的一个重要方向。当前应用较为广泛的分布式光伏发电系统,是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目 , 该类项目须接入公共电网,与公共电网一起为附近的用户供电。
国家电网公司发布的《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见(暂行》中,分布式光伏发电是指位于用户附近,所发电能就地利用,以10千伏及以下电压等级接入电网,且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。同时,根据电压等级和容量大小区分了分布式光伏发电和常规电源的界限,有其现实合理性,基本能涵盖屋顶和光电建筑一体化项目。本文主要探讨的是发电容量小于6兆瓦的分布式光伏发电并网安全运行管理的若干问题。
2 我省分布式光伏并网运行现状
根据目前的实际情况,大部分家庭用户选择分布式光伏并网发电以自自用为主,希望既能使用分布式电源供电又可以由当地电网供电,或由它们同时供电,盈余的电量卖给电网 ; 少数偏远或特殊地区用户将分布式光伏电源作为唯一的供电电源。而电网公司为了提高系统的可靠性和安全性,希望可以对用户的分布式光伏发电输出功率进行远方监视或调度,要实现这些功能必须通过并网系统以实现分布式光伏发电和电力系统之间的转换或实现相应的控制和保护等功能。
3 分布式光伏并网对电能质量的影响
目前家庭分布式光伏发电以接入配电网运行为主,分布式电源的接入使传统配电系统从辐射形的网络变为遍布中小电源和用户的互联网络,将对传统配电系统产生巨大的影响 , 传统的配电网络规划、运行方式都将不再适用 ;分布式电源之间的控制和调度必须加以协调 ;相关的行业规范需要重新制定,整个配电系统将变成全新的复杂网络系统。少量分布式光伏并网发电对配电网运行影响不明显,但大量运用时则较为突出。以下就重点阐述分布式光伏电源接入后对配电网的影响,以便在运行中可采取合理的措施。
3.1 对电压的影响
研究表明,分布式光伏的接入位置和容量对线路电压分布的影响很大。相同容量的分布式光伏接入在不同位置时所形成的电压分布差别很大,分布式电源接入点越接近末节点对线路电压分布的影响越大 ;分布式电源越接近系统母线对线路电压分布的影响越小 ;分布式电源集中在同一节点,对电压的支持效果要弱于分布在多个节点上。不改变分布式电源接入位置的情况下,电压支撑由分布式电源的总出力决定。总出力越多,与负荷的比值越高,电压支撑就越大,整体电压水平就越高。
措施 : 通常情况下 , 可通过在中低压配电网络中设置有载调压变压器和电压调节器等调压设备,将负荷节点的电压偏移控制在符合规定的范围内。对于配电网的电压调整,合理设置光伏电源的运行方式很重要。在午间阳光充足时,光伏电源出力通常较大,若线路轻载,光伏电源将明显抬高接入点的的电压很可能会越过上限.这时必须合理设置光伏电源的运行方式,如规定光伏电源必须参与调压,吸收线路中多余的无功。在夜间重负荷时间段,光伏电源通常无出力,但仍可提供无功出力,改善线路的电压质量。当大量并网光伏电源接人时,对接入位置和容量进行合理的规划显的相当重要。
3.2 产生谐波
多数分布式电源是通过电力电子器件构成的变流装置接入配电网的,其开关器件频繁的开通和关断易产生开关频率附近的谐波分量,对电网造成谐波污染。研究表明,在分布式电源接入位置不变的情况下,馈线上电压总谐波畸变率VTHD由分布式电源总出力决定,总出力占总负荷的比例越高,同一馈线沿线各负荷节点VTHD越大,某些畸变严重节点的谐波指标就有可能超过规定的谐波电压或电流畸变率限值。出力相同的分布式电源安装在不同的位置,得到的馈线沿线各节点的有着较大的差异,分布式电源安装位置越接近线路末端,馈线沿线各负荷节点的电压畸变分布式电源并网对配网系统的影响越严重 ;反之,分布式电源越接近系统母线对系统的谐波分布影响越小。
建议 :在分布式电源安装时评估其谐波影响,以确定是否符合电能质量准,是否需要采取谐波抑制措施等。
4 分布式光伏并网对配电网的影响
4.1 非正常孤岛运行
孤岛运行被定义为与主系统分开的一部分网络独立运行,由一个或多个分布式电源供电 , 本身不具备调节控制能力,会出现发电和供电之间不平衡的问题。随着在配电网络中有越来越多的分布式电源接人.出现非正常孤岛的可能性也越来越大,非正常孤岛产生的主要问题有 :1由于孤岛系统中的分布式电源不能提供电压和频率调节,供电用户的电压和频率波动很大,将可能引起用电设备的损坏。2孤岛运行的分布式电源继续对本该停电的线路供电时,将危险维护人员和用户的生命安全。3干扰电网的正常合闸运行,若分布式发电设备与系统不同步,将产生很大的冲击电流,有可能损坏发电设备,也有可能导致系统的重新解列。
目前配电网对孤岛的处理措施主要有 :1立即停止所有分布式发电设备的运行,使得整个线路都处于无电状态,防止可能对设备造成的损害,消除潜在的安全隐患。2设置专门的防孤岛保护,一旦出现孤岛运行,立即切除分布式电源,其防孤岛保护需要与电网侧线路保护相配合。
近年来,大量研究结论表明 :即使将来有大量分布式电源接入到配电网中,只要措施得当,发生非正常孤岛的风险可控制在合理的范围内,并不会使系统发生非正常孤岛风险的可能性有实质性增加 , 因而发生非正常孤岛不会成为妨碍光伏电源等分布式电源接入的一个技术壁垒。
4.2 对继电保护的影响
中低压配电网主要是单电源、辐射型供电网络,其潮流从电源到负荷单向流动且配电网中 , 以上的故障是瞬时的,所以传统配电网络的保护设计通常是在变电站处安装反向过电流断电器,主馈线上装设自动重合闸装置,支路上装设熔断器。根据“仅断开故障支路,对瞬时故障进行自动重合闸”的原则,使自动重合闸装置与断路器及各侧支路上的熔断器相互协调,每个熔断器又分别与其直接相连的上一级或下一级支路上的熔断器相互协调,从而实现整个网络的保护且这种保护不具有方向性。
当配电网中接入了许多小容量分布式光伏电源之后,放射状网络将变成遍布电源的网络,从而改变了故障电流的大小、持续时间及其方向 ;使原有的继电保护产生过电流保护配合失误、距离保护灵敏度变小等问题 , 也会影响重合闸的动作。因此,分布式电源将对配电网原有的继电保护产生较大的影响。
5 结束语
篇4：分布式光伏项目简介
摘 要：本文主要探讨隆基1MW屋顶分布式光伏项目试运行环境与检测试验等方面需要注意的问题，阐明分布式光伏项目并网流程及技术要点，为以后分布式光伏项目并网提供有益的借鉴。
关键词：分布式；光伏；检测；并网技术
一、项目简介
西安隆基1MWp屋顶分布式光伏电站项目位于西安隆基厂区屋顶上，该光伏电站总装机容量为1MWp，全部采用单晶硅275Wp电池组件。电站分为33个独立的发电单元，共计3个0.4kV并网点，发电单元全部采用固定支架形式，每个单元采用1台30KWp的并网逆变器，每六台逆变器通过电缆接入1台交流箱，每3台交流汇流箱通过电缆接入1台低压并网柜，通过低压并网柜接入隆基厂区低压配电系统，实现光伏并网发电。
二、总则
（1）电站并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分调试运行是并网光伏电站基本建设工程调试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。（2）本程序用于西安隆基
1MWp屋顶分布式光伏电站项目并网调试运行试验。（3）调试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部调整和补充。
三、光伏电站调试运行前的联合检查
（一）准备工作。（1）协调联系制度；（2）各单位的协调联系制度已建立、落实；（3）机电设备安装、检查、试验记录；（4）投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。
（二）环境要求。（1）各层地面已清扫干净，无障碍物；（2）临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位；（3）各部位和通道的照明良好；（4）各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常；（5）各部位设备的标识已安装完成并核对正确；（6）各运行设备已可靠接地；（7）与运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已准备就绪，运行人员已培训后上岗；（8）运行部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。
（三）检测与试验。（1）太阳光伏组件检查。1）检查组件表面有无脏污及破损；2）组件产品应是完整的，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；3）组件互连应符合方阵电气结构设计。4）组件互连电缆已连接正确，有无破损，电池板接地可靠；5）绝缘电阻测试：测试组件外壳与输出线间绝缘电阻；6）测试组件的开路电压。
（2）汇流箱检查。1）检查汇流箱外观合格，汇流箱内部接线满足设计要求，电缆标牌标识清晰；接线端子、铜排牢固；2）汇流箱内整洁无杂物；3）汇流箱应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的避雷器；4）汇流箱的防护等级设计应能满足使用环境的要求；5）每一回路的电压、汇流输出电压正常；
6）空开、保险和防雷器完好、空开灵活；7）汇流箱及线路编号正确；
（3）连接电缆检查。1）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；2）连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗；3）电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动；
（4）接地检查。1）光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用接地材料和接地体相连。
（5）逆变器检查。1）与组件、交流汇流箱接线正确；2）接线端子牢固；3）柜体内整洁无杂物；4）空开完好、灵活；5）通讯监控系统完好；6）接地电阻测试，是否可靠；7）设备表面不应有明显损伤，零部件应牢固无松动；8）线缆安装应牢固、正确，无短路；9）模块安装检查：模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。
（6）监控系统检查。1）应对监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠；2）应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常；3）监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行；4）监控系统与各子系统通信畅通。
（7）接地系统。检查接地电阻是否满足设计要求。
（8）交流并网柜。1）电缆连接牢固、相序正确；2）接线端子牢固；（3）柜体内整洁无杂物；4）操作机构进出无卡滞、空开灵活、机械闭锁装置可靠；5）抽屉进出灵活，空开完好、灵活，通电指示灯显示准确；6）并网断路器符合接入批复功能要求；7）接地可靠。
（9）其它。1）各逆变器、汇流箱接线正常；2）照明正常；3）绝缘胶垫铺设完整；4）电缆沟及沟盖板铺设完毕；5）灭火器配置齐全；6）悬挂警示标识牌；7）万用表、钳形电流表、红外测温仪、接地摇表、组合工具箱齐全；8）防鼠挡板安装完毕。
（10）安全工器具。绝缘手套、绝缘鞋、验电笔、安全标识牌、安全警示带等。
（11）并网工作注意事项。1）在并网调试过程中，要组织好现场秩序，电站所有人员必须服从指挥，禁止随意走动。2）并网前现场工具配置要齐全并保证好用，如万用表、对讲机（保证电量充足）等。3）在确定并网日期前应及时以书面形式通知各厂家工程师到现场。4）参与并网调试人员应对现场的电气接线、设备安装位置及其操作等非常熟悉。5）现场操作人员必须服从指挥，在没有得到任何指令的情况下，绝不允许对设备进行操作。
四、并网技术流程
（1）380V倒送电流程。1）合上接入点断路器，检查确认无误后。2）合上并网柜并网断路器，检查确认无误后；3） 逐个合上交流汇流箱内主断路器，检查确认无误后；4） 逐个合上交流汇流箱内各分支断路器。
（2）逆变器开机操作流程：1）合上逆变器对应的交流汇流箱分支交流断路器；2）合上逆变器本体交流输出断路器，等待逆变器界面初始化完成后，检查交流电压显示正常；3）分别用万用表测量与逆变器对应的直流及交流输出端子处的电压正常；4）逆变器自动检测，如符合并网条件，等待五分钟后逆变器进入并网发电状态；5）检查逆变器并网正常，用触摸屏对逆变器进行按键关机；6）断开逆变器一路直流输入断路器；7）用万用表测量该逆变器对应汇流箱所有直流输出端子在直流柜上电压正常，依次合上所有汇流箱对应在直流柜上直流输出断路器。
（3）注意事项：逆变器并网调试时，现场操作人员要注意低压交流柜电流是否随着并网逆变器数量的增多而增长，并做好相应记录；
五、并网后连续运行
（1）完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入运行；（2）执行正式值班制度，全面记录运行所有参数；（3）运行中密切监视逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度；
六、并网运行安全保证措施
（1）所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从指挥；（2）所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度；（3）运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督；（4）运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物；（5）设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足并网运行要求；（6）运行区域内设置一切必须的安全信号和标志；（7）投运设备区域按要求配置消防器材；（8）组织全体参加运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行安全交底；（9）运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志；（10）保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离；（11）电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌；
七、并网运行规定
（1）运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥；（2）运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意；（3）运行人员必须熟悉运行设备，了解运行试验程序；（4）运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法；（5）运行人员要按时记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果；（6）运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告；（7）运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、试验进展情况、注意事项要交代明确；（8）运行的各项操作命令必须而且只能由运行指挥员下达，指定操作人员操作，其他人的命令均不予受理；（9）运行的各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必须有操作人和监护人；（10）运行人员不得私自操作任何设备，要作好设备的监护工作，防止非运行人员乱动设备；（11）运行出现紧急情况时、运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令处理紧急情况。
总结：目前分布式光伏发电在国内迅速发展，相关从业及施工人员相对经验不足，因此推广分布式光伏项目标准化并网、检测、试验流程有着现实的积极意义，为了分布式光伏项目的健康发展，合理利用现有的法规、技术，从而为分布式光伏项目发展创造条件
参考文献：
[1] 《地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型》.（GB 9535）
[2] 《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》.（GB 20047.1）
[3] 《晶体硅光伏（PV）方阵 I-V特性的现场测量》.（GB 18210）
[4] 《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》.（Q/SPS 22）
[5] 《光伏系统功率调节器效率测量程序》.（GB 20514）
[6] 《光伏电站接入电力系统的技术规定》.（GB 19964）
[7] 《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》.GB 50150
[8] 《电能计量装置技术管理规程》. DL/T 448
[9] 《变电站运行导则》.DL/T969
[10] 《陕西光伏靖边电站工程施工招投标文件》
[11] 国家电网公司《电力建设安全工作规程（变电所部分）》2009
[12] 《建筑工程质量管理条例》（中华人民共和国国务院令第279号）
[13] 国家电网基建[2010]1020号关于印发《国家电网公司基建安全管理规定》的通知
[14] 《中华人民共和国工程建设标准强制性条文-房屋建筑部分》2009年版
[15] 国家电网基建[2011]148 号《关于印发《国家电网公司输变电优质工程评选办法》的通知 》
[16] 国家电网基建[2011]146号《关于印发《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》的通知》
篇5：屋顶分布式光伏项目踏勘要点
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很多业主投资屋顶光伏电站时，都会非常关注屋顶光伏的可行性、装机容量、投资收益、合作模式的等问题，而分布式屋顶光伏勘察属于项目的前期工作，通过实地勘察，搜集屋顶相关资料，为后续设计最优方案和投资收益分析做准备。
以下是广东太阳库技术人员根据实际勘察经验对上述问题进行总结，以便为项目开发人员或业主提供参考。
1、当地资源情况
分布式光伏选址应优先选择太阳辐照量大、阴雨天气少、污染程度小的地区。若企业靠近海边，需考虑防盐雾防腐蚀、抗台风措施;企业所在地区沙尘大则需考虑防风沙和增加清洗的措施;若在寒冷地区则需要考虑防冻和除雪措施。
2、当地光伏扶持政策情况
各地为了推动分布式光伏发展，纷纷出台省级、市级甚至县级的扶持政策。项目开发人员在项目开发前期需提前需熟悉这些政策，作为目前还需政府补贴发展的光伏产业，补贴政策的好坏直接影响了分布式的收益，因此当地政策好的分布式项目宜优先开发。
比如在13年时浙江嘉兴光伏产业园的个人分布式光伏发电项目，嘉兴光伏产业园将给予2.8元/度的补贴，期限3年，每年下降0.05元。当时根据此补贴力度，分布式光伏三年半即可收回投资!太阳库专注为您建光伏电站
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3、企业实力及所经营行业
光伏电站的寿命超过20年，在分布式电站开发时要考业主的存续，宜优先选择企业实力强、行业前景好、企业经营规范、财务正规的业主合作。
企业性质以国企、上市企业和外企为好，这些企业信用度高，在后期电费收缴、结算时一般均不存在问题。
业主企业的经营行业对建设分布式光伏电站也有影响，若企业生产易燃易爆危险品、排放腐蚀性的气体、排放大量烟尘等，都不适宜建设分布式光伏电站。
电价高用电量大的工业、商业屋顶属于最好屋顶的资源，如大型的工业企业、商场等;其次是用电量不大、电价也不高的业主单位，如学校和医院屋顶、市政楼堂馆所、物流中心屋顶等。
4、建筑屋顶情况
建筑产权归属、设计使用寿命、材质、面积和朝向等也直接影响了分布式光伏电站是否可行及安装量。
建筑产权归企业业主或当地政府所有，则适宜开发;租赁的厂房不适宜。同时工业厂房屋顶一般是彩钢板，在项目开发时需了解屋顶能使用的年限，年限太短不适宜进行开发。太阳库专注为您建光伏电站
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单个企业屋顶面积或屋顶总面积不少于10000平方米的屋顶(约可安装1MW)。同时踏勘时需量出屋顶方位角、屋顶倾斜角度和周围遮挡物如女儿墙的高度，以便后期确定系统装机量和发电量。
5、建筑屋面荷载
屋面荷载分为恒荷载和可变荷载。
恒荷载是指结构自重及灰尘荷载等，光伏电站需要运营25年，其自重属于恒荷载。通常钢结构厂房上装光伏系统每平米会增加15公斤的重量，砖混结构厂房的屋顶每平米会增加80公斤的重量。在项目考察时，需要着重查看建筑设计说明中恒荷载的设计值，并落实除屋面自重外，是否额外增加其他荷载，如管道、吊置设备、屋面附属物等，并落实恒荷载是否有裕量能够安装光伏电站。
可变荷载是考虑极限状况下暂时施加于屋面的荷载，分为风荷载、雪荷载、地震荷载、活荷载等，是不可以占用的。特殊情况下，活荷载可以作为分担光伏电站荷载的选项，但不可以占用过多，需要具体分析。
在项目踏勘时，需要项目开发人员从业主方获取房屋结构图，便于计算屋顶荷载。
6、屋顶支架型式 太阳库专注为您建光伏电站
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建筑屋顶主要有彩钢瓦、陶瓷瓦、钢混等几种，彩钢瓦分为直立锁边型、咬口型型、卡扣型型、固定件连接型。前两种需要专用转接件，后两种需要打孔固定;陶瓷瓦屋面可以使用专用转接件，也可以不与屋面固定，利用自重和屋面坡度附着其上;钢混结构屋面需要制作支架基础，基础与屋面可以生根也可以不生根，关键考虑屋面防水、抗风载能力、屋面设计荷载等因素。
7、配电设施及并网点
配电设备是光伏电站选择并网方案的根据之一，主要考查内容有：
1)厂区变压器容量、数量、母联、负荷比例等;
2)厂区计量表位置、母排规格、开关规格型号等;
3)厂区是否配备独立的配电室，是否配电设备是否有备用的间隔，如没有是否可以压接母排;
4)优先选择变压器总容量大，负荷比例大的用户;
5)查看进线总开关的容量，考虑收益问题，光伏发电系统的输出电流不宜大于户用开关的容量;
6)以走线方便节约的原则，考虑逆变器、并网柜的安装位置。
8、用户用电量及用电价格 太阳库专注为您建光伏电站
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分布式光伏发电项目最重要的就是所发电量就地消耗，因此需要考察：
1)企业年、月、日均用电量，白天用电量、用电高峰时段及比例;
2)企业用电价格，白天用电加权价格。
9、分布式光伏的开发模式
篇6：分布式光伏发电项目施工组织方案
分布式光伏发电项目
施工组织方案
编制：付文双
审核：陈江
批准：付文勇
承包公司：上海宽塔太阳能科技有限公司
2021年 4 月
目 录
1.1项目地介绍 |
2.1 施工组织方案 |
2.1.1 |
2.1.2 |
2.1.3 |
2.1.4 |
2.1.5 |
2.1.6 |
2.2 |
2.2.1 |
2.2.2 |
2.2.3 劳动力组织安排 |
2.3 |
3.1 |
3.1.1 临时施工总平面布置图详见附表。 |
3.1.2 |
3.1.3 |
3.1.4临时设施 |
3.2 |
3.2.1 |
3.2.2 |
3.2.3 |
4.1 安装细部处理 |
4.1.1支架、组件安装 |
4.2设备和系统调试 |
4.2.1 规范 |
4.2.2 系统调试前准备工作 |
4.2.3 调试人员和调试工具配置 |
4.2.4 安全要求 |
4.2.5 并网调试流程图 |
4.2.6 调试作业步骤 |
4.2.7 系统整体联调 |
4.2.8 环境保护内容及方法 |
4.3 |
4.3.1 |
4.3.2 |
4.3.3 |
4.3.4 |
5.1 |
5.1.1 施工进度计划 |
5.1.2 |
5.1.3技术措施 |
5.1.4管理措施 |
6.1 |
6.1.1 |
6.1.2 |
6.2 |
6.2.1 工程质量保证体系 |
6.22 |
6.3.1 |
6.3.2 |
6.3.3 |
7.1 |
7.1.1 |
7.1.2 |
7.2安全管理体系建立与安全生产责任制 |
7.2.1 |
7.2.2 |
1： |
2： |
第一章工程概况
工程名称：江苏联博精密科技有限公司656.64Kwp分布式光伏发电项目
工程地点：江苏省镇江市句容下蜀临港工业园
工程内容：分布式光伏电站施工
计划开工日： 2021年 5月10 日
计划完工日： 2021年 6月 9 日
总日历工期： 30天
项目概况：在江苏联博精密科技有限公司3#钢结构厂房屋顶建造656.64Kwp分布式光伏电站，厂房屋顶为彩钢瓦屋顶，利用夹具固定支架，在支架上铺装光伏组件，直流电经直流线到逆变器后逆变成交流电后再经交流电缆到配电房的并网柜汇总后分2个并网点并入国家电网，实现并网发电。
第二章施工准备
2.1 施工组织方案
2.1.1 组建高效精干的项目管理机构
1）针对本工程特点和施工条件，为确保施工质量、工期、安全、职业健康、环保等目标的实现，在工程现场组建职责分明，运转高效的项目经理部，实行公司领导下的项目经理负责制，按照项目法及合同要求指挥生产，确保按期、优质完成本合同工程。
2）项目部由人组成领导班子，其中项目经理人、技术负责人人、安全员人、质量员人、施工负责人人。其中项目经理在公司总经理的领导下，负责该项目的全面工作，对项目各方面的重大事项作出决策及负责按照合同组织施工；施工经理配合项目经理开展项目管理工作，在项目经理不在时全面负责项目施工生产；施工经理有权调配各种施工资源，指挥现场施工队伍，组织施工计划的制定及其实施，组织现场文明施工和安全生产。技术负责人全面负责施工技术及技术管理工作，领导组织施工组织设计的编制和现场质量计划的制定及实施，负责监督现场各项质量管理活动，检查质量保证体系的运行情况及效果，发现严重违反操作规程现象将影响工程质量时，有权停止其施工，有权对质量事故的责任者提出处理意见。
2.1.2配备技术过硬、操作熟练的施工队伍
根据本合同段工程特点，从全公司范围内抽调技术过硬、操作娴熟、配合默契的有丰富同类工程施工经验的施工队伍。
根据本工程情况，项目部拟配置支支架及组件安装施工队、支电气安装施及系统检测调试施工队。
高峰期各班组施工人员配备累计人以上。
2.1.3 任务分工及管段划分
根据本工程分布情况及专业特性，拟采用分片施工、集中调配、平行流水作业。协调管理。
2.1.4 调集性能好、效率高的先进施工及检测设备
为优质按期完成本合同段工程施工，拟配备先进、性能优良的施工机械设备及检测仪器投入施工。
2.1.5 周密规划临时工程及辅助设施
针对企业的特殊性，各项临时工程必须做到规范化、标准化，提高工效和创造文明施工环境以保障企业能够正常安全运营。
进场道路：利用企业规定路线运输各项材料及设备，遵循业主的要求，做好交通安全防范工作，运输完成后进行道路清扫，不影响和妨碍企业内的正常运营。
施工车辆在进入企业内前，提前与保安协商沟通。进入施工区的车辆必须严格按照企业内的行车规定进行驾驶，控制行驶车速、压缩作业区域、按企业内规定行车路线行车，非施工车辆禁止驶入厂区内，服从企业内相关人员的统一管理。同时将运输作业，吊装作业等大型机械作业选择在企业员工上班期间，人员流动相对较少的时段进行，做好安全防护措施。
2.1.6 推行项目经理责任制，按项目法管理
全面推行质量管理，按ISO9001质量体系模式保证对施工质量和工程质量进行全面控制。
2.2设备、人员动员周期和设备、人员、材料运到现场的方法
2.2.1 人员动员周期
首先由项目经理召集各部门和施工班组长进行管理层施工动员，其次由各部门和施工班组长对其管辖范围内管理人员、专业施工人员进行施工动员。动员的主要内容是：介绍本项目施工的基本情况和建设意义；阐述本工程的施工特点、施工方法和注意事项；强化对工期、质量、安全、环保和成本意识的教育；明确本工程整体创优规划及本工程的创优目标、体系和措施。
经过以上逐级动员工作，做到：施工动员普及率98％以上；全体施工人员了解工程基本情况，清楚施工特点及注意事项，明确施工方法及创优目标，做到心中有数；提高思想觉悟，强化质量意识，振奋精神，以饱满的热情、高昂的斗志投入施工，高起点、高标准、高质量，以实际行动按期、优质、安全的完成任务。
施工动员后，将组织人员、设备一次性进驻现场。先办理工作面交接手续、进行全线精测，组织材料设备进场。保证按要求准时开工。
2.2.2设备、人员、材料运到施工现场的方法
设备、人员、材料运到现场的方法主要为汽车运输到现场。
2.2.3 劳动力组织安排
江苏联博精密科技有限公司656.64kWp分布式光伏发电项目施工场地根据施工进度计划现拟计划安排施工人员人，分别从事测量定位放线、材料运输、支架组件安装、电气安装等工作。
根据总施工进度计划，可同时开工所有拟建的屋面，并采用平行和流水作业共进的方法，拟计划后备余名施工作业人员。
根据每座厂房施工作业人员的多少和作业范围，配备合理的施工技术人员、安全员等，确保施工质量和安全。
序号 | 作业类别 | 施工内容 | 施工人数 | 施工机具 | 备注 |
安装 | 测量放线 | 经纬仪、卷尺 | |||
夹具导轨安装 | 扳手 | ||||
组件安装 | 扳手 | 吊车 | |||
防雷接地 | 电焊机 |
2.3 施工技术准备
1、在收到设计文件及设计方案进行现场技术交底后，由项目部测量组对合同段现场平面布置进行复测。
2、针对江苏联博精密科技有限公司656.64kWp分布式光伏发电项目企业内屋面施工的特殊性，应对设计图纸进行严格把关控制。请各方代表参与图纸会审工作，对于不符合企业内建设、生产的施工项目进行协商合理解决。
3、对设计资料进行仔细的复核，包括平、立面图、单项工程设计、各部结构尺寸、各种设施的位置关系等有无相互矛盾或错误，工程数量有无漏列、有无错误，对复核资料要完善签发制度。
4、根据设计资料复查现场，核实各种设施位置是否合理。
5、严格按照现有施工依据、规范监督、指导施工。
6、施工前，组织技术人员和现场管理人员编制实施性施工组织方案，报企业方代表批准；进行详细的施工技术交底；并对施工组织技术措施、施工重点、难点技术攻关计划、施工过程中有关检查与验收、采用规范与各种图纸及各项技术管理细则都要作详细的书面交底与部署。
7、做好试验准备。开工前，试验人员提前就位，并安装、调试好所有检测设备、仪表仪器，提前做好项目用料、建材、机电的检测工作。
第三章施工现场总体布置
3.1 临时工程
3.1.1 临时施工总平面布置图详见附表。
根据现场施工需要制定施工作业面划分申请，报企业方审批同意后进行施工。
3.1.2现场办公及仓储
根据现场实际情况以及工程项目因素，在 3# 厂房西侧进行物资临时储存时，要合理布局，并保证不影响周边环境和企业正常运营。
3.1.3进场道路
利用企业内规定的道路运输设备和材料，遵循企业方的要求，做好交通安全防范工作，并设置必要的交通标志、安全设施，专人管理。运输完成后对道路进行清扫工作。
严格遵循企业内的道路行车规定要求，企业内卸货、吊装等不违 江苏联博精密科技有限公司 正常的运营，并做好相应的安全防范措施（如：现场吊装配备专职安全员，拉围警戒标志、彩带等）。
一切厂区内的施工活动严格按照企业方提供的施工时间节点要求进行施工，避开厂区员工进出高峰期进行货物运输、吊装等活动，不得影企业内的车辆出入和人员工作。
3.1.4临时设施
1.供电
施工现场临时取电用电需参照《施工现场临时用电安全技术规范》(JGJ46-2005)、《建设工程施工现场供电安全规程》(GB50194-93)、《漏电电流动作保护器》(GB6829-86)、《安全电压》(GB3805-83)等标准规范施工，施工现场的总配电箱和开关箱应至少设置两级漏电保护器，而且两级漏电保护器的额定漏电动作电流和额定漏电动作时间应合理配合，使之具有分级保护的功能。
2.供水
施工现场的临时用水根据现场情况，由于安装区域均为企业厂房内部。须经企业相关部门批准，方可现场临时取水用水。
3.垃圾处理
施工现场垃圾主要为：包装箱纸皮、木托，废旧材料，混凝土废料渣等。混凝土废料渣采用每次浇筑完毕后及时组织人员、劳动车进行清理运出施工厂区，最终拉运至附近的垃圾清理站。包装箱纸皮、木托等废旧材料具有可回收利用性，每日施工结束后即组织人员对现场的垃圾进行收集并转运至业主制定区域，做到工完料清。
3.2项目部驻地建设
3.2.1 办公室、住房及生活区3.2.2工地材料室
1、施工及周围材料按施工进度计划分批进场，并依据材料性能堆放，表示清楚，做到分规格码放整齐，稳固，做到一头齐、一条线。
2、施工现场材料保管，将依据材料的性质采取必要的防雨、防潮、防晒、防火、防爆、放损坏等措施
3、贵重物品及时入库，专库专管，加设明显标志，并建立严格领退料手续。
4、施工现场临时存放的施工材料，须经有关部门批准，材料码放整齐，不得妨碍交通和影响庄容。
3.2.3 工地资料室1、建立工程资料管理的各种记录。（施工记录；自检记录；隐蔽工程验收记录；基础、结构验收记录；设备安装工程记录；施工组织设计；技术交底；工程质量检验评定；图纸会审和变更洽商记录；竣工验收资料；竣工图）2、文件的接收与发放：对接受的文件识别其有效性，并对其进行分类编号、登记、存档、保管。
3、电子文档的控制管理对接收及上报的电子文件及时整理、归档。
第四章施工方案及重点（难点）、关键工程的技术措施
4.1 安装细部处理
4.1.1支架、组件安装
1.屋顶采用夹具导轨形式安装组件，满足强度和刚度要求。
2.每个相邻组件连接插件绑扎在导轨上，避免被雨水浸湿。
3.屋面桥架尽量利用导轨小段来支托，避免屋面钻孔。
4.光伏支架安装施工工艺
（1）支架全部采用6063-T6，严格按照规范要求进行组装，现场管理人员认真检查水泥基础、立柱等安装情况，确保安装牢固，安装不合格的及时进行整改。
（2）导轨安装时，要纵横水平，不得出现波浪现象。导轨安装后通过调节导轨连接件的螺丝孔间距来保障组件的倾斜角度。
（3）组件安装后，逐排进行检查，对线性不顺、不符合规范的进行整改。
5.组件串线
（1）通过块组件串联成一个回路接入逆变器。
（2）一个组串回路中，组件之间采用组件自带光伏线公母插头对接进行连接。
（3）组件间距大，接头够不到时需接一根光伏专用线缆连接，光伏线采用2*（PV-F-1kv-1*4mm²）。
（4）每个回路接入逆变器后应进行电压测试，测试值应满足设计要求，对不符合要求的应进行检查整改。
4.1.2桥架、线缆敷设
1.光伏屋面组串到逆变器采用光伏专用电缆2*（PV-F-1kv-1*4mm²），逆变器到交流并网柜、交流汇流箱的电气线缆采用ZR-YJV-1KV阻燃型铜芯交联聚乙烯绝缘电缆。
2.桥架采用镀锌材质或铝型材，做接地处理。
3.施工准备
(1)敷设电缆的通道无堵塞。
(2)电缆桥架、电缆托盘、电缆支架及电缆管道已安装完毕，并验收合格。
(3)电缆敷设前进行绝缘测定。
(4)电缆型号规格及长度与设计资料核对无误。
(5)电缆测试完毕，电缆端部应用橡皮包布密封后再用胶布包好。
4.电缆头的制作安装
接线端子均采用紧压铜端子，端子需与电缆线芯截面相匹配，铜端子的压接采用手动式液压压接钳，采用冷缩头、冷缩管作为电缆头绝缘保护。电缆终端制作好，与配电柜连接前要进行绝缘测试。以确认绝缘强度符合要求。同时电缆要作好回路标志和相色标志。电缆的裁剪长度要合适，保证电缆与高压柜母线及接线端子连接后不产生过大的机械应力。
5.电缆标识
沿电缆桥架敷设的电缆在其两端应挂标志牌。标志牌规格应该一致，并有防腐性能，挂设应牢固。标志牌上应注明电缆的编号、规格、型号及起始位置。
6.应注意的质量问题
A、电缆敷设应注意的质量问题：
1．沿桥架敷设电缆时，应防止电缆排列不整齐，交叉严重。电缆施工前须将电缆事先排列好，划出排列图表，按图表进行施工。电缆敷设时，应敷设一根整理一根，卡固一根。
2．沿桥架或托盘敷设的电缆应防止弯曲半径不够。在桥架或托盘施工时，施工人员应考虑满足该桥架或托盘上敷设的最大截面电缆的弯曲半径要求。
3．防止电缆标志牌挂装不整齐或有遗漏，应由专人复查。
B、电缆头制作安装应注意的质量问题：
1．电缆头制作，从剥切到封闭的全部工序应连续一次制作完成，以免受潮。
2．电缆头制作时，应严格遵守制作工艺规程。
3．剥切电缆时不得伤害线芯绝缘。包缠绝缘层时应注意清洁，以防止污物与潮气侵入绝缘层。绝缘纸(带)的搭接应均匀，层间应无空隙及褶皱。
4.1.4设备安装
1.工艺流程：设备基础施工-基础顶面尺寸复核-超水平-就位。
2.设备就位可采用吊装或拖运的方式，吊运设备的钢丝绳必须拴在设备的专用吊钩环上。设备就位时，各附件按制造厂说明书的要求进行安装，箱体就位方向和边界尺寸应与图纸相符。
4.2设备和系统调试
4.2.1 规范
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150-2006
《变电站运行导则》 DL/T969
《光伏电站接入电网技术规定》 Q/GDW 617-2011
《光伏系统功率调节器效率测量程序》 GB 20514
《光伏系统并网技术要求》 GB／T 19939－2005
《光伏(PV)系统电网接口特性》 GB／T 20046－2006
《晶体硅光伏（PV）方阵IV特性的现场测量》IEC 61829
《光伏发电施工组织设计规范》GB/T50795-2012
《光伏发电工程验收规范》GB/T50796-2012
《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-2006
《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169—2006
《工程测量规范》GB50026-2007
《建设工程项目管理规范》GB/T 50326-2017
《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46-2005
《建筑结构荷载规范》GB50009-2012
《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2013
《建筑施工安全检查评定标准》JGJ59-2011
《建筑机械使用安全技术规程》JGJ33-2012
《建筑施工高处作业安全技术规范》JGJ80-2016
《屋面工程技术规范》GB50245-2012
光伏电站项目的具体图纸设计资料（由设计院或组件设计部设计人员提供）；
设备厂家提供的技术资料及出厂检验报告。
4.2.2 系统调试前准备工作
系统调试前应有调试方案，内容包括目的要求，时间进度计划，调试项目，程序和采取的方法等；按调试方案，备好仪表和工具及调试记录表格。
熟悉系统的全部设计资料，计算的状态参数，领会设计意图，掌握光伏组件，逆变器，光伏系统工作原理。
系统调试前进行系统检查，其中包括：接地电阻值的检测、线路绝缘电阻的检测、控制柜的性能测试、光伏方阵输出电压的检测、控制器调试。
光伏调试之前，先应对逆变器，并网柜试运行，设备完好符合设计要求后，方可进行调试工作。
安装、接线完成后进行检查以及设备检查完好，确认无误，方可进行分项调试。
各分项调试完成后，可进行系统调试，联动调试，试运行。
4.2.3 调试人员和调试工具配置
表4.2.3-1 低压侧并网调试人员配置表
序号 | 姓名 | 职务 | 人数 | 备注 |
陈江 | 技术员 | |||
孙柏松 | 记录协调员 | |||
设备厂家人员 | ||||
注： 1.技术员必须是经过国家安全生产相关培训，持有《电工上岗证》的人员； 2.所有参与人员必须熟悉该项目具体的设计和施工情况； 3.为保证调试工作的顺利进行，可以根据实际情况及时增减调试人员。 |
表4.2.3-2 主要仪表及机具
名称 | 规格 | 数量 |
数字万用表 | ||
钳形电流表 | ||
红外测试仪 | ||
便携式I-V曲线测试仪 | ||
兆欧表（绝缘电阻测试仪） | ||
接地电阻测试仪 | ||
对讲机 | ||
工具箱 | ||
绝缘防护服、绝缘鞋、防护手套 | ||
注：为保证调试工作的顺利进行，工器具的配置数量可以根据实际情况及时增减。 此部分设备由发包人提供，调试后可转生产维护使用。 |
4.2.4 安全要求
1、参与调试的技术人员需持有特种作业人员操作证（电工），具备从事电气设备安装、维修等工作的相关资质证书等。
2、所有相关调试人员必须服从总负责人的统一安排，统一管理。
3、所有参加调试人员都必须经过安全技术培训。
4、调试过程中，相关操作人员必须作好安全防范措施，必须穿戴好绝缘防护物品。
5、在调试过程中，必须在不少于两个人的情况下进行操作调试，其中一人操作调试，一人监护。
6、在调试过程中，调试人员应严格按照每道工序的调试步骤进行操作，上道工序调试合格后，才能进入下道工序，严禁违章操作。
7、正确使用仪器仪表，防止短路现象的发生。
8、电气设备的额定工作电压必须与电源电压等级相符，电气设备的操作顺序必须按规范要求进行，保证电气操作安全。
9、电气装置遇到跳闸时，不得强行合闸，以免烧坏电气设备。应查明其原因，排除故障后方可再合闸。
10、严禁带电作业或采用预约送电时间的方式进行电气调整或检修；调整、检修前必须先切断电源，在电源开关上挂“禁止合闸”，有人工作”，“在此工作”，“禁止分闸”的警告牌。警告牌的挂、取应由专人负责。
11、禁止带电直接插拔直流侧光伏电缆的接插头，插拔接插头一定要提前断开汇流箱的断路器。
12、调试过程中，非工作人员不允许进入光伏系统带电区域。
13、设备的柜门或箱体门要方便开关和上锁，保证操作人员的人身安全。
4.2.6 调试作业步骤
1、组件调试
光伏组件需要组件厂家在出厂前对每块组件进行以下测试，1.组件外观，2.组件EL测试，3.组件IV测试，以上3条必须满足我司对光伏组件的的要求。组件厂家应提供组件有效的型式试验报告；出厂前检验生产记录和检验报告，将作为竣工报告的一部分，由PMC工程管理人会同组件生产商提供。
2、汇流箱调试
光伏组件串的电压、电流测试应在日照光强大于400W/m2条件下进行，如不符合测试条件，不能进行测试，但应记录未测方阵位置，待符合测试条件时及时补测。
汇流箱调试步骤如下：
（1）检查汇流箱的外观、电缆的标识等，并和图纸进行校对，发现问题要及时更正；检查汇流箱说明书、图纸等资料是否齐全，箱门内侧是否张贴原理图说明。
（2）用兆欧表（或绝缘电阻测试仪）测量汇流箱的绝缘电阻，并记录；用接地电阻测试仪测量汇流箱的接地电阻，并记录。
（3）测试完毕后，合上所有开关。
（正常：进行下一步操作；
不正常：排除故障正常后进行下一步操作（故障的排除参见供应商设备维护手册及供应商技术人员）；
3、逆变器调试
不同项目中使用的逆变器厂家、型号均不同，具体调试过程中要根据厂家提供的《逆变器调试方案》进行调试，此处不再进行具体说明。所有的调试过程都要进行详细的调试记录。
5、交流配电柜调试
交流配电柜的调试步骤如下：
（1）检查配电柜的外观、电缆的标识等，并和图纸进行校对，发现问题要及时更正；检查配电柜说明书、图纸等资料是否齐全，柜门内侧是否张贴原理图说明。
（2）用兆欧表（或绝缘电阻测试仪）测量绝缘电阻，并记录；
用接地电阻测试仪测量接地电阻，并记录。
（3）断开交流配电柜中的所有进出线断路器。
（4）在出线断路器的上口，测量电网侧电压和频率，并记录。
（5）检查配电柜自带的电压表显示是否和测量值一致，若不一致应检查电表，排除故障。
（6）配电柜调试完毕，做好调试记录。
4.2.7 系统整体联调
设备分组调试结束后，项目组及相关厂家进行一次技术沟通会议，确定各设备组是否调试合格，调试过程中出现的问题是否已经解决，安全隐患是否已经消除。在各分项调试合格的基础上进行整体调试。
1、整体联调准备
各设备分组调试完毕，调试过程和结果符合相关标准及设计要求；
清理设备现场，保证现场清洁，且无易燃、易爆等物品；
设备房应保持通风正常；
检查设备的各种电气开关、按钮操作灵活情况，符合规范要求。
2、通信网络检测
（1）检测逆变器到计算机间的RS485/232通信线是否通信正常；
（2）检查光伏系统监测软件是否已经安装，是否可在计算机上正常启动使用；
（3）检查计算机间的通信联接是否正常。
4.2.8 环境保护内容及方法
内容：有效地保护施工生产作业、办公环境，维护员工和相关环境周围人员的健康，把施工生产和办公产生的污染物控制在最低限度以符合国家相关法律法规的要求
方法：按《环境保护管理规定》（QG/SBC AB 150-2010/D）等执行
4.3物料的运输
4.3.1组件水平运输
因组件为易碎品极易被破坏，划出施工作业占用区域后，组件运输到施工现场，把组件存放在划出的占用区域。储存运输过程利用叉车分箱进行叉运，规范摆放，层高不高于出厂设计要求，组件堆放地设置隔离带，防止其他单位机械设备不慎碰到导致损坏。吊卸到屋面以后，采用人工搬运运输到位。
4.3.2组件垂直运输
组件垂直运输采用叉车、吊车、液压车配合作业。
1、吊装前，积极协调相关单位，找出合适的吊装场地，制定专项施工方案报业主审批，专人监护，做好安全防护措施。
2、利用叉车将组件安全叉送到吊车作业范围内，将2根吊带平行放置在组件托盘下部，使吊带安全牢固捆住组件并挂在吊钩上，吊钩应缓慢垂直上升到一定高度后方可水平移动，防止组件悬空摇摆撞击周边建筑物。
3、吊装作业具有特种作业资格证，并报业主审批合格后准予操作。
4、组件运至屋面后，利用人力单块运输到每个作业部位进行安装，做到立即分散，及时安装。
4.3.3 吊装施工工艺
1、吊车的选择
根据现场情况，原地面距离屋面檐口的垂直高度约为14m左右，同时勘察施工现场考虑起重机的起重能力、现场道路安全及经济效益等各方面因素，结合现场物件重量。拟定选用25t汽车吊一台。
2、施工管理体系的部署
现场吊装采用三级管理模式：如下图：
吊装总指挥
现场安全员
吊装组长
安装班组
吊装总指挥：负责总体协调和吊装安全。
现场安全员：主要负责现场吊装范围安全，并疏散作业范围内的人员。
吊装组长：主要负责吊装指挥及协调。
安装班组：负责屋面设备及自身安全。
3、吊装准备工作
汽车吊开至现场前，应将已选择的位置清理操作半径内的障碍物，以免发生不必要的安全事故。并将吊装操作半径外10m范围用警戒线，完全封闭，杜绝任何人进入其操作区域内。
4、吊装
吊装前应选择和查看尼龙吊带是否可承受构件，是否完好无损。施工现场吊装构件应为 “C”型钢，每米约2kg，吊装前应先试吊，并少吊，根据长度采用两头同时起吊，避免倾斜，防止构件在高空脱落，厂房区域内屋面高约m，必须有专人在屋面沿口隔离带内利用对讲机有效快速的将情况反馈给起重操作人员，同时最有效的调整起吊方式。
5、吊装太阳能光伏组件措施
吊装前应准备无破损并满足吊装荷载的吊带，太阳能光伏组件塑性较差，在吊装过程中必须确保无挤压，确保每块太阳能光伏板的完整。
4.3.4安全技术措施
1、吊装前，编制吊装专项施工方案报业主代表审批。做好安全教育及安全技术交底工作，做好吊带、起重机的检查，发现问题及时解决。
2、吊装作业区域内非操作人员严禁入内，柱子及屋架的吊装应在试吊无误后进行，吊装时设专人指挥。
3、施工人员应遵守安全技术操作规程，严禁违章作业和野蛮施工，严格执行“十不吊”。
4、所有计量工具应检测合格，测量时尽量减少误差，做好必要的复测。
5、特殊工种人员必须持证上岗，严禁顶岗和无证操作。
6、施工人员正确使用劳动保护用品，进入现场戴安全帽，2米以上高空系挂安全带，穿绝缘鞋，屋架吊装前在安全架上绑好安全绳，安装时高空作业人员必须佩带安全带，确保安全。
7、吊车支腿工作时，勘察地理强度，仔细调整吊车液压支腿，确保吊车的稳定性，避免支腿下沉而失稳。
第五章工期保证措施
5.1 工期保证措施
5.1.1 施工进度计划
为保证有限公司kWp分布式光伏发电项目按时完成，结合我司以往施工经验，编制适合本工程的施工进度计划表，总进度计划表见附件。
施工阶段：（流水作业和平行作业交叉进行）
（1）前期工作：屋面测量放样。根据设计图纸，对各厂房屋面进行测量放样工作，确定支架系统安装位置并保证安装规范性。
（2）屋面安装：根据测量放样确定的交叉点位置进行夹具导轨安装，待下部系统安装完毕并经检查合格后再进行组件的铺设工作。
（3）电气安装：屋面汇流箱接线、屋面电缆引下、电缆桥架安装、电缆敷设或直埋、配电房（并网点）室内设备安装。
（4）通电调试：安装结束后，应对各配电房和并网点进行通电调试试运行工作。组织专业电气调试单位，根据设计和相关规范要求进行调试，调试报告上报业主审核。
（5）竣工验收：公司项目部首先提交项目竣工报告，申请验收。施工现场做好一切验收准备工作，建设单位、以及相关主管单位进行检查验收。
工程工期：
（1）由于屋面并网电站建设项目自身的特殊性，考虑劳动力资源配备合理有效，拟组织 1个安装班组人同时施工，对屋面进行定位放线、夹具安装、支架安装、组件安装及组件串线等。拟计划2021年5月10日开工，2021年6月9日完工。
（2）土建方面：组织人的施工队伍对电缆沟、接地等进行施工。拟计划2021年5月10日开工，2021年6月9日完工。
5.1.2组织措施
（1）超前准备
提前做好思想准备、组织准备、技术准备和物质准备。我单位认真落实项目班子和主要管理人员以及由各类工种组成的基本队伍；对于重点和难点工程，有足够的技术储备；对拟投入的主要机械设备进行保养维修；测量、项目前站人员作好出发准备。保证在最短时间内进场开展工作，确保进场快、安点快和开工快，抓住有利施工环境，为施工创造良好开端。
（2）组建一支精干高效的项目班子
选派经验丰富、事业心强的管理技术干部担任本项目的项目经理；选派长期在各个项目指挥岗位、具有丰富生产及组织指挥有经验的人员担任项目各主要部门负责人和项目经理部班子成员；挑选具有长期类似工程施工操作经验、具有较强的技术素质和专业技能的青壮年技工担任现场主要工序操作手和技术骨干；安排年富力强有较强管理能力的技术人员组成一线管理队伍，配备足够的业务尖子担任技术主管、质监、安检、测量、机电、试验工程师和各项业务主管，确保项目顺利实施。
（3）组织得力的后勤保障机构
单位将组建得力的后勤保障机构，按计划组织物资、材料、设备、配件的订货采购供应，计划好供应周期和采购运输方案，不允许出现停工待料；提高设备的完好率、利用率和施工机械化作业程度，保证施工顺利进行。
（4）推行工期目标责任制
推行工期目标责任制，并将工期目标作为考核项目领导班子的重要指标，将工期目标分解到班组和个人，并将其与职工的经济利益挂钩。公司将严格工期目标的计划、检查、考核和奖惩制度，开展日碰头、周检查、月调整的工作制度，对落后工序就地组织攻关，制定措施，赶上计划；对难点工序有预案，必要时调整资源配置加大技术攻关力度，使局部调整不影响总工期，确保工期目标落到实处。
（5）服从大局，听从业主统一指挥
服从公司的统一指挥，严格执行工期计划，积极做好外部关系协调，合理解决场地利用、运输道路等问题，求得相互配合与支持。
5.1.3技术措施
（1）确立合理的分阶段工期目标，分阶段进行工期控制
对重点控制工程，要仔细分析，确立合理的分阶段工期目标，采取有力措施，分阶段进行工期控制，实现分阶段工期目标，从而保证总工期目标实现。
（2）对施工进度实行动态管理，安排好分段平行流水作业，组织均衡生产和稳产高产
根据施工要求，编好实施性施工组织方案，不断优化施工方案和网络计划，重点做好进度和资源的优化，设置重点部位和关键工序的控制点，压缩非关键线路时差和资源，紧紧抓住关键路线各道工序和重难点攻关，确保关键路线的施工进度。
（3）强化计划管理，加强协调指挥
根据实施性施工组织设计的总体安排和网络计划进度，编制、季度和月度生产作业计划。月度作业计划要落实到班组，要以周、月计划的实现保证季度计划的实现。施工组织计划要结合现场实际和季节性因素，既要满负荷工作，又要留有余地，确保计划的严肃性、可靠性。加强施工指挥调度与全面协调工作，及时解决问题，提高工作效率。
（4）抓好安全、质量，加快施工进度
妥善处理安全、质量和进度的关系，认真抓好安全质量工作，确保不出任何安全质量事故，加快施工进度。
（5）深化施工内容
在项目经理的领导下，项目技术人员对安装的各个专业进行深化设计，尤其是同一区域的各种电缆管线深化为同一张施工图，便于安装施工的协调，使我们的施工作品更好地体现设计师的意图。在保证工期的基础上建成精品工程。
第六章质量保证体系
6.1 质量方针与质量目标
6.1.1 质量方针
科学管理，精心施工，优质高效，争创精品工程。
6.1.2质量目标
以业主为关注焦点，以增强业主满意为目的，把本工程建设成为优良工程。确保工程一次性合格率100%，工程优良率 100%。
6.2质量管理体系的建立与运行
6.2.1 工程质量保证体系
本工程执行的工程质量保证体系是依据ISO90012000标准的质量保证模式，以我单位的《施工规范》、《验收标准》、《工程制度》以及《锦浪验收标准》为基础，结合本工程实际而编制的，是指导项目部实施质量管理和质量保证的纲领性文件和行为准则，项目部全体人员都必须认真贯彻、执行。
6.2.2质量体系的结构
1.质量管理结构
本工程质量管理采用项目管理法，建立由项目经理质量第一责任人、项目技术负责人、质量直接责任人组成的完善的质量管理组织机构，推行全面质量管理，确保本工程达到合格工程。
2.职责和权限
A项目经理
(1)全面领导质量管理工作，决策质量体系的重大事项，是本工段质量的第一责任人。
(2)组织贯彻执行国家和行业颁发的技术标准、规范和质量法规条例，确保工程质量符合业主要求。
(3)根据本工程的特点建立施工组织机构，详见“施工组织机构”一章，投入各类精干的专业技术人员、管理干部及素质良好的施工队伍，并拟定项目部各管理人员的职责和权限，经上级领导批准后报监理工程师批准。
项目技术负责人
(1)项目技术负责人是本工程质量的直接责任人。
(2)负责贯彻执行国家和行业颁发的技术标准程质量负直接责任。
(3)主持或组织本工程的整体施工组织设计，特殊工艺的施工方案制定并进行技术交底。
(4)负责组织重大质量事故的调查、分析和处置。
(5)负责工程质量监督实行质量“一票否决制”，行使停工权。
(6)解决项目施工的技术难题，组织编制作业指导书，制定各工序质量控制保证措施，负责设计修改及质量信息的传递。
(7)对本项目的生产工艺和技术问题有决策权，对影响产品质量的资源配置所有权提出调整意见。
质量员
(1)在项目总工授权范围内行使职权,管理和协调质检部与施工队的关系,保证“质量优先”原则的实现。
(2)负责质量检验、试验、评定等业务工作。
(3)在生产过程中有权对不重视质量的人员提出批评直到停止其工作，对造成不良后果的，有权组织调查，并提出处理意见。
(4)有权对质量保证措施进行考核。
(5)根据设计图纸及有关技术标准、规程、规范，采用施测、检测的各种方法对工程质量进行检查。
(6)参加工地的质量小组活动情况，定期和不定期检查各工作面的质量情况，对工程质量进行评估。
(7)对工程质量检查作好记录，保证数据真实可靠。对其所提供的数据负责，保证质量问题的可追溯性
(8)严格把好质量关。原材料检验不合格，严禁用于生产，工序质量不合格，不得转入下一道工序施工。
6.2.3质量内部监督保证体
1、质量控制程序
见图表6.1。
2、质量自检控制程序
项目施工质量自检控制是工程质量控制的第一关，我部专门成立了质量自检小组（见图表6.2），并建立了以项目经理为首的三级自检机构，即施工队、班组自检，现场工程师、质检工程师检查验收，检测合格后经项目技术负责人、项目经理审核后，报业主代表。以试验检测为主要技术手段，对工程质量进行严格把关。
3、质量内部监督保证体系
（1）对该工程项目实行ISO9001：2000质量认证体系进行管理，建立健全本项目质量管理体系，确保工程质量。
（2）认真贯彻公司质量方针，提高全员素质，增强质量意识，调动员工的积极性，人人做好本职工作，积极开展争创优质工程活动，以确保实现本工程质量目标。
（3）建立以项目经理为工程质量第一责任人的管理组织机构和以项目技术负责人负责的质检、试验、测量三位一体的质量监督保证体系，严格控制施工过程质量，确保工程质量。同时为质检、试验、测量体系配备职业道德良好、工作态度认真、责任心强和技术水平高的工程技术人员。从人员素质上确保工程质量监控。
（4）质量检查组织机构采用定期和不定期相结合的工作方式开展工程质量检查工作。项目经理部质量检查组织机构每月组织一次质量大检查和评比工作，作业班组实行上、下工序交接检查制度，对主要项目、关键工序实行跟踪检查，做到预防为主，把质量隐患消灭在萌芽状态。
（5）质量监督保证体系
a、质检体系：项目经理部设技术负责人、质量安全科。作业班组设质检员。实行分级质量管理，每道工序都必须经过班组质检员自检，班组之间质检员互检，质检科质检工程师联检。在自检、互检、联检基础上，项目经理检查、验收签认后，方可进行下道工序施工。为质检员、质检工程师配备与其职责匹配的质检仪器、设备工具和书籍，为其履行质检职责提供充分的条件。
b、检测体系：进场原材料、构配件、设备器材等都必须携带厂家出具的产品质量检测报告、合格证及其主要技术指标文件。经送检检测合格，并取得业主代表鉴证批准后，方可进场使用，同时严格执行试验规程，现场按照业主代表的要求进行送检取样，确保每道工序开工前有标准试验，施工有试验检查，完工有真实、准确、完整的试验数据，以充分反映结构内部质量状况，并将相关资料整理报业主代表。
图标6.1 质量控制程序框图
图表6.2 质量自检控制程序框图
6.3 质量控制与保证
6.3.1 质量控制遵循原则
1、坚持“质量第一”。
2、以人为核心，即以工作质量来保证工序质量、促进工程质量。
3、以预防为主。加强对质量的事前、事中控制，以及对工作质量、工序质量和中间产品质量的检查。
4、坚持质量标准，严格检查，一切用数据说话。
5、贯彻科学、公正、守法的职业规范。
6.3.2质量控制措施
本项目质量准备从事前控制、过程控制和事后控制三个阶段（亦分别称为初步控制、生产控制、合格控制）着手进行。
1、事前质量控制即在正式施工前进行的质量控制，其控制重点是做好施工准备工作，且施工准备工作要贯穿施工全过程中。影响施工项目质量的因素主要有五大方面：人、材料、机械、方法、环境和测量，即所谓4M1E1D。事前对五个方面的因素严加控制，是保证施工项目质量的关键。
2、过程质量控制是指施工过程中的质量控制，其策略是：全面控制施工过程，重点控制施工序质量。具体措施有：
——工序交接有检查；——隐蔽工程有验收；
——质量预控有对策；——计量器具校正有复校；
——施工项目有方案；——设计变更有手续；
——技术措施有交底；——配置材料有试验；
——图纸会审有记录；——质量事故处理有复查。
行使质控有否决（如发现异常、隐蔽工程未经验收、质量问题未处理、擅自变更设计图纸、擅自代换使用不合格材料、未经资质审查的操作人员无证上岗等，均应予以否决）。
质量文件有档案（凡与质量有关的技术文件，如水准点、坐标位置，测量放线记录，沉降、变形观测记录，图纸会审记录，材料合格证明、试验报告；技术交底记录，各种施工原始记录、隐蔽工程记录，设计变更记录，竣工图表等都要编目建档）。
3、事后质量控制是指在完成施工过程形成产品后的质量控制。其具体工作内容有：准备竣工验收资料，组织自检和初步验收；按规定的质量评定标准和方法，对完成的分项、分部工程和单位工程进行质量评定；组织竣工验收。
6.3.3 质量保证措施
1、以业主为关注焦点，以增强业主满意为目的，精心策划，优质服务，确保本项目质量目标实现。
2、实行全体员工岗位责任制，明确每个员工在的责任、权力和利益，重奖优质、严惩劣质，确保每个员工的工作质量，以此来保证工程质量。
3、严格控制施工过程质量工作，确保工程质量。组织有关人员认真学习，会审设计图纸、文件，充分理解设计意图，严格按设计操作规程和业主或业主代表具体要求组织施工。做到各分项工程开工前有详细的施工方案、方法和技术交底，按照施工工艺和施工操作规程进行施工操作，技术质量指标有图纸、规范、指标文件和业主、业主代表的具体要求，施工过程中有完整的检查鉴证表格、施工日记及工程月报，确保控制每一道工序施工过程质量及原材料质量控制来保证项目工程质量。
4、加强职业技术培训和技术考核工作，做到关键技术工种必须持证上岗，并选派经验丰富、能力强、技术水平高的技师担任班组长，作业队长。
5、结合工程实际积极开展技术、质量攻关活动，推进技术进步，用新的施工技术、新的施工工艺、新的施工方法、新设备、新材料确保工程质量优良。
6、与业主代表密切合作，整体施工全过程必须在业主代表监督、检查、指导、鉴证认可下进行，坚决做到按图纸、技术规范和业主代表正确要求组织施工。
7、雨季、汛期、高温及寒冷等特殊环境下，加强与气象部门之间的联系，视天气、气候变化组织施工并采取必备措施确保特殊环境下施工质量。
8、实行质量一票否决制。
9、产品的标识和可追溯性
A、标识的范围
(1)材料、设备
(2)业主要求进行验证的产品和设计有要求的产品
(3)在施工过程中容易出现质量通病的产品
(4)有追溯要求的产品
(5)法律现有规定的产品，如易燃、易爆物品。
B、工程部按国家或行业现行质量检验评定标准以该施工项目的单位工程、分部工程、单元工程，以质量评定表、隐蔽工程验收记录、试验记录、质量检查记录、施工日志等作为施工过程产品标识。
C、工程交付阶段产品标识。
工程最终产品以竣工图和竣工验收的技术资料进行标识。
第七章安全保证体系
7.1 安全方针与安全目标
7.1.1 安全方针
安全第一，预防为主，以“安全责任重于泰山”的使命感，杜绝违章指挥、违章作业和违反劳动纪律行为的发生，最大限度地消除事故隐患，预防和避免各类事故的发生。
7.1.2安全目标
以安全教育、安全检查为手段，以保护劳动者在施工过程中的安全与健康为目的，强化安全生产意识，落实安全管理责任制。
生产安全目标”100“是指:以每位员工做到“100”确保生产安全。
按照安全责任者与安全员配置到位率、安全责任者与安全管理者持证率、员工三级安全教育率、安全生产规程生效率、已辨识的重大危险源知晓率及特种工种持证上岗率等“六个100%”的安全目标，确保本合同段工程施工零事故。
7.2安全管理体系建立与安全生产责任制
7.2.1 安全管理机构
1、项目经理部建立健全安全生产管理体系。项目经理作为安全生产第一责任人必须在日常工作中重视安全管理工作。经理部配备专职安全员1人，各施工班组兼职安全员至少1人。成立安全生产领导小组，项目经理担任组长，项目副经理、安全质量部部长为副组长，各部室、班组负责人及专、兼职安全员为成员。工程部负责安全生产日常指导检查工作，办公室负责安全生产日常教育宣传工作，专职安全员负责全工地日常安全检查管理工作，兼职安全员协助班组长做好本班组的各项安全管理活动。
2、安全管理体系框图
图表7.1 安全管理体系框图
3、建立安全例会制度，制定安全防范及紧急救援预案。项目部分管安全的负责人、安全科长、专职安全员参加公司每月安全生产例会，汇报本项目部本月安全生产情况，吸取兄弟单位安全生产管理的经验和教训，接受上级领导关于安全生产的指导精神。在项目部每月生产调度会上把安全工作作为重要的议事日程，总结经验，找出差距，奖励先进，鞭策后进。每周召开一次安全生产例会，认真总结上周安全生产情况，排除安全生产隐患，布置下周安全生产重点工作。利用班前会、班后会检查施工现场安全防范措施，提醒工人加强安全生产防范措施，杜绝违章、违纪现象。
4、建立安全生产责任制，签订安全生产责任状，建立安全奖罚制度。项目部制定安全生产责任制，明确各科室、班组、个人在安全生产管理中的位置、责任、权利；与各施工队（班组）签订安全生产责任状，对违章指挥、违章操作引起任何安全隐患、事故，给予严惩；发现安全隐患及时报告、及时排除、敢于同违章指挥作斗争、及时举报违章指挥、违章操作以及安全生产工作抓出成绩的部门、班组、个人每月一次给予重奖。
5、加大安全投入，配备足够的安全防护用品和消防、抗洪、保卫器材，使全体职工在安全稳定的工作环境中安全地进行施工生产。
6、建立健全安全技术交底制度和安全事故分析处理制度。分部分项工程和重要工序开工前要做好安全技术交底工作，做好交底记录。项目部组织相关人员认真分析已发生的安全事故（隐患），并做到“四不放过”，即：1）事故原因未查清不放过；2）事故责任人未受到处理不放过；3）事故责任人和周围群众没有受到教育不放过；4）事故制订切实可行的整改措施没有落实不放过。
7、电气施工作业具有很大的危险性，需有专业人员操作，禁止无证上岗。在箱变、逆变器室和并网点内做柜体接线及柜体带电运行调试时应做好带电体防触电警示告牌，非相关人员不得进入施工现场。
8、进场作业人员必须正确佩戴安全帽，电气操作人员应配备相应防触电工具，如绝缘手套、绝缘鞋、电笔等。
7.2.2安全生产责任制
A、项目部各级人员岗位职责
1、项目经理：
（1）对本工程项目的安全负全面领导责任。
（2）在项目施工生产全过程中，认真贯彻落实安全生产方针、政策、法规和各项规章制度，结合项目特点，提出有针对性的安全管理要求，严格执行安全考核指标和安全生产奖惩办法。
（3）认真落实施工组织设计中安全技术管理的各项措施，严格执行安全技术措施审批制度，施工项目安全交底制度和设施、设备交接验收使用制度。
（4）领导组织安全生产检查，定期研究分析承包项目施工中存在的不安全问题，并加以落实解决。
（5）发生事故保护好现场，及时上报，并认真处理，吸取教训。
2、分管项目负责人：
（1）分管安全工作的项目负责人对本工程项目的安全生产负责。
（2）全面负责项目部安全管理运作和安全过程控制工作。
（3）每天按项目部现场防护标准亲临现场巡查工地，发现问题通过整改指令书向专职安全员、科室负责人或工长交待。
（4）定期组织召开工地的安全工作会议，当进度与安全发生矛盾时，必须服从安全。
（5）经常组织各种安全生产教育，支持和配合安全员的各项工作。
（6）有权拒绝上级不科学、不安全、不卫生的生产指令。
3、专职安全员：
（1）对本项目工程施工安全具体工作负责。
（2）熟悉安全生产有关管理规定和安全技术操作规程。
（3）积极贯彻和宣传上级及本项目的各项安全规章制度，并监督检查执行情况。
（4）对制定安全工作计划，进行方针目标管理，建立健全安全保证体系。
（5）对广大职工进行安全教育，对特殊工种进行培训、考核，并签发合格证。
（6）参加组织设计、施工方案的会审，参加生产例会，掌握信息，预测事故发生的可能性。
（7）深入基层分析研究动态，提出改正意见，制止违章作业。
（8）及时填报安全报表，协助教育有关人员办理安全合格证并跟踪管理。
（9）参加伤亡事故调查，进行伤亡事故统计和分析，对事故责任者提出处理意见。
（10）鉴定专控劳动保护用品，并监督其符合要求。
4、部门负责人（含工长、施工员）：
（1）认真执行上级有关安全生产规定，对所管辖部门、班组的安全生产负直接领导责任。
（2）认真执行安全技术措施，针对生产任务特点，向所管辖部门班组进行详细安全交底，并对安全要求随时检查落实情况。
（3）随时检查施工现场内的各项防护设施、设备的完好和使用情况，发现问题及时处理，不违章指挥。
（4）组织领导部门、班组学习安全技术操作规程，开展安全教育活动，指导并检查职工正确使用个人防护用品。
（5）发生工伤事故要保护现场，立即上报，协助上级分析、调查事故原因。
（6）有权拒绝上级不科学、不安全、不卫生的生产指令。
5、施工技术员：
（1）熟悉安全生产有关管理规定和安全技术操作规程。
（2）在项目总工的领导下编制和参加单位工程的施工组织设计、施工方案和作业指导书，要把安全技术措施渗透到施工组织设计、施工方案和工艺卡的各项环节。
（3）检查施工组织设计、施工方案和安全技术措施执行情况，协助技术领导做好单位工程的安全技术交底工作。
（4）参加各种安全设施、设备的验收，发现问题，及时提出改进意见。
6、班组长：
（1）认真执行安全生产各项规章制度及安全技术操作要求，合理安排班组人员工作，对本班组人员在生产中的安全和健康负责。
（2）经常组织班组人员认真学习安全技术操作规程，监督班组人员正确使用个人防护用品，不断提高施工人员自保能力。
（3）认真落实施工人员的安全交底，做到班前有要求，班后有小结，不违章指挥，不昌险蛮干。
（4）经常检查班组作业现场安全生产状况，发现问题及时解决，并上报有关领导。
（5）认真做好新工人的岗前安全教育。
（6）发现工伤事故及未遂事故，保护现场并立即上报。
7、操作工人：
（1）认真学习，严格执行安全操作规程，模范遵守安全生产规章制度。
（2）积极参加安全活动，认真执行安全交底，不违章作业，服从安全人员的监督指导。
（3）发扬团结友爱精神，在安全生产方面做到互相帮助、互相监督，对新工人要积极传授安全生产知识，维护安全设施和防护用具，做到正确使用，不准随意拆改。
（4）对不安全作业要积极提出意见，并有权拒绝违章指令。
（5）发生伤亡和未遂事故，保护现场并立即上报。
B、项目部各职能部门安全生产责任制
各职能部门安全生产责任制按国家、地方人民政府及公司颁布的建筑施工企业安全生产责任制的有关规定执行。
附表1：主要施工机械设备、测量仪器配置计划表
序号 | 机具名称 | 单位 | 数量 | 备注 |
电焊机 | 台 | |||
磨光机 | 台 | |||
电锤 | 把 | |||
扳手 | 把 | |||
手电钻 | 把 | |||
切割机 | 台 | |||
接地电阻表 | 套 | |||
挖机 | 台 | 0 | ||
汽车吊 | ||||
配电箱 | 套 | |||
万用表 | 套 | |||
绝缘摇表 | 套 | |||
钢卷尺 | 把 | |||
水平尺 | 把 | |||
安全带 | 根 | |||
压线钳 | 只 | |||
其他 | 项 | |||
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