光伏项目安全施工管理制度

第一篇：光伏项目安全施工管理制度

项目部

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A/0 1 目的

1.1 为提高项目全员（包括业主单位、总包单位、监理单位、各EPC单位、各专业承包单位、劳务分包单位，以下同。）对安全重要性的认识，提高安全技术水平，提高全员的安全意识，各岗人员经培训考试后，持证上岗。2 范围

2.1 本制度适用于本项目全员。3 职责

3.1 安全管理目标

3.1.1 不发生人身死亡及群伤事故；

3.1.2 不发生特大、重大设备、机械设备事故； 3.1.3 不发生恶性误操作事故； 3.1.4 不发生重大火灾事故； 3.1.5 不发生重大交通责任事故； 3.1.6 不发生特大环境污染事故；

3.1.7 “设施标准、行为规范、施工有序、环境整洁”创建良好文明施工水平。实现达标投产、争创优质工程。3.2 业主单位职责：

3.2.1 负责制定安全管理目标和提供安全管理要求，并监督执行；

3.2.2 根据《劳动法》、《安全生产法》、《建筑施工管理条例》等法律法规要求，拟订《安全管理办法》；

3.2.3 与工程总承包单位签订《安全责任书》； 3.2.4 组织召开项目安全周例会等安全管理会议；

3.2.5 组织开展项目安全大检查，并对违规的单位进行处罚；

3.2.6 进行安全巡检，对发现的安全隐患提出整改意见，并落实跟进； 3.2.7 督促工程总承包单位和监理单位落实各项安全管理制度； 3.2.8 协助工程总承包单位配合安全监督管理部门的检查； 3.2.9 参加事故的调查处理工作；

3.2.10 如实向上级安全管理部门汇报“安全管理事故”。3.3 工程总承包单位职责：

3.3.1 工程总承包单位须设专职安全管理机构及安全管理人员，负责监察安全施工，贯彻落实上级有关安全施工的文件精神。严格执行“国家有关安全施工生

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A/0 产的有关规程”。

3.3.2 工程总承包单位须对所承包的工程建设安全施工负直接责任。3.3.3 工程总承包单位的项目经理是本单位安全施工的第一责任人，对本单位的安全施工负全面领导责任，应全面落实全员安全施工责任制。并应设置专职的安全管理人员，明确其职责，加强安全管理。

3.3.4 工程总承包单位应认真制定项目安全施工目标计划，核实安全技术措施计划、反事故措施计划。项目开工前应制定切实可行的安全技术措施，然后进行措施交底、签证并督促实施。

3.3.5 工程总承包单位应按规定建立健全安全检查机构，保证三级安全监督网的监控作用。

3.3.6 建立各项安全施工管理制度，在施工作业中严格执行。

3.3.7 加强安全教育，定期组织安全工作规程和安全施工管理规定的学习、考试，组织安全技术教育和特种作业人员的培训、取证工作，保证施工作业持证上岗。

3.3.8 坚持安全检查和安全例会制度。督促施工班组坚持开展每周一次的安全活动。

3.3.9 积极参加由建设单位组织的安全工作例会和联合安全大检查。组织制定整改措施，及时消除事故隐患。

3.3.10 组织或参加事故的调查处理工作，积极提出防范措施以及督促防范措施的贯彻执行。

3.3.11 工程总承包单位应加强对保证安全施工的机械、工器具及安全防护措施、用具、用品的管理。所用安全机械、工器具及安全防护设施、用具用品必须为生产许可企业的合格产品。特别要加强对大中型施工机械（尤其是吊车、搅拌车）的安全管理，必须提供特种设备安全监督部门的检验合格证，做好登记工作，并制定具体的管理实施细则和相应的管理、使用、操作制度。

3.3.12 工程总承包单位应深入开展反违章、反违纪活动，加大考核处罚力度，制定考核奖惩实施细则。

3.3.13 作好安全保卫工作，禁止与施工无关人员进入施工现场。

3.3.14 加强对工程总承包单位和民工的安全管理，建立完善的安全台帐。3.3.15 严格班组安全管理，建立班组交底、签证制度。

3.3.16 进场电动工器具及起重用工器具必须进行检测、检查确认可靠，进场的

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A/0 施工机械须经过检验无损伤缺陷，上述三项都必须建立台帐，并根据规定进行定期检查入帐。3.4 监理单位：

3.4.1 监理单位配备专职安全监理工程师进行工程安全监督工作。

3.4.2 检查督促工程总承包商建立健全安全管理制度，督促工程总承包商认真执行国家及有关部门颁发的安全生产法规、规定和总承包合同对安全生产的规定。

3.4.3 检查督促施工单位对施工现场危险源进行分析并制定应对措施，要求施工单位对重大安全隐患制定紧急预案。

3.4.4 对施工生产及安全设施进行经常性的检查监督(定期与不定期)，对违反安全生产规定的施工及时指令整改。

3.4.5 检查督促工程承包商按照合同规定和国家标准规定做好劳动保护、环境保护及水土保持工作，并将情况定期向业主提交专题报告。

3.4.6 定期组织安全生产检查活动和安全生产评比表彰活动。做好监理合同内施工和设备安装的安全生产协调工作，协助业主做好各施工和设备安装合同间的安全生产协调工作。

3.4.7 提供事故分析所需的一切资料，参加安全事故的调查分析，审查工程承包商的安全事故报告及安全报表，监督工程承包商对安全事故的处理。3.4.8 定期(每月)向业主报告安全生产情况，并按规定编制监理工程项目的安全生产统计报表。对重大安全事故的处理必须及时向业主报告。4 工作内容 4.1 违章处罚

4.1.1 不按章办事、违反现场安全规定将给予通报批评和经济处罚。4.1.2 对于监理单位及现场项目部下发的“安全文明施工通知单”，EPC单位必须按期认真整改，否则将进行100—1000元的经济处罚，处罚后仍未进行整改的将加倍处罚。4.1.3 个人着装及防护

(1)施工现场穿戴铁钉的鞋、裙子、短裤、拖鞋、高跟、背心和赤膊者，罚款50元/人次，并责令退出施工现场。

(2)进入施工现场不带安全帽（办公室、控制室、值班室、施工班组的休息室除外），坐安全帽者，罚款50元/人次。

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A/0(3)高空作业不系安全带，高空抛掷工具、材料及其它物品者，罚款100元/人次，造成人身伤害的按事故处罚条例叠加处罚。4.1.4 遮栏、护栏、栏杆

(1)建筑物框架、高塔平台、高速运转设备、高电压区等主要施工区的遮栏、护栏、栏杆等必须符合设计和规定要求，安装齐全并牢固，安全标示牌、警告牌齐全。并设在视线良好的地方。

a土建脚手架，永久栏杆遮拦、护拦不符合要求（确因安装需要除外，但必设临时防护措施），无安全标示牌、警告牌，罚款100元/处；并限时补设。

b工作平台（包括脚手架平台）不符合要求，罚款50元/处。4.1.5 孔（洞）沟盖板

(2)施工区各类孔（洞）沟盖板，要符合设计要求，必须齐全、平整、安全、牢固。

a孔洞盖板强度或形状不符合要求，孔（洞）、沟道无盖板及其它措施，采用标准化盖板但没有限位铁件，罚款50元/处；通知后不整改的，延期一天罚款100元/个（谁施工、谁负责）；延期两天不整改的责令工程总承包单位退出施工现场。

b未经监理单位及现场项目部同意任意在楼板、平台上开孔及墙壁上开孔，随意拆除安全设施，罚款200元/处，造成他人伤害的视情节轻重从严处罚。4.1.6 常规照明

(1)夜间施工现场及巡视路线的照明应符合施工要求；高空作业、施工区域照明要充足。

(2)照明不足罚款500元/处；灯具损坏未及时修复罚款200元/处。4.1.7 安全工器具、防护用具

(1)工程总承包单位必须从有生产许可证的制造厂家购置安全施工器具，防护用具、用品等，保证施工器具齐全、可靠、安全有效并符合安全规程的有关规定。

a使用无生产许可证、无合格证厂家产品，罚款200元/次。

b应该使用的安全施工器具或防护用具，每缺一件，罚款50元，每一件不可靠或失效罚款50元。4.1.8施工机械

(1)工程总承包单位必须加强对施工机械，特别是大中型施工机械的安全管理，保证各类施工机械工作状态良好，不得带病运行。各类起吊设备必须取得合法的

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A/0 许可证，操作人员必须持证上岗。施工机械运行前必须向监理、现场项目部申请办理现场检查验收使用许可证，待手续齐全后方可作业。

a施工机械带病运行，操作人员无证上岗，罚款500元/项；施工机械无安全操作规程，无运行检查记录，罚款100元/项。

b大中型起重机未进行定期的负荷试验，起吊设备未取得合法的使用许可证，罚款1000元/台。

4.1.9 安全教育、规章制度及安全管理机构

(1)工程总承包单位必须加强安全教育工作，制定完善的安全施工管理制度，建立健全安全管理机构，强化安全监察工作，落实责任、保障安全。各工程总承包单位要在申请开工前上报安全管理机构和安全施工管理制度。

a不按规定设置安全管理机构，罚款1000元。

b不按规定组织施工人员进行《厂区作业安全规程》学习，安全责任落实不到位，罚款200元/人次。

c临时用工、合同用工未进行安全教育，未进行《安规》考试并取得合格证，班组每天交接班没有安全交底或交底无签证记录，罚款100元/项。

d不按规定建立安全施工管理制度，安全活动记录不齐全，罚款50元/项。4.1.10 施工用电

(1)闸门、插座无盖，电源箱内线路零乱，按规定未安装漏电保护器的，闸刀电源引出线挂接，罚款50元/处。

(2)未经电源管理部门允许，擅自搭接电源，使用失灵的漏电保护装置，罚款100元/处，电源引出线无空气开关，罚款500元/个。(3)其它未按规定使用施工电源的，罚款50元/次。4.1.11 脚手架及架板

(1)在主要人行通道上架设脚手架作业影响通行的罚款100元/处，罚款后三日内不整改者，加罚200元/处。

(2)脚踏板不符合强度要求的，散铺架板两端不用铁线绑扎，上、下脚手架没有爬梯，有护栏无上下防滑落措施，罚款50元/处。

(3)散铺的架板无双栏杆措施，斜道脚手架无双栏杆或防滑措施，罚款100元/跨。

4.1.12 安全网

(1)未按规定挂设安全网的，罚款50元/处。

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A/0(2)安全网破损，整改通知发出两日内未处理，罚款100元/处。4.1.13 安全技术措施

(1)工程项目开工前没有编制安全施工技术措施和安全施工防护措施，罚款500元/项目。

(2)重要施工项目和重要施工工序没有办理安全技术措施审批手续、没有按时送建设单位管理部门，罚款1000元/项目。4.1.14 其它

(1)对不服从现场项目部门或安全部门管理的，罚款200元/次；打骂安监人员的，将从重处罚，情节严重的清除出施工现场或追究其刑事责任。

(2)施工现场发现有闲杂人员逗留、乱窜，罚所在区域工程总承包单位50元/人次。

(3)施工车辆行驶速度为10Km/h，发现超速罚款100元/辆次。4.2 奖励办法

(1)对在安全文明施工中做出重大成绩和特殊贡献的集体或个人，现场项目部门将给予奖励，考核期限以每半年为一考核周期，奖金来源于“安全施工奖励专用基金”。

(2)及时消除事故隐患，避免了重大事故发生的，奖励500元/次。(3)制止违章行为，避免了事故发生的，奖励200元/次。

(4)发生事故时，积极抢救并采取有效措施，防止了事故扩大，使职工生命和公司财产免受或减少损失的，奖励1000元/次。在安全管理中付出了辛勤劳动，取得了显著成绩的奖励500元/次。

a电气安装的安全要求及处罚； b结构安装的安全要求及处罚； c增加安全协议书。5 附件

施工现场安全生产、文明施工目标管理责任书

发包方：×××××××××××公司（以下简称甲方）承包方：×××××××××××公司（以下简称乙方）

为加强施工现场安全生产和文明施工管理，明确责任，确保现场施工满足总包单位制定的安全文明工地的要求，根据国家《安全生产法》、《建设工程安全生

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A/0 产管理条例》，及甲方制定的《安全生产管理手册》等管理制度。甲方与乙方就＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿项目施工签订安全生产和文明施工责任书如下：

一、责任人及责任范围

1、乙方现场负责人＿＿＿＿＿＿为该项目的安全生产文明施工管理直接责任人。

2、凡在本工程项目中的施工安全防护，现场人员的安全、设备安装及使用的安全、施工安全、防火安全及文明施工等都属安全文明施工的范围。责任人必须对以上范围负全部责任。

二、目标责任

1、责任人要认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，该工程项目实现“五无”（即无死亡事故、无重伤事故、无中毒事故、无火灾事故、无坍塌事故）。

2、安全、文明施工合格率达100%。

三、安全生产主要标准

1、严格按照JGJ59—2011标准抓好安全生产，保证该施工项目安全生产合格，不发生任何伤亡事故，争创优良或样板工程。

2、安全目标明确，制度健全，资料齐全，设置现场安全标示布置总平面图并按总平面图挂设安全标志牌，安全责任到人，安全措施落实，确保安全生产目标完成。

3、施工用电规范，采用TN——S系统，做到“一机一闸一漏一箱”；使用标准电箱、电线、开关、漏电保护器等必须是合格产品。

4、抓好安全三级教育和平时安全防护事故教育，特殊作业人员必须持证上岗。

5、做好四口五临边防护，明确各楼层防护责任人。

6、按规定搭设外脚手架，使用合格的安全网。

7、使用合格的机械设备，悬空所用的索具、脚手架、吊篮、平台等设备需经各种验收手续完备后才能投入使用。

8、健全防火制度，落实防火措施，配足防火器材，不准在宿舍做饭和使用电炉、煤气炉等；在建楼盘内不准住人或做办公室。

9、严格遵守安全监督程序，未按规定完成达标验收，不准继续施工。按规定编制各项特殊专项作业安全组织设计或方案。

四、文明施工主要标准

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A/0

1、按照国网公司标准和业主有关文明施工检查标准搞好文明施工，保证该施工项目文明施工合格，争创优良样板工地。

2、各种标牌齐全，挂设整齐美观，施工现场布局合理、规范。

3、临时工棚采用砖墙铁皮屋顶，或选用其它安全实用的金属结构活动房屋，禁示使用石棉瓦及树皮搭设工棚。

4、施工现场卫生、干净、排水畅通。

5、坚持文明施工，做好施工现场周围社区工作，保证不出现周围居民投诉或纠纷。

6、材料分类堆放整齐，并有标识。

五、奖惩办法

1、乙方所管理的工程项目安全达标验收合格，被评为样板工地的按甲方有关规定给予奖励。

2、项目安全生产、文明施工检查不合格或安全隐患多，甲方有权责令其停工整改。

3、一年内连续2次以上（含2次）大检查不合格，由甲方按有关规定处以罚款。

4、如发生伤亡事故，由甲方进行立项调查，并有权停止乙方参与项目施工，经查实后按有关规定处以罚款。

六、此责任书一式贰份，甲、乙双方各执壹份，责任书从签字盖章之日起生效，至该项目竣工交付后终止。

甲 方：××××××××公司 乙 方：×××××××××公司 代 表： 代 表：

年 月 日 年 月 日

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第二篇：光伏电站项目施工及验收情况

目录

一、光伏电站项目开发全过程---------------2

二、设计阶段-------2

三、施工建设-------2

3.1设备到场验收--------------------------2 3.2支架到场检查--------------------------2 3.3支架安装流程--------------------------2 3.4光伏组件的安装流程-----------------3 3.5光伏组件之间的接线-----------------3 3.6汇流箱的安装--------------------------3 3.7逆变器的安装--------------------------4

四、工程验收-------4

4.1单位工程验收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土预制支架基础----------5 4.4屋顶及屋顶设施的验收-------------5 4.5安装工程的验收-----------------------5 4.6支架安装验收--------------------------5 4.7光伏组件安装的验收标准----------6 4.8汇流箱的安装验收应-----------------6 4.9逆变器安装的验收应-----------------6 4.10电气设备安装的验收---------------6 4.11光伏电路监控系统安装的验收--7 4.12防雷与接地安装的验收------------7 4.13光伏方阵直流电缆安装的验收--7 4.14安全防范工程验收------------------8 4.15消防工程验收-------------------------8

五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）--------------------8

六、工程试运行和移交生产验收------------9

6.1光伏电站试运行和移交生产验收 9 6.2工程试运行和移交生产验收-------9 6.3移交时应提交资料--------------------9

七、系统检测及调试----------------------------9

7.1光伏组件串测试---------------------10 7.2逆变器的调试检测------------------10 7.3直流侧验收测试内容---------------11 7.4交流侧验收测试内容---------------12 7.5抽样选择 12

光伏电站项目施工及验收

一、光伏电站项目开发全过程

项目前期（核准、荷载、售电协议等）--设计--施工建设--并网调试检测--交付--质保期

二、设计阶段

现场勘查、初步设计、协调电网公司接入方案、深化设计（设备选型、系统设计、方阵设计、电气设计、辅助设计等）、出图

三、施工建设

测量放线--支架基础--支架安装--组件安装--光伏电缆桥架及电缆铺设--电气安装（汇流箱、逆变器、变压器等设备）--设备单体调试--设备联合调试--内部验收--竣工验收--并网检测--移交

3.1设备到场验收：

组件、逆变器、汇流箱等设备到场后应做到以下检查：

1包装及密封均应良好

2开箱检查、型号、规格均应符合设计要求，附件、备件应齐整

3产品的技术文件应齐全

4外观检查应完好无损

3.2支架到场检查：

1外观及防腐涂镀层应完好无损

2型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全

3对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作

4支架安装前，安装单位应按照“中间交接验收签收单”的相关要求对基础与预埋件

（预埋螺栓）的水平偏差合定位轴线偏差进行查验。

3.3支架安装流程

1固定支架安装应符合以下固定：

1采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205

2支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔。

3支架安装过程中不应破摔支架防腐层

4手动可调式支架调整动作应灵活，高角度调节范围应满足设计要求。

5支架倾斜角度偏差不应大于+-1%

3.4光伏组件的安装流程

1光伏组件安装前

1支架安装必须应收合格

2宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串

3光伏组件的外观及各部件应完好无损

2安装过程

1组件安装应按照设计图纸的型号、规格进行安装

2光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定

3光伏组件安装允许偏差应符合

3.5光伏组件之间的接线：

1光伏组件连接数量和路径应符合设计要求

2光伏组件间插接件应连接可靠

3外接电缆同插接件连接应搪锡

4光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试

5光伏组件间接线可利用支架进行固定，应整齐美观。

6同一光伏组件和光伏组件串的正负极不应短接。

严禁触摸光伏组件串的金属带点部位，严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。

3.6汇流箱的安装

1汇流箱安装前

1汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动

2汇流箱的所有开关和熔断器应处于断开状态。

3汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小于20M欧

2汇流箱安装应符合下列要求：

1安装位置应符合设计要求，支架和固定螺栓应为防锈件。

2汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm

3汇流箱内的光伏组件串的电缆接线前必须确认为光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。

3.7逆变器的安装

1逆变器安装前应：

1室内安装的逆变器安装前应具备：

1屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。

2室内地面基础应施工完毕，并应在墙上标出抹面标高，室内沟道无积水、杂物，门窗安装完毕。

3进行装饰时有可能损坏已经安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。

4对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。

5混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合规定：

6检查安装逆变器的型号、规格应正确无误，逆变器外观检查应完好无损。

7运输就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。

8大型逆变器就位时应检查道路通畅，且有足够的场地。

2逆变器安装应符合以下要求：

1逆变器采用基础型钢固定的，逆变器基础型钢安装的允许偏差：

2基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm，基础型钢应有明显的可靠接地。

3逆变器的安装方向应符合设计规定

4逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。

5逆变器交流侧与直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。

6逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点

7电缆接线完毕后逆变器本体的预留孔洞和电缆管口应进行防火封堵。

四、工程验收

施工质量验收（土建工程、安装工程、消防工程、安全工程）主要设备性能验收

安全验收（防雷接地、防火）4.1单位工程验收：

1质量控制资料应该完整

2单位工程所含分部分项有关安全和功能的检测资料应该完整

3主要功能项目的抽查结果应该符合相应技术要求的规定

4观感质量验收应符合要求

单位工程的验收应由建设单位（业主）、总包单位、施工单位、设计单位（或监理）等有关单位负责人及专业技术人员组成。4.2土建工程：

1光伏组件支架基础、场地及建筑物等分布工程的验收

2施工记录、隐蔽工程、质量控制、自检验收记录应完整完备 放线布线的验收应符合下列要求：

1光伏组件串、并联方式应符合设计要求

2光伏组件串标识应符合设计要求

3光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

4.3屋面混凝土预制支架基础：

1混凝土预制基础应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定

2外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理，接地的扁钢、角钢均进行防腐处理。

3新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工。

4屋面支架的基础不得损害建筑物的主体结构，不应该破坏屋面的防水构造，且与建筑承重结构的链接牢固、可靠，对原有建筑物防水结构有影响时，应根据原防水结构重新进行防水处理。

5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794。4.4屋顶及屋顶设施的验收应符合：

1屋顶承重、平整度应符合设计要求

2电缆桥架应符合设计要求

3屋顶防水、排水设施应符合设计要求

建筑物内（逆变器、升压站、配电室）等需符合国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300和《钢结构工程施工质量验收规范》设计的要求 4.5安装工程的验收：

安装工程应包括：支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、电气设备安装、防雷与接地安装、线路及电缆安装等分部分项工程的验收。

1设备制造单位提供的产品说明书、实验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等资料应完整齐备。

2设备抽查记录和报告、安装调配记录和报告、施工中的关键工序检查记录、质量控制记录、自检记录等资料应完整齐备。4.6支架安装验收应符合：

1固定支架

1固定支架安装的验收办法应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的有关规定

2采用固件（压块等）的支架，紧固点应牢靠，不应有弹垫未压平等现象。（抽检比例？）

3支架安装的垂直度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

4规定式支架安装的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

5对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。

6固定式支架的防腐处理应符合设计要求。

7金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接

4.7光伏组件安装的验收标准应符合下列要求:

1光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求

2光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象

3光伏组件间插件连接应牢固，连接线应进行处理，整齐美观

4光伏组件安装倾斜角度应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

5光伏组件边缘高差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

6方阵的绝缘电阻应符合设计要求

4.8汇流箱的安装验收应符合以下标准：

1箱体安装位置应符合设计图纸要求

2汇流箱标识应齐全

3箱体和支架连接应牢靠

4采用金属箱体的汇流箱应可靠接地

5安装高度和水平度应符合设计要求

4.9逆变器安装的验收应符合下列要求:

1设备的外观及主要零部件不应有损坏、受潮现象。元器件不应有松动或丢失。

2对调试记录及资料应进行复核。

3设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极行

4逆变器的可靠接地

5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护所有绝缘和开关装置功能应正常

7散热风扇工作应正常

8逆变器和基础间连接应牢固可靠

9逆变器通风处理应符合设计要求

10逆变器悬挂式安装还应符合：

1逆变器和支架的连接应牢固可靠符合设计要求安装高度应符合设计要求

3水平度应符合设计要求

4.10电气设备安装的验收应符合以下要求：

1变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范》GB50148的有关规定高压电气设备的安装验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB50147的有关规定

3低压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定

盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有关规定

4.11光伏电路监控系统安装的验收应符合以下条件：

1线路敷设路径相关资料应完备齐备

2布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤，绑扎后的电缆应互相精密靠拢，外观平直整齐，线扣间距均匀，松紧适度。

3信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求

4信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地

5传感器、变送器安装位置应能真实地反应被测量值，不应受其他因素的影响

6监控软件应符合设计要求

7监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足监理上一级监控系统的需要及调度的要求

8监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作

9通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告

继电保护剂安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的有关规定

调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定

无功补偿装置安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范》GB50147的有关规定

调度通信系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T598的有关规定

检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448的有关规定

4.12防雷与接地安装的验收应符合：

1光伏方阵电压保护和接地安装的验收应符合

1光伏方阵过电保护与接地的验收应依据设计的要求进行

2接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求

3连接处焊接应牢固、接地网引出应符合设计要求

4接地网接地电阻应符合设计要求

电气装置的防雷与接地安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》GB50169的有关规定

建筑物的防雷与接地安装的验收应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定

4.13光伏方阵直流电缆安装的验收应符合下列要求：

1直流电缆规格应符合设计要求

2标志牌应装设齐全、正确、清晰

3电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求

4电缆连接接头应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定

5直流电缆线路所有接地的接点与接地极应接触良好，接地电阻值应符合设计要求

6防火措施应符合设计要求

交流电缆安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定

4.14安全防范工程验收：

设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录集符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的试运行报告等资料应完整齐备。

安全防范工程的验收应符合：

1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求 系统配置，包括设备数量，型号及安装不见应符合设计要求。

工程设备安装、管线敷设和硬币工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB50348的有关规定

4报警系统 视频安防监控系统，出入口控制系统的验收应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的有关规定。

4.15消防工程验收应符合：

1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件，质量控制，自检验收记录等资料应齐备

消防工程的设计图纸应得到当地消防部门的审核

3光伏电站消防应符合设计要求：

1符合设计要求

2建（构）筑构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定 屋顶光伏发电项目工程，应满足建筑物的防火要求

4防火隔离措施应符合设计要求 光伏电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求

6消防器材应按规定品种和数量排放齐全

7安全出口标志灯及火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB14395和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945的有关规定。

五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）：

1涉及电网安全生产管理体系验收

2电气主接线系统及场（站）用电系统验收

3继电保护、安全自动装置，电力通信，直流系统，光伏电站监控系统等验收。

4二次系统安全防护验收

5对电网安全、稳定运行有直接影响的电厂其他设备及系统验收

6通信系统与电网调度机构连接应正常

7电力线路应已经于电网接通，并已通过冲击试验

8光伏电站监控系统各项功能应运行正常

9并网逆变器应符合并网技术要求

六、工程试运行和移交生产验收

6.1光伏电站试运行和移交生产验收应符合下列条件：

光伏发电工程单位工程和启动验收均已合格，并且工程试运大纲经试运行和移交生产验收合格。

与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求

3设备及系统调试，宜在天气晴朗，天阳符合不低于400W/M2条件下进行

4生产区内所有安全防护设施均已经验收合格

5运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐全

6光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不得少于光伏组件接受总辐射量累计达60KWH/M2的时间。

光伏发电工程主要设备（光伏组件，并网逆变器和变压器等）各项试验应完成且合格，记录齐全完整

8运行人员应取得上岗培训资格

6.2工程试运行和移交生产验收主要工作包括：

应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告

2应检查工程投入试运行的安全保护设施是否完善

3应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求

4应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60KWH/M2的时间内无故障连续并网记录是否完备。

5应检查光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求

6应检查并网逆变器、光伏方阵列各项性能指标是否达到设计要求

7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成

8工程试运行过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成9应确定工程移交生产期限

10应对生产单位提出管理要求和建议。

11应签发“工程试运行和移交生产验收鉴定书”

6.3移交时应提交资料如下：

1工程竣工决算报告及审计报告

2竣工工程图纸

3工程概预算执行情况报告

4工程竣工报告

七、系统检测及调试

项目现场测试验收工作内容：

1关键部件在实际运行条件下的性能测试（部件质量，、电气接线、触点保护和接地、标签和标识）； 重点内容：

光伏组件检测（是否存在热斑，隐裂等质量问题）；

I-V特性曲线；

汇流箱功率测试；

逆变器转换效率；

光伏组串一致性；

2接地和绝缘电阻；

3电能质量，系统电气效率；

4土建和支架结构（土建和支架满足设计要求、环境要求、相关标准和法规的要求；系统应配备相对应的消防措施）；

5电站电气建设与设计一致性； 7.1光伏组件串测试：

1光伏组件串测试前应具备以下条件：

1所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。

2汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰正确

汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通性良好

4辐射度宜在高于或等于700W/平米的条件下测试

2光伏组件串的检测应符合下列要求：

1汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确

2相同测试条件的相同组件串之间的开路电压偏差不应大于2%,但最大偏差不应超过5V。

3在发电情况下应使用万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测，相同测试条件下且辐射照度不应低于700W/平米时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。

4光伏组件串电缆温度应无超常温等异常情况

5光伏组件串测试完成后，应按照规范格式填写记录。

逆变器投入运行前，将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成 7.2逆变器的调试检测

1逆变调试前应具备：

1逆变器控制电源应具备投入条件

2逆变器直流侧、交流侧电缆应接引完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好

3方阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件

2逆变器调试前，应对其做好下列检查：

1逆变器接地应牢固可靠、导通性好

2逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹

3逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动

4档逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠，接触良好，开关位置指示正确。

5逆变器本体及各回路标识应清晰正确

6逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。

逆变器调试应符合以下要求:

1逆变器控制回路带电时，应对其做好下列检查

1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常

2人机界面上个参数设置应正确

3散热装置工作应正常

2逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作：

1测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内

2检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求

3逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列：

1测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内，交流侧电压计频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。

2具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态不应做出并网工作。

4逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：

1具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门

2逆变器交流侧掉电

3逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值

4逆变器直流输入电压高于或低于逆变器的整定值

5逆变器直流输入过电流

6逆变器直流侧电压超出额定电压允许范围

7逆变器交流侧频率超出额定频率允许范围

8逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围

逆变器停运后，需打开盘门进行检查时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。测试人员测试完毕后，应按照规范填写施工记录。7.3直流侧验收测试内容

1光伏组件（或组件串）标称功率测试

在太阳光辐照度不低于500W/m2，风速不大于2m/s条件下，使用便携式I-V测试仪，测试光伏组件（或组件串）的实测功率，推算至STC条件下的标称值，并与铭牌值相比较。在条件允许的情况下，从电站现场抽取5~10块代表性组件，送至实验室进行精密功率测量。

光伏组件EL隐裂测试

使用EL测试仪，在电站现场测试光伏组件的EL图像，并判断组件是否有隐裂，以及分析隐裂产生的原因。该测试对未安装的组件或拆卸下来的组件进行。

光伏组件（或组件串）电压电流匹配性测试

使用便携式电压电流测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）之间的开路电压、短路电流、运转电流的匹配性，是否由于3%。同一组批次组串测试时，辐照度变化不高于10W/m2。光伏组件（或组件串）绝缘和接地电阻测试

使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）内部电路与边框或支架之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻满足IEC 61215中10.3的要求。

5光伏组件热斑隐患测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄光伏组件在发电状态下的红外成像，分析局部过热及热斑隐患。光伏汇流箱绝缘测试

使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏汇流箱输入输出电路与接地端和金属外壳之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻不小于1MΩ。

光伏汇流箱热效应测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄汇流箱在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。7.4交流侧验收测试内容

并网点输出电能质量测试

使用便携式电能质量分析仪，在电站现场逆变器的输出并网点，检测其输出交流电的电能质量，包括电压及波动、频率及波动、谐波、功率因数、三相不平衡度、闪变等。逆变器、配电柜、控制设备的绝缘电阻测试

使用便携式绝缘电阻测试仪，检测电站现场逆变器、配电柜、控制设备的内部电路对地及外壳的绝缘电阻。

逆变器、配电柜、控制设备的热效应测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄逆变器、配电柜、控制设备在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。

系统整体转换效率测试

使用便携式电站综合分析仪，同步测试光伏组串输出平均直流功率和逆变器输出交流功率，计算光伏电站系统整体转换效率。7.5抽样选择

采取现场抽样方式，抽样比例由合同双方协商确定。以下抽样比例供参考，特殊情况可增加抽样比例：

（1）单个项目装机容量3MW以下的光伏电站：

光伏组件5～8%；光伏组件串60～70%； 光伏汇流箱 50%；

光伏逆变器 300kW及以上等级，100%；300kW以下等级，80%；（2）单个项目装机容量3MW以上的光伏电站：

光伏组件1～3%；光伏组件串30～50%； 光伏汇流箱 30%；

光伏逆变器 500kW及以上等级，80%；500kW以下等级，50%；（3）子系统单元划分

对于分布式电站，子系统单元以屋顶等建筑物为划分单位，或者以逆变器数量为划分单位；

对于大型地面电站，子系统单元以逆变器数量为划分单位

参考文献：光伏发电工程验收规范

GB/T50796-2012

光伏发电工程施工规范

GB50794-2012

光伏电站现场测试技术规范 CPVT-2013-28

第三篇：光伏管理制度

光伏管理制度

光伏管理制度1

1目的

为使设备的检修管理科学化、高效率，做到有组织、有计划、有准备的进行，达到发电公司对设备管理的要求，制定本制度。

2定义

2.1定期检修:根据《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》的要求，定期对设备进行较全面(对已掌握规律的老光伏发电系统可以有重点的进行)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。

2.2临时检修:对临时发现的缺陷或发生的故障的排除。

2.3缺陷:是指主、辅设备及其系统在发电生产过程中发生的对安全、经济稳定运行有直接影响的异常，即在设备运行中发生的因其本身不良或外力影响，造成直观上或检测仪表(试验仪器)反映异常，但尚未发展成为故障的情况和影响安全运行的各种问题，如振动、位移、摩擦、卡涩、松动、断裂、变形、过热、泄露、声音异常、防洪设施损坏、照明短缺、标识牌不全等均称为设备缺陷。按其严重程度可分为三类:紧急缺陷、重大缺陷和一般缺陷。

2.3.1紧急缺陷:是指威胁人身、设备安全，随时可能酿成事故，严重影响设备继续运行而必须尽快进行处理的缺陷。

2.3.2重大缺陷:是指对设备使用寿命或出力有一定影响或可能发展为紧急缺陷，但尚允许短期内继续运行或对其进行跟踪分析的缺陷。

2.3.3一般缺陷:是指对设备运行安全影响较小，且一般不至于发展成为上述两类缺陷，并能按其铭牌额定值继续运行，允许列入月、季(年)度检修计划中安排处理的缺陷。

2.4故障:设备在工作过程中，因某种原因丧失规定功能或出现危害安全的现象。

3引用标准或参考文件

3.1 dl/t 969-20xx变电站运行导则

3.2 gj/t 264-20xx光伏建筑一体化系统运行与维护规

4主要职责

4.1发电公司生产技术部主要职责

4.1.1负责批准定期检修计划。

4.1.2负责审核变电站一、二次设备、线路检修外委单位。

4.2光伏电站主要职责

4.2.1负责定期检修计划的编制、执行。

4.2.2负责组织对缺陷、故障的处理。

4.2.3负责对缺陷、故障数据的统计分析。

4.2.4负责对检修过程进行总结，不断提高检修管理水平。

4.2.5负责监督与检查外委单位合同的执行情况。

5管理内容与要求

5.1光伏发电系统责任分包管理

5.1.1光伏发电系统分配

光伏电站工程移交生产后，站长组织运行人员对光伏发电系统按人进行分配，分配方法由光伏电站自行确定，填写附表61“光伏发电系统分配记录表”。

5.1.2协议签订

分配完成后，站长分别与各运行人员签订附录a“光伏发电系统责任分包协议书”，协议书一式三份，一份由公司放入运行人员人事档案，一份保存在光伏电站档案室，一份由运行人员保存。

5.1.3光伏发电系统管理

5.1.3.1光伏发电系统巡视

协议书签订后，分包责任人是所分包光伏发电系统的日常巡视的主要负责人，巡视工作具体按《巡回检查管理制度》相关要求执行。在巡视过程中如发现光伏发电系统存在缺陷，检修班组组织人员对该设备进行检修。

5.1.3.2光伏发电系统定期维护

光伏发电系统到达定期维护时间时，分包责任人对光伏发电系统开展定期维护工作。

5.1.4激励

根据各光伏发电系统的日常运行情况及相关数据统计，按照签订的附录a“光伏发电系统责任分包协议书”，公司对相关人员兑现激励。

5.2定期检修管理

5.2.1定期检修计划的编制

5.2.1.1每年12月份，光伏电站站长填写附表62“设备定期检修计划”，编制光伏电站下一定期检修计划，编制依据如下:

a主、辅设备的检修周期。

b设备的技术指标及健康情况。

c设备生产厂家对其设备的定期检修要求。

d 《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》对设备定期检修工作的要求。

e光伏电站当地的光照情况规律。

5.2.1.2编制完成后，送发电公司生产技术部批准。

5.2.2定期检修的'执行

在定期检修开工前，必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据，之后按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》相关要求开展具体定期检修工作。

5.2.3定期检修记录

定期检修工作完成后，分包责任人将该设备本次定期检修的具体情况登记在附表67“设备台账”的“设备定期检修情况”栏目内。

5.2.4发现缺陷的处理

定期检修过程中，如发现设备存在缺陷，按5.3条款进行处理。

5.3临时检修管理

5.3.1缺陷、故障的发现及录入

5.3.1.1运检人员在日常巡视、检修等工作中，如发现存在缺陷或故障，应立即向主值汇报，运行人员将缺陷或故障情况记录在附表64“设备缺陷、故障记录本”中。

5.3.1.2如认为是紧急缺陷，应同时向站长汇报，核实确属紧急缺陷后应根据当时系统运行情况及相关规程规定，决定缺陷设备是否需要立即退出运行。

5.3.2缺陷、故障的处理

在设备缺陷或故障处理开工前，必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据，才能进行缺陷或故障处理工作。

5.1缺陷的处理

a主值将缺陷情况通知检修班组，检修班组组织对缺陷情况进行消除，具体按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。

b紧急缺陷的处理:检修班组需立即开展抢修工作，运行人员需加强对缺陷设备的监视，并随时报告站长，同时应迅速拟定事故应急措施，做好各项准备工作，一旦发现缺陷恶化，应立即采取措施对缺陷设备进行隔离。在处理紧急缺陷时，站长需在现场监督检查紧急缺陷的消除工作，并制定处理方案和质量验收，紧急缺陷必须连续处理。

c重大缺陷的处理:处理时限一般不得超过一周，具体时限由检修班组根据缺陷情况确定并在附表64“设备缺陷、故障记录本”的“处理结果及日期”栏目中注明。

d一般缺陷的处理:一般缺陷可结合定期检修计划安排处理，对于一些检修人员有能力可以很快处理的小缺陷，检修人员可自行处理。

e对有紧急或重大缺陷的设备，若因特殊原因，不能在规定时限内停机处理，而需带缺陷继续运行时，光伏电站必须提供充分的依据并报发电公司生产技术部批准。

5.2故障的处理

运行人员填写附表60“设备故障检修通知单”，将故障情况通知检修班组，检修班组组织对故障情况进行消除，检修具体工作按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。

5.3光伏电站不能自行消除的缺陷或故障的处理

a质保期外光伏发电系统、箱变、生活设备发生重大缺陷或故障时，光伏电站填写附表66“设备维修申请单”，发电公司批准后，光伏电站寻找外委单位，对缺陷或故障予以处理。

b变电站一、二次设备、线路所发生的重大缺陷或故障时，光伏电站填写附表66“设备维修申请单”，发电公司批准后，光伏电站联系外委单位进行处理。

c外委单位处理的重大缺陷或故障消除后，光伏电站人员填写附表67“设备维修验收单”，对缺陷或故障消除情况进行验收。

5.3.3缺陷或故障的登记

缺陷或故障消除验收完成后，运行人员将该设备本次的临时检修情况记录在附表63“设备台账”的“设备缺陷、故障检修情况”栏目内。

5.3.4总结分析

5.3.4.1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发电公司生产技术部。

注:消缺率=(本月消除缺陷数/本月发生缺陷数)×100%

5.3.4.2光伏电站应重视对检修管理过程中的经验、教训的分析、总结，不断提高检修管理水平，提高设备的可靠性。

5.3.4.3光伏电站需对设备缺陷、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。

5.4供应商检修时停送电的管理

5.4.1供应商如需停电检修时，需填写附表65“停送电联系单”，经站长批准后予以停电。

5.4.2供应商检修完成后，如需送电，需填写附表65“停送电联系单”，经站长批准后予以送电。

6检查与考核

6.1本制度由光伏电站贯彻执行。

6.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏管理制度2

1目的

为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，加强“两措”计划的管理，避免人身事故和设备事故的发生，制定本制度。

2定义

2.1两措:两措是安全技术措施及反事故措施的统称。

2.2安全技术措施:主要指为消除生产过程中的不安全因素，防止伤亡和职业危害，改善劳动条件和保证生产安全所采取的技术组织措施，简称“安措”。

2.3反事故措施:反事故措施主要是以防止设备事故发生及由此诱发的人身事故，保证设备安全可靠运行为目的所采取的技术组织措施，简称“反措”。

3引用标准或参考文件

3.1 《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》

4职责

4.1光伏电站主要职责

4.1.1负责编制光伏电站两措计划。

4.1.2负责组织实施光伏电站两措计划。

5管理内容与要求

5.1两措计划编制要求和范围

5.1.1安措计划的项目

5.1.1.1安全技术措施方面:以预防伤亡事故为目的的一切技术措施。如防护装置、保险装置、信号装置以及安全防爆措施等。

5.1.1.2工业卫生技术措施方面:以改善劳动条件、生产环境、预防职业病为目的的一切技术措施。

5.1.1.3有关保证生产安全、工业卫生所必须的房屋及设施，如作业工人的淋浴室等。

5.1.1.4安全宣传教育所需的设备，如安全技术教材、图示、刊物、安全技术展览的设施等。

5.1.1.5其他如作为安全试验研究所需设备、材料等。

5.1.2反措计划的'项目

5.1.2.1按照《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》和上级机关颁发的反事故措施，结合光伏电站的实际情况，制定具体的反事故措施。

5.1.2.2需要列入反措计划进行技改的防止事故、故障、异常情况的防范对策。

5.1.2.3需要消除影响安全生产的重大设备缺陷，以及为提高安全性能的重大技术改进措施。

5.1.2.4需要编制、制订、贯彻的有关安全生产的规程制度以及培训计划、活动等。

5.1.3光伏电站在每年十一月初，填写附表81“两措计划表”，完成本光伏电站下一的两措计划，确定技术方案、资金来源、计划完成期限等内容，经发电公司批准后执行。

5.2实施与监督

5.2.1两措计划下发后，有关部门必须严格按照各自的职能分工、任务和要求，结合设备检修和技改工作进行实施。

5.2.2两措计划由光伏电站负责组织实施，属两措计划项目的工程设备、制图、施工、安装等工作由发电公司负责协调，光伏电站具体组织落实。

5.2.3在技改工程项目实施过程中，加强质量监督和技术监督，确保质量，节省费用。

5.3竣工验收与检查考核

5.3.1两措计划项目应纳入光伏电站月度工作计划，执行应有实效。

5.3.2两措计划及其技改工程项目竣工后，光伏电站应组织进行验收，并做好总结，将有关记录、资料归档。

5.3.3月初，光伏电站应以书面形式向发电公司生产技术部报告上月两措计划执行情况，对不能如期完成的要说明原因和预期完成时间。

5.3.4每年年终，光伏电站对本两措计划完成情况、完成率、实际效果、未完成原因及存在问题进行总结，上报发电公司生产技术部。

6检查与考核

6.1本制度由光伏电站贯彻执行。

6.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏管理制度3

光伏支架是光伏发电系统的载体，大致可分为地面固定式、屋面体系、墙面体系、bipv体系等。因光伏支架本身的特点及自认和人为因素等原因，在使用一定的年限后必须不断的.进行检查、维护和保养，才能保证光伏支架的正常性能。

1.日常巡视检查

为保证光伏支架的可靠运行，提高设备安全性，在日常的运行维护工作中建立日常登记巡检制度。日常巡检每个季度应不少于1次。通过巡检工作力争及时发现故障隐患，防范于未然，有效地提高设备运行可靠性。巡视检修项目如下:

项目

检查内容

检查周期

底座化学锚栓

锚栓是否有松动迹象

3个月

连接件

螺栓是否有松动迹象;连接件是否有变形迹象

3个月

组件压块

螺栓是否有松动迹象;压块是否有变形迹象

3个月

组件电池

组件电池整体是否平整，角度是否一致

3个月

支架构件

支架构件是否有变形现象;支架构件是否有生锈现象;

3个月

2支架维的护管理

支架的维护每年应不少于1次，光伏支架的例行维护检查是光伏发电机组可靠运行的保证，应坚持'预防为主，计划检修'的原则，根据设备制造商提供的例行维护内容并结合运行的实际情况制定出切实可行的维护计划。同时严格按照维护计划工作，使设备处于正常的运行状态。

在6级以上大风、热带风暴、大雪天气、地震等恶劣条件过后，应组织维护检修人员对支架进行全方面检查，并做好检查记录。如有损坏还需做好问题处理报告。

支架维护小组应根据每年支架维护过程中的问题进行汇总，并做成整体报告提交公司或生产商。

支架的维护检查项目及处理方式如下:

项目

检查问题

处理方式

底座化学锚栓

锚栓是否有松动迹象

1.如是混凝土基础强度不足，导致锚栓拉松动，则需提高混凝土质量，更换混凝土基础;如是锚栓本身质量问题，则需联系生产厂家更换购买锚栓或化学药剂。

螺栓

螺栓是否有松动;

1.如是因安装过程中螺栓未拧紧，则需重新拧紧螺栓;如因螺栓质量问题，或在极端恶劣气候条件下，导致构件孔位扩孔，则需联系生产厂家更换或购买。

组件压码

压码是否有变形迹象

1.安装过程中螺栓未拧紧，导致压码松动、错位，则需重新安装压码

组件电池

组件电池整体是否平整，角度是否一致

1.如因支架构件变形，导致组件不平整，则需对支架构件纠正变形，或更换支架构件。如因安装时未控制好支架平整度，则需重新调整支架达到水平对齐、高度一致。

支架构件

支架构件是否有生锈现象;

1.在运输、现场二次搬运的过程中，应注意小心轻放，避免构件因碰撞导致镀锌层被破坏;

2.在安装过程中，应避免构件碰撞，或利器、重物敲击构件，避免镀锌层被破坏

3.镀锌层被破坏后，应立即刷环氧富锌漆，漆层厚度不小于120μm

4.在镀锌层被腐蚀耗尽以后，出现生锈现场，应采用砂纸人工打磨除锈，后刷环氧富锌漆或其他反腐油漆保护。

光伏管理制度4

1目的

为加强光伏电站技术监督工作，提高设备安全可靠性，确保安全、稳定、经济运行，制定本制度。

2引用标准或参考文件

2.1 dl/t1051-20xx电力技术监督导则

2.2国家电网公司电力工业技术监督工作规定

3职责

3.1发电公司生产技术部主要职责

3.1.1负责组织贯彻国家有关各项技术监督的规章制度，管理光伏电站各项技术监督工作。

3.1.2负责审批技术监督的报表，总结和考核各项技术监督工作。

3.2站长主要职责

1负责做好光伏电站各项技术监督工作。

2负责组织建立、健全技术监督网。

3负责督促技术监督负责人制定适合光伏电站情况的技术监督管理标准。

4负责审核各项技术监督的报表、异常信息反馈报告、总结等。

5负责贯彻执行有关技术监督的各项方针、政策、条例、制度以及工作要求，根据光伏电站的具体情况制定相应的实施计划。

6负责主持光伏电站各项技术监督异常情况的调查分析工作，处理存在问题，严格按有关规程进行分析评价。

7负责制定光伏电站技术监督工作计划，并监督执行。

8负责定期参加召开的各项技术监督网例会，开展技术监督活动。

9负责监督检查本专业人员在工作中规章制度的执行情况。

10负责督促光伏电站建立、健全各类设备台账、图纸、缺陷及处理记录、监督月报表、跟踪分析表等技术监督档案。

11负责促进光伏电站有计划、有目标、有针对地对设计、安装、检修、运行人员进行技术监督方面的技术培训与交流。

12负责定期组织对电力技术监督检查工作及设备运行开展安全检查，对检查发现的问题和缺陷提出改进措施，并按规定的整改期限进行复查。

4管理内容

4.1管理目标

4.1.1技术监督工作规范化、标准化、程序化。

4.1.2各项技术监督指标合格，并可控、在控，保证光伏电站运维安全、稳定、优质、经济和高效运行。

4.2监督类别

在绝缘、电测、继电保护、电能质量、化学监督、金属监督、电机组控制监督等方面对设备健康水平与安全、质量、经济运行方面的重要参数、性能与指标进行监督、检查、调整及评价。

4.2.1绝缘监督:变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、线路阻波器、耦合电容器、避雷器、电缆、母线、绝缘子等设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统。

4.2.2化学监督:变压器绝缘油、各种润滑油及水内冷发电机的冷却水的使用管理和质量检测。

4.2.3金属监督:主要针对光伏发电系统支架、连接螺栓及紧固螺栓、升压站支柱绝缘子在承受动载荷和静载荷长期运行的变化规律进行监督。

4.2.4电测计量监督:电能表、互感器、电量变送器、测量系统二次回路、电测计量装置和电工测量仪器、仪表等。

4.2.5控制系统监督:主要针对光伏发电系统监控系统、自动控制系统、程序控制系统;

4.2.6继电保护监督:变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、电缆、母线、输电线路、电机等设备继电保护，安全自动装置、故障录波装置及所属二次回路等。

4.2.7电能质量监督:频率偏差、频率合格率、电压偏差、波动和闪变、三相电压不平衡度和正弦波形畸变率等。

4.3监督内容

4.3.1变压器类专业管理:变压器、互感器、电抗器、线路阻波器。

4.3.2光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

4.3.3过电压专业管理:避雷器、消弧线圈、接地系统(变电站和电机基础)和其他过电压保护装置。

4.3.4防污闪专业管理:变电站和35kv集电线路绝缘子、电气设备外绝缘等参数。

4.3.5谐波专业管理:电压、电流谐波及谐波源。

4.3.5开关专业管理:断路器、隔离开关、组合电器、分段器等开闭合设备。

4.3.7化学(油品)专业管理:主变压器及箱变绝缘油、电机各种润滑油的使用管理和质量检测。

4.3.8技术监督的标准按照各专业技术规程执行。

4.4监督实施

4.4.1光伏电站于12月15日前编制附表97“技术监督工作计划”，报发电公司生产技术部批准后执行。

4.4.2实施要求

4.4.2.1光伏发电技术监督实行监督报告、质检验收、责任处理及预警、告警、整改机制。

4.4.2.2认真遵守监督报告机制，严格按照当地电科院规定格式和时间如实报送电机组技术监督项目及指标完成情况，重要问题及时进行专题报告。

4.4.2.3应建立健全光伏发电设备质量全过程监督的签字验收机制，在光伏发电生产的各个阶段，对质量不符合规定的`设备、材料及安装、检修改造过程，技术监督人员有权拒绝签字，并可越级上报。

4.4.2.4严格执行技术监督责任处理机制，由于技术监督不当或自行减少监督项目、降低监督指标标准而造成严重后果的，应追究相应责任。

4.4.2.5建立监督预警、告警和整改机制，对重大技术监督问题，及时发出预警、告警及整改通知单，督促现场尽快整改。

4.4.2.6建立健全光伏电站技术监督网，使各项技术监督工作制度化、规范化和标准化，各级技术监督人员必须严格执行监督有关规程和标准，行使监督职能。

4.4.2.7设备制造、基建、运行、检修、技改、反措等全过程质量监督的技术资料应准确、完整、连续，全部原始档案应经站长批准后归档。

4.4.2.8光伏电站各技术监督网应不定期组织开展活动，并保留相关活动记录和资料。

4.4.2.9为保证光伏电站技术监督网成员的稳定和技术监督工作的正常开展，根据技术监督网成员岗位变动情况及时调整，并报站长批准。

4.4.2.10外委技术监督服务项目，由发电公司生产技术部归口管理。

4.4.3光伏电站技术监督月度分析、总结等资料和报表于次月3日前报发电公司生产技术部。对于以前遗留的设备隐患、问题，以及上次监督网活动提出的监督建议(应综合考虑时效性和可操作性)，各责任部门应对落实情况进行跟踪，并在技术监督月度分析、总结中反馈。

4.4.4光伏电站于1月15日前完成技术监督工作总结，报送发电公司生产技术部。

4.4.5按上级单位(部门)的要求，需要报送有关技术监督总结、报表等资料时，应如实填写，经站长批准、公司盖章后方可报送。

4.4.5技术监督费用管理

4.4.5.1技术监督中委托电力科学研究院、其他具有资质服务中心进行项目发生的服务费用，由发电公司生产技术部根据专项费用进行管理和控制。

4.4.5.2技术监督中发现、遗留的疑难问题，需申请资金解决的，应将其作为技术改造、特殊检修项目申报。

4.5监督奖惩

4.5.1建立技术监督工作的考核及奖励机制，对技术监督的指标及管理工作进行考核，并将考核结果与光伏电站的经济利益等活动挂钩，对在技术监督工作中作出贡献的部门或个人给予表扬和奖励。

4.5.2对于技术监督工作开展不到位，发生不安全情况的，相应的技术监督网人员应受到考核，监督网负责人与主要责任者同等责任，网内成员与次要责任人同等责任。

5检查与考核

5.1本制度由光伏电站贯彻执行。

5.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏管理制度5

第一条提高项目全员对安全重要性的认识，提高安全技术水平，提高全员的安全意识，经培训考试后，持证上岗。

第二条本制度适用于本项目全员。

第三条安全管理目标

不发生人身死亡及群伤事故;

不发生特大、重大设备、机械设备事故;

不发生恶性误操作事故;

不发生重大火灾事故;

不发生重大交通责任事故;

不发生特大环境污染事故;

“设施标准、行为规范、施工有序、环境整洁”创建良好文明施工水平。实现达标投产、争创优质工程。

第四条安全管理职责

业主单位职责:

1)负责制定安全管理目标和提供安全管理要求，并监督执行;

2)组织召开项目安全周例会等安全管理会议;

3)组织开展项目安全大检查，并对违规的单位进行处罚;

4)进行安全巡检，对发现的安全隐患提出整改意见，并落实跟进;

加强对保证安全施工的机械、工器具及安全防护措施、用具、用品的管理。所用安全机械、工器具及安全防护设施、用具用品必须为生产许可企业的合格产品。

作好安全保卫工作，禁止与施工无关人员进入施工现场。

加强对民工的安全管理.

严格班组安全管理，建立班组交底、签证制度。

进场电动工器具及起重用工器具必须进行检测、检查确认可靠，进场的施工机械须经过检验无损伤缺陷

对施工现场危险源进行分析并制定应对措施，要求施工人员对重大安全隐患制定紧急预案。

对施工生产及安全设施进行经常性的检查监督(定期与不定期)，对违反安全生产规定的施工及时指令整改。

做好劳动保护、环境保护及水土保持工作

不按章办事、违反现场安全规定将给予通报批评和经济处罚。

个人着装及防护

施工现场穿戴铁钉的鞋、裙子、短裤、拖鞋、高跟、背心和赤膊者需责令其退出施工现场。

进入施工现场必须佩戴安全帽(办公室、控制室、值班室、施工班组的休息室除外)

高空作业需系安全带，严禁高空抛掷工具、材料及其它物品

遮栏、护栏、栏杆

建筑物框架、高塔平台、高速运转设备、高电压区等主要施工区的遮栏、护栏、栏杆等必须符合设计和规定要求，安装齐全并牢固，安全标示牌、警告牌齐全。并设在视线良好的.地方。

施工区各类孔(洞)沟盖板，要符合设计要求，必须齐全、平整、安全、牢固。

夜间施工现场及巡视路线的照明应符合施工要求;高空作业、施工区域照明要充足。

安全工器具、防护用具

不得使用无生产许可证、无合格证厂家产品

应该使用的安全施工器具或防护用具不可缺少

不得出现闸门、插座无盖，电源箱内线路零乱，按规定未安装漏电保护器的，闸刀电源引出线挂接

需按规定使用施工电源

厂区内杂草众多，禁止吸烟。

接地焊接施工处需配备灭火设备。

非工作人员禁止进入厂区。

所有带电设备日常维护或检修后必须随手锁门。

为保证厂区环境卫生所有施工垃圾需及时处理。

光伏管理制度6

第一章总则

第一条为了规范光伏电站安全管理，确保光伏电站的安全、稳定运行，杜绝倒送电事故发生，保障人身和设备安全，特制订本规定。

第二条本规定适用于山晟新能源有限责任公司下属各光伏电站。各员工均有责任保护光伏电站的各项设施，并有权对损害电站正常运行的行为进行监督和检举。

第二章管理内容

第三条岗位职责

3.1凡电站工作人员，必须按其职务和工作性质熟悉并执行安全管理维护规程。

3.2电站操作人员必须具备一定的电工知识，了解电站各部分设备的性能，并经过运行操作技能的专门培训，经考核合格后，方可上岗操作。

第四条值班人员是值班期间电站安全运行的主要负责人，所发生的一切事故均由值班人员负责处理，值班人员值班时应遵循以下事项:

4.1值班人员应随时注意各项设备的运行情况，定时巡回检查，并按时填写值班记录。

4.2值班时不得离开工作岗位，必须离开时，应有人代替值班，并经站长允许。

4.3值班时不得喝酒，游玩。

4.4严格按照规程和制度进行操作，注意安全作业。

4.5未经批准，不得拆卸电站设备。

4.6未经有关部门批准，不得擅自允许外来人员进入电站参观。要保证经批准参观人员的人身安全。

第五条交接班制度

5.1交班人员应向接班人员介绍运行情况，并填写值班日志，对设备运行情况及缺陷处理情况、运行操作、调度命令等进行详细记录。

5.2交班人员应认真清点工具，仪表，查看有无损坏或短缺，向接班人员点交，并检查主控、设备间、宿舍、卫生间的卫生是否合格、具备交接条件。

5.3交班时如发生事故，应分清情况，由交接班人员共同处理，严重事故应立即报告上级。

5.4未正式交班前，接班人员不得随意操作，交班人员不得随意离开岗位。

5.5在接班人员接清各项工作分别签字确认后，交班人员方可离开工作岗位。

第六条生产管理

6.1电站应根据充分发挥设备效能的原则，遵守当地电网公司的发电计划曲线。

6.2要制定必要的生产检查制度，以保证发供电计划的完成。

6.3电站应按批准的计划停、送电时间执行，不得随意借故缩短或增加送电时间。因故必须停电时，按当地供电部门的`管理权限办理停电申请手续，批准后方可执行。

6.4停送电、检修时，必须服从当地供电局、地区调度命令。

6.5要定期检查光伏电池方阵的金属支架有无腐蚀，并根据当地具体条件定期进行绝缘检验。方阵支架应良好接地。

6.6在使用中应定期对光伏电池方阵的光电参数包括其输出功率进行检测，以保证方阵不间断地正常供电。

6.7遇有大雨，冰雹，大雪等情况，光伏电池方阵一般不会受到损坏，但应对电池组件表面及时进行清扫，擦拭。

6.8应每月检查一次各光伏电池组件的封装及接线接头，如发现现有封装开胶进水，电池变色及接头松动，脱线，腐蚀等，应及时进行理处。不能处理的，应及时向电力管理部汇报。

第七条逆变器维护管理

7.1应严格按照逆变器使用维护说明书的规定操作使用、尤其是，在开机前注意输入电压是否正常;在操作时要注意开关机的顺序是否正确，各表计和指示灯的指示是否正常。

7.2逆变器一般均有断路，过流，过压，过热等项目的自动保护，因此在发生这些现象时，无需人工停机;自动保护的保护点一般在出厂时已设定好，无需进行调整。

7.3逆变器机柜内有高压，操作人员一般不得打开柜门，柜门平时应锁死。

7.4在室内温度超过3 0度时，应采取散热降温措施，以防止设备发生故障，延长设备使用寿命。

7.5应定期检查逆变器各部分的连线是否牢固，有无松动现象，尤其应认真检查风扇，功率模块，输入端子，输出端子以及接地等。

7.6一旦告警停机，不准马上开机，应查明原因并修复后再开机，检查应严格按逆变器维护手册的规定步骤进行。

7.7操作人员必须经过专门培训，并应达到能够判断一般故障的产生原因并能进行排除，如能熟练的更换熔丝等，未经培训的人员，不得上岗操作使用设备。

7.8如发生不易排除的事故或事故的原因不清，应做好事故的详细记录，并及时通知电力管理部。

第八条配电柜和测量控制柜的维护管理

8.1配电柜和测量控制柜的具体操作使用和维护检查，按设备使用维护说明书和技术说明书要求进行。

8.2值班人员对配电柜的巡回检测的内容主要包括:1)仪表，开关和熔断器有无损伤;2)各部件接点有无松动，发热和烧坏现象;3)触电保护器动作是否灵敏;4)接触开关的触点是否有损伤;5)检查接地情况，用兆欧表测试外壳接地电阻应小于1 0欧;6)柜体有无锈斑.

8.3配电柜检修内容主要包括:1)清扫配电柜，修理，更换损坏的部件和仪表;2)更换和紧固各部件接线端子;3)修理损坏的引线绝缘;4)箱体如有锈斑，应清除锈斑并涂防锈漆，检修后，必须检查接线和极性完全正确后方可通电实验。

第九条值班人员应定时监视测量控制柜指示的有关数据。如有异常，立即汇报、处理。

第十条由于测量控制柜内有直流高压，非值班人员不经允许不得打开机柜。

第十一条在逆变器内设置孤岛效应的检测防护功能。当设备和线路进行检修需要办理停电安全措施时，应先断开并网逆变器，避免检修人员伤亡事故的发生。

第十二其它

22.1本规定自下发之日起执行。

22.2本安全管理规定由xxxxx有限责任公司负责解释。

光伏管理制度7

1目的

为有效防止由于冰冻、雷击、沙暴及小动物原因造成光伏电站电气设备事故的发生，确保设备安全稳定运行，制定本制度。

2引用标准或参考文件

2·1 gb 50169—1992电气装置安装工程接地装置施工及验收规范

2·2 dl/t 596—电气设备预防性试验规程

3职责

光伏电站主要职责

负责光伏电站防冻防雷防沙暴防小动物工作的落实及管理。

4管理内容与要求

4·1防冻工作

气温骤冷时，检查注油设备的油面以及加热设备运行情况；大雪时，检查室外设备有无闪络放电、设备接头有无积雪、判断发热情况、设备有无受冻结冰等现象。发现缺陷时应采取措施，具体按《设备检修管理制度》执行。

4·2防雷工作

雷击对光伏发电系统、电气设备、建筑设施的安全威胁较大，防止或减少因雷击造成的设备、建筑损失和人身伤亡，是光伏电站安全生产的'重要工作之一。

4·2·1运行维护人员应认真学习防雷知识，做到如下要求。

4·2·1·1熟悉了解光伏发电系统、电气设备、线路、建筑设施的防雷装置设施，掌握光伏电站内接闪器、引下线、接地装置、过电压保护器的特性、结构布置及在使用中的情况。

4·2·1·2了解光伏电站设备、设施对接地电阻要求。

4·2·2测试检查要求

4·2·2·1防雷装置定期试验检查，按《dl/t 596—1996电气设备预防性试验规程》进行。

4·2·2·2避雷器于每年雷雨季节前进行试验检查，试验项目见相应规程。

4·2·2·3接地装置每三年由相关专业单位进行一次全面测试，包括光伏电站升压站、光伏发电系统、独立避雷针和有架空避雷线的线路杆塔接地电阻测试。

4·2·2·4接地电阻测量应在雷雨季节前进行。

4·2·2·5测试工作应保留相应测试记录。

4·2·2·6运行人员在每年雷雨季节前及雷雨前后，对防雷装置应增加巡视，按《巡回检查管理制度》要求执行；对电气设备、引下线、接地线、接地体进行较全面的检查，检查连接处是否可靠、有无腐蚀、生锈脱焊，接地体有无外露、断裂、深埋是否达到设计要求，填写附表85“防雷检查记录”。

4·2·3缺陷整改要求

4·2·3·1光伏发电系统电气设备和升压站要求接地电阻达到设计标准，在测量时，接地电阻达不到设计要求，应采取措施，按《设备检修管理制度》执行。

4·2·3·2在每年季节性检查时，发现防雷装置有缺陷，光伏电站应尽快组织消缺弥补，防止或减少雷击造成的损失，具体按《设备检修管理制度》执行。

4·3防沙暴工作

4·3·1沙暴发生时，视情况及早将光伏发电系统停机，并且对各类设备做好各项预控安全措施，防止造成设备损坏。

4·3·2沙暴发生后，根据情况对各类设备增加巡检次数及灭灯检查项目，巡检时发现缺陷应及时汇报、及时处理，具体按《设备检修管理制度》执行。

4·4防小动物工作

4·4·1防小动物工作由专人负责，每月进行一次防小动物检查，检查内容包括室内外电缆盖板是否齐全、破碎，进入开关室、箱变等处电缆沟是否有洞隙，孔洞封堵是否严密，门窗、门锁、插锁、通孔、百叶窗是否完好，驱鼠器工作是否正常，填写附表38“变电站防小动物措施巡查记录”、附表58“光伏发电系统、箱变、线路及道路巡查记录”。

4·4·2在光伏电站中控室、库房、开关室、低压配电室等生产用房与场所应配置鼠药，并定期更换。

4·4·3在继电保护室、蓄电池室、开关室、中控室、安全工器具室、通讯室等必须设置防鼠挡板。

4·4·4对更换电缆等工作，须临时打开堵塞的孔洞和墙时，应采取防小动物进入临时措施，待工作结束时，立即封堵并且对全部封堵小动物进入的孔洞进行检查。

4·4·5生产区内工作人员吃剩的饭菜食品应倒入泔水桶内。

4·4·6工作人员进出中制室和开关室等处时，必须随手关门，以防小动物进入造成事故。

4·4·7严格执行上级规定，严禁在生产区种植粮油豆类作物。

4·4·8经常检查生产用房防小动物设施的完整性，防止小动物进入；及时清除设备周围场地杂草，消灭小动物的栖身之地。

4·4·9一旦发现有小动物痕迹及进出孔洞，应立即进行全面检查，及时采取措施。

4·4·10防小动物工作，应记录在运行日志内。

5检查与考核

5·1本制度由光伏电站贯彻执行。

5·2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏管理制度8

1 目的

本制度规定了光伏发电系统质保期满后的验收方法,包含了光伏发电系统出质保验收的主要内容和一般原则,主要有光伏发电系统分系统检查、状态检测、运行分析、特性测试等,以确保所接收光伏发电系统的技术指标符合产品的技术要求。

2 引用标准或参考文件

2.1 gb 2297- 太阳光伏能源系统名词术语

2.2 gd 001-20xx 太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程规划报告编制办法(试行)

2.3 gd 002-20xx 太阳能发电工程技术标准 光伏发电工程预可行性研究报告编制办法(试行)

2.4 gd 003-20xx 太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》

2.5 nb/t 3-20xx 光伏发电站环境影响评价技术规范

2.6 nb/t 320xx-20xx 光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范

2.7 gb 50797-20xx 光伏发电站设计规范

2.8 gb 50794-20xx 光伏发电站施工规范

2.9 gb/t 50795-20xx 光伏发电工程施工组织设计规范

2.10 gb/t 50796-20xx 光伏发电工程验收规范

2.11 gb/t 19964-20xx 光伏发电站接入电力系统技术规定

2.12 gb/t 50866-20xx 光伏发电站接入电力系统设计规范

2.13 gb/t 29319-20xx 光伏发电系统接入配电网技术规定

2.14 nb/t 320xx-20xx 光伏发电站电压与频率响应检测规程

2.15 nb/t 320xx-20xx 光伏发电站防孤岛检测技术规程

2.16 gb/t 30152-20xx 光伏发电系统接入配电网检测规程

2.17 gb/t 29321-20xx 光伏发电站无功补偿技术规范

2.18 jgj 203:20xx 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范

2.19 db11/t 881-20xx 建筑太阳能光伏系统设计规范

2.20 j/t 264-20xx 光伏建筑一体化系统运行与维护规

3 职责

3.1 出质保验收小组主要职责

3.1.1 负责根据本制度及光伏发电系统技术要求编写验收大纲,明确验收内容。

3.1.2 负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录,对采用测量分析方法验收的项目,负责分析报告的编制和解释。

3.1.3 负责主持光伏发电出质保的验收与交接工作,审查系统验收文件,对遗留问题提出处理意见,责成有关单位限期整改,办理验收合格后的交接手续。

3.1.4 负责编写验收报告,并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。

4 管理内容与要求

4.1 总则

4.1.1 对于光伏发电系统中大部件分期出质保、部件因缺陷整体更换后延长质保期及部件质保期和整套系统不一致的,可按本制度选择相关内容进行验收。

4.1.2 本制度对光伏发电系统性能和状态的验收进行了规定,光伏电站内其他设备的验收内容参照国家相关标准执行。

4.1.3 验收工作可由公司自行完成,也可委托有能力的专业公司协助完成,被委托的专业公司不能与光伏发电系统供应商有全资、控股、参股或其他有碍公正性的隶属关系。

4.1.4 应在光伏发电系统出质保前3个月启动验收工作,以保证有足够的时间完成验收检测与检查工作。

4.1.5 遵守各项安全规定,做好安全防护工作,严格执行“三票三制”工作制度。

4.2 验收小组

4.2.1 公司成立光伏发电系统出质保验收小组(以下简称“验收小组”),负责光伏发电系统出质保验收工作的实施。

4.2.2 验收小组设组长一名,由经理担任,验收小组成员包括光伏电站站长、主值、工程部负责人、物资部负责人、发电公司生产技术部负责人、发电公司基建工程部负责人及其他公司认为有必要参加的人员,也可外聘专家协助工作。

4.2.3 验收小组成员要求

4.2.3.1 验收小组成员应有一定的光电专业知识,熟悉光伏发电系统工作原理,了解光伏电站运行特点,或者擅长某一验收专业。

4.2.3.2 验收小组成员应富有责任心、实事求是,不得弄虚作假,掩盖或夸大事实。

4.3 验收准备

4.3.1 验收小组应明确分工,做好组织计划,准备好验收大纲和验收工具。

4.3.2 启动验收前应准备的相关资料

4.1 光伏发电系统移交生产验收资料。

4.2 质保期内光伏发电系统的运行日志、维护记录、大修记录、故障统计表、备件及消耗品使用记录。

4.3 质保期内光伏发电系统所发现的问题、整改消缺记录与报告、消缺情况及遗留问题。

4.4 设备运行数据:光伏发电系统单组各月发电量、单组各年发电量,中央监控系统记录的光伏发电系统历史数据(正式运行后质保期内的数据)。

4.5 设备采购合同、施工合同、备品备件清单、相关技术要求文件。

4.3.3 启动验收前应准备相应验收专用仪器与工具,如蓄电池测试仪等,可根据实际情况增加必须的其他设备仪器。

4.4 启动验收

4.4.1 根据编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录,对专业检测项目要求出具分析报告,所有记录及分析报告均作为验收文件有效组成部分。

4.4.2 需要在光伏发电系统运行情况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。

4.4.3 验收内容与检查方法

4.4.3.1 光伏发电系统分系统检查

光伏发电系统分系统检查是指采用目测、检测、试验等方法对光伏发电系统各部件进行检查,以发现光伏发电系统存在的较明显的缺陷或故障。

a 验收小组应填写附表58“光伏发电系统检查表”,对光伏发电系统逐批逐项进行检查,检查完成后编写光伏发电系统检查报告。

b 应有光伏电站站长、主值参加光伏发电系统出质保前的最后一次定检维护,监督定检维护项目的完成情况,同时对光伏发电系统进行初步的检查,对于发现的问题应详细记录。

c 光伏发电系统检查项目所列内容和定检维护项目一致的可在定检维护时完成,以提高验收效率,避免重复劳动。

d 光伏发电系统供应商的最后一次定检报告将作为验收文件的组成部分。

4.4.3.2 光伏发电系统状态检测与故障诊断

光伏发电系统状态检测与故障诊断是指通过各种检测手段测量、分析,以判断光伏发电系统是否存在潜在的内部缺陷或故障。

4.4.3.3 运行分析

a 合格率分析

合格率指标分为单批光伏发电系统合格率和批次平均合格率,单组光伏发电系统合格率不应小于100%,批次出质保平均合格率应不小于99%。

b 故障统计分析

记录质保期内所有光伏发电系统的故障或报警发生次数、持续时间及其故障或报警类型和编码,统计单一故障持续时间占总故障时间的百分比及单一故障发生的频率百分比,分析故障原因及存在隐患,如果是光伏发电系统本身设计及制造质量问题,应与供应商交涉予以解决。

4.4.3.4电能质量测试

电能质量测试方法按gb/t 29319-20xx 光伏发电系统接入配电网技术规定执行。

4.5 验收整改

对于验收过程中发现的.缺陷,应要求光伏发电系统供应商提出整改措施并限期整改,整改完成后应出具整改报告。

4.6 验收签字

验收小组对整改结果再次验收,所有验收结果应满足产品技术文件的规定,光伏发电系统供应商和公司双方依据合同规定接受验收结果后,签署由光伏发电系统供应商提供的最终验收文件。若仍存在遗留问题,则在最终的验收签字文件中应明确遗留问题的最终解决办法及解决期限,具体如下:

4.6.1 公司自行出质保验收的应含有验收小组成员签字的检查及检测报告,对于由委托方完成的验收项目所出具的验收报告,应加盖其单位公章,主要报告文件有:

4.6.1.1 光伏发电系统检查报告。

4.6.1.2 故障(及报警)诊断分析报告。

4.6.1.3 运行分析报告。

4.6.1.4 光伏发电系统电能质量测试报告。

4.6.2 光伏发电系统供应商对检测过程中所发现的设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告,并需附有公司的认可文件。

4.6.3 质保期内所发现问题的整改消缺记录与报告。

4.6.4 最终验收签字文件。

4.6.5 根据需要,可在文件中附加必要的资料、报告、证明及图片等。

5 检查与考核

5.1 本制度由光伏电站贯彻执行。

5.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏管理制度9

1目的

为确保光伏发电系统在现场调试完成后，光伏发电系统的安全性、功率特性、电能质量、利用率水平满足设计要求，并形成稳定生产能力，制定本制度。

2引用标准或参考文件

2.1 gbt 50796-20xx光伏发电工程验收规范

2.2 gb 50300建筑工程施工质量验收统一标准

2.3光伏发电系统技术说明书、使用手册、操作手册、调试手册和维护手册

2.4光伏发电系统订货合同明确的有关试运行的要求

3职责

3.1经理主要职责

3.1.1负责批准光伏发电系统360h试运行验收申请。

3.1.2负责召集相关人员组成光伏发电系统试运行验收小组。

3.1.3负责督促工程部组织供应商对缺陷进行整改。

3.1.4负责批准光伏发电系统360h试运行预验收证书。

3.2验收小组主要职责

1负责主持光伏发电系统试运行验收工作。

2负责办理光伏发电系统试运行验收手续。

3.3工程部主要职责

3.3.1负责向公司提交附表13“验收申请表”。

3.3.2负责督促相关供应商对缺陷进行整改。

3.3.3负责协助验收小组对缺陷的整改完成情况进行验收。

4管理内容与要求

4.1试运行应具备的条件

4.1.1各安装单位工程完工验收和各光伏发电系统调试验收已合格。

4.1.2批次或全部调试验收合格的光伏发电系统在规定时间内无缺陷、无故障连续运行。

4.1.3当地电网电压、频率稳定，相应波动幅度不应大于光伏发电系统规定值。

4.1.4在批次或全部光伏发电系统启动试运行前，质检中心站已对本期工程进行全面的质量检查。

4.2试运行申请

4.2.1调试单位向工程部提出试运行申请报告，工程部向公司提交附表13“验收申请表”。公司组成验收小组，经理担任组长，组织调试单位、工程部负责人等相关人员进行试运行验收检查，填写附表4“光伏发电系统试运行验收检查表”。

4.2.2依据检查结果，检查小组填写附表8“缺陷整改计划”。

4.2.3工程部将附表8“缺陷整改计划”发送给相关的供应商，并组织相关供应商对缺陷进行整改。

4.2.4整改时间节点到期后，检查小组对缺陷的整改完成情况进行验收，填写附表9“缺陷整改完成情况验证表”，并将整改证据存档，同意调试单位提交的试运行申请报告，光伏发电系统进入360h试运行。

4.3试运行期间要求

4.3.1每块太阳能组件应连续、稳定、无故障运行至少光伏系统总辐射强度累计为360h，则视为试运行合格。

4.3.2系统进入试运行后，调试单位人员需把所有各汇流箱组钥匙按时交回，由光伏电站统一管理。

4.3.3顺延情况

依据合同条款规定，以下三种情况不视为故障时间，试运行时间顺延。

4.3.3.1电网故障(电网参数在技术规范范围之外)。

4.3.3.2气象条件(包括风况、光照强度和环境温度)超出技术规范规定的运行范围。

4.3.3.3电网调度原因。

4.3.4退出情况

若发生以下情况，视为故障时间，光伏系统退出试运行，试运行时间重新开始。

4.3.4.1试运行期间，如出现额定光照强度，系统应达到额定出力，否则需重新进行试运行;如没有出现额定光照强度，试运行时间顺延120小时，如仍未出现额定光照强度，将视为系统在额定光照强度时可达到额定出力。

4.3.4.2试运行期间，系统在光照强度降到不能发电的.强度下，厂家人员不得随意进入设备区域进行临时检修，如需必要情况，必须经光伏电站负责人同意后方可进入进行维护，且此系统重新计时，否则所有系统试运行结束，重新进入试运行。

4.3.4.3试运行期间，允许系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位，但通过上述复位不能恢复运行的任何停机将视为故障，需重新进行试运行。

4.3.4.4通过复位(系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位)纠正的累计停止时间超过试运行时间的6%时，需重新进行试运行。

4.3.5光伏电站运检人员每小时填写一次附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”，每24小时汇总一次填写附表12“光伏发电系统360h试运行测试记录”，最后均需调试人员签字确认。

4.3.6进入光伏发电系统360h试运行的光伏系统，调试人员可远程监视，但不得擅自进行远程操作，一旦发现视为故障时间，所有系统退出试运行;如遇故障停止需要复位时，光伏电站人员须告知调试人员，由调试人员进行操作，并在附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”中记录操作内容。

4.3.7试运行期间，在必要的情况下，调试人员及光伏电站人员可共同进入光伏发电系统，但光伏电站人员无权操作光伏发电设备。

4.3.8如果指标在试运行期间未能达到规定要求时，按以下方法解决:

4.3.8.1如因设备厂家原因未能达到保证指标，设备厂家应在10个工作日内对设备进行改进。有关费用包括但不限于工时费、材料费及设备厂家人员的技术服务费均应按相关记录由卖方承担。如需将任何设备运出光伏电站进行修理或更换，设备厂家应在一个月内将修理或更换后的设备运抵合同现场，并承担因此对公司造成的损失。在改进完成后进行第二次试运行。

4.3.8.2如果第二次试运行因设备厂家原因仍未成功，设备厂家需整改后开始第三次试运行。如果第三次试运行由于设备厂家原因仍未能达到保证指标，公司有权向设备厂家要求对该台设备进行退货，同时由设备厂家用合格的设备代替未达指标的设备，并承担因此对公司造成的损失。具体时间由公司与设备厂家协商确定。在第三次试运行期间发生的所有改进费用(包括双方技术人员的费用)，均应由设备厂家负担。

4.3.8.3如果在第二次试运行中因公司原因仍未能达到保证指标，公司应对设备进行预验收并由双方现场代表在第二次试运行完成后签署预验收合格证书。但设备厂家仍应协助公司采取一切必要措施使合同设备达到设计指标。

4.3.9系统调试时间不超过两个月，试运行应在4个月内通过。如果在此限期内系统因设备厂家原因无法通过试运行，公司有权要求设备厂家更换试运行无法通过的系统，由此产生的直接费用由设备厂家负担，并承担相应系统发电量损失赔偿费(停机时间按光伏电站运行系统的平均功率计算)。

4.3.11试运行结束后，为了测试监控系统数据备份的功能，需协商设备厂家对系统做一次系统数据崩溃并恢复的测试。

4.4光伏系统试运行完成

试运行过程中，光伏系统各项指标均符合光伏发电系统360h试运行要求，检查小组填写调试单位提供的预验收合格证书，经经理批准后，完成光伏发电系统360h试运行。

5检查与考核

5.1本制度由公司组织有关部门贯彻执行。

5.2本制度的实施由发电公司基建工程部检查与考核。

光伏管理制度10

运维人员岗位责任制

一、认真执行电业安全工作规程和运行操作规程，值班时全神贯注，精心监护，准点抄表，准确记录，定期巡查，定期试验，不擅离岗位，不干私活，不弄虚作假。

二、正确执行操作票制度，认真操作，严格监护，不麻痹大意，不自以为是，不发生差错，但对设备及人身安全有明显威胁时，可以讲清理由拒绝执行。

三、巡视设备一丝不苟，做到细看、细听、细查、细分析，按巡检时间和路线巡检，并在巡检记录簿上签名，不敷衍了事。

四、当值负责人应审核当日记录、抄表及设备变动的登记，做好交接班工作，做到交代清楚，接得明白，不含糊，不扯皮。

五、值班人员应熟悉主要设备规范、性能、运行方式，了解一切仪表、继保装置的作用、原理及继电器的整定值。

六、从严要求安全措施，检修质量不合格不投运，工作票不终结不送电。

七、严格执行值班制度，按时上下班，值班场所保持安静，严禁吸烟，严禁酒后上班，不得任意调班。

设备管理制度

一、所有设备应按设备单元或电压等级划分设备主人，挂牌运行，责任到人。设备主人必须熟悉电气设备的作用和性能，熟悉电气接线和运行方式，经常保持设备现场的整洁，做好各项运行维护工作。

二、加强设备修试周期的监督，确保设备无超周期运行。

三、严格执行设备的缺陷闭环管理制度，发现缺陷及时汇报、及时处理，保证设备的健康运行。

四、严格“两票三制”，认真履行工作许可和终结手续，做好验收工作，把住质量关。

五、做好设备台账，建立健全设备档案资料，并及时收集，定期整理。

电气安全操作规程

一、电气操作人员应思想集中，电气线路在未经验电器验明无电压前，应一律视为“有电”不可用手触摸，不可绝对相信绝缘体，应认为有电操作。

二、工作前应详细检查所带工具是否安全可靠，穿戴好必须的安全防护用品，以防工作时发生意外。

三、工作前要做好必要的安全措施，在开关手柄上或线路上悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌，防止他人中途送电。

四、工作中所有拆除的电线要处理好，带电线头包好，以防发生触电。

五、工作结束后，必须拆除临时接地线，并检查是否有工具等物品遗忘在工作现场。

六、工作结束后，等全部工作人员撤离工作现场后，运行人员要亲自检查，拆除标示牌等安措后方可送电，以免发生意外。

安全工器具使用管理制度

一、使用中的安全工具均应进行编号，并建立台帐或清册，做到帐物相符。

二、安全工器具应按规定的周期，试验标准或厂家说明书进行定期试验和检查。

三、安全工器具经检查、试验不合格后，必须就地报废，不得与使用中的安全工器具混放。

四、安全工器具应分类存放，防止受潮、受热变形。

五、安全工器具应明确专人负责，维护、管理。班组安全员负责督促检查。

六、安全工器具不得超周期使用，应定期试验。

七、安全工器具使用方法按有关规程规定或生产厂家说明书执行。

八、安全工器具必须定期检查维护，发现问题及时处理，确保安全工器具在良好状态。

防火责任制度

为了认真贯彻执行“预防为主，防消结合”的方针，实行谁主管谁负责的原则，层层落实责任制，形成一级抓一级，做到各负其责，特制定本防火责任制。

一、变电站主管领导为防火第一责任人，负责全局防火的`全面工作。

二、各部门的负责人为本部门的防火责任人，各班组长为本班组的防火责任人。

三、保卫部门负责义务防火的组织建设，义务培训，消防器材的配备、检查、维护等工作。

四、人人均有权监督，任何人不得在变电所内吸烟和使用明火。

五、在防火工作中，一般发生严重问题，依据《消防条例》追究各级责任。

光伏管理制度11

1目的

为加强光伏电站文明生产工作，确保光伏发电系统安全稳定运行，提升光伏电站整体管理水平，增加企业经济效益，规范员工行为，展现光伏电站与员工的精神风貌，制定本制度。

2职责

2.1站长主要职责

2.1.1是光伏电站文明生产第一责任者，对全站的文明生产负全面领导责任。

2.1.2负责组织光伏电站员工认真开展文明生产活动。

2.2主值主要职责

2.2.1是本值文明生产第一责任者，对本值的文明生产负全面领导责任。

2.2.2负责组织本值员工认真开展文明生产活动。

3管理内容与要求

3.1文明生产管理

3.1.1文明生产工作和发电生产任务应实行同计划、同部署、同检查、同考核、同总结的管理模式。

3.1.2文明生产以光伏电站自查自纠为主，发电公司生产技术部对光伏电站文明生产管理进行监督、检查、指导及考核。

3.1.3文明生产管理内容

3.1.3.1所辖区域的卫生保洁。

3.1.3.2所辖设备的.卫生保洁。

3.1.3.3工作场所的卫生保洁。

3.1.3.4消除设备渗漏。

3.1.3.5员工行为文明达标。

3.2文明行为标准

3.2.1员工培养良好的职业道德，严格遵守各项规定;语言、举止文明，不乱丢杂物，不随地吐痰。

3.2.2在岗员工着装应符合安全规程相关要求，着装整齐，佩带工牌，坚守岗位，秩序井然，认真执行光伏电站相关制度。

3.2.3员工遵纪守法，互帮互学，敬业奉献，行为文明。

3.3设备和生产场所文明标准

3.3.1工作场所的粉尘、室温、噪声符合国家环境劳动保护规定。

3.3.2日常运行值班记录、巡视检修记录、设备、工器具管理台账等和各种报表数据齐全、准确、及时，记录清洁、无涂改，文字工整;交接班全面细致;监盘坐姿端正，注意力集中。

3.3.3班容班貌好，办公室、休息室做到“五净(门窗、桌椅、地面、箱柜、墙壁)”、“五整齐(桌椅、箱柜、桌面用品、上墙图表、柜桌内物品)”。

3.3.4沟道、孔洞盖板整齐平整，遮拦齐全;楼道、平台、栏杆和扶梯齐全完整。

3.3.5设备、备品、工具、仪器及检修

3.3.5.1设备安全防护设施符合安规要求。

3.3.5.2设备无积水、积尘、积油、积垢;仪表、控制盒保护盘前后(内外)干净整洁，无蛛网、无积尘、无杂物。

3.3.5.3发电设备、公用系统及辅助系统无严重漏点;光伏发电支架、中控楼内生产、生活用设备、用具清洁整齐;光伏发电系统和变电站设备清洁、无锈蚀，光伏发电系统及支架外表面影响性能、寿命的表层脱落应有补救措施。

3.3.5.4设备命名标志准确齐全，并有巡视路径图，变电站巡视路径指示醒目规范。

3.3.5.5认真实行定置管理，库房备品备件、工具、仪器排放整齐有序，帐卡物相符，规格名称准确醒目，便于作业。

3.3.5.6检修工作应严格执行检修规程，文明施工，按照“三无(无油迹、无水、无灰)”、“三齐(拆下零部件排放整齐、检修机具摆放整齐、材料备品推放整齐)”、“三不乱(电线不乱拉、管路不乱放、杂物不乱丢)”和“工完料尽场地清”的要求进行施工。

3.3.6建筑物

3.3.6.1建筑外观整洁完整，屋面、墙壁不漏水，天沟及落水管排水畅通，门窗及玻璃完整明亮。不得擅自对楼板打孔(必须打孔应经站长批准，事后立即封闭);无积灰、无蛛网。

3.3.6.2建筑物内有明确的卫生责任区域划分范围，无卫生死角，所有地面无积灰、积水、积油及垃圾，走道、扶梯、平台等所有通道清洁畅通;备品、机具、材料等整洁，放置有序。

3.3.6.3厕所干净，无堵漏，水池无积垢，定时冲洗，保持清洁。

3.3.6.4建筑物无积水、积尘、积油、积垢。

3.3.7变电站、配电室、电子设备间及电缆沟

3.3.7.1变电站道路平整畅通，无杂物;变压器、开关设备四周无杂草;变压器、开关、互感器无渗漏油;鹅卵石层不积灰，无油垢。

3.3.7.2配电室、电子设备间地面，电缆全部用防火材料封堵，室内无杂物，防小动物措施严密。

3.3.7.3电缆沟不积水，无垃圾杂物，防火阻隔符合规定，盖板封堵严密。

3.3.7.4继电器无积灰、玻璃清晰。

3.4站区文明标准

3.4.1站区有明确的卫生责任区域划分范围，无卫生死角;站区道路、场地清洁整齐，无杂物，无乱堆放设备材料。

3.4.2绿化区整洁美观，无杂草丛生。

3.4.3所有通道平整畅通，无乱倒垃圾、杂物，无乱堆器材，无违章建筑。

3.4.4公用走道整洁畅通，墙壁无蛛网、积灰，垃圾箱附近无垃圾。

3.4.5明沟、暗沟畅通清洁，排水良好。

3.4.6站区内环境整洁，需到指定场所吸烟，地面无烟蒂，车辆停放在指定地点。

3.4.7站区内无积水、积尘、积油、积垢。

3.5礼仪规范性用语

3.5.1接听电话时，首先应表明接听者的单位、职务、姓名。例如调度来电话时，接听者应说:“您好，××光伏电站，站长/当值主值/当值值班员某某”，当知道对方身份后说:“某某调度您好或某某主任您好或某某总您好，您有何事或有何指示”，若对方身份不明确，应说:“请问您是哪里，您贵姓，您有何事”，然后对对方提出的问题作出解答，接听电话时要注意礼貌用语，语言简练、准确。

3.5.2上级参观人员进入中控室，当值人员应起立鼓掌表示欢迎，由站长介绍光伏电站的概况和运行情况，对于第一次来光伏电站的领导或其他人员，应从光伏电站的地理位置、总容量和理论光能利用小时数、光伏系统开始安装、结束、调试、试运行到正式投产的情况及变电站运行方式做简要介绍;对于已多次来光伏电站的则简要介绍光伏电站现阶段运行情况，并根据来访者所提问题做出回答。

4检查与考核

4.1本制度由光伏电站贯彻执行。

4.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏管理制度12

1目的

为切实加强光伏电站外来人员管理，确保人身及设备安全，制定本制度。

2定义

外来人员:是指除本光伏电站以外的人员，包括进入光伏电站进行施工、参观、检查及办理其他事项的所有人员。

3职责

光伏电站主要职责

负责按照制度要求，开展光伏电站外来人员的管理工作。

4管理内容与要求

外来人员进站时，光伏电站需将外来人员进站信息登记在附表80“外来人员登记表”中，具体按如下条款对外来人员进行管理。

4.1外委单位人员管理

4.1.1外委单位的'人员进入变电站必须遵守变电站安全管理规定，进入生产区域施工作业必须履行工作票手续，在作业中必须按照制定的安全措施进行落实。

4.1.2所有进入生产区域进行作业的外委单位人员必须经光伏电站进行安全培训，在附录a“外委单位人员安全告知书”中签名确认，方可进入生产区域;附录a“外委单位人员安全告知书”作为附表80“外来人员登记表”的附件留存。

4.1.3作业人员如在作业过程中违反变电站安全管理规定，运行人员有权予以制止，如不改正，有权责令其离开作业现场。

4.1.4作业中使用变电站电源时，必须经运行人员同意，并履行工作票手续，在指定接引位置接引，安装计量表，加装漏电保护装置并有防止过负荷措施。

4.1.5作业中发生疑问时，必须先停止作业，向工作负责人汇报后，工作负责人与光伏电站站长、主值沟通并采取相应措施后，方可继续工作。

4.1.6外来人员未经运行人员同意，不得随意进入与作业无关的生产区域，不准动用生产工具、原料、设备、车辆、设施等。

4.1.7作业区域严禁吸烟，作业完成或告一段落后，必须及时清理作业现场，确保文明施工。

4.2外来参观、检查人员管理

4.2.1参观、检查人员必须得到光伏电站负责人允许后，方可进入光伏电站。

4.2.2参观、检查人员在进入生产区域前，必须由运行人员交代好注意事项，佩戴好安全帽、安全带、安全鞋、手套等防护措施，并在运行人员的带领下，方可进入生产区域进行参观、检查。

4.2.3参观、检查人员禁止操作任何设备。

4.3其他外来人员管理

4.3.1其他外来人员必须在取得光伏电站负责人许可后，方可进入光伏电站。

4.3.2其他外来人员禁止进入生产区域。

4.3.3在事情办理结束后，其他外来人员必须立即离开光伏电站。

5检查与考核

本制度由光伏电站贯彻执行，检查与考核。

光伏管理制度13

1、监控对象及外接系统

1.1、监控对象为光伏电站所属:

1.1.1、逆变器

1.1.2、箱变

1.1.3、其他辅助设备

1.1.4、升压站设备

1.2、主要外接系统:

1.2.1、上级管理部门，如省级调度系统

1.2.2、远程监控系统

2、系统构成

2.1、逆变器主控系统

并网逆变器是光伏电站中重要的电气设备，同时也是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电(dc)逆变为三相正弦交流电(ac)，输出符合电网要求的电能。逆变器是进行能量转换的关键设备，其效率指标等电气性能参数，将直接影响电站系统发电量。逆变器监控系统是将逆变器所有数据信号通过光缆传入光伏电站后台的监控系统。

2.2、升压站监控系统

变电站要求以计算机站控系统为核心，对整个变电站系统实现遥测，遥信，遥控，遥调功能。系统可以根据电网运行方式的要求，实现各种闭环控制功能。实现对全部的一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警功能，并与保护设备和远方控制中心通讯，实现变电站综合自动化。光伏电站通讯层采用工业光纤以太环网结构。综合自动化根据需要也可采用双网冗余结构。升压站通讯服务器负责与相关调度系统的信息交换。

2.3、箱变控制系统

光伏发电作为可再生能源的主要利用形式，所建成的光伏电站具有其自身的特殊性。最显著的就是发电单元布置较为分散且数量众多，距离集中升压变电所位置较远，需就地经升压变电站升压后传送至集中升压变电所。因此箱式变电站作为升压输电的重要设备，其安全可靠、节能环保、运行维护等综合性能对提升光伏电成套装备的整体技术指标尤其重要。因此，在普通箱式变电站的基础上还增加了智能化功能，对高低压设备配备相应的传感装置，利用稳定可靠的测控装置将电气一次、二次信息、逆变器控制信息纳入集中监控系统中，减少日常维护成本，提高光伏电站的自动化管理水平及运行可靠性。信号可通过光纤或plc的方式传入。

2.4、系统接入(svg)

svg是一种用于动态补偿无功的新型电力电子装置，它能对大小变化的无功进行快速和连续的补偿，其应用可克服lc补偿器等传统的无功补偿器响应速度慢、补偿效果不能精确控制、容易与电网发生并联谐振和投切震荡等缺点，显著提升光伏电站接入点的电网稳定性及安全性。其基本原理是指将自换相桥式电路通过电抗器直接并联在电网上，适当地调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值或者直接控制其交流侧电流，就可以使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目的。

2.5、气象预报系统

气象预报系统，收集到的光伏电站所属区域的气象预报信息，对于可能到来的灾害性天气，制定各种气候条件下的防灾预案，以保证光伏电站的安全运行、减少灾害损失。同时，气象预报系统还可对制定光伏电站在未来时段的生产计划，合理地安排人员调配和设备检修计划提供支持。

2.6、安防视频监控系统

图像监控系统是一种全天候、全方位的实时监视设施，使运行调度人员扩大观察视野，随时掌握光伏电站设备运行、安全防范等实时情况，并可同时对每个现场场景进行实时录像，以便进行事故预防与分析。为提高企业运行管理水平，适应电站“无人值班、少人值守”的运行管理方式，图像监控系统将作为一种现代化的监视手段，为光伏电站内各项生产设施的安全运行提供保障手段。

3、远程监控系统

3.1、系统功能

远程监控系统主要实现对所属光伏电站生产设备的数据采集、监视和控制等，并满足上级调度部门通过本系统所属各光伏电站实现四遥(遥信、遥测、遥调和遥控)的功能。

3.1.1、数据采集及处理

3.1.1.1、数据采集功能

接收各光伏电站计算机监控系统上送的逆变器及其辅助设备的运行状态、运行数据、报警代码等信息;

接收各光伏电站升压站计算机监控系统上送的升压站设备的实时运行数据;

采集各光伏电站关口电能计量表计上送的实时电能量数据;

接收操作员手动登录的数据信息。

3.1.1.2、数据处理功能

对接收的各类数据进行可用性检查;

生成数据库;

对接收的数据进行报警处理，生成各类报警记录，并能进行声光报警以及电话或短信提示;

生成历史数据记录;

生成各类运行报表;

生成各类曲线图表;

具有数据统计能力，汇总逆变器运行时间、有功、无功、可用功率、电量累计、统计与分析，设备故障报警统计与分析等。

具有事件顺序记录的处理能力。

3.1.1.3、安全监视功能

安全监视是远程监控系统的重要功能之一。正常运行时，值班人员可通过系统的人机联系手段，对所属光伏电站各类设备的运行状态和参数进行监视管理。安全监视对象包括:

3.1.1.3.1、逆变器及其辅助设备、升压站设备等的运行状态和参数、运行操作的实时监视。包括系统电压监视、发电监视、负荷监视、输电线潮流监视、设备运行状态监视等。

3.1.1.3.2、各光伏电站计算机监控系统运行状态、运行方式及系统软、硬件运行状况监视。

3.1.1.3.3、光伏电站其它运行信息的监视

3.1.1.4、画面显示

通过远程监控系统主机显示光伏电站各种信息画面，显示内容主要包括全部逆变器的运行状态，发电量，设备的温度等参数，各测量值的实时数据，各种报警信息，计算机监控系统，网络系统的状态信息。

3.1.1.5、报警及记录

当设备运行状态发生变更或参数超越设定值等情况发生时，对发生的异常情况进行记录，并发出声光及语音报警，及时报告运行人员，并可通过电话向场外人员报警。

3.1.1.5.1、事件顺序记录

事件顺序记录量包括断路器状态、重要继电保护信号等。

当远程监控系统收到各光伏电站的soe记录时(主要是升压站断路器及重要的保护动作信号)，系统立即按事件发生的时间(年/月/日/时/分/秒/毫秒)顺序予以记录。自动显示报警语句，指明事件名称及性质，启动语音报警。远程监控系统能将各光伏电站主要设备的动作情况按其发生的先后顺序分别记录下来，以便查询与分析。

3.1.1.5.2、故障及状态记录

远程监控系统采集各光伏电站的各种重要的故障及状态信号，一旦发生状态改变将记录并显示故障名称及其发生时间。

3.1.1.5.3、参数越限报警与记录

远程监控系统对运行设备的某些重要参数及计算数据进行范围监视，当这些参数量值超过预先设定的限制范围时，产生越限报警，并进行自动显示和记录。

3.1.1.5.4、语音报警、电话自动报警及查询

光伏电站及远程监控自动化系统值班人员可对系统数据库进行设置、定义发生哪些事故时，监控系统需要进行语音报警和电话自动报警，若需要电话自动报警时可顺序设置若干个电话号码或手机号码，当发生事故时，系统能根据设置情况发出声光、语音报警信息，并自动启动电话和传呼系统进行报警;系统还提供电话查询功能，可通过电话查询当前电站设备运行情况。

3.1.1.5.5、电气主设备动作及运行记录

远程监控系统可以对各光伏电站主要电气设备的动作次数和运行时数等加以统计和记录，以便考核并合理安排运行和检修计划，包括逆变器运行时数、断路器的合闸次数、正常跳闸次数、事故跳闸次数等。

3.1.1.5.6、操作记录

远程监控系统可对各种操作进行记录，其中包括逆变器状态变化，断路器和隔离刀闸的合、跳闸，主变中性点刀闸的分、合等操作的记录。

3.1.1.5.7、运行日志及报表

远程监控系统能按照值班人员的管理和要求生成和打印运行日志和报表，包括电气量参数报表，非电气量参数报表，发电量统计报表，综合统计表等。报表打印方式有定时自动打印、随机召唤打印等。

3.1.1.6控制功能

3.1.1.6.1、光伏电站控制系统层次

光伏电站控制系统采用分层分布式体系结构，整个控制系统分为三层:

现地控制层:布置在逆变器控制箱/柜/室内，就地控制和了解器件的运行和操作，并将有关数据传送到中央控制室。

厂站监控层:在光伏电站中央控制室内设置有计算机监控系统，在光伏电站中央控制室内，能对光伏电站所有器件及送变电设备进行集中控制。

远方监控层:根据需要布置在远方的监控中心，远方监控中心可以通过广域通讯网络与各光伏电站中央控制室主机进行通信，对光伏电站设备进行监控。

3.1.1.6.2、控制方式设置

远程监控系统的'控制方式适用于对光伏电站设备的控制与操作，包括自动和操作员手动控制，分为“远程监控”和“光伏电站监控”两种方式，该控制方式的切换按各光伏电站分别进行。

当某个光伏电站处于“远程监控”方式时，由光伏电站及远程监控自动化系统操作员通过远程监控系统对光伏电站设备进行远方实时控制和安全监视，光伏电站操作员只能监视本光伏电站设备的运行状况，不能进行控制操作;当某光伏电站处于“光伏电站监控”方式时，该光伏电站设备仅受本光伏电站计算机监控系统控制，不接受远程监控系统的控制命令。

控制方式的切换由光伏电站操作员或光伏电站及远程监控自动化系统操作员进行，切换权限按光伏电站、光伏电站及远程监控自动化系统的顺序由高到低排列。

3.1.1.6.3、控制操作

当光伏电站处于“远程监控”控制方式时，光伏电站及远程监控自动化系统操作员可通过远程监控系统对光伏电站升压站设备进行远方控制，控制操作包括:断路器的投、切，隔离刀闸的合、分等。

3.1.1.7、电能计量管理

设置电能计量数据服务器，采集各光伏电站关口计量表计上送的电能量数据，并对采集的电能量数据进行统计、处理及综合分析，对电能量数据进行远程抄表及存储，以便为相关部门提供运营、电力市场交易及公司考核管理提供所需的信息。

3.1.1.8操作权限管理

具有操作权限等级管理功能，当输入正确操作口令和监护口令才有权限进行操作控制，参数修改，并将信息给予记录。并具有记录操作修改人，操作内容的功能。

3.2、系统通信

远程监控系统具有与光伏电站光伏发电机计算机监控系统通信功能，采集光伏电站逆变器的运行信息，并对其进行监视。

采集升压站设备的运行信息及保护装置动作信息，并可对开关设备进行远方控制操作。

远程监控系统通过正向物理隔离装置与综合管理信息系统接口，以便向综合管理信息系统传送光伏电站生产运行信息。

远程监控系统具有与gps时钟同步装置的通信功能，接收gps时钟同步装置的对时信号，实现系统内部的时钟同步。

3.3、系统诊断

为提高系统的可利用率和可维护性，远程监控系统提供完备的诊断功能。对于计算机及外围设备、人机接口、通信接口及网络设备的状态，诊断软件能进行周期性诊断、请求诊断和离线诊断。系统在线诊断时，不影响系统的监控功能。

光伏管理制度14

1目的

为实现光伏电站工程建设向生产运行的平稳过渡，确保项目投产后安全稳定运行，安全、可靠、经济指标达到规定要求，制定本制度。

2引用标准或参考文件

2.1 《中华人民共和国国安全生产法》

2.2 dl 5027-1993电力设备典型消防规程

2.3 dl 408-1991电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)

2.4 dl 409-1991电业安全工作规程(电力线路部分)

2.5 sd 292-1988架空配电线路及设备运行规程

2.6 gb 50794-20xx光伏发电站施工规范

3职责

3.1发电公司主要职责

3.1.1负责批准光伏电站机构设置方案。

3.2公司主要职责

1负责在建光伏电站生产准备工作的落实和管理。

2负责对在建光伏电站生产准备工作实施过程进行检查、监督和考核。

3负责光伏电站的人员配置和岗位培训。

4负责组织光伏电站完成管理文件的建立工作。

5负责光伏电站办公、生活设施及劳动保护用品的采购。

3.3光伏电站主要职责

3.3.1负责参加岗位培训。

3.3.2负责参加光伏电站的规程、预案的编制工作。

3.3.3负责光伏电站辅助物资的验收、入库的管理工作。

3.3.4负责执行光伏电站送电前验收、360h试运行及工程移交生产验收。

3.3.5负责对设备、工程技术档案等的接收工作。

4管理内容与要求

4.1生产准备的内容

4.1.1光伏电站生产准备期:是指从项目开工开始，到本工程通过360h试运行，通过工程移交生产验收，进入生产期为止。

4.1.2生产准备内容包括:编制生产准备工作计划，建立健全生产机构，合理配置运检人员，统筹安排员工培训，生产生活配套设施购买或完善，管理文件编制及建立管理信息报送机制等工作。

4.2生产准备工作计划

对于新建、扩建光伏电站，公司组织编制生产准备工作计划，主要内容包括机构设置、人员配置、培训安排、管理文件建立、辅助物资购买或完善、环境管理、管理信息报送机制、送电前验收、光伏发电系统调试、360h试运行及工程移交生产，生产准备工作计划编制完成后，经发电公司批准后，发布到相关部门，各部门按照生产准备工作计划开展生产准备工作。

4.3生产准备工作具体内容

4.3.1机构设置及人员配置

4.3.1.1机构设置

新建、扩建光伏电站应设置运行班组、安全组织机构，有效实施对生产管理的计划、组织、协调和控制。

4.3.1.2人员配置

装机容量40mw及以内独立光伏电站(有升压站)劳动定员11人;装机容量40mw以上独立光伏电站，每增加10mw装机，增加初级运维员2人，在光伏电站工程施工前完成全部人员定编、定岗工作。

在项目开工后，按照先管理人员(站长、主值)后生产人员(运检人员)的顺序，首先配置管理人员，在工程移交生产前完成全部运检人员配置工作，且运检人员中应配备有熟悉机械、电气等专业的技术人员。

4.3.2岗位培训

根据基建计划进度，公司制定光伏电站各岗位的培训计划，按期完成，有资质证件(电工进网证、调度证、主值证、安全员证、技术监督专责证)要求的岗位需经过国家规定的专业培训，持证上岗。

4.1培训主要内容

a “三级”安全教育培训。

b本项目相关资料、设计文本、图纸、系统设备的培训。

c光伏发电专业基础知识的培训。

d变电站仿真培训。

e设备制造商培训，了解掌握设备的'内部结构和运行特性、用户手册等。

f参加光伏发电设备系统安装、调试对本项目的设备进行全面学习和掌握。

g光伏电站实习。

h管理文件(规程汇编、预案汇编、制度汇编)培训。

i上岗资质证书取证培训。

4.2培训教材编制与选用

a光伏发电设备厂家的运行维护手册、检修手册、安装手册及说明书等技术资料。

b 《中华人民共和国国安全生产法》、《电力设备典型消防规程》、《电业安全工作规程》、《光伏电站安全规程》、《光伏电站运行规程》、《光伏电站检修规程》等法律、法规、标准、条例、规程、导则。

c光伏发电基础知识培训教材。

d光伏发电系统培训教材。

4.3.3管理文件的建立

光伏电站的安全生产技术管理应严格执行国家、行业、发电公司颁发的有关标准、规范、制度。

4.3.3.1制度汇编

《光伏电站制度汇编》由发电公司编制模板，光伏电站建立编制小组，根据本光伏电站实际，按照模板进行编制，在光伏发电系统投产前3个月发布实施。

4.3.3.2规程汇编

《光伏电站规程汇编》由发电公司编制模板，光伏电站建立编制小组，根据本光伏电站实际，按照模板进行编制，《变电站现场运行规程》经站长批准后在光伏设备投产前3个月发布实施;《现场检修规程》经站长批准后在整个光伏发电系统投产后6个月内发布实施。

4.3.3.3预案汇编

《光伏电站预案汇编》由发电公司编制模板，光伏电站建立编制小组，根据本光伏电站实际，按照模板进行编制，经当地安监部门审核批准后，经站长批准后在光伏发电系统投产前3个月发布实施。

4.3.3.4工作表格

在试运行前3个月，按相关制度规定，完成各种表格的准备工作，并在设备试运行过程中按制度执行。

4.3.4辅助物资

新建、扩建光伏电站的辅助物资准备包括建立和完善专业设施(包括存储仓库、消防设施等)，按先进实用的原则配置安全工器具、检修工具、仪器仪表，制定备品备件计划，储备必要的备品备件等。

4.3.4.1工器具管理

新建、扩建光伏电站按要求配置工器具(安全工器具、电动工具、起重器具、计量器具及其他工具)，所有工器具必须是有生产资质的厂家生产的合格产品。部分工器具需经过所在地电网公司入网许可，并经检验部门检定合格，专人管理，定期送检，具体按《工器具管理制度》执行。

4.3.4.2备品备件

新建、扩建光伏电站根据设备厂家的意见、建议，制定备品备件储备定额计划，储备必要的备品备件，包括光伏发电设备备品、辅助设备事故备品、电气设备事故备品、一般备品备件和消耗性材料等，以维持正常的发电生产以及消除设备缺陷、加快事故抢修进度的需要，提高设备利用率。做好备品备件的检验、入库的管理工作，具体按《备品备件管理制度》执行。

4.3.4.3消防器材

按要求配置消防系统，消防设施、消防器材应定期检验，并出具相关检验合格报告，具体按《消防管理制度》执行。

4.3.4.4办公、生活配套设施

公司根据实际需要购买光伏电站的办公、生活配套设施。

4.3.5环境

新建、扩建光伏电站变电站周边水土保持及植被恢复工作应全部完成，施工过程中所产生的施工垃圾及生活垃圾全部清理完毕。

4.3.6信息报送

4.3.6.1信息报送应与生产准备同步开展。光伏电站整套调试前，完成电网公司、光伏电站的安全生产管理、分析系统的安装和调试工作(光伏电站实时监控系统、功率预测系统)，确保光伏电站在并网发电后能够及时准确将有关数据上报。

4.3.6.2新建、扩建光伏电站应具备远程实时监控系统接入能力，应做好计算机网络安全防护工作，光伏电站监控数据与互联网连接时，应采取可靠、必要的隔离措施，避免光伏发电系统运行监控系统遭到破坏。

4.3.7送电前验收

4.3.7.1以上工作均准备完成后，工程部向经理提出验收申请，经理组织相关人员对光伏电站进行送电前验收，具体按《变电站送电前验收管理制度》执行。

4.3.7.2公司内部完成送电前验收并将相关问题整改完成后，向电网公司提出送电前验收申请，电网公司对光伏电站进行送电前验收。

4.3.8光伏发电系统调试

为顺利进行光伏发电系统调试工作，在调试前应先通过电网公司、质监部门、消防部门等相关单位的专业检查、验收。

4.3.8.1单机调试

光伏电站参与由设备厂家组织的单体调试工作(包括单体调试和分系统调试)，参加验收，设备厂家将光伏发电系统调试资料移交给工程部。

4.3.8.2光伏发电系统整套启动调试

a光伏电站参与由设备厂家组织的整套启动调试工作，对调试中发现的各种问题提出意见。

b光伏电站参与调试质量验收及结果评定，设备厂家将光伏发电系统调试资料移交给工程部。

4.3.9光伏发电系统试运行

在工程启动开始连续无故障运行时间不少于光伏系统累计接收总辐射达360h的时间后，当地电网电压、频率稳定，相应波动幅度不大于光伏系统规定值的情况下，公司根据光伏发电设备厂家提出的试运行预验收报告和申请，组织相关人员对光伏发电系统进行360h试运行验收，具体按《光伏发电设备试运行管理制度》执行。

4.3.10工程移交生产

光伏发电设备完成360h试运行验收后，工程部向公司提出工程移交生产验收申请，公司启动工程移交生产验收工作，具体按《工程移交生产管理制度》执行。

5检查与考核

5.1本制度由公司组织相关部门贯彻执行。

5.2本规定的实施由发电公司基建工程部检查与考核。

第四篇：光伏施工合同范本

光伏施工合同范本3篇

光伏施工合同范本1

发包人(甲方)：

承包人(乙方)：

一、基本内容

依照《中华人民共和国合同法》及相关法律、行政法规，遵循平等、自愿、公平和诚信原则，合同双方就

项汇流箱、配电柜及其他相关辅材。

1、基础施工部分包括：场地平整、场地开挖、基础制作、屋面防水及其附属施工。(注：本项目屋面防水由发包方施工)

2、电气安装部分包括：太阳能支架及组件安装，电缆敷设、接线，逆变器、配电柜安装，防雷接地、输出线路的所有设备安装调试。

二、工期

开工日期：

并网日期：

竣工日期：

三、合同价格和付款方式

合同价格

本合同为固定总价合同(含税)，不做工程决算。合同总价格为人民币(大写)：元(小写金额

元)。合同总价已包括了合同中规定的总承包方应承担的全部义务(包括提供货物、材料、设备、保险、服务等义务)以及为实施和完成本合同工程和其缺陷修复所必需的一切工作、条件和费用，包括但不限于为实施本项目施工前的准备、进退场前的场地平整、施工临时设施及施工过程中应由总承包方负担的各种措施费、规费、物价上涨引起的价差、税金、风险、保险及政府各部门的收费等一切费质保金为合同总价的%，本合同的质保期为

年，在竣工验收合格次日开始计算。发包方在质保期满后15日内一次性支付质保金给承包方。

四、施工质量和质量检查

1、工程质量

(1)、承包方应对施工工程质量全面负责，施工必须严格按施工图所提要求和标准进行施工。

(2)、发包方确定为不合格的工程，承包方必须返工重来，费用由承包方自行承担。如果因此引起工期延误，承包方应无条件赶工并完成计划。

2、质量检查：

五、解决争议的办法

起诉讼。

(1)调解要求停止施工，且为双方接受。

(2)、法院要求停止施工。

六、违约

1、甲、乙双方约定，违约应承担以下经济责任：

(1)、发包方不能及时给出指令、确认、批准、不按合同约定

履行自己的各项义务，使合同无法履行的，应承担违约的责任，违约金按实际损失向承包方支付。

(2)

承包方不能按合同工期竣工、施工质量达不到设计和规范的要求及本合同附件要求，或发生其它使合同无法履行的行为，承包方应承担违约责任，违约金按实际损失金额向发包方支付，且2

发包方无故恶意拖欠工程款的，付的工程款不予退还。

七、合同的生效及终止

1、本合同自双方代表签字并加盖合同章之日起生效。

2、本合同在双方完成相互约定的内容后即告终止。

八、合同份数

本合同正本一式肆份，发包方执贰份，承包方执贰份，具有同等效力。

甲方(公章)：_________

乙方(公章)：_________

法定代表人(签字)：_________

法定代表人(签字)：_________

_________年____月____日

_________年____月____日

光伏施工合同范本2

发包人(全称)：(以下简称甲方)

承包人(全称)：(以下简称乙方)

依照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及相关法律、行政法规，遵循平等、自愿、公平和诚信原则，合同双方就_黑龙江绅港能源太阳能光电建筑示范项目EPC总承包

项目工程总承包事宜经协商一致，订立本合同。

一、工程概况

工程名称：xxxxxxxx示范项目EPC总承包

工程地点：xxxxxx

工程承包范围：xxxxxxxx1.5MWp太阳能光电建筑示范项目EPC总承包的设计(初步设计、施工图设计)、设备及材料采购、运输、施工、安装、调试、人员培训及技术服务。

其中：

1、设计工作范围：包括光电转换元件与建筑结合设计、光伏系统电气配置设计和光伏系统安装结构设计。设计工作范围不包括太阳能光伏发电系统并网接入设计(xxxx)。

2、施工工作范围：光伏系统所需的土建、支架、设备安装及调试、系统通信、电缆敷设及连接(含交流侧400V母线的接入安装)不包括xx电力公司设计的太阳能光伏发电系统并网接入部分。

二、主要技术来源

承包人提供。

三、主要日期

合同期限(绝对日期或相对日期)：合同生效之日起40个日历日。设备全部进厂日期(绝对日期或相对日期)：暂定2012年5

月

日。设备安装完工时间(绝对日期或相对日期)：暂定2012年

月

5日。竣工试验完工时间(绝对日期或相对日期)：暂定2012年

月15日。

四、工程质量标准

工程质量标准：

合格

五、工程建设规模、合同价格、付款货币

工程建设规模1500kWp，合同价格为￥xx(大写：xx万元整)。具体工程造价预算表详见附件1。除根据合同约定的在工程实施过程中需进行增减的款项外，合同价格不作调整。

六、本协议书中有关词语的含义与合同通用条款中赋予的定义与解释相同。

七、合同生效

合同订立时间：

合同订立地点：

甲方(公章)：_________

乙方(公章)：_________

法定代表人(签字)：_________

法定代表人(签字)：_________

_________年____月____日

_________年____月____日

光伏施工合同范本3

发包方(甲方)：

承包方(乙方)

按照《中华人民共和国合同法》，结合本工程实际情况，遵守平等、自愿、公平和诚实信用原则，经双方协商达成如下协议：

1、工程概况

1.1工程名称：**********

1.2工程地点：**********

1.3承包内容：支架安装(包含(前后)立柱的焊接、支架安装、组件安装)、材料装卸等，不含太阳能发电板调试工作。

1.4承包方式：

包工不包料(含装卸费)

1.5工期：

开工日期：

****年**月**日

实际施工天数：

天

1.6工程质量：合格

1.7合同价款(人民币大写)：

安装费按太阳能光伏发电板

元/W

计算，材料装卸费按

元计算。

2、双方工作

2.1

甲方工作

2.1.1

甲方派技术人员现场指导安装，并向乙方进行现场交底。

2.1.2

办理施工所涉及的各种申请、批件等手续，向乙方接通施工所需的水、电，协调有关部门做好通道、电梯、消防设备的使用和保护。

2.1.3

指派

为甲方驻工地代表，负责对工程质量、进度进行监督检查，办理验收、变更、登记手续和其他事宜。

2.2

乙方工作

2.2.1

严格执行施工规范、安全操作规程、防火安全和环境保护规定。严格按照图纸或作法说明进行施工，做好各项质量检查记录。

2.2.2

指派

为乙方驻工地代表，负责履行合同，组织施工，按期保质保量完成施工任务，解决由乙方负责的各项事宜。

2.2.3

遵守国家或地方政府及有关部门对施工现场管理的规定，妥善保护好施工现场周围建筑物、设备管线等不受破坏，做好施工现场保卫和垃圾清运等工作。

2.2.4

施工中未经甲方同意或有关部门批准，不得随意拆改原设施物结构及各种设备管线。未经甲方同意，乙方擅自拆改原设施物结构或设备管线，由此发生的损失或造成的事故(包括罚款)，由乙方负责并承担损失。

3、工程价款及结算

3.1

根据甲方提供的施工图纸功率为

万瓦，安装费用为

元(不含装卸及搬运费)。

3.2

安装工程完成后，安装费及材料装卸费用7日内一次付清。

3.3

本工程无保修金，不含税。

4、违约责任

4.1甲方或乙方未按本协议条款约定内容履行自己的各项义务致使合同无法履行，应承担相应的违约责任，包括支付违约金，赔偿因其违约给对方造成的损失。

4.2

乙方应妥善保护甲方提供的设备，如造成损失，应照价赔偿。

4.3

本合同在履行期间，双方发生争议时，在不影响工程进度的前提下，双方可采取协商解决。

5、附则

本合同一式两份，双方各执一份,均具同等法律效力。

甲方(公章)：_________

乙方(公章)：_________

法定代表人(签字)：_________

法定代表人(签字)：_________

_________年____月____日

_________年____月____日

第五篇：光伏施工总结

光伏施工总结

二、支架基础部分

由于本工程地理地貌为山体结构，故基础支架基础采用锚杆混凝土支墩结构。考虑倾斜的角度，在支架和组件自身重力的作用下容易产生剪切力，因此所用锚杆的数量以2根为宜。具体详见下图：

总结：采用两根锚杆的优点是能够有效的减小山体的剪切力，增强支架的稳定性。

三、组件排布部分

由于山体的倾斜性，对于现场组件的排布会产生两个问题：

1、为了增加装机容量势必采取顺势排布，但是组件的最佳倾角不能保证。倾角过小，组件上容易形成灰尘积累，增加清洗此数，后续维护成本增加。

2、为了提高发电效率，就要对组件的倾角做些调整，这样就会影响电站的整体容量。

这两个问题相互矛盾，相互制约，具体问题具体分析，综合考虑找到最优方案。

另外，山体上地势高，上面多为多年生草本植物，生长的高度在50cm左右，由于此工程支架基础高度偏低，出现草遮盖电池板的现象，所以建议把基础做高些。详见下图。

顺坡排布 按一定角度排布

四、逆变器室、综合楼等土建部分

1、设备基础及电缆沟道部分

次工程设备安装后，到电缆沟侧存在空档，虽然可以加上盖板，但是从外观上不好看，建

议加上过梁。具体详见下图。

上图说明：（1）、此图是设备基础的平面图。

（2）、红线的上方是 电气设备安装边沿，下方的电缆沟坐上盖板后，和设备之间存在空档，建议施工是加上过梁。

另外，本工程室内的电缆沟采用钢筋混凝土结构，但是从施工成本考虑，对于不太重要的电缆沟，比如逆变器室内外的，可以考虑采用转很结构，理由如下：(1)逆变器室内外的电缆沟敷设的电缆数量少，重量轻，砖混结构完全满足使用要求。(2)确保质量。电缆沟壁厚度通常在15cm-20cm，由于宽度小，钢筋编织密实，在浇筑时容易造成内部卡阻，如果震动不到位，拆模后容易出现蜂窝和麻缝。另外，由于沟壁的宽度小，工人支模困难，平直度不好控制。总之工程质量上不好把控，但是采用砖混结构就不存在这个问题。

(3)施工简单，节省成本。钢筋混凝土结构的电缆沟需要支模、绑扎钢筋、浇筑混凝土等一些列工序，施工相对复杂，人力物力使用量大，成本比砖混结构的高。下图为砖混结构及加过梁的电缆沟

3、室内回填土部分

建筑主体及内部设备基础施工完毕，需要回填土方做室内基础，这时重点做好以下工作： 回填土做好压实工作。由于开挖的基础比较深，室内的回填土方要采取分层压实，切记会填到±0.0 后再压实，这样压实度低，做好地面后容易出现下沉和地面开裂。施工过程中，严

把质量关口，回填的土方用水浇透，分层压实，室内地面才不会出现下沉开裂等问题。

4、混凝土浇筑部分

混凝土浇筑过程中注意一下问题：

（1）仔细查看图纸，确保施工部分混凝土标号满足设计要求。施工过程中，部分不良单位，为了降低成本，通常采用降低混凝土标号的方法。每种混凝土，都规定了砂、石、水泥的配比，施工过程中及时做好取样制快，送检工作，发现不合格及时处理。

补充：混凝土配合比是指混凝土中各组成材料（水泥、水、砂、石）之间的比例关系。有两种表示方法：一种是以1立方米混凝土中各种材料用量，如水泥300千克，水180千克，砂690千克，石子1260千克；另一种是用单位质量的水泥与各种材料用量的比值及混凝土的水灰比来表示，例如前例可写成：C:S:G=1:2.3:4.2,W/C=0.6。

混凝土的强度分为C7.5、C10、C15、C20、C25、C30、C35、C40、C45、C50、C55、C60等十二个等级。

各等级混凝土配比详见附件。

5、土建施工过程重点监控部分（1）自搅拌混凝土是否满足要求，具体详见上面第四条。

（2）钢筋绑扎是否按图纸要求。钢筋绑扎由于其具有特殊的性质--属于隐蔽工程，浇筑完毕不好检测，施工方为了降低成本，挣赶进度，往往会在钢筋这块做些手脚。通常是使用的钢筋不符合要求，本该是一级钢更换为二级钢，本该是使用螺纹钢却使用螺纹钢，本该使用Φ10钢却使用Φ8钢，钢筋箍间距本来是20cm，却是25cm等等。所以，这块仔细严抓。各种钢筋规格详见《钢筋理论重量查询表》附件。

（3）模板施工即支模是否正确得当，尤其是对于大跨距的模板。具体请参考《支模》百科。对于光伏工程的特点，我们特别注意大跨距模板的制作，常出现的问题是：模板支护强度不够，出现漏模、鼓模、模板不平直的现象。“对梁高在70m以上的深梁模板支撑，由于混凝土侧压力随高度的增加而加大，为防模板向外爆裂及中间膨胀，宣在梁的中间部位用铁丝或铁片穿过横档对拉紧，或用螺栓将两侧模板拉紧。”详见下图制作。

说明：图中绿色为穿过横档拉紧用的钢筋（铁丝、铁片），此图也适用于横梁的支模。

（4）混凝土浇筑时要震荡充分，俗语上讲“震出浆来”。这样才能避免拆模时的蜂窝和麻面。对于石子直径较大，钢筋密实的梁、住应当采取适当措施，比如撬开排列紧密的钢筋让混凝土顺利流入。

（5）浇筑混凝土时尽量一气呵成，中间间隔不能超过2小时，严禁隔夜再施工，特别是楼顶浇筑。

（6）拉结筋部分

拉结筋，通过植筋、预埋、绑扎等连接方式，使用HPB300、HRB335等钢筋按照一定的构造要求将后砌体与混凝土构件拉结在一起的钢筋。拉结筋使用要求：

《建筑抗震设计规范》砌体墙应采取措施减少对主体结构的不利影响，并应设置拉结筋、水平系梁、圈梁、构造柱等与主体结构可靠拉结：（1）多层砌体结构中，后砌的非承重隔墙应沿墙高每隔500mm配置2φ6拉结钢筋与承重墙或柱拉结，每边伸入墙内不应少于1m；

6、7度时底部三分之一楼层，8度时底部二分之一楼层，9度时全部楼层，墙顶上应与楼板或梁拉结。（2）钢筋混凝土结构中的砌体填充墙，宜与柱脱开或采用柔性连接，并应符合下列要求： 1)填充墙在平面和竖向的布置，宜均匀对称，宜避免形成薄弱层或短柱； 2)砌体的砂浆强度等级不应低于M5，墙顶应与框架梁密切结合；

3)填充墙应沿框架柱全高每隔500mm 设2φ6拉筋，拉筋伸入墙内的长度，非抗震设计时L不应小于600mm，抗震防裂度为6、7度时不应小于墙长的1/5且不小于700mm，8度时L应沿墙全长贯通；

4)墙长大于5m时，墙顶与梁宜有拉结；墙长超过层高2倍时，宜设置钢筋混凝土构造柱；墙高超过4m时，墙体半高处或洞口处设置系梁。拉结筋图如下： 的图不能有腐蚀性，分层夯实。

根据需要刷黄绿相间的接地漆，间距相等美观，如下图：

7、电气设备室按照图纸做好相关预埋件的埋设。

8、水电安装部分

除了按照图纸要求外，特别注意一下：

（1）水电施工原则：走顶不走地，顶不能走，考虑走墙，墙也不能走，才考虑走地。原因：走顶的线在吊顶或者石膏线里面，即使出了故障，检修也方便，损失不大，如果全部走地了，检修就要把地板掀起来，那损失就大了，还有，地面是混凝土结构，要埋线管，必然会伤害到混凝土层，甚至钢筋。

（2）线路开槽规范做法：不允许开横槽，原因：影响墙的承受力。（3）布线用的线管有冷弯管和PVC管，冷弯管可以弯曲而不断裂，是布线的最好选择，因为它的转角是有弧度的，线可以随时更换，而不用开墙。

（4）弯管：冷弯管要用弯管工具，弧度应该是线管直径的10倍，这样穿线或拆线，才能顺利。

（5）布线原则：1）强弱电间距是30-50cm，避免干扰； 2）强弱电不可以同管；

3）管内导线总截面面积要小于保护管截面面积的40% 4）长距离的线管尽量用整管；

5）线管如果需要连接，要用接头，接头和管要用胶粘好。

6）如果有线管在地面上，应立即保护起来，防止踩裂，影响以后的检修； 7）当布线长度超过15米或中间有3个弯曲时，在中间应该加装一个接线盒，因为拆装电线时，太长或弯曲多了，线从穿线管过不去。

8）一般情况下，空调插座安装应离地2米以上电线线路要和煤气管道相距40公分以上；

9）没有特别要求的前提下，插座安装应离地30公分高度；

10）开关、插座面对面板，应该左侧零线右侧火线开关，简记：左零右火； 11）家里不同区域的照明、插座、空调、热水器等电路都要分开分组布线，一旦哪部分需要断电检修时，不影响其他电器的正常使用；

12）家庭装修中，电线只能并头连接，绝对不是我们平时随便一接就OK那么简单；

13）家里不同区域的照明、插座、空调、热水器等电路都要分开分组布线，一旦哪部分需要

断电检修时，不影响其他电器的正常使用；

14）很关键的，在做完电路后，一定要让施工方给你作一份电路布置图，一旦以后要检修或墙面修整或在墙上打钉子，防止电线被打坏。

（6）导线进入线盒必须保证留有一定长度，一般为10-15cm（7）水管距离墙面1.5cm，左热右冷，间距15cm（8）电线与水管平行距离不小于30cm，交叉过桥距离不小于10cm。（9）配电时相线与零线的颜色应不同，同一住宅相线应相同，零线（N）宜用蓝色，接地线（PE）用黄绿色。

（10）照明灯开关距地面高度宜1.3m，开关插座距门口为150-200mm，开关不宜装在门后

（11）冬季室内不通暖时，各种洁具必须把水放净，存水弯应无积水，防止冻裂。如下图：

五、电气安装部分

1、电缆部分

电力电缆截面选择条件：

1、满足持续允许电流；

2、满足短路热稳定性；

3、满足允许电压降。

电缆敷设要求：（1）电缆在以下情况下需要采用夹头固定。1）垂直敷设在每个支架上；

2）水平敷设在首末两端、转弯及接头处；（2）对电缆最小弯曲半径的要求：

1）聚氯乙烯绝缘电缆 多芯 ≥10R 单芯 ≥10R 2）交联聚氯乙烯绝缘电缆 多芯 ≥15R 单芯 ≥20R 3）橡皮绝缘电缆 钢铠护套 多芯 ≥20R 单芯 ≥20R（3）电缆敷设的最大允许高差。聚氯乙烯绝缘（1kV和6kV）和交联聚氯乙烯绝缘（6-35kV）全部型的都不受高差限制，但当实际敷设高差超过200m的应加固定，防止自身重量下垂。

（4）电缆从地下引出地面的2米部分，一般应采用金属保护管或保护罩保护，确无机械损伤场所的铠装电缆，可不用保护。

（5）电缆的金属外皮、支架和保护管均应可靠接地。

2、屏柜安装部分

安装盘柜用的基础槽钢应打磨干净，涂2遍防锈漆。

2、盘柜安装要求：

（1）基础型钢应高处地面具体高度根据设计确定。

（2）基础型钢安装的允许偏差：不直度：<1mm/m <5mm/全长 注：此条强调的是型钢的直度。水平度：<1mm/m <5mm/全长 注：“水平度”强调的是型钢的垂直方向的偏差。

（3）盘柜安装允许偏差：相邻两盘顶部：<2mm 成列盘顶部：<5mm（强调垂直方向）盘间偏差：相邻两盘：<1mm 成列盘面：<5mm（强调相邻两盘，水平方向，即前后距离）盘间接缝： <2mm（强调接缝）

垂直度：<1.5mm（强调盘的垂直放置，是否有倾斜）

注：对于盘柜基础做得误差太大的问题，可以在盘柜安装时，在底座处垫上钢板，已调整高度和垂直度，例如#

27、#28方阵盘柜基础做得不合格就可采用此方法解决。

3、电池板子母插头制作 子母插头与1*4的电缆压接不实容易烧损，施工中重点监控：1*4的电缆端头录去绝缘长度应不小于1cm，把多股铜线拧紧，子母插头处采用专用压接钳压接牢固，压口应为三道。

4、汇流箱安装

汇流箱安装接线常注意事项：（1）内部接线时严禁带电操作。

（2）特别注意汇流箱出线部分电缆头的制作。铜鼻子和导线应可靠连接，采用热缩套和二指套做好电缆的绝缘。导线连接时应消除电缆的应力。铜鼻子与空开应可靠连接，搭接面应满足要求，并采用螺栓固定牢固，避免松动或者搭接面不够，电阻大，产生热量烧坏接头。

（3）注意汇流箱出线电缆和本体的接地。

（4）汇流箱通讯常采用RS485电缆。通讯线敷设时要注意信号的干扰，严禁通讯线和交流电缆同电缆沟敷设。做好通讯线的接地，对于减少周围信号的干扰有很大作用，RS485线通常是一端接地，一般是在数据采集器处（逆变器室），如果还存在干扰，可以在一掉通讯线的末端并联一个R=120Ω电阻，对于减少干扰有很好效果。通讯常见的干扰因素有：通讯线接地未做好、连接的汇流箱数过大、通讯线超长（RS485通讯线的理论使用长度是1200米，但是根据实际使用效果来说，长度不能超过800米）。

5、直流配电柜、逆变器、箱变安装部分

直流配电柜、逆变器、箱变安装接线按照“盘柜安装”和“电缆接线”注意事项外还用注意的有：

逆变器交流侧至箱变低压室常用交联聚乙烯铠装电缆，为了满足载流量通常使用好几根并联使用，这时不能为了方便把一根三芯电缆当作一根使用，原因是由于内部有钢铠，如果当作一相使用，容易产生涡流，使电缆烧损，应根据相色连接。至于如何产生涡流请查找“涡流”百科。

6、高压电缆头制作部分

高压电缆端头由于保护层和绝缘层破坏的缘故，如果制作工艺不规范，施工环境恶劣容易使电缆头爆损。优良的电缆头或者中间接头应具有的性质是：应具有一定的机械强度、耐振动、耐腐蚀性能；正常运行后其接触电阻不应大于电缆线芯本体同长度电阻的1.2倍；绝缘性能好。下图是电缆剖面图：

从左至右分别是：聚氯乙烯绝缘外护套、钢铠、聚录乙烯绝缘内护层、填充物、铜屏蔽、外半导体层、交联聚乙烯绝缘、内半导体层、铜芯。

取出一芯的剖面图如下：

高压电缆头最薄弱的部分是：铜屏蔽断口处。原因是：在做电缆头时，剥去了屏蔽层，改变了电缆原有的电场分布，将产生对绝缘极为不利的切向电场（沿导线轴向的电力线）。在剥去屏蔽层芯线的电力线向屏蔽层断口处集中。磁场分布如下：

具体电缆头制作请参照电缆头制作工艺。