光伏项目竣工试验竣工后试验方案
（十四）、竣工试验、竣工后试验方案
1、太阳能电池组件及太阳能电池阵列性能测试
（1）极性测试。使用相应的测试设备测试所有直流电缆的极性，确认电缆的极性之后，检查其极性标识是否正确以及是否正确的连接到系统装置上。
为了安全起见和预防设备损坏，进行极性测试前，应测量每个光伏组串的开路电压。
（2）开路电压测试。使用测试设备测量每个光伏组串的开路电压，该项测试应在闭合电路开关或安装阵列过电流保护装置之前进行，开路电压的测量结果应与预期值进行比较，比较的目的是检查安装是否正确，而不是检查组件或阵列的性能。若系统有多个相同组串，而太阳辐射条件稳定，则应对各组串的电压进行比较。电压测量结果应当一致。
（3）电流测试。与开路电压测试类似，测量光伏组串电流的目的是验证在光伏阵列接线中不存在重大故障，这些测试不应视为检验组件或阵列性能的措施，测试包括短路电流测试和运行电流测试，这两种测试都可以获得组串性能的信息。在可能的情况下优先选择短路电流测试，因为它能排除来自逆变器的任何影响。
（4）太阳能电池标称峰值功率的测试。
1）测试的目的是检验实际安装的太阳能电池的峰值功率是否与投标书或合同中的功率相符，这对于按照功率给以初投资补贴的项目尤为重要。测试条件：太阳辐照度为1000W/㎡，太阳能电池结温为25℃，太阳光谱为AM1.5。
2）测试方法。
①现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的“太阳能电池方阵测试仪”抽测太阳能电池之路的I-V特性曲线，抽检依据GB/T 6378.1-2008《计量抽烟检验程序第1部分：按接收质量限（AQL）检索的对单一质量特性和单个AQL的逐批检验的一次抽样方案》进行。由I-V特性曲线，可以得出该支路的最大输出功率，为了将测试得到的最大输出功率转换到峰值功率，需要做如下几点校正：
光强校正：在非标准条件下测试应当进行光强校正，光墙按照线性法进行校正。
温度校正：现场测试太阳能电池的结温，并根据太阳能电池的温度系数进行功率的温度校正，结温一般估计为60℃，按照高于25℃时每升高1℃，功率下降2‰计算（晶体硅按照5‰），合计下降7%。
组合损失校正：太阳能电池组件串并联后会有组合损失，应当进行组合损失校正，太阳能电池的组合损失应当控制在8%以内。
太阳能电池朝向校正：不同的太阳能电池朝向具有不同的功率输出和功率损失，如果有不同朝向的太阳能电池接入同一逆变器的情况，则需要进行此项校正。
灰尘遮挡校正：测试之前应当清洗太阳能电池，否则还需要进行灰尘遮挡校正。
②如果没有“太阳能电池方阵测试仪”，也可以通过现场测试电站直流侧的工作电压和工作电流得出电站的实际直流输出功率。为了将测试得到的电站实际输出功率转换到峰值功率测试后应当进行上述四项及最大功率点校正。
最大功率点校正：固定负载条件下，太阳能电池很难保证工作在最大功率点，需要与功率曲线对比进行校正；对于带有太阳能电池最大功率点跟踪装置的系统，可以认为光伏方阵工作在最大功率点，不用做此项校正。
（5）光伏方阵绝缘阻抗测试
1）测试注意点。这项测试可能存在电击危险，因此开始之前完全理解测试过程是非常重要的，必须遵循以下安全措施：
①限制无关人员进入工作区域。
②进行绝缘测试时，不要用身体任何部位接触金属表面，同时采取措施防止其他人接触。
③进行绝缘测试时，不要用身体任何部位接触组件/层压板的背面和端子，同时采取措施防止其他人接触。
④当绝缘测试设备加电时，测试区域就有了电压，此时设备须有自动放电的能力，在整个测试期间应穿戴适当的防护服或其他设备。
2）测试要求。测试应至少在每个光伏阵列上重复进行，如有需要，也可以对组串单独进行测试。
3）测试方法。
①先后在阵列负极和地之间及阵列正极和地之间进行测试。
②在地核短接的阵列正负极之间进行测试。
可以安全的建立和切断短路连接。测试过程的设计应保证峰值电压不超过组件或电缆的额定值。
①如果结构/框架连接到地，接地线可以连接到任何合适的其他接地线或者阵列框架上（若采用阵列框架，应保证接触良好而且整个金属框架具有接地连续性）。
②对于阵列框架不接地的系统（例如等级II的设施），试运行工程师应在以下两种情况下进行测试：
a)在阵列电缆和地之间，
b）在阵列电缆和框架之间。
③对于没有可触及带电部位的阵列（例如光伏屋面瓦），测试应在阵列电缆和建筑物的地之间进行。
5）光伏阵列绝缘阻抗测试过程。开始测试之前限制无关人员进入，将光伏阵列与逆变器隔离断开接线和和集电盒中所有可能影响绝缘测量的装置。
如果采用方法②并采用的短路开关箱，应在启动短路开关之前将阵列电缆安全地接到短路装置中。
绝缘阻抗测试设备应按照所采用测试方法的要求连接到地线和阵列电缆之间。测试开始之前确保测试电缆已经安全地连接，按照绝缘阻抗测试设备的说明书进行操作，保证测试电压符合下表的规定，按照下表规定的测试电压对每个电路进行测试，若所有电路的绝缘阻抗都不低于表中规定的限值，则符合要求。在拆卸测试电缆和接触导电零部件之前要保证系统已经断电。
表：光伏阵列绝缘阻抗测试的最小值
2、逆变器运行参数的测试
逆变器是光伏发电系统的关键设备之一，在其设备生命周期中均应可靠接地。并网调试时，应检查其开路电压以及电压极性。
（1）逆变器的测试和实验方法
1）电压：用测试仪表的DC 1000V及以上档位测量逆变器的直流输入电压，应在逆变器的额定工作电压范围内交流三相电压的电压符合范围，相序与逆变器相序对应。
2）电流：逆变器正常工作时，输出电流较大，宜采用钳形电流表测量进出母线的电流。
3）接地电阻：逆变器接地极及外壳均需要可靠接地，且接地电阻≤4Ω。
（2）逆变器测试内容
1）测量显示。逆变器应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示。参数测量精度应不低于1.5级，测量显示参数至少包括直流输入电压、输入电流、交流输出电压、输出电流；状态指示显示逆变设备状态。并网逆变器应至少按照GB/T 19939-2005《光伏系统并网技术要求》和IEC 62109-1《光伏电力系统用电力变流器的安全——第1部分：一般要求》的要求，通过中国国家认证认可监督管理委员委员会授权认证机构的认证。
2）远程监控功能。逆变设备宜设有远程检测功能，接口宜采用RS-232C或RS-485方式。
3）运行现场测量内容。逆变器是发电站的主要设备，逆变器是否能够可靠、高效运行直接影响发电站的输出，在现场应当对所有逆变器进行测试。
3、电能质量的测试
电能质量测试依据规范进行并网前进行电能质量测试十分钟，如果不符合标准要求，则延长测试时间，并网后进行电能质量测试十分钟。
（1）测试要求。光伏发电站接入电网后，在谐波、不平衡、电压波动和闪变以及功率因数等性能方面应满足Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》相关要求。当公共连接点监测到电能质量超过标准限定值时，光伏发电站应与电网断开，
（2）测试条件。光伏发电站并网试运行，应选择晴天或少云天气，无恶劣的气候条件。
（3）测试内容。光伏发电站应在并网点装设，测量各类电能质量参数，满足IEC 61000-4-30—2008《电磁兼容（EMC）——第4-30部分：测试和测量技术——电源质量测量方法》标准要求，对于中型及以上光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电网经营企业，保证电网企业对电能质量的监控；对于小型光伏发电站电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网经营企业调用。电能质量测试主要包括以下内容：
1）电压偏差
测试要求：光伏发电站接入电网后公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，即35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%，20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%。
光伏逆变器采用电压型或参与电网无功调节、电压调节的光伏发电站，电压偏差指标必须经过测试，测试数据应包括光伏发电站投产前后的测试数据。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的数据，如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时按较大的偏差绝对值作为衡量依据。
2）谐波和波形畸变
测试要求：依照Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》中对“谐波限制值”的要求进行。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据。并网光伏发电站谐波测量时段应选择光伏发电站（逆变器）输出功率大于额定功率的50%的时段进行测量，时间不少于2小时，测量的间隔时间为1分钟，测试数据CP95值（即将实测值按由大到小次序排列，舍弃前面5%的大值，取剩余实测值中的最大值）应小于限制值。
3）电压波动和闪变
测试要求：依照Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》中对“电压波动闪变的限制值”的要求进行。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据。选择电力系统
正常运行较小方式，切光伏发电站处于正常、连续工作状态，以一天（24h）为测量周期，以最大长时间闪变值作为测量值。
4）电压不平衡度
测试要求：光伏发电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡应不超过GB/T 15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值。公共连接点日发电时段内的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%，其中由于光伏发电站单独引起的公共连接点负序电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据。选择光伏发电站（逆变器）输出功率大于额定功率50%的时段内的数据作为测量数据。
5）直流分量
测试要求：光伏发电站并网运行时并网电直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%，当采用无变压器结构的逆变器以获得更高效率时，可放宽至1%。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据，应选择光伏发电站（逆变器）输出功率大于额定功率50%的时段内数据作为测量数据。
4、电压/频率响应性能测试
在光伏发电站或功率单元并网点处接入电网扰动发生装置，分别下发定压调频和定频调压指令，观察光伏发电站或功率单元在上述扰动指令下的响应特性是否满足Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
5、低电压耐受性能测试
本项测试适用于并入中、压电网的光伏发电站，在光伏发电站或功率单元并网点处接入低电压耐受测试装置，分别下发各类暂态故障时的电压跌落幅值和持续时间指令，观察光伏发电站或功率单元在上述故障条件下的耐受能力是否满足Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
6、“孤岛保护”的性能测试
在光伏发电站或功率单元并网点处接入精密RLC并联谐振装置，在不同功率输出区间内下发并网断路器跳闸指令，观察光伏发电站或功率单元在上述情况下的孤岛保护特性是否满足Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
7、有功/无功控制性能测试
本项测试适用于并入中、压电网的光伏发电站，使用真实调度系统或模拟调度系统下发有功/功控制指令，观察光伏发电站输出有功/功功率的响应是否满足Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
8、系统电气效率测试
根据各个方阵的功率测试值和逆变器输出功率值利用参数修正到同一条件下，根据公式计算系统电气效率。
系统电气效率公式：η
P =P
OP
/P
SP
式中：η
P 为系统效率；P
OP
为系统输出功率（kW），即逆变器并网侧的交流功
率；P
SP
为光伏组件产生的总功率（kW）。
9、汇流箱的检测
汇流箱是光伏发电系统中的主要设备之一，在汇流箱施工进场时就应该对其电气性能进行检查。日常中应注意熔断器的状态，检查是否熔断失效、断路器是否断开、防雷器是否损坏等。汇流箱的检测和实验方法如下：
1）电压：汇流箱断路器处于断开位置时，测量断路器输入测电压，测量时用仪表DC 1000V及以上档位。
2）电流：测量汇流箱的工作电流，宜用钳形电流表测量汇流箱输出侧的母线电缆。
3）接地电阻：汇流箱接地极及外壳均需要可靠接地，且接地电阻≤4Ω。10、交（直）流配电设备检查
交（直）流配电设备是指实现交流/交流（直流/直流）接口、部分主控和监视功能的设备。交（直）流配电设备容量的选取应与输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。交（直）流配电设备主要特征参数包括标称电压和标称电流。交直流配电设备检查一般包括保护功能检查与测量显示检查。
（1）保护功能检查。交（直）流配电设备至少应具有如下保护功能：
a、输出过载、短路保护；
b、过电压保护（含雷击保护）
（2）测量显示检查。交（直）流配电设备应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示功能。参数测量准确度应补低于1.5级。测量显示参数至少包括
输出电流（或输出容量）、输出电压、用电量；运行状态指示至少包括交（直）流配电设备状态（运行、故障等）。
11、电站数据采集和监控系统的检查
电站数据采集和监控系统应包括（但不限于）以下监视和控制功能：
1）基本环境、气象数据的采集
2）系统电气信号和运行数据的采集
3）系统故障信息的采集
4）系统数据处理、记录、传输和显示
12、支架结构的检查
支架制作和安装所用的材料分为主材和辅材，主材为制作和安装支架的主要原材料，包括U型钢、铝合金檩条和夹具等；辅材为制作和安装支架的连接材料和涂装材料，包括焊接材料、连接紧固件、防腐涂料以及其他辅助材料。对于支架结构检查应做到如下几点：
1）支架制作和安装所用的材料必须具有合格的质量证明书、检验报告等，其品种、规格和性能指标应符合国家产品规定和订货合同条款，满足设计文件的要求。
2）应按国家标准对支架制作和安装所用的材料的品种、规格和性能进行验收，验收合格者方能在支架制作和安装中使用。
3）对于支架制作和安装所用的材料，国家标准规定要求进行复检的，必须按照现行国家标准和订货合同条款的规定进行各项性能指标的复验，合格后方能在支架制作和安装中使用。
5）钢材的质量要求，
①钢材表面不得有裂纹、结疤、折叠、麻纹、气泡和夹杂
②钢材表面的锈蚀、麻点、划伤和压痕等的深度不得大于该钢材厚度负允许偏差值的1/2。
③钢材端边活端口处不应有分层、夹渣等缺陷。
④钢材表面的锈蚀等级应符合GB/T 8923.1-2011《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清楚原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级》规定。
6）连接紧固件材料。
①支架连接用高强度螺栓连接副、高强度螺栓、普通螺钉、柳钉、自攻钉、拉柳钉、射钉、锚栓和地脚螺栓等紧固件及必要的标准配件，其品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准和设计要求。
②支架用普通螺栓、高强度大六角螺栓连接副、扭剪型高强度螺栓连接副应符合现行国家标准的规定，
7）跟踪支架要求：自动跟踪支架的实际角度与理论角度之间的误差应小于±2°。
8）基础设计：混凝土强度等级为C25，配筋为Φ6mm钢筋，支墩螺栓露出混凝土基础顶面不超过设计要求。
13、保护装置和等电位测试
（1）安装保护装置及防雷接地装置。为了有效防范雷击，使光伏发电站达到长期稳定、安全、可靠运行的目标，在机房外部和太阳能电池方阵附近安装接闪器、引下线和接地装置组成的防雷装置，并在机房内部安装防雷器件组成等电位连接的防雷装置。
（2）等电位的测试。将等电位测试仪的两个端子的引出线分别与太阳能电池组件、擦窗机轨道连接并记录读数。
14、关键电器部位的检测
电流互感器、电压互感器安装竣工后，继电保护检验人员应进行下列检查：1）电流互感器、电压互感器的变比、容量和准确级必须符合设计要求。
2）测试互感器各绕组之间的极性关系，核对铭牌上的极性标识是否正确。检查互感器各次绕组的连接方式及其极性关系是否与设计符合，相别标识是否正确。
3）有条件时，自电流互感器的一次分相通入电流，检查工作抽头的电流比及回路是否正确。
4）自电流互感器的二次端子箱处向负载通入交流电流，测定回路的压降，计算电流回路每相与中性线及相间的阻抗。将所测得的阻抗值按保护的具体工作条件和制造厂家提供的出厂资料验算是否符合互感器10%误差的要求。
15、屏柜及装置的检验
（1）检验注意问题。检验时须注意如下问题：以避免装置内部元器件损坏：1）断开保护装置的电源后才允许插拔插件，且必须有防止因静电损坏插件的措施。
2）调试过程中发现有问题要先找原因，不要频繁更换芯片，必须更换芯片时，要用专用起拔器，应注意芯片插入的方向，插入芯片后需经第二人检查无误后，方可通电检验或使用。
3）检验中尽量不使用电烙铁，如发生元器件损坏等情况，必须在现场进行焊接时，要用内热式带接地线的电烙铁或电烙铁断电后再焊接。所替换的元器件必须使用制造厂确认的合格产品。
4）用具有交流电源的电子仪器测量电路参数时，电子仪器测量端子与电源测绝缘必须良好，仪器外壳应与保护装置在同一点接地。
（2）装置外部检查
1）检查装置的实际构成情况，如装置的配置、装置的型号以及额定参数是否与设计相符合。
2）检查主要设备、辅助设备的工艺质量以及导线与端子采用材料的质量。装置内部的所有焊接点、插件接触的牢靠等制造工艺质量的问题，主要依靠制造厂保证产品质量。进行新安装装置的检验时，试验人员只做抽查。
3）屏柜上的标志应正确、完整、清晰，并与图纸和运行规程相符。
4）检查安装在装置输入回路和电源回路的减缓电磁干扰器件的措施，它们应符合相关标准和制造厂的技术要求。这装置检验的全过程应保持这些减缓电磁干扰器件和措施处于良好状态。
5）应将保护屏柜上不参与正常运行的连接片取下或采取其他防止误投的措施。
6）定期检验的主要检查项目包括：检查装置内、外部是否清洁无积尘；清扫电路板及屏柜内端子排上的灰尘；检查装置的小开关、拨轮及其按钮是否良好；检查显示屏是否清晰，文字是否清楚；检查各插件印制电路板是否有损伤或变形，连接线是否连接好、检查各插件变换器、继电器是否固定好，有无松动；检查装置横端子排螺钉是否拧紧，后板配线连接是否良好；按照装置技术说明书描述的方法，根据实际需要，检查、设定并记录装置插件内的选择跳线和拨动开关的位
置。
16、绝缘测试
1）按照装置技术说明书的要求拔出插件
2）在保护屏柜端子排内侧分别短接交流电压回路端子、交流电流回路端子、直流电源回路端子、跳闸和合闸回路端子、开关量输入回路端子、自动化系统接口回路端子及信号回路端子。
3）断开与其他保护的弱电联系回路。
4）装置内所有互感器的屏蔽层应可靠接地。在测量某一组回路对地绝缘电阻时，应将其他各组回路都接地。
17、监控系统检查
1）完成监控系统与其他单元之间的通信调试
2）利用组态主界面，记录光伏发电系统、逆变器与负载系统的实时运行数据。
3）利用光伏发电系统采集报表，采集光伏方阵的输出电压与输出电流、逆变器与负载系统的输出电压与输出电流等数据。
4）利用光伏组件非线性输出坐标界面，记录光伏组件非线性输出波形。
5）其他：绘制光伏发电系统电路图，焊接数据采集线连接电路板。
9、光伏并网发电项目竣工验收办法
XX有限公司XX兆瓦 并网光伏发电项目 竣 工 验 收 方 案 建设单位： XXX有限公司 编制日期：二〇一X年X月 一、工程概况 （1）项目名称：XX有限公司XX兆瓦并网光伏发电项目 （2）建设单位：XX有限公司 （3）设计单位：XX （4）监理单位：XX （5）施工单位：XX有限公司 （6）选址：XXX兆瓦并网光伏发电项目位于XX省X市XX，项目所在地距离XX市区约XX公里。本项目为农光互补地面电站项目，利用太阳能光伏发电无污染零排放的特点，与传统农业种植有机结合，在种植农作物的土地上架设安装光伏太阳能发电装置，它既具有发电能力，又能为农作物提供适宜的生长环境，最大化利用土地价
值，以此创造更好的经济效益和社会效益XX光伏电站占地总面积约5000亩，划分为8个区域，本期拟建容量XXMW，年发电量XX瓦时，发电利用小时XX小时。该电站XX年将在现有土地上续建XXMW光伏电站，最终规模XXMW。 地理位置处于东经XX、北纬XX之间，是XX的交接地带。根据NASA网站查询，建设地最佳倾斜角为XX，水平面上22年的日平均太阳辐射量约为4.13kWh/㎡/d，即年太阳辐射量为1508.2kWh/㎡。 （7）本期工程计划于XX年8月25日开工建设，计划XXX年12月30日建成投产具备并网条件。 （8）总的设计工艺和方案 XX光伏电站全部采用XXWp多晶硅电池组件，电站共设XX个1MWp光伏发电单元。每个光伏发电单元经汇流后接入X台500kW的并网逆变器，经箱变升压至35kV。每X台箱式变压器在高压侧并联为一回35KV线路后进入110kV升压站，合计共有X回35kV线路进入110kV升压站。 二、验收依据 中华人民共和国《工程建设标准强制性条文》（电力工 建标[2011]版1 程部分） 中华人民共和国《工程建设标准强制性条文》（房屋建 2 建标[2013]版 筑部分） 3 电力建设工程监理规范DL/T 5434-2009 4 建设工程质量管理条例（国务院279号令） 5 建设工程安全生产管理条例（国务院293号文） 6 建设工程勘察设计管理条例（国务院293号文） 电建质监[2005]52 7 电力建设工程质量监督规定（暂行） 号
系统运维项目服务计划方案
XXX系统运维项目服务计划方案 Xxxxxx公司 日期：xxxxxx
目录 XXX系统运维项目服务计划方案 (1) 第1章运维服务计划方案 (3) 1.1运维服务准备 (3) 1.1.1签定必要的协议和约定 (3) 1.1.2人员准备 (3) 1.1.3工具准备 (3) 1.2项目人员组织 (4) 1.2.1人员结构 (4) 1.2.2人员职责与岗位要求 (6) 1.3服务计划 (6) 1.3.1服务时间 (6) 1.3.2进场初始阶段 (7) 1.3.3第一个服务阶段 (8) 1.3.4第二个服务阶段 (8) 1.3.5服务总结和延续阶段 (9)
第1章运维服务计划方案 1.1 运维服务准备 做好运维服务项目的准备工作是项目顺利完成的前提条件。在运维服务项目开始前，xxx将积极做好前期准备工作，在这个阶段，有三个主要步骤： 1.1.1签定必要的协议和约定 我们将配合XX企业，考虑服务外包可能产生的信息安全风险，并签署信息保密协议；同时对项目中涉及的各类软硬件资产、工具的知识产权做出明确规定与声明。 1.1.2人员准备 xxx依据服务方案，培训相应数量、具备相应技术资质的专业服务人员，并向越秀工商提供这些服务人员的： ●身份证明； ●健康证明； ●劳动关系证明； ●保险证明； ●学历和技术专业资质证明； 1.1.3工具准备 依据服务方案，针对企业的IT资产类别、数量等为服务外包项目准备相应
的备机、备件以及工具。 服务工具包括软性工具和硬性工具，软性工具包括服务商开发的各类服务管理软件系统、知识库系统、针对客户方IT资产的文档和驱动程序库等；硬件工具指维修、保养、检测工具及调测仪器等。 1.2 项目人员组织 1.2.1人员结构 根据xxxx信息系统运维要求，xxx派出长期驻场服务人员2人，项目驻场服务组按工作类型分为服务台人员(由硬件维护人员兼任)，硬件维护人员。 服务台人员：负责项目服务中客户服务申请受理，已知故障/问题快速解决，客户回访，客户情绪安抚，资产标签制作，数据统计整理，运维项目文档管理以及运维场地整理工作。 硬件软件维护人员日常工作包括硬件设备维护及软件维护。 ?硬件维护管理日常任务： 1)运维服务中的定期硬件巡检、日常维护与保养、定期输入设备消毒除尘、 资产标签张贴、硬件维修、终端网络维护、第三方设备维修管理，备品 备件管理工作。 2)对越秀工商终端用户的设备进行病毒查杀工作，且按照越秀工商要求每 月末提交病毒处理服务统计分析报告。 3)对越秀工商不同处室部门终端人员使用的终端设备，以及各业务系统数
工程运营维护方案-完善
***工程运营维护方案 一、工程概况 1.工程概况 本项目全称为“***工程PPP项目”（以下简称“本项目”）。本项目建设地点位于***。 本项目主线长**公里。主要工程量如下：路基土方**万立方米，防护工程**万立方米，路面工程**万平方米，大桥**座，中桥**米/*座，涵洞*道。包括道路、绿化、照明、雨水、涵洞、桥梁、平交、通道、交通工程、交通信号灯等配套项目建设。 2.运营维护主体 经***人民政府授权的**交通运输局通过公开招标方式，选定***与上***共同成立的联合体作为***工程项目（下称“本项目”）的中标社会资本方。***市交通运输局作为项目实施机构与联合体签署《***PPP项目合同》（下称“PPP项目合同”）。 根据《PPP项目合同》及《联合体协议书》的约定，**交通建设投资有限公司作为**道路府指定的政府方出资代表，与***公司共同出资成立***建设投资有限公司负责***项目运营维护工作。 根据《中华人民共和国合同法》及其他相关法律法规，结合本项目的具体情况，为明确责任、确保项目运营维护的质量，编制《***PPP项目运营维护手册》（下称“本手册”），以资规范遵守。 3.运营维护服务范围 本项目运营维护服务范围为***，包括***，全长***米。乙方运营维护服务范围包括上述路段内的桥梁、道路（含路基、路面、边坡、交通标识等）、绿化、附属设施以及应急处理等,具体以《PPP项目合同》约定及项目实施机构要求。 本项目运营维护期自全部工程交工验收合格之日的次日（即“运营维护开始日”）开始，至《PPP项目合同》约定的甲方将本项目向项目实施机构移交完毕之日止。
二、运营管理机构设置 1.运维机构设立 为了更好的落实运营期间各项工作任务，我公司特组建***运营维护管理公司。运营维护管理公司设管理公司总经理、运营维护管理部、综合事务部、财务部、法律合同部，负责处理项目运营期间的各类事宜，并完成合作协议中约定我公司在运营期间应履行的具体职责。 2.运营期拟采取的运营维护组织机构 3.运营期运营组织机构职责 本项目运营公司各职能部门运营期岗位职责如下： 3.1管理公司总经理： 全面负责运营维护管理公司的运营期间的各项管理工作，组织各职能部门开展各项工作，协调解决项目运营期间发生的各类事情。 3.2运营维护管理部： （1）负责运营期间的维修方案、日常工作规章制度及监督管理办法的编制； （2）负责运营期间对各维护小组维护人员的管理和监督； （3）负责运营期间主辅道路、桥梁涵洞、景观绿化及公共配套设施等的巡查、检测和维修管养监督工作； （4）负责落实安全教育培训和安全交底工作；
光伏扶贫项目实施方案【顶级版】
光伏扶贫项目实施方案
一、实施光伏扶贫的重要意义 光伏发电清洁环保，技术可靠，收益稳定，既适合建设户用和村级小电站，也适合建设较大规模的集中式电站,还可以结合农业、林业开展多种“光伏+”应用。在光照资源条件较好的地区因地制宜开展光伏扶贫，既符合精准扶贫、精准脱贫战略，又符合国家清洁低碳能源发展战略；既有利于扩大光伏发电市场，又有利于促进贫困人口稳收增收。 二、光伏扶贫的工作目标 根据国家发展改革委、国务院扶贫办、国家能源局、国家开发银行、中国农业发展银行联合发布的《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》（发改能源[2016]621）的指示，在2020年之前，重点在前期开展试点的、光照条件较好的16个省的471个县的约3.5万个建档立卡贫困村，以整村推进的方式，保障200万建档立卡无劳动能力贫困户（包括残疾人）每年每户增加收入3000元以上。其他光照条件好的贫困地区可按照精准扶贫的要求，因地制宜推进实施。 三、光伏扶贫的利好政策 补贴政策：国家发展改革委对光伏电站制定标杆上网电价（如下图），对自发自用余电上网给予每度电0.42元（含税）的度电补贴。 贷款政策：中国农业发展银行出台光伏扶贫贷款管理办法（试行），要求借款人需具有与项目建设或运营相应的权益性资本，所有者权益的来源与构成符合国家相关规定；且项目所在地市(县)政府已按国家发改委等五部门《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》(发改能源[2016]621号)要求制定光伏扶贫收入分配管理办法。贷款期限根据借款人综合偿债能力、光伏扶贫项目投资回收期、工程建设进
度等确定，最长可达15年。贷款宽限期，一般为1年，最长可达2年。 四、光伏扶贫的优势 1.电站收益期至少25年，25年持续受益，扶贫不返贫； 2.节能环保，不破坏环境，根据世界自然基金会（WWF）研究结果：从减少二氧化碳效果而言，安装1 平米光伏发电系统相当于植树造林100 平米，目前发展光伏发电等可再生能源是根本上解决雾霾、酸雨等环境问题的有效手段之一； 3.有效解决当地“空壳村”问题，由过去的输血式扶贫，转变成目前造血式扶贫； 4.点对点，精准脱贫，既可按照每一户来建设，又可按照村镇、县区整体建设； 5.拉动当地就业，提升当地GDP,政绩工程，利国利民。 五、光伏扶贫项目资金来源建议 国家专项光伏扶贫资金 财政部专项扶贫发展资金 地方专项扶贫资金 专项扶贫贷款
分布式光伏项目验收规范标准
分布式光伏项目验收规范标准 1、范围 为更好地指导和规范屋顶分布式光伏发电的项目验收，特制定本规范。本规范适用于安装于建（构）筑物屋顶的分布式光伏发电项目，在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后，对项目进行整体的验收。本规范适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目，以及除户用光伏应用以外，包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。 2、规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件 GB50794《光伏发电站施工规范》 GB50797《光伏电站设计规范》 GB50026《工程测量规范》 GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》 GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》 GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》 GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》 GB50207《屋面工程质量验收规范》 GB50217《电力工程电缆设计规范》 GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 GB50057《建筑物防雷与设计规范》 GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T50796《光伏发电工程验收规范》 GB/T50319《建设工程监理规范》 DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》 DL/T5434《电力建设工程监理规范》 CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》 3、术语和定义 下列术语和定义适用于本规范。 3.1屋顶分布式光伏发电项目 接入电网电压等级35千伏及以下，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦，在建（构）筑物的屋顶上建设，且在本台区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。 3.2光伏连接器 用在光伏发电系统直流侧，提供连接和分离功能的连接装置。 4、验收组织及流程 4.1项目验收由业主方组织安排，项目总承包单位配合，验收小组负责执行。 4.1.1项目单位的组成应符合下列要求： 1)对于非户用项目，项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位应派代表共同参加。 2)对于户用项目，项目投资方、实施方、运维方和屋顶业主应派代表共同参加。 4.1.2验收小组的组成应符合下列要求：
光伏电站并网试运行方案说明
光伏发电项目 并 网 试 运 行 方 案 xxxxxxxx工程有限公司
目录 一、工程目标 (3) 1.1. 质量目标 (3) 1.2. 工期目标 (3) 二、启动试行前准备 (3) 四、启动试运行应具备的条件 (4) 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合 (4) 六、启动试运行内容及步骤 (4) 6.1 启动前现场准备和设备检查 (4) 6.1.1 一次设备检查 (4) 6.1.2二次设备检查和保护投退 (5) 6.2 启动试运行步骤 (5) 6.2.1 35KV母线充电 (5) 6.2.2 #1接地变充电 (5) 6.2.3 无功补偿装置充电 (6) 6.2.4 35KV光伏进线一充电 (6) 6.2.5箱变充电 (6) 6.2.6 逆变器并网调试 (6) 七、质量管理体系与保证措施 (6) 7.1 质量方针、目标 (6) 7.2质量保证措施 (7) 7.3工序质量检验和质量控制 (8) 7.4 施工现场安全生产交底 (9) 7.5安全生产管理岗位及职责 (10) 7.6 安全生产管理措施 (11)
一、工程目标 1.1.质量目标 工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。 1.2.工期目标 开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。 二、启动试行前准备 1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。 2. 所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。 3. 与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。 4. 启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。 5. 启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。 8. 施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。 三、启动试运行范围 35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。
PPP项目运营维护方案
XXXXPPP项目运营维护及移交方案 一、运营维护方案 （一）初步运营方案 1.投入运营期限及条件 本项目合作期X年，其中，建设期X年，竣工验收合格后政府特许SPV公司投入运营，运营维护期为X年。项目投入运营时应经验收合格，且所需的审批手续需全部完善。待合作期满后，SPV公司无偿将项目资产移交给XXXX政府或其指定的机构。 2.运营及维护的围 本PPP项目运营及维护的围涵盖了XXXXX项目的（运营容）。 3.运营及维护的容 包括运营及维护围所有项目的维修、维护、保养工作，以及对XXXX的运营工作。 4.运营及维护的回报机制 本项目的回报机制采用“使用者付费+政府可行性缺口补助”的方式，具体为： （1）使用者付费：主要为XXXX收入其他可拓展的经营性收费等。 （2）可行性缺口补助：即项目收益来源不足以弥补社
会资本方的投资成本和合理回报部分，由政府给予补助。政府可行性缺口补助部分来源于市本级财政预算支出。 当年运营补贴支出数额=0.7*当年资金成本*可用性绩效考核支付比例+（0.3*当年资金成本+当年运营成本*（1+合理利润率））×运营维护绩效考核支付比例+当年税费-当年使用者付费。 当年资金成本=社会资本资本金×（1+合理利润率）×年度折现率×(1+ 年度折现率)运营期÷[(1+年度折现率)运营期)-1)]+项目融资×融资成本率×(1+融资成本率)运营期÷[(1+融资成本率)运营期)-1)]。 当年运营成本=运营成本×（1+合理利润率）。 （二）组织机构设置及人员安排 1.项目公司组织架构 本项目为PPP项目，由项目公司作为项目运营管理主体，须根据《公司法》成立股东会、董事会、监事会（或设监事）、经营管理层。 （1）股东及股比 政府方代表XXXX占股XX%，XXXX占股XX%。 （2）组织机构设置及人员配置 ①项目公司管理团队：主要负责项目绩效考核工作与项目可行性缺口补助落实工作。结合XXXX公司“片区化”管理模式，按照“集中、精简、合理、高效”的配置原则，拟对设置如下: 1.1董事会：由3名董事组成，其中：政府方委派1人，
光伏扶贫项目实施方案
徐州市沛县安国镇33MW地面 光伏扶贫项目 实施方案说明 二〇一六年五月 目录
一、综合说明 根据发改能源〔2016〕621号文件《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》，为切实贯彻中央扶贫开发工作会议精神，扎实落实《中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定》的要求。拟在徐州市沛县安国镇建设开发建设33MW光伏扶贫项目。此项目可利用当地较好的光照资源条件结合煤矿塌陷区域因地制宜开展光伏扶贫，既符合精准扶贫、精准脱贫战略，又符合国家清洁低碳能源发展战略；既有利于扩大光伏发电市场，又有利于促进贫困人口稳收增收。 本项目位于沛县安国镇，沛县位于徐州市西北部，处于苏、鲁、豫、皖四省交界之地，沛县境内公路四通八达，交通十分便利。 项目地属暖温带半湿润季风气候，四季分明。年平均气13。8℃，年平均降水量757。8毫米，年日照时间2308小时，年平均无霜期260天，年平均相对湿度72%。沛县地区太阳能总辐射量年总量平均值为m2左右，属于太阳能资源较丰富地区。 本拟建工程场区太阳能资源丰富，对外交通便利，开发建设条件优越，是建设太阳能光伏发电站适宜的站址，同时本工程的开发建设是贯彻社会经济可持续发展要求的具体体现，符合国家能源政策的战略方向，可减少化石资源的消耗，减少因燃煤等排放有害气体对环境的污染，对于促进地方经济快速发展将起到积极作用，因此，开发本工程是必要的。 本拟建光伏扶贫项目总规划容量33MWp，共安装124600块标准功率为265Wp的晶体硅光伏组件，预计电站运营期内平均年上网电量为万kWh，年等效满负荷利用小时。 二、项目概况 地理位置 沛县位于江苏省西北端，东靠微山、昭阳两湖，与山东省微山县毗连，西北与山东省鱼台县接壤，西邻丰县，南界铜山县。地处北纬34度28分～34度59分，东经116度41分-117度09分，全境南北长约60公里，东西宽约30公里，总面积1576平方公里。沛县境内无山，全部为冲积平原，海拔由西南部的41米到东北部降至米左右。境内有9条骨干河流，地下水总储量约为亿立方米，属淮河流域泗水水系中的南四湖水系。 沛县濒临北方最大的淡水湖——微山湖，兼有公路、铁路、航运、航空之便。京杭大运河穿境而过；徐沛铁路纵贯南北，与欧亚大陆桥、京九、京沪、京广铁路接轨；正在建设中的穿越全境，10分钟可进入全国高速公路网；1小时可达徐州。徐济高速公路已经开工建设，将结束沛县没有高速公路的历史。丰沛铁路的建设对丰县和沛县的建设将有重大的意义。 地形：沛县地势西南高东北低，为典型的冲积平原形。
光伏发电工程验收规范GBT50796-2012
光伏发电工程验收规范（GB/T 50796-2012） 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。 1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。 2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防范工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。
污水厂运营维护方案
污水处理厂运营维护方案 第三部分运营维护方案 1.污水处理运营维护方案纲要 1.1祁阳县白竹、白水污水处理工程厂区建设BOT项目运营目标 除合同规定的计划内暂停期外，项目公司每日二十四（24）小时，每年三百六十五（365）日（闰年三百六十六（366）日）连续接收并处理污水，并将从接收点排入的进水经处理达到合同规定的出水质量标准后，排放至交付点。污泥脱水后含水率达到80%以下，运输到指定的地点。 1.2制定运营维护方案的依据和原则 《城镇污水处理厂污染物排放标准》GB18918—2002； 《城市污水处理厂运行、维护及其安全技术规程》CJJ60—94； 祁阳县白竹、白水污水处理工程厂区建设BOT项目《特许经营合同》； ISO9000质量体系的要求； 其他相关适用法律法规的规定； 通行的运营惯例和方法以及谨慎运营的原则。 1.3运营维护方案内容简述 为了保证整个污水处理厂作为一个整体高速高效的运行，我们主要从以下几个方面阐述祁阳县白竹、白水污水处理厂的运营维护计划： （1）适宜的机构及人员配置 根据现代企业运作的要求和污水处理厂的特点，建立了合适的机构，配置具有技术能力强、管理经验丰富的管理人员，各部门、工作人员职责明确。 （2）污水处理厂建成后的调试运行工作 污水处理厂建成后几个月的调试和工作人员的初期培训工作是十分重要的，项
目公司将以最快、最好的方式使污水处理厂正常运行。 （3）运用IS09000质量体系的精髓，制定维护管理制度，确保出水质量 项目公司将按照ISO9000严格的质量管理体系要求，针对祁阳县白竹、白水污水处理厂的实际情况，从工艺运行管理、设备管理计划与安排、质量管理与质量保证措施、安全防护措施及制度、应急管理及预案、基础设施及工作环境管理等几个方面全面阐述了污水处理厂内部工作的运作，使污水处理厂高速高质运转。 （4）持续改进，不断提高污水处理厂运营管理水平 我们制定了分析评价、合理化建议、技术攻关、纠正和预防措施等四个方面的制度，保证了在运营维护祁阳县白竹、白水污水处理厂的长期过程，不断吸收先进的管理经验和技术，持续改进。 （5）完整全面的报告制度 祁阳县污水处理工程建设指挥部作为祁阳县白竹、白水污水处理厂的上级监督部门，有权利对污水处理的运营情况、水质情况进行监督，项目公司有义务定时提供相应的技术文件，为此，我们在运行管理方案中提出完整全面的报告制度。 2.拟建立的项目公司的机构、管理结构和人员编制方案 2.1拟建立的项目公司机构 项目公司拟设三部（参见下图），项目公司下属各职能机构将配置足够的、富有污水处理厂运营维护经验的专业技术人员、管理人员、运行和维修人员，按照严格的质量管理体系要求，优质、高效地完成祁阳县白竹、白水污水处理厂的运营维护工作。 运营期组织机构图
光伏电站验收申请及验收报告
工程竣工预验收报验申请表 监B7-3 致：深圳市昊源建设监理有限公司（监理单位）： 我方已按合同和设计要求全部完成了娄星区省级扶贫村光伏电站设备采购及安装项目工程，经自检合格，请审查验收。 附件：□单位工程质量竣工验收记录（页） □工程质量控制资料（页） 施工项目部（盖章） 项目经理（签字） 日期： 预验收意见： □报验表格填写不符合要求，现予退回。请重新填写报验。 □工程质量控制资料达不到验收要求，现予退回。请按审查附件要求抓紧完善后再行填表报验。 □工程实物达不到验收质量要求，请按审查附件要求抓紧完善后再行填表报验。 □工程总体质量基本达到验收标准，请继续做好质量整改和成品保护，准备参加建设单位组织的工程竣工验收。并报建设单位。 □附件：号监理通知单 监理工程师（签字） 总监理工程师（签字） 日期： 签收人施工单位： 日期： 监理单位： 日期： 建设单位： 日期：
分布式并网光伏发电项目验收和调试报告 项目名称工程地址 建设单位施工单位 项目装机规模kw 并网电压V 主体工程完工时间年月日验收日期年月日验收当日天气验收时间时分 以下由现场验收人员填写 第一部分：光伏组件及固定支架现场检验 序号检验项目检验标准检验记录 1 光伏组件组件数量 2 组件串数 3 无破损或明显变形 4 开路电压测量值（v） 5 固定支架支架安装牢固、可靠 6 支架防腐符合标准 7 与支架固定处屋面做防水处理（若存在） 8 防雷检查组件与支架需有防雷措施 第二部分：综合布线现场检验 1 直流侧电缆电缆型号 2 电缆根数 3 走线合理不杂乱 4 无明显暴露在外的部分 5 交流侧电缆电缆型号 6 电缆根数 7 走线合理不杂乱 8 无明显暴露在外的部分 第三部分：交直流配电箱现场检验 1 外观检查外观无破损、箱体无明显变形 2 箱内检查箱内无碎屑或遗留物等 3 内部元器件元器件无松动、脱落 4 开关分合闸检查开关分合闸灵活可靠 5 接地检查需有可靠接地 6 防雷检查直流侧与交流侧均有防雷设施第四部分：逆变器现场检验 1 本体检查厂家 2 型号 3 外观检查外观无划痕，柜体无明显变形 4 安装检查安装牢固、可靠 5 电气连接检查连接牢固，无松动 6 开关分合闸检查开关分合闸灵活可靠
净水厂 运营维护方案
第八章运营维护方案 第一节运营和维护范围 1．项目公司负责运营、维护接入点的设施 2．项目公司负责运营维护净水厂 第二节运营和维护管理要求 运营和维护管理净水厂接入点的设施。净水厂总的原则是：遵守国家法律法规，合法经营，服务业主，开拓进取，以专业化的管理模式建立净水厂的标准化运营机制，以提高污水系统运营和维护管理的技术水平，确保安全、稳定、低耗处理污水，保证净水厂能圆满完成既定的任务，充分发挥基础设施的正常功能，为可持续发展做贡献。 为保证净水厂各处理工序的正常运转，达到预期的处理效果，结合技术、环保、安全、当地政策、可持续发展等几方面，我们将以国家最新标准和规范作为指导，结合本厂工艺需要，严格要求运营公司建立一整套完整的净水厂运营管理制度，通过先进的、科学的、系统的、程序化的管理来保证净水厂的正常运行，发挥其预期的社会经济和环境效益。 一、运营和维修养护纲要 建立健全必要的组织架构和权责关系 为作好净水厂的运营管理，需建立3个职能部门：生产技术部、综合办、计财部。 建立健全必要的管理制度 建立健全必要的运营、维修、安全技术操作规程。 在遵循国家有关城市净水厂的运行、维护及其安全技术规程的基础上，针对净水厂的实际工艺构筑物、主要设备、仪器仪表，建立切合实际的完善的运营、维修、安全操作规程或手册等。 建立健全员工培训体系。 针对实际情况，定期对员工进行业务培训、管理培训以及知识更新。每年培训员工人数不低于在职员工总数的20%。 建立健全安全管理体系。 在执行国家和地方的有关安全文件和相关的安全管理制度的基础上，确保设备设施
及人身安全。 二、运营和维修养护计划 1、土建构筑物以及主要机电设备的运营维修养护 （1）取水泵房 a、应根据进水量的变化和工艺运行情况，注意调节水量，保证处理效果，保证水泵机组 的运行处于最佳状态。 b、水泵机组启动和运行时，严格按照安全、技术操作规程进行。 c、随时观察水泵运行过程中的各种检测仪表，发现异常，要及时解决。 d、水泵的日常维护应遵循国家有关水泵的维护标准，同时也要尊重厂家的相关规定。 e、经常注意集水池的水位变化。 （2）清水池 a、根据水量和工艺运行要求，调节各池的水量，保证配水均匀。 b、定期观察清水池运行状态。 c、当环境条件发生变化时，考虑采取相应的对策。 （3）变、配电室 a、保证变、配电室装置的工作电压、工作负荷和控制温度在额定值允许的变化范围内 运行。 b、变配电室内电器设备的绝缘电阻、各种接地装置的接地电阻，按上海电业部门的有 关规定，定期测定并对相关电器做耐压实验。 c、高、低压变、配电装置在每年的春、秋季各进行一次停电、清扫，检修工作，高压 架空线路，5-7年进行大修一次 d、所有的电器设施的操作按国家的有关电器操作标准执行。 2、化验、检测仪器仪表设备的运营和维修养护 （1）水质 水样采集： 城市净水厂水样采集的目的是用来分析进水水质和出水达标状况以及对各个工艺环节的运行状况进行分析。 采集水样时，我们将严格要求运营公司按规定的计划、地点、时间和专有的水样瓶进行采样，对易变化的水样，采集后将尽快分析或采取恒温保存、加药固化等措施将水样暂时存放好，并及时进行分析。采集的水样作好记录并在样瓶上做好明确标记。
沿海滩涂建设20MWp并网光伏电站示范工程实施方案书
沿海滩涂建设20MWp跟踪并网光伏电站示范工程实施方案
目录 一、示范工作总体目标................... 错误！未定义书签。 1.1 项目名称............................ 错误！未定义书签。 1.2 项目目标............................ 错误！未定义书签。 二、项目的主要内容..................... 错误！未定义书签。 2.1 项目背景............................ 错误！未定义书签。 2.2 项目的意义.......................... 错误！未定义书签。 三、具体项目情况........................ 错误！未定义书签。 3.1 项目业主单位情况.................... 错误！未定义书签。 3.2 项目地点简介........................ 错误！未定义书签。 3.3 项目工程方案........................ 错误！未定义书签。 3.4 技术方案............................ 错误！未定义书签。 3.5 实施周期及进度计划.................. 错误！未定义书签。 3.6 投资估算与技术分析.................. 错误！未定义书签。 四、保障措施............................ 错误！未定义书签。 4.1 组织协调措施........................ 错误！未定义书签。 4.2 监督管理措施........................ 错误！未定义书签。 4.3 政策、资金等配套措施................ 错误！未定义书签。 五、其它有关分析........................ 错误！未定义书签。 5.1 环境影响和评价...................... 错误！未定义书签。 5.2 社会评价............................ 错误！未定义书签。 5.3 节能减排效益........................ 错误！未定义书签。 六、结论与建议.......................... 错误！未定义书签。金太阳示范工程示范项目汇总表（一）...... 错误！未定义书签。金太阳示范工程示范项目汇总表（二）...... 错误！未定义书签。
光伏发电竣工验收总结报告
一、工程概况
二、主要经济技术指标
三、工程建设主要内容 工程总装机容量xxxx MWp，EG-255P60-C型255Wp多晶硅电池组件共xxxx块；SG500MX型500kW逆变器共计40台。
建筑工程：35kV配电装置室、20MWp所属区域支架基础、逆变器室、箱式变压器基础、所属区域道路及场平；公用建筑（围墙、场地硬化、消防设施等）。 安装调试工程：20个子方阵（20MWp）发电单元所属区域组件支架、电池组件、汇流套件、汇流箱、直流柜、逆变器、箱式变压器、电缆、接地系统等设备安装调试。35kV配电装置、厂用电系统、通信、监控系统、室外照明、防火封堵、消防、火灾报警等设备安装调试。 四、工程建设质量 xxxx项目于xxxx年1月8日通过质量监督检查验收，土建、设备安装、调试资料齐全，工程质量处于受控在控状态。本工程主要包括xxxx个单位工程，土建单位工程xxxx个、分部工程189个、分项工程xxxx个；电气安装单位工程1个、分部工程64个、分项xxxx个，一次验收合格率达100％，单位工程质量合格率100％，工程质量满足设计、规范要求，已验收的工程质量控制资料文件齐全完整，真实准确，工程质量评价为优良。 五、工程专项验收及达标投产考核情况 (一）环评验收情况 本项目按照环评报告表、环评批复要求，落实了各项生态保护和污染防治措施，并于xxxx年xxxx月15日通过xxxx
地区环境保护局组织的工程竣工环境保护验收（xxxx字[xxxx] xxxx号）。 （二）消防验收情况 本项目严格按照消防设计要求进行消防设施建设，于xxxx年xxxx月xxxx日通过xxxx地区xxxx县公安消防大队组织的工程竣工验收消防备案，备案号：xxxx。 （三）节能落实情况 xxxxxxxxx装机容量为20MWp，建成后每年发电量约为万kW·h,每年节约标准煤xxxx万吨，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳（CO2）约万t,一氧化碳（CO）约,二氧化氮（NO2）约xxxxt,烟尘,对减轻环境污染有一定的促进作用。 本工程采用太阳能发电，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，各项设计指标达到国内平均先进水平，为电场长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。 （四）安全设施验收情况 本项目按照国家安全监管总局《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》要求，本工程从防火及防爆、防
光伏并网发电项目竣工验收方案审批稿
光伏并网发电项目竣工 验收方案 YKK standardization office【 YKK5AB- YKK08- YKK2C- YKK18】
XX有限公司XX兆瓦 并网光伏发电项目 竣 工 验 收 方 案 建设单位： XXX有限公司 编制日期：二〇一X年X月
一、工程概况 （1）项目名称：XX有限公司XX兆瓦并网光伏发电项目 （2）建设单位：XX有限公司 （3）设计单位：XX （4）监理单位：XX （5）施工单位：XX有限公司 （6）选址：XXX兆瓦并网光伏发电项目位于XX省X市XX，项目所在地距离XX市区约XX公里。本项目为农光互补地面电站项目，利用太阳能光伏发电无污染零排放的特点，与传统农业种植有机结合，在种植农作物的土地上架设安装光伏太阳能发电装置，它既具有发电能力，又能为农作物提供适宜的生长环境，最大化利用土地价值，以此创造更好的经济效益和社会效益XX光伏电站占地总面积约5000亩，划分为8个区域，本期拟建容量XXMW，年发电量XX瓦时，发电利用小时XX小时。该电站XX年将在现有土地上续建XXMW光伏电站，最终规模XXMW。 地理位置处于东经XX、北纬XX之间，是XX的交接地带。根据NASA网站查询，建设地最佳倾斜角为XX，水平面上22年的日平均太阳辐射量约为㎡/d，即年太阳辐射量为㎡。 （7）本期工程计划于XX年8月25日开工建设，计划XXX年12月30日建成投产具备并网条件。 （8）总的设计工艺和方案 XX光伏电站全部采用XXWp多晶硅电池组件，电站共设XX个1MWp光伏发电单元。每个光伏发电单元经汇流后接入X台500kW的并网逆变器，经箱变升压至35kV。每X台箱式变压器在高压侧并联为一回35KV线路后进入110kV升压站，
项目运营维护移交方案
第三部分项目运营维护移交方案 第一章运营养护组织机构 本项目特许经营期间，工作重点由项目建设管理转移为以道路养护、机电维护、路产管理等为中心的运营管理。项目公司根据运营管理的实际需要，提前一年开始进行运营管理筹备工作，全线营运管理体制、机构设置按照“集中管理”模式，坚持“精简、合理、高效”的配置原则，统筹规划、综合考虑，采取全线集中监控、集中管理的方式，避免重复建设和资源浪费。组建运营养护管理公司，公司下设公司经理、副经理、总工程师、运营部、行政部、财务部和养护部，并明确各部门的工作职责、工作制度，全面、高效地开展各项工作。 一、项目运营管理公司机构 运营管理公司机构构架图
二、重要人员职责 （一）公司经理职责 1、对项目公司负责，全面负责项目的管理工作。保证项目安全运行，向项目公司提出合理化建议； 2、负责项目的行政机构、规章制度、生产体系及质量管理体系的建立、健全： 3、负责监督、指挥和协调各部门主管开展日常工作，并对其采取有效措施进行服务质量控制； 4、负责有关经费管理，审核制定各项经费收支计划； 5、协调与公安、消防的关系，并与内部和外界建立联络网络； 6、负责审定年度、季度、月度工作计划及工作总结，审定上报的文件、报表，配合项目公司对管理工作的检查考核； （二）公司副经理职责 1、对经理负责，协助总工程师完成项目的设备、设施的计划管理、设备管理、技术管理工作； 2、负责为项目的结构、设备及附属设施定期更新养护技术，保证项目运行中使用的设备完好率达到规定的要求； 3、协助主任工程师完成项目设备升级或改造更新的项目立项和可行性分析； 4、对口负责各类设备、设施的技术管理，并在日常养护中监督、检查工作质量，必要时可提出整改措施； 5、负责收集管理各类技术规范、养护要求，并协助主任工程师完成竣工验收、资料接受；
100kW光伏发电方案
光伏发电方案100kW．
100kWp屋顶分布式光伏发电 建设方案 目录 一、项目建设背景及意 义 .......................................................................... (3) 3........................................................................... ..................................................... 1.1项目名称 3........................................................................... .................................................... 1.2项目背景. 3........................................................................... .................................................... 建设意义 .1.34相关技术规范和标 准 ......................................................................... ................................... 二、
5 .......................................................................... ........................................................ 三、设计方案 5 .......................................................................... ................................................... 3.1．系统概述6........................................................................... .......................................... 3.2．光伏阵列方案 6........................................................................... ......................... .3.3．光伏逆变器及并网方案 6........................................................................... ................................................. 3.4．监控装置 . 6.3.5．综 述 .......................................................................... .......................................................... 73.6.原理 图 .......................................................................... ....................................................... 8 四、 ........................................................................ .................................... 设计计算及设备选型 8 .......................................................................... ......................................... 并网逆变器设计4.1 9 .......................................................................... ........................................... 光伏阵列设计4.2. 0 .......................................................................... ...................................... 14.3.光伏阵列汇流箱 214.4.交流配电 柜 .......................................................................... .............................................. 34.5.系统接入电网设 计 .......................................................................... . (1) 3 .......................................................................... .......................................... 14.6.系统监控装置