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形式。就地升压变岸边放置，高压走线水下电缆和桥架结合。2、优缺点对比表1：不同形式的优缺点对比3、造价对比表2：不同形式的造价对比*桩基础造价与桩高相关，水深每增加1m，成本增加约0.15元/W4、发展趋势
效率对比，在安装倾角、直流损耗等都基本一致的情况下，水面部分的660kW所对应的A逆变器与地面部分685kW对应的B逆变器在2015年12月的29天运行期内分别统计的发电量为4.752万kWh和

，支架全部调平直后将螺栓全部紧固。组件安装：组件开箱后查验： a.开箱后先从侧面查看组件有无破损。如果有破损及时告知项目部材料员，交由材料员处理。 b.组件搬运时，必须检查每块
;电池板的安装应自下而上，逐块安装，安装过程中必须轻拿轻放以免破坏表面的保护玻璃;电池板安装必须做到横平竖直，同方陈内电池板间距保持一致;注意电池板的接线盒的方向。 b.电池板固定用螺栓将组件

检修人员立即处理;检修人员对光伏区箱变、逆变器进行巡检，每月两次，发现隐患及时处理;每年定期停电检修，对箱变、逆变器、汇流箱等连接电缆进行发热检查和螺栓紧固;对每台设备进行台账管理，分期、分区建立设备
水洗和人工清扫相结合进行作业。难点五，架空线路、电缆线路长，曲阳公司有110kV架空线路21公里，35kV架空线路10公里，35kV直埋电缆43公里，直流电缆和低压交流电缆上百公里，电缆分布范围广

先从侧面查看组件有无破损。如果有破损及时告知项目部材料员，交由材料员处理。b.组件搬运时，必须检查每块组件正背面玻璃有无崩边、破角、裂纹;检查接线盒有无脱胶、松动、脱落;检查ink"光伏线缆及公母头有无
电池板间距保持一致;注意电池板的接线盒的方向。b.电池板固定用螺栓将组件与钢结构中链条固定，电池板与导轨之间加上双刺垫片，套上一个中间夹具和侧面夹具、用螺母锁死。c.电池板接线根据设计图纸确定电池板的接线

土建工程。项目并网发电之后需要进行的全部测试和试验，例如组件的第三方送检，组件和组串的现场功率等参数测试，逆变器效率和电能质量的测试，系统防雷接地检测、电缆电压损失(满载)第三方检测等，包括但不限于以上
：公开招标。六、工程概况：亚洲电器电缆科技有限公司有限公司拟委托我公司对其进行其厂房屋面的光伏发电项目建设，并通过EMC合同能源管理模式开展。其屋面约3.6万平方米，预计可铺设2.57MW的

，并网点为分布式电源的输出汇总点。如图所示，A1、B1点分别为分布式电源A、B 的并网点，C1 点为常规电源C 的并网点。 2. 接入点指电源接入电网的连接处，该电网既可能是公共电网，也可能是用户
电网。如图所示，A2、B2点分别为分布式电源A、B 的接入点，C2为常规电源C 的接入点。 3. 公共连接点指用户系统(发电或用电)接入公用电网的连接处。如图所示，C2、D 点均为公共连接

。邵宁用热成像仪建成的光伏组件，并没有发现异常。李斌介绍，该村的所有电站建成后，初期采用农网线路并网，因电缆线路载荷和变压器容量、三相平衡等问题，后期改造成了专线并网。电网公司已分三次结算电费1万5
，A公司承担EPC，B公司先期可以是空壳公司；A公司在电站并网后，告知农户，电站由B公司免费代运维12年，农户和B公司签订代运维合同。这样，随着A公司业务量的越来越大，B公司代运维的电站也越来越多。当

。 3中间交接项目应通过质量验收，对不符合移交条件的项目，移交单位负责整改合格。 5.1.4安装工程的隐蔽工程可包括：接地装置、直埋电缆、高低压盘柜母线、变压器吊罩等。隐蔽工程的验收应按照本规范第
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。 5.5.3逆变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。 5.5.4

安装工程的隐蔽工程可包括：接地装置、直埋电缆、高低压盘柜母线、变压器吊罩等。隐蔽工程的验收应按照本规范第3.0.5条执行。5.2支架安装5.2.1支架安装前应做下列准备工作：1采用现浇混凝土支架基础时
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。5.5.3逆变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对

。包括但不限于：光伏生产区设备及材料、光伏变配电区设备及材料、全站电力及控制电缆、光缆及所有工程辅助材料,变电站间隔建设及所有施工涉及到的相关采购;备品备件以及工器具的相关采购。总承包选择的主要设备、材料
，全场接地网的接地电阻测试(第三方，如：市级电网公司、气象局)等其他相关的测试，并提交测试报告。所有测试费用总承包方均应在投标时考虑在内，不管总包方在投标时是否单列该项费用，业主都认为报价总费用中已包含

铠装通信屏蔽2芯线缆 ZC-DJYVP22-2*2*1.0 7.9千米光缆 GYTA53-12B1 6.7千米 35KV高压电缆头冷缩3*95m?、3*70m?、3*50m? 40套备注
：35kV 容量： 5MVar; -5MVar～+5MVar范围内连续可调; 1套 2016-10-31 8 光伏专用电缆 PV1-F 14mm2 210000米 2016-10-31 光伏

8.5MW，2015年12月并网。采用标准浮筒、定制浮筒、定制浮箱、浮管多种浮体形式。就地升压变岸边放置，高压走线水下电缆和桥架结合。2、优缺点对比　　表1：不同形式的优缺点对比3、造价对比　　表2：不同
对比，在安装倾角、直流损耗等都基本一致的情况下，水面部分的660kW所对应的A逆变器与地面部分685kW对应的B逆变器在2015年12月的29天运行期内分别统计的发电量为4.752万kWh和

形式。就地升压变岸边放置，高压走线水下电缆和桥架结合。 2、优缺点对比表1：不同形式的优缺点对比 3、造价对比表2：不同形式的造价对比 *桩基础造价与桩高相关，水深每增加1m
损耗等都基本一致的情况下，水面部分的660kW所对应的A逆变器与地面部分685kW对应的B逆变器在2015年12月的29天运行期内分别统计的发电量为4.752万kWh和4.6617万kWh，前者比后者

设计及组串式逆变器选型时需要重点关注以下几个方面：(1)逆变器具备更强的吞吐能力在实际光伏系统中，由于灰尘遮挡、朝向不同和局部遮挡带来的损失、组件衰减、电缆损耗等因素，实际传输到逆变器直流侧功率约为
，系统利用率降低，间接地增加了系统投资成本，如图11(a)所示。因此，对于II、III类资源区，一般推荐接入组件容量是逆变器额定容量的1.2倍以上，组串式逆变器直流侧需配置足够的输入端子，即吞的能力

遮挡、朝向不同和局部遮挡带来的损失、组件衰减、电缆损耗等因素，实际传输到逆变器直流侧功率约为组件容量的90%以下，特别是光照资源相对较差的II III类资源区，传输到逆变器直流侧的功率远小于组件额定
标称容量。若接入组件容量小于等于逆变器交流功率额定值时，逆变器、变压器及后端电气系统将长期处于轻载，系统利用率降低，间接地增加了系统投资成本，如图11(a)所示。因此，对于II、III类资源区，一般推荐