分布式光伏发电项目分部分项工程的施工方案及质量保证措施.doc

分布式光伏发电项目分部分项工程的施工方案及质量保证措施一、分部分项工程的施工方案11施工准备11.1 施工技术准备开工前认真审核施工图纸，主动与建设单位联系有关施工图事项，参加施工图交底会审，编制施工作业指导书及有关施工手册、施工“三措”（安全措施、组织措施和技术措施），认真对施工人员进行技术交底，明确设计要求尤其对特殊的工艺、设计要求要有专门的叙述并制定相应的措施。11.2 施工材料准备按照施工图纸、设计及工程进度要求编制材料需用计划，报有关部门审核批准。然后将材料运往施工现场中心材料站，根据工程施工进度分批发给施工班组。11.3施工技术力量的配备（1）根据本工程的具体情况和招标单位对工期的要求，准备将整个施工过程分为基础、屋顶钢架和架线三个阶段进行，全部采用分段包干、任务到队、费用承包的施工方式。根据施工经验及本工程的具体情况，经过测算，将主要施工力量按基础工程、钢架工程、架线工程三个阶段进行配备，具体配备情况见下图：序号工程阶段劳动力技术力量技工民工特殊工高级中级初级1工程准备10522532基础电缆沟施工20501051053屋面钢架施工303010151054架线施工3030881575电缆施工142042465竣工投运551212 (2) 本工程施工技术人员主要由公司工程管理部门配备，根据不同阶段的需要，提前配备各专业施工人员进场。从事辅助工作的农民工均是公司长期聘用的民工，熟悉施工程序，具有辅助工所必备的施工经验，所有民工均应进行技术、安全交底和考试合格后方可上岗作业，人数视工程进展需要而增减，安排在各个班组内。12施工测量严格按照设计及订立桩图复测线路，分坑前必须复查施工基面、转角、档距和高程，了解对基坑的要求及基杭尺寸，并及时准确的填写原始记录和关键工序把关卡确认无误后方可分坑。如有降基面的，应先降基面再分坑和开挖；如有位移要求的，按位移的中心桩来分坑和开挖。13.1标高控制网的测设1、根据建设单位提供的原始水准点，采用三、四等水准测量的方法建立，首先建立一个有六个点组成的标高控制网，并构成闭合图形，以便闭合校核，其下用四等水准加密。2、水准点的观测在水准点埋设两周后进行，两水准点间前后视累计差等不大于5mm，等不大于10mm。3、水准点附合校对时，闭合差应小于6mmn(n为测站数)，闭合差核限后，应按测站数成正比例分配之。4、实测时应使用精度不低于S3的水准仪，视线长度不大于80m，且要注意前后视线等长，镜位与转点均要稳定，采用两次镜位法按“后-前-前-后”次序观测，转点间两次镜位测得高差小于6mm时取其平均值。5、整个场地内各装置区的水准点标高和0.00水平线标高经自检及有关技术部门和业主检验合格后方可使用，各水准点应妥善保护，以保证标高的正确性。 13.2施工过程测量控制施工过程中，测量人员主要进行如下过程测量控制：人工挖土挖到一半深度时在基坑壁测设标高控制点，监测挖土标高，确定垫层施工控制标高。混凝土基础预埋地脚螺栓安装完成后，复测螺栓的平面位置和顶面标高，混凝土浇筑完成后，再对螺栓位置进行复测，混凝土浇筑过程中若遇特殊情况应增加复测次数，保证基础完成后螺栓位置与顶面标高的准确性。14.钢筋工程11技术要求1.钢筋的加工配制，应符合国家钢筋混凝土工程施工验收规范。2.钢筋安装绑扎应与模板安装密切配合。3.绑扎前应核对钢筋的直径、形状、尺寸、数量等是否与图纸相符，如有差错，认真处理。4.钢筋绑扎位置应正确、牢固，搭接长度应符合规范要求。1钢筋绑扎后必须经建设单位及工程监理部门复核无误方可浇注，并做好隐避工程记录。6.对大、长的钢筋笼为防其变形、扭曲，一般在主筋内侧隔2.5m设一道15mm的加强筋与主筋焊接牢固组成骨架。7.钢筋笼就位用带有卷扬机活动三脚塔的小型吊高机具运输并吊放入坑内（或汔吊）。8.钢筋笼就位后要仔细检查四周，保证保护层不小于50mm。材料要求：钢筋在当地采购，产品须有出厂合格证、试验报告等资料。同时还要抽样检测试验，合格后才能使用。钢筋表面应洁净、无损伤、油脂污染和铁锈等缺陷。钢筋采用机械加工，按钢筋图准确翻样，计算并画出每根钢筋的形状和尺寸。加工时按配样表准确下料，加工成相应的形状，钢筋弯曲的部份不得有焊接接头。钢筋绑扎完毕后，严禁踩踏，不得任意切断和移动钢筋的位置，经过班组自检、质检员复验合格后，报监理工程师检验，并办理隐蔽工程验收手续后，才能浇筑砼。4.5太阳能电池组件技术先进性关键材料要求用于制造晶硅太阳电池的所有材料应根据客户要求，考虑强度、耐用性、化学物理性能，选用通过新材料实验验证、合格供应商提供的、经过品质原材料检验合格入库的材料。关键材料要求如下：1）电池片电池片要符合QEH-2011-RD-I139A太阳电池组件用晶硅电池片技术规范V1.0要求的电池片，同一板组件中电池片应为同一品牌，且同一电性能分档的电池片，表面颜色均匀，电池片表面无明显色差、无碎片。所有电池片均无隐形裂纹。客户有特殊要求的情况，通过技术实验验证后，由供需双方商定。2） 内部导线和载流部件内部导线和载流部件应具有满足要求的机械强度和电流传输能力，具体的外观要求、性能要求参考QEH-2011- RD-I114A太阳电池组件用焊带技术规范V1.2。客户有特殊要求的情况，通过技术实验验证后，由供需双方商定。3） 上盖板上盖板材料常规采用低铁绒面钢化玻璃，玻璃的外观性能等要符合QEH-2011- RD-I115A太阳电池组件用钢化玻璃技术规范V2。客户有特殊要求的情况，通过技术实验验证后，由供需双方商定。4）下盖板常规组件的下盖板一般采用具有耐候性、耐化学腐蚀性、优良电气指数等性能的聚合物。聚合物的具体外观要求、性能及应通过的老化实验等要符合QEH-2011- RD-I122A太阳电池组件用背板材料技术规范 V2。客户有特殊要求的情况，通过技术实验验证后，由供需双方商定。5） 粘结剂常规组件中用的粘结剂一般为EVA，具有高透光性、良好的弹性、良好的电绝缘性，且与上盖板、下盖板的剥离强度达到一定粘结力等性能，具体要求参考QEH-2011- RD-I121A太阳电池组件用EVA技术规范V2。客户有特殊要求的情况，通过技术实验验证后，由供需双方商定。6） 边框常规组件一般采用金属边框，便于组件与支架的连接固定，有良好的机械性能，耐腐蚀性能。具体材料及性能要求参考QEH-2010-RD-I118A太阳电池组件用铝合金边框技术规范。客户有特殊要求的情况，通过技术实验验证后，由供需双方商定。7）接线盒（含连接器、导线和二极管） 接线盒的结构与尺寸应为电缆及接口提供保护，防止其在日常使用中受到电气、机械及环境的影响。电性能应满足相应的电压和电流要求。具体性能要求参考QEH-2011- RD-I123A太阳电池组件用接线盒技术规范V2.0。客户有特殊要求的情况，通过实验验证后，由供需双方商定。8）结构及设计要求组件结构要求及实验要求，参考GB/T 20047.1-2006光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求及GB/T 20047.2-2006光伏（PV）组件安全鉴定 第2部分：试验要求。应能够在IEC 60364-5-51规定的AB8类环境下工作。 金属部件：暴露在潮湿环境中部位使用过程中，会引起腐蚀的金属，不允许单独或组合使用，作为产品必须但不直接暴露在外部环境的铁或低碳钢等部件应施以电镀、油漆或瓷漆等来防止腐蚀。简单的剪切边缘和冲孔不要求附加保护。爬电距离和电气间隙无绝缘的不同电位体之间以及带电体和与可接触的金属部件之间的爬电距离和电气间隙不允许小于表1和表2的规定。这些要求不适用于组件内部带电部件之间的距离，其距离应满足部件相关要求。这些要求也不适用于固体绝缘材料，材料的绝缘特性可以利用GB/T 20047.2列出的试验进行验证。组件接线端子的爬电距离和电气间隙用组件的开路电压（Voc）来判定。如果在端子排上有未标识的接线端子，或有专门标识的接地端子，爬电距离和电气间隙将根据最大系统电压来判定。现场接线端子的爬电距离和电气间隙应在有导线连接和没有导线连接两种情况下测量。导线应按实际应用时的方式进行连接。如果端子能适配，产品也没有标注使用限制，所得导线的线规应比要求的大一号，否则，导线用要求的线规。在决定爬电距离时,不大于0.4mm的间隙的表面之间被认为是相互接触的。9）设计要求组件的生产，根据客户的要求,按照BOM中要求的准备生产。BOM中主要内容包含：（1）产品特性：电池片类别、组件功率、外型尺寸、电池片功率等要求；（2）技术图纸编号：装配图编号、正/背面图编号、铝合金加工图编号、大包装箱编号、小包装箱编号、托盘编号及标签编号；（3）特别联络事项；（4）规格：Pmax、Uoc、Isc、Ump、Imp、电路连接方式及排列方式；（5）主要原材料、附属材料的名称、规格、厂家信息；技术图纸的编号原则：（1）正面图：LN-ACR-B-XXX，LN-ACR-B-代表组件装配图，XXX为图纸索引号； （2）背面图：LN-ACR-C-XXX，LN-ACR-C-代表组件装配图，XXX为图纸索引号；（3）装配图：LN-ACR-D-XXX，LN-ACR-D-代表组件装配图，XXX为图纸索引号；（4）铝合金截面图/加工图：LN-ALK-E-XXX，LN-ALK-E-代表组件装配图，XXX为图纸索引号；生产过程要严格按照QEH-2011-RD-I124太阳能电池组件制造工艺过程卡汇总V4.0中要求的作业条件和作业方式进行，产品尺寸要求及公差要求按照相对应图纸进行生产、检验。10）外观要求GB/T 9535 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型对于设计鉴、定型和性能造成影响严重外观缺陷要求主要有以下几项：（1）破碎、开裂、或外表面脱附，包括上层、下层、边框和接线盒；（2）弯曲、不规整的外表面，包括上层、下层、边框和接线盒的不规整以至于影响到组件的安装和/或运行。（3）一个电池的一条裂缝，其延伸可能导致超过一个电池10%以上面积从组件的电路上减少；（4）在组件的边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道；（5）丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响（6）互联条或接头有缺陷。根据以上几点要求，针对具体组件情况，我公司生产组件要达到外观判断标准，具体参考附件1外观判断标准。外观不合格组件由品质中心组织评审，作出三种处理方案：（1）降为B级、让步放行；（2）返回生产进行修理，返修合格的按正常工艺流程继续进行；（3）无法返修或返修后仍为不合格的组件，等待处理。11） EL测试 环境要求温度：1530，湿度70%；测试仪器：EL测试仪。测试标准和过程EL测试基本标准和过程如下（具体操作参考QEH-2011-RD-I124太阳能电池组件制造工艺过程卡汇总V4.0中要求进行）：（1）开启EL测试仪，启动软件；（2）打开直流电源供应器的电源开关，根据所测试的组件调整电压和电流值，125版型电流调整为57A，156版型电流调整为79A；（3）按要求连接好正负极，电脑屏上显示图片是否合格，具体参考附件2EL测试判断标准。合格，方可传入下一工序，不合格单独放置，做好记录，并报告品质中心等待处理；（4）测试完成后，关闭EL测试仪。12）耐压、绝缘及接地阻抗测试 耐压、绝缘及接地阻抗测试基本标准和过程如下（具体步骤参考QEH-2011-RD-I124太阳能电池组件制造工艺过程卡汇总V4.0中要求进行）：环境要求：温度为环境温度1530，相对湿度75%；装置：绝缘耐压测试仪；耐压测试标准和过程（1）按照正确的方式连接绝缘耐压测试仪；（2）将组件的正、负极引出端短接后，接到绝缘耐压测试仪的正极或接地端；（3）将组件边框的裸露处接到绝缘耐压测试仪的负极，绝缘耐压测试仪的负极与铝合金边框在安装孔或连接拐角的裸露处紧密接触；（4）按下绝缘耐压测试仪的高压测试枪开关，测试开始，以不大于500Vs-1的速率增加绝缘测试仪的电压，将测试仪电压增加至3600V，维持此电压1s，如果系统报警（漏电流50A，系统会自动报警），则组件不合格，如果不报警，则组件合格。最大系统电压小于30V的组件不需要进行耐压测试。（5）松开高压测试枪的开关，电压输出切断，测试灯灭，在不拆卸组件连接线的情况下，降低电压到零；将绝缘耐压测试仪的正（或接地端）、负极短路使组件放电。测试要求：测试完成后应检查组件外观，无开裂、击穿或飞弧现象。绝缘测试标准和过程（6）放电完毕后，以不大于500Vs-1的速率增加绝缘测试仪的电压，直到组件最大系统电压的高值，维持此电压2min，记录稳定后的绝缘电阻；（7）拆去绝缘测试仪与组件的连线及正负极的短路线；测试要求：（1）面积0.1 m2，测试绝缘电阻乘以组件面积40Mm2.。（2）面积0.1 m2，测试绝缘电阻400M。（3）外观检查：测试完成后应检查组件外观，无开裂、击穿或飞弧现象。接地阻抗测试标准和过程（8）接地电阻测试参数：电压为8V、电流为25A、阻抗上限为100m、测试时间为1秒；（9）测试完毕，拆去组件与测试仪的连接线。测试要求：接地阻抗100m。电性能参数测试条件：AM1.5,（10005）W/m2,252，湿度70%。12）测试方法 组件电性能测试基本步骤如下（具体步骤参考QEH-2011-RD-I124太阳能电池组件制造工艺过程卡汇总V4.0中要求进行）：（1）打开太阳能模拟器和关联计算机，打开测试软件；（2）用标准组件校准太阳能模拟器；（3）用连接工具连接组件输出的正、负极；（4）开始测试组件，间隔几秒会在屏幕上弹出I-V曲线以及相关参数界面；（5）观察曲线，若曲线正常，保存测试数据，将组件按照分档标准进行放置。若曲线异常，保存测试数据，将组件另外放置，标示清楚，并通知品质中心等待处理。13）组件分档 组件分档按照标称功率进行分档，组件功率误差在标称功率要求（0+3%或者3%）内为合格，否则降档，当测试功率值低于组件分档最低值的组件产品，报告品质中心等待处理。具体分档如下：（1）单晶125：A.36片：90W/95W/100W/105W/110W;B.54片：130W/135W/140W/145W/150W/155W;C.60片：160W/165W/170W;D.72片：170W/175W/180W/185W/190W/195W/200W/205W/210W;E.88片：225W/230W/235W.（2）单晶156：A60片：220W/225W/230W/235W/240W/245W/250W/255W/260W/265W/270W.（3）多晶156：A.36片：110W/115W/120W/125W/130W/135W/140W/145W/150W/155W;B.54片：190W/195W/200W/205W/210W/215W/220W/225W/230W;C.60片：210W/215W/220W/225W/230W/235W/240W/245W/250WD.72片：250W/255W/260W/265W/270W/275W/280W/285W/290W/295W/300W/305W/310W.4.5逆变器技术先进性技术标准1、技术规范书范围内的设备应采用中华人民共和国国家标准(GB），在国内标准不完善的情况下，可参照选用IEC标准或双方认定的其它国家标准。选用标准应为最新版本。2、技术规范书未提及的内容均应符合以下的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此，若标准之间出现矛盾时，以较高标准为准。选用标准应为签订合同时的最新版本。3 设备使用环境条件3.1 气象条件：昼夜温差大、低气压3.2 污秽等级：II级3.3 地震基本烈度： 8级3.4 厂区海拔：3000m3.5 安装位置：室内4、技术要求4.1 总体要求4.1.1 系统各设备的保护接地、工作接地(也称逻辑接地)可靠接地。4.1.2 系统各设备应具有防止交流侧和直流侧入侵雷电波和操作过电压的功能，充分保护设备安全。4.1.3 系统应能在电子噪声，射频干扰，强电磁场等恶劣的电磁环境中安全可靠的连续运行，且不降低系统的性能。设备应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求，在雷击过电压及操作过电压发生及一次设备出现短路故障时，设备不应误动作。4.1.4 系统的设计应充分考虑电磁兼容技术，包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽等措施。4.1.5 投标人应提出整体系统一次、二次设备，软硬件协调配合措施。各敏感电子设备、各子系统及整个系统电磁兼容措施。4.2 逆变器总则4.2.1 逆变器为了提高整个发电系统的效率，应采用高性能的MPPT控制技术。通过逆变器DC/AC单元控制太阳能电池的输出电流，通过CPU判定电池板输出功率的最大点，以保证太阳能电池在不同日照及温度情况下一直工作在最大功率输出点。4.2.2 逆变器应具有完善的保护功能，具有直流过压/过流、交流过压/欠压、交流过流、短路、过频/欠频、系统瞬时功率、内部过热等多种综合保护策略。4.2.3 逆变器具有一定的过载能力，可长期过载 105%运行。4.2.4 逆变器只能单向通过电流。4.2.5 逆变器应能通过RS485,RS232等接口向监控系统上传当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、发电量、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息等信号，并负责配合监控系统厂家实现通讯。4.3 电能质量 逆变器向交流负载提供电能的质量应受控，应保证逆变器交流侧所有电能质量（电压、频率、谐波等）。4.3.1 电压偏差为了使当地交流负载正常工作，光伏系统中逆变器的输出电压应与电网相匹配。正常运行时，光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB/T 12325的规定。三相电压的允许偏差为额定电压的7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。4.3.2 频率光伏系统额定频率为50Hz，光伏系统的频率允许偏差应符合GB/T 15945的规定即偏差值允许0.5%Hz。44.3.3 谐波和波形畸变 电流和电压的谐波水平应较低；较高的谐波将增加对所连接设备产生有害影响的可能性。谐波电压和电流的允许水平取决于配电系统的特性、供电类型、所连接的负载、设备，以及电网的现行规定。光伏系统的输出应有较低的电流畸变，以确保对连接的设备不造成不利影响。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%。各次谐波应限制在表1、表2所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。表1 奇次谐波电流畸变限值奇次谐波畸变限值3次至9次4.0%11次至15次2.0%17次至21次1.5%23次至33次0.6%表2 偶次谐波电流畸变限值偶次谐波畸变限值2次至8次1.0%10次至32次0.5%4.3.4 功率因数（PF）当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数应不小于0.98（超前或滞后）。一段时期内的平均功率因数（PF）公式为：PF=式中：EREAL有功电量，单位为千瓦时（kWh）;EREACTIVE无功电量，单位为千乏时（kvarh）。4.3.5 直流分量光伏系统运行时，逆变器向负载贡献的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。4.4 安全与保护光伏系统异常或故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应的保护功能。4.4.1 防雷和接地光伏系统接口设备的防雷和接地，应符合SJ/T 11127中的规定。4.4.2 短路保护光伏系统应设置短路保护，当短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1s以内将光伏系统断开。4.5 柜体要求4.11 框架和外壳设备的框架为垂直地面安装的自撑式结构，框架和外壳应有足够的强度和刚度，应能承受所安装元件及短路所产生的动、热稳定。同时不因成套设备的吊装、运输等情况而影响设备的性能。开关柜柜体镀锌件必须光亮，无蚀斑。4.12 柜体采用电缆下进线。4.13 直流侧设进线端子，容量满足额定电流要求，正负母排各留有不少于10根（35mm2/根）直流电缆的进线端子。交流侧设出线铜排，容量满足额定电流要求，留有不少于3根交流电缆的出线端子。4.6 环境监测仪4.6.1 投标方提供一套环境监测仪，由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒、稳压电源及支架等组成，环境监测仪具有RS485接口，能向监控系统传送气温、风速、风向、日照等参数。环境监测仪布置在集中控制室外，投标方提供环境监测仪至监控系统的通讯电缆和电源电缆。5、 设备规范投标人可根据自己情况,充分提供能够说明投标人的光伏发电逆变器的技术性能的资料。4.6主要工序和特殊工序的施工方法4.6.1 复测分坑1一般要求分坑测量前必须复合设计勘测时钉立的钢材中心桩的位置，应满足下列条件方可进行施工：以设计勘测钉立的两个相邻直线桩为基准，用正倒镜分中法或前视法检查钢材位中心桩，其横线路方向偏差小于50mm的。用经纬仪视距法复测距离时，顺线路方向两相邻钢材位中心桩间的距离与设计值的偏差应小于设计档距1%的。线路转角桩的角度值，用方向法复测时，与设计值的偏差小于130。线路前方被建筑物遮住了视线不能透视，用等腰三角形法或矩形法复测线路。2补桩要求设计交桩后个别丢失的钢材位中心桩，应按设计数据予以补钉，其测量应符合现行送电线路测量技术规定进行观测，其精度要求如下：a.直线量距。用经纬仪视距法测距，两次测量值之差不应超过下列规定： 对向观测：1/150 同向观测：1/200b.视距长度。平地不超过400米，丘陵不超过600米；山区一般不超过800米。当空气不稳定和呈象模糊时，应适当缩短视距长度。c.转角测量技术应符合下列规定：仪器观测方法测回数半测回差（分）读数成果取位J6测回法110.1分d.高差测量的技术要求，每百米距离偏差不应大于下列规定：竖直角（度）2468101214161820高差校差（厘米）24681012141618203移桩要求钢材位中心移桩的测量精度应符合下列规定：a、当采用钢卷尺直线量距，两次测值之差不得超过量距的1。b、当采用视距法测距时，两次测量之差不得超过视距的5。c、当采用方向法测量角度时，两侧回测值不应超过130。4.7钢结构支架技术要求1、基本要求:结构使用年限>25年；2、结构形式:地面钢支架以及架在屋顶上的钢支架；组件方阵宜采用当前地理环境下按照保证安全条件下的最佳倾角安装光伏电池组件进行设计。在满足国家现行规范的前提下，结构工程的方案选择和确定， 首先以满足工艺安全生产、操作检修为前提，同时兼顾其它各有关专业的需要， 对不同条件的支架，选择合理的连接形式，力求设计达到:安全、适用、经济、 合理、美观，以适应和体现现代工业文明生产的要求，同时尽可能地降低工程造 价，使有限的投资尽快形成生产能力，获得最佳经济效益。3、结构材料承重结构钢材应采用现行国家标准<碳素结构钢>>(GB/T 700-2006)中规 定的Q235-B钢，寒冷地区（低于-20C)宜选用C级或D级钢；并要求对应温度 的冲击韧性有合格保证。檩条均采用Q235钢，且应有屈服点、抗拉强度及伸长率的合格保证。所有型钢（角钢，和圆管等)均采用现行国家标准碳素结构钢>>(GB/T 7()0-2()()6)中规定的Q235钢；对焊接结构用钢，应具有含碳量的合格保证。4、螺栓普通螺栓:4. 8级。应符合现行国家标准六角头-C级(GB/T5780-2000) 和六角头螺栓（GB/T5782-2000)的规定，其机械性能应符合现行国标紧固件机械性能.螺栓.螺钉和螺柱>> (GB/T 3098. 1-2010)的规定.高强度螺栓：8.8级或10. 9级（摩擦型连接，摩檫面抗滑移系数要求不低于0.35)，其技术条件应 符合钢结构用高强度大六角头螺栓（GB/T1228-2006)、钢结构用高强度大 六角头螺母（GB/T1231-2006)、钢结构用高强度垫圈（GB/T1230-2006)、钢 结构用高强度大六角头螺栓、大六角螺母、牮圈技术条件（GB/T1231-2006)等 标准的规定。5、焊接材料按照(GB/T5118)的规定，选择的焊条型号应与主体金属强度相匹配。手工电弧焊用的焊条，应符合现行国家标准 << 碳钢焊条>>(GB/T5117)或< 低合金钢焊埋弧自动焊接或半自动焊接用的焊丝，应符合现行国家标准 熔化焊 用钢丝>>(GB/T14957-1994)的规定，选择的焊丝和焊剂型号应与主体金属强度相 匹配。6、钢结构制作钢结构的制作应符合现行国标 <钢结构工程施工及验收规 范>> (GB50205-2001)的规定。除注明者外,所有角焊缝均为沿长度方向满焊。7、防锈与防腐所有钢结构材料均采用成品镀锌型钢，镀锌层不低于镀锌层不低于65m。8、构件的运输和安装结构构件在装卸、运输过程中均不得损坏，并防止搬动过程中构件发生变形。安装过程中必须确保结构的稳定性和不产少永久性变形。普通螺栓必须采用双螺帽或弹簧片防止松动。拧紧螺栓后，螺栓杆外露长度可为23丝扣。整个结构安装完毕后，所有螺栓必须检查拧紧度。4.8 架线施工4.8.1放线前的准备工作架线施工按导地线架设作业指导书，根据现场情况适当考虑采用人力放线机械牵引的方法。1.绝缘子串组装前，必须进行详细的外观检查，使用5000V兆欧表逐个进行测量，保证其符合设计及规程要求。放线滑车在使用前检查，要求轮径不小于线径的15倍，滑车外观无破损，轴承要良好，转动灵活。对于严重上扬，垂直档距甚大的以及需要通过压接管的滑车，应进行验算，必要时应采取特制的结构。2.挂线绝缘子串及放线滑车在导、地线展放前应当挂好，带有滑车的绝缘子串要求连接可靠,在任何情况下都不能脱落，应在滑车内放好引线绳，引线绳应接成环形，能站立在地面上解开绳结，以备牵引导地线过滑车。4.8.2布线1.布线应根据每盘线的长度（或重量），合理的分配在各耐张段，以求接头最少，余线最少，保证档距内不出现接头。2.选择布线点及线盘支放点的位置时，应尽量使三相导线及地线线盘安排在一起，力求每盘线长相近，以便于统一指挥。线盘采用放线架支放，及地槽支放两种形式，要求线盘在展放时转动灵活，制动方便，轴棍水平，线盘距钢材保持适当距离。4.8.3 导、地线展放（1）展放时落实要求各职能人员到位，展放前应认真检查导地线的规格、型号是否正确，核对长度是否满足要求，并检查有无铁钉等损伤导线的物品。（2）信号传递应准确、及时，注意保护好导、地线不受损伤，注意导地线原有断头位置，制造厂在线上设有标志的地方，要查明原因，妥善处理。（3）导、地线上钢材。用引线绳拉过放线滑车之前要注意使线头超过该基钢材高度的两倍。展放原则，通常是先地线后导线，导地线全部展放后应注意不相互交叉，以避免给紧线带来困难。（4）牵引速度每分钟不超过20米。牵引全过程应保持通讯联络的畅通，领线人员要注意线盘看守人员的信号。（5）人力放线时应做好防止导地线磨损工作，禁止导地线在地面拖动，在跨越越线架时，应在架子上的相应位置绑扎麻布，以防导地线磨损。4.8.4 紧线施工（1）牵引绳的选择，其牵引能力的选用应不小于导线张力的5倍。（2）耐张钢材临时补强拉线应按设计说明书的要求选择。（3）线路施工测量及紧线时，指挥员、信号员若使用旗语，要统一、明确。（4）紧线操作应在白天进行，天气应无雾，无飘雪及大风。驰度观测员，护线信号员，牵引机操作员等均已各自到位后，方可实施操作。（5）紧线段如有上扬的钢材，观测驰度时，导地线在挂点处如有悬空，应采取压线措施，以免弧垂观测时发生误差。（6）如遇有导、地线被障碍物挂住，应停止牵引，进行处理以及检查有无损伤，如有损伤，处理后再行工作。（7）紧线前要先收紧余线，待前方架空线脱离地面23米左右，即可在操作钢材前面30米处套上紧线器（卡头），用牵引设备牵引钢丝绳，当架空线收紧将近驰度要求时，应立即减慢牵引速度，前方通知已达到要求驰度时，立即停止牵引，再停1分钟左右，无变化时，方可进行划印。对于两个以上观测档，应先等最前方观测驰度达到要求时，再调整较近观测档驰度，经过反复调整直到各观测档驰度符合要求时，方可进行划印。（8）导地线划印、割线时弄清楚前后方向的数字尺寸，操作要严谨，孤立档和小于三档的紧线耐张段，不得使用地面划印法。（9）划印、割线后，立即进行耐张线夹压接安装，全部压接安装工作应由本班次一次性完成。（10）钢材上两侧导地线全部挂好后，应对永久拉线进行一次调整，尽量使拉线张力相等，钢材呈垂直状态，然后拆除补强用的临时拉线。4.8.5 紧线工作应注意的事项（1）三个观测档观测时，当发生无法调整到三档均达到要求时，若相差不大（误差在规定驰度范围之内），以两档基本达到要求者为准，或者以中间观测档为准。（2）当完成耐张线夹压接完成后，必须立即将钢丝绳上的印记清除，防止在进行另一根线划印时造成误认。（3）耐张段中各档的施工人员应注意，当架空线离开地面时对线上的杂物，草屑、树枝等附着物，设法予以清除，否则不得继续收线。（4）紧线时观测气温的温度表，应悬挂在施工现场，真实地反映施工现场的实际温度。（5）对于架空地线的两根或导线的三相线，一般情况下安排在同一天完成，尽量避免地线分两次施工，导线分两次或者三次施工，造成线间或相间驰度不平衡，超过规范要求。（6）导地线的连接处理，包括绑扎与修补措施，详见导地线及地线液压施工作业指导书。4.9 附件安装的质量保证条款（1）线路紧挂线完成后，应按设计和相关规程要求，及时进行附件安装，防止导线、地线因振动受伤。（2）在进行合成绝缘子安装时，应用脚手架上下，并不得和合成绝缘子发生碰击和磨损。（3）附件安装前，对紧好的两端耐张钢材及直线钢材，要再次进行检查和调整，一般用目测驰度有无变化，驰度应符合规定，如不符合，不能进行附件安装。（4）新建线路和带电线路交叉较小或平行时，登杆作业时应做好临时接地，以防感应电击。（5）附件安装使用的作业工具和安全工具，在使用前，使用人员必须进行外观检查，高空作业的安全腰绳（带）必须系在横担主才上。（6）相临两杆同时进行附件安装时，应错开相别进行，以防止因吊线造成悬垂线夹位置发生偏差。4.10交叉跨越情况及施工对通讯线、35KV及以下电力线采用不停电搭拆跨越架进行跨越架线施工。跨越公路、铁路采用搭设越线架跨越放线。搭架施工前，应事先报清业主同各有关部门取得联系，我方派员协助，征得各方同意后方可施工，施工时邀请有关部门派人到现场监护。带电跨越注意事项：跨越架架体及施工人员距带电体的距离应满足规范要求。导引绳翻越架体时应用绝缘绳引渡，引渡过程中架上不得有人。搭设和拆除跨越架前应与线路运行单位取得联系，并邀请派员监察。对跨越公路及通航河流的施工：首先应与公路和航道管理部门取得联系，并请其派员现场监督与监护。由测量工用经纬仪测出本工程线路在公路的中心位置，在公路两侧护坡下铁丝网内搭设一越线架，越线架的长度应超出钢材两侧横担挂线点外各1.5米，宽度为4米，高度应根据跨越物的宽度确定，如高度超出15米应由施工技术部门提出搭设方案，经有关部门审批后再施工。搭设越线架所用的材料：钢管、毛竹、木棒三种，固定和绑扎越线架可用钢管卡、铁丝、麻绳。施工时，应根据现场需要选用。不停电跨越施工：对跨越通讯线、10kV及以下电力线或线高低于18m的35kV电力线路，采用不停电搭设跨越架进行施工。越线架采取可靠的加固措施。根据现场测量定位出的越线架安装位置搭设，越线架的立杆间距不大于1.5米，且应垂直，埋深不应小于50cm，杆坑底部应夯实，遇松土或无法挖坑时应绑扫地杆。横杆间距不大于2米，横杆应与立杆成直角搭设。越线架两端及每隔6-7根立杆应设剪刀撑、立杆或拉线。剪刀撑、立杆或拉线与地面的夹角不得大于60度。支杆埋入地下的深度不得小于30cm 。木质越线架支杆有效部分的小头直径不得小于7cm。横杆有效部分的小头直径不得小于8cm，6-8cm的可双杆合并或单杆加密使用，毛竹越线架支杆、大横杆、剪刀撑和支杆有效部分的小头直径不得小于7.5cm。小横杆有效部分的小头直径不得小于9cm，6-9cm的可双杆合并或单杆加密使用。竹、木越线架的立杆、大横杆应错开搭接，搭接长度不得1.5cm，绑扎时小头应压在大头上，绑扣不得少于三道。立杆、大横杆、小横杆相交时，应先绑两根、再绑第三根，不得一扣绑三根。4.11光缆施工光缆放紧线及附件安装工器具，各种金具材料，在使用前必须由使用人进行检查。用鞍式提升器提升光缆，提升时要注意保护光缆以防损坏。调整弛度位移时，要用紧线卡头帮助拉一下，严禁用提升器强行拉移。光缆放线前、结束后其两端应用专用塑料盖和胶带密封。光缆张力放线时，必须保持光缆的高度与树木等障碍物的高度不小于1米的距离。光缆在受到较大的张力、扭力、弯力、压力时，易发生损坏造成纤维断裂，因此，放线时张力应平衡，且控制在最大允许张力范围内；放线滑车槽底采用尼龙滑车，滑车槽底直径为光缆直径的20倍。接头及终端施工工艺按生产厂家要求进行操作。4.12接地工程施工接地工程使用机械开挖，开挖时注意地下管线的保护。4.12.1敷设接地装置(1) 接地装置的材质、规格及埋深应符合设计规定。(2) 接地槽底面应平整，并清除槽内一切影响接地体与土壤接触的杂物。(3) 接地体圆钢应予以矫正，不应有明显弯曲。(4) 敷设水平接地体应满足下列要求： 在倾斜的地形沿等高线敷设。 两接地体间的最近距离不应小于5m。 接地体铺设应平直。(5) 敷设时必须确定接地引下线的方向，并检查引下线长度是否满足要求。(6) 接地引下线与钢材的连接应接触良好，并应便于打开测量接地电阻。接地引下线应尽可能的短而直，以减少冲击阻抗。(7) 接地线的连接牢固，其焊接焊缝应无气孔、咬边、裂纹等缺陷。4.12.2 接地装置的连接接地装置的连接应可靠，除设计规定的断开点用