DB37T-桩基固定式海上光伏工程施工规范

Q/LB.□XXXXX-XXXX目次TOC\o"1-1"\h前言 II1范围 12规范性引用文件 13术语和定义 24总体要求 35施工准备 46材料 57构件制作 78组装场地建设 99光伏平台组装 1310海上施工 1511防腐 2112质量验收 22附录A（资料性）前期调查资料与海上光伏工程方案推荐内容 24附录B（资料性）典型海上光伏平台施工配套设施 25附录C（资料性）涂层防腐体系、施工精度实测实量记录表与试验记录表 26前言本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由山东省能源局提出并组织实施。本文件由山东省能源标准化技术委员会归口。本文件起草单位：中建八局第一建设有限公司、山东省交通规划设计院集团有限公司、中国建筑第八工程局有限公司、中国电建集团山东电力建设第一工程有限公司、哈尔滨工业大学（威海）、国华（东营市垦利区）新能源有限公司、中国海洋大学、中国质量认证中心有限公司青岛分公司。本文件主要起草人：牛化宪、霍文涛、马明磊、张长安、钱宏亮、陈江、林峰、杨树桐、亓祥成、邵国栋、张士前、鹿磊、胡蒙蒙、白维仕、陈德珅、程飞、鲁凯、董鹏、耿孝华、秦志国、陶楚青、刘晓峰、杜君峰、陈贵鹏、崔蕾、王闵闵、刘亚男、贾利刚、张泽成、张波、张永飞、霍炳成、宋京、王兵兵、吕业、孙琛、王召华、陈光勇、张欣欣、张衍、刘腾、李强、于露、李兵。桩基固定式海上光伏工程施工规范范围本文件规定了桩基固定式海上光伏工程施工的总体要求，以及在施工准备、材料、构件制作、组装场的建设、光伏平台组装、海上施工、防腐等施工方面的分部分项工程的技术要求，描述了质量验收等证实方法。本文件适用于浅海区域桩基固定式海上光伏工程施工。规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。GB/T196普通螺纹基本尺寸GB/T30790.2色漆和清漆防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护第2部分：环境分类GB50007建筑地基基础设计规范GB50009建筑结构荷载规范GB50010混凝土结构设计规范GB50017钢结构设计标准GB50026工程测量标准GB50147电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GB50148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB50149电气装置安装工程母线装置施工及验收规范GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB50172电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB50204混凝土结构工程施工质量验收规范GB50205-2020钢结构工程施工质量验收标准GB50254电气装置安装工程低压电器施工及验收规范GB50300建筑工程施工质量验收统一标准GB50348安全防范工程技术标准GB/T50571海上风力发电工程施工规范GB50661钢结构焊接规范GB50666混凝土结构工程施工规范GB50755钢结构工程施工规范GB50794光伏发电站施工规范GB/T50796光伏发电工程验收规范GB/T51191海底电力电缆输电工程施工及验收规范GB51004建筑地基基础工程施工规范GB55018工程测量通用规范HG/T21574化工设备吊耳设计选用规范JTS144-1港口工程荷载规范JTS153水运工程结构耐久性设计标准JTS167码头结构设计规范JTS201水运工程施工通则JTS202水运工程混凝土施工规范JTS/T209水运工程结构防腐蚀施工规范JTS215码头结构施工规范JTS240水运工程基桩试验检测技术规范JG/T8钢桁架构件JGJ7空间网格结构技术规程JGJ/T188施工现场临时建筑物技术规范NB/T10104海上风电场工程测量规程NB/T11744海上光伏发电系统设计规范NB/T31006海上风电场钢结构防腐技术标准SY/T4094浅海钢质固定平台结构设计与建造技术规范DB37/T4821水上光伏电站建设指南术语和定义下列术语和定义适用于本文件。

桩基固定式海上光伏offshorePVwithfixedtypeofpilefoundation利用桩基将光伏发电设施固定在离岸海洋环境中，利用海面的光照资源进行发电的一种新型能源利用方式。

支架结构supportstructure用于固定光伏组件、附属设备设施等的桁（网）架钢结构。

光伏平台PVpowergenerationstructuralunit将光伏组件、逆变器、电缆等电气设备设施按一定方式组装在一起，搭载、固定在支架结构上，形成的直流发电单元。

组装场地assemblagefield进行光伏平台装配作业的场所。

光伏平台产线PVplatformproductionline将支架结构、光伏组件、逆变器、电缆等设备设施按一定工艺组装在一起的拼装生产线。

流水产线flowproductionline支架结构、电气设备等拼装或安装过程位于不同工位，各场地之间按工序协同作业。

固定位置产线fixed-positionproductionline支架结构、电气设备等拼装或安装过程不存在明显的工序流水，基本位于一至两个工位。

稳桩平台stablepileequipment海上桩基施工时，用于约束桩基、控制桩基位置与垂直度，且具备临时承载施工人员及设备功能的辅助施工设施。

海上吊装安装offshoreliftinginstallation通过船上起重设备将光伏平台起吊，经回转、定位、就位等过程。

海上穿桩passingthroughthepilearea海上光伏安装船以既定方向驶入并穿过光伏平台桩基群的过程。

海上顶升安装offshorejackinginstallation利用船上顶升设备将光伏平台顶起，经海上穿桩、定位、就位等过程。总体要求桩基固定式海上光伏工程施工流程应包含：组装场的建设、光伏平台组装、海上运输、海上沉桩施工、海上平台安装施工、海上电气设备安装施工等。桩基固定式海上光伏工程实施前，应具备施工组织设计、与其配套的专项施工方案等技术文件，应编制包含陆上平台吊装、海上运输、海上沉桩、海上平台安装等内容的专项施工方案，组织专家评审。桩基固定式海上光伏工程施工应设置专职安全管理机构及专职安全人员，负责安全管理工作；施工前应编制安全作业计划及要求，施工现场应制订进退场安全措施。桩基固定式海上光伏工程施工应进行施工期风险评估，应针对极端气象水文条件及施工过程中的突发事件（船舶碰撞、人员落水等）等编制相应的应急处置措施，宜包括资源配置、响应流程、预防及加固措施、应急避险方案以及灾后维修与评估等内容。桩基固定式海上光伏工程建设施工应满足设计要求，施工单位应熟悉工程设计文件，并应参加建设单位主持的图纸会审和设计交底会议，其审查内容涵盖：技术要求的经济合理性；材料选择的经济性及加工性能；加工、装配与生产组织的可行性与效率性。桩基固定式海上光伏工程建设施工需要修改设计时，应取得监理、原设计单位、业主的同意，并应办理相关设计变更文件。施工项目应实施风险管理，控制整体风险；宜实施数字化管控，自动化、智能化施工。施工项目应编制施工环境管理计划，降低施工对生态环境的影响。宜采用数字化档案管理，归档的资料应按海上风力发电建设项目归档范围执行。桩基固定式海上光伏工程应采取防腐蚀方案及施工工艺。海上施工应编制桩基施工、吊装作业等专项施工方案，应组织专家论证，专项方案应明确应急处置流程和面对复杂环境的安全应急措施。桩基固定式海上光伏工程施工应按下列规定进行质量过程控制：各工序按施工工艺要求进行质量控制，实行工序检验；相关各专业工种之间进行交接检验；隐蔽工程在封闭前进行质量验收，相关程序符合GB50300的相关规定。钢构件加工、连接与拼装应符合GB50755、GB50205、JGJ7、JG/T8、SY/T4094、JTS201、JTS215等的规定。混凝土部件加工、连接与安装应符合GB50666、GB50204、JTS167、JTS202等的规定。施工准备通用要求桩基固定式海上光伏工程应按水下施工转化为水上施工、水上施工转化为陆上施工、高空作业转化为低空作业的原则进行施工准备，并应遵循“永临结合”的施工原则，减少临时设施的投入。桩基固定式海上光伏工程施工应对施工海域进行船舶通行管控；应建立自身调度和管理机制，确保施工和船舶通行安全。技术准备工程开工前应收集调查下列基础资料，具体包含内容见附录A的A.1：水域工程地质详细勘察报告、工程水域水文资料；经过审批的施工图设计文件和技术交底文件；工程坐标系统联测与测量控制网布设报告；航道、气象、水域环境等其它现状资料。施工前应完成设计交底、测量控制点交桩等工作。桩基固定式海上光伏工程在施工前应按照GB50205、GB50017、GB50755、NB/T11744相关规定，采用荷载基本组合对结构进行承载力极限状态分析和验算，采用荷载标准组合对结构进行正常使用极限状态分析和验算，相关验算工况应包括：组拼施工相关工况；运输过程相关工况；沉桩过程相关工况；吊运安装相关工况。陆上施工中，涉及结构验算的动力系数宜按下列数值选取：液压千斤顶提升或顶升取1.1；穿心式液压千斤顶钢绞线提升取1.2；塔式起重机、拔杆吊装取1.3；履带式、汽车式起重机吊装取1.4。在近岸有掩护的海区吊装，对吊点和直接与吊点连接的结构构件设计，动力放大系数应取1.5；对其他传力提升构件设计，动力放大系数应取1.15。在无掩护的海域吊装，对吊点和直接与吊点连接的结构构件设计，动力放大系数应取2.0；对其他传力提升构件设计，动力放大系数应取1.35。施工阶段验算时，风荷载的计算应按GB50009、JTS144-1的有关规定执行；基本风压宜根据工程所在地和实际施工工况，按最大作业允许风速进行计算，且取值不宜小于10年重现期的风压。当施工期间可能出现大于10年重现期的风压时，应制定应急预案及安全保障措施。桩基固定式海上光伏施工建立工程测量系统的精度要求应满足GB50026、GB55018、NB/T10104相关要求。桩基固定式海上光伏施工宜建立工程信息智能管控系统，实施信息化施工，宜包含以下内容：海上船只定位、调度情况；海上人员定位、健康状况，设备状况；光伏平台、桩基等关键结构的物料准备、施工进度等情况；建立海上风速、潮汐、海流、海浪、水位等环境智能实时监测与反馈系统；其它涉及安全、生产、质量管控的相关内容；智能管控系统的中定位精度、数据实时上传延迟等基础技术标准满足施工需求。应对研制或改进的专用设备、工装进行专项设计、制造、技改、调试、验收及人员培训。设备和临时场地桩基固定式海上光伏工程施工应配备满足施工要求的施工设备，且应在检定合格有效期内。施工船舶及其配套设施应符合下列规定，典型船舶及其配套设施见附录B的表B.1：与工程规模、桩基、光伏平台重量与几何尺寸、施工区域水深相匹配，满足桩基、光伏平台等的运输、吊运、安装对接的要求；配套光伏平台吊装的专用吊具，由具备相关资质的单位设计、制造，并出具出厂合格证和结构力学计算书等资料，且满足光伏平台施工中的变形及承载力要求；专用吊具制造单位在装备质保期内进行定期检测、维保服务；满足海域施工的海事安全管理与海洋环境保护要求。光伏平台组装及其配套设备，应满足光伏平台的生产要求，并与产线、产能、出货效率、海上施工需求等要素相匹配，典型光伏平台组装及其配套设备见表B.2。对于支架结构、光伏平台的起吊，应采用专用吊具。吊点布置应根据具体结构尺寸及刚度确定，多根吊索受力的合力应垂直于水平面，并与支架结构、光伏平台重心重合或接近重合。应根据桩基固定式海上光伏工程的施工海域位置、水文、气象、航道、工期、环境保护等要求确定光伏平台组装场地的场址，且宜符合下列规定：设置在距离施工海域较近的港口、码头或具有良好靠泊、运输条件的场地，具有足够的光伏平台组装空间；尽可能利用港口、码头附近已有硬化场区、道路，并利用港口码头及附近单位的生产车间，降低施工、运输成本；港口、码头的现状满足光伏平台组装、出货等要求。材料通用要求桩基固定式海上光伏工程所用的材料品种、规格、性能等应符合国家现行标准和设计要求，具有质量合格证明文件，并应经进场检验合格后使用。施工单位应选用环保型涂料和施工材料，不应向海洋抛投建筑材料与垃圾。钢材与混凝土钢材、钢筋和混凝土的力学性能指标和耐久性要求等应符合GB50010、GB50017、JTS167、JTS201的相关规定。施工场地建设过程中涉及的钢材与混凝土等级应通过计算校核；现浇混凝土的强度等级不应低于C25，钢筋牌号不宜低于HRB400，型钢等级不宜低于Q355。焊接材料与紧固件焊条、焊丝等焊接材料应与设计选用的钢材相匹配，应符合GB50661、JTS167、JTS201的相关规定。钢结构连接用的普通螺栓、高强度大六角头螺栓、扭剪型高强度螺栓、连接副等紧固件，应符合国家现行有关产品标准和设计要求。与螺栓紧固连接相配合的压块等辅助构件，应由设计单位出具参数要求，由施工单位进行购置，经检验验收合格后方可使用。防腐材料桩基固定式海上光伏工程中钢结构、混凝土结构的暴露环境应分为大气区、浪溅区、水位变动区、水下区、泥下区和内部区，宜按设计水位确定各防腐区域，各部位划分应符合表1的规定。海水环境中光伏工程结构部位划分掩护条件划分类别大气区浪溅区水位变动区水下区泥下区内部区有掩护条件按港工设计水位设计高水位加1.5 m以上大气区下界至设计高水位减1.0 m之间浪溅区下界至设计低水位减1.0 m之间水位变动区下界至泥面泥面以下封闭的、不与外界海水直接接触的结构区域（包括光伏平台设备舱、支架内部腔体等）”无掩护条件按港工设计水位设计高水位加（η0＋1.0 m）以上大气区下界至设计高水位减η0之间浪溅区下界至设计低水位减1.0 m之间水位变动区下界至泥面泥面以下按天文潮位最高天文潮位加0.7倍百年一遇有效波高H1/3以上大气区下界至最高天文潮位减百年一遇有效波高H1/3之间浪溅区下界至最低天文潮位减0.2倍百年一遇有效波高H1/3之间水位变动区下界至泥面泥面以下无掩护条件的海水环境工程结构无法按有关规范计算设计水位时，按天文潮位确定工程结构的部位划分。“η0”为设计高水位时的重现期50年H1％（波列累积频率为1％的波高）波峰面高度。海上光伏工程结构防腐等级应符合表2的规定。海洋环境下防腐等级表腐蚀环境防腐等级大气区C4、C5-I或C5-M浪溅区、水位变动区C5-M及以上水下区、泥下区C5-I或C5-M按照GB/T30790.2进行划分防腐等级。桩基固定式海上光伏工程中钢结构、混凝土结构在设计时应根据海域特点，结合JTS153、JTS/T209有关要求，合理选用防腐措施。防腐系统的设计使用年限应满足施工交付后光伏发电工程设计服役年限。涂装系统应符合GB/T30790.2的要求，涂料选择应满足下列要求：选用环保型涂料；大气区采用的面漆涂料具有良好的耐候性；浪溅区采用的涂料具有良好的耐水性、抗冲刷、抗撞击性能；全浸区采用的涂料具有良好的耐水性、抗撞击和耐阴极剥离性能。热喷涂金属材料与牺牲阳极材料的选择应满足NB∕T31006的要求。桩基固定式海上光伏工程中螺栓连接的位置宜采用包覆有机复合层防腐措施，有机复合层防腐材料的选择应满足JTS/T209的要求。构件制作连接施工单位首次采用的钢材、焊接材料、焊接方法、接头形式、焊接位置、焊后热处理等各种参数及参数的组合，应在钢结构制作及安装前进行焊接工艺评定试验。焊接工艺评定试验方法和要求，以及免予工艺评定的限制条件，应符合GB50661的有关规定。焊接施工前，施工单位应以合格的焊接工艺评定结果或采用符合免除工艺评定条件为依据，编制焊接工艺文件。焊接时，焊接环境条件及应对措施应符合GB50661的相关规定。陆上高空焊接作业、海上焊接作业应搭设临时操作平台或借助现成登高设备，且具有安全防护措施。焊接前，应采用钢丝刷、砂轮等工具清除待焊处表面的氧化皮、铁锈、油污等杂物，焊缝坡口宜按GB50661的有关规定进行检查。采用的焊接工艺和焊接顺序应符合GB50661的相关规定。构件焊接时，宜采用预留焊接收缩余量或预置反变形方法控制收缩和变形，收缩余量和反变形值宜通过计算或试验确定。焊接引弧板、引出板和衬垫板要求，预热和道间温度控制，以及焊接接头技术要求，应符合GB50755的有关规定。焊缝外观缺陷的允许范围和处理方法应符合GB50661的相关规定。焊缝内部应进行无损检测，其检测方法和数量按设计要求确定；设计未做规定时，可按GB50661的有关规定确定焊缝的质量等级。螺栓连接件加工及摩擦面处理应符合GB50755的相关规定，螺栓连接施工工艺及质量验收标准应符合GB50755、GB50205的相关规定。螺栓球加工工艺及成型质量检验标准应符合GB50755、GB50205的相关规定。支架结构的构件及桩基支架结构常见构件包括主次桁架片、网架结构单元、连接杆、连接球、支腿、支撑足、檩条等。支架结构涉及的主要构件应按设计要求进行深化设计，并宜进行归类及编号。支架结构的构件应满足公路运输尺寸限制要求、并考虑现场组装安全性和便捷性。支架结构中钢管杆件宜用管子车床或数控相贯线切割机下料，下料时应预放加工余量和焊接收缩量，应矫正连接点位置由于焊接收缩量引起的角度误差。钢管杆件进行对接焊时，应根据焊缝等级要求设置衬垫；衬垫材质可采用金属、焊剂、纤维、陶瓷等。当使用钢衬垫时，应符合下列要求：钢衬垫与接头母材金属贴合良好，其间隙不大于1.5 mm；钢衬垫在整个焊缝长度内保持连续；钢衬垫用于焊条电弧焊、气体保护电弧焊和自保护药芯焊丝电弧焊焊接方法时的衬垫板厚度不小于4 mm；用于埋弧焊焊接方法的衬垫板厚度不小于6 mm；用于电渣焊焊接方法的衬垫板厚度不小于25 mm；钢衬垫与焊缝金属熔合良好。构件的隐蔽部位应在焊接和涂装检查合格后封闭；完全封闭的构件内表面可不涂装。工厂内加工制作构件的其它相关要求应符合GB50755的要求。构件应严格控制出厂质量，主要构件质量除应符合设计要求外，应满足表3与表4的要求：焊接支架结构的构件质量要求构件项目控制要求主、次桁架片段两端支承面最外侧距离ll≤24m＋3 mm，－7 mml＞24m＋5 mm，－10 mm直径d偏差d/250，且≤5.0 mm檩托安装位置偏差±3.0 mm螺栓孔位置偏差≤2.0 mm桁架片段上、下弦杆弯矩矢高l/1 500，且≤5.0 mm连接杆等杆件长度偏差±4.0 mm预留坡口角度偏差±5.0 °焊接球尺寸偏差符合JGJ7要求檩条长度l1偏差±4.0 mm弯矩矢高l1/1 000，且≤10.0 mm构件两端最外侧安装孔距离±3.0 mm栓接支架结构的构件质量要求构件项目控制要求杆件外观长度偏差±1 mm弯矩矢高l/1 000，且≤10.0 mm螺纹符合GB/T196要求檩托安装位置偏差±3.0 mm螺栓孔位置偏差≤2.0 mm螺栓球尺寸偏差符合JGJ7要求螺纹符合GB/T196要求主、次檩条长度l1偏差±4.0 mm弯矩矢高l1/1 000，且≤10.0 mm构件两端最外侧安装孔距离±3.0 mm钢管桩与预制混凝土桩的工厂内加工制作应满足GB51004的相关要求，桩外形尺寸允许偏差应满足表5的要求。桩基外形尺寸允许偏差桩型项目允许偏差钢管桩外径桩端部±0.5％D桩身±1‰D长度≥0矢高≤1‰L端部平整度≤2 mm端部平面与桩身中心线的倾斜值≤2 mm表5桩基外形尺寸允许偏差（续）桩型项目允许偏差钢筋混凝土预制方桩横截面边长±5 mm桩顶对角线之差≤10 mm保护层厚度±5 mm桩身弯曲矢高≤1‰L，且≤20 mm桩尖偏心≤10 mm桩顶平面对桩中心线的倾斜≤3 mm桩节长度±20 mm钢筋混凝土管桩直径300～700＋5 mm，－2 mm800～1 400＋7 mm，－4 mm长度±5‰L管壁厚度≤20 mm保护层厚度≤5 mm桩身弯曲（度）矢高L＜15 m≤1‰L15 m＜L≤30 m≤2‰L桩尖偏心≤10 mm桩头板平整度≤0.5 mm桩头板偏心≤2 mmD为管外径，L为桩长，单位均为mm。组装场地建设通用要求应根据组装场地产能要求、组装场地的面积等条件综合确定光伏平台产线的数量和类型，并考虑下列因素：影响光伏平台组装流水的各工序作业效率；组装场地与码头内运输条件与效率；码头前沿设施、水文、船机情况及出货效率。组装场地应分为临时办公生活功能区和生产功能区，临时办公生活功能区应按JGJ/T188要求建设，生产功能区宜以光伏平台组装为核心进行建设，并符合下列规定：组装场地生产功能区，包含光伏平台产线、场内运输作业区、装船作业区、物料堆存区、加工区与光伏平台成品堆存区等分区，各分区布置相对集中；根据作业船舶靠泊、光伏平台装船、散件装卸的需要，设置或选择装船作业区及装卸方式；场内运输作业区根据具体运输方案、场内道路情况进行设置。地基地坪组装场地建设前应开展平面控制测量，建立一级平面控制网，精度要求按表6执行。一级卫星定位测量控制网的主要技术指标等级基线平均长度（km）固定误差A（mm）比例误差系数B（mm/km）约束点间的边长相对中误差约束平差后最弱边相对中误差一级1≤10≤20≤1/40 000≤1/20 000组装场地建设前应开展高程控制测量，建立五等GNSS-RTK高程控制网，精度要求按表7执行。五等GNSS-RTK高程控制测量的主要技术要求高程中误差（cm）流动站与基准站的距离（km）观测次数起算点等级≤3.0≤5.0≥2四等及以上当采用GNSS进行测量时，流动站与基准站的距离不受限制，但应在GNSS有效服务范围内。高程中误差指控制点高程相对于最近基准站的中误差。组装场地建设过程中开展平面测量与高程测量，宜在组装场地四周埋设加密点，加密点应埋设在不容易受到影响的区域，加密点宜采用导线测量或GNSS测量方法进行布置。组装场地建设测量精度宜满足下列要求：临建场地平整度测量误差小于15 mm；场内道路的基础高差测量误差小于10 mm，GNSS放点精度测量误差小于30 mm。光伏平台产线建设中，平面测量宜采用GNSS测量方法，测量误差应小于20 mm；高程测量宜采用水准仪测量方法，单个产线的基础高程误差应小于15 mm。组装场地生产功能区各分区应压实、硬化，并满足相应的地基承载力要求，相应指标宜满足表8的规定。生产功能区地基承载力、地坪硬化铺装措施推荐表项目承载力（kPa）基层压实度光伏平台产线分区≥90≥95％（重型击实标准）场内运输作业区中履带起重机行走道路等≥120场内运输作业区中汽车吊行走、材料运输等一般道路≥120履带起重机等相关大型设备还需满足所选设备对于地基承载力的要求当组装场地生产功能区地基承载力不满足相关要求时，应进行地基处理，可采取固废换填、排水板配合强夯等处理措施。在码头前沿位置使用大型起重设备进行吊装作业时，应满足既有码头结构的承载力和变形要求，当不满足时，应采用合理的施工措施，如专用路基箱等，避免破坏既有码头结构。产线分区建设产线分区的布置宜考虑以下因素：产线中工位配置充分考虑工序要求、流水节拍和运输条件；当场地空间布局条件充裕时选择流水产线，当场地空间布局条件紧凑时选择固定位置产线；流水产线包含空间结构拼装、檩条拼装、组件与电气安装等工位；固定位置产线包含规划合理的出货路线。产线分区基础应进行专项设计，且符合GB50007相关规定，宜采用独立基础或条形基础；相关的钢筋混凝土施工应符合GB50666相关规定。产线分区生产工装应进行专项设计、制作，宜满足表9规定，工装承载力、变形要求应符合GB50017相关规定。产线分区生产工装表分类结构形式材料连接支架结构空间结构拼装工装牛腿结构、马凳结构型钢焊接、栓接支腿拼装工装格构柱结构型钢塔吊标准节型钢栓接，满足产品安装要求轨道车承托工装梁式结构型钢焊接、栓接产线分区的地坪建设应符合下列规定：建设前精确放线，放线的允许偏差不大于5 mm；地面铺装考虑构件组装、机具行走、雨后地面条件等因素，满足剪刀车、登高脚手架等小型辅助机具作业需求，进行全部硬化；地面标高满足快速排水要求，坡度在1.0％～1.5％，设置排水沟。流水产线的生产工装建设应符合下列规定：施工工况下的承载力及变形验算考虑荷载标准组合、动力系数；支架结构采用轨道方式在各个工位间进行运输，轨道车承托工装应进行承载力、变形计算；工装支撑布置充分利用光伏平台体系，支撑点设置在光伏支架结构主要受力节点附近，并进行施工工况下光伏平台承载力及变形验算；生产工装搭建完成后，按设计要求进行水平定位与标高偏差校核。流水产线的专用轨道宜布置在钢筋混凝土条形基础上，并进行专项设计、符合GB50007相关规定，且宜满足下列规定：单个流水线设置2组及以上平行滑轨，每组滑轨设置2台以上轨道车，轨道车的选型及数量满足施工工况下光伏平台、轨道车承托工装、轨道结构及基础的变形与承载力的要求；通过控制系统确保单个流水线中的轨道车同步运转，牵引速度不大于5 m/min，不同步值不大于50 mm；专用轨道做下沉式安装，并设置轨道间疏排水溢流孔，轨道两端设置限位及止挡安全装置；条形基础上按照间距1.0 m设置轨道预埋件，预埋件上设置道钉码板与钢轨连接。固定位置产线的建设应符合下列规定：产线工装的布置及数量满足施工工况下光伏平台、工装结构及基础的变形与承载力的要求；工装对支架结构主要构件的支撑点不少于2个，支撑点处设置用于约束支架结构杆件的限位措施，并设置柔性垫层防止防腐涂层的损坏。对于含高支腿的支架结构，其产线应设置支腿安装专用胎架，专用胎架应根据支架结构尺寸及倾角要求进行设计及施工放样，并设置安装限位装置，保证平台倾角、支腿连接球位置误差满足安装精度要求。光伏平台产线生产工装宜进行合理的标高设计，降低平台拼装作业高度，并兼顾辅助机具移动及施工便利。光伏平台产线中组件与电气安装工位、光伏平台成品堆存区应设置防倾覆工装或措施，并按GB50009的相关规定验算光伏平台在施工阶段的安全性。光伏平台产线搭建完成后，相关误差宜满足表10的要求。光伏平台产线搭建误差控制要求产线部位项目控制要求（mm）专用轨道轨面高差≤3间距误差≤3同高程桁（网）架支撑点高差≤15光伏平台与桩基连接节点高差≤5物料堆存物料堆存区宜围绕产线、按工序进行合理布置，宜包含构件堆存区、光伏组件堆存区、电气设备堆存区、零部件堆存区及防腐材料堆存区；当檩条等散件需要进行现场顺直、打孔等集中加工时，宜在加工区设置相应的构件堆存区。物料堆存区场地应平整、坚实，不应有积水；露天堆放时，场地应高于周围地面；堆放在有顶棚的仓库内时，可直接堆放在地坪上，下垫楞木。支架结构的构件堆存宜符合下列规定：构件堆存区沿场内运输道路就近设置；桁（网）架构件按组装顺序配套供应堆放，构件分类型、分单元及分型号堆放，以便于清点和预检，构件的编号和标识外露，便于查看；堆放时使用专用工装，当场地平整坚实时，可使用方木或混凝土块体支垫；构件多层叠放时，支撑点在同一垂直线上，堆叠不超过6层，堆叠时构件不直接堆放在下层构件上，必要时通过设置临时支撑防止堆叠构件倒塌；采用柔性垫层防止防腐涂层损坏。光伏组件堆存应满足下列要求：存放区域通风、干燥，避免长时间暴露在高温或潮湿环境中，避免影响发电效率和使用寿命；光伏组件堆放时防止出现倾斜或倒塌；在运输和堆放过程中避免碰撞，防止出现划痕或裂纹；叠放层数不超过外箱体上标识的“堆码层数极限”。箱式变电站、逆变器存储应满足下列要求：存储条件满足产品说明要求，避免电路板受潮而影响使用寿命；采取防碰撞或振动措施；叠放层数不超过外箱体上标识的“堆码层数极限”，且包装箱不倾斜或倒置。电缆、桥架、接头等零部件堆存应满足下列要求：集中分类存放，储存场地地面坚实，存放处通风、干燥，且不积水；有防止电缆终端损伤的措施；电缆附件绝缘材料的防潮包装密封良好，储存、保管和保管期限符合产品技术文件要求；电缆桥架堆存时，防止发生塑性变形。防腐材料堆存应满足下列要求：防腐材料分类进行登记、存放，严格按照先生产先使用的原则进行管理；存放在符合危化品存放安全要求的专用仓库内，仓库配备防爆排风扇与照明灯具；涂料类防腐材料存储温度与湿度满足产品说明书相对规定；牺牲阳极材料单独存放于干燥通风区，避免与酸性物质接触，存储期限不超过产品说明书规定；热喷涂金属材料需密封包装，防止氧化，存储环境温度与湿度满足产品说明书相对规定；库房内及附近要隔绝火源、火种，并配备必要的消防设备，设置防火间距和隔离措施。光伏平台组装通用要求光伏平台组装前，组装人员应熟悉施工详图、组装工艺及有关技术文件的要求，组装用的零部件的材质、规格、外观、尺寸、数量等均应符合设计要求。光伏平台组装的流程应根据具体结构设计和施工工艺来制定，宜遵循：支架结构桁（网）架组拼—电气安装—支架结构支腿及连接节点拼装。檩条、支腿及光伏组件连接定位安装时，应使用专用工装，确保安装质量。电气连接应可靠，所有的连接件应能承受海洋环境条件的影响；电气设备的防腐蚀应根据设备技术要求进行。支架结构及构件在运输、存放和组拼过程中应采取措施防止涂层损坏。光伏平台组拼施工不应在六级及六级以上的风力下进行。支架结构组拼支架结构拼装前宜进行下列技术准备：核实产线工装、设备的定位、标高，选择合理的组拼工艺顺序，以减少焊接变形和焊接应力，确保误差在允许范围内；进行局部或整体试拼装，当结构较简单时可不进行试拼装；构件除可采用实体预拼装外，还可采用计算机辅助模拟预拼装方法，模拟构件或单元的外形尺寸与实物几何尺寸相同。支架结构的构件如需进行现场外形矫正，矫正方法和矫正温度应符合设计文件要求，当无设计要求时，宜采取先总体后局部、先主要后次要、先下部后上部的矫正顺序，可采用冷矫正或热矫正方法。支架结构的放线、组拼及验收中，宜采用钢尺、经纬仪、全站仪等进行测量，必要时辅助以三维激光扫描等技术手段。支架结构的组装方法，应根据结构的类型、受力和构造特点，结合进度、经济及施工现场技术条件综合确定，拼装与焊接顺序应从中间向两端或四周发展。采用杆件直接在高空拼装时，其顺序应保证拼装精度，减少累积误差；悬挑法施工时，宜先拼成可承受自重的几何不变结构体系，然后逐步扩拼；为减少扩拼时结构的竖向位移，可增设适量临时支撑，并进行验算分析；支架结构在拼装过程中宜对控制点空间坐标进行跟踪测量，并及时调整至设计要求值，不应使拼装偏差逐步积累。支架结构组拼应在拼装工装上进行；宜在拼装工装上设置构件的中心线、端面位置线、轮廓线和标高线等基准线，便于构件的装卸、定位。支架结构在现场组装时，所有焊缝应符合设计要求，当无设计要求时应符合下列规定：钢管与钢管、连接球与钢管的对接焊缝为一级焊缝；钢管与封板（或锥头）的对接焊缝为二级焊缝；支管与主管、支管与支管的相贯焊缝符合GB50017、GB50661相关规定；所有焊缝均进行外观检查，对一、二级焊缝作无损探伤检验，检查结果应符合GB50205的规定。支架结构的杆件接长不应超过一次，接长杆件总数不应超过杆件总数的10％，并不应集中布置；杆件的对接焊缝距节点或端头的最短距离不应小于500 mm。螺栓球节点及用高强度螺栓连接的支架结构，组装完成后应对高强度螺栓的拧紧情况逐一检查，压杆不应存在缝隙，确保高强度螺栓拧紧；应对拉杆套筒的缝隙和多余的螺孔用油腻子填嵌密实，并严格按设计要求进行防腐处理。檩条、檩托的安装宜根据光伏组件精度控制要求，在后场采用自动化打孔设备成孔；如需现场打孔或改孔，宜采用自动化设备进行打孔作业。檩条、檩托的安装宜符合下列规定：在空间桁架或空间网架结构组拼完成后进行，先在地面分条拼接，再整体吊装安装；檩条安装根据光伏组件安装精度控制要求，通过测量控制点进行单独放线，避免累计误差影响；檩条与檩托板连接采用焊接或螺栓连接，当采用螺栓对穿连接时，檩托板上螺栓孔设置成长条孔，确保檩条顺利安装；当檩条无法采用螺栓对穿连接时，经过设计单位论证后，采用U形螺栓进行连接。采用螺栓连接的檩条安装完成后，应对扭矩进行复核，扭矩值应满足设计要求。支架结构若需进行高、低支腿安装施工，宜采用整体吊装法或整体顶升法，并采取支架结构空中姿态调整定位的措施，使支架结构调整至设计倾角。支架结构整体吊装宜采用单机起吊，可考虑重型履带吊车；吊装时应保证各吊点起升及下降的同步性；提升高差允许值（即相邻两拔杆间或相邻两吊点组的合力点间的相对高差）可取吊点间距离的1/400，且不宜大于100 mm，或通过验算确定。当采用多台起重机吊装支架结构时，主、副钩各吊点起升及下降应协调，宜将拔杆或起重机的额定负荷能力乘以折减系数0.75。支架结构整体吊装时，宜采用具有自动调姿、脱钩功能的专用吊具进行空中姿态调整。支架结构若需进行支腿拼装时，当采用整体顶升法进行姿态调整，宜在支架结构附近设置临时顶升支架，顶升用的临时支架上的缀板间距，应为千斤顶使用行程的整倍数，其标高偏差不应大于5 mm，否则应用薄钢板垫平；顶升时各顶升点的允许高差应符合下列规定：不大于相邻两个顶升支承结构间距的1/1 000，且不大于15 mm；当一个顶升点的支承结构上有两个或两个以上千斤顶时，不大于千斤顶间距的1/200，且不大于10 mm。支架结构安装施工时宜分析温度、日照和焊接变形等因素对结构变形的影响，并对冬季施工做专项方案。当设计无明确要求时，支架结构总拼误差宜满足表11要求。支架结构总拼误差控制推荐表项目控制要求空间结构边长允许偏差≤边长的1/2 000，且不大于40 mm空间结构挠度所测挠度值不超过相应荷载条件下挠度计算值的1.15倍主桁架主杆件局部不直度≤跨度的1/1 000，且不大于50 mm次桁架主杆件局部不直度≤跨度的1/1 000，且不大于30 mm网架结构中杆件轴线弯曲矢高≤杆件长度的1/1 000，且不大于5 mm檩条间距偏差≤5 mm光伏平台与桩基连接节点单点偏差≤5 mm光伏平台与桩基连接节点间距偏差≤15 mm同一光伏组件檩条螺栓孔间距偏差≤2 mm陆上电气安装电气设备在吊装、运输过程中应做好防倾覆、防震和防污损等安全措施；必要时可将装置性设备和易损元件拆下单独包装运输；当产品有特殊要求时，还应符合产品技术文件的规定。电气设备安装前应做下列检查：包装及密封良好；开箱检查，型号、规格符合设计要求，附件、备件齐全，各部件完好无损；产品的技术文件齐全；外观检查完好无损。光伏组件安装的倾斜角度偏差不应大于1 °，相邻光伏组件间边缘高度偏差不应大于2 mm，同组光伏组件间边缘高度偏差不应大于5 mm，螺栓扭矩应符合设计文件或产品说明要求，宜采用扭矩扳手抽检，抽检比例不低于5％。光伏组件之间的接线应符合下列要求：光伏组件连接数量和路径符合设计要求；光伏组件间接插件连接牢固；光伏组件进行组串连接后对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试；同一光伏组件或光伏组件串的正负极不短接。逆变器的安装方向应符合设计规定，逆变器与吊支架之间固定应牢固可靠；逆变器吊支架固定安装的允许偏差宜符合表12的规定。逆变器吊支架固定安装的允许偏差项目允许偏差mm/mmm/全长不直度＜1＜3倾斜角度±1 °直流系统的安装应符合GB50172的相关规定。防雷与接地施工工艺及要求应符合GB50169、GB50794的相关规定。陆上运输光伏平台码头装船出货宜采用吊装法、滚装法，与之配合的陆上运输方案可参考表13。光伏平台陆上运输方案方案编号方案一方案二运输机具牵引车2台，或炮车4台模块化运输车2台装载方式重型履带吊吊装模块化运输车顶升装车配套工装运输工装支架工装转弯半径≥240 m≥34 m（360 °旋转行进）运输速度≤20 m/min≤20 m/min运输机具上应设置适量的固定限位工装、系紧件，限位工装与系紧件应便于现场解除。运输前，应对易磕碰的油漆面、线缆接头等部位进行适当的包裹、卡位、紧固，并在运输机具上作适当保护处理，避免部件运输过程中因转动、移位、倾斜、磕碰受损。海上施工通用要求海上正式施工前，应按海上施工组织设计进行试吊、试装等工艺验证，根据验证结果优化各专项施工方案。海上施工测量要求应满足下列要求：施工前建立一级平面控制网，采用GNSS测量方法开展平面控制测量，精度要求如表14所示；GNSS一级平面控制网精度要求及相邻点平均边长等级相邻点平均边长（km）固定误差A（mm）比例误差B（×10-6）最弱相邻点边长相对中误差一级0.5～2.0≤10≤10≤1/40 000海上施工前开展高程测量，测量精度要求应满足NB/T10104的相关规定。海上施工的气象、海况控制条件应根据船舶配置情况及性能、设备技术要求等综合考虑后确定。海上施工应及时掌握气象、海况等短期预报资料，选择合适的施工窗口期。海上施工时应根据潮位实时监测数据确定潮位高度，施工潮位高度应满足施工船舶性能要求。海上施工应满足下列要求：船舶配备水上对讲机、手机、GNSS-GSM系统终端设备等通讯设备，大型船舶配备AIS定位系统，昼夜保持信号畅通；船舶满足海上安全管理规定，配足系有尼龙绳的救生圈、救生衣等救生设备，确保齐全有效；入海人员进行海上安全教育，佩戴救生衣、安全帽等安全装备，佩戴具备智能定位功能的安全手环等电子设备；持续在海上15 d以上或12个月内出海超过4次的作业人员持有海上求生、急救等相关安全培训证书；波浪较大时，大型作业船舶做好锚泊与系固工作，当浪高大于1.5m或海流流速超过3 m/s时，停止施工作业；能见度低于1 000 m时，作业船舶停止施工作业；航行船舶不航行，选择附近合适锚地抛锚；遇有六级及以上大风时，海上不进行施工作业；当环境条件大于船舶自存状态设计极限值或遇有八级及以上大风时，船舶按规划路线撤离至锚地或港口避风；避风期间，定时向值班室汇报船舶状况、现场风浪情况、船舶周边情况。海上施工过程中，所用船舶抛锚不应对通航、施工作业及已有海底管线产生影响，各锚缆布置应设置明显的标志或采取其它安全措施；若占用通航通道，应根据通航保障方案设置专门警戒船守护。海上施工过程中，桩基、光伏平台等宜采用运输船进行临时储存，并应设置柔性垫层，防止结构变形超过允许范围及表面污染。海上运输桩基、光伏平台等前，应按照构件明细表核对进场的构件，查验产品合格证。桩基等构件吊装前应清除表面上的油污、冰雪和泥沙等杂物，并做好轴线和标高标记；宜在钢管桩上设置专门的吊耳，设计无要求时，吊耳可保留在构件上。施工船舶、海上作业平台上进行焊接作业时，应根据不同作业环境采取防止触电、高处坠落、一氧化碳中毒和火灾等的安全措施。海冰地区海上光伏工程冬季施工应加强防风、防寒潮、防冻及防滑等措施。海上施工的环境保护应符合下列要求：在工程海域不捕捉鱼类或者破坏海洋环境；现场船舶配备专门的废水、废油、垃圾的储存箱或者储存仓，一切塑料制品和其它废弃物不入海；施工余料或者拆除后的加固设施等集中堆放，由有相应资质的船舶回收，统一送至陆地进行处理，恢复海上施工区的海域原貌。海上运输海上运输前，宜根据光伏平台，制订特殊航线的安全运行措施。装船时，大小货物应合理配置，充分利用舱容；货物应固定牢靠，防止在运输过程中发生移动、碰撞受损。冬季施工时宜采取增加船舶锚链出链长度以及抛设止荡锚等措施。施工船舶作业结束后，应及时离开施工作业区到安全水域待命。桩基海上运输应符合下列规定：装船前核算运输船舶甲板的强度、吃水，装载过程中不同压载情况下的船舶稳定性，装船后船舶在风、浪、海流作用下的稳定性；通过龙门吊、起重船等吊运装船时，选择合适的吊点、吊具及起吊方式，平缓将桩基吊放到运输船舶的指定位置；水平放置时，桩之间通过固定工装确保桩基运输过程中在风、浪、海流作用下不会发生滚动、碰撞而受损。船舶装运钢管桩、预制混凝土桩时，应符合下列规定：运桩叠放图和工装图根据施工时的沉桩顺序和吊桩工艺绘制，按图要求分层装驳；驳船上桩堆放保证驳船在桩落驳、运输和起吊作业时的平稳；桩装船时，可使用多支点垫木支垫，堆放时，自身变形值不超过相关规范允许的变形限值，避免悬臂长度过长，满足抗裂和强度要求；桩身两侧垫置楔形垫块或采用其它合理措施，保证桩稳定牢固。船舶运输预制混凝土管桩时，堆放层数宜符合下列规定：管径小于或等于1 200 mm时，不超过4层；管径大于1 200 mm时，不超过3层。光伏平台海上运输应符合下列规定：光伏平台装船前，根据其尺寸、重量核算运输船舶甲板是否满足强度要求，并根据气象条件核算运输过程中在风、浪、海流作用下的稳定性；光伏平台运输作业时，采取紧固件、缆风绳等方式固定，或定制专用工装固定，保证光伏平台可靠固定，并采取避免表面污损的措施；光伏平台尺寸满足叠放运输作业时，定制专用工装固定，并符合光伏平台海上吊装作业要求。桩基施工桩基沉桩施工前应进行下列准备工作：根据工程桩位平面布置图、勘测平面控制网等资料，并结合地形、地质、水文、气象、打桩船、设备性能等因素，确定沉桩施工顺序，编制沉桩方案；检查沉桩区有无障碍物，对有碍沉桩的水下管线、沉排或抛石棱体等障碍物进行清理；根据选用的设备性能、桩长和施工时的水位变化情况，检查沉桩区泥面标高和水深是否符合沉桩要求；打桩船满足施工作业对稳定性的要求，并满足沉桩作业的吊重要求；沉桩施工前，论证沉桩可行性和可打入性；校核整体结构成型前悬臂单桩等工况下桩基的承载力和变形；当地质情况复杂且缺乏沉桩经验时，需进行试沉桩；并采用高应变法进行试桩的沉桩过程监测，确定打桩过程中的桩身应力与沉桩工艺参数；沉桩施工作业前，根据施工现场测量控制网、点布设情况，基桩定位精度要求、配置的定位仪器设备、作业人员技术水平和沉桩船舶技术性能编写沉桩定位施工测量方案；测量定位前，查明沉桩区域水深、波浪、潮沙、潮流、寒潮、冰情等水文情况，并对沉桩定位测量仪器进行检验与校正。应根据设计要求、地质条件和桩的类型等选择海上桩基沉桩方式。锤击沉桩的打桩船应符合下列规定：环境温度在-10 ℃以下时，不宜进行钢管桩锤击沉桩；沉桩前应根据桩位平面布置和打桩船的尺寸，校核桩与船的平面位置；打桩船的起吊重量和桩架高度应满足吊重和吊高要求，起吊重量应桩架高度可按公式（1）确定。 H≥L+H1+H式中：H——水面以上桩架有效高度，单位为米（m）；L ——桩长，单位为米（m）；H1——桩锤及替打高度，单位为米（m）；H2——吊锤滑轮组高度，单位为米（m）；H3——富裕高度可取1.0～2.0，单位为米（m）。钢管桩、预制混凝土桩吊装应符合下列规定：桩身设置吊点；吊运前，进行桩身内力验算，计算结果满足桩身结构强度和刚度要求；吊桩时，各吊点同时受力，缓慢起落，减少振动，吊点处用柔性措施衬垫；冬季起吊时，确保吊点位置无结冰；使用钢索吊装时加防滑隔垫；采用起重船或起重机吊运时，吊索与桩纵轴线夹角不小于45 °；根据桩身受力要求，确定吊点数量，可采用二点吊、四点吊；桩在水平吊运和吊立过程中采用同一套吊点。打桩船吊桩时，应采取控制吊索钢丝扣滑脱的措施；采用二点吊时，二吊点应分别位于距物体两端‌0.2倍桩长处，两条吊索长度均不应小于0.35倍桩长，见图1a）；采用四点吊时，下吊索长度可取0.5倍～0.6倍桩长，吊桩高度不宜小于0.8倍桩长，见图1b）；吊耳布置与界面设计应按HG/T21574的相关要求执行。二点吊示意图b）四点吊示意图标引序号说明：1——顶滑轮；2——吊索；3——上吊索；4——下吊索；5——吊耳；L——桩长；H——吊桩高度。吊桩示意图振动法沉桩应根据桩的材料、质量和地质条件等选择振动锤型号；多台振动锤联动沉桩时，应采用同步技术连接，各振动锤的型号、性能应相同。振动锤与桩通过液压夹具连接时，液压夹具的结构形式和夹持力应满足下列要求：保护桩身完整性，桩端夹持部位不能破损、变形；振动过程中，桩与夹具不会脱开；有效传递激振力。沉桩施工过程应满足下列规定：沉桩开始前，对桩基位置进行定位复核；下桩过程中，保持桩纵轴线倾斜度偏差误差要求不大于1‰，及时测定沉桩偏位值及桩顶标高；沉桩时，桩锤和桩保持在同一轴线上，避免产生偏心；沉桩过程保持连续；当沉桩遇到贯入度反常、桩身突然下降或倾斜等异常情况时，立即停止震动锤击，及时查明原因，采取有效措施；沉桩控制根据地质情况、设计承载力、锤型、桩型和桩长综合考虑；设计桩端土层为一般黏性土时，以标高控制；设计桩端土层为砾石、密实砂土或风化岩时，以贯入度控制；设计桩端土层为硬塑状的黏性土或粉细砂时，以标高控制为主，当桩端达不到设计标高时用贯入度校核；当采用选定的桩锤沉桩较为困难时，严禁强行锤击，可根据现场实际情况，研究采用水冲锤击沉桩或换用较大的桩锤等方式进行沉桩作业，防止损坏桩和桩锤；桩基的试打测试和沉桩过程监测按JTS240的相关要求执行。振动沉桩应符合10.3.8相关规定，还应符合下列规定：振动沉桩时设置保持桩身稳定的导向装置；振动沉桩时，起吊钢丝绳随桩下沉、略呈松弛状态。沉桩工艺精度应按设计要求进行控制；当采用稳桩平台、专用定位工装安装同一光伏平台的桩基时，误差控制要求可参照表15；当不采用稳桩平台、专用定位工装时，沉桩误差控制应符合JTS215的相关规定。稳桩平台沉桩施工误差参考限值沉桩前沉桩后桩顶的允许偏差坐标位置允许偏差（mm）高程允许偏差（mm）桩纵轴线倾斜度偏差同一标高的桩间高程偏差（mm）桩纵轴线倾斜度偏差桩间平面尺寸（任意两个桩顶之间的中心距）偏差（mm）＜200＜50＜5‰＜25≤1‰≤100稳桩平台可采用浮式、沉底式结构方案，并应根据水文、地质、桩基布置、经济成本等因素进行专门设计，且应符合下列规定：吊放稳桩平台时，吊索对称布置，根据稳桩平台尺寸、重量设置吊点，并复核结构承载力和变形，避免起吊过程中损坏稳桩平台；稳桩平台定位满足设计要求，坐标位置允许偏差小于200 mm；稳桩平台根据桩基方案设置多个抱桩器，各抱桩器顶面在一个水平面内；抱桩器由一个或多个抱箍组成，抱箍规格、数量、间距经合理设计，确保沉桩过程中桩基垂直度满足精度要求。采用稳桩平台对同一光伏平台的桩基进行施工，应符合下列规定：打桩过程中避免偏击现象而导致稳桩平台出现不均匀倾斜，减小桩基及抱箍因施工原因产生的弯曲应力；采取技术手段及设备对沉桩过程进行监控。光伏平台安装光伏平台海上安装前应合理规划光伏平台安装顺序、方向；宜沿某一方向依次安装，避免跳次安装。光伏平台安装前施工单位应做下列检查：外观及防腐层完好无损；型号、规格及材质符合设计图纸要求，附件、备件齐全；施工单位按照书面化约定的相关要求对连接节点、基础及预埋件的尺寸和定位偏差进行查验。海上吊装摘钩、挂钩等工序，宜设计采用具备自动脱钩功能的吊索具等专用设备，来规避登高作业；如需开展海上登高作业，宜采用专用登高设备、设施，并设置可靠安全保障措施。光伏平台海上吊装安装应符合下列规定：吊装过程中，起重船、运输船可靠锚泊、靠泊，保持泊位不变；通过卷扬机、人工牵引缆风绳等措施，辅助控制光伏平台在空中的姿态、位置；缆风绳长度和强度满足设计要求；监测正在吊装的光伏平台与安装完成的光伏平台的位置关系，避免产生碰撞；光伏平台与桩基对接过程中，采取措施控制各连接节点位置、光伏平台角度，保证各连接节点同时对准、落位安装。顶升安装作业宜设计、使用专用装备；当在船舶上安装专用顶升装备时，应对改造后的船舶按各关键工况进行强度、变形、稳定性等方面的验算。顶升安装作业应在顶升装备的额定起重范围内进行，并考虑安全系数。海上穿桩前，应根据船只尺寸、顶升装备结构形式、船上光伏平台空间尺寸、桩基位置、已安装的光伏平台位置及海上施工区情况等因素，规划穿桩路线，配备防撞设施。光伏平台海上顶升安装施工过程应符合下列规定：穿桩前，根据已安装的光伏平台、桩基位置、桩基标高等因素，进行碰撞检查，并顶升至预定高度；顶升后，船上光伏平台与桩基连接节点底面高出桩基顶面不小于0.5 m；采用绞锚方法进行穿桩，穿桩前布置好锚点，锚缆布置时采取适当措施防止不同船只锚索、牵索相互缠绕或损坏；穿桩过程中，设置专人指挥并监测船体与桩基之间的距离，防止撞击，若发生异常，立即停止穿桩并启动应急预案；穿桩完成后，船体保持稳定；进行下落对接安装前，各个光伏平台与桩基连接节点同时对准。高处作业应设置连续的安全绳，安全绳宜采用钢丝绳；宜设置临时高空操作平台，完成光伏平台与桩基连接处的焊接、栓接、防腐等施工作业；临时高空操作平台应设置安全防护围栏和昼夜显示的警示标志。海上电气安装电缆在光伏平台间的跨接，短距离连接应采用电缆桥架配套柔性连接、挠性固定等措施，保证电缆变形协调能力；当难以采用电缆桥架直接跨接时，可设置跨接栈桥及栈桥桩结构完成电缆跨接。栈桥桩宜采用稳桩平台施工，跨接栈桥宜采用吊装法施工。电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵。二次设备、盘柜安装及接线除应符合GB50171的相关规定外，还应符合设计要求。安防监控设备的安装应符合GB50348的相关规定。高压电器设备的安装应符合GB50147的相关规定。电力变压器和互感器的安装应符合GB50148的相关规定。母线装置的施工应符合GB50149的相关规定。低压电器的安装应符合GB50254的相关规定。光伏发电场区的接地系统参数、性能及其施工工艺、要求除应符合GB50169的相关规定外，还应符合设计文件的要求。通信、远动、综合自动化、计量装置、环境监测仪及其它电气设备的安装应符合设计文件及产品的技术要求。宜在运输船舶上完成光伏平台电气系统的消缺作业；宜设计、使用专用的工装、装备进行海上维保作业。输电电缆施工海域段海缆施工应根据设计要求制定海底电缆施工方案或架空电缆施工方案。海缆敷设前，应通过测量定位设备对海缆铺设路由进行校核。海底电缆、陆上电缆及登陆段电缆敷设施工应符合GB/T51191中的规定。海缆登陆牵拉时宜采用多点牵拉，牵拉弯曲半径应大于海缆允许最小弯曲半径。海缆箱变平台端牵拉时，宜搭设临时施工平台或脚手架、采用导向辊、倒链或滑轮机构进行电缆牵拉，并通过提起U型弯区域，减少牵拉阻力。敷缆船舶在光伏发电场区内抛锚，应使锚位与光伏桩基础保持安全间距，锚缆路径应避开桩基。敷缆船舶应与桩基保持安全距离，吊机及船体上部结构应远离光伏板，施工期间应安排专人监控施工机具与光伏板的间距，防止剐蹭和撞击。敷缆施工应安排在视线较好环境下进行，规避夜间作业。海底电缆保护、附件安装、附属设备和附属设施应符合GB/T50571、GB/T51191的规定。防腐通用要求防腐蚀施工应根据结构部位采取合适的施工工艺和措施，并进行防腐蚀施工技术交底，技术交底包括的主要内容见A.2。防腐应按照产品说明书完成施工前准备。室内涂装宜采用高压无气喷涂；施工条件不允许的室外涂装或被涂装表面复杂而不具备喷涂施工条件时，可采用辊涂或刷涂进行涂装施工。涂装应符合JTS/T209的相关规定，并应符合下列规定：涂装结束后，4 h内避免雨淋和潮水冲刷，涂层自然养护时间按涂料产品要求执行；冬季施工时，设计、使用可靠的保温、防护工装及输入净化干燥的空气、供暖等措施，改善涂装施工作业环境。涂装施工过程中的膜厚控制可通过合理的涂装工艺来保障，涂装工艺应基于现场涂装测试，并结合施工记录来确定，并宜满足下列要求：测试内容包括涂覆道数、每道涂覆的涂刷遍数、表干用时、硬干用时、硬干膜厚等，测试记录表格见C.4；涂装工艺中，相同涂料涂覆时，每一道涂层施工在上一道涂层表干后进行；不同涂料时，应在前一道涂层硬干后，再进行本层涂覆；涂装工艺方案适应气温等环境条件的变化，定期开展涂装测试或根据持续的防腐施工记录，进行判断调整；防腐施工记录表格见C.5。海上光伏工程结构防腐蚀施工，不应损伤已有结构，且不应影响结构整体耐久性。防腐蚀施工应与其它工序进行搭接和交叉，合理安排施工工序，上一道工序未经检验合格，不应进行后续作业。涂装后应全面目视检查涂层外观，涂层表面应光滑平整、色泽一致，无气泡、透底开裂、剥落、漏涂等缺陷。当发现涂层有损坏时，应及时按设计涂层配套体系进行补涂，修补后的涂层应完整、色泽均匀一致。防腐蚀施工后，应及时进行防腐蚀工程质量检验与验收，并应符合JTS/T209的相关规定。混凝土与钢结构防腐混凝土结构防腐蚀施工应按JTS/T209的相关要求执行。钢结构表面处理要求应按JTS/T209的相关要求执行。涂装涂层配套体系宜见C.1与C.2；涂层配套体系性应满足设计要求。涂装时的作业环境应严格遵循产品说明书，并宜符合下列规定：温度为5 ℃～38 ℃，相对湿度小于85％，钢结构表面温度高于露点温度3 ℃；作业环境相对湿度不大于85％时，表面处理与第一层涂料涂装间隔时间不超过4 h；作业环境相对湿度不大于60％时，不超过10 h；环境温度低于5 ℃时，采用低温固化产品。海上大型工装采用牺牲阳极保护时，阳极块的安装应符合下列规定：阳极块牢固安装在海上大型工装上，海上大型工装与阳极块电路采用短路电焊焊接；安装阳极块时，阳极块与海上大型工装的连接强度充分考虑施工振动的影响。钢结构采用外加电流阴极保护时，施工内容应包括钢结构的电连接、辅助阳极系统安装、参比电极安装、电缆敷设、电源系统安装及调试等，具体施工方式应按JTS/T209要求执行。钢结构采用牺牲阳极阴极保护时，施工内容应包括钢结构的电连接、牺牲阳极安装等，具体施工方式应按JTS/T209的要求执行。热喷涂金属保护防腐施工应按JTS/T209的要求执行。包覆有机复合层防腐施工应按JTS/T209的要求执行。质量验收桩基验收预制混凝土桩在现场预制时，应对原材料、钢筋骨架、混凝土强度进行检查和验收。采用工厂生产的成品桩基时，桩基进场后应进行外观及尺寸检查。预制混凝土桩、钢管桩施工中应对桩体垂直度、沉桩情况、桩顶完整状况、接桩质量等进行检查；对电焊接桩，重要工程应做10％的焊缝探伤检査。预制混凝土桩、钢管桩施工结束后，应对承载力、桩体质量及防腐涂层做检验。桩基工程质量控制与验收应按JTS201、JTS240的要求执行。光伏平台验收光伏平台分部工程有关安全及功能的检验和见证检测项目应按GB50205-2020中附录F执行。光伏平台分部工程观感质量检验应按GB50205、NB/T31006执行，质量验收内容可参考表C.5～C.7。光伏平台分部工程合格质量标准应符合下列规定：各分项工程质量均符合合格质量标准；质量控制资料和文件完整；有关安全及功能的检验和见证检测结果满足本文件相应合格质量标准的要求；有关观感质量满足合格质量标准的要求。光伏平台分部工程竣工验收时，应按GB50205、GB/T50796的要求提供相关文件和记录。光伏平台工程质量验收记录应符合下列规定：施工现场质量管理检查记录按GB50300的规定执行；分项工程检验批质量验收记录按GB50205-2020附录H执行；分项工程验收记录按GB50300的有关规定执行；分部(子分部)工程验收记录按GB50300的有关规定执行。光伏组件串等电气设备调试验收具备陆上调试条件的项目宜安排在陆上进行调试，如光伏组串及逆变器测试等。光伏组件串测试等电气设备调试验收应按DB37/T4821的要求执行。逆变器投入运行前，宜将接入此逆变单元内的所有光伏组件串测试完成。逆变器在投入运行后，逆变器内组串的投、退顺序应按GB50794的要求执行。海上光伏工程电气设备整体调试试验，宜参照GB50150的要求执行，并包含变压器试验、电力电缆试验、断路器试验、隔离开关试验、电流/电压互感器试验、避雷器试验、母线试验、二次回路试验、接地装置测试及微机综合保护装置调试等内容。无功补偿装置的补偿功能应能满足设计文件的技术要求。

（资料性）

前期调查资料与海上光伏工程方案推荐内容前期调查资料海上光伏工程施工前期调查资料应包括：现状资料：道路交通、港口码头、航道运输、堤岸防护等现状资料；地质资料：地层分层、岩土类型、岩土物理力学参数、特殊地层（孤石、珊瑚礁等）；地震资料：区域地震历史、抗震设防烈度、设计地震分组、设计基本地震加速度等；扫海资料：施工海域海图、海底面形状、陆地部分高程差、地表坡度、沿线障碍物等；气象资料：风向、风速、台风、大风日数、气温、降水量、降雨日数、雷电、雾等；水文资料：潮沙、潮流、波浪、泥沙、海冰、海水盐度、平均海平面以下水深等；施工条件资料：临时组装场地、供水供电、建筑材料来源、船机装备、当地企业可能提供服务的能力等；水域环境资料：施工区所涉及到的海洋工程区、渔业养殖区、自然保护区及鸟类、鱼类迁徙路径等。海上光伏工程防腐蚀专项方案推荐内容：海上光伏工程防腐蚀专项方案应包括：工程概况；钢结构、钢管桩、混凝土等施工部位；防腐蚀设计要求；材料质量及性能；验收参数及要求；施工工艺及质量控制措施。

（资料性）

典型海上光伏平台施工配套设施典型施工船舶及其配套设施海上光伏工程中海上施工设施见表B.1。典型施工船舶及其配套设施表序号设备名称施工用途1起重船光伏平台一体化安装2运输驳光伏平台一体化运输3起重船沉桩、箱变安装4运桩驳钢管桩运输5运输驳箱变运输6拖轮拖航，移船7抛锚艇抛锚8交通船人员交通9柴油发电型电焊机施工配合10柴油发电机施工配合11补给船施工人员生活补给12履带式起重机光伏平台吊装13专用吊具光伏平台吊装施工14自动脱钩吊钩光伏平台吊装施工15