1、光伏发电施工组织设计方案目录一、工程概况及特点41.1工程概况41.2工程特点4二、施工现场组织机构52.1 施工组织设计52.1.1 项目管理52.1.2 组织结构62.1.3 项目团队62.2现场组织管理72.2.1项目经理72.2.2项目技术负责人72.3主要职责范围72.4公司本部对本项目的保障作用8三、技术方案93.1术语和定义93.2系统结构10主系统结构103.2.2光伏电站系统结构113.2.3光伏电站设备配置及要求113.2.4光伏电站功能要求123.2.5信息交换123.3功能和性能要求143.3.1总体要求143.3.2性能指标153.2.3技术指标153.2.4数据采集2、与监控163.2.5光伏电站功率预测183.2.6光伏电站有功自动控制193.2.7光伏电站无功电压控制19四、 施工方案214.1总则214.2施工流程214.3施工前的准备214.3.1施工工具的准备214.3.2施工计划安排224.4 到货验收224.4.1现场清点设备224.4.2签字确认224.5硬件组屏加电调试224.5.1 注意事项224.5.2 安装流程234.6系统配置原则23应用软件配置244.6.2硬件参考配置244.7整体联调264.7.1注意事项264.7.2 调试流程274.7.3编写验收资料284.8作业安全重点28五、质量目标、质量管理体系及技术组织措施295.3、1质量方针295.2质量目标295.3质量管理组织机构及主要职责295.3.1质量管理部门的主要职责295.3.2质量保证体系305.4质量管理措施305.4.1管理措施305.4.2关键工序的质量控制315.4.3工艺与质量要求31六、安全目标、安全保证体系及技术组织措施326.1安全管理目标及指导方针326.2安全管理组织机构及主要职责326.2.1安全管理组织机构图326.2.2安全管理部门及人员的主要职责336.3安全管理制度及办法33七、售后服务维修357.2售后服务体系357.3售后服务目标357.4售后服务策略357.5服务响应模式367.6售后服务内容367.7现场服务367.4、8系统故障报告和预防377.9定期巡检377.10售后服务流程37一、工程概况及特点本工程是 ，已于2019年6月9日开工，2019年9月19日竣工。总日历工期100天。1.1工程概况工程主要内容： 。1.2工程特点本次工程为 ，由于安装地点不在同一个变电站，工期会受到许多客观因素的影响。二、施工现场组织机构为了加强施工管理，我公司建立项目管理制度，成立工程管理机构，负责工程技术、安全和质量工作；本工程管理机构根据施工点实际情况设在施工现场。2.1 施工组织设计2.1.1 项目管理工程实施过程中的组织和管理是影响工程好坏、工程成败的重要因素。在工程目标和工程内容确定之后，工程如何组织、如何实施5、如何管理，这都将对工程能否顺利进行，工程的质量能否达标起到至关重要的作用。工程实施中的许多不确定因素将影响工程设计的落实，为确保工程实施的规范化，我们认为有一套健全有效的组织机构是贯彻工程意图和顺利进行工程实施的重要条件和保证。在工程规划之初，首要工作是提出并组建起适于本项工程实施和管理的全套组织和领导机构，做到分工到人、责任落实。从实施和管理的职责看，这套组织应是完整配套的；从人员素质构成看，这套组织应是精干、高效的。项目管理的核心就是对项目质量和进度的管理。为使项目能够顺利进行，我公司将根据：GB/T19001-2008 idt ISO9001：2008的要求，对项目实施进行全面质量管理6、。这种管理是以质量为中心，以全员参与为基础，目的在于使用户满意、自身受益而达到长期成功的管理途径。我公司采用项目负责制的工作方法对项目进行全过程管理。项目团队由资深的项目管理专家、高级技术工程师等人员与客户方的项目人员共同组建，并贯穿从项目启动到项目验收的项目实施整个过程。多年来，这一有效的项目管理和组织实施模式和项目人员勤奋努力的工作作风为我公司赢得了众多客户的青睐。我公司在多年的项目实施中不断地建立并完善了自己的项目过程管理体系，从而为客户带来更直接的效益：l 整个系统实施既平稳又井井有条，一个清晰的项目计划能够提供一个清晰的思路和指南，从而使项目成果满足客户的业务目标。计划中的里程碑检查7、点能使项目保持正确的轨道并按时完成。l 整个项目中的每一步骤我们将与客户共同工作，我们的实施方法中明确地定义了项目的每一阶段所提供的支持水平。具体的服务包括项目管理，各分系统方案的细化、接口及集成规范的制定和协调实施、技术支持和服务保障、进度和质量的统一协调和管理、系统的整体调试和联调，系统的验收、培训等，所有这些我们有能力自行提供。2.1.2 组织结构考虑到本项目环境复杂，要求的施工工期紧等因素，因此施工过程必须依靠严格的组织机构管理作为保障。为保证项目的顺利实施，我们建议和用户一起组建适于本项目实施和管理的组织及领导机构。采用项目领导小组下的项目经理负责制，并明确规范所属下级各组的职责及组8、间协调关系。这种工程组织方案曾被我公司成功应用在多个大型工程项目中，并被验证为行之有效的。下面重点介绍项目实施的组织结构、人员组成和各个小组的责任。2.1.3 项目团队本次公司公司将安排相关项目师负责整体的培训、安装及实施工作，配合完成该点所有的到货、安装、验收工作。序号项目组职业年限成员1项目领导2项目经理3商务经理4质量负责人5软件负责人6硬件负责人7工程人员2.2现场组织管理施工现场设项目管理部，下设项目支持组、质量控制组、设备调试组、工程实施组四个专业职能部门，项目经理对公司经理负责，受经理委托，在现场对该项目工程的实施进行组织、管理和协调。项目管理部的人员由我公司各职能部门选派的工作9、骨干组成，在项目部中担任相应的工作。对于不能胜任工作或玩忽职守的人员，公司应根据从速完成人员撤换。2.2.1项目经理该同志具有较丰富的工程施工管理经验，在进行工程管理中，能较好地处理工程质量安全、成本，工期各个环节间的关系。从事工程施工管理工作期间所管工程，为合格工程。2.2.2项目技术负责人该同志具有较高的专业技术水平，曾担任多个项目的技术负责人。所有工程均为合格工程。2.3主要职责范围项目经理：项目全过程施工生产的组织者、指挥者和全权责任者。作为承包商的代表接受并贯彻建设单位有关项目安全、质量、施工进度等各方面的指令。项目技术负责人：负责项目实施过程中的施工技术管理、调度、 工具管理、技术10、培训，材料的接收、采购、验收、 运输、保管和分供。接受有关变更方面的指令。质量控制组负责人：负责安全质量管理，定期进行安全和质量检查，配合业主做好安全和质量检查工作，接受有关安全和质量方面的指令。项目实施组：负责项目实施。2.4公司本部对本项目的保障作用公司各职能部门在公司总经理的领导下，对本项目中属于各部门职能范围内的工作提供人力、物资、资金、技术、安全、机具等方面的支持。及时处理施工现场反馈回来的信息，确保项目的质量达到一流项目标准，实现达标投产的目标。公司各职能部门作为企业内部的专业化管理部门，负责向施工项目提供专业指导和服务，以确保项目的各种专业活动协调一致。三、技术方案电网远方不停电11、核查及修改定值系统的总体思路是通过系统实施，实现安全、稳定、可靠的继电保护装置的远方智能管理，包括定值的远方不停电管理(召唤、整定、巡检和审核)、软压板的远方召唤和整定、继电保护装置的状态巡查等等。3.1术语和定义下列术语和定义适用于本规范。l 光伏电站利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变器、相关的平衡系统部件（BOS）和太阳电池方阵等。l 并网光伏电站直接或间接接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。l 光伏电站并网点对于通过升压变压器接入公共电网的光伏电站，指与电网直接连接的升压变高压侧母线。对于不通过变压器直接接入公共电网的光伏电站12、，指光伏电站的输出汇总点，并网点也称为接入点。l 逆变器 指光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电能的电气设备。最大功率跟踪控制器、变流器和控制器均属于逆变器的一部分。l 光伏发电功率预测根据气象条件、统计规律等技术和手段，提前一定时间对光伏发电站有功功率进行分析预报。l 短期光伏发电功率预测次日零时起未来72h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min。l 超短期光伏发电功率预测未来15min-4h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min。l 数值天气预报根据大气实际情况，在一定的初值和边值条件下，通过大型计算机作数值计算，求解描写天气演变13、过程的流体力学和热力学的方程组，预测未来一定时段的大气运动状态和天气现象的方法。l 综合监控通信管理终端综合监控通信管理终端简称综合终端。是光伏电站实时数据采集、监控和数据传输的核心设备。l 调度自动化系统由调度端、厂站端系统以及相应的数据传输通道构成的整体。主要包括数据采集与监控、电力系统实时动态监测、网络分析、新能源功率预测、电能量计量、电网时间同步监测系统、调度计划管理、调度生产管理、电力调度数据网络和二次系统安全防护等调度技术支持系统。3.2系统结构主系统结构主系统指山东新能源调度技术支持系统，由光伏电站并网调度技术支持系统、数据通信链路以及部署在山东电力调度控制中心的主站系统三部分组14、成。新能源调度技术支持系统光伏电站侧包括信息采集及监控、光伏发电功率预测、自动发电控制、无功电压控制等部分；主站系统由信息采集及监控、新能源发电功率预测两大部分组成。系统的总体结构如图4.1所示：图 4.1 系统总体结构图3.2.2光伏电站系统结构光伏电站侧监控及功率预测主要分安全I区光伏电站监控及安全II区光伏发电功率预测两部分，两者整体设计和统一建设，光伏电站各子系统与综合终端的数据通信宜采用网络模式，也可采用串口通信模式。详细结构见附图1: 系统逻辑结构示意图，网络拓扑结构见附图2：调度专用网拓扑结构示意图-调度数据网拓扑结构示意图。调度管理信息网(安全区)设备包含1台路由器、1台交换机15、和1台防火墙。调度运行管理终端通过调度管理信息网实现与省调、地调的信息交互。拓扑结构见附图2：调度专用网拓扑结构示意图-调度管理信息网拓扑结构示意图。3.2.3光伏电站设备配置及要求光伏电站应配置的系统和设备包括综合终端、光伏功率预测（具有中期、短期负荷、超短期负荷预测）子系统、电能量远方终端（含关口表）、相量测量装置（220KV并网）、电能质量监测装置、时间监测装置、调度运行管理终端（检修申请等）、调度数据网（路由器、交换机）、调度管理信息网（路由器、交换机）及二次系统安全防护（物理隔离装置、硬件防火墙）等。光伏电站后台监控功能由综合终端完成，综合终端安装在光伏电站当地，与现场保护测控装置、16、逆变器室通信控制器、无功补偿装置等设备通信读取实时运行信息，对实时信息进行定时采样形成历史数据存储在终端中，并将实时数据和历史数据通过调度数据网上传到主站系统。综合终端从主站接收的有功控制指令控制调节站内的有功出力，从主站接收电压控制目标控制调节站内的无功补偿等设备。光伏电站功率预测子系统接收气象部门的数值天气预报信息（或直接接收调度主站系统下发的数值天气预报信息）、定期下载调度主站系统区的发电计划曲线和电压考核曲线，向主站上传数值气象预报信息，并根据历史和运行数据计算、分析、修正和校核，将光伏电站的功率预测结果上传到调度主站。光伏电站应配备实时气象信息采集系统，包括直射辐射表、散射辐射表、总17、辐射表、环境温度计、光伏组件温度计、风速仪、风向仪、数据处理传输设备，宜配置全天空成像仪。本规范主要对综合终端和光伏电站功率预测设备与保护测控装置(测控装置、保护装置）、逆变器室通信控制器、调度端主站等信息交换做具体要求，其它如相量测量装置、电能量远方终端、电能质量监测装置、时间监测装置、调度数据网、调度管理信息网及二次系统安全防护设备应按照基础设备要求配置，、区调度自动化设备随电站同步建设、同步投运。3.2.4光伏电站功能要求监控和功率预测基本功能包括：数据采集、数据处理、数据存储、数据监控、有功/无功控制、功率预测、报警处理、时间同步、报表管理、数据计算统计、数据接口、光伏电站通用信息建模18、二次安全防护等，具备网络互联能力。3.2.5信息交换光伏电站信息上传主要通过综合终端完成，满足山东电网光伏电站调度管理规定和并网发电厂调度自动化设备配置规范和信息接入规范要求，设备应冗余配置，信息直采直送，通信通道采用调度数据网以网络模式传输。光伏电站综合终端应支持DL/T 634.5101-2002、DL/T 634.5103-2002、DL/T 634.5104-2002、DL/T 719-2000、CDT451-91、MODBUS等通信规约和协议，完成与光伏电站内各种信息交换及与主站的数据通信。光伏电站相关设备应至少支持以上通信规约和协议的一种，完成与综合终端的信息交换。光伏电站与省调19、间交换的调度自动化信息，是指在电力调度自动化系统中主站端与光伏电站端交换的信息。按信息传送方向分为：光伏电站端向主站传送的上行信息、主站向光伏电站传送的下行信息。光伏电站上传的数据类型主要有：（1）气象参数（模拟量）：总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向等信息；（2）电气参数（模拟量）：有/无功(MW/MVar)、电压（kV）、电流（A）、频率（Hz）；（3）运行状态（状态量）：开关/刀闸（状态）；（4）统计计算（模拟量）：光伏电池投运容量、光伏电池检修停运容量（MW）；（5）功率预测参数（15分钟）：提供短期、超短期功率预测（E语言文本）；（6）其它参数：光20、伏电池方阵编号及容量等应在发生改变后及时上报。光伏电站接收的数据主要有：（1）主站控制目标指令：有功控制指令、无功/电压控制指令；（2）有功、无功/电压控制投退状态指令以及对相关限值的设置指令；（3）光伏电站发电计划曲线、电压考核曲线；（4）数值天气预报：辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等气象E语言文本。数据和参数基本内容如下表：类 别类 型参数具 体 要 求备注运行实时值气象参数模拟量总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向等信息。电气参数模拟量逆变器有功、无功、电压；线路和集电线路有功、无功、电流；母线电压；频率；主变有功、无功、有载调压装置的分接21、头档位；无功补偿装置无功、电流。运行状态状态量事故总信号；逆变器运行状态（发电、停用、检修等）；升压站和逆变器开关、刀闸状态；无功补偿装置开关、刀闸状态；设备告警信息；有功控制、无功/电压控制功能投退状态。统计计算计算模拟量根据发电/停用/检修等状态统计计算光伏电站运行容量、停用容量、检修容量等。定时传输、人工启动传输功率预测参数E语言文本光伏发电功率预测结果，包括短期、超短期功率预测；对历史和运行数据统计分析，按要求自动生成相应报表；进行预测误差统计分析并修正预测结果。数值天气预报E语言文本辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等高程的气象E语言文本。其它参数基本情况【新(改、扩)建上22、报】人工录入上报光伏电池方阵编号、地形地貌、资产属性、建设地点、占地面积、光伏站经度、光伏站纬度、并网时间、调度机构名称、年均日照强度、年均日照小时数、设计总容量、目前并网容量、设计逆变器台数、目前逆变器台数、光伏站无功补偿装置类型、光伏站无功补偿装置感性容量、光伏站无功补偿装置容性性容量、设计年利用小时数等。 发电设备情况人工录入上报太阳能电池组件类型、型号及性能参数；逆变器类型、型号制造商及性能参数、辐照度、发电容量、气象测量要求、机组保护定值、功率曲线（辐射参数与功率的关系曲线）、每台逆变器的首次并网时间、电站位置（经、纬度）、海拔高度等。并网情况人工录入上报并网线路及电压等级、线路参数23、及回路数、上网变电站名称、发电运行特殊要求。3.3功能和性能要求3.3.1总体要求光伏电站监控和功率预测应采用开放式结构、提供冗余的、支持分布式处理环境的网络系统。系统应具备信息采集、数据处理、系统监视、数据通信、有功自动控制、无功电压控制和功率预测等功能，系统功能应满足如下总体技术要求。l 标准性应用国际通用标准通信规约，保证信息交换的标准化。光伏电站信息采集满足IEC 60870系列、MODBUS等标准，支持DL/T 634.5101-2002、DL/T 634.5103-2002、DL/T 634.5104-2002、DL/T 719-2000、CDT451-91等通信规约和协议，适应异24、构系统间数据交换，实现与不同主站（省调、地调）、光伏电站内其它设备的数据通信。l 可扩展性具有软、硬件扩充能力，包括增加硬件、软件功能和容量可扩充。l 可维护性具备可维护性，包括硬件、软件、运行参数三个方面，主要表现在：（1）符合国际标准、工业标准的通用产品，便于维护；（2）完整的技术资料（包括自身和第三方软件完整的用户使用和维护手册）；（3）简便、易用的维护诊断工具，可迅速、准确确定异常和故障发生的位置及原因。l 安全性系统安全必须满足电力二次系统安全防护规定的要求，符合全国电力二次系统安全防护总体框架的有关规定。3.3.2性能指标l 系统容量按照10年期光伏电站发展的规模要求进行配置，并能25、满足10年后光伏电站的发展、扩充需要。序号内 容容 量设计水平年(10年)1实时数据库容量为光伏电站测点数量1.1模拟量50001.2状态量50001.3电度量20001.4遥控量5001.5遥调量5001.6计算量10002历史数据库容量：时间间隔可调（最少周期为1分钟）。历史数据保存期限不少于1年，留40%的存储余量。3.2.3技术指标（1）遥测量刷新时间：从量测变化到综合终端上传1s；（2）遥信变位刷新时间：从遥信变位到综合终端上传1s；（3）功率预测模型计算时间5分钟；（4）(光伏电站)历史功率数据采集频率1分钟；（5）(逆变器)历史运行数据采集频率15分钟；（6）功率预测结果时间分辨26、率15分钟；（7）光伏站发电时段（不含限电时段）短期预测月均方根误差应小于0.2，月合格率应大于80%；超短期预测月均方根误差应小于0.15，超短期合格率应大于85%。3.2.4数据采集与监控实时数据采集监控的功能主要包括：数据采集和处理、多源数据处理、历史数据处理、事件顺序记录（SOE）、图形显示、计算和统计及系统对时等。l 实时数据采集通讯（1）综合终端故障切换期间不丢失通讯数据，从发生故障到完成切换时间3s；（2）向调度主站发送各种运行数据信息、实测逆变器实时数据、光伏站功率预测结果等。l 数据处理（1）对量测值进行有效性检查，具有数据过滤、零漂处理、限值检查、死区设定、多源数据处理、相27、关性检验、均值及标准差检验等功能；（2）对状态量进行有效性检查和误遥信处理，正确判断和上传事故遥信变位和正常操作遥信变位；（3）自动接收主站下发的发电计划曲线、电压考核曲线，并自动导入实时运行系统；（4）对光伏电站功率和逆变器的缺测及不合理数据进行插补、修正等相应处理。l 后台监控系统应提供完善的后台监控功能，满足光伏电站日常监控需求。应包括但不限于以下功能：（1）图形系统是一个多层的图形系统，支持可变焦（面积缩放、步进式缩放、均匀缩放）、漫游（均匀漫游、橡皮带式漫游）、分层的图形、可滚动的固定尺寸图形；（2）人机接口应符合X-Window和OSF/Motif等国际标准，基于Qt、Java等跨28、平台技术，在不同操作系统环境下都能得到一致的显示效果；（3）数据符号可通过正负号、箭头、数字颜色等多种形势表示；（4）支撑软件提供一、二级汉字库，支持光栅、矢量和描述字体，具有支持动态和静态显示的功能；（5）在同一幅单线图、曲线、报表上，支持历史数据、计划值、实时值、模型数值的对比显示，可方便地进行时间的定位和移动，能显示实时趋势曲线、计划曲线和历史趋势曲线；（6）当电站运行发生状态变化或产生越限报警、监控人员对电力设备的操作以及其它一些重要操作、系统自身的软硬件模块发生故障或发生状态变化时，系统都会产生事项及报警并记录和打印相关信息。l 控制与调节功能（1）控制和调节内容包括：断路器开/合、29、调节变压器抽头、设定值控制、有功调节控制、无功补偿装置投切及调节；（2）支持批次遥控功能，并保证控制操作的安全可靠；（3）满足电网实时运行要求的时间响应要求。l 事件顺序记录（SOE）SOE记录按照时间自动排序，具有显示、查询、打印、上传主站等功能。l 历史数据管理历史数据管理将现场采集的实时数据进行定时存储、统计、累计、积分等综合数据处理，并可方便的进行检索和使用。历史数据内容至少保存1年，与光伏电站功率预测相关的历史数据至少保存10年。能够按照山东省调要求生成日报（包括光伏电站日电量、光伏电站限电电力、光伏电站限电电量）等报表并上传至省调主站。光伏电站历史数据包括光伏电站历史功率数据、逆变30、器信息、光伏电站运行状态、历史数值天气预报、地形及粗糙度、光伏电站功率预测结果等数据。要求如下:（1）逆变器/光伏电站历史有功功率、无功功率、电压等运行数据（时间周期不大于1分钟）；逆变器/光伏电站功率5、10、15分钟的平均数据；逆变器/光伏电站有功功率变化数据，包括1分钟、10分钟内有功功率最大、最小值的变化量，数据周期分别为1分钟和10分钟；（2）投运时间不足1年的光伏电站应包括投运后的所有历史功率数据，时间分辨率不大于1min；（3）光伏电站辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等参数信息实时数据传输时间分辨率应不大于1min；（4）数值天气预报数据应和历史功率数据的时间段相对应31、，时间分辨率应为15分钟，包括总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向、气压、湿度等信息；（5）光伏电站功率预测结果包括短期光伏电站功率预测的结果（数据周期15分钟）、超短期光伏电站功率预测结果（数据周期15分钟）。存储的数据应包括人工修正前后的所有预测结果。l 数据计算统计系统支持各种常规运算、派生计算和自动计算能力，根据用户指定的方法进行统计计算，包括根据逆变器状态计算统计各类容量、电压质量统计、负荷率、越限情况以及设备在线时间、离线时间和逆变器投退次数等。3.2.5光伏电站功率预测光伏电站功率预测系统运行所需的数据至少应包括数值天气预报数据、实时气象数据、实32、时功率数据、运行状态、计划检修信息等数据。预测时间尺度包括短期预测和超短期预测。光伏电站的功率预测与调度主站之间具备定时自动和手动启动传输功能。光伏电站的功率预测需要提供短期预测（日前预测）和超短期预测。基本功能要求如下：1、预测时间要求(1) 每日预测次日0时至72小时的短期光伏电站输出功率（预测启动时间和次数可设置，支持手动和自动启动），时间分辨率15分钟，每日宜执行两次；(2) 滚动预测未来15min-4h小时的光伏电站输出功率，滚动时间为15分钟，时间分辨率为15分钟，单次计算时间应小于5分钟。2、数据统计分析要求 （1）应能对光伏电站运行参数、实测气象数据及预测误差进行统计； （2）33、运行参数统计应包括发电量、有效发电时间、最大出力及其发生时间、利用小时数及平均负荷率等。并可按照要求自动生成相应报表。气象数据统计应包括各气象要素的平均值及曝辐量、日照时数、可照时数等；（3） 能对任意时间区间的预测结果进行预测误差统计分析（分析指标应包括均方根误差、平均绝对误差、相关性系数等），能根据预测误差的统计分析结果给出预测误差产生的原因并修正预测结果。预测误差统计指标至少应包括均方根误差、平均绝对误差、相关性系数、最大预测误差、合格率等；（4）参与统计数据的时间范围应能任意选定，可根据光伏电站所处地理位置的日出日落时间自动剔除夜间时段。3、特殊情况处理（1）光伏电站功率预测能处理出力34、受限、逆变器故障和检修等非正常停机对光伏电站发电能力的影响，支持限电和逆变器故障等特殊情况下的功率预测；（2）光伏电站功率预测能处理光伏电站装机扩容对发电的影响。4、其它（1）对于光伏电站功率预测得到的预测功率曲线，可以进行人工修正，并保留操作日志备查；（2）光伏电站功率预测能够对人工修正前、后的预测结果分别进行误差估计，预先给定一定置信度的误差范围（可在预测曲线上图示）。3.2.6光伏电站有功自动控制基本功能要求如下:（1）光伏电站的有功自动控制能够自动下载调度主站系统下发的光伏电站发电出力计划曲线，并控制光伏电站有功不超过发电出力计划曲线；（2）光伏电站的有功自动控制能够自动接收调度主站系35、统下发的有功控制指令，主要包括功率下调指令（在一定时间内）及功率增加变化率限值等，并能够控制光伏电站出力满足控制要求；（3）光伏电站的有功自动控制能够根据所接收的调度主站系统下发的有功控制指令，对站内逆变器进行自动功率调整或停运。3.2.7光伏电站无功电压控制基本功能要求如下:（1）光伏电站的无功电压控制能够自动接收调度主站系统下发的光伏电站无功电压考核指标（光伏电站电压曲线、电压波动限值、功率因数等），并通过控制光伏电站无功补偿装置控制光伏电站无功和电压满足考核指标要求；（2）光伏电站的无功电压控制能够自动接收主站系统下发的无功电压控制指令，并通过控制光伏电站无功补偿装置控制光伏电站无功和电36、压满足控制要求；（3）光伏电站的无功电压控制系统能够对光伏电站的无功补偿装置进行协调优化控制；（4）在光伏电站的无功调节能力不足时，要向调度主站系统发送告警信息。四、 施工方案4.1总则为保证远方修改定值项目顺利实施，避免发生意外，给公司或个人带来损失，特制定本作业指导书。本作业指导书适用于从施工前准备开始直到整体联调结束。4.2施工流程4.3施工前的准备4.3.1施工工具的准备单人工具标配表序号名称型号单位数量备注1十字螺丝刀5100、375把12一字螺丝刀5100、375把13斜口钳把14剥线钳把15网线钳把16活动扳手把17内六角扳手套18电烙铁把19焊锡丝m210万用表UT58E块1137、1扎带袋14.3.2施工计划安排u 将实施方案浏览一遍，熟悉系统的各个功能模块并了解整个施工进度，以便做好施工计划；u 与客户提前沟通好施工时间，以便提前预定车票。4.4 到货验收4.4.1现场清点设备到达现场点验设备时注意以下几点：u 点验前，检查包装箱的数量、货物名称是否与本工程项目相符。u 检查包装箱内外是否破损。u 开箱点验时，开启装有装箱单和物资接收凭证的包装箱，并按照装箱单和物资接收凭证的条目，逐条、逐物品的进行点验并记录实际数量。4.4.2签字确认u 请收货单位在物资接收凭证上签字确认。u 物资接收凭证一式两份，一份交由客户，一份交由公司存档。4.5硬件组屏加电调试4.5.1 注38、意事项u 现场施工过程必须在客户的陪同和监护下，工程人员未经许可不得擅自进入施工现场。u 不得误动除自己设备外的其他厂家设备，如若与其他厂家设备共用PDU或者交换机时，插头及网线必须要小心插拔，避免造成其他设备断电及网络通信中断。u 安装交换机时与服务器保持至少1U的空隙，方便服务器散热。u 设备从UPS取电的工作应交由客户方的专业人员操作，切记所有可能造成停电的操作要格外小心。u 加电测试前，确保设备已接地，用万用表测量插排的电压是否是设备所需的电压，避免电压过大加电后烧坏设备。4.5.2 安装流程4.5.2.1服务器端 首先协调人员将屏柜固定在现场勘察时的指定位置； 机柜整体要求接地，包括39、柜体、风扇、前后门都要用直径不小于10mm的专用接地线连接到地板下面的铜排上； 将服务器、交换机及显示器安装在屏柜内，并将线缆用扎带理顺固定。4.5.2.2工作站端 确认工作站及打印机的安放位置； 安装工作站及打印机。4.5.2.3加电测试 所有设备的安装完成后，要进行加电试验，试验前用万用表确认各设备电源连接正常、可靠； 加电5分钟后，进行开机试验，验证设备开机应运行正常、稳定，显示装置、机械传动机构应无异常显示和不正常杂音。4.5.2.4布置网线 布线时应注意每条通路应设置两根网线，其中一根为备用； 走线时走弱电槽，注意区分强、弱电槽； 水晶头制作要求规范，不得将里面的细线露在外面。4.540、.2.5贴线标 所有的设备要有明显的标签； 所有的线缆要有线标。4.6系统配置原则（1）光伏电站应配置的系统和设备包括综合终端、保护测控装置（测控装置、保护装置）、逆变器室通信控制器、光伏电站功率预测设备（服务器和工作站）、时间监测装置、网络交换机、调度数据网设备（路由器、交换机）、二次系统安全防护（纵向加密认证装置、硬件防火墙）和其它辅助设备；（2）系统各部分应当搭配协调，同类服务资源可以互相支援和互备，影响应用功能的关键性设备均应冗余配置；（3）系统软件由系统支撑软件（包含操作系统、数据库系统等）和电力应用软件组成；（4）使用UNIX/LINUX操作系统，操作系统软件应该是汉化的，与操作系41、统和硬件配套的各种驱动软件、管理软件和诊断软件必须配备完整；（5）数据库软件应能实现对数据的快速访问，以满足实时功能的要求，应支持存取多种商用数据库（如Oracle、Sybase、SQL_Server、DB2等）的能力，数据库定义应支持中文输入。应用软件配置系统应用软件按第6章的要求配置。4.6.2硬件参考配置l 综合终端两套冗余配置，配置要求如下：（1）采集与存储：5000个遥测量，5000个遥信量，2000个电度量，数量可扩充，支持遥信变位和SOE（事件顺序记录）的传送和处理；存储容量：至少4GB，存储数据60天；带时标存储遥测量、电能量等的历史数据，数据存储周期1-60分钟可调，支持3个42、不同的存储周期；（2）控制功能：光伏电站有功调节、无功电压调节（包括无功补偿装置）、单台或成组逆变器启停、单台或成组逆变器复位、单台或成组逆变器出力控制；支持IEC60870-5系列、MODBUS、部颁CDT、OPC DA2.0等标准协议，其它可提供文本的通信规约；（3）以太网接口：8个10M/100M自适应网口，可扩充；RS232/422/485接口：10个，可扩充；（4）交直流两路供电电源，能做到无缝切换，提供供电电源状态的监视功能。l 逆变器室通信控制器配置要求如下：（1）采集逆变器、汇流箱、箱变测控装置的信息，上传综合终端；（2）接收综合终端的校时命令对逆变器进行校时；（3）接收综合终43、端的控制调节命令，完成对逆变器、箱变的调节与控制；（4）支持IEC60870-5系列、MODBUS、部颁CDT、OPC DA2.0等标准协议，其它可提供文本的通信规约。l 服务器配置要求如下：（1）处理器：2颗CPU，配置4个处理器核芯，主频1.6GHz； （2）内存：配置16GB内存，内存最大可扩展至少为512GB； （3）硬盘：配置两块300GB SAS硬盘，可热插拔；（4）RAID水平的支持：0，1，0+1；（5）网口：100/1000Mb Base-T4；（6）冗余风扇、冗余电源，可热插拔；（7）LINUX操作系统。l 工作站配置要求如下：（1）CPU ：1颗Intel Xeon 四核44、E5640 2.66GHz；（2）内存 ：4GB；（3）硬盘容量 146GB2；（4）显存：512MB；（5）网卡：10/100/1000Mb Base-T2；（6）LINUX操作系统。l 网络交换机I区交换机用于连接主系统和应用系统，并实现与安全II区的网络互连。II区交换机用于光伏电站功率预测设备的组网。交换机的主要配置如下：（1）24个100/1000M自适应以太网电接口（RJ45）；（2）4个千兆SFP接口（带模块）；（3）背板带宽32Gbps；（4）交换容量360Gbps；（5）转发性能192Mpps；（6）双电源。l 其它设备调度数据网、调度管理信息网及二次系统安全防护、时间监测装45、置等设备技术参数参见系统典型配置方案；系统相量测量装置（PMU）装置、电能质量检测装置、电能量远方终端（含关口表）等设备的技术参数见相关技术规范，并按照并网发电厂调度自动化设备(子系统)配置规范和信息接入规范和山东电网风电调度管理规定要求配置。4.7整体联调4.7.1注意事项u 在进行远方召唤及巡检的调试或者远方整定的调试时，严禁随意更改设备的允许下装状态、允许复归状态、允许投退状态和检修状态。u 在定值及压板修改调试结束后，务必让用户再次确认后恢复原来的定值。u 在调试任何一个变电站前，必须仔细核对该变电站的网络通讯子站的信息是否完整正确。u 进行远方召唤调试时，应先进行召唤描述，再召唤定值46、以及压板状态，并进行严格的核对，核对包括两部分内容：条目的顺序名称以及条目的当前值，核对时出现异常马上查找原因并纠正。u 召唤定值以及压板状态应不低于5次，以测试召唤的稳定性。u 备用间隔和电容器的调试在系统的设置完成以后即可进行，且不需要停电；运行间隔的调试，可以根据使用方的设备检修计划，分批进行。u 定值固化后要等待一定的时间，让设备使新定值生效，这个时间因设备的厂家不同而不同，四方设备一般2-5秒即可，其他设备暂定为15-30秒，所以定值固化后，进行定值召唤以前，应该等待适当的时间。定值修改测试结束后，应恢复原来的定值。u 坚决不允许调试过程中自作主张进行定值的修改等操作，整个调试过程中47、应该是辅助用户操作。u 调试过程中认真做好调试记录，调试前做好数据库的备份工作。u 每一次调试结束后, 应及时做好系统软件及数据库的备份工作，备份的规则如下： 命名规则：例如； 备份内容：当前程序、当前数据库及当前的调试记录； 回公司后，备份的压缩文件应及时按规定上传公司服务器。4.7.2 调试流程u 确定调试的间隔权限都处于允许状态（调试状态项除外）；u 与变电站端核对装置的地址及运行区；u 主站端召唤定值；u 与变电站端核对定值 ；u 将定值保存到标准定值库 ；u 变电站端修改定值 ；u 再次召唤核对定值 ；u 主站端将修改过的定值改回原有定值 ；u 再次召唤核对定值 ；u 主站端召唤硬压48、板 ；u 与变电站端核对硬压板状态； u 变电站端投切硬压板（注意：不可投入“装置检修”否则不可进行远方控制）；u 再次核对硬压板状态 ；u 主站端召唤软压板（注意：此时硬压板中的“遥控投入”应保持在“投入”状态）；u 核对软压板状态 ； u 主站端修改软压板状态； u 再次召唤核对软压板状态 ；u 主站端将软压板修改回原有状态； u 再次召唤核对软压板状态； u 主站端召唤定值区； u 核对定值区状态 ；u 主站端切换定值区； u 再次核对定值区状态；u 主站端召唤定值 ；u 核对此定值区的定值； u 主站端将定值区修改回原有定值区；u 召唤核对原定值区； u 主站端召唤模拟量； u 核对模49、拟量信息。4.7.3编写验收资料 注意事项：u 与用户要验收资料模板，按要求完成验收资料的编写，在借鉴模板时要将其他无关本项目的信息删除掉。4.8作业安全重点 施工场所禁止烟火。 防止误动、误碰运行设备。 进入变电站时，必须按照规定的路线指示行走，防止触电。 在标有禁止通信的地点，禁止接打电话，以免影响设备正常通信。 涉及接电的施工，应让用户找专人负责，自己不要盲目接入，防止触电。 做一切施工都需要有用户在现场做监护，避免自己一人施工。五、质量目标、质量管理体系及技术组织措施5.1质量方针遵循我公司“质量第一，用户至上，规范质量保证行为，全面创建优质工程”的质量方针。精心组织施工，实现竣工投运50、一次达标，施工质量达到国家优质标准，满足顾客合同规定的要求。本工程在甲方及工程质量监督部门的监督指导下，在项目经理的领导下进行工程质量管理工作，搞好工程施工质量。5.2质量目标1单位工程合格；2工程一次验收合格率98%；3工程质量等级为合格。4杜绝重大质量事故，确保工程无永久性缺陷；5质量记录和竣工资料真实、齐全、整洁，按时移交；6创优质工程，确保本工程达标投运。5.3质量管理组织机构及主要职责5.3.1质量管理部门的主要职责（1）项目经理的主要职责：制订本工程的质量目标和质量方针，负责本工程质量体系的建立健全，确保质量体系的正常运转，合理配备人、财、物等资源，批准本工程各种质量文件；保证甲方51、监理单位和质量监督单位的有关工程指令能够贯彻执行；确保本工程由项目部的质量管理机构能够独立行使职能和权力，充分发挥质量检查和管理的作用；对贯彻工程质量方针和实现工程质量目标负有全面领导责任。（2）项目技术负责人的主要职责:参与制订工程质量目标和质量方针、协助项目经理的各项质量管理和领导工作，负责在技术领域贯彻质量方针；掌握工程的质量信息和动态，分析质量趋势，采取相应措施，抓好质量改进工作，批准各种技术文件和施工方案；指导技术管理工作，支持监理单位工作；对贯彻工程质量方针和实现工程质量目标负有全面领导责任。（3）质量管理负责人的主要职责：负责工程质量保证体系正常运转，进行日常质量管理和检查监督52、工作；按照有关规定制定工程质量管理办法、措施和工程质量奖惩条例等。做好对用户和监理部门的服务工作，支持监理部门工作，负责建设方和监理单位的有关工程质量指令的贯彻落实。组织进行工程的“三级”检查验收工作和质量检查工作，进行原材料质量总结，参与技术交底，对检查验收发现问题及时采取措施予以纠正，组织中间验收工作，参加质量事故调查和处理工作。质安负责人对在质量管理和监督检查的领域内贯彻质量方针，实现质量目标负有领导责任。（4）施工组组长职责：执行落实建设方、监理单位、项目经理及各部门下达的有关质量文件和指令；在施工中执行国家标准和技术规范，执行本工程的施工方案和技术措施，严格执行本工程的质量管理办法、53、措施及质量奖惩条例，负责施工工艺、质量管理及技术指标在现场的全面贯彻实施工作，保证质量体系及其文件指令在基层的有效执行；保证质量记录完整、齐全、真实。施工组组长对所管辖施工段质量管理和全面贯彻工程质量方针、实现质量目标负领导责任，质检员协助组长全面贯彻工程质量方针、实现质量目标负责日常质量管理工作，负监督检查责任。5.3.2质量保证体系（1）建立健全的工程质量保证体系。项目经理为工程质量的第一负责人，对工程质量全面负责，经常检查和监督质量体系的正常有效运行；质量管理负责人负责日常对质量保证体系运行的监督、检查、考核、并申报项目经理进行奖惩。（2）我公司质量保证体系变电站内安装工程的系列程序文件54、，仍然在本工程的质量管理和质量保证体系中执行。5.4质量管理措施5.4.1管理措施（1）在施工过程中，坚持“质量第一，用户至上，规范质量保证行为，全面创建优质工程”的质量方针。为用户做好各项服务，保证用户的质量要求和意见能够及时贯彻落实。（2）本工程使用的设备，必须在公司出厂检验合格后使用。本工程采购的材料或物资，也必须有完备的产品合格证，材质证明书，妥善保管，工程竣工后，及时移交给甲方。做好产品标识、检验和试验状态标识的工作。在检验和试验中，发现不合格品应及时隔离作出标识，严禁在工程中使用。（3）编写施工技术措施、方案时，要多考虑施工质量保证措施，使施工质量符合设计规范要求。（4）严格执行工55、程的三级质检制度，加强工序质量控制，确保工程质量。对各级验收检查要认真检查、记录。 （5）对文件、资料及质量记录使用电脑管理，使文件和资料的控制快速化、清晰化、规范化，工程部对文件和资料及质量记录的控制电脑化管理负责。（6）及时填写施工检查及评级记录，做到本项目完成，记录填写完成，谁施工谁填写, 填写人（检查人）及（现场技术员、施工负责人）对施工质量记录的及时性、真实性、准确性负责。（7）工程竣工时，组织技术、质量部门的各专业人员，整理、审核、装订好施工记录、文件等竣工资料，并及时按要求移交给用户。（8）在工程竣工后，一年内，公司将提供保修服务，并按公司规定属保修范围的，免费保修。5.4.2关56、键工序的质量控制关键工序控制包括材料检验及施工过程对施工质量有显著影响的工序控制，工程师、技术员、质检员要认真及时检查施工质量控制情况和记录表，并向项目经理汇报。期间须组织甲方代表到场提供指导和验收。5.4.3工艺与质量要求依照设计图纸、规定进行施工，满足设计图纸及甲方文件规定的技术要求。六、安全目标、安全保证体系及技术组织措施6.1安全管理目标及指导方针安全管理目标：1.实现死亡事故“零”目标；2.杜绝重伤事故；3.消灭群伤事故；4.年工伤事故频率3；5.消灭重大机械设备事故和火灾事故；6.消灭重大交通事故。指导方针：安全工作方针是：坚持“安全第一，预防为主”，要从思想上意识到“隐患险于明火57、，防范胜于救灾，责任重于泰山”。认真执行国家及部颁有关安全生产的政策、法规以及甲方、的指令，管理上严格遵照电力建设安全，完善健全安全网络，组织、落实各级安全责任制，确保工程安全。6.2安全管理组织机构及主要职责6.2.1安全管理组织机构图公司经理项目经理项目技术负责人质量负责人队 长XXX施 工 组图：安全管理组织机构图6.2.2安全管理部门及人员的主要职责（1）公司经理：为本工程的第一安全责任人，对本工程的安全目标、安全措施实施负全面领导责任。（2）项目经理：工程施工的第一安全责任人，负责制订本工程安全目标、管理方针，对工程安全生产及安全体系建立、健全负全面领导责任；负责审定、批准安全生产重58、要活动及重大举措。主管安全监督部门并支持安监人员认真履行安全职责。贯彻国家、省局等上级安全生产的法规、法令，贯彻甲方、监理单位有关安全生产的指令。（3）项目技术负责人：工程技术负责人，协助项目经理制订工程安全目标和管理方针；对工程安全技术工作负全面领导责任，负责审批重要的施工技术方案和安全技术措施，审批安全新技术或改进措施；领导技术管理工作，在安全技术上贯彻甲方、监理单位有关安全生产的指令。（4）质量安全负责人：工程安全负责人，负责工程施工的日常安全管理工作，并向项目经理汇报工作情况；负责安全管理体系的正常运转，制订安全管理制度和安全技术措施；对贯彻落实甲方、监理部门、项目经理的安全制度进行监59、督、检查，对生产中的人员、机具的安全状态进行控制和监督。组织安全检查，并提出改进措施。搞好安全管理工作，并负责安全制度制订、安全施工技术措施编写。（5）施工组长：本组第一安全责任人，对本队所辖施工任务和人员、机具等安全负全面责任，贯彻落实监理工程师和项目经理的安全指令和上级安全文件，执行各项规章制度，主持安全活动和安全检查，做好安全技术交底工作和安全总结工作；支持安全员的监察工作。6.3安全管理制度及办法建立并健全安全保证体体系及网络。建立以公司经理为第一安全责任人，项目经理为工程第一安全责任人，项目技术负责人为安全技术负责人，由各部门领导，班队第一安全责任人及安全员组成本工程安全保证体系，按60、照安全施工合同，及电力建设安全施工管理规定等制订本工程安全管理办法。落实各级安全责任制度，做到层层抓安全，人人管安全，安全责任和风险全员承担，实现安全管理目标。施工前，应遵照甲方制定的安全管理办法，制订安全管理实施细则，建立完善的安全制度。安全制度的主要内容和要求如下：（1）安全管理职责：规定安全保证体系的各部门、 管理人员及其它相关人员的职责、 权利和义务。（2）安全教育培训制度：所有施工人员在进场前后必须参加安规考试合格；对违反安全规章制度者，将进行处罚，并由公司组织重新学习并经考试合格方可上岗工作。（3）安全施工检查制度：查领导、 查管理、 查隐患、 查事故处理，发生问题，填写安全施工问61、题通知书，送当事单位限期处理并反馈；规定项目组定期进行安全检查。（4）开工前，项目部必须采取必要措施，保证职工的身体健康和安全，与公司有关部门协作。进场的所有工器具、设备都必须经过试验、检修和维护、保养。（5）按规定在施工现场悬挂警告牌。（6）做好工器具设备、安全用品和用具的检查试验工作，并做好记录，保存试验资料。（7）配合好甲方组织对工程施工的安全检查。安全检查真正起到使安全管理规范、消除事故隐患的作用。（8）严格遵守与甲方签订的施工合同。把安全施工的要求纳入施工安全目标，贯彻落实到每一个施工人员。七、售后服务维修公司通过最新版的ISO9001（2008）质量体系认证，产品的质量得到严格的控62、制。公司配有专用热线电话，便于用户联系。公司公司产品，无论硬件还是软件，质量都是得到保证的。质保期后的技术服务 质保期后，我们仍将根据合同要求向用户提供技术服务，以合理价格提供用户需要的备品备件和功能改进。 质保期结束后，我方有责任进行定期维护和修理，并提出质保期后的维修、维护内容、费用、服务方式和范围（产品、技术等）供用户参考。7.2售后服务体系在公司的ISO9001程序文件中,对于工作人员在工作中的每一个方面都有着严格的规定。公司关于售后的ISO9001程序文件规定了售后服务（发货、安装、调试、培训、维护、维修）的质量控制方法和要求。在售后服务与技术支持的过程中，公司以ISO9001质量体63、系作为提供优质服务的标准和保障，一个项目从立项到实施，到最终提交给客户及提交后系统的维护和产品维修，都有非常严格的制度和规定。这样做，不但能确保我们的工作可以按步骤有计划地进行，最重要的是确实保证了客户的利益，保证了我们提供的产品与服务满足客户的需要。公司坚持以用户为中心，为您提供完备的技术支持与售后服务。7.3售后服务目标我们服务的基本目标是用户100%满意，我们向用户承诺提供高效、便捷、专业、个性化的售后服务，随时听取客户的意见。公司一直以来把用户的利益放在最高标准上，深信用户利益的保障也就是公司无形资产的增长，而用户利益的保障很大程度上取决于售后服务的支持。为此，公司制定了实施及服务方式64、，具体讲即；从项目开始设计、实施、交付运行整个过程中，与用户反复探讨，深入了解要求，尽最大可能在项目完成的同时，为用户在技术上培养起一支过硬队伍，可以由用户自身现场解决实际问题，达到科技的普及化，以适应市场的迅速变化。7.4售后服务策略(一) 服务标准化基于符合国际标准的质量控制体系，形成标准化的作业流程，标准化的文挡、标准化的服务用语等。(二) 服务周到化倡导基于用户满意度为100%的个性化关怀；满足用户标准化服务以外的特殊使用需要。(三) 服务主动化定期回访制度，针对客户问题比对历史案例，提出预先解决方案，并保证服务在短时间内到位。7.5服务响应模式在我们技术服务体系中，7x24热线和We65、b在线等响应模式，使面向客户的响应渠道多样化，也使响应的及时性得到充分的保证，随时为用户提供技术服务。因为我们服务的大都是电力用户，电力设施的安全关系到我们每个人。724小时响应模式是为保证客户关键系统正常运作而特设的一种响应模式，该种响应模式使客户随时随地获得信息和帮助，充足的后续资源可保证在及时响应的同时，在第一时间内赶到客户现场。7.6售后服务内容技术支持与服务的内容包括电话支持、远程诊断和故障排除、现场服务、系统故障报告和预防、咨询和配合、巡检等内容。u 电话支持免费提供咨询电话技术支持服务，解答客户在系统使用中遇到的问题，及时提出解决问题的建议和操作方法。公司为该项目设置免费的技术支66、持热线电话、电子邮箱，客户在系统发生故障或有什么疑问时，可随时拨打热线电话和传真，或发送Email，由公司的工程师予以解答，协助客户解决所出现的问题。电话支持服务每周七天，每天24小时均可以进行。7.7现场服务自收到客户的服务请求后，若以上两种服务形式不能解决问题，我们将立即派有关工程师到达客户现场，对出现故障的软硬件进行配置和检修，同时还可以为客户的系统管理员提供现场技术指导。遇到重大技术问题，我们会及时组织有关技术专家进行会诊，并采取相应措施以确保系统的正常运行。如果公司判断设备无法现场维修，我们将会根据故障的具体情况，决定为客户更换有故障的部件或将部件带回修理，在修理期间，为客户提供备用67、部件。公司的工程师在客户现场进行服务时应填写客户现场记录表，记录问题的解决情况及客户的满意程度，以便以后更好地为客户服务。现场服务可以根据客户的实际情况，每周七天，每天24小时均可进行。7.8系统故障报告和预防公司的工程师在每一次技术支持或系统维护、维修时都会按照公司ISO9001文件的规定，填写相应的技术报告，分析问题产生的原因和相应的预防和处理方法。我们会定期总结这些技术文件，并分发给客户，以利于客户及时预防和解决问题。同时，我们还会把从其他渠道得到的各种常见问题的预防和解决方法定期分发给客户。7.9定期巡检我们会定期对设备和项目情况进行一次巡检，派出各方面的专家对客户现运行系统进行定期的检测与评估，并针对客户的实际情况对系统进行相应的优化，以保证客户能够在最佳状态下运行业务。每次巡检结果我们都会按照公司ISO9001文件的规定，填写相应的技术报告，以反映客户最新的系统状态，我方将把此部分文档也列入客户档案中，以便客户今后能够更好地进行预防性维护并准确定位系统故障。7.10售后服务流程公司的技术支持与服务流程如下图所示：