主变施工方案.docx
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主变施工方案
————光伏并网发电项目
主变压器安装施工方案
编制:
审核:
批准:
二〇一八年九月
1、工程概况:
工程名称:
————光伏并网发电项目
工程地点:
吉林省松原市长山镇
工程说明:
本项目位于松原市前郭尔罗斯蒙古族自治县长山镇四十家子村西南侧,距离松原市约26km。
场址坐标:
东经124°31',北纬45°13'。
本站址东北侧G302、G12国道,附近有乡村道路,对外交通条件十分便利。
光伏站区内地势平坦无大起伏,平均海拔高度在134.50m~135.50m之间。
光伏发电场地理位置示意图见图1.1-1。
图1.1-1项目地理位置图
本工程项目规划规模容量为50MWp,分期建设,本期建设规模为20MWp,下期为30MWp。
安装多晶硅组件,组件支架采用固定倾角方式,本项目在站内新建一座66KV升压站,以一回66出线接入电网。
一、编制依据
————光伏发电项目。
本期工程安装66kV油浸有载变压器,,容量为50MVA,相数三相。
1.1主变压器技术参数
型号:
SZ11-50000/66
额定容量:
50000kVA
额定电压:
(69±8×1.25%/10.5kV
使用条件:
户外
1.2主要施工任务
1.2.1对到货的变压器及其附件进行验收和保管。
1.2.2附件检查试验。
1.2.3主变压器本体绝缘试验。
1.2.4器身检查试验及附件安装。
1.2.5真空注油及补充注油。
1.2.6变压器本体密封试验。
1.2.7交接试验。
1.3现状调查
本变压器从厂家到现场,运输过程中加冲击记录仪加以监视。
本体到现场上台后,同监理单位对冲击记录纸进行察看,检查纸带符合规程规定。
1.4编制依据
1、施工合同
2、.施工设计图纸
.3、————光伏发电项目施工组织设计
.4、电气装置安装工程质量检验及评定规程(DL/T5161.1-5161.17-2002)
.5、《电气装置安装工程起重机电气装置施工及验收规程》GB50256-1996
.6、SZ11-20000/66型变压器产品技术手册
.7、《电气装置安装工程、电力变压器、油式电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-2008
.8、《电气装置安装工程电气交接试验标准》GB50150-2006
.9、《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》Q/GDW248-2008
.10、国家电网公司输变电工程工艺标准库【2010】100号
.11、《国家电网公司输变电工程质量通病防治措施工作要求及技术措施》
【2010】19
12、施工设计图纸
13、关于强化输变电工程施工过程质量控制数码照片采集与管理工作要求
2010【322】号
14、《《国家电网公司输变电工程施工危险点辨识及预控措施》(基建安全〔2005〕50号)
二、施工人员组织机构
变压器安装组领导:
技术负责人:
质量负责人:
施工负责人:
安全监护人:
起重指挥:
厂家代表
工具材料负责人:
试验负责人:
电源负责人:
高空作业人员:
工人:
5人
三、施工准备
3.1变压器基础附近的现场布置。
3.1.1基础周围的场地,应无低洼的水坑,地面平整。
防止主变移动倾斜。
3.1.2油务设施的布置。
要求清晰整齐,油罐、净油机及滤油工作棚通常在油枕一侧,油罐部宜垫以道木,具有一定的坡度,使出油阀在低处,抽真空设施不宜离变压器太远,尽量靠近。
3.1.3套管宜放在高压侧,有利于套管起吊,冷却器、储油罐应堆放在变压器道路的对侧,这样清洗、检漏和吊装较为方便。
见图
(一)《施工平面布置图》
3.2工器具的准备
施工机械及主要工器具计划
编号
名称
规格
单位
数量
备注
1
吊车
16T
辆
1
2
电焊机
台
1
3
无齿锯
G-400
台
1
4
干燥箱
个
1
5
油罐
总油量大于35T
个
3
6
钢管
Ф50,L=6000mm
根
5
7
法兰接头
个
6
8
套管支架
高低压侧和中性点
个
1
9
白布
米
3
10
棉纱
kg
10
11
朔料布
捆
1
12
白布带
卷
8
13
钢丝绳
4″
米
40
14
麻绳
6″
米
100
15
链条葫芦
5T
个
2
16
马凳
个
2
17
竹梯
3米
个
3
18
内六角扳手
套
1
19
套筒扳手
套
1
20
道木
2500mm
根
30
21
撬棍
1200mm
根
4
22
专用扳手
套
1
四、施工方案
根据施工现场调查和厂家提供的资料,确立施工方案如下:
4.1施工准备。
4.2附件检查试验。
4.3带油运输变压器绝缘判断。
4.4排油。
4.5器身检查试验及附件安装。
4.6真空注油及补充注油。
4.7密封试验和交接试验。
见图
(二)(施工工艺流程图)
图
(一)
图
(二)变压器施工工艺流程图
五、施工方法及过程控制
5.1.1技术措施的编制
根据工程设计资料、变压器出厂技术文件、公司发布的施工作业指导书的标准,编制施工技术措施,确保工程的施工质量和施工安全,有效的进行质量控制。
5.1.2安全技术交底
施工前由专责工程师主持进行安全技术交底,并认真做好交底记录。
未经交底,不得施工,未接受交底的人员,不得参加本项工程的施工。
5.1.3资料的收集整理
由专人进行变压器资料的收集和整理及归档工作。
5.1.4验收和存放
5.1.4.1产品到货后校对产品铭牌和铭牌图样与合同是否相符。
5.1.4.2按变压器出厂文件一览表校对随产品供给的技术文件和安装图样是否齐全。
5.1.4.3按变压器装箱单校对附件是否齐全,有无损伤。
5.1.4.4变压器运到现场后检查产品是否受潮,产品未受潮的初步标志是:
a.主体内取油样化验,符合以下规定:
耐压:
≥45kV
含水量:
≤30mg/l
tanδ(90℃):
≤0.5%
5.1.5按照施工平面布置图将所有的大型机具设备吊装就位,所有电气设备包括油罐都必须良好接地。
5.1.6油箱有渗漏部位应做好记录,以便放油后进行处理。
5.1.7根据变压器的出厂技术文件和产品的编号将安装部件排号,按顺序将安装件一一对应摆好。
5.1.8对变压器的备品备件进行清点登记入账。
5.1.9与气象部门联系,选择好天气进行安装。
5.1.10保证电源可靠供电。
5.2附件的检查与试验
5.2.1冷却器检查与试验
5.2.1.1检查冷却器各部位应无锈蚀,无碰撞变形,无渗漏痕迹;散热片、风扇应完好无损;上下联管油管口的法兰面应平整。
5.2.1.2对冷却器用0.25MPa的气压或油压进行密封试验,持续30min检漏应无渗漏,当发现渗漏时,应查明原因,对症处理。
5.2.1.3用合格的绝缘油对冷却器进行循环冲洗,冲洗油的流量不低于318m3/h,油温为90±5℃,并将残油放净,然后密封上下管路的连接法兰,严防潮气侵入。
5.2.1.4油流指示器、油管等必须清洗干净,内壁无锈蚀,蝶阀开启灵活,油流指示器的动作正确。
5.2.1.5冷却器风扇转动灵活,无擦碰风筒和卡阻现象。
5.2.2储油柜的检查与试验
5.2.2.1储油柜表面应无碰撞变形,无锈蚀现象。
5.2.2.2储油柜内壁光滑,无毛刺,隔膜无破损,排气塞、油位指示器摆针无缺陷。
内部无脏物。
5.2.2.3储油柜的隔膜应作检漏试验,可充入0.002-0.003MPa压力的氮气,持续30分钟应无漏气,充气应缓慢进行。
5.2.3套管的检查和试验
5.2.3.1检查套管整体完整,瓷件无破裂,与法兰胶结密封良好,不漏油。
5.2.3.2充油套管应静止竖立24h作泄漏试验。
5.2.3.3充油套管无渗漏现象,油位指示正常。
5.2.3.4套管应做好下列电气试验:
A:
测量绝缘电阻。
B:
测量介质损失角。
C:
交流耐压试验。
5.2.3.5安装前用白布将套管表面和引线管内壁清理干净。
5.2.4其它附件的检查和试验
5.2.4.1气体继电器在安装前进行下列试验:
A:
信号接点动作气体容积
B:
跳闸接点动作油流速度
C:
绝缘电阻
D:
密封性能
E:
抗震能力
5.2.4.2净油器在安装前检查各法兰、丝堵无渗油。
5.2.4.3测温装置及温度计等进行校验。
5.2.4.4吸湿器的主体为一粗玻璃管,检查玻璃管有无裂纹,管内装的硅胶吸湿剂是否受潮变色,如受潮变色必须进行干燥或更换新的硅胶。
5.2.4.5压力释放装置应有制造厂的试验报告,当无报告或有怀疑时应进行动作压力试验。
5.2.4.6变压器联管应用合格的变压器油进行冲洗。
5.3排油
5.3.1选择在晴朗的天气,空气的相对湿度小于75%,周围空气温度不低于0℃,进行施工,在放油的同时以0.7~3m3/min的流量向油箱内充以干燥空气。
5.3.2为了提高油箱内空气的干燥程度,空气进口宜经过空气过滤器吸收空气中的潮气。
5.4器身检查及附件安装
5.4.1器身检查,根据运输安装的三维冲击记录仪记录,确定现场是否进行器身检查,如检查按下列项目检查。
5.4.1.1器身检查由施工单位和厂家双方各派1-2人代表参加,进入油箱人员应穿戴专用服装,不随带可能掉落的物品,所有工具系有白布带,并应办登记、注销手续。
5.4.1.2器身在大气中报漏的时间:
起始时间由打开密封时计算,而终止时间从完成密封时计算。
5.4.1.3器身检查前应根据产品的结构特点、安装方式等具体情况拟定检查项目和检查办法列成表格,逐项进行检查,将检查结果详细填写在检查表中,并由检查人签字。
5.4.1.4器身检查的环境温度应高于-15℃,在器身暴漏空气以前应先将器身加热到高于环境温度的10-15℃。
当空气相对湿度小于60%时可以不加热。
5.4.1.5对于带有绝缘的引线不得随意弯折,特别应注意引线斜稍(俗称绝缘稍或应力锥)的位置,尽量保持原装配位置。
5.4.1.6现场检查结果应与出厂检查进行对比分析。
如发现需要处理的问题或缺陷,一定要妥善处理,一保证产品质量,对于难以处理,而对质量影响不大的问题,经双方协商可以不处理,但要有文字记载。
5.4.1.7检查中发现紧固件松动,应随时加以紧固。
一切异物(包括非金属异物)有应彻底清楚。
当表面有粉碎性杂物用油进行冲洗可以清楚,而又不至于冲到内部的情况下,可采用合格的变压器油冲洗。
否则,不要随便使用油冲。
5.4.1.8器身检查的内容
5.4.1.8.1引线的绝缘是否有损伤,引线的位置、引线的支撑及夹持情况。
5.4.1.8.2紧固件是否松动,胶木螺杆、胶木螺母、钢螺栓、钢螺母及压钉等。
5.4.1.8.3木件及导线夹有无损坏、倾斜及松动现象。
5.4.1.8.4检查分接开关的触头是否良好,三相的指示位置是否一致,是否为规定的位置。
5.4.1.8.5有载分接开关的检查按“有载分接开关使用说明书”。
5.4.1.8.6检查铁心、夹件、压板及接地套的接地是否牢固。
5.4.1.8.7拆除运输用的临时紧固装置(如有载分接开关的固定装置及引线的固定支架等)。
5.4.1.9器身检查中的试验
5.4.1.9.1将上夹件与上铁轭的接地片打开,测量夹件与铁心之间的绝缘电阻。
5.4.1.9.2接地片接上后测量夹件、铁心及压板的接地情况。
5.4.1.9.3检测铁心的接地系统(铁心、夹件及压板等)是否为一点接地,220千伏级变压器铁心用电缆通过一个接地套管引出至箱盖外面,此结构夹件与铁心是绝缘的,无接地片连接。
5.4.1.9.4测量线圈所有分接位置的直流电阻,应符合出厂时的数据,出厂时的数据为t2°C时的直流电阻。
测量中环境温度不同时,则需进行折算,其公式如下:
Rt2(T+t1)=Rt1(T+t2)
式中:
Rt1,Rt2…环境温度t1°C和t2°C时的直流电阻值,欧姆;
T1,t2…环境温度,°C;
T…系数。
铜导线为235,铝导线为225。
5.4.1.9.5测量各分接位置的变压比,起偏差值应与出厂数据相等,并符合国家标准GB1094(电力变压器)中的规定。
测量时注意操动机构的指示位置是否与实际情况相符;
5.4.1.9.6测量线圈的绝缘电阻、吸收比及线圈的介质损失角tgδ是否与出厂数据相符;
5.4.1.9.7三相变压器应检查联结组标号,单相变压器应检查极性。
5.4.1.9.8安装上节油箱前或封手孔盖板前应测量引线的螺栓联结接头的接触电阻。
接触电阻值的允许值可这样粗估,并联单元的接触电阻率应小于0.1Ω/A。
例如90MVA三相发电机变压器低压引线与大电流套管之间接触电阻值应不大于30µΩ。
5.4.2冷却器的安装
5.4.2.1冷却器本体经过检查无损伤,无变形,连管及所附带阀门、油流继电器等操作正常,指示正确,清理干净后方可进行安装。
5.4.2.2把底部Ф250连管连接到变压器本体,连接冷却器,装上螺栓,调整后紧固全部螺栓。
此过程应注意安装方向及密封胶垫是否处于中心位置。
5.4.3储油柜安装
5.4.3.1检查储油柜及支架,保证各部位清洁无损伤后进行安装。
5.4.3.2先将支架装好固定可靠后,吊装储油柜。
5.4.4升高座的安装
5.4.4.1升高座吊装前外壳必须擦干净,防止脏物掉入箱内。
升高座的吊装应按照制造厂的编号进行,放气塞的位置应在最高点,升高座上套管CT的铭牌位置面向油箱外侧。
法兰螺栓必须对角均匀拧紧。
5.4.4.2当升高座底部法兰具有一定的倾斜角度时,为了不使密封圈位移,正确结合,吊装时要注意调整好底部斜面法兰的斜度。
5.4.5套管的安装
5.4.5.1安装前用白布将套管表面和引线管内壁清理干净,均压球内无积水。
并用干净白布堵好,以免落入灰尘。
5.4.5.2吊装时使用套管法兰上的吊点,套管头部的保险绳应用安全带绑扎,以免擦伤套管。
5.4.5.3起吊时应缓慢进行,进入套管导电管内的引线应挺直自然,不允许扭曲,引线的上拔力不应过大,以防损伤绝缘。
5.4.5.4引线与高压套管顶部接线板的连接应紧密可靠,引线端头的定位销应正确落入套管上端的接口定位槽内。
5.4.5.5套管的油标应面向外侧,便于变压器的运行维护,套管的末屏应可靠接地,法兰螺栓必须对角均匀拧紧。
5.4.5.6220kV套管重600kg,在吊车大钩处设置链条滑轮来调整角度。
66kV套管垂直安装。
5.4.5.7套管吊装的速度应缓慢平稳,引线的穿线速度与套管的下降速度基本上保持同步。
套管在进入油箱后,必须随时调整套管的位置和角度,以免套管瓷体碰撞油箱受损。
5.4.6其它附件的安装
5.4.6.1压力释放阀
5.4.6.1.1检查外观无损伤,释放阀内部清洁,各部位螺栓紧固良好。
5.4.6.2.2释放阀安装方向正确,导油管设置符合制造厂的规定,密封良好。
5.4.6.2测温装置
5.4.6.2.1经过检定的温度计安装在油箱的顶盖处,其安装孔内注以绝缘油,安装后应固定且密封良好,无渗漏油现象。
5.4.6.2.2膨胀式信号温度计的细金属软管不要被挤压或急剧扭曲,其弯曲半径不得小于50mm。
5.4.6.3气体继电器
5.4.6.3.1气体继电器应水平安装,其箭头标志指向储油柜。
5.4.6.3.2与两侧管道连接的密封圈位置应居中,连接螺栓紧固。
无渗漏油现象。
5.4.6.4吸湿器
5.4.6.4.1吸湿器与储油柜间的连接管路应清洁,管路使用合格的变压器油进行冲洗,联接处应紧固、密封良好。
5.4.6.4.2吸湿剂应干燥。
已变色的应进行干燥处理或更换新的吸湿剂。
5.4.6.4.3油封内充以合格的变压器油,油位在规定的油面线上。
5.5真空注油,如变压器充油运输不必真空注油,变压器充氮运输按下列方式注油。
5.5.1将要注入的变压器油,必须按照国家现行标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验,符合下列要求:
耐压:
≥40kV
含水量:
≤15mg/l
tanδ(90℃):
≤0.5%
油色谱分析应符合GB7252-87标准要求不应含乙炔,其他各组分也应很低。
5.5.2连接注油管路,管路全部为钢管,并用热油冲洗,保证内部清洁。
5.5.3在变压器油箱抽真空前,应先将机械强度不能承受真空下压力的附件,如:
储油柜、气体继电器等应与油箱隔离。
5.5.4能够承受真空下压力的附件,如升高座、套管、冷却器、压力释放阀等与变压器本体油箱在一起抽真空。
将冷却器的导气联管上的放气塞都关闭,打开冷却器上下蝶阀及其他组件与变压器本体的连接阀门。
5.5.5开始抽真空,随着变压器的真空度的逐渐提高,应随时观察油箱的变形情况,其最大变形值不得超过油箱壁厚的2倍,并做好记录。
当真空度抽到残压0.13kPa时,停止抽真空1小时左右。
观察真空的变化和密封情况,如无异常变化,应继续抽真空使油箱的残压小于0.13kPa并维持8小时以上。
5.5.6真空注油,将准备好的合格变压器油,同时从油箱底部的闸阀和任意一个安装冷却器的法兰口同时注入(即油箱和器身同时进油),注油时的油速不超过6t/h,即110L/min左右。
注油过程中继续抽真空,真空度维持0.13kPa的残压。
5.5.7真空注油停止后,继续维持真空4h。
5.5.8为避免真空泵油被倒吸入变压器油箱,抽真空回路须装设中间过渡罐。
5.5.9真空注油的全过程,应每隔1小时对有关数据作一次记录,内容包括:
时间、温度、湿度、真空度、油温、和进油量。
5.5.10真空注油工作不宜在雨天或雾天进行。
5.6补充注油
5.6.1保持真空4小时后,解除真空。
解除真空应通过空气干燥器,关闭所有与真空泵相连的阀门。
5.6.2打开变压器本体油箱与储油柜连接的蝶阀,通过真空净油机从储油柜的专用添油阀向变压器继续补入符合规定的变压器油,使储油柜油面达到略高于正常油面。
补油时应排放本体及附件内的空气,少量空气可自储油柜排尽。
5.6.3补充注油后,变压器静放12h取油样化验。
其结果应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006的规定。
5.7密封试验
5.7.1通过下述两种方法进行密封试验,持续24小时无渗漏即为合格。
5.7.1.1可用油柱法试验,油柱高从油箱算起为8~8.5米,油柱采用明管便于观察油位变化,油柱的有效面积不小于2.5mm2。
5.7.1.2采用油泵试验,通过真空净油机向变压器本体油箱内注油,使油箱油压维持在24.53~9.43kPa。
5.7.2上述两种方法均需关闭连通储油柜的闸阀,即储油柜不承受此试验。
5.7.3密封试验发现的渗漏油缺陷要及时处理完毕。
5.7.4密封试验完毕后,变压器应静放48小时。
5.7.5静放完毕后,应从变压器的套管升高座、冷却器、气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次放气,并启动潜油泵,直至残余气体排尽。
5.8运行前的检查和试验
根据国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006和制造厂技术文件的规定进行。
六、安全、质量保证措施及要求
6.1安全保证措施及要求
6.1.1进入现场的施工人员必须正确佩戴安全帽、穿好工作服,严禁穿拖鞋、凉鞋、高跟鞋。
严禁酒后进入现场。
安全员负责对员工安全健康工作具体执行情况进行监督检查。
施工人员必须配备符合标准的个人防护用品。
6.1.2在变压器顶盖或套管作业工作人员必须经体质检查,合格后方可上岗。
高处作业必须扎好安全绳;上下传递工器具应使用传递绳,严禁抛掷。
施工现场遇到恶劣气候影响施工安全时,禁止吊装作业。
6.1.3交叉作业时,施工人员须明确各自的施工范围和注意事项,危险区域设置围栏和警示标志。
6.1.4严格执行工作票制度,禁止无票作业和无票操作。
6.1.5吊装的注意事项:
6.1.5.1根据产品技术文件上的吊装方法进行吊装。
6.1.5.2严格执行电力建设安全工作规程的有关规定,不得有违章作业,野蛮施工的现象。
6.1.5.3稳吊车时,所有回填土应全部夯实。
6.1.5.4吊车的支腿一定要垫牢。
6.1.5.5参加作业的人员要认真学习安装技术措施及技术交底,开安全工作票,明确自己施工范围,协调关照,注意安全。
6.1.5.6起吊时吊勾要摆正,钢丝绳拉紧吃劲,保证垂直起吊。
6.1.6油处理现场必须配备足够可靠的消防器材,场地平整清洁,10米范围内不得有明火及易燃易爆物品。
6.1.7所有设备外壳均应可靠接地。
6.1.7器身检查时的电气及人身安全措施。
6.1.7.1衣兜内不准带任何物件,必须带的东西可用袋子系牢在身上,严防杂物落入器身当中。
6.1.7.2严禁在施工场地吸烟。
6.1.7.3所带工具必须清查清楚,施工完毕后如数收回。
6.1.7.4必须设专人负责监视安全工作。
6.1.8附件安装注意事项
6.1.8.1附件在安装前应彻底清理,包括清洗和清除焊渣和异物。
6.1.8.2有安装标志的零件及部件,必须按照标志所指示的部位安装。
6.1.8.3变压器套管必须进行试验合格后方可安装。
6.1.8.4组件安装应按组件“安装使用说明书”中的规定进行。
6.2质量保证措施及要求
2.1加强对施工人员的质量观念教育,宣传和推广全面质量管理工作,采用标准化,正规化施工。
6.2.2认真贯彻执行企业内部标准。
6.2.3实施质量保证金制度,制定质量管理办法和考核细则。
6.2.4健全质量管理制度,明确职责范围。
6.2.5施工和验收要严格把关,不合格的项目在未做处理之前,不允许进行下一步的施工,需经有关部门妥善协商和处理后,再进行施工。
有些不能处理的缺陷要做好记录,并请有关部门签字,作为技术资料。
6.2.6施工人员对质量要求不明确时不得开工,安装后未达到质量标准的,应重新施工或处理直到达到质量标准。
6.2.7对于施工中出现的质量事故要及时上报,并查出原因提出处理办法,总结经验教训,坚决避免和减少事故的发生。
6.2.8隐蔽工程的施工必须有监理在场,未经监理人员同意不得进行下一道工序的施工。
6.2.9认真执行三级自检,实行技术工作统一领导,分级管理,各负其责。
6.2.10所有的施工项目在分项工程结束时都需要施工人员进行自检,发现问题及时处理。
由施工队长、技术员组织对已完成的项目进行互检,在检查要做到全面、细致并填写自检记录。
6.3控制变压器质量通病保证技术措施
6.3.1绝缘问题
绝缘受潮有的属于制造厂的制造质量问题,比如材料质量、焊缝有问题,造成本体密封不严,器身受潮。
安装过程中造成变压器受潮的主要原因有:
技术措施不周密、机具选择不当、操作失误造成潮气侵入。
施工过程中针对受潮应在以下三方面加以控制。
6.3.1.1绕组和铁芯级绝缘部件暴漏在空气中,空气中的潮气会在绝缘体表面凝结和渗漏,影响程度和当时的温度、湿度、暴露时间有关。
具体措施是施工时选择在晴朗天气,严格控制空气相对湿度和器身温度。
6.3.1.2真空处理和注油
应严格控制抽真空速率,速率不宜太快;破坏真空时,进气速度也不能太快,主要是
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