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
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1、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
2、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
3、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
4、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
5、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、
6、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
7、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
8、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
9、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
10、。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
11、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
12、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
13、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
14、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
15、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
16、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)
17、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
18、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
19、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
20、)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/2
21、45W/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
22、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
23、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
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