光伏施工质量控制重点66.pdf

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1、1 太阳电池方阵光伏发电项目 施工质量控制重点 太阳电池方阵光伏发电项目，主要包括电站场区场地平整、主干道工程;支架基础、电池组件的土建安装工程、预埋件、接地系统(埋入部分）制作、安装；逆变器、箱变器、配电室、开关站土建、电气二次系统及接地系统工程;会线、支架、组件安装；电站接地及避雷系统；给水、消防、报警系统等。为了提高施工质量，预防施工过程中出现的各类质量通病，特整理施工过程中各道工序的质量控制重点如下：一、支架基础（基础灌注桩)1、测量放线：进场前首先进行场地测量，定位各个坐标点，以 1MWP 方阵为单位定位场地标高，为以后减少各光伏板方阵落差打好基础；放线时做好标记，将本单位最高点及最

2、低点的坐标定位。质量控制重点主要是标识清晰,定位准确.2、桩身开槽：桩身开槽前首先考察施工区域的土质状况,确定好施工方案，一般含沙量大土质松散的土质采用二次成型方式进行钻孔，开槽深度=桩身高度桩基露出地表高度，机械钻孔成型后采用人工清孔方式，清除坑底浮土，防止成型后桩基下沉。质量控制重点主要是孔深符合图纸要求,坑底干净无浮土、无异物，孔壁无塌方。3、钢筋笼绑扎：按图纸技术要求进行材料下料及制作，质量控制重点主要是主筋下料尺寸及箍筋间距在公差范围内，箍筋绑扎牢固，主筋分布均匀，主筋两端平齐。4、灌注桩浇筑施工：4.1、在混凝土浇筑前应先进行基槽验收，轴线、基坑尺寸、基底标高，钢2 筋笼质量及定位

3、基准线应符合设计要求,合格后方可施工。质量控制重点主要是混凝土强度达到图纸要求，混凝土坍落度符合技术要求，孔深符合图纸要求,孔深公差10mm,钢筋笼在运输过程中无变形，基坑验槽后应立即浇筑垫层混凝土。4.2、一般设置两个定位基准线,一个为水平定位基准线，一个为立面垂直定位基准线,水平定位基准线保证方阵内基础上平面在同一个水平面上，垂直定位基准线保证方阵内基础桩在一条直线上,这样就保证了基础灌注桩的水平高度和桩身间距在要求的误差范围内.相邻两个方阵落差不能过大,落差要考虑日光的最小照射倾角.质量控制重点主要是定位线尺寸准确，方阵内定位线尺寸公差1mm,相邻两个方阵之间最大落差小于 80mm。4.

4、3、钢筋笼首先放置在孔底，浇筑混凝土,当混凝土与地面平齐时停止浇筑，将钢筋笼按图纸要求的保护层提起一定高度后进行振捣。质量控制重点主要是保证钢筋笼上下均有混凝土保护层，混凝土振捣良好。4.4、放置模具，按两个定位基准线来调整模具的位置,调整好后浇筑混凝土并振捣。保证模具与地面垂直无倾斜现象，模具上面在本方阵均在一个水平面上,高度尺寸公差3mm，桩身间距横向及纵向尺寸公差均为3mm，混凝土振捣良好。4。5、放入预埋螺栓，调整好螺栓间距及螺栓外露高度，调整好后桩身上表面抹平。质量控制重点主要是螺栓间距，一个灌注桩上的两个螺栓间距尺寸公差2mm，灌注桩间螺栓间距尺寸公差3mm，对角线尺寸公差5mm,

5、螺栓外露高度尺寸公差5mm,螺栓垂直无倾斜现象，预埋件应进行防腐防锈处理。4.6、混凝土浇筑及养护：浇筑成型 24 小时后拆模,进行混凝土养护，外表套好塑料袋，地表培土。质量控制重点主要是保证防护密封，混凝土无外3 露，在同一支架基础混凝土浇筑时，混凝土浇筑间歇时间不宜超过 2 小时；超过 2 小时,则应按照施工缝处理;顶部预埋件与钢支架连接前，基础混凝土养护应达到 100强度。4。7、支架基础的轴线及标高偏差应符合表 4.71 的规定：表 4。7-1 支架基础的轴线及标高偏差 项目名称 允许偏差 同组支架基础之间 基础顶标高偏差 2mm 基础轴线偏差 5mm 方阵内基础之间(东西方向、相同标

6、高）基础顶标高偏差 5mm 基础轴线偏差 10mm 方阵内基础之间（南北方向、相同标高）基础顶标高偏差 10mm 基础轴线偏差 10mm 支架基础尺寸及垂直度偏差应符合表 4。7-2 的规定：表 4.7-2 支架基础尺寸及垂直度允许偏差 项目名称 允许偏差 mm/全长 基础垂直度偏差 5mm 基础截面尺寸偏差 10mm 支架基础预埋螺栓偏差应符合表 4。73 的规定:表 4。73 支架基础预埋螺栓偏差 项目名称 允许偏差 4 同组支架的预埋螺栓 顶面标高偏差 10 mm 位置偏差 2 mm 方阵内支架基础预埋螺栓（相同基础标高）顶面标高偏差 30 mm 位置偏差 2 mm 二、支架安装 1、固

7、定式支架安装：1.1、支架立柱：支架的前后立柱通过地脚板及预埋螺栓安装在基础上，安装过程中保持与水平面垂直放置，当发现方阵基础不平齐时，可通过垫铁找平.立柱安装基准线为两个，前后立柱各一个.控制重点主要是立柱的垂直度及水平度，垂直度公差1 度，水平度公差2mm。1.2、支架主梁：主梁通过螺栓固定在前后立柱上，与水平面成 37 度角,主梁安装是支架安装的关键工序，安装不规范将会加大以后工序的施工难度,也容易造成太阳能电池组件破损。主梁安装基准线为两个，靠近前后立柱位置在上平面前后各一个，安装时可以通过立柱上螺栓长孔上下调整位置。控制重点主要是方阵内各主梁上平面平齐,控制公差2mm。1.3、横梁和

8、次梁:横梁和次梁安装在主梁上，其上平面有与压接光伏板的压块连接，主要作用是提高支架强度和安装光伏组件用。一般中间横梁也充当走线桥架用，此时其连接螺栓的安装方向有明确要求，螺栓方向要安装正确。控制重点主要是横梁及次梁水平度及平行度,水平度公差1 度，平行度为材料两端间距公差3mm，螺栓方向安装正确。1。4、支架的紧固度：应符合设计图纸要求及钢结构工程施工质量验收规范GB 50205 中相关章节的要求。1.5、螺栓的连接和紧固应按照厂家说明和设计图纸上要求的数目和顺序穿5 放。不应强行敲打,不应气割扩孔。2、跟踪式支架的安装应符合下列规定：（1)跟踪式支架与基础之间应固定牢固、可靠。（2)跟踪式支

9、架安装的允许偏差应符合设计或技术协议文件的规定（3）跟踪式支架电机的安装应牢固、可靠.传动部分应动作灵活，且不应在转动过程中影响其他部件。(4）聚光式跟踪系统的聚光镜宜在支架紧固完成后再安装，且应做好防护措施。（5）施工中的关键工序应做好检查、签证记录。(6）支架的焊接工艺应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。（7)支架的接地应符合设计要求，且与地网连接可靠，导通良好.3、支架的焊接工艺应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。4、支架的接地应符合设计要求,且与地网连接可靠，导通良好。三、组件安装 1、压块安装：压块通过螺栓固定在横梁和次梁上，压块安装位置不合理或不规范容易造成光伏组件的破损,也容

10、易造成光伏组件固定不牢固。控制重点主要是与光伏组件安装紧密无缝隙，螺栓连接紧固。2、组件安装：光伏板通过压块连接在支架上,安装时基准线为上下边缘各一个,安装时要求上平面平整，下连接面不允许有异物,安装施工时不允许踩踏。控制重点主要是上平面平齐，压块与光伏板配合紧密无缝隙,光伏板上表面无划伤。四、组件串接 1、光伏板之间组串：根源光伏板的电压等级不同，一般每 20 或 22 片为一个组串，组串时要求接头干净无异物，接头插接牢固无虚接现象。在与汇流箱连接前要求中间一对接头开路,以免发生意外事故。控制重点主要是接头插接牢6 固无虚接,连接线在线槽内敷设平整。2、汇流箱组串：安装时要求汇流箱内主开关处

11、于断路状态，汇流箱进线标识清晰，馈线敷设平整，馈线连接点紧密。控制重点主要是线号标识清晰，连接紧固,馈线敷设整齐。五、汇流箱安装 1、汇流箱通过支架安装在后立柱上，进、出线通过埋地穿线管从汇流箱下口接入。控制重点主要是汇流箱安装高度一致,进出线管整齐、垂直。2、安装位置应符合设计要求.支架和固定螺栓应为镀锌件。3、地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于 1.5mm。4、汇流箱的接地应牢固、可靠.接地线的截面应符合设计要求。5、汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于 2M（DC1000V）。6、汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态。六、设备安装 1、光伏发电主要设备有逆变器

12、、箱变器、主变压器、SVG 无功补偿器、GIS开关设备、高低压开关柜、通讯柜.控制重点主要是设备基础符合图纸要求，设备型号、规格应正确无误;外观检查完好无损；资料齐全，安装规范。2、电气二次系统：2。1、二次系统盘柜不宜与基础型钢焊死。如继电保护盘、自动装置盘、远动通讯盘等。2.2、二次系统元器件安装除应符合电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50171 的相关规定外，还应符合制造厂的专门规定。2.3、调度通讯设备、综合自动化及远动设备应由专业技术人员或厂家现场服务人员进行安装或指导安装.7 2。4、二次回路接线应符合电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范G

13、B 50171 的相关规定。3、其它设备：3。1、光伏电站其它电气设备的安装应符合现行国家有关电气装置安装工程施工及验收规范的要求。3.2、光伏电站其它电气设备的安装应符合设计文件和生产厂家说明书及订货技术条件的有关要求。3。3、安防监控设备的安装应符合安全防范工程技术规范GB 50348 的相关规定。3.4、环境监测仪的安装应符合设计和生产厂家说明书的要求。七、电缆敷设 1、电缆线路的施工应符合电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范GB 50168 的相关规定;安防综合布线系统的线缆敷设应符合建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范GB/T 50311 的相关规定。2、通信电缆及光缆的敷设应符

14、合光缆。第 3-12 部分:室外电缆.房屋布线用管道和直埋通信光缆的详细规范IEC 60794-3122005 3、架空线路的施工应符合电气装置安装工程 35kV 及以下架空电力线路施工及验收规范GB 50173 和110500kV 架空送电线路施工及验收规范 GB 50233 的有关规定。4、线路及电缆的施工还应符合设计文件中的相关要求。5、电缆：按设计要求一般设计为直埋形式，所以电缆多为铠装电缆，控制重点主要是电缆规格是否符合设计要求,出厂检测资料及合格证是否齐全，外表无破损.6、电缆沟：由于各地区气温不同，要求电缆沟深度各地区有所差异，一般在8 1。5 米至 1.8 米之间,控制重点主要

15、是电缆沟深度符合图纸要求,电缆沟开槽平直，沟底无异物.7、电缆敷设：电缆直埋敷设按相关的施工规范施工，放线时严禁在坚硬地面上拖拉，放入电缆沟时要求顺直,不允许有 U 型或 S 型弯曲现象.电缆过路时要穿保护管后再施工。施工时主要控制重点是按规范施工，过路是否穿管，外表无破损，多条电缆之间无搭接、间距符合要求(一般要求最小间距 100mm）。八、防雷接地 1、光伏电站防雷与接地系统安装应符合 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范GB 50169 的相关规定，和设计文件的要求。2、地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接。3、屋顶光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接。4、接地沟:施工

16、设备主要为小型挖掘机，施工时主要控制重点为接地沟深度和宽度达到设计要求和施工要求，沟底无浮土.5、接地扁铁施工：接地扁铁为外表热镀锌形式，施工不规范容易造成锌面磨损或脱落,所以不允许拖拉及硬物锤击。控制重点主要是扁铁表面无损伤，扁铁焊接时焊高及搭接长度符合图纸要求,焊接部位防腐处理符合技术要求.6、接地极：为保证防雷接地可靠性，在接地网内增设接地极，接地极长度一般在 2.5 米至 2.8 米之间,由于长度较大,造成施工比较困难，施工方式为人工和机械施工两种方式。控制重点主要是接地极长度及埋深是否符合图纸要求，施工过程中材料无明显弯曲、变形。7、接地电阻：图纸要求光伏厂区防雷接地接地电阻一般为

17、4 欧姆，主控楼及开关站接地电阻一般为 1 欧姆.控制重点主要是检测单位及人员资质，检测方式符合规范要求，检测数值是否符合技术要求。九、设备和系统调试 9 1、光伏组串调试前具备以下条件：（1)光伏组件调试前所有组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。（2）汇流箱内防反二极管极性应正确。（3)汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。（4）调试人员应具备相应电工资格或上岗证并配备相应劳动保护用品。（5）确保各回路熔断器在断开位置。（6）汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠,且导通良好.（7）监控回路应具备调试条件。（8)辐照度宜大于 700W/的条件下测试，最低不应低于 400W/。1

18、.2、光伏组串调试检测应符合下列规定:(1)汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。（2）同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于 5V。（3）组串电缆温度应无超常温的异常情况,确保电缆无短路和破损。（4）直接测试组串短路电流时，应由专业持证上岗人员操作并采取相应的保护措施防止拉弧.（5）在并网发电情况下，使用钳形万用表对组串电流进行检测。相同组串间电流应无异常波动或差异。（6)逆变器投入运行前，宜将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。（7）光伏组串测试完成后，应按照本规范附录 B 的格式填写记录。1。3、逆变器在投入运行后,汇流箱内光伏组串的投、退顺序应符合下列规定：（1)汇流箱的总开关具备

19、断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。先投入光伏组串小开关或熔断器,后投入汇流箱总开关.先退出汇流箱总开关,后退出光伏组串小开关或熔断器.(2）汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组串的开关具备断弧功能时,其投、10 退应按下列步骤执行。先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。先退出箱内所有光伏组串小开关，后退出汇流箱总输出熔断器。（3）汇流箱总输出和分支回路光伏组串均采用熔断器时，则投、退熔断器前,均应将逆变器解列。1。4、汇流箱的监控功能应符合下列要求:(1）监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力.(2）监控系统应实时准确的反映汇流箱内各光伏组串电流的变化情况.2、跟踪

20、系统调试前，应具备下列条件：（1）跟踪系统应与基础固定牢固，可靠；接地良好。（2）与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度。（3）转动范围内不应有障碍物。2.1 在手动模式下通过人机界面等方式对跟踪系统发出指令，跟踪系统应符合下列要求:（1）跟踪系统动作方向应正确;传动装置、转动机构应灵活可靠，无卡滞现象。（2）跟踪系统跟踪的最大角度应满足技术要求。(3)极限位置保护应动作可靠。2。2 在自动模式调试前,应具备下列条件:（1）手动模式下应调试完成。(2）对采用主动控制方式的跟踪系统，还应确认初始条件的准确性。2。3 跟踪系统在自动模式下，应符合下列要求:（1）跟踪系统的跟踪精度应符合产品

21、的技术要求.（2)风速超出正常工作范围时，跟踪系统应迅速做出避风动作；风速减弱至正常工作允许范围时,跟踪系统应在设定时间内恢复到正确跟踪位置。11（3）跟踪系统在夜间应能够自动返回到水平位置或休眠状态，并关闭动力电源。（4）采用间歇式跟踪的跟踪系统，电机运行方式应符合技术文件的要求。（5）采用被动控制方式的跟踪系统在弱光条件下应能正常跟踪，不应受光线干扰产生错误动作.2。4 跟踪系统的监控功能调试应符合下列要求：（1）监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力.(2）监控系统应实时准确的反映跟踪系统的运行状态、数据和各种故障信息。（3）具备远控功能的跟踪系统，应实时响应远方操作，动作准

22、确可靠.3、逆变器调试前，应具备下列条件：（1）逆变器控制电源应具备投入条件。（2）逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。（3）逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。（4）方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件.3。1 逆变器调试前，应对其做下列检查：（1）逆变器接地应符合要求。（2）逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹。（3）逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固,无松动。（4)如逆变器本体配有手动分合闸装置，其操作应灵活可靠、接触良好,开关位置指示正确。(5）逆变器临时标识应清晰准确。（6)逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。3。2 逆变器调试应符合

23、下列规定：（1）逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行.12(2）逆变器控制回路带电时，应对其做如下检查：工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常.人机界面上各参数设置应正确。散热装置工作应正常.（3）逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作：测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内。检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。（4）逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，应进行如下工作：测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内；交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。具有门限位闭锁功能的逆变器,逆变器盘门在开启状态下，不应作出并网动作。（5）逆

24、变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门。逆变器网侧失电。逆变器直流侧对地阻抗高于保护设定值。逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定的门槛值。逆变器直流输入过电流。逆变器线路侧电压偏出额定电压允许范围。逆变器线路频率超出额定频率允许范围。逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。(6）逆变器的运行效率、防孤岛保护及输出的电能质量等测试工作，应由有资质的单位进行检测。3.3 逆变器调试时，还应注意以下几点：13（1）逆变器运行后,需打开盘门进行检测时,必须确认无电压残留后才允许作业。（2）逆变器在运行状态下，严禁断开无断弧能力的汇流箱总开关或熔断器.（

25、3）如需接触逆变器带电部位，必须切断直流侧和交流侧电源、控制电源。（4）严禁施工人员单独对逆变器进行测试工作。3。4 施工人员应按照本规范附录 C 的格式填写施工记录。3.5 逆变器的监控功能调试应符合下列要求：（1)监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力.（2）监控系统应实时准确的反映逆变器的运行状态、数据和各种故障信息。（3）具备远方启、停及调整有功输出功能的逆变器，应实时响应远方操作，动作准确可靠。4、其它电气设备调试:4。1、电气设备的交接试验应符合电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50150 的相关规定。4。2、安防监控系统的调试应符合安全防范工程技术规范GB

26、50348 和视频安防监控系统技术要求GA/T 367 的相关规定。4.3、环境监测仪的调试应符合产品技术文件的要求，监控仪器的功能应正常，测量误差应满足观测要求。5、二次系统调试：5。1 二次系统的调试工作应由调试单位、生产厂家进行，施工单位配合。5.2、二次系统的调试内容主要应包括:计算机监控系统、继电保护系统、远动通信系统、电能量信息管理系统、不间断电源系统、二次安防系统等。5。3、计算机监控系统调试应符合下列规定：14(1)计算机监控系统设备的数量、型号、额定参数应符合设计要求,接地应可靠。（2）调试时可按照水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T 5065 相关章节执行。(3）遥信、

27、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠.（4）计算机监控系统防误操作功能应准确、可靠。（5）计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确.（6）计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求。5.4、继电保护系统调试应符合下列规定：(1）调试时可按照继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 995 相关规定执行(2）继电保护装置单体调试时，应检查开入、开出、采样等元件功能正确，且校对定值应正确;开关在合闸状态下模拟保护动作，开关应跳闸，且保护动作应准确、可靠,动作时间应符合要求.(3）继电保护整组调试时，应检查实际继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑策略一致。（4）站控层继电保护信息管理系统的站内通

28、信、交互等功能实现应正确；站控层继电保护信息管理系统与远方主站通信、交互等功能实现应正确。（5）调试记录应齐全、准确。5。5、远动通信系统调试应符合下列规定:（1）远动通信装置电源应稳定、可靠。（2）站内远动装置至调度方远动装置的信号通道应调试完毕,且稳定、可靠。（3）调度方遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠，且应满足当地接入电网部门的特殊要求。（4)远动系统主备切换功能应满足技术要求.15 5。6 电能量信息管理系统调试应符合下列规定:(1)电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的规定。（2）光伏电站关口计量的主、副表,其规格、型号及准确度应相同；且应通过当地电力计量检测部门的校验，并出

29、具报告。（3)光伏电站关口表的 CT、PT 应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。（4)光伏电站投入运行前，电度表应由当地电力计量部门施加封条、封印。（5）光伏电站的电量信息应能实时、准确的反应到当地电力计量中心。5.7 不间断电源系统调试应符合下列规定:（1）不间断电源的主电源、旁路电源及直流电源间的切换功能应准确、可靠。且异常告警功能应正确（2）计算机监控系统应实时、准确的反应不间断电源的运行数据和状况.5。8 二次系统安全防护调试应符合下列规定:（1）二次系统安全防护应主要由站控层物理隔离装置和防火墙构成，应能够实现自动化系统网络安全防护功能。（2)二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应符合要求。（3）二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。