光伏电站电气专业控制要点.docx

光伏电站电气专业质量控制要点目 录1、原材料控制1.1 设备进场检查2、中间交接3、电气安装3.1 支架安装3.2 组件安装3.3 组件串接3.4 汇流箱安装3.5 主设备安装3.6 电缆敷设3.7 防雷接地四、电气调试4.1 调试前条件4.2 光伏组串调试4.3 逆变器调试4.4 其它电气设备调试4.5 二次系统调试4.6 继电保护系统调试4.7 远动通信系统调试4.8 电能量信息管理系统调试4.9 不间断电源系统调试4.10 二次系统安全防护调试五、工程验收划分一、原材料控制1.1 设备到场后检查1 包装及密封应良好。2 开箱检查，型号、规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。产品的技术文件应齐全。3 外观检查应完好无损。4 设备宜存放在室内或能避雨、雪的干燥场所，并应做好防护措施5 保管期间应定期检查，做好防护工作。6 设备合格证齐全二、中间交接2.1 光伏发电站施工中间交接项目可包含升压站基础、高低压盘柜基础、逆变器基础、配电间、支架基础、电缆沟道、设备基础二次灌浆。2.2 土建交付安装项目时，应由土建专业填写“中间交接验收签证书”，并提供相关技术资料，交安装专业查验。（试块强度试验报告及光伏区桩基础拉拔试验报告）2.3 中间交接项目应通过质量验收，对不符合移交条件的项目，移交单位负责整改合格。三、电气安装3.1 支架安装3.1.1、固定式支架安装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。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。3 横梁和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。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。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放。不应强行敲打，不应气割扩孔。6 跟踪式支架的安装应符合下列规定a. 跟踪式支架与基础之间应固定牢固、可靠。b. 跟踪式支架安装的允许偏差应符合设计或技术协议文件的规定c. 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。d. 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。7 施工中的关键工序应做好检查、签证记录。8 支架的焊接工艺应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。9 支架的接地应符合设计要求，且与地网连接可靠，导通良好。3.2 组件安装3.2.1 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。3.2.2 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。3.3 组件串接3.3.1 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固无虚接，连接线在线槽内敷设平整。3.3.2 汇流箱组串安装时要求汇流箱内主开关及各支路熔断器处于断路状态，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。3.4 汇流箱安装3.4.1 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。3.4.2 安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为镀锌件。3.4.3 地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于 1.5mm。3.4.4 汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求。3.4.5 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于2MΩ（DC1000V）。3.4.6 汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态。3.5 主设备安装3.5.1 光伏发电主要设备有逆变器、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。3.5.2 电气二次系统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 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。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。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GB 50171 的相关规定。3.5.3 其它设备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。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）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。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。3.6 电缆敷设3.6.1 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。3.6.2 通信电缆及光缆的敷设应符合光缆.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 60794-3-12-20053.6.3 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110～500kV 架空送电线路施工及验收规范 GB 50233 的有关规定。3.6.4 线路及电缆的施工还应符合设计文件中的相关要求。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。3.6.5 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 1.5 米至 1.8 米之间，控制重点主要是电缆沟深度符合图纸要求，电缆沟开槽平直，沟底无异物。3.6.6 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）。3.7 防雷接地3.7.1 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。3.7.2 地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接。3.7.3 屋顶光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接。3.7.4 接地沟施工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。3.7.5 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。3.7.6 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。3.7.7 接地电阻图纸要求光伏厂区防雷接地接地电阻一般为 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四、电气调试4.1 调试前条件4.1.1 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。4.1.2 汇流箱内防反二极管极性应正确。4.1.3 汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。4.1.4 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。4.1.5 确保各回路熔断器在断开位置。4.1.6 汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。4.1.7 监控回路应具备调试条件。4.1.8 辐照度宜大于 700W/㎡的条件下测试，最低不应低于 400W/㎡。4.2 光伏组串调试4.2.1 汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。4.2.2 同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于 5V。4.2.3 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。4.2.4 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。4.2.5 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。4.2.6 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。4.3 逆变器调试4.3.1 逆变器控制电源应具备投入条件。4.3.2 逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。4.3.3 逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。4.3.4 方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。4.3.5 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。4.4 其它电气设备调试4.4.1 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。4.4.2 安防监控系统的调试应符合安全防范工程技术规范GB 50348 和视频安防监控系统技术要求GA/T 367 的相关规定。4.4.3 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。4.5 二次系统调试4.5.1 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。4.5.2 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。4.5.3 计算机监控系统调试应符合下列规定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、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。4.6 继电保护系统调试4.6.1 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。4.6.2 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。4.6.3 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。4.6.4 站控层继电保护信息管理系统的站内通信、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。4.6.5 调试记录应齐全、准确。4.7 远动通信系统调试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。4.8 电能量信息管理系统调试4.8.1 电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的规定。4.8.2 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，并出具报告。4.8.3 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。4.8.4 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。4.8.5 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。4.9 不间断电源系统调试4.9.1 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4.9.2 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。4.10 二次系统安全防护调试4.10.1 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。4.10.2 二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应符合要求。4.10.3 二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。五 工程验收划分5.1 单位工程划分1）单位工程可按专业划分为土建工程、安装工程。5.2 土建工程划分1 土建工程的分部工程划分是按设施类型、功能及生产、施工环节和专业性质进行的。2 组件支架基础的分项工程划分是按类型进行的。3 场地及地下设施的分项工程划分是按功能、施工环节进行的。4 建（构）筑物的分项工程划分是按功能及生产施工环节进行的。5.5 电气工程划分1）电气工程的分部工程划分是按设备类型、功能，并参照相应的验收规范进行的。2）支架安装的分项工程划分是按设备类型进行的。3）组件安装的分项工程划分是按设备类型进行的。4）汇流箱安装的分项工程划分是按功能进行的。5）逆变器安装的分项工程划分是按安装类型进行的。6）电气安装的分项工程划分是按设备类型、功能，并参照相应的验收规范进行的。