光伏发电的工程的调试监理实施细则doc.docx
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光伏发电的工程的调试监理实施细则doc
***********光伏发电工程
(调试专业)
监理细则
批准:
********
审核:
******
编制:
********
**********工程建设监理有限公司
*******************光伏发电工程项目监理部
**年**月***日
一、单体调试阶段监理工作2
二、分系统和整套启动调试阶段监理工作2
三、调试阶段监理工作程序3
四、监理工作方法4
4.1、文件审查4
4.2、巡视4
4.3、见证取样4
4.4、旁站4
4.5、签发文件和指令4
4.6、协调5
4.7、签证5
五、调试阶段监理目标5
六、调试阶段质量控制措施5
七、调试阶段监理工作要点5
7.1、调试应具备的条件5
7.2、光伏组件串测试6
7.3逆变器的调试7
7.4、二次系统调试9
7.5、其他电气设备调试12
八、调试阶段的安全监理12
调试阶段的监理工作细则
一、单体调试阶段监理工作
1、审核单体调试文件,参加单体调试会议。
2、检查单机试运条件、监督试运情况。
3、监督临时设施的挂牌、操作;检查工作票的签发、安全措施的
落实;检查设备的维护、消缺情况;检查单体调试进度执行情况。
4、监督单体调试质量,进行质量验收、签证;协助进行设备、系统代保管。
二、分系统和整套启动调试阶段监理工作
1、审查分系统和整套启动调试文件,参加调试会议,参加重大调试方案的技术讨论。
2、检查分系统和整套启动试运条件,监督试运情况,协调各单位关系。
3、参加安全、技术交底会和系统隔离检查;组织安全大检查;定期巡视,必要时实施旁站。
4、检查调试进度计划的执行情况。
5、收集设备缺陷、跟踪消缺情况。
6、协助督促运行部门执行工作票制度。
7、做好各调试项目检查,质量验收和签证、移交工作;对调试遗留问题协助确认。
8、核查调试项目变更情况和进行调试费用支付签认。
三、调试阶段监理工作程序
在监理规划中明确调试监理
工作的目标、程序、方法和措施
1.审核单体调试文件,参加单体调试会议。
2.检查
单机试运条件、监督试运情况。
3.监督临时设施的挂牌、操作;检查工作票的签发、安全措施的落实;检查设备的维护、
消缺情况;检查单体调试进度执行情况。
4.监督单体调试质量,进行质量验收、
编制调试监理实施细则
单体调试阶段监理工作
签证;协助进行设备、系统代保管。
审查
分系统和整套启动调试文件,参1.
加调试会议,参加重大调试方案的技术讨
论。
检查分系统和整套启动试运条件,监
2.督试运情况,协调各单位关系。
分系统和整套启动调试阶段
监理工作
参加安全、技术交底会和系统隔离检3.
查;组织安全大检查;定期巡视,必要时
实施旁站。
4.检查调试进度计划的执行情
况。
收集设备缺陷、跟踪消缺情况。
5.
6.协助督促运行部门执行工作票制度。
做
好各调试项目检查,质量验收和签7.证、
移交工作;对调试遗留问题协助确认。
核
查调试项目变更情况和进行调试8.费用
支付签认。
调试阶段监理文件整理、归档
调试阶段监理工作程序框图
四、监理工作方法
4.1、文件审查
项目监理机构依据国家及行业有关法律、法规、规章、标准、规范和
承包合同,对调试单位报审的工程文件进行审查,并签署监理意见。
4.2、巡视
监理人员对正在调试的部位或工序进行定期或不定期的监督检查。
4.3、见证取样
对规定的需取样送试验室检验的原材料和样品,经监理人员对取样进
行见证、封样、签认。
如变压器油取样化验。
4.4、旁站
监理人员按照委托监理合同约定对调试项目的关键部位、关键工序的
调试质量、安全实施连续性的现场全过程监督检查。
4.5、签发文件和指令
项目监理机构采用签发会议纪要和监理工作联系单、监理工程师通知
单等形式进行调试过程的控制。
4.6、协调
项目监理机构对调试过程中出现的问题和争议,通过一定的活动及方
法,使各方协同一致,实现预定目标。
4.7、签证
项目监理机构对调试质量进行审签。
五、调试阶段监理目标
验收率100%合格率100%
六、调试阶段质量控制措施
1、参与检查系统调试的准备工作。
2、参与系统调试,对调试结论提出监理意见。
3、参与整套启动验收。
七、调试阶段监理工作要点
7.1、调试应具备的条件
(1)调试方案应报审完毕。
(2)设备和系统调试前,安装工作应完成并验收合格。
(3)室内安装系统和设备调试前,建筑工程应具备下列条件:
1)所有装饰工作应完毕并清扫干净;
2)装有空调或通风装置等特殊设施的,应安装完毕,投入
运行;
3)受电后无法进行或影响运行安全的工作,应施工完毕。
7.2、光伏组件串测试
7.2.1光伏组件串测试前应具备下列条件:
(1)所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。
(2)汇流箱内各回路电缆应接引完毕,前诶标示应清晰、准确。
(3)汇流箱内的熔断器或开关应在断开位置。
(4)汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠,且导通良好。
2的条件下测试。
)辐照度宜在高于或等于700W/m(57.2.2光伏组件串的检测应符合下列要求:
(1)汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确。
(2)相同测试条件下的相同光伏组件串之间的开路电压偏差不应大
于2%,但最大偏差不应超过5V。
(3)在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组件串的2时,相同700W/m电流进行检测。
相同测试条件下且辐照度不应低于光伏
组件串之间的电流偏差不应大于5%。
(4)光伏组件串电缆温度应无超常温等异常情况。
(5)光伏组件串测试完成后,应按照《光伏发电站施工规范》附录
B的格式填写记录。
7.2.3逆变器投入运行前,宜将接入此逆变单元的所有汇流箱测试完
成。
7.2.4逆变器在投入运行后,汇流箱内正常的投、退顺序应符合下列
要求:
(1)汇流箱的总开关具备灭弧功能时,其投、退应按下列步骤执行:
1)先投入光伏组件串小开关或熔断器,后投入汇流箱总开关;
2)先退出汇流箱总开关,后退出光伏组件串小开关或熔断器。
(2)汇流箱总输出采用熔断器,分支回路光伏组件串的开关具备灭弧功能时,其投、退应按下列步骤执行:
1)先投入汇流箱总输出熔断器,后投入光伏组件串小开关;
2)先退出箱内所有光伏组件串小开关,后退出汇流箱总输出熔断
器。
(3)汇流箱总输出和分支回路的光伏组件串均采用熔断器时,则投、退熔断器前,均应将逆变器解列。
7.3
逆变器的调试
7.3.1
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、交流侧电缆应接引完毕,且极性(相序)正确、绝缘良好。
(3)方阵接线应正确,基本给逆变器提供直流电源的条件。
7.3.2逆变器调试前,应对其做好下列检查:
(1)逆变器接地应牢固可靠、导通良好。
(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)当逆变器本体配有手动分合闸装置时,其操作应灵活可靠、接触良好,开关位置指示正确。
(5)逆变器本体及各回路标识应清晰准确。
(6)逆变器内部应无杂物,并经过清灰处理。
7.3.3逆变器调试应符合下列要求:
(1)逆变器控制回路带电时,应对其做下列检查:
1)工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常;
2)人机界面上各参数设置应正确;
3)散热装置工作应正常。
(2)逆变器直流侧带电而交流侧不带电时,应进行下列工作:
1)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;
2)检查人机界面显示值直流侧对地阻抗值应符合要求。
(3)逆变器直流侧带电、交流侧带电,具备并网条件时,应进行下列工作:
1)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;
2)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。
(4)逆变器并网后,下列测试情况下,逆变器应跳闸解列:
1)具有门限位闭锁功能的逆变器,开启逆变器盘门;
2)逆变器交流侧掉电;
3)逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值;
4)逆变器直流输入电压高于或低于逆变器的整定值;
5)逆变器直流输入过电流;
6)逆变器交流侧电压超出额定电压允许范围;
7)逆变器交流侧频率超出额定频率允许范围;
8)逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。
7.3.4逆变器停运后,需打开盘门进行检查时,必须切断直流、交流
和控制电源,并确认无电压残留后,在有人监护的情况下进行。
7.3.5逆变器在运行状态下,严禁断开无灭弧能力的汇流箱总开关或
熔断器。
7.3.6施工人员测试完成后,应按照《光伏发电施工规范》附录C的
格式填写施工记录。
7.4、二次系统调试
7.4.1二次系统的调试内容主要可包括:
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。
7.4.2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)遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠。
(3)计算机监控系统防误操作功能应完备可靠。
(4)计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确。
(5)计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求。
(6)站内所有智能设备的运行状态和参数等信息均应准确反映到监
控画面上,对可远方调节和操作的设备,远方操作功能应准确、可靠。
7.4.3继电保护系统调试应符合下列要求:
(1)调试时可按照现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995的相关规定执行。
(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;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)保护定值应由具备计算资质的单位出具,且应在正式送电前仔细复核。
(4)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。
(5)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。