光伏综合项目施工质量控制重点.docx

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光伏综合项目施工质量控制重点

光伏施工质量控制关键29

太阳电池方阵光伏发电项目；施工质量控制关键；太阳电池方阵光伏发电项目，关键包含电站场区场地平；一、支架基础（基础灌注桩）；1、测量放线：

进场前首优异行场地测量，定位各个坐；2、桩身开槽：

桩身开槽前首先考察施工区域土质状；3、钢筋笼绑扎：

按图纸技术要求进行材料下料及制作；4、灌注桩浇筑施工：

；4.1、在混凝土浇筑前应优异行基槽验收，轴线、基；筋笼质量及定位基

太阳电池方阵光伏发电项目

施工质量控制关键

太阳电池方阵光伏发电项目，关键包含电站场区场地平整、主干道工程；支架基础、电池组件土建安装工程、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。

为了提升施工质量，预防施工过程中出现各类质量通病，特整理施工过程中各道工序质量控制关键以下：

一、支架基础（基础灌注桩）

1、测量放线：

进场前首优异行场地测量，定位各个坐标点，以1MWP方阵为单位定位场地标高，为以后降低各光伏板方阵落差打好基础；放线时做好标识，将本单位最高点及最低点坐标定位。

质量控制关键关键是标识清楚，定位正确。

2、桩身开槽：

桩身开槽前首先考察施工区域土质情况，确定好施工方案，通常含沙量大土质松散土质采取二次成型方法进行钻孔，开槽深度=桩身高度—桩基露出地表高度，机械钻孔成型后采取人工清孔方法，清除坑底浮土，预防成型后桩基下沉。

质量控制关键关键是孔深符合图纸要求，坑底洁净无浮土、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，质量控制关键关键是主筋下料尺寸及箍筋间距在公差范围内，箍筋绑扎牢靠，主筋分布均匀，主筋两端平齐。

4、灌注桩浇筑施工：

4.1、在混凝土浇筑前应优异行基槽验收，轴线、基坑尺寸、基底标高，钢

筋笼质量及定位基准线应符合设计要求，合格后方可施工。

质量控制关键关键是混凝土强度达成图纸要求，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、通常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，水平定位基准线确保方阵内基础上平面在同一个水平面上，垂直定位基准线确保方阵内基础桩在一条直线上，这么就确保了基础灌注桩水平高度和桩身间距在要求误差范围内。

相邻两个方阵落差不能过大，落差要考虑日光最小照射倾角。

质量控制关键关键是定位线尺寸正确，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。

4.3、钢筋笼首先放置在孔底，浇筑混凝土，当混凝土和地面平齐时停止浇筑，将钢筋笼按图纸要求保护层提起一定高度后进行振捣。

质量控制关键关键是确保钢筋笼上下全部有混凝土保护层，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位置，调整好后浇筑混凝土并振捣。

确保模具和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。

质量控制关键关键是螺栓间距，一个灌注桩上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，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：

浇筑成型二十四小时后拆模，进行混凝土养护，外

表套好塑料袋，地表培土。

质量控制关键关键是确保防护密封，混凝土无外露，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出2小时；超出2小时，则应根据施工缝处理；顶部预埋件和钢支架连接前，基础混凝土养护应达成100％强度。

4.7、⑴支架基础轴线及标高偏差应符合表4.7-1要求：

表4.7-1支架基础轴线及标高偏差

⑵支架基础尺寸及垂直度偏差应符合表4.7-2要求：

表4.7-2支架基础尺寸及垂直度许可偏差

⑶支架基础预埋螺栓偏差应符合表4.7-3要求：

表4.7-3支架基础预埋螺栓偏差

二、支架安装

1、固定式支架安装：

1.1、支架立柱：

支架前后立柱经过地脚板及预埋螺栓安装在基础上，安装过程中保持和水平面垂直放置，当发觉方阵基础不平齐时，可经过垫铁找平。

立柱安装基准线为两个，前后立柱各一个。

控制关键关键是立柱垂直度及水平度，垂直度公差±1度，水平度公差±2mm。

1.2、支架主梁：

主梁经过螺栓固定在前后立柱上，和水平面成37度角，主梁安装是支架安装关键工序，安装不规范将会加大以后工序施工难度，也轻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，安装时能够经过立柱上螺栓长孔上下调整位置。

控制关键关键是方阵内各主梁上平面平齐，控制公差±2mm。

1.3、横梁和次梁：

横梁和次梁安装在主梁上，其上平面有和压接光伏板压块连接，关键作用是提升支架强度和安装光伏组件用。

通常中间横梁也充当

走线桥架用，此时其连接螺栓安装方向有明确要求，螺栓方向要安装正确。

控制关键关键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》GB50205中相关章节要求。

1.5、螺栓连接和紧固应根据厂家说明和设计图纸上要求数目和次序穿放。

不应强行敲打，不应气割扩孔。

2、跟踪式支架安装应符合下列要求：

（1）跟踪式支架和基础之间应固定牢靠、可靠。

（2）跟踪式支架安装许可偏差应符合设计或技术协议文件要求

（3）跟踪式支架电机安装应牢靠、可靠。

传动部分应动作灵活，且不应在转动过程中影响其它部件。

（4）聚光式跟踪系统聚光镜宜在支架紧固完成后再安装，且应做好防护方法。

（5）施工中关键工序应做好检验、签证统计。

（6）支架焊接工艺应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。

（7）支架接地应符合设计要求，且和地网连接可靠，导通良好。

3、支架焊接工艺应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。

4、支架接地应符合设计要求，且和地网连接可靠，导通良好。

三、组件安装

1、压块安装：

压块经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轻易造成光伏组件破损，也轻易造成光伏组件固定不牢靠。

控制关键关键是和光伏组件安装紧密无缝隙，螺栓连接紧固。

2、组件安装：

光伏板经过压块连接在支架上，安装时；四、组件串接；1、光伏板之间组串：

根源光伏板电压等级不一样，一；2、汇流箱组串：

安装时要求汇流箱内主开关处于断路；五、汇流箱安装；1、汇流箱经过支架安装在后立柱上，进、出线经过埋；2、安装位置应符合设计要求；3、地面悬挂式汇流箱安装垂直度许可偏差应小于1；4、汇流箱接地应牢靠、可靠；5、汇流箱进线端及出线

2、组件安装：

光伏板经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，下连接面不许可有异物，安装施工时不许可踩踏。

控制关键关键是上平面平齐，压块和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：

根源光伏板电压等级不一样，通常每20或22片为一个组串，组串时要求接头洁净无异物，接头插接牢靠无虚接现象。

在和汇流箱连接前要求中间一对接头开路，以免发生意外事故。

控制关键关键是接头插接牢靠无虚接，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于断路状态，汇流箱进线标识清楚，馈线敷设平整，馈线连接点紧密。

控制关键关键是线号标识清楚，连接紧固，馈线敷设整齐。

五、汇流箱安装

1、汇流箱经过支架安装在后立柱上，进、出线经过埋地穿线管从汇流箱下口接入。

控制关键关键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垂直度许可偏差应小于1.5mm。

4、汇流箱接地应牢靠、可靠。

接地线截面应符合设计要求。

5、汇流箱进线端及出线端和汇流箱接地端绝缘电阻大于2MΩ（DC1000V）。

6、汇流箱组串电缆接引前必需确定组串处于断路状态。

六、设备安装

1、光伏发电关键设备有逆变器、箱变器、主变压器、SVG无功赔偿器、GIS开关设备、高低压开关柜、通讯柜。

控制关键关键是设备基础符合图纸要求，设备型号、规格应正确无误；外观检验完好无损；资料齐全，安装规范。

2、电气二次系统：

2.1、二次系统盘柜不宜和基础型钢焊死。

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》GB50171相关要求外，还应符合制造厂专门要求。

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。

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》GB50171相关要求。

3、其它设备：

3.1、光伏电站其它电气设备安装应符合现行国家相关电气装置安装工程施工及验收规范要求。

3.2、光伏电站其它电气设备安装应符合设计文件和生产厂家说明书及订货技术条件相关要求。

3.3、安防监控设备安装应符合《安全防范工程技术规范》GB50348相关要求。

3.4、环境监测仪安装应符合设计和生产厂家说明书要求。

七、电缆敷设

1、电缆线路施工应符合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168相关要求；安防综合布线系统线缆敷设应符合《建筑和建筑群综合布线系统工程设计规范》GB/T50311相关要求。

2、通信电缆及光缆敷设应符合《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具体规范》IEC60794-3-12-

3、架空线路施工应符合《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》GB50173和《110～500kV架空送电线路施工及验收规范》GB50233相关要求。

4、线路及电缆施工还应符合设计文件中相关要求。

5、电缆：

按设计要求通常设计为直埋形式，所以电缆多为铠装电缆，控制关键关键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：

因为各地域气温不一样，要求电缆沟深度各地域有所差异，通常在

1.5米至1.8米之间，控制关键关键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，不许可有U型或S型弯曲现象。

电缆过路时要穿保护管后再施工。

施工时关键控制关键是按规范施工，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（通常要求最小间距100mm）。

八、防雷接地

1、光伏电站防雷和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》GB50169相关要求，和设计文件要求。

2、地面光伏系统金属支架应和主接地网可靠连接。

3、屋顶光伏系统金属支架应和建筑物接地系统可靠连接。

4、接地沟：

施工设备关键为小型挖掘机，施工时关键控制关键为接地沟深度

和宽度达成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，施工不规范轻易造成锌面磨损或脱落，所以不许可拖拉及硬物锤击。

控制关键关键是扁铁表面无损伤，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：

为确保防雷接地可靠性，在接地网内增设接地极，接地极长度通常在2.5米至2.8米之间，因为长度较大，造成施工比较困难，施工方法为人工和机械施工两种方法。

控制关键关键是接地极长度及埋深是否符合图纸要求，施工过程中材料无显著弯曲、变形。

7、接地电阻：

图纸要求光伏厂区防雷接地接地电阻通常为4欧姆，主控楼及开关站接地电阻通常为1欧姆。

控制关键关键是检测单位及人员资质，检测方法符合规范要求，检测数值是否符合技术要求。

九、设备和系统调试

1、光伏组串调试前含有以下条件：

（1）光伏组件调试前全部组件应根据设计文件数量和型号组串并接引完成。

（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成，且标示清楚、正确。

（4）调试人员应含有对应电工资格或上岗证并配置对应劳动保护用具。

（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靠、可靠，且导通良好。

（7）监控回路应含有调试条件。

（8）辐照度宜大于700W/㎡条件下测试，最低不应低于400W/㎡。

1.2、光伏组串调试检测应符合下列要求：

（1）汇流箱内测试光伏组串极性应正确。

（2）同一时间测试相同组串之间电压偏差不应大于5V。

（3）组串电缆温度应无超常温异常情况，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对应保护方法预防拉弧。

（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，宜将逆变单元内全部汇流箱均测试完成并投入。

（7）光伏组串测试完成后，应根据本规范附录B格式填写统计。

1.3、逆变器在投入运行后，汇流箱内光伏组串投、退次序应符合下列要求：

（1）汇流箱总开关含有断弧功效时，其投、退应按下列步骤实施。

①先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。

②先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器。

（2）汇流箱总输出采取熔断器，分支回路光伏组串开关含有断弧功效时，其投、退应按下列步骤实施。

①先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。

②先退出箱内全部光伏组串小开关，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取熔断器时，则投、退熔断器前，均应将逆变器解列。

1.4、汇流箱监控功效应符合下列要求：

（1）监控系统通信地址应正确，通信良好并含有抗干扰能力。

（2）监控系统应实时正确反应汇流箱内各光伏组串电流改变情况。

2、跟踪系统调试前，应含有下列条件：

（1）跟踪系统应和基础固定牢靠，可靠；接地良好。

（2）和转动部位连接电缆应固定牢靠并有合适预留长度。

（3）转动范围内不应有障碍物；2.1在手动模式下经过人机界面等方法对跟踪系统发；

（1）跟踪系统动作方向应正确；传动装置、转动机构；

（2）跟踪系统跟踪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，应含有下列条件：

；

（1）手动模式下应调试完成；

（2）对采取主动控制方法跟踪系统，还应确定初始；2.3跟踪系统在自动模式下，应符合下

（3）转动范围内不应有障碍物。

2.1在手动模式下经过人机界面等方法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，应含有下列条件：

（1）手动模式下应调试完成。

（2）对采取主动控制方法跟踪系统，还应确定初始条件正确性。

2.3跟踪系统在自动模式下，应符合下列要求：

（1）跟踪系统跟踪精度应符合产品技术要求。

（2）风速超出正常工作范围时，跟踪系统应快速做出避风动作；风速减弱至正常工作许可范围时，跟踪系统应在设定时间内恢复到正确跟踪位置。

（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）采取间歇式跟踪跟踪系统，电机运行方法应符合技术文件要求。

（5）采取被动控制方法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跟踪系统监控功效调试应符合下列要求：

（1）监控系统通信地址应正确，通信良好并含有抗干扰能力。

（2）监控系统应实时正确反应跟踪系统运行状态、数据和多种故障信息。

（3）含有远控功效跟踪系统，应实时响应远方操作，动作正确可靠。

3、逆变器调试前，应含有下列条件：

（1）逆变器控制电源应含有投入条件。

（2）逆变器直流侧电缆应接线牢靠且极性正确、绝缘良好。

（3）逆变器交流侧电缆应接线牢靠且相序正确、绝缘良好。

（4）方阵接线正确，含有给逆变器提供直流电源条件。

3.1逆变器调试前，应对其做下列检验：

（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）逆变器内部全部电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢靠，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楚正确。

（6）逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。

3.2逆变器调试应符合下列要求：

（1）逆变器调试工作宜由生产厂家配合进行。

（2）逆变器控制回路带电时，应对其做以下检验：

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。

（3）逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行以下工作：

①测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在许可范围内。

②检验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，含有并网条件时，应进行以下工作：

①测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在许可范围内；交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。

②含有门限位闭锁功效逆变器，逆变器盘门在开启状态下，不应作出并网动作。

（5）逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：

①含有门限位闭锁功效逆变器，开启逆变器盘门。

②逆变器网侧失电。

③逆变器直流侧对地阻抗高于保护设定值。

④逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定门槛值。

⑤逆变器直流输入过电流。

⑥逆变器线路侧电压偏出额定电压许可范围。

⑦逆变器线路频率超出额定频率许可范围。

⑧逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。

（6）逆变器运行效率、防孤岛保护及输出电能质量等测试工作，应由有资质单位进行检测。

3.3逆变器调试时，还应注意以下几点：

（1）逆变器运行后，需打开盘门进行检测时，必需确定无电压残留后才许可作业。

（2）逆变器在运行状态下，严禁断开无断弧能力汇流箱总开关或熔断器。

（3）如需接触逆变器带电部位，必需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施工人员应根据本规范附录C格式填写施工统计。

3.5逆变器监控功效调试应符合下列要求：

（1）监控系统通信地址应正确，通信良好并含有抗干扰能力。

（2）监控系统应实时正确反应逆变器运行状态、数据和多种故障信息。

（3）含有远方启、停及调整有功输出功效逆变器，应实时响应远方操作，

动作正确可靠。

4、其它电气设备调试：

4.1、电气设备交接试验应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150相关要求。

4.2、安防监控系统调试应符合《安全防范工程技术规范》GB50348和《视频安防监控系统技术要求》GA/T367相关要求。

4.3、环境监测仪调试应符合产品技术文件要求，监控仪器功效应正常，测量误差应满足观察要求。

5、二次系统调试：

5.1二次系统调试工作应由调试单位、生产厂家进行，施工单位配合。

5.2、二次系统调试内容关键应包含：

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要求：

（1）计算机监控系统设备数量、型号、额定参数应符合设计要求，接地应可靠。

（2）调试时可根据《水力发电厂计算机监控系统设计要求》DL/T5065相关章节实施。

（3）遥信、遥测、遥控、遥调功效应正确、可靠。

（4）计算机监控系统防误操作功效应正确、可靠。

（5）计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功效应正确。

（6）计算机监控系统主备切换功效应满足技术要求。

5.4、继电保护系统调试应符合下列要求：

（1）调试时可根据《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995相关

要求实施

（2）继电保护装置单体调试时，应检验开入、开出、采样等元件功效正确，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，且保护动作应正确、可靠，动作时间应符合要求。

（3）继电保护整组调试时，应检验实际继电保护动作逻辑和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站内通信、交互等功效实现应正确；站控层继电保护信息管理系统和远方主站通信、交互等功效实现应正确。

（5）调试统计应齐全、正确。

5.5、远动通信系统调试应符合下列要求：

（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信号通道应调试完成，且稳定、可靠。

（3）调度方遥信、遥测、遥控、遥调功效应正确、可靠，且应满足当地接入电网部门特殊要求。

（4）远动系统主备切换功效应满足技术要求。

5.6电能量信息管理系统调试应符合下列要求：

（1）电能量采集系统配置应满足当地电网部门要求。

（2）光伏电站关口计量主、副表，其规格、型号及正确度应相同；且应经过当地电力计量检测部门校验，并出具汇报。

（3）光伏电站关口表CT、PT应经过当地电力计量检测部门校验，并出具汇报。

（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）光伏电站电量信息应能实时、正确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要求：

（1）不间断电源主电源、旁路电源及直流电源间；

（2）计算机监控系统应实时、正确反应不间断电源；5.8二次系统安全防护调试应符合下列要求：

；

（1）二次系统安全防护应关键由站控层物理隔离装置；

（2）二次系统安全防护相关设备运行功效和参数应符；（3）二次系统安全防护运行情况应和预设安防策略一；16；

（1）不间断电源主电源、旁路电源及直流电源间切换功效应正确、可靠。

且异常告警功效应正确

（2）计算机监控系统应实时、正确反应不间断电源运行数据和情况。

5.8二次系统安全防护调试应符合下列要求：

（1）二次系统安全防护应关键由站控层物理隔离装置和防火墙组成，应能够实现自动化系统网络安全防护功效。

（2）二次系统安全防护相关设备运行功效和参数应符合要求。

（3）二次系统安全防护运行情况应和预设安防策略一致。