施工组织设计光伏Word文件下载.docx

1、2、项目设计构想本项目位于巢湖市莲花社区内的屋顶，总装机容量600KW，因为场地的特别性，本设计是把600KW光伏电站分为20个独立的30KW系统，每个30kW系统的光伏组件采用多晶260W光伏组件，和30KW的逆变器。平面屋顶安装效果图：斜面屋顶安装效果图：3、光伏阵列表面倾斜度设计从NASA得到的资料，均为水平面上的太阳能辐射量，需要换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行发电量的计算。对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：RSsin（+）/sin+D式中：R倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量S 水平面上太阳直接辐射量D 散射辐射量 中午时分

2、的太阳高度角光伏阵列倾角根据NASA提供的太阳能辐射数据，按上述公式可以计算出不同倾斜面的太阳辐射量，确定太阳能光伏阵列安装倾角。本方案设计太阳能光伏阵列最佳倾角为26.85时，全年接受到的太阳能辐射能量最大。在本案中，从投资成本和安全方面的综合考虑，我们采用28倾角安装和采用平铺在屋面的安装方式（建议有大于或等于4度的安装倾角）。4、初步工程设计1.方阵支架基础设计该项目单板如果采用 260W多晶的太阳电池组件。其中，260W单板尺寸为：1640mm992mm40mm，采用屋面混凝土基础固定安装方式， 混凝土的强度等级不低于C25。60KW光伏电站选用400mm500mm圆柱混凝土基单个重量

3、145公斤，安全，稳固.2.电站组件布置 组件排列方式拟采用竖置方式，组件距离屋面（地面）最小间距300（800）mm，横向组件布置20块，竖向组件布置2块，每排间距2.83m，每列间距1m。最终布置视具体环境而定。水平屋顶81kW电站支架、组件安装示意图斜屋顶支架、组件安装示意图3. 配电箱设计-内含直流侧、交流侧保护、防反二极管性能要求 进、出线方式：下进线、下出线方式，配装防水接头功能浪涌保护：有SPD防止感应雷。短路保护：有过流保护：其它保护：自动重合闸，含过压、欠压、失压保护、得电自恢复等功能。结构 三相防雷配电箱4. 过电压保护与接地直击雷保护防直击雷的主要措施是安装避雷针，本项目

4、涉及建筑屋顶及户外设备安装位置一般在整个环境中不是最高建筑，所以不另设避雷针。为防止直击雷损坏电气设备，采用将组件金属边框和支架可靠连接并与原建筑物的接地相连接的措施。侵入雷保护为防止雷电波侵入过电压，根据DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规程规定，分别在逆变器、配电箱内分别设置三级交流防雷模块。接地本电站拟用50*5mm接地扁钢敷设形成水平接地网，为保证人身和设备安全，所有电气设备都装设接地装置，并将光伏电池组件、支架、设备外壳等均可靠连接到接地网，接地电阻4。5.监控系统针对扶贫电站数量多，站点分散，为提高运维的及时性，保证用户收益，同时降低运维成本，本项目设计监

5、控系统一套。监控系统底层主要依靠串行总线或网线加GPRS无线方式通信，服务器端完成数据的处理、分析、共享。监控内容包括电站运行状态、逆变器机内温度、日发电量、总发电量、电压、电流、功率、电网频率等相关信息，并据此进行故障分析。监控系统网络结构如下图所示：监控系统网络结构图单一用户可以根据分配的用户名和密码注册、登录后，查看自己电站的运行信息；扶贫办等监管部门和项目公司运维部门可查看全部电站的运行状态和电站电压、电流、发电量等运行参数。监控系统界面参见下图：监控系统监控系统主页面6.材料基础技术要求（后期施工技术标准）一、光伏支架规格型号表面处理序号材料名称宽（mm）高（mm）厚（mm）1支架4

6、141/622.0热镀锌，表面光滑平整，无明显锈迹、残渣和过度变形（常规支架）2直链接件45-502.53三角链接件603.04底座底板厚度3.5，立壁厚度3.0（常规支架）二、压块长（mm）宽、高（mm）中压块40匹配组件竖2.5阳极氧化变压块三、固定螺丝直径（mm）螺栓M8与支架配套7.8镀锌（建议使用深灰色或 者不锈钢）螺栓M109.8螺栓M1211.645方型螺母5.0四、钢筋、混凝土加强基础的抗拉和抗压强度，预防基础断裂。长（m）备注钢筋3/4基础8混凝土加钢筋混凝土基础混合比不低于C25（建议统一使用c30商混），地面方型双排2.0-2.6m*30cm*30cm，屋顶方型单排1.0

7、-1.3m*25（20）cm*25（20）cm屋顶圆墩直径40cm，H30cm，屋顶方型40cm*40cm*30（前墩可做30cm*30cm*300）五、电器部分外观逆变器符合系统要求良好配电柜、汇流箱电缆符合合同要求7.项目设计依据1 结构设计应与工艺和建筑专业配合，合理确定光伏系统各组成部分。2 在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应。3 在既有建筑上增设光伏系统，应先行收集既有建筑可靠准确的相关资料（结构设计参数、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度），根据增设的光伏系统，对既有建筑按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算，确保建筑物有可靠的安全性、适用性、耐久性。既

8、有建筑物经复核不满足承载力及变形要求时，应对既有建筑物采取可靠的加固措施后，方可进行光伏组件系统安装。4 光伏组件支架材料、结构设计方案及构造措施，应保证支架在运输、安装、使用过程中满足强度、刚度、稳定性的要求，并符合抗震、抗风、防腐等要求。支架、支撑金属件及其连接节点，应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算。5 应考虑风压变化对光伏组件及其支架的影响，光伏组件或方阵宜安装在风压较小的位置。6 逆变器等较重的设备和部件宜安装在承载能力大的结构构件上，并应进行构件的强度与变形验算。7 光伏方阵的支架宜由埋设在钢筋混凝土基座中的钢制镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓固定；钢筋混凝土基座的主筋应

9、锚固在主体结构内；当不能与主体结构锚固时，应设置支架基座。应采取提高支架基座与主体结构间附着力的措施，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。8 对于瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应破坏瓦面并应与屋面主体结构可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的距离。9 屋面光伏组件设置应满足下列要求：（1） 屋顶向阳可利用面积不宜小于20；（2） 光伏组件应结合屋面的设备和设施合理统一布置；（3） 光伏组件及布置应满足屋面的建筑防火要求；（4） 晶体硅光伏组件的构造及安装应符合通风降温要求，应保证光伏电池温度不高于85。10 屋面光伏系统的防水设计应满足下列要求：

10、（1） 光伏组件的安装基座和安装方式不应影响所在建筑部位的雨水排放；（2） 在屋面防水层上安装光伏组件时，尽量不对原有防水造成破坏，如果根据项目实际情况，确需破坏原防水层后进行支架安装时，应对防水层已损坏地方按规范要求补做防水措施；（3） 光伏组件的引线穿过屋面、阳台、墙体处应预埋防水套管，并作防水密封处理；穿墙管线不应设在结构柱处。11 阳台或平台上安装光伏组件应满足以下要求：（1） 安装在阳台或平台栏板上的光伏组件宜有适当的倾角；（2） 安装在阳台或平台栏板上的光伏组件支架应与栏板主体结构上的预埋件牢固连接；（3） 与阳台或平台栏板连接的建材型光伏构件，应满足刚度、强度、防护功能和电气安全

11、要求；（4） 应采取保护人身安装的防护措施。12 光伏系统输配电和控制用线缆应与其他管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装维护的要求。13 光伏组件或方阵连接电缆应符合光伏（PV）组件安全鉴定结构要求的相关规定。14 光伏系统的电能质量应符合光伏系统并网技术要求，电压偏差、频率、谐波和波形畸变、功率因数、电压不平衡度和直流分量等电能质量指标的要求。15 并网光伏系统应具有相应的并网保护功能，并安装必要的计量装置。16 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标志。17 光伏系统应与建筑电气系统相匹配，光伏系统主接线应满足系统损耗小、故障易诊断、易隔离和检修等要求。18 光伏

12、系统设计时应计算系统装机容量和发电量，光伏系统装机容量由建筑物可安装光伏方阵的位置、面积、倾角、光伏组件规格确定。19 并网光伏系统容量还应根据配电网线路、变压器容量及电网相关要求确定。20 光伏方阵的选择应符合以下规定：（1） 应根据建筑设计及用电负荷容量确定光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和光伏方阵的面积；（2） 应根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数（或称为光伏组串）；（3） 应根据逆变器容量及光伏组串的容量确定光伏子方阵内光伏组串的并联数；（4） 同一组串内，组件电性能参数宜一致，其最大工作电流Im的

13、离散性应小于3%；（5） 光伏方阵应采用高效利用太阳能的方位角和倾角方式安装；（6） 组成光伏方阵的光伏组件应采用降低风压的措施布置；（7） 对固定倾角安装方式造成的光伏组件遮挡部分应做遮挡间距计算。21 直流线路的选择应符合以下要求：（1） 耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；（2） 额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器的整定值应高于光伏方阵标称短路电流的1.25倍；（3） 在系统额定功率状态下，线路电压损失应控制在3%以内。22光伏方阵安装在屋顶时，设计方案中应明确描述用户原建筑屋顶现状，阐明原建筑山墙、天窗、烟囱和排气管等凸出物的阴影不会遮挡光伏组件，以免造成光斑

14、效应和降低发电效率。3.系统接入具体技术方案按照电网接入批复意见执行。4、设计人员配备及设计管理中徽机电科技股份有限公司拥有光伏项目经理姓 名职 称专 业学 历人员分工从事岗位年限赵青中自动化专科技术员3年丁嫚嫚机电一体化本科项目负责人4年聂兵技术人员孙杰初给排水5年5张志党水利水电技术工程师6年6王乔2年7刘智慧技术热源投标人盖章： 日 期：2016年8月18日二、 供货安装（调试）方案1.场平1） 确定好安装地点后，对场地进行“三通一平”；地块进行加固处理；完成进场施工道路施工，方便施工所需材料的运输。2.测量放线1） 根据已确定的技术方案及设计图纸，进行测量放线；测量放线过程中，光伏阵列

15、的朝向为正南方，角度偏差小于5；2） 测量放线符合图纸要求；3） 前后组件净距应不小于1.8m，前后组件砼压块中心距不小于2.39m；4） 组件最低沿距地不低于800mm；5） 前后组件标高保持一致，避免后排阵列高差不一致。3.基础施工1） 根据放线位置及设计要求进行模板制作，模板间距及模板坚固。地质不稳之处进行特殊加固；2） 模板制作完毕后、钢筋笼放置之前在模板内侧刷涂废柴油，以保证条形基础施工质量；3） 放置钢筋笼；4） 根据图纸计算出所需混泥土所需方量，安排商品混泥土。没有造成混泥土浪费或不足。5） 所有准备工作完成后，进行混泥土浇筑；浇筑过程中一次成型，振捣到位，做到无蜂窝麻面。基础表

16、面平整，无露筋现象；无爆模现象。6） 浇筑混凝土时，选用插入式振动棒进行振捣，振捣时快插拔，均匀布点振捣，不漏振，直至混凝土不冒气泡。振捣结束后，随即用木抹搓平，同时用水准仪复核每个标准组内的基础标高，用钢尺复核轴线距离。7） 浇筑过程地脚螺栓施工同步进行，地脚螺栓标高高出基础平面50mm；地脚螺栓需横平竖直，无歪斜现象。8） 浇筑24h后进行拆模，拆模完成后进行基础培土；养护过程中按时洒水，以免基础烧毁，影响基础施工质量。9） 混凝土养护达到70强度后，安装支架。4.支架安装1） 支架到场后做如下检查：a）外观及防腐层完好无损；b）型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。2）

17、支架安装过程中没有强行敲打，没有气割扩孔；对热镀锌材质的支架，现场没有打孔；3） 根据支架设计图纸完成支架的初装，初装完成后，运抵项目现场整体组装、调节；4） 螺栓等紧固件完全拧紧，保证支架横平竖直；5） 支架倾斜角度偏差不应大于15.组件安装1） 3KW、60KW项目采用睿晶单晶265W的组件，项目设计组串为3KW系统采用12串的方式，12块板一个安装地点，60KW系统采用20串12并的方式，2台30KW逆变器安装于一个集中区域。2） 采用叉车组件运至离安装地点最近的位置后，人工进行二次倒运。3） 组件安装过程中，由2个以后进行配合安装，严禁一人独自安装。4） 先安装上排组件，后安装下排组件

18、，严禁踩踏组件。5） 安装过程中，根据设计图纸要求，完成串线工作。6.布线接线1） 线缆采用光伏专用电缆，根据电气平面图及组串接线图，对组件进行组串，在组串过程中没有组串短路、没有多串少串。2） 所有的组件出线绑扎整齐；组串出线用电工套管防护，引至地面埋入电缆沟内。3） 电缆敷设中，电缆预留相应的余量，以保证后期维护用。禁止强拉硬拽，损坏电缆。4） 连接件（公母接头）严格按照技术要求，采用专用工具并采用与组件配套的连接件；专业人员操作；保证连接件的质量，以免发生短路火灾事故。5） 组串接线时，正负对应。6） 组串接线完毕后接入逆变器前，使用万用表测量组串极性，极性一致，电压正常，方可接入逆变器

19、。7） 相同测试条件下的相同光伏组串之间的开路电压偏差不大于2%，但最大偏差不超过5V。8） 逆变器、并网计量柜接线过程中，严格按照技术要求进行操作，做到先发电侧后电网侧。7.防雷和接地1） 根据施工图加工好水平接地体及垂直接地体。2） 接地扁铁横平竖直，外露部门刷上黄绿相间的油漆以标识。3） 支架与接地网的连接：按照设计图纸，将光伏组件方阵的支架与防雷接地网用扁钢连接。扁钢的焊接搭接长度大于100mm，双面焊接，焊接高度符合图纸要求，并刷防腐漆。光伏组件方阵支架之间的连接：支架之间的连接采用扁钢连接于地脚螺栓上，扁钢沿基础表面安装，过地面处须埋入地面，埋地深度大于800mm。4） 焊缝美观、

20、整齐，不存在随意在非焊部位引弧，不存在有漏焊、焊瘤、弧坑、裂纹等缺陷。5） 接地施工完毕后，施工接地电阻仪，测量接地电阻；接地电阻小于4欧姆。8.逆变器安装1） 设备到货后、安装前检查逆变器是否是符合要求的型号；且运输中有无破损。2） 设备安装时，仔细阅读产品说明书及安装手册，并按要求进行安装。3） 设备安装完毕后，设备干净整洁。4） 逆变器为悬挂式逆变器，安装于室外墙壁上采用膨胀螺栓固定，做好防水防暴晒等措施。9.调试及试运行9.1 并网准备 逆变器检查（1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置。（2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕。（3）检查确

21、认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），无松动、损坏。（4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏。（5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确。（6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固。（7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地）。（8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好。（9）检查机器内设备设置是否正确。（10）以上检查

22、确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）。（11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态。周边设备的检查电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。9.2 并网试运行步骤在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试；（1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，

23、且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。（2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；（3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出

24、电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。（4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能；（5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。（6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。9.3 并网检测说明：以下检测，为对光伏并网电站系统并网许可要求，最终结果需由电力部门认可的机构确认9.4 通用性能测试（a） 防雷和接地测试运用防雷和接地测试装置测量光伏电站和并网点设备的防雷接地电阻。光伏电站和并网点设备的防雷和接地测试应符合 GB/T 214312008的要求。（b） 电磁兼容测试光伏电站和并网点设备的电磁兼容测试应满足 YD/T 16332007 的要求。（c） 耐压测试运用耐压测试装置测