红寺堡光伏电站机电工程监理实施细则.docx

1、红寺堡光伏电站机电工程监理实施细则1概述 21.1监理围 21.2监理依据 32施工质量控制的重点及目标值 42.1太阳能光伏板构件及光伏板的安装 42.2电气一次设备安装质量控制 42.3电气二次设备安装质量控制 213监理控制的程序和措施 213.1工程质量控制程序 443.2施工质量控制措施 454质量验收程序 465进度控制 465.1进度控制的工作容 465.2 进度控制的工作措施 476 安全文明施工要求 476.1拼装、焊接安全施工要求 476.2吊装就位调整焊接安全施工要求 486.3现场文明施工要求 491概述合同名称：大唐国际红寺堡20MWp光伏并网电站工程施工监理（现场部

2、分）监理合同合同编号：工程名称：大唐国际红寺堡20MWp光伏并网电站工程工程建设地点：市红寺堡区大河乡红寺堡区位于市南部，地处地理坐标东经1055510627.5，北纬375.33727.8。位于烟筒山、大和牛首山三山之间，东临盐池、西接中宁、南起同心、北连利通区、灵武，东西长约80Km，南北宽约40 Km，区域面积1790 Km2。红寺堡区辖2镇2乡，即红寺堡镇、太阳山镇、大河乡、南川乡。已开发土地31.64万亩。海拔1240m1480m。为山间盆地，属中温带干旱气候区。本光伏电站站址位于回族自治区市红寺堡区南侧，场址区域北邻S304省道，西邻G70京藏高速、G109国道，北临G2012盐中

3、高速公路，中有同新线穿过。光伏电站地理坐标为1055649.371055725.44，北纬371747.6371837.22，高程在1450m1480m之间，主要分布于红寺堡区大河乡境，康马头附近。场区施工条件较好，太阳能光伏电站位置地势相对平坦。此处地广人稀，地势开阔、植被稀疏，场地以荒草地为主；场址有县乡公路，对外交通条件较为便利。大唐国际红寺堡太阳能光伏电站装机容量20MWp，占地面积约0.53K。1.1监理围 以下所述各系统电气设备的到货验收、卸货、二次运输、保管、安装、高压试验、调试、试运行等工作。(1)汇流箱的安装调试(2)并网逆变器的安装调试(3)逆变器室直流配电柜的安装调试(4

4、)箱变的安装调试(5)35kV开关柜的安装调试(6)全站电气一次、二次电缆、光缆安装调试(7) 0.4kV厂用电系统的安装调试(8)全站接地和防雷系统的安装调试(9) 控制、保护设备的安装调试(10) 直流电源系统设备的安装调试(11) 综合自动化系统设备的安装调试(12) 全站二次电缆及光缆的安装调试(13）20兆瓦太阳能光伏组件的安装与调试(14）光伏组件支架安装(15）电缆支架的制作及安装(16) 35KV升压站安装、调试（17）火灾报警系统安装调试（18）微机监控系统安装调试1.2监理依据本工程监理服务适用的国家法律、行政法规和部门规章以及地方法规、规章主要包括：中华人民国建筑法；中华

5、人民国合同法；中华人民国质量法；建设工程质量管理条例（国务院令第279号）等。监理依据主要有：光伏发电工程建设有关的法律、法规、技术标准和规程规；国家或国家授权部门与机构批准的工程项目建设文件。(包括建设计划、规划、设计任务书等)；建筑电气工程施工质量验收规 GB 50303电力建设施工及验收技术规 DJ 57电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB 50150电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规 GB 50168电气装置安装工程 接地装置施工及验收规 GB 50169 电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规GB50171电气装置安装工程 低压电气施工及验收规 GB 5025

6、4电气装置安装工程 高压电气施工及验收规 GBJ 147电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规 GBJ 148电气装置安装工程 母线装置施工及验收规 GBJ 149电气装置安装工程 质量检验及评定标准（第1部分第17部分） DL/T5161.1-5161.17电能计量装置技术管理规程 DL/T 448电能量远方终端 DL/T 7430.2S和0.5S级静止式交流有功电度表 GB/T 17883电能计量装置技术管理规程 DL/T 44835110kV升压变电站设计规 GB50059变电站运行导则 DL/T969高压配电装置设计技术规程 DL/T 5352电力装置的继电保护和

7、自动装置设计规GB50062电力系统调度自动化设计技术规程 DL/T 5003电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规 GB 50168电气装置安装工程 35KV及以下架空电力线路施工及验收规GB 50173110-500kV架空电力线路施工及验收规 GBJ2333.6kV 40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备 DL/T404-20073110kV高压配电装置设计规GB50060-92光伏发电工程验收规（GB/T-50796-2012）光伏发电站设计规GB50797-2012晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61215 光伏组件的安全性构造要求IEC6173O.l光伏组件的安全性测试要求

8、IEC6173O.2地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则GB/T18479-2001光伏（PV）发电系统过电压保护导则SJ/T11127-1997光伏系统并网技术要求GB/T 19939-2005光伏发电站接入电力系统的技术规定GB/Z 19964-2005光伏系统电网接口特性GB/T 20046-2006（IEC 61727：2004）光伏电站接入电网测试规程QGDW 618-2011实施工程建设强制性标准监督规定建设部第81号令工程建设标准强制性条文(电力工程部分)建设部建标2006102号；(电气部分)建设部建标2002219号工程建设合同、勘测设计合同及监理合同；上级有关主管部门对本

9、项工程的有关指示文件或批件；设计文件、技术要求及图纸；2施工质量控制的重点及目标值2.1太阳能光伏板构件及光伏板的安装质量控制太阳能光伏板构件的基础应安装水平，且固定牢固；太阳能光伏板构件基础型钢应有可靠的接地，并做防腐处理；太阳能光伏板安装应符合现场安装图纸要求。检查预埋的部件应牢固可靠，符合设计要求；安装太阳能光伏板构件的安装基础，并与预埋件可靠固定；将太阳能光伏板构件的安装基础与主接地网进行可靠的焊接；太阳能光伏板的布置应整齐美观，不得有损坏现象。2.2电气一次设备安装质量控制(1)汇流箱的安装调试安装汇流箱支架，螺栓连接牢固，与组件支架焊接牢固；将汇流箱安装就位，且调整整齐，安装牢固；

10、汇流箱其它附件的安装按照要求按图施工。汇流箱及辅助设备投运前的试验项目应符合标准。 验收合格后进行设备通电。核对极性，依次对汇流箱进行冲流，观察应无异常现象； 对汇流箱进行加负荷，观察应无异常现象。对汇流箱进行加负荷72小时试运行。(2)并网逆变器的安装调试逆变器的安装调试严格按图纸及厂家技术要求执行，厂家技术代表现场提供指导。(3)逆变器室直流配电柜的安装调试基础型钢的安装应符合下列要求：项目允 许 偏 差Mm/mMm/全长不 直 度15水 平 度15位置误差及不平行度5基础型钢材料型号、规格符合设计，应除锈刷漆两遍，接地应两点接地，固定牢固。柜体安装时，其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和

11、盘、柜间接缝的允许偏差应符合以下表格容的规定：项 目允许偏差垂直度（每米）1.5mm水平偏差相邻两盘顶部2 mm成列盘顶部5 mm盘面误差相邻两盘面1 mm成列盘面5 mm盘间接缝2 mm柜体的接地应牢固良好。装有电器的可开启门，应以裸铜导线软线与接地的金属构架可靠地连接。直流配电柜通电运行：核对极性，依次对直流配电柜直流母线进行冲压，观察应无异常现象；直流配电柜进行柜设备冲压，观察应无异常现象；对直流配电进行加负荷，观察应无异常现象。对直流配电柜进行加负荷72小时试运行。(4)箱变的安装调试箱变基础型钢应安装水平，且固定牢固；基础型钢应有可靠的接地，并做防腐处理；检查箱变各部件间的绝缘情况及

12、变压器预试。箱变吊卸时，要防止发生冲击或严重振动，更不能严重倾斜，一般斜角不超过15度；采用汽车吊进行吊卸，在起吊时吊绳与垂直线夹角不大于30度；对箱变进行平面和垂直度调整，使其符合安装要求；安装箱变冷却风机，使固定螺丝受力均匀，且固定牢固可靠；箱变本体高压侧引线接引，并应相序正确、连接牢固可靠，接触良好；箱变本体低压侧引线接引，并应相序正确、连接牢固可靠，接触良好；箱变及附属设备投运前的试验项目及数据应满足规要求； 验收合格后进行设备通电；对箱变进行冲压，观察应无异常现象；对箱变进行加负荷，观察应无异常现象。对箱变进行加负荷72小时试运行。(5)35kV开关柜、低压开关柜和站用变的安装调试3

13、5kV开关柜的设备安装技术要求：柜体成列安装时，其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合以下表格容的规定：项 目允许偏差垂直度（每米）小于1.5mm水平偏差相邻两盘顶部小于2 mm成列盘顶部小于5 mm盘面误差相邻两盘面小于1 mm成列盘面小于5 mm盘间接缝小于2 mm柜体的接地应牢固良好。装有电器的可开启门，应以裸铜导线软线与接地的金属构架可靠地连接；成套柜的安装应符合下列要求：机械闭锁、电气闭锁应动作可靠、准确；动触头与静触头的中心线应一致，触头接触紧密；二次回路辅助开关的切换接点应动作准确，接触可靠；柜照明齐全。手车式柜的安装应符合下列要求：检查防止电气误操作的

14、 “五防”装置齐全，并动作灵活可靠；手车推拉应灵活轻便，无卡阻、碰撞现象，相同型号的手车应能互换；手车推入工作位置后，动触头顶部与静触头底部的间隙应符合产品要求；手车和柜体间的二次回路插件应接触良好；安全隔离板应开启灵活，随手车的进出而相应动作；柜体控制电缆的位置不应妨碍手车的进出，并应牢固；手车与柜体间接地触头应接触紧密，当手车推入柜体时，其接地触头应比主触头先接触，拉出时接地触头比主触头后断开。开关柜安装时，要防止发生冲击或严重振动，更不能严重倾斜，一般斜角不超过15度。进行吊卸时，在起吊时吊绳与垂直线夹角不大于30度；开关柜进行平面和垂直度应符合安装要求；连接开关柜部连接母线，并应相序正

15、确、连接牢固可靠，接触良好；且满足以下要求： 铜与铜必须搪锡；铜与铝，应采用铜铝过渡板，铜端应搪锡；铜与铜或铝，搭接面必须搪锡；母线涂漆的颜色应符合下列规定：开关柜其他附件的安装，且牢固可靠；验收合格后进行设备通电：对开关柜母线、断路器、PT等设备进行冲压，观察应无异常现象；对开关柜进行加负荷，观察应无异常现象。对开关柜进行加负荷72小时试运行。(6)电缆安装及调试电缆敷设前，应根据电缆长度对电缆廊道长度的实地测量校对。电缆敷设速度根据制造厂家要求进行，电缆允许最大牵引力的大小要符合制造厂技术要求。牵引电缆时，钢丝绳绑扎在电缆牵引头上向前拖拽，电缆头要有专人看护，严防损伤电缆头。电缆在敷设过程

16、中其弯曲半径不小于2m，电缆摆放后，各电缆夹固定距离按厂家和设计图纸要求进行放置，加固牢靠。敷设电缆时留有足够的备用长度，作为温度变化而引起变形的补偿和事故检修时使用。电缆敷设过程中，注意对电缆外护层的保护，防止刮伤、碰伤。电缆敷设完成后进行电缆摆放固定，各相间排列整齐、美观，没有交叉。电缆与电缆卡子接触处垫有橡胶垫。现场电缆终端头制作按合同文件执行，严格遵照厂家制定的工艺规程进行电缆终端头制作、导体连接、电缆终端吊装、附件安装等。准备临时保护棚，以满足防尘、防潮、场地清洁无污的要求；安装完毕后的现场试验应按照设备供应商的技术文件要求和国家有关标准GB50168、GB50169的有关规定进行。

17、现场检查及试验应至少包括且不限于如下容：电力电缆的试验项目，应包括下列容： 1）测量绝缘电阻； 2）直流耐压试验及泄漏电流测量； 3）检查电缆线路的相位； 测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻。 依据设计图纸查核配线的准确性,检查各设备间的连接是否正确,测试二次回路绝缘电阻不低于1M。交流回路外部端子对地10M以上,不接地直流回路对地电阻1M。直流耐压试验及泄漏电流测量，应符合下列规定： 直流耐压试验电压标准： 1）塑料绝缘电缆直流耐压试验电压，应符合表5-2的规定。 塑料绝缘电缆直流耐压试验电压标准2）橡皮绝缘电力电缆直流耐压试验电压，应符合下表的规定。 橡皮绝缘电力电缆直

18、流耐压试验电压标准试验时，试验电压可分46阶段均匀升压，每阶段停留1min，并读取 泄漏电流值。测量时应消除杂散电流的影响。 电缆的泄漏电流具有下列情况之一者，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷部位，并予以处理： 1） 泄漏电流很不稳定； 2）泄漏电流随试验电压升高急剧上升； 3）泄漏电流随试验时间延长有上升现象。 检查电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合。 (7)35KV升压变安装调试施工准备阶段1）监理人员应熟悉施工图纸和制造厂的技术资料，审批施工单位上报的施工组织措施，召开技术交底会议，并在以后的施工过程中督促施工方严格执行施工方案。2）施工前监理人员应仔细认真审阅厂家说明书和装配图，

19、并要求施工单位确保对每个施工人员进行技术交底。3）检查施工工器具及材料，包括大型机械设备、卷扬机、倒链、滑轮等起重设施，脚手架、蓬布、加热片、照明设备、真空滤油设备及管路阀门、抽真空设备等，并要求施工方在开工前上报主要施工设备的自检报告，经监理工程师审批后方可施工。4）电气试验仪器应能满足安装要求，并要求施工方在开工前上报试验仪器的自检报告，经监理工程师审批后方可用于试验。5）按照施工图纸，监理人员应核准主变就位的十字中心线及轨道高程。6）主变检前, 监理人员应检查主变绝缘油滤油处理（在绝缘油库进行）情况,各项化验指标是否符合国标与制造厂技术要求。7）安装前, 监理人员应检查所有管路、风冷却器

20、、临时注油设施的管路与阀门等附件是否用合格绝缘油进行了冲洗，是否用干净塑料布扎紧保管。8）监理人员应检查临时设备场地布置情况主变绝缘油的过滤是否设在绝缘油库进行。主变注油管是否就近布置于绝缘油库至主变检施工场地。用于主变注油和热油循环的真空滤油机是否就近布置于不影响主变附件安装的位置。用于主变检、注油和热油循环的保温防护棚架是否设于主变周围对应处。防火消防器材是否就近布置于不影响主变附件安装的明显位置，摆放是否整齐。用于油污清扫的锯末、棉布、酒精等是否摆放于保温防护棚通风处。吊车是否布置于主变近旁的相对位置进行主变附件安装。9）主变卸车，监理人员应检查的项目在主变卸车前，应对起吊进行彻底检查。

21、确保卸车安全。在主变进厂前应对主变运输小车进行检查,是否满足安装要求。读取主变氮气压力应符合规定。查看冲击记录仪的记录，横向、纵向均应不超过3g,以此判断变压器在运输途中受冲击的情况。检查变压器油箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓是否齐全，紧固是否良好。核准主变存油取样化验数据，以检查主变运输过程中是否受潮，油取样化验指标应符合国标规要求。主变排氮与检排氮前的准备与相关条件等的检查:用汽车吊和汽车将高压升高座及连接套筒、高低压套管、其它附件从仓库倒运至主变室，拆箱后将高压与中性点套管放置在临时支架上进行静油试验，支架要求稳固牢靠，静置时间不得小于24小时。24小时后检查套管底部不得有渗油现象，否则

22、应处理合格。用白布或棉纱蘸无水乙醇将瓷套表面的灰尘和油污擦拭干净。检查套管的油位应合乎要求，若油位不够，可按厂家提供的说明书进行抽真空补充注油。对高低压套管、中性点套管进行绝缘电阻测量、介质损耗正切值和电容值测量。对中性点电流互感器进行分接头的变比测量，出线端子应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗油现象。电流互感器和升高座的中心应一致。卸下高压套管下部的均压球、导电头等零件，擦净并用塑料布包好备用。仔细检查O型密封圈，如发现损伤或老化而不能使用时，必须更换。布置好真空滤油机、真空泵及管路阀门，接好电源，检查真空滤油机的工作应正常，真空泵及管路的密封性能应良好。连接

23、好绝缘油库至主变的注油管，准备注油及主变检前的热油循环。主变排氮、热油循环的检查项目：依据国标GBJ148变压器器身温度高于环境温10度的要求考虑主变排氮，监理人员应检查变压器器身的温度，并进行记录，应能满足以上要求。采用注油排氮方式，排氮的同时向本体注入合格绝缘油进行热油循环。提高器身绝缘程度和自身温度，保证器身部不受潮，并应对主变压器的残油进行化验，应合格。主变检前一天，在绝缘油库用真空滤油机，对绝缘油罐所用的绝缘油进行热油循环，提高绝缘油温度，使油温达到4050。保证注入主变本体的油，高于变压器器身温度。注油由绝缘油库的真空滤油机经注油管给主变油箱注油。注油从主变油箱底部进油阀注入，注油

24、的速度不宜过快，应控制在45t/h，当油面距油箱顶部不小于200mm并淹没铁芯后，停止注油。由变压器侧布置的真空滤油机开始热油循环。热油循环到一定温度时（根据当日环境气温进行，一般热油循环出口油温控制在50时）排油检。排油的同时进行高管、低套、连管的安装。主变排油检前的准备与相关条件等的检查：1）主变排油检选在晴天进行，主变排油检前先用真空滤油机热油循环加热变压器使器身温度高于周围环境温度510后方可排油（排向油罐）检。排油时要向箱充以干燥空气防止器身受潮。排油完后再打开进人孔盖板进行检，检时要一直吹入干燥空气，且要将变压器上面高压升高座孔打开一个，使空气流通，直至检完封盖为止。2）变压器检时

25、周围环境温度低于0时不能进行器身检查工作（低于0时采取措施，保证环境温度符合要求），变压器检应在无尘沙、空气相对湿度小于75%的条件下进行，并应采取防尘、防潮措施。3）变压器检时器身暴露在空气中的时间要尽量缩短，允许暴露的最长时间（从放油至重新抽真空为止）如下：干燥天气（空气相对湿度75%以下）16h、潮湿天气（空气相对湿度65%75%）8h，箱检查过程中，应采用强光手灯，电压不应高于36V。4）变压器检时如天气变化需要中断工作，中断超过824小时以应采取抽真空保管，中断工作超过24小时以上应采取注入合格变压器油保管。5）进入变压器检人员（监理、厂家、施工人员）必须穿清洁衣服和鞋袜，除所带工具

26、外不允许带其它任何金属物件；所用工具要求专人负责严格执行登记清点制度，防止工具遗忘在变压器中。变压器部检查的主要项目有：1）运输支撑和器身各部位应无移动现象，运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除，并经过清点作好记录以备查。2）所有螺栓应紧固，并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。3）铁芯检查：铁芯应无变形、铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；铁芯应无多点接地（测量绝缘电阻）；打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应良好。4）绕组检查:绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象；各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞；绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。5）绝缘围屏绑扎牢

27、固，围屏上所有线圈引出处的封闭应良好；6）引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯；引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，其固定支架应紧固；引出线的裸露部份应无毛刺或尖角，其焊接应良好；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确7）开关切换装置检查：开关切换装置各分接头与线圈的连接应牢固，且接触紧密，弹力良好；所有连接接触面，用0.05mm10mm塞尺检查,应塞不进；转动接点应正确地停留在各个位置上且与指示器所指位置相一致；切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应转动灵活，密封良好。8）绝缘屏障应完好，且固定牢靠，无松动现象。9）强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封良好。10）各部位应无油泥、金

28、属屑末等杂物；箱壁上的阀门应开启灵活、指示正确。器身检查完毕后必须用合格变压器油进行冲洗，油箱底部不得有遗留杂物。在进行检的同时，进行套管升高座及套管的安装。主变器附件安装套管升高座安装1）套管升高座安装前,监理人员应先检查升高座部的绝缘油是否放干、电流互感器的常规试验是否合格、电流互感器和升高座的中心是否一致、电流互感器出线端子板是否密封良好，无渗油现象，其接线螺栓和固定件的垫块是否紧固。2）套管升高座安装时，打开变压器上与升高座相连接的法兰封盖，用白布蘸无水酒精清洁连接面且涂抹厂家提供的密封胶，对准位置粘贴密封垫，并立即将升高座吊至安装部位的上方用校准棒校准方位，监理人员应检查电流互感器铭

29、牌位置是否面向油箱外侧、放气塞位置是否在升高座最高处、是否用力矩板手对称拧紧全部螺栓。套管安装1）将套管垂直立放在套管临时支承架上并固定牢靠，用白布蘸无水酒精清洁套管外表，监理人员应检查套管表面应无裂缝、伤痕，测量套管绝缘电阻、吸收比或极化指数、直流电阻、介质损耗角正切值、直流泄漏电流应合格后方可进行安装。2）打开套管升高座上的法兰封盖,用白布蘸无水酒精清洁连接面且涂抹厂家提供的密封胶，对准位置粘贴密封垫，并立即将套管吊至安装部位的上方用校准棒校准方位后，将变压器部的变压器引出线与套管上的连接端子可靠连接后，穿入连接螺栓用力矩板手对称拧紧全部螺栓。安装过程中，监理人员应检查变压器部套管引线与对

30、应绕组是否可靠连接、套管顶部的密封是否安装正确，密封是否良好。储油柜安装1）储油柜安装前先将储油柜的支架初步就位于安装部位，监理人员应检查储油柜支架安装是否牢固。2）监理人员应检查储油柜在安装前是否清洗干净，用氮气将储油柜中胶囊或隔膜缓慢充气胀开，检查确认应无漏气破损；胶囊或隔膜沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行不得有扭偏，胶囊或隔膜口应密封良好呼吸通畅。3）安装过程中，监理人员应检查油位表动作是否灵活，油位表的指示是否与储油柜的真实油位相符，油位表的信号接点位置是否正确，绝缘是否良好。4）检查确认工作完毕后将储油柜吊至安装部位的上方用校准棒校准方位穿入连接螺栓，用力矩板手对称拧紧全部螺栓，最

31、后监理人员应检查储油柜支架固定螺栓是否全部拧紧。冷却器装置安装1）冷却器装置安装前监理人员应仔细检查部是否清洁，否则要用合格的变压器油冲洗干净，并将残油排尽。2）监理人员应仔细检查冷却器所有连接管路应接续1h无渗漏（包括油、水系统）3）监理人员应仔细检查管路中阀门是否操作灵活，开闭位置是否正确、阀门及法兰连接处是否密封良好。4）外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净，管路安装后，油管应涂黄漆，水管应涂黑漆，并应标有正确的流向标志。5）油泵安装完毕后，监理人员应仔细检查油泵的转向是否正确、转动时应无异常噪声、振动或过热现象；其密封是否良好，应无渗油或进气现象。6）差压继电器、流速继电器在安装前，监理人员应检查差压继电器、流速继电器