光伏地面电站工程监理合理化建议

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光伏地面电站工程监理合理化建议一、光伏发电的特点光伏发电系统是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电系统装置。光伏发电是根据光生伏特效应原理,利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电,光伏发电系统主要由太阳能电池板（组件）、控制器和逆变器三大部分组成，它们主要由电子元器件构成，不涉及机械部件,所以,光伏发电设备极为精炼,可靠稳定寿命长、安装维护简便。光伏电站的施工范围包括光伏电站内的土建工程、设备安装工程、电气工程、设备调整、消防环保工程及防雷接地等。其中：1.土建工程施工时应注意：1.1支架基础的轴线及标高偏差规定项目名称容许偏差同组支架基础直接基础定标高偏差≤±2mm基础轴线偏差≤5mm方阵内基础之间基础定标高偏差≤±5mm

1（东西方向、相同标高）基础轴线偏差≤10mm方阵内基础之间（南北方向、相同标高）基础顶标高偏差≤±10mm基础轴线偏差≤10mm1.2支架基础尺寸及垂直度偏差项目名称偏差基础垂直度偏差≤5mm基础截面尺寸偏差≤10mm1.3支架基础预埋螺栓项目名称容许偏差同组支架的预埋螺栓顶面标高偏差≤10mm位置偏差≤2mm方阵内支架基础预埋螺栓（相同基础标高）顶面标高偏差≤30mm位置偏差≤2mm2.安装工程施工时应注意2.1组件安装项目名称容许偏差倾斜角度偏差顶面标高偏差≤1º位置偏差≤2mm

2组件边缘高差相邻组件间≤1mm东西向全长（相同标高）≤10mm组件平整度相邻组件间≤1mm东西向全长（相同轴线及标高）≤5mm2.2逆变器基础型钢安装项目名称容许偏差mm/mmm/全长水平度<1<3位置误差及不平行度-<32.3电气二次系统2.3.1二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。2.3.2二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。

32.3.3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。2.3.4二次回路接线应符合《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2.4其他电气设备安装2.4.1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。2.4.2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。2.4.3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。 2.4.4环境监测仪的安装应符合设计和生产厂家说明书的要求。2.5防雷与接地2.5.1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。 2.5.2地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接。 2.5.3屋顶光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接。2.6线路及电缆

4 2.6.1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。2.6.2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 60794-3-12-2005 2.6.3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。2.6.4线路及电缆的施工还应符合设计文件中的相关要求。3、设备和系统调试时应注意3.1光伏组串调试前具备下列条件：3.1.1.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。 3.1.2.汇流箱内防反二极管极性应正确。3.1.3.汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。3.1.4.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。 3.1.5.确保各回路熔断器在断开位置。

53.1.6.汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。 3.1.7.监控回路应具备调试条件。3.1.8.辐照度宜大于700W/㎡的条件下测试，最低不应低于400W/㎡。 3.2光伏组串调试检测应符合下列规定： 3.2.1.汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。3.2.2.同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于5V。 3.2.3.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。3.2.4.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。 3.2.5.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。3.2.6.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。3.2. 7.光伏组串测试完成后，应按照本规范的格式填写记录。

6 3.3逆变器在投入运行后，汇流箱内光伏组串的投、退顺序应符合下列规定： 3.3.1.汇流箱的总开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。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。3.3.2.汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组串的开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。1)先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。 2)先退出箱内所有光伏组串小开关，后退出汇流箱总输出熔断器。3.3.3.汇流箱总输出和分支回路光伏组串均采用熔断器时，则投、退熔断器前，均应将逆变器解列。3.4汇流箱的监控功能应符合下列要求：3.4.1.监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。3.4.2.监控系统应实时准确的反映汇流箱内各光伏组串电流的变化情况。

7 3.5跟踪系统调试 3.5.1跟踪系统调试前，应具备下列条件： 1).跟踪系统应与基础固定牢固，可靠；接地良好。 2).与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度。 3).转动范围内不应有障碍物。 3.5.2在手动模式下通过人机界面等方式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).跟踪系统跟踪的最大角度应满足技术要求。 3).极限位置保护应动作可靠。 3.5.3在自动模式调试前，应具备下列条件： 1)．手动模式下应调试完成。2)．对采用主动控制方式的跟踪系统，还应确认初始条件的准确性。3.5.4跟踪系统在自动模式下，应符合下列要求： 

81).跟踪系统的跟踪精度应符合产品的技术要求。 2).风速超出正常工作范围时，跟踪系统应迅速做出避风动作；风速减弱至正常工作允许范围时，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).采用间歇式跟踪的跟踪系统，电机运行方式应符合技术文件的要求。 5).采用被动控制方式的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。 3.5.5跟踪系统的监控功能调试应符合下列要求：  1).监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。 2).监控系统应实时准确的反映跟踪系统的运行状态、数据和各种故障信息。 3).具备远控功能的跟踪系统，应实时响应远方操作，动作准确可靠。3.6 逆变器调试 3.6.1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。

92)．逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。 3)．逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。 4)．方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。 3.6.2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。 3.6.3逆变器调试应符合下列规定： 1).逆变器的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，应对其做如下检查：a工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常。b人机界面上各参数设置应正确。c散热装置工作应正常。 3.6.4.逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作： 

101)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)检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。 3.6.5.逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，应进行如下工作： 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。3.6.6.逆变器并网后，在下列测试情况下，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的门槛值。 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允许范围。 7)逆变器线路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。 3.6.7.逆变器的运行效率、防孤岛保护及输出的电能质量等测试工作，应由有资质的单位进行检测。3.6.8逆变器调试时，还应注意以下几点：

11  1).逆变器运行后，需打开盘门进行检测时，必须确认无电压残留后才允许作业。2).逆变器在运行状态下，严禁断开无断弧能力的汇流箱总开关或熔断器。 3).如需接触逆变器带电部位，必须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。3.6.9施工人员应按照本规范附录C的格式填写施工记录。3.6.10逆变器的监控功能调试应符合下列要求：  1)．监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。 2)．监控系统应实时准确的反映逆变器的运行状态、数据和各种故障信息。 3)．具备远方启、停及调整有功输出功能的逆变器，应实时响应远方操作，动作准确可靠。 3.7其它电气设备调试 3.7.1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。3.7.2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。

12 3.7.3 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。 3.8二次系统调试 3.8.1二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。3.8.2二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。3.8.3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。二、对本工程的建议1、建议安装施工前认真的审阅图纸，编制针对本工程切实可行的施工组织设计。2、针对本工程组织项目部，人员分配合理，任务分工明确，责任制到人。3、按照甲方及相关规定排出合理的施工进度计划。4、对施作业人员上岗前进行相应的安全教育。5、工程合同签定后预制工作开始前，向业主/监理提供工程施工周期内各种实施计划，包括施工总体实施计划。

136、施工总体计划编制着重考虑总工期、施工程序、材料及设备供应计划、劳动力和机具配置、自然条件和现场条件等要点。7、编制日作业计划。作业计划作为进度控制的主要依据；日计划应具体到每一天必须完成的工作量和主要形象进度。8、加强施工进度计划检查和监督的力度，施工进度计划在执行中可变性很大，出现进度偏差机会很多，项目部各职能部门应在装置停车前，根据日计划检查准备工作，并在安装开始时，做到每天对施工进度计划的执行情况进行检查和监督，并分析进度计划执行情况，对出现的问题要及时解决，为计划的调整提供必要的信息资料。9、计划的调整：通过实际进度和计划进度的比较分析，一旦出现进度偏差，必须进行调整。计划调整的前提是确保施工总工期和各节点控制点不变，通过分析原因，制定相应的调整方案。三、系统设计标准和原理1、设计原则a)美观性与当地自然条件结合，美观大方。在不改变原有地貌环境和外观的前提下，设计安装太阳能光伏阵列的结构和布局。b)高效性

14光伏系统在考虑的美观的前提下，在给定的安装面积内，尽可能高的提高光伏组件的利用效率，达到充分利用太阳能，提供最大发电量的目的。c)安全性设计的光伏系统应该安全可靠，不能给其他用电设备带来安全隐患，施工过程中要保证绝对安全，不能掉下任何设备和器具。尽可能的减少运行中的维修维护工作，同时应考虑到方便施工和利于维护。d)在太阳能光伏电站的设计、设备选型方面，也遵循了如下原则：①可靠性高：设备余量充分，系统配置先进、合理，设备、部件质量可靠；②通用性强：设备选型尽可能一致，互换性好，维修方便。通信接口、监控软件、充电接口配置一致，兼容性好,便于管理；③安全性好：着重解决防雷击、抗大风、防火、防爆、防触电和关键设备的防寒、防人为破坏等安全问题；④操作性好：自动化程度高，监控界面好，平时能做到无人值守，设备做到免维护或少维护；⑤直观可视性好：现场安装有显示屏，可实时显示电站的发电量、太阳辐射、温度、瞬时功率以及二氧化碳减排量。⑥

15性能价格比高：在设备选型和土建工程设计中，在保证系统质量、性能的前提下，尽量采用性价比最优的设备，注重经济性、实用性、安全性、稳定性，以节省项目费用，减少投资。