荒山光伏工程施工规范.docVIP

三山100MW光伏电站项目部芜湖三山100MW荒山光伏电站施工规范（征求意见稿）20140620发布 20140622实施平煤神马建工集团有限公司1.总 则1.0.1为了规范光伏电站建设，做到技术先进、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，制定本规范1.0.2本规范适用于山坡地面及鱼光互补并网型光伏电站。1.0.3施工范围包括光伏电站内的所有土建工程、设备安装工程、电气工程、设备调试、及防雷接地等。1.0.4施工人员及监理应熟悉本规范和现行有关安全技术标准及产品的技术文件。1.0.5在光伏电站施工中，除应符合本规范外，电气施工应符合国家现行有关标准的规定。2.术 语2.0.1并网光伏电站 grid-connected PV power station接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。2.0.2组件（太阳电池组件）module（ solar cell module）指具有封装及内部联接的，能单独提供直流电的输出，最小不可分割的太阳电池组合装置。又称为光伏组件2.0.3方阵(太阳电池方阵) array（ solar cell array）由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元，基桩、支架、组件，又称为光伏方阵。2.0.4汇流箱 Combiner在太阳能光伏发电系统中，将一定数量、规格相同的光伏组件串联起来，组成一个个光伏串列，然后再将若干个光伏串列并联汇流后接入的装置。2.0.5逆变器 inverter用于光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。2.0.6光伏支架 PV support bracket是太阳能光伏发电系统中为了摆放，安装，固定太阳能面板设计的特殊的支架。3.基本规定3.0.1开工前应具备的条件：1.在工程开始施工之前，建设单位需保证施工过程中的图纸，及图纸的工艺说明及时到位。2.施工单位、监理单位应提供有效的资质证书及相关技术人员专业资质证书，特殊作业人员资质证书。3.设计院电子版施工图应经业主、监理、施工单位会审确认签字后，方可施工。如有变更须出具项目变更会签单。3.2对进场支架、组件及设备进行开箱检查，其合格证、说明书、测试记录、附件、备件等均应齐全。3.3设备和器材的运输、保管，应符合本规范要求，当产品有特殊要求时，应满足产品要求的专门规定。3.4隐蔽工程部分，必须在隐蔽前会同监理单位做好中间检验及验收记录。3.5施工记录齐全，施工试验记录齐全。4测量放线，严格按照设计院的平面布置阵列桩点图测量放点，左右允许偏差20mm。5. 土建工程5.1场区清表及场平5.1.1场地清表应达到工作面表面无树木（零星灌木直径在20mm以上）、杂物（指表面杂物）。5.1.2场平应达到工作面无明显凹凸面，山体坡度应平滑过渡。5.1.3清表、场平完成后，土建施工队应填写工作交接报验单向业主、监理、安装施工方报验。验收合格后安装施工方进场施工。5.2钻孔严格按点钻孔，保证孔的垂直度和水平夹角902，250mm孔深不得低于1300mm，左右允许偏差25mm。1600mm孔深不得低于1500mm，左右允许偏差15mm。5.3基桩浇筑5.3.1浇筑前应检查孔深不得小于1200mm，孔内积水不得大于50mm。桩基与防水台阶浇筑间隔时间不得超过2小时。5.3.2基桩与水平面垂直度902，基桩几何中心与相邻左右基桩允许偏差10mm（以阵列中心基桩为基准点）。5.3.3基桩上口距离防水台阶150mm20mm，防水台阶高度150mm。基桩浇筑应用振动泵将混凝土振实，防水台阶用棒体振实。防水台阶脱模后不得有明显蜂窝。5.3.4浇筑管桩外沿与孔壁250mm孔不得小于50mm，160孔不得小于30mm。5.3.5基桩应在浇筑完毕后的12h以内对混凝土加以地膜全部覆盖保湿养护，管桩孔用胶带封口。5.3.6管桩长度不得小于1200mm，250mm孔的管桩按要求插入4根12mm长度为200mm的圆钢。160mm孔的管桩，管桩为500mm锚筋为700mm12mm螺纹钢3根夹角为120度焊接。5.3.7基桩拉拔试验应符合设计院要求，单个基桩应不小于1500kg拉拔力。5.4支架安装（前10MW参照）5.4.1支架安装前应对立柱、斜梁、檩条外形检查，是否有机械变形或漏镀锌现象。各部位螺杆、平垫、弹垫、螺母应配套安装，螺母应紧固到位。5.4.2前、后立柱垂直度不得大于1%（本立柱长度）。5.4.3前立柱上沿距离地面应保持在650mm20mm，因本项目是依山而建，本单元前立柱直线偏差20mm（以本单元中心立柱为基准点）。5.4.4斜梁与水平面夹角按设计标准1，斜梁下沿外口出前立柱铰链外沿150-200mm之间，但必须保持本单元在同一直线上，后立柱根据斜梁夹角调整到合适的高度，本阵列后立柱直线偏差20mm（以本单元中心立柱为基准点）。5.4.5檩条安装，下沿第一根檩条外沿距斜梁外沿应保证在100-150mm之间，但同阵列檩条必须保证在同一条直线上。下沿第二根檩条与下沿第一根檩条内边距离为800mm10mm。上沿第一根檩条与斜梁上外沿保证在100-160mm之间，但同阵列檩条必须保证在同一条直线上。上沿第二根檩条与上沿第一根檩条内边距离为800mm10mm。5.4.6檩条安装完毕后应保证本阵列在同一平面上，如果不能满足可对立柱、斜梁、檩条做适当调整，确保本阵列在同一平面上。5.4.7阵列与阵列两端支架尽量保持在同一高度，允许最大偏差50mm。5.4.8阵列与阵列前、后立柱直线偏差76mm（阵列组以中间阵列为参考点）。5.5组件安装5.5.1组件下沿离地高度不得小于700mm，本阵列组件下沿应在同一条直线上。5.5.2阵列与阵列组件下沿尽量保持在同一条直线，允许偏差50mm（阵列组以中间阵列为参考点），保持折线弧度。5.5.3不同厂家、不同规格的组件不得安装在同一阵列。6.地下设施 6.1场区接地网6.1.1接地网沟开挖严格按照设计院要求路由（2区除外）开挖，深度不得小于900mm（如遇山石无法满足，报监理、业主另行解决）。6.1.2接地网主干采用热镀锌50mm5mm扁铁铺设，支干采用热镀锌40mm4mm扁铁铺设接地网连接部位采用电焊4面焊接，焊接部位要求无漏焊，焊缝饱满。焊接长度应达到扁铁宽度的2倍。6.1.3接地极插入地下不得小于2500mm，接地极和接地网采用电焊焊接，焊接部位要求无漏焊，焊缝饱满。6.1.4焊接部位防腐采用防锈漆涂刷2层，干后采用沥青涂刷。6.2电缆沟6.2.1电缆沟的开挖施工应符合设计图纸要求（2区除外）。开挖深度不得小于700mm。6.2.2在电缆沟道至上部控制屏部分及电缆竖井采用防火胶泥封堵，电缆敷设应满足设计要求。6.3场区给排水管道的施工6.3.1地埋的给排水路由和管道应满足设计要求（2区除外），先地下再地上，管道回填后尽量避免二次开挖。6.3.2地下给排水管道采用工业PE管道，按设计要求铺设管网及预留给水阀门。并注意管道的流向与坡度。7.建（构）筑物 7.1 光伏电站建（构）筑物应包括光伏方阵内建（构）筑物、站内建（构）筑物，光伏方阵内建（构）筑物主要是指逆变器基础、升变基础建（构）筑物。7.1.1设备基础及方位应严格按照设计院图纸施工，控制基础外露高度、尺寸与上部设备的匹配统一，混凝土基础表面应符合设计规范。7.1.2站内建（构）筑物应包括开关站等建筑物及其地基与基础。应满足设计规范及建筑工程施工质量验收统一标准GB 50300，严格按照实施工程建设强制性标准监督规定相关规定。8.安装工程8.1一般规定8.1.1设备的保管与就位应符合下列规定：8.1.1.1在吊装程中应做好防倾覆、防震和防护面受损等安全措施。必要时可将装置性设备和易损元件拆下单独包装运输。当产品有特殊要求时，尚应符合产品技术文件的规定（设备吊装时，要求设备厂家提供吊装专用工具）。8.1.1.2设备到场后应作下列检查：1)包装及密封应良好。2)开箱检查型号、规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。3)产品的技术文件应齐全。4)外观检查应完好无损。8.1.2设备宜存放在室内或能避雨、风的干燥场所，并应做好防护措施。8.1.3保管期间应定期检查，做好防护工作。8.2光伏电站的中间交接验收应符合下列规定：8.2.1光伏电站工程中间交接项目可包含：逆变器、升压站基础、支架基础、电缆沟道、设备基础二次灌浆等。8.2.2土建交付安装项目时，应由土建专业填写“中间交接验收签证单”,并提供相关技术资料,交安装专业查验。8.2.3中间交接项目应通过质量验收，对不符合移交条件的项目,移交施工单位负责整改合格。8.2.4光伏电站的隐蔽工程施工应符合下列规定：8.2.4.1.光伏电站安装工程的隐蔽工程应包括：接地、直埋电缆等。8.2.4.2.隐蔽工程隐蔽之前，施工方应根据工程质量评定验收标准进行自检，自检合格后向监理部提出验收申请。8.2.4.3监理工程师应在约定的时间组织业主人员与施工人共同进行检查验收。如检测结果表明质量验收合格，监理工程师应在验收记录上签字，施工方可以进行工程隐蔽和继续施工；验收不合格，施工方应在监理工程师限定的期限内整改，整改后重新验收。隐蔽工程验收签证单应按照电力建设施工质量验收及评定规程DL/T 5210相关要求的格式进行填写。8.3组件接线8.3.1组件接线数量和路径及线径应符合设计要求。8.3.2组件间接插件应连接牢固、组件之间连接线不应承受外力。8.3.3外接电缆同插接件连接处应铆接牢固。8.3.4组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求。8.3.5组件间连接线应进行绑扎，整齐、美观。8.3.6单元间组串的跨接线缆如采用架空方式敷设，宜采用PVC管或桥架进行保护。8.3.7各单元组串线应按设计要求套编号码管。8.3.8同一组串的正负极不宜短接、对组串完成但不具备接引条件的部位，应用绝缘胶布包扎好。8.3.9严禁在雨天进行组件的连线工作。8.4汇流箱安装8.4.1汇流箱安装前应做如下准备：8.4.1.1汇流箱的防护等级等技术标准应符合设计要求。8.4.1.2汇流箱内元器件完好，连接线无松动。8.4.1.3安装前汇流箱的所有开关和熔断器断开。8.4.2汇流箱安装应符合以下要求：8.4.2.1安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为镀锌件。8.4.2.2地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm。8.4.2.3汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求。8.4.2.4汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于2M（DC1000V）。8.4.2.5汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态。8.5逆变器安装8.5.1逆变器安装前应作如下准备：8.5.1.1逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件： 1)逆变器箱基础与逆变器箱安装尺寸完全一致。2)逆变器箱外观完好无损，通风设施完善。3)逆变器箱基础及构件到达允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求。4)预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固。8.5.1.2检查安装逆变器的型号、规格应正确无误；逆变器外观检查完好无损。8.5.1.3吊装及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。8.5.1.4逆变器箱就位时应检查道路畅通，且有足够的场地。8.5.2逆变器的安装与调整应符合下列要求：8.5.2.1按设计标准固定的逆变器箱，逆变器箱基础安装的允许偏差应符合表一下的规定。逆变器箱与基础安装的允许偏差 项目允许偏差mm/mmm/全长不直度13水平度13位置误差及不平行度-38.5.2.2逆变器的安装方向应符合设计规定。8.5.2.3逆变器内专用接地排必须可靠接地，500kW及以上的逆变器应保证两点接地；金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地。8.5.2.4逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点，电缆极性正确、绝缘良好。8.5.2.5逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序。8.5.2.6电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应做好封堵。9.光伏组串调试9.1光伏组串调试前具备下列条件：9.1.1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。9.1.2汇流箱内防反二极管极性应正确。9.1.3汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。9.1.4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。9.1.5确保各回路熔断器在断开位置。9.1.6汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。9.1.7监控回路应具备调试条件（此项目不在内）。9.2光伏组串调试检测应符合下列规定：9.2.1汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。9.2.2同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于5V（组件为A片）。9.2.3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。9.2.4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。9.2.5逆变器投入运行前，将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。9.2.6光伏组串测试完成后，应按照本规范格式填写记录。9.3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：9.3.1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。9.3.1.1先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。9.3.1.2先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器。9.3.2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。9.3.2.1先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。9.3.2.2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。9.3.2.3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。9.4汇流箱的监控功能应符合下列要求（此项目不包含）：9.4.1监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。9.4.2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。10.逆变器调试10.1逆变器调试前，应具备下列条件：10.1.1逆变器控制电源应具备投入条件。10.1.2逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。10.1.3逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。10.1.4方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。10.2逆变器调试前，应对其做下列检查：10.2.1逆变器接地应符合要求。10.2.2逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹。10.2.3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。10.2.4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。 10.2.5逆变器临时标识应清晰准确。10.2.6逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。10.3逆变器调试应符合下列规定：10.3.1逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行。10.3.2逆变器控制回路带电时，应对其做如下检查：10.3.2.1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常。10.3.2.2人机界面上各参数设置应正确