柬埔寨光伏电站培训

柬埔寨地面光伏电站施工培训 一、 地面光伏电站简介地面光伏电站一般包括两部分：光伏场区和汇流升压站。光伏场区为光伏发电系统，起到将太阳能转化为电能的作用，主要包括：支架基础、支架、太阳能光伏电池组件、汇流箱、逆变器、变压器、电缆、防雷接地、道路、围墙。汇流升压站起到光伏场区发出的电的汇流、升压、外送的作用，主要包括：低压电气系统、高压电气系统、二次保护系统、监控系统、通讯系统、消防系统、通风空调、给排水、照明、防雷接地。其他包括：场外线路、接入系统等。二、 规程规范1. 光伏发电站设计规范(GB50797-2012)2. 光伏发电工程施工组织设计规范 （GB/T 50795-2012）3. 光伏电站施工规范 （GB50794-2012）4. 光伏发电工程验收规范 （GB50796-2012）5. 光伏系统并网技术要求 (GB/T 19939-2005)6. 光伏发电站接入电力系统技术规定 (GB/T 19964-2005)7. 太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范 (CECS85-96)三、 施工工序施工工序如下：场地测量定位场地平整基坑开挖基础模板支护基础钢筋绑扎混凝土浇筑混凝土养护（以上部分泰方完成）支架安装光伏电池组件安装光伏电缆槽架及电缆敷设电气设备安装（汇流箱、逆变器、变压器、汇流升压站内电气设备安装等）设备单体调试设备联调内部验收资料交接竣工验收四、人员配备电站施工需配备人员数量为 60到70 人不等，具体根据电站容量确定，其主要工种应包括混凝土工、钢筋工、电工、焊工、普工等，并配备技术员、质量员、安全员和资料员。其中我方委派技术人员全程跟踪指导，提供技术支持，并且协助泰方组织施工人员，施工培训等。五、具体施工方法及要求1 测量定位1.1 施工内容汇流升压站点定位、光伏组件基础位置定位、逆变器和变压器基础位置定位、地埋电缆走向定位、围栏位置定位等。根据图纸上设计的建筑物的平面位置、形状和高程，通过测量仪器测量后建立测量网，并将各建筑物和各光伏方阵标定在施工现场的地面上，使工程严格按照设计进行实施。1.2 工器具配备GPS、全站仪、水准仪、经纬仪、塔尺、钢板尺、钢卷尺、对讲机等1.3 施工方法1.3.1 利用全站仪对站点进行定位，定位依据为设计图纸提供的坐标点。1.3.2 站点坐标确定后，根据设计图纸分别进行各个建筑的位置定位。1.3.3 定位点确定后，撒白灰或钉木桩进行标识。2 场地平整2.1 施工内容场地平整，清除地面障碍物、植被及垃圾2.2 工器具配备推土机、装载机等2.3 施工方法2.3.1 根据现场实际地貌确定平整方案，平整区域以满足组件布置为原则，应确保每组组件在同一平面。2.3.2 根据确定的区域对场地进行平整，回填的虚土需夯实。2.3.3 如果是坡地，那么边坡需保持足够的坡度。2.4 施工技术要求平整后的场地应平整、坚实，满足组件布置条件，且应有一定的防洪能力。3 基坑开挖（泰方完成）3.1 施工内容光伏电池组件支架基础基坑、地埋电缆沟道、汇流站建筑基坑。3.2 工器具配备挖掘机（视具体情况） 、打孔机、叉车等3.3 施工方法3.3.1 组件基础基坑根据现场的实际情况采用预制水泥板的方式。3.3.2 根据支架基础图纸，预制好水泥板，然后根据要求摆放好。3.3.3 支架基础保证平整，尺度精确。3.4 施工技术要求3.4.1 开挖的基坑应保证垂直度，避免桩基施工时偏斜，深度应能满足桩基施工要求。4 支架基础模板支护4.1 施工内容支架基础模板支护4.2 工器具配备定型模板、紧固件、定位固定框架4.3 施工方法4.3.1 桩基设计为水泥板预制，最好实在前期最好螺栓的预埋。5支架安装5.1 施工内容固定太阳能光伏电池组件用的支架组装、安装。5.2 工器具配备电动扳手、活扳手、榔头5.3 施工方法5.3.1 施工前认真研究支架图纸，掌握各部件的安装位置、方向及要求。支架基础通过验收。5.3.2 对支架各部件进行分类，清点，支架外观及保护层应完好无损；型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全核实数量及型式符合图纸要求。5.3.3 在地面将前立柱、后立柱与横梁组合，采用螺栓连接。5.3.4 将组合好的组合件安装到基础上与预埋地脚螺栓连接，临时固定，柱底板下面用调平螺母调整水平，保证各底板水平一致，然后安装次梁，次梁与主梁通过螺栓连接。5.3.5 安装拉筋，并进行紧固调节，均匀受力，保持支架横平竖直为原则。5.3.6 调整好组合完的支架，对其平整度、角度、垂直度进行调整，确认没问题后，将全部螺栓紧固。5.4 施工技术要求 固定支架安装的允许偏差项目允许偏差（mm）中心线偏差2垂直度（每米）1水平偏差相邻横梁间1东西向全长10立柱面偏差相邻立柱间1东西向全长56 太阳能电池组件安装6.1 施工内容太阳能电池组件固定，组件间的接线、组串。6.2 工器具配备电动螺丝刀6.3 施工方法6.3.1 组件安装前支架的安装工作应通过质量验收。核对组件的型号、规格应符合设计要求。检查组件的外观及各部件应完好无损。6.3.2 将组件逐件安装到支架上，用螺栓进行固定。6.3.3 组件固定面与支架表面不吻合时，应用铁垫片垫平后方可紧固连接螺丝，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。6.3.4 连接各组件之间的连线。6.4 施工技术要求6.4.1 组件安装允许偏差应符合下表规定： 组件安装允许偏差项目允许偏差（mm）倾斜角度偏差1组件边缘高差相邻组件间 1mm东西向全长（相同标高）10立柱面偏差相邻组件间1东西向全长（相同轴线及标高）56.4.2 组件之间的接线应符合以下要求：6.4.2.1 组件连接数量和路径应符合设计要求。6.4.2.2 组件间接插件应连接牢固。6.4.2.3 组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求。6.4.2.4 组件间连接线应进行绑扎，整齐、美观。6.4.3 组件的安装和接线还应注意如下事项：6.4.3.1 组件在安装前或安装完成后应进行抽检测试。6.4.3.2 组件安装和移动的过程中，不应拉扯导线。6.4.3.3 组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损。6.4.3.4 组件之间连接线不应承受外力。6.4.3.5 同一组串的正负极不宜短接。6.4.3.6 单元间组串的跨接线缆如采用架空方式敷设，宜采用 PVC 管进行保护。6.4.3.7 施工人员安装组件过程中不应在组件上踩踏。6.4.3.8 进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品。不得触摸金属带电部位。6.4.3.9 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。6.4.3.10 严禁在雨天进行组件的连线工作。6.4.4 组件接地应符合下列要求:6.4.4.1 带边框的组件应将边框可靠接地。6.4.4.2 组件接地电阻应符合设计要求。7 电缆敷设及端接7.1 施工内容光伏组串至汇流箱、汇流箱至逆变器及变压器电缆敷设及端接。7.2 工器具配备扳手、电工工具等7.3 施工方法7.3.1 施工前应核对电缆型号电压规格应符合设计。电缆外观应无损伤、绝缘良好。敷设前应按设计和实际路径计算每根电缆的长度合理安排。7.3.2 光伏组串至汇流箱电缆敷设，顺组件支架 C 型钢走线，用扎带固定在 C 型钢上。7.3.3 汇流箱至逆变器和变压器电缆采用地埋方式，埋深大于冻土层。7.3.4 电缆端接采用接线鼻进行连接，根据电缆尺寸选择合适的接线鼻，4mm光伏电缆采用专用接头连接。7.4 施工技术要求7.4.1 电缆敷设要求排列整齐，不宜交叉，保持美观。7.4.2 电缆两端均须编号，避免错误连接。7.4.3 电缆在终端头与接头附近宜留有备用长度。8 电气设备安装8.1 施工内容汇流箱、逆变器、控制器、配电箱变压器等电气设备安装8.2 工器具配备起重机、铲车、火焊、电焊机、电工工具等8.3 施工方法8.3.1 检查各电气设备的型号、规格应正确无误，外观完好无损。盘柜内元器件完好，连接线无松动。8.3.2 盘柜基础底座采用槽钢配制而成，槽钢加工成与盘柜底面面相匹配的尺寸，槽钢应除锈刷漆三遍。8.3.3 基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面 10mm。基础型钢应有明显的可靠接地。8.3.4 盘柜的安装方向应符合设计规定。8.3.5 将盘柜搬运至基础型钢之上然后进行可靠固定。8.3.6 汇流箱可选择合适的位置固定在光伏组件支架上。8.3.7 安装前汇流箱的所有开关和熔断器宜断开。8.4 施工技术要求8.4.1 汇流箱安装位置应符合设计要求。汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求。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 逆变器内专用接地排必须可靠接地，100kW 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。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。逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序。电缆接引完毕后，盘柜本体的预留孔洞及电缆管口应做好封堵。9 设备和系统调试9.1 调试基本要求.9.1.1 调试单位和人员应具备相应资质并通过报验。9.1.2 调试设备应检定合格。9.1.3 使用万用表进行测量时，必须保证万用表档位和量程正确。9.1.4 设备和系统调试前，安装工作应完成并通过验收。9.1.5 设备和系统调试前，建筑工程应具备下列条件：装有空调或通风装置等特殊设施的，应安装完毕，投入运行。受电后无法进行或影响运行安全的工作，应施工完毕。9.2 光伏组串调试9.2.1 光伏组串调试前具备下列条件：9.2.1.1 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。9.2.1.2 汇流箱内防反二极管极性应正确。9.2.1.3 汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。9.2.1.4 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。9.2.1.5 确保各回路熔断器在断开位置。9.2.1.6 汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。9.2.1.7 监控回路应具备调试条件。9.2.1.8 辐照度宜大于 700W/的条件下测试，最低不应低于 400W/。9.2.2 光伏组串调试检测应符合下列规定：9.2.2.1 汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。9.2.2.2 同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于 5V。9.2.2.3 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。9.2.2.4 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。9.2.2.5 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。9.2.2.6 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。9.2.2.7 光伏组串测试完成后，应填写记录。9.2.3 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：9.2.3.1 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：先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器。9.2.3.2 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：先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。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。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。9.2.4 汇流箱的监控功能应符合下列要求：监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。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。9.3 逆变器调试9.3.1 逆变器调试前，应具备下列条件：逆变器控制电源应具备投入条件。逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。9.3.2 逆变器调试前，应对其做下列检查：逆变器接地应符合要求。逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹。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。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。逆变器临时标识应清晰准确。逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。9.3.3 逆变器调试应符合下列规定：逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行。9.3.3.1 逆变器控制回路带电时，应对其做如下检查：工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常。人机界面上各参数设置应正确。散热装置工作应正常。9.3.3.2 逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作：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。检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。9.3.3.3 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：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。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。9.3.3.4 逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：具有门限位闭锁功能的逆变器， 开启逆变器盘门。 逆变器网侧失电。逆变器直流侧对地阻抗高于保护设定值。逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定的门槛值。逆变器直流输入过电流。逆变器线路侧电压偏出额定电压允许范围。逆变器线路频率超出额定频率允许范围。逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。9.3.4 逆变器的运行效率、防孤岛保护