光储充EPC总承包项目-技术协议-光伏

附件1光伏技术协议上海XX化学有限公司光储充EPC总承包项目之0.8MW屋顶分布式光伏技术协议目录TOC\o"1-2"\h\u第一章实施方案 11.1技术方案 11.2光伏系统设计方案 8第二章实施计划 172.1光伏电站调试计划 172.2施工方案与技术措施 292.3进度计划 43第三章安全管理方案 483.1安全事故情况 483.2安全管理整体规划 48PAGE52/52实施方案1.1技术方案概述本项目拟在上海XX化学有限公司厂内建筑物屋顶建设分布式光伏0.8MWp，以低压400V接入厂区配电室范围包括所有光伏电站设计（含低压400V接入系统方案，并满足电力调度中心单独计量、自动化、调控等相关要求）、设备采购、建设施工、试运行、服务（含竣工验收）并最终按标准投产移交等全阶段。该项目屋顶与光伏发电工程相结合，打造厂区节能与新能源综合应用典范。分布式光伏发电系统目前已广泛应用于各种工商业屋顶，电能质量稳定，发电运行安全可靠，与原建筑契合度极高，不仅能实现节能减排的经济效益与环保价值，而且可以增加原建筑美观度，提升企业的形象，具有良好的社会效益。如下图：图1-1-1光伏完工后屋面安装光伏组件的建筑，由于光伏组件隔离紫外线，对屋面材料起到一定保护作用。同时隔热，不仅降低室内温度，减少空调耗能，而且延长屋面板的使用寿命，提高建筑物的美观性。具有非常重要的环保、美学的意义。从2012年开始，光伏发电爆发式增长，国家能源局发布的2019年上半年光伏发电建设运行情况显示：截至2019年6月底，全国光伏发电累计装机18559万千瓦，同比增长20%，新增1140万千瓦。其中，集中式光伏发电装机13058万千瓦，同比增长16%，新增682万千瓦；分布式光伏发电装机5502万千瓦，同比增长31%，新增458万千瓦，光伏发电系统将同其他新能源一道逐渐成为替代化石能源的主流。图1-1-2某厂区屋顶光伏系统航拍图1.1.2并网型光伏电站介绍光伏并网发电系统一般由光伏阵列、逆变器及输变电系统三部分组成，光伏阵列将太阳能转换成直流电能，通过并网逆变器将直流电逆变换成符合电网频率的交流电，然后通过输变电系统汇流、升压后并入电网或用户侧配电系统。上海XX化学有限公司0.8MW分布式光伏发电项目拟采用容量为6台110kW的组串式逆变器和1482块单晶perc540W组件组成光伏子阵系统、本项目结合电网情况采用0.4kV并网的方式，最终接入方式以供电局批复为准。1.1.3光伏系统安全性由于国内外几十年的建设经验，及技术进步，建筑光伏发电已十分成熟，无论是结构安全、耐候性及电气性能上，都已经过实际的检验，电站在安全平稳的运行程中，给人们带来源源不断的清洁电能。但整个电站的设计、设备选型、设备制造、及施工调试过程中必需由专业团队执行，并严格管理控制各环节的质量及工艺，作到全程质量控制。国内外在建设过程中，如因管理的缺失及质量控制的疏漏，将导致如下质量事故的产生:1、接地失效—触电风险，雷击风险：如果光伏方阵没有可靠接地，可能导致组件边框带有高压，人员或动物靠近时，有触电的危险。汇流箱和逆变器外壳没有可靠接地，容易使维护人员带电操作，有人身安全的风险。另外，位于屋顶的面积巨大的光伏方阵在没有接地的情况下，雷雨天气时就成为一个大型引雷场，容易引起雷击，造成设备损坏甚至组件及线路的燃烧。因此光伏电站的防雷接地系统须安全可靠、符合国家有关规定，以尽可能避免相关人员触电风险和雷击风险。图1-1-3光伏接地安装2、绝缘失效—电气短路和打弧风险如果光伏方阵边框和线缆绝缘电阻过低，在长时间的高压大电流和高温高湿的使用环境下，容易造成绝缘层失效，导致电气短路和打弧。如图所示为汇流箱内部短路燃烧后的情形，可见，汇流箱及内部器件全部损坏，顶部组件也因高温产生形变。此案例发生在早上6点左右，事后分析故障原因为早上气温较低，组件运行在较低气温的环境下时，输出电压较大，汇流箱内部平衡器件在高压的情况下被击穿，正负极短路，产生大电流拉弧，进而引发火灾。1.1.4本项目安全性的保障措施1、电网级别的严格设计管理流程。本项目严格按照国网系统的设计流程进行设计。一是高标准的设计基准，二是严格的专业、系统、综合的设计审查及把关流程。确保系统的高标准，高性能，最为重要的是，确保系统建设及运行的安全性。（1）光伏组件的质量控制：全程跟踪。光伏组件的原材料及生产工艺决定了产品的质量，由电池片变成组件的工艺需要8个步骤：焊接-排版-层压前EL-层压-装框-绝缘耐压测试-功率测试-包装前EL。每一个步骤都需要满足相应的技术标准。每个部件的原材料也要在选定范围内选择。图1-1-4光伏组件质量控制流程图核查认证。光伏组件的质量经过层层把控，不仅符合IEC61215、IEC61730、UL1703标准，同时通过ISO9001、ISO14001、OHSAS18001和IECQC080000认证以及包括VDE、TUV、CE、MCS、JET、CEC、UL、INMETRO、CQC等国际权威认证。严格检查厂家试验。单晶硅太阳能电池组件输出功率是在标准的测试条件（STC）下光伏组件的测试的功率。标准测试条件（STC）如下：（a）光谱AM1.5，（b）光强1000W/m2，（c）温度25±2°C。测试是依据IEC61215和IEC61836，组件实际输出功率的量测都是在第三方检测机构进行的。组件的功率输出标准：从出厂交付日起第一年内，组件的实际输出功率不少于组件最大峰值输出功率与组件公差的最小值乘积的97%；从出厂交付日起第2年至24年，组件每年的实际功率下降不超过0.7%；从出厂交付日至第25年内，组件的实际输出功率不少于组件最大峰值输出功率与组件公差的最小值乘积的80%。（2）组串式逆变器的质量控制：品牌保证。华为作为光伏逆变器行业的翘楚，每一款产品在上市之前，都经历过实验室上千次性能测试，获得了国内外最具有权威机构的认证。图1-1-52018年全年发货的全球逆变器市场份额图1-1-62019年上半年逆变器出口前十家企业3、严格的施工及调试管理流程：分区施工。项目安装区域为7个厂房，在项目施工设计时，针对屋顶建筑不同区域的特性，做好合理安全的空间规划，妥善放置光伏组件和配电逆变等发电设备，避免非专业人员接触发电设备，以免引发安全事故。施工阶段兼顾运维便利性。对选用设备的品质和产品认证齐备情况进行充分的了解，重点确认逆变器所获得的认证证书和认证质量，不仅需要将EMC(电磁兼容)问题作为重要考虑内容，必要时要采用相关的辅助措施，以防出现发电设备对原有电子设备的电磁干扰，同时还需要在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器，以确保电力设施检修维护人员的人身安全，杜绝可能出现的孤岛效应。4、协助运维的超值服务：光伏电站的安全稳定运行不仅离不开高品质设备选型，而且也离不开高标准、高要求的光伏运维团队。无锡马丁格林光伏科技有限公司不仅引进超一流的技术人员及管理人员，同时也秉承先进的管理文化。在运维团队的培养上，不断追求卓越，培育出一支运维精英之师，拥有齐全完善的光伏运维制度，如光伏电站的安全规程、运行规程以及检修规程。公司的光伏运维团队为多个光伏电站项目提供了运维检修服务。并获得业主的高度认可和赞许。本项目完成并网后，我公司承诺将以“扶上马送一程”的态度为业主方提供同领跑者项目一样的高标准光伏运维培训，并且在并网三个月内，提供每月一次的高品质的运维检修服务；协助业主的运维团队开展光伏电站的运维检修工作。1.2光伏系统设计方案1.2.1概述本项目计划利用厂区自有闲置屋顶建设光伏发电项目，规划使用屋顶总面积约为10000平方米，建设装机容量约为0.8MWp的分布式光伏电站，发电采用“自发自用，余电上网”模式，并网电压380V，通过380V电缆线路接入厂区箱式变压器的低压侧。最终的接入方案以电力公司出具接入系统批复意见为准。1.2.2太阳能资源分析金山区地处东经121°~′121°25′，北纬30°40′~30°58′，东邻奉贤区，西与浙江省平湖市、嘉善县交界，南濒杭州湾，北与松江区、青浦区接壤。区域东西长44千米，南北宽26千米，总面积586.05平方千米金山古称海盐，别称柘湖、康城、前京、苎城、\t"/item/%E9%87%91%E5%B1%B1%E5%8C%BA/_blank"鹦鹉洲、云间等。上海市中部有一条偏西北——东南走向的远古时代的自然堤，谓之\t"/item/%E9%87%91%E5%B1%B1%E5%8C%BA/_blank"冈身，即从金山开始、行经\t"/item/%E9%87%91%E5%B1%B1%E5%8C%BA/_blank"奉贤、闵行、嘉定等一线。在金山漕泾有唯一遗址，为区级文物。另境内有马家浜文化和良诸文化多处。上海属\t"/item/%E4%B8%8A%E6%B5%B7/_blank"亚热带季风气候，四季分明，日照充分，雨量充沛。上海气候温和湿润，春秋较短，冬夏较长。2013年，全市平均气温17.6℃，日照1885.9小时，降水量1173.4毫米。全年60%以上的雨量集中在5月至9月的\t"/item/%E4%B8%8A%E6%B5%B7/_blank"汛期。图1-2-1项目所在位置图1.2.3总图部分1、规划装机容量本项目光伏发电系统共布置540Wp单晶硅光伏组件1482块，总容量约为0.8MWp。屋顶为彩钢瓦屋面和水泥屋面，采用铝合金支架，设置6台110kW组串式逆变器。2、光伏发电单元2.1上海XX化学有限公司0.8MW分布式光伏项目以太阳电池组件—并网逆变器—并网柜组成一个发电系统。该光伏发电系统共由6个110kWp的子光伏发电单元组成。光伏组件发出的直流电经逆变器逆变成380V三相交流电，每台逆变器通过电缆汇流光伏并网柜，最终连接到厂区箱式变压器的低压侧，光伏所发的电量优先供本场区负荷进行消纳，余电送入电力系统在上一级变电站进行消纳。2.1.1、电气主接线本项目采用了6台110kW逆变器，设置2面并网柜。图1-2电气主接线图1.2.4光伏系统设计及发电量计算光伏系统设计1、光伏组件选型光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳能电池组件，经过若干电池组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特性的若干太阳能电池组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和并网控制柜等组成。若干个光伏发电方阵通过电器系统的连接共同组成一座光伏电站。目前光伏电池常用晶体硅材料有单晶硅和多晶硅材料，单晶硅电池是最早出现、工艺最成熟的太阳能光伏电池，也是光伏组件大规模生产中效率最高的，单晶硅电池效率可达到17～20%，与其他种类的电池相比，其稳定性好，同等容量太阳能电池组件所占面积小，但是成本略高，在大规模应用和工业生产中占据主导地位；多晶硅太阳能电池的生产工艺与单晶硅基本相同，但由于生产多晶硅的硅片是由多个不同大小、不同取向的晶粒构成，因而多晶硅的转换效率要比单晶硅电池略低，规模化量产的电池转换率已经达到16～19%，在寿命期内有一定的效率衰减，但成本略低。两种组件使用寿命均能达到25年，25年寿命期内其功率衰减均小于16.9％。本项目根据文件要求，经综合比较，本项目拟选用规格为1482片的540Wp单晶硅光伏组件产品，组件的标称功率为540Wp，且供应一个项目的组件规格一致。本项目拟选用，其规格参数如下：拟选单晶硅光伏组件电性能参数表1-2-1厂家天合光伏组件型号540W组件类型单晶硅技术参数单位数据备注峰值功率Wp540在AM1.5、1000Wp/m2的辐照度、25℃的电池温度下的峰值参数最大系统电压V1000/1500组件使用年限年25开路电压（Voc）V49.2短路电流（Isc）A13.9峰值电压（Vmppt）V41.3峰值电流（Imppt）A13.08峰值功率温度系数%/℃-0.34开路电压温度系数%/℃-0.26短路电流温度系数%/℃-0.05工作温度范围℃-40~+85功率误差范围W0~+10表面最大承压Pa2400/5400配套接插件型号规格MC4兼容电池组件效率%21.1%框架结构阳极氧化铝边框尺寸mm2261*1134*35重量kg27.8图1.2-4组件正背面视图该组件具备完整的CQC或TUV认证测试报告（IEC61215和IEC61730或UL1703）或其他同等资质的第三方认证报告（包含原材料清单），详见标书的一部分商务标书，且供货组件的原材料组合方案已经通过IEC标准中组件性能和安全认证测试的全部序列环境试验。背板材料双面含氟，接线盒、引出电缆、铝型材及其它材料均采用了国内知名品牌产品，寿命满足不少于25年室外使用的要求，平均衰减25年小于20%。2、逆变器选型根据文件要求，本项目采用组串式逆变器。本工程系统容量为0.8MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则逆变器数量较多，需要配套交流汇流箱，会增加投资及后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大一点的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性。因此，综合技术比较本工程屋顶共选用6台容量为110kW逆变器。整个项目取消了交流汇流箱，缩短了交流电缆，提高了系统可靠性和运行后的可维护性。详细参数详见下表。110kW逆变器技术参数表1-2-2序号名称参数型号GCI-110K-5G效率1最大效率98.7%2中国效率98.3%直流输入3最大输入电压1100V4额定输入电压600V5启动电压195V6MPPT电压范围180-1000V7最大输入电流10*26A8最大输入短路电流10*40A9MPPT数量/最大输入组串路数10/20交流输出10额定输出功率110KW11最大视在功率121KVA12最大有功功率121KW13额定电网电压3/N/PE,220/380V14额定电网频率50Hz15最大输出电流183.8A保护19直流反接保护具备20交流短路保护具备21交流输出过电流保护具备22浪涌保护直流二级/交流二级（交流一级可选）23电网监测具备24孤岛保护具备25温度保护具备26组串监测具备27IV曲线扫描具备28PID修复可选29集成直流开关具备基本参数30尺寸（宽、高、厚）1065*567*244.5mm33重量84kg34拓扑无变压器35自耗电（夜间）<2W36工作环境温度/湿度-25℃~+60℃/0-100%37防护等级IP6638冷却方式智能强制风冷39最高工作海拔4000m本设计选用的逆变器满足GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。该组串式并网逆变器质保五年，以满足光伏发电系统提升发电量。逆变器具有10路MPPT；能够20路组串检测，每个组串发电量能够实时检测，出现故障可发出报警；采用无熔丝设计，提高可靠性；由逆变器数据采集器点表或逆变器本体点表统一上送数据至监控系统；支持IV诊断功能，当直流线缆绝缘异常或发生接地时候，组串式逆变器监控模块能发出直流接地告警、绝缘阻抗、绝缘阻抗低告警、直流接地保护跳闸等告警信号并将信号上送至监控系统。该逆变器具备具有电网过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、恢复并网保护、过流保护、极性反接保护、过载保护功能、Anti-PID功能，具备远程操作功能，能够接受调度的指令，进行有功/无功功率控制与调解。该逆变器具有CQC或TUV认证和低电压穿越试验报告，满足接入系统要求和文件要求。3、光伏方阵及发电系统设计本期光伏发电项目装机总容量约为0.8MWp，为一个光伏方阵。光伏组件采用540Wp单晶硅光伏组件共1482块。推荐采用分块发电、集中并网方案。1.2.5电气接入系统本期项目总容量0.8MW总拟布置安装1482块540Wp单晶硅组件，本期光伏电站装机容量0.8MWp，其接入系统主要考虑以下几个原则：（1）就近消纳电力，避免电力在电网更大范围的传送，（2）降低网损就近接入电网，保证电力可靠送出，（3）尽量减少电站送出工程的投资。本项目规划使厂房屋顶总面积约为10000平方米，采用“自发自用，余电上网”模式。根据《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）4.1条的相关规定及要求，本项目拟采用0.4kV电压等级接入电网，单点容量不超过400KW.最终接入系统方案以接入系统批复为准。1.2.6光伏支架设计本工程为彩钢瓦屋顶和混凝土屋面，采用铝合金支架进行安装固定，屋顶采用小角度平铺安装。混凝土屋面示意图彩钢瓦屋面屋面示意图

第二章实施计划2.1光伏电站调试计划光伏电站电气设备安装调试工作，主要包括电气一次设备安装调试、电气二次设备安装调试、全厂电缆敷设联结、电气设备防雷接地，接地电阻测试、电气试验，分系统及整套启动调试等。试验内容包括：设备单体调试试验、分部试验、系统整套启动调试、试运行等工作。主要调试对象如下：2.1.1光伏组串电流的测试一般要求光伏组串电流测试的目的是检验光伏方阵的接线是否正确，该测试不用于衡量光伏组串/方阵的性能。光伏组串短路电流的测试用适合的测试设备测量每一光伏组串的短路电流。组串短路电流的测试是有相应的测试程序和潜在危险，应以下面要求的测试步骤进行。测量值必须与预期值作比较。对于多个相同的组串系统并且在稳定的光照条件下，单个组串之间的电流应该进行比较。在稳定的光照条件下这些组串短路电流值应该是相同的（在稳定光照情况下，应在5%范围内）。对于非稳定光照条件，可以采用以下方法：a)延长测试时间；b)可采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；c)使用辐照表标定当前读数。短路电流测试步骤a）确保所有光伏组串是相互独立的并且所有的开关装置和隔离器处于断开状态；b）短路电流可以用钳型电流表和同轴安培表进行测量。光伏组串运转测试测量值必须同预期值作比较。对于多种相同组串的系统，在稳定光照辐射情况下，各组串应该分别进行比较。这些组串电流值应该是相同的（在稳定光照情况下，应在5%范围内）。对于非稳定光照条件下，可以采用以下方法：a)延长测试时间；b)测试采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；c)使用辐照表来标定当前的读数。光伏方阵绝缘阻值测试1、一般要求光伏方阵应按照如下要求进行测试：a)测试时限制非授权人员进入工作区；b)不得用手直接触摸电气设备以防止触电；c)绝缘测试装置应具有自动放电的能力；d)在测试期间应当穿好适当的个人防护服/设备。注：对于某些系统安装，例如大型系统绝缘安装出现事故或怀疑设备具有制造缺陷或对干燥时的测试结果存有疑问，可以适当采取测试湿方阵，测试程序参考ASTMStdE2047。2、测试方法(1)、可以采用下列两种测试方法：a）测试方法1——先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻。b）测试方法2——测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。(2)、对于方阵边框没有接地的系统（如有II类绝缘），可以选择做如下两种测试：a）在电缆与大地之间做绝缘测试。b）在方阵电缆和组件边框之间做绝缘测试。(3)、对于没有接地的导电部分（如：屋顶光伏瓦片）应在方阵电缆与接地体之间进行绝缘测试。注1：应尽量减少电弧放电，在安全方式下使方阵的正极和负极短路。注2：指定的测试步骤要保证峰值电压不能超过组件或电缆额定值。3、测试过程在开始测试之前：禁止未经授权的人员进入测试区，从逆变器到光伏方阵的电气连接必须断开。4、若采用短路开关盒时，在短路开关闭合之前，方阵电缆应安全地连接到短路开关装置。采用适当的方法进行绝缘电阻测试，测量连接到地与方阵电缆之间的绝缘电阻。在做任何测试之前要保证测试安全。保证系统电源已经切断之后，才能进行电缆测试或接触任何带电导体。2.1.2逆变器检查与调试1、检查，确保逆变器的“DCSWITCH”和交流侧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、检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件，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；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、检查通信线连接是否正确且牢固可靠；11、检查交流端子盖板是否已经装回；12、检查机箱底部所有已使用的防水接头是否已进行密封处理，锁紧帽是否拧紧。13、检查不需要使用的USB接口是否已拧紧防水塞。14、检查不需要使用的防水接头的堵头是否插好，锁紧帽是否拧紧。调试步骤：1、将逆变器“DCSWITCH”开关旋转至“ON”；2、将交流侧配电柜断路器合闸；3、观察LED指示灯状态。2.1.3二次回路检验1、在被保护设备的断路器、电流互感器以及电压回路与其他单元设备的回路完全断开后方可进行。2、电流互感器二次回路检查检查电流互感器二次绕组所有二次接线的正确性及端子排引出线螺钉压接的可靠性。检查电流二次回路的接地点与接地状况，电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。3、电压互感器二次回路检查（1）检查电压互感器二次的所有二次回路接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性。（2）电压互感器的二次回路，只应在控制室将一点接地。独立的、与其他互感受器二次回路没有直接电气联系的二次回路，必须分开，不得共用。（3）检查电压互感器二次回路中熔断器（脱扣）电流是否合适（自动开关的脱扣电流需通过试验确定）、质量是否良好、能否保证选择性。（4）检查串联在电压回路中的熔断器（自动开关）、切换设备触点接触的可靠性。（5）测量电压回路自互感器引出端子到配电屏电压母线的每相直流电阻，并计算电压互感器在额定容量下的压降，其值不应超过额定电压的3%。4、二次回路绝缘检查（1）在对二次回路进行绝缘检查前，必须确认被保护设备的断路器、电流互感器全部停电，交流电压回路已在电压切换把手回路隔离完好后，才允许进行。（2）在进行绝缘测试时，应注意：A、试验线连接要紧固B、每进行一项绝缘试验后，须将试验回路对地放电；C、对母线差动保护、断路器失灵保护及电网安全自动装置，如果不可能出现被保护的所有设备都同时停电的机会时，其绝缘电阻的检验只能分段进行，即哪一个被保护单元停电，就测定这个单元所属回路的绝缘电阻。（3）进行新安装装置验收试验时，从保护屏的端子排处将所有外部引入的回路及电缆全部断开，分别将电流、电压、直流控制、信号回路的所有端子各自连接在一起，用1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ的回路如下：A、各回路对地；B、各回路相互间。（4）定期检验时，在保护屏柜的端子排处将所有电流、电压、直流控制回路的端子的外部接线拆开，并将电压、电流回路的接地点拆开，用1000V兆欧表测量回路对地的绝缘电阻，其绝缘电阻应大于1MΩ。定期检验只测量芯线对地的绝缘电阻。（5）对使用触点输出的信号回路，用1000V兆欧表测量电缆每芯对地及对其他各芯间的绝缘电阻，其绝缘电阻应不小于1MΩ。（6）新安装二次回路的验收检验A对回路的所有部件进行观察、清扫与必要的检修及调整。所述部件包括：与装置有关的操作把手、按钮、插头、灯座、位置指示继电器、中央信号装置及这些部件回路中端子排、电缆、熔断器等。B利用导通法依次经过所有中间继电接线端子，检查由互感器引出端子箱到箱到操作屏柜、保护屏柜、自动装置屏柜或至分线箱的电缆回路及电缆芯的标号，并检查电缆簿的填写是否正确。C当设备新投入或接入新回路时，核对熔断器（和自动开关）的额定电流是否与设计相符或与所接入的负荷相适应，并满足上下级之间的配合。D检查屏柜上的设备及端子排上内部、外部连接的接线应正确，接触应牢靠，标号应完整准确，且应与图纸和运行规程相符合。检查电缆终端和沿电缆敷设路线上的电缆标牌是否正确完整，并应与设计相符。E检验直流回路确实没有寄生回路存在。检验时应根据回路设计的具体情况，用分别断开回路的一些可能在运行中断开（如熔断器、指示灯等）的设备及使回路中某些触点闭合的方法来检验。每一套独立的装置，均应有专用于直接到直流熔断器正负极电源的专用端子对，这一套保护的全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且只能从这一对专用端子取得直流的正、负电源。（7）信号回路及设备可不进行单独的检验5、断路器、手车开关及二次回路的检验：断路器及手车开关中的一切与装置二次回路有关的调整试验工作，均由管辖断路器、手车开关的有并人员负责进行。继电保护检验人员应了解掌握有关设备的技术性能及其调试结果，并负责检验自保护装置引至断路器（包括手车开关）二次回路端子排处有关电缆线连接的正确性及螺钉压接的可靠性。继电保护人员还应了解以下内容：断路器的跳闸线圈及合闸线圈的电气回路接线方式；与保护回路有关的辅助触点的开、闭情况，切换时间，构成方式及触点容量；断路器二次操作回路中的气压、液压及弹簧压力等监视回路的工作方式；断路器二次回路接线图；断路器跳闸及合闸线圈电压，其值应满足相关规程的规定；断路器的跳闸时间、合闸时间，应不大于规定值。2.1.4屏柜及装置检验1、检验时须注意如下问题以避免装置内部元器件损坏断开保护装置的电源后才允许插、拔插件，且必须有防止因静电损坏插件的措施。调试过程中发现有问题要先找原因，不要频繁更换芯片。必须更换芯片时，要用专用起拔器。应注意芯片插入的方向，插入芯片后需经第二人检查无误后，方可通电检验或使用。检验中尽量不使用烙铁，如元件损坏等必须在现场进行焊接时，要用内热式带接地线烙铁或烙铁断电后再焊接。所替换的元件必须使用制造厂确认的合格产品。2、装置外部检查装置的实际构成情况如：装置的配置、装置的型号、额定参数（直流电源额定电压、交流额定电流、电压等）是否与设计相符合主要设备、辅助设备的工艺质量，以及导线与端子采用材料的质量。装置内部的所有焊接点、插件接触的牢靠等属于制造工艺质量的问题，主要依靠制造厂负责保证产品质量。进行新安装装置的检验时，试验人员只作抽查。屏柜上的标志应正确完整清晰，并与图纸和运行规程相符。检查安装在装置输入回路和电源回路的减缓电磁干扰器件和措施应符合相关标准和制造厂的技术要求。在装置检验的全过程应保持这些减缓电磁干扰器件的措施处于良好状态。应将保护屏柜上不参于正常运行的连接片取下，或采取其他防止误投的措施。定期检验的主要检查项目：检查装置内、外部是否清洁无积尘；清扫电路板及屏柜内端子排上的灰尘。检查装置的小开关、拨轮及按钮是否良好；显示屏是否清晰，文字清楚。检查各插件印制电路板是否有损伤或变形，连线是否连接好。检查各括件变换器、继电器是否固定好，有无松动。检查装置横端子排螺丝是否拧紧，后板配线连接是否良好。按照装置技术说明书描述的方法，根据实际需要，检查、设定并记录装置插件内的选择跳线和拨动开关的位置。2.1.5分部验收测试1、系统设置与接线并网光伏发电系统的系统接线和设备配置应符合低压电力系统设计规范和太阳能光伏发电系统的设计规范。并网光伏发电系统与电网间在联接处应有明显的带有标志的分界点。检测方法：对系统设计图和配置设备清单进行检查。2、安装、布线检查太阳电池方阵、逆变器、并网保护装置等设备安装应符合设计施工图的要求检测方法：对太阳电池方阵、逆变器、并网保护装置等设备的安装对照设计施工图进行检查，验证是否一致；检查安装、布线等工程的施工记录。3、防雷接地太阳电池方阵必须有可靠的接地网防雷措施。检测方法：检查太阳电池方阵的接地线与防雷接地线是否牢固连接。4、绝缘性能绝缘电阻太阳电池方阵、接线箱、逆变器、保护装置的主回路与地（外壳）之间的用DC1000V欧姆表测量绝缘电阻应不小于1MΩ。试验方法：将太阳电池方阵、接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用DC1000V欧姆表测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1MΩ。5、绝缘耐压太阳电池方阵、逆变器、保护装置的主回路与地（外壳）之间的应能承受AC2000V，1分钟工频交流耐压，无闪络、无击穿现象。试验方法：将太阳电池方阵、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用AC2000V工频交流耐压仪测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘耐压。6、交流电源跟踪当电网电压和频率在设定范围内变化时,并网光伏发电系统的输出应可跟踪电网电压和频率的变化，稳定运行。交流输出功率，交流输出电流(高次谐波)，功率因数应符合设计值。试验方法：调整（模拟）电网的电压和频率在规定范围内变化，观察并网光伏发电系统的输出可以跟踪这种变化，且稳定运行。7、电压与频率为了使交流负载正常工作，并网光伏发电系统的电压和频率应与电网相匹配。电网额定电压为380V，额定频率为50Hz。正常运行时，并网点处的电压允许偏差应符合GB12325-90。三相电压的允许偏差为额定电压的7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。并网光伏发电系统应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz，光伏系统的频率允许偏差应符合GB/T15945-1995，即偏差值允许0.5Hz。频率工作范围应在49.5Hz～50.5Hz之间。试验方法：在并网光伏发电系统正常运行时，测量并网点处的电压和频率应符合上述要求。8、电压电流畸变率并网光伏发电系统在运行时不应造成电网电压波形过度的畸变，和/或导致注入电网过度的谐波电流。在额定输出时电压总谐波畸变率限值5%，各次谐波电压含有率限值3%，在50%和100%额定输出时电流总谐波畸变率限值为5%，各次谐波电流含有率限值为3%。试验方法：用谐波测量仪在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量解并列点处的电压和电流总谐波畸变率和各次谐波含有率。9、功率因数光伏系统的平均功率因数在50%额定输出时应不小于0.85，在100%额定输出时应不小于0.90。试验方法：用功率因数表在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量解并列点处的功率因数应符合上述要求。10、电压不平衡度(仅对三相输出)光伏系统（仅对三相输出）的运行，三相电压不平衡度指标满足GB/T15543－1995规定。即并网点处的三相电压允许不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。试验方法：用电压表在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量并网点处的三相输出电压应符合上述要求。11、安全与保护试验并网光伏发电系统和电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，防止事故范围扩大，应设置相应的并网保护装置。过/欠压：当并网光伏发电系统电网接口处电压超出规定电压范围时，过／欠电压保护应在0.2～2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠电压检测回路中施加规定的交流电压值，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。过/欠频：当并网光伏发电系统电网接口处频率超出规定的频率范围时，过／欠频率保护应在0.2～2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠频率检测回路中施加规定的交流频率信号，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。防孤岛效应：当并网光伏发电系统的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应，应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。防孤岛效应保护应在2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：并网光伏发电系统运行中，调整阻性负荷，使电网向负荷的供电功率接近于零（小于额定功率的5%），模拟电网失电，检测防孤岛效应保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。电网恢复：由于超限导致光伏系统离网后，光伏系统应保持离网，直到电网恢复到允许的电压和频率范围后150秒以上才可再并网。试验方法：在过/欠压、过/欠频、防孤岛效应保护检测时，恢复保护装置工作范围，并网光伏系统应在规定时间后再并网。短路保护：光伏系统对电网应设置短路保护，电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1秒以内将光伏系统与电网断开。试验方法：在解并列点处模拟电网短路，测量逆变器的输出电流及解列时间。2.1.6系统整套启动调试1、系统调试前准备工作系统调试前进行系统检查，其中包括：接地电阻值的检测、线路绝缘电阻的检测、控制柜的性能测试、充电蓄电池组的检测、光伏阵列输出电压的检测、控制器调试。太阳能组件安装纵向中心线和支架纵向中心线应一致，横向水平线应与屋面形成设计度角，倾斜方向应该是符合设计要求。紧固后目测应无歪斜。支架固定牢靠，可抵抗7-8级风。避雷设备符合所有安装要求。护线PVC管必须做到100%防水保护、安装牢固。系统安装使用的支架、抱箍、螺栓、压板等金属构件应进行热镀锌处理，防腐质量应符合现行国家标准《金属覆盖及其他有关覆盖层维氏和努氏显微硬度试验》（GB/T9700）、《热喷涂金属件表面预处理通则》（GB/T11373）、现行行业标准《钢铁热浸铝工艺及质量检验》（ZBJ36011）的有关规定。各种螺母紧固，宜加垫片和弹簧垫。紧固后螺出螺母不得少于两个螺距。安装完成后进行检查，确认无误，方可进行分项调试。各分项调试完成后，可进行系统调试，联动调试，试运行。2、调试检测人员要求（1）从事现场调试检测的人员，必须身体感官无严重缺陷。经有关部门培训考试鉴定合格，持有国家劳动安全监察部门认可的《电工操作上岗证》才能进行电气操作。（2）必须熟练掌握触电急救方法。（3）现场调试、检测人员应思想集中，电器线路在未经测电笔确定无电前，应一律视为“有电”，不可用手触摸，应认为带电操作。（4）工作前应详细检查自己所用工具是否安全可靠，穿戴好必须的防护用品，以防工作时发生意外。3、试验过程注意事项（1）现场试验过程中，在开关手把上或线路上悬挂“有人工作、禁止合闸”的警告牌，防止他人中途送电；（2）装设接地线：检测平台接地体之间应良好连接，最终从集控车引出地线与现场接地点可靠连接；（3）送电前必须认真检查电器设备，和有关人员联系好后方能送电；（4）装设临时遮栏和悬挂标志牌：试验过程中，将检测平台四周装设临时遮拦并悬挂“高压危险”警告牌；（5）使用验电棒时要注意测试电压范围，禁止超出范围使用，验电：分相逐相进行，在对断开位置的开关或刀闸进行验电的同时，对两侧各相验电；（6）对停电的电线路进行验电时，若线路上未连接可构成放电回路的三相负荷，要予以充分放电；（7）高压试验时必须戴绝缘手套；（8）工作中所有拆除的电线要处理好，带电线头包好，以防发生触电；（9）遇有雷雨天气时，检测人员应立即停电工作，并做好检测平台防雨措施；（10）发生火警时，应立即切断电源，用四氯化碳粉质灭火器或黄砂扑救，严禁用水扑救；（11）工作完毕后，必须拆除临时地线，并检查是否有工具等物在带电体上；（12）工作结束后，必须全部检测人员撤离工作地段，拆除警告牌，所有材料、工具、仪表等随之撤离，原有防护装置随时安装好。4、调试流程（1）调试之前做好下列工作准备：按运行调试方案，备好仪表和工具及调试记录表格；熟悉系统的全部设计资料，计算的状态参数，领会设计意图，掌握太阳能电池组件，逆变器，光伏系统工作原理；光伏调试之前，先应对逆变器，试运行，设备完好符合设计要求后，方可进行调试工作；检查太阳能光伏接线是否正确，逆变器的接线是否正确；检查保护装置、电气设备接线是否符合图纸要求。2）通信网络检测检测逆变器到计算机间的通信线是否通信正常；检查光伏系统监测软件是否已经安装，是否可在计算机上正常启动使用；检查计算机间的通信联接是否正常。3）系统性能的检测与调试电站运行前，运行维护人员必须做好一切准备工作：检查送电线路有无可能导致供电系统短路或断路的情况；确认输配电线路无人作业，确认系统中所有隔离开关、空气开关处于断开位置；确认所有设备的熔断器处于断开位置；确认太阳电池方阵表面无遮挡物；记录系统的初始状态及参数，这是实现电站安全启动的重要环节。逆变器并网前首先进行以下测试：对太阳能发电系统进行绝缘测试，测试合格方可并网；测试直流防雷箱输出（或逆变器进线端）电压，判断太阳能电池输出是否正常；测量并网点的电压，频率是否在逆变器的并网范围；待以上测试完成并达到并网条件时，方可以进行并网调试；将测试逆变器的开关闭合，观察并网电压及电流是否正常，查看逆变器各项参数是否正常，如此操作直到各个逆变器工作正常。将所有逆变器连接上通讯线，同时连接上数据采集器及传感器，通过通讯线将数据采集器和PC机相连，运行通讯软件，监测光伏发电系统各项参数及指标是否正常，调整逆变器，数据采集器，监控软件的相关设置，使监控系统正常。启动系统设备，观察逆变器，是否正常工作；检查监控软件是否正常显示光伏系统发电量，电压，频率等系统参数。2.2施工方案与技术措施2.2.1编制依据总体设计参考标准：（以国家现行有效标准规范为准）《光伏发电站设计规范》 GB50797-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》 GB/T50795-2012《低压配电设计规范》GB50054《低压直流电源设备的特性和安全要求》GB17478《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171《光伏器件》GB6495《电磁兼容试验和测量技术》GB/T17626《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620《交流电气装置的接地》DL/T621《电气装置安装工程施工及验收规范》GBJ232－82《建筑设计防火规范》GBJ16-87(2005版)《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000《建筑抗震设计规范》GB50011-2001《钢结构设计规范》GB50017－2003《3～110kV高压配电装置设计规范》GB50060-92《电力工程电缆设计规范》GB50217-9并网接口参考标准：（以国家现行有效标准规范为准）《光伏发电接入配电网设计规范》 GB/T50865-2013《光伏并网系统技术要求》GB/T19939-2005《光伏发电接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005《光伏系统电网接口特性》GB/T20046-2006《太阳能光伏系统术语》GB/T2297-1989《电能质量供电电压允许偏差》GB/T12325-2003《安全标志（neqISO3864:1984）》GB/T2894-1996《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-1993《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-1995《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-1995《安全标志使用导则》GB/T16179-19956《光伏发电系统的过电压保护—导则》SJ/T11127-199电气、仪表工程（以国家现行有效标准规范为准）《电气装置安装工程施工及验收规范》GBJ232-82《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-92《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170-92《继电保护和安全自动化装置技术规程》GB14285-93《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50256-96《金属穿线管和固定件》IEC423《根据颜色和数字鉴别导线》IEC446《低压开关设备和控制设备组件》IEC43质量检验评定（以国家现行有效标准规范为准）《预制混凝土构件质量检验评定标准》GBJ321-90《工业金属管道工程质量检验评定标准》GB50184-93《工业安装工程质量检验评定标准》GB50252-94《自动化仪表安装工程质量检验评定标准》GBJ131-90《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》GB50185-93《屋面工程质量验收规范》GB50207—2002 《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212-91 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168—92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169—92《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170—92 《电气安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171—92 《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50172—92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—90 《电气装置安装工程变压器、互感器、电抗器施工及验收规范》GBJl48—90 《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJl49—90 《电气装置安装工程起重机电气装置施工及验收规范》GB50256—96 《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB5025—96《电气装置安装工程电气照明施工及验收规范》GB50259—96 《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB50231-98 《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97 《现场设备工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-1998 《电气装置安装工程施工及验收规范》GB50254~GB50259-9安全技术（以国家现行有效标准规范为准）《建筑机械使用安全技术规程》JGJ65-89《施工现场临时用电安全技术规程》JGJ46-88《建筑施工安全检查评分标准》JGJ59-882.2.3工程建设规模及承建范围项目范围包括：太阳能光伏发电至接入电网计量点的全部工程设计、设备材料采购供应、建筑安装工程施工、组件安装工程、工程质量及工期控制、工程管理、培训、调试、试运直至验收交付生产、设备性能检测、电网并网接入以及在质量保修期内的消缺等全过程的工作。2.2.4施工总平面布置布置原则（1）遵循“有利施工、易于管理、方便生活、安全可靠、经济合理”的原则；（2）加强用电管理，节约用电；（3）依据设计文件，结合施工需要，合理利用地形地貌进行现场临时设施的规划、设计和实施，以利施工、减少费用、降低成本。施工管理及生活区施工管理及生活区包括：办公用房、居住用房等，办公及居住房采用安拆方便的彩钢活动板房或租用民房，板房材料为彩钢板中间加苯板，结构牢固、整齐统一、美观。2.2.5施工准备措施施工准备1、施工资料准备（1）制定工程各项管理制度,包括技术、质量、物资、机具、安全、文明施工和环境保护等；（2）各工序开工前，由工程部组织有关人员对本工程情况进行详细调查、分析，编写各工序的施工技术手册，由技术负责人审核并批准。特殊施工作业的技术措施，由技术负责人组织编写、项目经理审核、公司总工程师批准，并报监理工程师批准及项目法人备案。施工技术交底及技术培训的准备（1）在开工前，由项目经理主持，并组织技术、质量、安全等有关部门参加，对所有施工人员进行相关交底及考试工作，其主要内容包括技术要点、质量安全要求、施工安排等；（2）开工前应进行一次开工试点，邀请业主、监理、设计等有关单位参加，总结经验，规范施工；（3）每项特殊施工项目，必须由项目部制定施工方案，填写施工安全作业票，由技术负责人讲解施工要点及对全部参加施工人员进行系统培训。材料供应准备1、材料质量目标、要求：（1）本工程的所有材料都必须达到国家有关标准和规范、规程、技术条文中规定的标准和设计要求；（2）本工程所有材料必须有生产厂的质量证明书和合格证书；（3）本工程所使用钢筋、水泥、电气设备等大宗材料均采用国家免检大厂产品。2、供应责任划分：（1）由项目法人供应的工程设备在接货地点，由公司物资部派人按照有关规定进行清点、检验、标识、贮存等管理；（2）其它工程材料由公司物资部按照文件的要求，选定有资格的厂家供应，选定的材料供应厂家应事先征得监理工程师的同意和项目法人的批准，并要有检测合格证书。3、对材料供应时间的要求。物资供应部门应按施工安排和材料供应计划及时开展工作，以满足工程施工进度要求，为保证材料供应及时、足量，应派专人驻厂进行质量监督、出厂验收及安排组织运发，对于项目部自行采购的材料供货日期必须严格保证，与生产厂家签定供应合同。4、材料供应质量保证措施。（1）材料运到现场后，应进行外观检查验收，不合格的严谨使用；（2）进入材料站的工程材料，在进入材料站时，都必须进行数量、质量和外观检查，按公司质量体系文件的要求，作好进货记录和标识；（3）材料站进行物资保管和发放时，要对所有进站材料建立“质量登记卡”，分类堆放保管，不合格物资不得发放出库，并进行标识后隔离存放；（4）各施工队领料时应该对“标识”和材料数量、质量，办好交接手续，做到不合格材料不出材料站；（5）所有材料必须附有产品合格证和材质证明，不同品种、规格材料应分开贮存，并进行明显标识，对报废品和不合格品要划定专门的堆放区域，以防混淆、错用。施工设备准备1、所有施工机械要有出厂合格证书、检测合格证书；2、施工设备要有专人保养并做好保养记录；3、施工设备在使用前要完成试运行，确保设备运行可靠。建设场地的准备及清障工作。1、根据业主要求及交通、通讯和具体工程特点选定项目部、施工队驻点、材料站，并与监理及业主单位联系办理与工程有关的手续；2、材料站要满足材料、工器具的使用面积，在材料进场前应做到场地平整、水通、路通、电通、通讯通，按照材料、工器具存放要求搭设工具房和材料库；3、现场施工场地的准备要及时，同时要满足施工要求。施工时将按施工平面布置图的尺寸要求设置施工作业区及安全围栏；4、对现场进行实际调查保证施工道路畅通。2.2.6施工工序总体安排总的施工工艺和方案本工程将光伏并网发电单元，光伏组件发出的直流电经过逆变器转换为交流电流和电压，接入0.4KV厂区低压母线端，最终实现的接入方式以供电局给出的光伏并网系统接入批复为准。光伏系统安装顺序：支架安装→组件安装→组串→测试、调试→逆变→并网测试→收尾、清理、退场。光伏发电工程施工工艺和方法支架安装支架安装光伏组件安装光伏组件测试电缆、线管敷设电缆头制作逆变器安装方阵整体接线复核接线系统联调系统测试验收移交防雷接地装置施工接地电阻测试避雷器调试施工准备支架工厂化制作图2-2-1光伏发电工程施工工艺流程图1、施工准备熟悉与工程有关的技术资料，如施工及验收规范、技术规程、质量检验评定标准以及制造厂提供的资料。编制施工方案。在全面熟悉施工图纸的基础上，依据图纸并根据施工现场情况、技术力量及技术装备情况，综合作出合理的施工方案。委托当地的热镀锌配件生产厂家根据加工图纸对支架采用工厂化加工，热镀锌防腐处理，并喷涂白色面漆。在批量生产前先对支架进行放样安装，无误后方可大规模制作。2、支架安装（1）测量桩基础面标高通过经纬仪测量基础面标高，作好记录，便于采用垫片找平。（2）支架安装1、采用试装方案试装一组后，业主、监理、施工方等相关人员到现场查验是否符合安装标准，确定安装的关键节点，指定专项施工方案，确保支架的安装速度和质量。2、安装立柱前定立柱中心线，按轴承安装孔为标准划分。将立柱套装于钢锚桩（预埋铁件）内，拧上立柱紧固螺母，不要紧拧，螺母松拧能稳住立柱即可，等调整完成后才紧拧。3、混凝土屋顶按照：桁架→斜撑→镀锌三脚架→檩条→檩条斜支撑顺序安装；檩条/导轨的安装应按照：

中间段→两端段→檩条连接件顺序安装，檩条安装完成后，检查每根檩条的水平度，每跨檩条的弯曲度不得大于1mm。完成一组支架安装后,进行支架位置的精确校核。4、彩钢瓦屋顶按照：夹具→立柱→檩条顺序安装；檩条/导轨的安装应按照：

中间段→两端段→檩条连接件顺序安装，檩条安装完成后，检查每根檩条的水平度，每个夹具的间距不得大于100cm。完成一组支架安装后,进行支架位置的精确校核。5、琉璃瓦屋面按照：平弯钩→檩条的顺序安装；檩条/导轨的安装应按照：

中间段→两端段→檩条连接件顺序安装，檩条安装完成后，检查每根檩条的水平度，每个夹具的间距不得大于120cm。完成一组支架安装后,进行支架位置的精确校核。（3）质量要求光伏阵列支架表面应平整，固定组件的钢面必须调整在同一平面；各组件安装孔应对整齐并成一直线、上下安装孔成直角；倾角必须符合设计要求；构件连接螺栓必须加防松垫片并拧紧。架安装完毕后，支架安装的垂直度和角度应符合下列规定：支架垂直度偏差每米不大于±1度，支架角度偏差度不大于±1度。支架安装的允许偏差表表2-2-1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（相同标高）≤10立柱面偏差相邻立柱间≤1东西向全长（相同轴线）≤5（4）安全预防措施所有和施工无关人员不得进入现场，相关人员进入现场时需提前做好安全施工教育，进入场地需佩戴安全帽，严谨在施工过程中发生打闹嬉戏等有可能对施工安全造成影响的各种行为，严谨在施工过程中发生任何影响安全的行为。3、组件安装组件进场检验（1）工艺流程光伏组件进场检验→光伏组件的搬运→光伏组件就位→安装螺栓→组件位置对齐→拧紧螺母→串接线连接→检查所有螺栓的拧紧度并作标记（2）施工方法和质量要求1）光伏组件进场检验：a、组件进场时，外包装应无破损，挤压变形；b、组件进场时，核实组件的相关资料：设备的型号、参数、数量等信息；c、开箱验收时，组件应无变形、无损坏、划伤及裂纹；d、测量组件在阳光下的开路电压，组件输出端与标识正负应吻合；e、组件正面无裂纹和损伤，背面无划伤毛刺等；f、安装之前在阳光下测量单块组件的开路电压应不低于标称的开路电压。图2-2-2光伏组件进场后抽检2)光伏组件安装前：a、应将组件相同的技术参数安装在同一组件串上；b、光伏组件搬运时，应双人搬运，且轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃；c、组件在基架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工图的规定；d、组件面与基架表面不吻合时，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。3）组件与支架的连接螺栓必须加防松弹簧垫圈，并应全部拧紧。光伏组件安装应平整、直线，组件之间对齐相差不应大于3mm，组件阵列全长的直线度误差在正负5mm以内。4）光伏组件安装完成后必须检查所有螺栓的拧紧度，逐根螺栓检查完成后，逐根在螺栓与螺母的交接处作标记，标记采用红色的油性记号笔。5）光伏组件安装完成后，将光伏组件的串接线连接，并用金属绑带将电缆固定于光伏支架上。光伏组件串接线连接完成后，必须测试串电压是否正常，并做好记录。（3）安全预防措施所有和施工无关人员不得进入现场，相关人员进入现场时需提前做好安全施工教育，进入场地需佩戴安全帽，严谨在施工过程中发生打闹嬉戏等有可能对施工安全造成影响的各种行为，严谨在施工过程中发生任何影响安全的行为。4、逆变器安装（1）人员要求所有电气施工人员必须持证上岗，进入工地需佩戴安全帽，严谨冒雨施工，施工过程应穿着胶底鞋等绝缘性能良好的鞋制品。（2）逆变器安装安装时必须按设计图位置安装，箱体安装支架必须牢靠，安装支架的螺孔距必须同箱体孔距，并在同一平面上，当箱体固定面与支架表面不吻合时，应用镀锌钢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。（3）逆变器接线接线时连接导线不应使接线盒端子受机械应力，连接必须牢固，极性必须正确。所有接线螺丝均应拧紧，并应按施工图检查核对布线是否正确。电源馈线连接后，应将接头处电缆牢靠固定。组件接线盒出口处的连接线应向下弯曲，防止雨水流入接线盒。（4）安全要求所有人员进入现场前必须接受安全教育，所有施工所用工作的绝缘性能必须符合相关标准，在所有电气接线等操作过程中，严谨带电施工，必须带电的在未完工之前严禁形成闭合回路，以免对施工人员的人身安全造成影响。（5）施工工具要求所有电气工具的绝缘等级必须符合要求，不得使用任何不合格电气工具标准的劣质产品，工具出现绝缘层损坏等不宜继续使用时应及时进行更换，确保安全施工。8、电缆、线管敷设及电缆头制作（1）电缆、线管敷设通过现场调查，规划出电缆敷设路径，电缆敷设路径沿最短路径敷设，以缩短电缆长度，降低线路损耗。沿规划的电缆敷设路径撒上白石灰，由施工人员人工开挖电缆沟，电缆沟开完深度应保证电缆外皮至地面深度不小于0.7m。将电缆穿RC线管后敷设入电缆沟内，并在电缆头制作完毕，检查确认无误后，人工回填电缆沟。电缆沟采用原土回填，分层夯实。（2）电缆头制作施工前应对电缆进行详细检查；规格、型号、截面、电压等级均符合设计要求，外观无扭曲、坏损等现象。电缆敷设前进行绝缘摇测。eq\o\ac(○,1)工艺流程

摇测电缆绝缘→剥电缆铠甲，打卡子→焊接地线→包缠电缆、套电缆终端头套→压电缆芯线接线鼻子、与设备连接。eq\o\ac(○,2)施工方法和质量要求

a、摇测电缆绝缘：选用1000V摇表，对电缆进行摇测，绝缘电阻应在10MΩ。 b、电缆摇测完毕后，应将芯线分别对地放电。c、剥电线铠甲，打卡子：d、根据电缆与设备联接的具体尺寸，量电缆并做好标记。锯掉多余电缆，根据电缆头套型号尺寸要求，剥除外护套。e、将地线的焊接部位用钢锉处理，以备焊接。f、在打钢带卡子的同时，多股铜线排列整齐后卡在卡子里。g、利用电缆本身钢带宽的二分之一做卡子，采用咬口的方法将卡子打牢，必须打两道，防止钢带松开，两道卡子的间距为15mm。h、剥电缆铠甲，用钢锯在第一道卡子向上3～5mm处，锯一环形深痕，深度为钢带厚度的2/3，不得锯透。i、用螺丝刀在锯痕尖角处将钢带挑起，用钳子将钢带撕掉，随后将钢带锯口处用钢锉修理钢带毛刺，使其光滑。eq\o\ac(○,3)质量要求

1）电缆的耐压试验结果、泄漏电流和绝缘电阻必须符合施工规范规定。

电缆敷设必须符合以下规定：电缆严禁有绞拧、铠装压扁、护层断裂和表面严重划伤等缺损，直埋敷设时，严禁在管道上面或下面平行敷设。2）坐标和标高正确，排列整齐，标志柱和标志牌设置准确；防燃、隔热和防腐要求的电缆保护措施完整。3）在支架上敷设时，固定可靠，同一侧支架上的电缆排列顺序正确；直埋电缆埋设深度、回填土要求、保护措施以及电缆间和电缆与地下管网间平行或交叉的最小距离均应符合施工规范规定。4）电缆转弯和分支处不紊乱，走向整齐清楚、电缆标志桩、标志牌清晰齐全，直埋电缆的隐蔽工程记录及坐标图齐全、准确。9、方阵整体接线（1）各组件的连线严格按照设计安装图分组进行串联连接，分组专人负责。对每组连接进行细化分工，加强自检和互相监督，确保连接无误，不得多接和少接。同时要保证接地可靠。电线接头牢固，不脱线、漏线。购置的专用接插件必须严格按照组装工序合理组合，连接时专用插接件必须接插到位。（2）太阳能电池连接线和直流汇流箱的连接，每组串的连接线端头部分按照施工图给出的编号进行标记，并安装接头等连接装置，在汇流箱安装到位进行必要的检查后可以进行连接安装。安装同样采用分组专人负责制，严格按施工图施工，按照先接正极，再接负极的顺序安装。连接时必须先断开汇流箱中的每路空气开关，防止电流下引。10、防雷接地装置施工（1）工艺流程地沟开挖→接地极安装→接地网连接→设备连接→地沟回填→接地电阻测试。（2）施工方法和质量要求接地网由接地体和接地扁钢组成。地网分布在场地的四周，接地体采用热镀锌角钢，规格为40×40×4mm，长度为2500mm。一端加工成尖头形状，方便打入地下。图2-2-3光伏阵列扁铁接地接地扁铁采用40*4mm特镀锌扁钢，接地网埋深0.8m并和镀锌扁钢焊在一起，各拐角处应做成弧形。接地扁钢应垂直与接地体焊接在一起，以增大与土壤的接触面积。最后扁钢和立柱的底板采用螺栓连接在一起。接地网焊接完毕后用原土回填。地沟回填完毕后，用接地电阻测试仪测量接地电阻，接地网的接地电阻不得大于4欧姆。11、电池板测试（1）串联组件连接到系统前的测试使用数字万用表检查串联组件的开路电压。测量值应等于单个组件开路电压的总和。如果测量值比预期值低很多，按照产品说明书中“低电压故障排除”的说明进行处理。（2）检查每个串联电路的短路电流通过将数字万用表连接到串联组件的两端直接测量。注意，电流表的额定刻度应大于串联组件额定电流的1.25倍。（3）低电压故障排除鉴别正常的低电压和故障低电压。正常低压是指组件开路电压的降低，它是由太阳能电池温度升高或辐照度降低造成的。故障低电压通常是由于终端连接不正确或旁路二极管损坏引起的。首先，检查所有的电线连接，确保没有开路，连接良好。检查每个组件的开路电压：用一块不透明的材料完全覆盖组件。断开组件两端的导线。取掉组件上的不透明材料，检查并测量终端的开路电压。如果测量的电压只是额定值的一般，说明旁路二极管已坏。在辐照度不足很低的情况下，如果终端的电压与额定值相差5%以上，说明组件连接不好。12、复核接线及系统联调全面复核各支路接线的正确性，再次确认直流回路正负极性的正确性。确认逆变器直流输入电压极性正确，闭合逆变器直流输入开关。空载下闭合逆变器交流输出开关，检测并确认交流输出电压值正确。逐一启动交流负载，直至全部负载工作正常。系统运行状态调整：全面调试光伏系统运行状态，试验各项保护功能。13、系统测试全面测试光伏系统运行状态，记录系统各部件主要运行参数。14、验收移交依据光伏工程有关验收程序，项目部和业主双方共同复核发电系统及负载运行情况，履行工程验收和移交手续。2.3进度计划2.3.1工期目标进度计划开工时间以业主单位正式通知的时间为准。因电力系统接入手续目前尚未明确，并网时间待定，光伏系统主体工程完工时间为按计划日期开工后的50天。计划开工日期：2022年09月1日计划并网时间：2022年10月20日具体主要里程碑进度表2-3-1No进度节点开始时间完成日期1开工准备2022-9-12022-9-32施工队伍进场2022-9-42022-9-43防护设施搭设（安全网、钢板等）2022-9-52022-9-84施工图纸审核2022-9-92022-9-95夹具安装2022-9-102022-9-146光伏支架安装2022-9-152022-9-187光伏组件安装2022-9-192022-9-258电缆敷设、接线2022-9-262022-9-289光伏逆变器安装2022-9-292022-9-3010光伏防雷系统安装2022-9-302022-10-111并网柜安装（安装工程完成）2022-10-22022-10-212调试及验收（电网公司验收待定）2022-10-32022-10-1013站内物理完工具备并网发电条件2022-10-102022-10-20二、工程进度管理1、工程进度组织机构图合同物资部专业施工员全面负责本施工队进度管理工作。技术负责人（负责生产）项目经理工程技术部合同物资部专业施工员全面负责本施工队进度管理工作。技术负责人（负责生产）项目经理工程技术部各施工班组按施工进度计划要求实施各施工班组按施工进度计划要求实施图2-3-1工程进度组织机构图2、计划编制管理①根据业主提供的二级网络计划、提供三部分的进度计划(用Project软件编写)：一级网络进度计划、二级网络进度计划、三级网络进度计划。②在实际施工前，三级网络计划报监理审核、业主批准后实施。③在施工前提交三级网络计划、季度施工计划、月度施工计划、三周滚动计划、周计划。④提交的进度计划由项目经理签字，保证进度计划的权威性。三、工期进度保证措施1、组织管理保证措施1)在公司内部成立了由副总经理任主管，总工程师为技术负责人，职能部门负责人组成的项目的领导小组，总体协调，使工程项目的生产技术、质量、安全等各项工作完全处于集团公司的受控状态。2)公司把该项目确立为公司重点工程项目，将抽调具有同类工程施工管理经验的优秀管理人员组成高效运行的项目部。3)实行施工进度计划的有效动态管理控制，编制详细的月施工作业计划，并适时检查调整，使计划管理处于动态运行。4)在作业时间安排上，节假日不休息，必要时采取两班工作制，有效地缩短施工工期。5)建立现场协调会制度，每周召开一次现场会，每日召开施工协调会。6)加强与工程相关单位的协调，创造良好的施工管理环境，确保施工进度按期进行。2、劳动力保证措施1)赶工劳动力保证措施我公司为确保施工正常进行和工程质量等，结合该项目的特点，特制定如下措施：=1\*GB3①我们将在工程开工时的施工人员的组织时，保证工程项目的施工队伍的稳定性和进度的需要。=2\*GB3②在安排施工作业计划时，尽量将有关项目合理安排。=3\*GB3③如果因施工的需要确需要赶工的，可给予多发放工资或奖金的方式以鼓励工人加班加点。1)夜间施工措施根据本工程工期要求尽量加快施工速度，不可避免地要加班加点，夜间施工。为保证夜间施工的顺利进行，将采取以下措施：（1）凡安排夜间施工时，专职安全员和质量检查员必须要跟班检查，发现问题及时解决。（2）安排夜间施工的班组时，必须保证有三人以上才能安排夜间施工，以便互相照应，确保安全。（3）合理地安排施工顺序，施工中应尽量减少噪音。对施工噪声较大的施工区域专门划出场地并进行围护，做到不影响附近居民的休息。（4）遵守夜间施工的时限规定，如有特殊原因必须连夜施工时，应经有关部门批准同意，并张贴告示后，才能进行。（5）夜间作业要有足够的照明设备，且直接用于操作的照明灯必须采用36V低压防爆工作灯。（6）对一些施工工艺复杂的分项工程，尽量避开夜间施工。（7）施工中应保证施工人员的身心健康，防止施工中疲劳过度。对夜间施工的人员，第二天要保障休息，不疲劳施工。（8）夜间施工必须有专职机电工负责跟班作业，确保夜间施工的用电和机械设备使用的安全。（9）夜间施工的前提是必须确保安全，且不会因为夜间施工造成扰民。3)节假日劳动力保证措施=1\*GB3①施工期间节假日，施工现场不放假，施工现场不中断施工。=2\*GB3②对于节假日期间所需安装的设备和主材计划提前报给相关人员，及时安排进入现场，确保施工正常进行。=3\*GB3③按照政策对施工人员给予一定的经济补偿，确保施工人员的正常作业。=4\*GB3④对于工程所需资金提前给予安排。=5\*GB3⑤对于工程所需的材料，提前安排采购，不影响施工。=6\*GB3⑥对于工程所需的机械、机具提前调配，确保施工正常进行。=7\*GB3⑦节假日期间，项目领导亲自带班，协调和解决处理有关问题。=8\*GB3⑧在生活和行政后勤事物方面，提前安排，确保施工人员的生活所需。4）材料、设备供应保证措施（1）提前编制好材料及采购进场计划，特别是特殊材料及设备采购计划，保证材料采购资金到位落实，确保材料供货时间，并按ISO9001标准要求对材料采购、保管发放进行有效控制。在施工中，根据工程变更及调整的施工预算，及时向材料部门提出调整材料月计划，作为动态代料的依据。（2）根据施工图纸、施工进度，在加工周期允许时间内提出加工制品计划，作为供应部门组织加工和向现场送货的依据；根据施工平面图对现场设