项目实施方案.docx

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1、项目实施方案（一）设计方案设计方案光伏方案（1）项目概况本工程可利用屋顶面积约55000m，车棚可利用面积5000m。光伏总装机容量7000kWp。项目采用“自发自用，余电上网”的模式运营，所发电能由厂区负荷就近消耗，如果有剩余电能，则输送至公共电网。最终接入系统方案以当地供电局批复方案为准。（2）设计标准DB11/T 2023      分布式光伏发电系统电气安全技术规范CECS84              太阳光伏电源系统安装工程设计规范CECS85      

2、;        太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范GB19939            太阳能光伏发电系统并网技术要求GB/T50866         光伏发电站接入电力系统设计规范GB50205            钢结构工程施工质量验收规范GB50794            光伏电站施工规范GB50795  

3、          光伏发电工程施工组织设计规范GB50796            光伏发电工程验收规范NBT32008          光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程JGJ106                屋面工程技术规范GB 50258           电气装置安装工程1KV及以下配线工

4、程施工及验收规范GB 50171           电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范GB6497               地面用太阳能电池标定的一般规定GB/T19939         光伏系统并网技术要求GB/T20046         光伏（PV）系统电网接口特性GB/T19964         光伏电站接入电力系统的技术规定

5、GB/T20513         光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则GB/T14007         陆地用太阳能电池组件总规范GB/T14009         太阳能电池组件参数测量方法GB/T6495.1        光伏器件第1部分：光伏电流电压特性的测量GB/T6495.2        光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求GB/T6495.3    

6、   光伏器件第3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据GB/T6495.4        光伏器件第4部分：晶体硅光伏器件的IV实测特性的温度和辐照度修正方法SJ/T11127           光伏（PV）发电系统过电压保护导则GB/T9535           地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型GB/T18210         晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量GB

7、/T18479         地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB/T12325         电能质量 供电电压允许偏差GB/T14549         电能质量 公用电网谐波GB/T15543         电能质量 三相电压允许不平衡度GB/T15945         电能质量 电力系统频率偏差GB 50052          

8、; 供配电系统设计规范GB 50054           低压配电设计规范GB 50055           通用用电设备配电设计规范GB 50057           建筑物防雷设计规范GB 50062           电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T51313        电动汽车分散充电设施工程技术标准GB 50194 &nbs

9、p;         建设工程施工现场供用电安全规范GB 50217          电力工程电缆设计规范GB 50293          城市电力规划规范GBJ63               电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T 50311      建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范JGJ/T 16      

10、     民用建筑电气设计规范 光伏车棚方案一、光伏车棚设计厂区停车场新建2.5米以上BIPV车棚约5000平方米和20套7KW充电桩；中心停车场新建2套7KW充电桩，合计22套7kW充电桩。车棚的结构设计依照相关国家规范，设计使用年限为30年，结构设计的气象条件按极端天气按五十年及以上一遇考虑。设计时初步荷载取值为：恒荷载为0.25kN/，活荷载为0.3kN/，风荷载按照GB50009-2012建筑结构荷载规范中株洲地区50年一遇取值，取值wk=0.70kN/。积雪产生的荷载参GB50009-2012建筑结构荷载规范按50年一遇取值。车棚的抗风揭力详见车棚荷载校

11、核报告，由于没有详细地质勘查报告，车棚基础待详细地质勘查报告提供后另行设计。新建光伏车棚的停车位基础必须按国家停车位标准建设,单个停车位按5.5X2.5=13.75平方米规划建设，外观与现有停车位一致。停车棚应按每个停车位的停车面积5.5X2.5=13.75平方米设计建设。所有车棚应装防尘LED照明灯，保证车棚夜间照明。二、柔性屋面支架及其防护措施车棚光伏支架的结构设计依照相关国家规范，设计使用年限为25年，结构设计的气象条件按极端天气按五十年及以上一遇考虑。其中风荷载按照GB50009-2012建筑结构荷载规范中株洲地区50年一遇取值，取值wk=0.70kN/，积雪产生的荷载参GB50009

12、-2012建筑结构荷载规范按50年一遇取值。钢支架的构造符合下列规定：用于次梁的板厚不小于2.0mm，用于主梁和柱的板厚不小于4.0mm；受压和受拉构件的长细比限值应符合下表：构件类别容许长细比受压构件主要承重构件180其他构件、支撑等220受拉构件主要构件350柱间支撑300其他支撑400光伏支架材料如果采用钢材，材质的选用及支架设计应符合现行国家标准钢结构设计规范GB50017的规定；如果采用铝合金材料都必须选择6063-T5及以上的铝合金材质，并进行阳极氧化处理。三、车棚BIPV支架设计铝合金主次导水槽BIPV支架材料选用要求（1）材质应为 6005-T5材料的铝合金。（2）铝合金应做阳

13、极氧化，阳极氧化膜平均膜厚不低于15um。镀锌铝镁主次导水槽BIPV支架材料选用要求（1）各构件镀层重量中“铝”的含量不低于 6%，镁的含量不低于3%，所选镀锌铝镁钢材品牌的质量和可靠性必须优于或相当于下列品牌：上海宝钢、首钢、酒钢。（2）3mm厚以下（含3mm厚）构件的镀锌铝镁双面镀层重量不少于275g/m2，3mm厚以上构件的镀锌铝镁双面镀层重量不小于310g/m2。（3）各构件的切口处（包括工厂生产主次导水槽形成的纵向和横向截面切口）都应用含锌量不低于95%的材料进行喷锌二次防腐。热镀锌主次导水槽 BIPV 支架材料选用要求（1）各构件热镀锌厚度不低于75um。（2）所有构件的切口处（包

14、括工厂生产主次导水槽形成的纵向和横向截面切口）都应用含锌量不低于 95%的材料进行喷锌二次防腐。四、车棚光伏支架要求1、防锈措施钢结构防腐蚀采用的涂料、钢材表面的除锈等级以及防腐蚀对钢结构的构造要求等，符合工业建筑防腐蚀设计规范(GB50046-2008）和涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 (GB/T 8923-2009）的规定。檩条在涂装前进行表面处理：将构件表面的毛刺、铁锈、氧化皮、油污及附着物彻底 清除干净，采用喷砂、抛丸等方法彻底除锈，达到 Sa2.5 级，现场补漆除锈可采用电动、风动除锈工具彻底除锈，达到 St3 级，并达到 35-55 m 的粗糙度，经除锈后的钢材表面去检查合格后，

15、方能在规定的时限内进行热镀锌。为达到 25 年的防腐年限，光伏支架的主次梁结构采用热镀锌防腐，热镀锌厚度不低于 75um。采用热镀锌工艺为：热镀锌也叫热浸锌和热浸镀锌，是一种有效的金属防腐方式，主要 用于各行业的金属结构设施上。热镀锌工艺能以简单的工艺获得较厚的镀层和较强的耐蚀性，并且镀层的厚度、韧性和表面状态都可以控制。是将除锈后的钢件浸入 500左右融化的锌液中，使钢构件表面附着锌层，从而起到非常好的防腐目的。现场补漆：对现场镀锌层有破坏的位置将做补漆处理。具体方式为：以环氧富锌作修补防锈漆，干膜厚度不小于 75um，再按所在部位、配套依次做封闭漆、中间漆、面漆。现场 连接的螺栓在施拧完毕

16、后补涂防锈漆。对露天或侵蚀性介质环境中使用的螺栓，除补涂防锈漆外，会对其连接板板缝及时用油膏或腻子等封闭。次梁通过不锈钢螺栓或者铝合金压块直接与组件进行连接；连接立柱用的拉条、都采用热镀锌的防腐方式，镀锌最薄处的厚度都不小于 65um，平均厚度不小于 75um，以保证材料的使用较长的年限而不发生任何锈蚀。由于热镀锌的材料，其镀锌层与钢材表面具有非常好的黏合性，基本上不存在锌层与钢材表面脱落的可能；如在施工过程中，由于其他材料对镀锌材料的锌层有破坏的情况，将在施工后及时进行补锌，且补锌的厚度不低于热镀锌的厚度。并在后续的维护过程中，我司运维专业技术人员会制定详细的巡检计划，并进行定期检查，密切关

17、注材料变化的情况，及时进行防腐材料的补刷或喷涂，以防止构件被腐蚀。（2）光伏支架防腐方案优势分析符合工业建筑防腐蚀设计规范(GB50046-2008）和涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 (GB/T 8923-2009）的规定。使用的热镀锌工艺可以充分保证主次梁的耐腐蚀年限达到 30 年以上，远远大于光伏系统的设计使用年限。采用热镀锌的防腐方案可有效降低运维大修成本，且较其他防腐方案具备加工速度快，施工速度快，具备高耐候的性能特点。采用热镀锌的防腐方案可大大降低项目的初始成本，减少后续运维对屋面的破坏问题。2、防腐项目质量标准（1）主控项目质量标准镀锌前钢材表面除锈应符合设计要求和国家现行有关标

18、准的规定。处理后的钢材表面不应有焊渣、焊疤、灰尘、油污、水和毛刺等。镀锌厚度均应符合设计要求。构件上不得有误涂、漏涂，涂层应无脱皮和返锈。（2）一般项目质量标准当钢结构处在有腐蚀介质环境或外露且设计有要求时，镀锌层附着力达到合格质量标准的要求。镀锌完成后，构件的标志、标记和编号应清晰完整。镀锌厚度均应符合设计文件和涂装工艺的要求。严格按照施工图和国家标准要求进行质量检查。3、防腐项目质量标准（1）材料供应质量在符合现行国标。（2）采购部按原材料的技术要求采购。（3）负责制定原材料的技术标准及主要原材料、辅助原材料分类，并提交给管理部作为采购的依据，负责对原材料样品及进厂原材料的质量检验。（4）

19、施工过程中质量的技术保障措施：出厂时，产品符合成品标准规定，并附有出厂合格证明。施工现场项目部设有质检员，对每道工序进行检测。镀锌表面达到均匀、平整程度。镀锌厚度的检测：对镀锌厚度的测量应在各受火面沿构件长度方向每米不少于 2 个测点，取所有测点的平均值作为镀锌厚度。五、充电桩方案拟新建22个7kW充电桩，其技术满足以下条件。功率要求可以依据公司具体用电负荷自动调节功率。环境防护要求a) IP防护等级：充电桩外壳防护等级不应低于GB 4208-2008中IP32（室内）或IP54（室外）的规定。b) 三防(防潮湿，防霉变，防盐雾)保护：充电桩内印刷线路板、接插件等电路应具有防潮湿、防霉变、防盐

20、雾处理，保证充电桩在潮湿、盐雾环境下正常运行。 c) 防锈(防氧化)保护：充电桩铁质外壳和暴露的铁质支架、零件应采用双层防锈措施，非铁质的金属外壳也应具有防氧化保护膜或防氧化处理。电击防护要求充电桩的电击防护要求应符合GB/T 18487.1-2001中第9章的要求。电气间隙和爬电距离充电桩的电气间隙和爬电距离应符合GB/T 18487.1-2001中表2的规定。绝缘性能要求a) 绝缘电阻：充电桩非电气连接的各带电回路之间、各独立带电回路与地（金属外壳）之间绝缘电阻应大于等于10M。 b) 工频耐压：充电桩非电气连接的各带电回路之间、各独立带电回路与地（金属外壳）之间，按其工作电压应能承受GB

21、/T 18487.1-2001中表3所规定历时1 min的工频耐压试验（也可采用直流电压，试验电压为交流电压有效值的1.4倍）。试验过程中应无绝缘击穿和闪络现象。 c) 冲击电压：充电桩各带电回路、各带电电路对地（金属外壳）之间，按其工作电压应能承受国家标准所规定标准雷电波的短时冲击电压试验。试验过程中应无击穿放电。高低温和湿热性能a) 低温性能：按GB/T 2423.1-2008中试验Ad规定的方法进行试验，试验温度为该规范2.2.1规定的下限值，待达到试验温度后启动充电桩，充电桩应能正常工作。试验温度持续2小时后，在试验环境下通电检查充电桩各项功能应正常。 b) 高温性能：按GB/T 24

22、23.2-2008中试验Bd规定的方法进行试验，试验温度为该规范2.2.1规定的上限值，待达到试验温度后启动充电桩，充电桩应能正常工作。试验温度持续2小时后，在试验环境下通电检查充电桩各项功能应正常。 c) 湿热性能：按GB/T 2423.4-2008中试验Db规定的方法进行试验，试验温度为（402），循环次数为2次，在试验结束前2h进行绝缘电阻和介电强度检测，其中绝缘电阻不应小于1M，介电强度按该规范表3规定值的75施加测量电压。试验结束后，恢复至正常大气条件，通电检查充电桩各项功能应正常。机械强度满足条件按GB/T 2423.55-2006规定的方法用弹簧锤进行机械强度试验，撞击能量为0.

23、7J。试验结束后，检查充电桩壳体没有损坏或损坏时不触及带电部件及影响交流充电桩的使用，操作机构没有损坏，绝缘材料的敷层和护套没有损坏。自动化及监控系统总体要求综合自动化远程监控系统包括电力数字化监控系统、光伏区数字化监控系统。电力数字化监控系统负责实现并网柜所有具备通信能力设备通信，主要完成设备数据采集、 传输、监视、控制、报警、分析、存储、报表等，完成电网调度通信，同时按照招标方要求，采用标准的通信协议，安全稳定地将光伏发电系统的运行数据、发电量、满发小时数、节能减排数据等相关数据传送招标方宣传展示的平台。光伏区数字化监控系统负责实现箱式变压器以下至组件所有具备通信能力通信，主要采集 的智能

24、设备含：箱式变压器、组串式逆变器、光伏抗 PID 装置、光伏区电缆汇集处温度变送器。  光伏区自动化监控系统主要完成：光伏区数据采集、传输、监视、控制、报警、分析、存储、 报表等。综合自动化远程监控系统采用分层分布式结构。对于开关站内设备：设置站控层交换机，通过规范的标准通信协议经工业以太网交换机连接至各类保护测控及规约转换装置，非以太网接口的设备经过规约转换器完成通信接入。对于光伏发电区的设备设立光纤环网，合理配置光伏区交换机和规约转换器，以太网设备采用规范的标准通信协议接入光伏区交换机（以太网保 护测控装置、规约转换器等），非以太网接口的设备通过 RS485 总线连接到规约转换器

25、形成现 场总线网络综合自动化系统。监控系统供电采用 UPS 系统方式供电，采用 GPS 对时装置完成系统时钟统一，将信息上传至电网调度及南网能源公司集中生产运营管理系统。同时监控系统预留通讯接口（包括 RS485、RS232、以太网等接口），采用标准的电力专用协议，将光伏系统的运行统计数据发布至远程展示系统，作为本项目对外宣传的窗口。为保证光伏电站控制信息和敏感数据的信息安全，光伏电站网络防护坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保证光伏监控、电力调度、工厂生产的网络安全。数据采集本项目的监控系统至少可以采集以下信息：环境参数：主要包括日照强度（水平和垂直组件平面）、风速、风向、室

26、外温度、室内温度和电池板温度等参量。序号传感器名称单位数量测量范围精度要求1水平太阳能辐照度传感器台102000W/2%2斜面太阳能辐照度传感器台102000W/2%3风速传感器台1096m/s0.1m/s4风向传感器台11360线性度：1%5温度传感器台1-551250.1光伏系统运行参数：可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率等；连续无日照正常工作时间15天；数据畅通率95%；数据刷新周期3秒，必须至少提供日累计辐射值、瞬时辐照强度、环境温度参数；安装环境监测仪设备时，应按照规范做好防雷措施

27、；节能减排参数：日发电量、累计发电量、节省标煤、CO2、NOx、SO2减排光伏发电单元不设置独立的监控系统，与接入系统共用一套监控网络，并对以下光伏单元智能设备进行监视和控制。主要功能包括：1）监测逆变器、升压变压器和电网的电压及频率；2）光伏发电系统概要图文显示；3）显示任何一台逆变器的在线数据，如状态、功率、电压、电流、温度和报警情况；4）显示任何一台升压变压器及配电设备的三相电流、断路器和隔离开关位置信号及故障信号等；5）对整个光伏发电系统实际有功功率和无功功率的控制；6）显示高级功率曲线，包括功率曲线、分布曲线计算可利用率；7）显示光能辐照值图；8）显示发电量；9）显示10分钟收集的数

28、据。10分钟数据包括平均值、标准偏差，以及在此期间的最大值和最小值；10）显示整个光伏发电系统、单机和气象站的报警和事件纪录；11）遥控单台逆变器：起动，暂停，待机，有功输出，无功输出。太阳能辐照度传感器参照或相当于以下厂家：EKO、solarlight、kipp&zonen，太阳能辐照度传感器须至少满足ISO9060规定的一级要求。监控系统的结构监控系统采用通用的通信协议及RS485总线连接成现场总线网络系统，接至每个配电室通信管理机，再经过光纤以太网送至站控层。通信管理机采集开关设备位置、工作状态等信息，对开关实施分合控制。测控单元、继电保护装置通过现场总线与通信控制器互联。通信控

29、制器采用双机配置，互为备用。通信控制器通过现场总线与各测控单元通信，进行管理和协调，同时通过以太网与发展中心互联。现场总线采用单、双网结构，通信管理机下行通信物理介质采用屏蔽双绞线，通信管理机上行通信物理介质采用光纤。1、现场数据可通过VPN通道传到相应的太阳能服务器数据库上，用以实时展示各个项目的运行状态曲线和数据，并提供系统效率、故障报警等信息，提供历史数据查询功能，并生成运行报表等功能。使得公司及时有效地了解太阳能电站现场的生产实时情况，实时掌控电场设备的运行状态。2、监控系统预留有与相应的太阳能数据库的通讯接口及国家可再生能源数据中心的通讯接口。3、监控系统预留开放接口，数据可上传至招

30、标人集中智能管理系统平台上，用以实时展示各个设备的运行状态曲线和数据，并提供系统效率、故障报警等信息，提供历史数据查询功能，并生成运行报表等功能。5、站端监控系统需要向招标人集中智能管理系统平台传输数据的同时，能与供电局的调度系统进行数据传输，并负责电网接入点以下所有调度相关设备的购买、安装和调试。6、项目现场监控室应接入一条100M的电信运营商网络，以招标方名义办理，由投标方支付开通两年内的费用。项目现场监控室与供电局之间如需临时租用光纤专用通道（通道的具体要求根据当地供电局的要求而定），调度相关硬件设备由投标方按照供电局指定型号购买并负责实施。监控系统的功能1）数据采集与显示：通过设在间隔

31、层的测控单元进行实时数据的采集和处理。实时信息包括：模拟量、开关量、脉冲量、温度等信号，来自温度计、每一个电压等级的CT、PT、断路器和保护设备及直流、逆变器、调度范围内的通信设备运行状况信号等。微机监控系统根据CT、PT的采集信号，计算电气回路的电流、电压、有功、无功和功率因数等，以及低压配电室温度和轴流风机状态显示在LCD上。开关量包括报警信号和状态信号。对于状态信号，微机监控系统能及时将其反映在LCD上。对于报警信号，则能及时发出声光报警并有画面显示。电度量为需方电度表的RS485串口接于监控系统，用于电能累计，所有采集的输入信号应该保证安全、可靠和准确。2）安全监视：报警信号应该分成两

32、类：第一类为事故信号（紧急报警）即由非手动操作引起的断路器跳闸信号。第二类为预告信号，即报警接点的状态改变、模拟量的越限和计算机本身，包括测控单元不正常状态的出现。监控的故障信息至少因包括以下内容：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障、通讯接口及网络故障，汇流箱数据异常等。报警发生时应能推出报警条文和画面，可打印输出，对事故报警应伴以声、光等提示；应提供历史报警信息检索查询功能。故障信息应包括故障类型、位置、紧急程度、原因，重大故障信息应实时提醒。控制对象为配电室断路器、逆变器

33、等。控制方式包括：现场就地控制，主控制室内集中监控PC操作及招标方公司总部集中监控PC操作。3）事件顺序记录：光伏发电站系统或设备发生故障时，应对异常状态变化的时间顺序自动记录、存储、远传，事件记录分辨率小于1ms。4）控制操作：控制对象为断路器、隔离开关、光伏逆变器、和其他重要设备。控制方式应具有自动控制和人工控制两种方式，控制操作级别有高到低为就地、站内监控、远方调度/集控，三种控制级别间应相互闭锁，同一时刻只允许以级控制。控制方式应能满足电气五防闭锁要求。5）统计分析：可实现有功和无功电度的计算和电度量分时统计、运行参数的统计分析。监控系统应提供各类型的报表，除生产运行的日、月、年报表外

34、，还需故障信息、实时运行、设备运行效率、主要设备可利用率、主要设备故障率、每日峰值发电时数、每月峰值发电时数、每年峰值发电数统计、站用电率、操作记录相关的报表。监控系统应具备对比分析功能，除各种设备参数的对比外，还需要提供趋势分析曲线图，如发电量预测、电能质量分析、功率因素分析、电气设备所引起的信号波动等曲线图、不同阵列的发电信息对比、不同子战的发电信息及设备对比、不同年份同一时间段的发电信息对比等。并能根据分析结果确定差异原因，便于电站维护。监控系统应具备对理论数据与实际数据进行对比分析能力，并能根据分析结果确定差异原因，便于电站维护。监控系统应具备模块化、易复制和扩展特点，便于系统功能与规

35、模的扩展。6）与保护装置遥信、交换数据：向开关站保护装置发出对时、召唤数据的命令，传送新的保护定值；保护装置向监控系统报告保护动作参数（动作时间、动作性质、动作值、动作名称等）；响应召唤命令、回报当前保护定值；以及修改定值的返校信息等。7）远动功能：本工程的计算机监控系统设有远动工作站，通过远动工作站实现与省中调或地调的遥测、遥信、遥控等功能。8）监控系统显示的主要画面至少如下：电气主接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功、功率因素)等的实时值设备布局图，结合光伏电站实际情况提供站内设备的布局图变压器运行状态显示图直流系统图趋势曲线图，包括历史数据和

36、实时数据棒状图计算机监控系统运行工况图各发电单元及全站发电容量曲线各种保护信息及报表逆变器运行相关参数及设备运行状况汇流箱各支路电流防止逆流控制系统数据控制操作过程记录及报表事故追忆记录报告或曲线事故顺序记录报表操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面发电量的历史、实时和预测数据实时的环境信息各种统计报表包括电量、财务和分析报表等（最终报表形式及数量由业主确认）。9）其它功能：本工程计算机监控系统具有时间记录远传功能，可由GPS进行时钟校时。具有标准的通信规约。项目各阶段工作及要求前期开发阶段这个阶段主要是寻找适合安装光伏太阳能的场所，如屋顶、地面等。同时，需要与业主进行初步沟通，

37、了解厂区情况、屋顶结构、用电水平等基本问题，确定用能需求。在确定合适的场所后，需要进行前期资料的收集，并进行现场踏勘，评估项目的可行性。最后，进行技术方案测算，签订相关协议合同。主要参与单位包括：建设单位、设计单位。建设单位负责进行前期资料的收集，及经济可行性评估，与业主沟通磋商并签订相关协议合同，设计单位负责项目的前期踏勘，技术可行性评估。备案阶段在确定合适的安装场所后，需要进行备案。备案需要准备分布式光伏项目申请表、企业投资项目备案表、固定资产投资项目登记表等材料。同时，还需要准备用户电网相关资料及系统接入报告、供电局受理并网申请等材料。在备案完成后，可以进入施工阶段。主要参与单位包括：建

38、设单位、业主单位。建设单位负责本阶段的全流程，业主单位配合提供相关资料。施工阶段施工阶段是光伏项目中最为关键的阶段之一。在这个阶段中，需要遵循相关的法规和标准，确保施工质量和安全。同时，还需要进行设备的采购和安装，确保设备的质量和性能符合要求。在施工过程中，需要进行监管和管理，确保施工进度和质量符合预期。主要参与单位包括：建设单位、监理单位、施工单位和设计单位。建设单位负责把控本项目设备的采购质量和性能；设计单位对本项目的设计质量负责；监理单位负责对本项目施工全流程的一个监督和管理的作用，施工单位对本项目的施工质量及工程进度负责。验收阶段在施工完成后，需要进行验收。验收主要是对光伏电站的质量和

39、性能进行检测和评估，确保其符合相关的法规和标准。同时，还需要对电站的安全性进行检查，确保其不会对人员和环境造成危害。在验收完成后，可以进入运营阶段。本阶段由各个单位共同参与，确保工程质量、安全、性能符合相关要求。（二）建设方案施工方案与技术措施以下为安装流程图。定位安装夹具支架安装安装太阳能电池组件组件连线布线光伏组件安装施工要点：1)按照图纸严格施工，避免安装问题出现的返工现象；2)每个支架必须安装牢固；3)按照划好线的标记规范安装；4)安装时要交叉修歇，避免工程停工现象； 5)做好安装施工记录表。6)确保厂房现有采光、通风效果不受影响。光伏组件的吊运物料进厂后必须严格安装事先选定的吊点进行

40、卸货，准备调运，不能直接从汽车上起吊，吊至屋面后根据光伏组件方阵的排布尽快分散，同时做好纸箱、栈板等废料的回收工作，吊运过程中屋面必须有人指挥，不得盲目操作，确保安全第一。为方便钢导轨、光伏板以及其他施工材料在屋面的转运，拟在厂房区域设置吊装点。根据吊装点厂房的高度以及吊车的性能参数比选，选择50T与25T两种汽车吊。吊装到屋顶的组件及时开箱并迅速分散至各个区域进行安装。支架安装1）为规范施工过程，支架安装前应作下列准备工作：支架到场后应作下列检查：（1）外观及保护层应完好无损。（2）型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。（3）产品的技术文件安装说明及安装图应齐全。2）支架宜存

41、放在能避雨、雪、风、沙的场所，存放处不得积水，应做好防潮防护措施。保管期间应定期检查，做好防护工作。3）支架安装和紧固应符合下列要求：（1）组合式支架宜采用先组合框架后组合支撑及连接件的方式进行安装。（2）螺栓的连接和紧固应按照厂家说明和设计图纸上要求的数目和顺序穿放。不应强行敲打，不应气割扩孔。4）支架安装的垂直度和角度应符合下列规定：（1）支架垂直度偏差在数据允许的范围之内。（2）对不能满足安装要求的支架，应责成厂家进行现场整改。组件安装本项目采用单晶硅光伏组件，单片最大输出功率550Wp。1）组件安装前应作如下准备工作：（1）光伏支架的安装工作应通过质量验收。（2）组件的型号、规格应符合

42、设计要求。（3）组件的外观及各部件应完好无损。（4）安装人员应经过相关安装知识培训和技术交底。2）组件安装方法：（1）同一坡面屋顶彩钢瓦上排布的光伏板，由于该厂房面积较大，按照施工图纸分区分批分片进行安装。每个区域从一边往另一边逐块固定，固定牢固，紧固后的螺栓应打标记。（2）螺栓紧固力矩要达到表中所示数值。螺旋类型数据表螺栓规格力矩值（N.m）螺栓规格（mm）力矩值（N.M）M88.8-10.8M1678.5-98.1M1017.722.6M1898.0127.4M1231.439.2M20156.9196.2M1451.0.60.8M24274.6313.2（3）组件的串并联接线应和组件板的

43、固定保持同步，由于组件板与彩钢瓦之间的空间狭小，以免组件板全部固定结束后，对组件串并联接线造成困难。3）组件的安装应符合下列规定：（1）光伏组件安装应按照设计图纸进行。（2）组件固定螺栓的力矩值应符合制造厂或设计文件的规定。（3）组件安装允许偏差应符合国家相关规定：4）组件之间的接线应符合以下要求：（1）组件连接数量和路径应符合设计要求。（2）组件间防水接插头应连接牢固。（3）组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求。（4）组件间连接线用轧带绑扎，整齐、美观。5）组件的安装和接线还应注意如下事项：（1）组件在安装前或安装完成后应进行抽检测试，并形成测试记录。（2）组件安装和移动的过程中，不应

44、拉扯导线。（3）组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损。（4）组件之间连接线不应承受外力。（5）同一组串的正负极不宜短接。（6）单元间组串的跨接线缆如采用架空方式敷设，（7）施工人员安装组件过程中不应在组件上踩踏。（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。（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。（10）严禁在雨天进行组件的连线工作。（11）每个组件板均要张贴组件标签，标签清晰，张贴牢固。6）组件接地应符合下列要求:（1）带边框的组件应将边框可靠接地。（2）不带边框的组件，其接地做法应符合制造厂要求。（3）组件接地电阻应符合设计要求。逆变

45、器安装1）逆变器安装前应作如下准备：逆变器安装前，应具备下列条件：（1）检查外观，确保外观完好，不漏雨。（2）逆变器安装的基础底座已经做好并强度已达到可以设计要求。（3）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。（4）运输及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。（5）大型逆变器就位时应检查道路畅通，且有足够的场地。2、）逆变器的安装与调整应符合下列要求：（1）基础底座高度高出地平面约 100mm。逆变器应有明显的可靠接地。（2）逆变器的安装方向、安装位置应符合设计规定。（3）逆变器安装在震动场所，应按设计要求采取防震措施。（4）逆变器与基础底座之间固定应牢固可靠。（5）逆变

46、器内专用接地排必须可靠接地,金属盘门应用接地软导线与金属构架或接地排可靠接地。（6）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。（7）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）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。其他电器设备安装这里的其它电气设备主要包括高压柜、监控及显示设备等。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)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。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。

47、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。防雷与接地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。2）光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接。3）同一阵列光伏板顺次连接，阵列的首位两端分别与导轨连接，导轨通过扁钢连接。4）每个阵列通过扁钢与接地干线贯通，分两路沿主桥架引下至接地网。桥架安装1）屋顶直流电缆敷设用电缆桥架，此部分电缆桥架利用光伏钢支架上固定导轨，用桥架压板将桥架固定在导轨上。（1）电缆桥架安装要领电缆桥架采用连接片螺栓连接，电缆桥架与支架的固定采用压板固定。施工中要严格按照设计文件要求实施，同时应满足施

48、工规范规定要求。注意实施时应满足对电缆桥架的同层水平间距一致性的要求。本工程中电缆桥架固定在导轨上，导轨固定在光伏夹具上。电缆桥架安装要领如下：电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地（PE）或接零（PEN）可靠。镀锌电缆桥架间连接板的两端不跨接接地线，但连接板两端不少于 2个有防松螺帽或防松垫圈的连接固定螺栓。当设计无要求时，电缆桥架水平安装的支架间距为 1.5-3m；垂直安装的支架间距不大于 2m。（2）桥架安装桥架的连接采用专用的桥架连接板，桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定紧固无遗漏，螺母位于桥架外侧；桥架连接或固定严禁使用焊接。电缆桥架转弯处的弯曲半径，不小于桥架内电缆最

49、小允许弯曲半径，电缆最小允许弯曲半径应符合相关规范规定。电缆敷设完毕，桥架进出变电所或其他穿墙处应做好防火封堵。（3）桥架接地金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地（PE）或接零（PEN）可靠，且必须符合下列规定：金属电缆桥架及其支架全长应不少于2 处与接地（PE）或接零（PEN）干线相连；镀锌电缆桥架间连接板的两端不跨接接地线，但连接板两端有不少于 2 个防松螺帽或防松垫圈的连接固定螺栓；非镀锌桥架间连接板的两端跨接铜芯接地线，接地线最小允许截面积不小于 4mm 。电缆桥架接地，接地干线为通长扁钢（圆钢），每隔5m 用螺栓固定一次，并用螺栓以弹簧垫圈压紧。调试方案主要设备调试

50、（1）逆变器调试逆变器为承建商采购设备，在设备制造、检验、试验过程中有承建商的监造人员参与，可以保证设备进场前是经过检验合格的产品，为现场设备调试提供了基础参考数据，工程调试中将更快捷，更有对比性。逆变器调试前，应具备下列条件：a、逆变器控制电源应具备投入条件，组件串开路电压测试合格。 b、逆变器直流侧电缆接线牢固且极性正确、绝缘良好。组件绝缘测试合格。 c、逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。d、方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。现场EL测试合格。逆变器调试前，应做下列检查：a、逆变器接地完好，接地线线径应符合要求。 b、逆变器内部元器件应完好，无受潮、脱落、锈蚀、放电等痕迹。c、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。d、如逆变器本体配有手动分合闸装置，其操作应灵活可