光伏发电站参观日记（通用8篇）
篇1：光伏发电站参观日记
光伏发电站参观日记
今天是星期六，我和同学约好了去陈集的光伏发电站参观。刚出家门，可惜天公不作美，竟下起了淅淅沥沥的小雨。我只好在心里默念：求求天公别下雨了，快放晴吧!让我和同学们好好玩吧!也许我的祷告灵验了，天真的放晴了!
过了半个小时之后，我们到达了目的地。下了车，一排排一列列的大柱子上面放个大板子的建筑物映入我的眼帘。咦?这是什么东西?摆在水里干嘛?干什么用的?我的脑海里抛出了一个个问题。就在这时，一位叔叔向我们走了过来。原来这位叔叔是发电站的工作人员，兼我们的向导。他微笑着说：“你们一定很想知道这个发电站的来头吧!你们有问题的都来问我好了。”知女者，莫若母。妈妈一下就抛出了我的.问题。叔叔说：“这就是光伏发电站，建在水里是因为这是‘渔光互补’发电的。”
接下来，我们边参观边了解光伏发电站。我问叔叔：“下雨天怎么收集电呢?”“不怕，在阳光明媚的时候，电几乎已经收集好了。”叔叔这样回答我。其实呀，在以前，我们使用火力发电。既花钱又费力，在发电的时候，还会产生好多的垃圾和二氧化碳、一氧化碳等破坏大自然的东西。但是，靠太阳能发电既省力又不花钱，还不会产生垃圾，占用的地方还可以养鱼，非常环保，只是对天气的要求严了点。
参观完光伏发电厂，我真佩服那些科学家们，为我们的地球做了如此大的奉献，他们真是太伟大了!科学技术对我们的生活太重要了，我一定要好好学习科学知识，长大也做一名为社会做贡献的人!
篇2：光伏发电站参观日记
实习时间：2013年12月4日
实习目的：通过参观和参与电厂的实际生产过程，将理论知识与实习相结合。在参观过程中。不断向电厂人员提问学习，了解本专业相关设备的运作过程，增强对变压器，逆变器等设备及其控制系统的认识了解，为在将来的工作打下基础。
实习地点：xxx市xxx区 xxx公司
公司简介：项目建设规模为100MWP,按一次规划分四期建设，一期10MWP，二期30MWP一期工程规模为10MWP,主要设施有：太阳能电池方阵、升压站、综合办公楼。太阳电池方阵由9.7MWP的固定式晶体硅组件+0.1MWP平单轴跟踪式晶体硅组件+0.1MWP斜单轴式跟踪式晶体硅组件+0.1MWP双轴跟踪式晶体硅组件组成。整个电站的升压站和综合楼在一期一次性建成。所谓的跟踪式晶体硅组件就是它会按一定角度跟随太阳转，充分接受和利用太阳能。
光伏发电过程：主要是利用天然洁净的太阳能，所处在的地方是阳光照射面积比较大的近于石漠化的地方，对于太阳能在很大面积上能接收并能得到很大的利用。当太阳光照射到太阳能电池表面时，一部分光子被硅材料吸收；光子的能量传递给了硅原子，使电子发生了越迁，成为自由电子在Ｐ－Ｎ结两侧集聚形成了电位差，当外部接通电路时，在该电压的作用下，将会有电流流过外部电路产生一定的输出功率。这个过程的的实质是光子能量转换成电能的过程。电池是收集阳光的基本单位，大量的电池合成在一起构成光伏组件:太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si）和薄膜电池（包括非晶硅电池、硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe）。太阳光经过太阳能电池板转换成直流电，经过汇流箱后，输送到直流配电柜，经过汇流后，输送到逆变器，逆变器把直流电转换成交流电，再输送到35KV变压器，从输入端的300V电压转换成35KV的电压，最后输送到电网。
光伏发电的特点：
优点：
① 无枯竭危险；
② 安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净（无公害）； ③ 不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势； ④ 无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电； ⑤ 能源质量高；
⑥建设周期短，获取能源花费的时间短。
缺点：
① 照射的能量分布密度小，即要占用巨大面积； ② 获得的能源同四季、昼夜及阴晴等气象条件有关。
③ 成本较高。太阳能电站利用石漠化土地，很好地避免了土地资源浪费。
实习过程：实习的当天，我们一大早就按耐不住激动的心情，早早的吃过早饭，在宿舍楼下等待即将去往电厂的车。经过半个小时的路程，我们终于到了国电宁夏新能源开发公司光伏发电站，我们对电厂周边环境做了考察研究，并且拍照留念。
我们进行了电业安全生产工作规程的培训，在培训中，我们很认真的听培训师傅的讲解。在培训完后，加深了对安全工作规程的认识和同事之间的友谊，通过对安全规程的学习，电厂里的严谨和对安全的重视的程度让我们很震惊。具体到每一个节，都有可能会发生安全隐患，然后电厂就制定了很完善的一些考核制度，如罚款和教育等。电厂是安全高危企业，所以电厂安全问题是重中之重，所以电厂把安全问题总是放在第一位的。然后我们去了光伏现场，参观了电厂的构成，设备和控制系统。通过师傅们的详细介绍和耐心讲解，让我们受益匪浅。我们不仅拓展了知识面，而且从现场十级的角度来思考问题，这些对我们将来的工作有很大帮助。师傅们不仅给我们讲解了好多专业知识，而且多次强调了安全问题。让我们在参观学习过程中，多看，多问，不要擅自接触设备。对待工作一定要按程序办事。
太阳能发电是很有利用价值的一种发电模式，一方面不会污染环境和不会带来许多像传统那些发电产生有害气体或者资源需求、利用不可再生资源一样的问题；另一方面充分利用了不能利用的土地，提供了相当大的电能。此次参观给予我很多方面的知识，与水电站、火电站的发电特点、方式相比，这个光伏发电相当简单，用晶体硅组件接收的太阳能所产生的直流电源通过一个逆变升压器将直流电逆变成交流电并升高电压，然后就可以给以供用。这一种发电方式，既是现代技术的进步和新能源的创新，也是补充了其他发电模式的一个技术上和供电方面的空缺。
篇3：光伏发电站参观日记
中广核哈密并网光伏发电站工程场址位于哈密市东北约21公里, 303省道西北侧约2公里, 距市区较近, 交通便利。场址中心位置坐标为北纬43°02′40.9", 东经93°38′54.48"。区域内地势相对较为平坦。中广核哈密并网光伏发电站总规划容量100MWp, 计划分三期开发建设, 其中一期工程建设20MWp, 二期工程建设30MWp, 远期工程开发50MWp。
中广核哈密并网光伏发电站一期20MWp项目采用1000kWp光伏发电系统为1个模块设计, 共20个1000kWp光伏系统模块, 分为1~20区。每个光伏单元采用地面固定式阵列安装1005.8kWp多晶硅太阳能光伏组件, 接入2台500kW光伏并网逆变器, 两台500kW光伏并网逆变器接入1台1000kVA双分裂变压器, 升压至10kV电压等级。经10kV电缆线路送至光伏电站110kV升压站, 110kV出线T接于110kV二马线 (哈密天光电厂-马场变) , T接线路导线采用LGJ-150, 线路长度9km。
1 电气一次设计
1.1 光伏发电场集电系统
每1000kWp光伏组件为一个子系统, 逆变器输出的交流电经升压变压器升至10kV;在场内使用10 kV电缆汇流。每两个单元升压变压器合为一条光伏发电场集电线路, 经电缆接入光伏电站110kV升压站的lOkVⅠ段母线。
1.2 光伏电站升压站主接线方案
根据本期中广核哈密并网光伏发电站装机规模、接入系统设计及分期建设时序, 确定光伏电站110kV升压变电站电气主接线形式。
根据升压变电站主变台数的选取原则以及低压侧10kV电气设备的选择要求, 升压变电站终期设置三台双绕组有载调压变压器 (预留扩建位置) , 一期主变压器选型为SZ11-20000/110, 容量1×20000kVA。
升压变电站升高电压侧电压等级为110kV, 终期出线两回, 据此接线采用单母线接线。110kV配电装置采用户外六氟化硫断路器, 户外中式布置。低压侧为光伏电站电源进线, 电压等级10kV, 终期接线采用单母线分段接线, 一期先上一段母线, 电缆馈线10回, 主变进线1回, 所变出线1回, SVG馈线1回。站用变容量1×400kVA, 负荷包括升压站站区用电及采暖、动力等负荷, 站用电采用干式变压器。根据Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》, 无功补偿选用SVG动态无功补偿装置, 调节范围从感性2Mvar至容性4Mvar连续可调。
1.3 主要电气设备选择及布置方案
光伏电站海拔高程在1102m-1127m之间, 污秽等级属Ⅲ级污秽区。因此110kV配电装置采用户外布置, 10kV配电装置采用户内布置方案。
1.3.1 光伏区设备
光伏区设计采用一个1MWp作为一个子单元。在这个子单元里有235MWp的多晶硅光伏板4280快;14路户外汇流箱14个和两个10路的户外汇流箱;光伏板之间串并联直流电缆约17km;一个逆变器室, 逆变器室内布置有一面通信柜、两面各8路汇流柜、两套500kW的并网逆变器;与逆变器室同向布置的还有一个1000kVA, 10/0.27kV/0.27kV双分裂升压箱式变电站及10kV高压负荷开关, 一期20MWp共20个子单元。
1.3.2 110kV配电装置
110kV断路器选用LW36-126型六氟化硫断路器、电动弹簧机构, 户外中式布置。
110kV电流互感器选用LVB-110型油浸式电流互感器。
110kV母线侧电压互感器选用TYD-110/√3-0.02H型电容式电压互感器;线路侧电压互感器选用TYD-110/√3-0.01H型单相电容式电压互感器。
110kV隔离开关选用GW4A-110改进型隔离开关, 配置电动机构, 其中线路侧、母线电压互感器间隔刀闸为双接地型, 其余刀闸为单接地刀。
1.3.3 10kV户内配电装置
本工程10kV配电装置选用KYN28A-12手车式金属封闭中置式开关柜。断路器为VH4-EP-12型真空开关、弹簧操动机构, 本期工程开关柜共15台。
1.4 过电压保护和接地方案
光伏发电工程一般有两个区域, 一个是光伏阵列区域, 一个是升压站区域, 这两个区域必须进行过电压保护及接地设计。
在光伏发电项目光伏区的设计中没有设置防直击雷保护, 只是在户外的汇流箱内设置了防感应雷的保护措施。根据《电力设备过电压保护技术规程》在变电所内设置4座30m高的独立避雷针。为防止由送电线路侵入变电所的大气过电压对电气设备的损坏, 在各电压母线、电缆馈线终端、变压器高压侧中性点等处装设氧化锌避雷器。
升压站接地装置按《电力设备接地设计规程》的要求, 围绕建筑物及屋外配电装置敷设, 主接地网由60X6的热镀锌扁钢和Φ50mm热镀锌钢管构成的复合接地网, 接地电阻≤0.5欧姆。本工程我们将光伏阵列区域和升压站区域做成了一个接地网。
2 电气二次设计
光伏电站电气二次设计包括光伏区电气二次设计和110kV升压站电气二次设计两部分。
2.1 光伏区电气二次设计
在光伏区逆变器室内设置数据采集柜、逆变器室监控柜, 柜内含测控装置、规约转换装置、以太网交换机和光纤熔接盒等。一期光伏区监控通过单模光缆接入光纤交换机, 光纤交换机汇集后通过单模光缆直接接入升压站监控系统, 升压站有2台监控主机, 没有单独设置光伏区监控系统。
2.2 升压变电站控制、保护、测量和信号
升压站电气二次部分包括微机综合自动化后台机监控系统、各间隔单元微机保护、继电保护自动装置、直流操作电源、计量表计等。
2.2.1 微机综合自动化系统结构
本升压站按无人值班、少人值守设计。电气二次采用微机综合自动化系统, 本工程微机综合自动化系统采用分层分布式结构。其纵向分两层:变电站层和间隔层, 变电站层采用分布式结构, 就地监控和远动接口相互独立。间隔层在横向按变电所一次设备配置。
该系统能保证在无人值班的条件下安全可靠运行, 集实时数据采集与监视、就地与远方控制操作 (互为闭锁) 、保护及保护信息采集与监视、中央信号、电能计量、主变有载调压分接开关就地与远方调节、10kV无功补偿并联电容器、直流电源系统的就地与远方调节、事故记录、管理、打印报表、调度通讯等功能。全站设置微机五防操作闭锁系统。
2.2.2 微机保护配置要求
a.主变压器保护
配置有主保护、后备保护及非电量保护:
b.110kV微机线路光纤纵差保护
c.故障录波自动装置
d.10kV线路保护
e.10kV所用变保护
f.10kV电容器保护
2.2.3 直流操作电源系统功能要求
本工程配置高频开关直流系统一套, 配置电池容量200Ah, 直流电压220V, 充电模块按N+1原则配置, 另外设10A充电模块4只, 其中3只工作, 1只备用, 监控模块1只, 绝缘监测模块1只。直流操作电源成套装置设置监控模块, 具备通信接口, 实现上传。
2.2.4 安全稳控装置
电力系统的安全稳定运行, 除与一次系统的网架结构, 继电保护的快速、正确动作有关外, 还应装设安全自动装置, 以防止系统稳定破坏或事故扩大, 本光伏电站配置一套频率电压紧急控制装置, 具备低周、低压、高周、高压解列功能, 解列点设置在110kV出线开关。
2.2.5 相量测量装置 (PMU)
为了系统安全, 按照新疆省调最新要求, 本电站配置电力系统相量测量装置, 用于测量发电厂、电站内动态数据, 从而实现事故预防。
3 结论
该项目于2011年6月17日核准建设, 并于2011年12月27日已正式投产并网发电。从该工程的设计到施工, 遇到了不少问题, 笔者体会到光伏电站的电气设计与其它水电、风电场的升压站不同, 应注意的问题主要有以下3点:
a.光伏区防直击雷问题:由于光伏阵列占地面积较大 (一般一个20MWp多晶硅光伏阵列, 占地约0.5km2) , 若采用传统的避雷针进行防直击雷保护, 在光伏区内需设置近十几个十几米高避雷针, 这样在光伏板上会产生阴影, 不但使光伏板发电效率降低, 同时降低光伏板的使用寿命。目前在光伏发电项目光伏区的设计中没有设置防直击雷保护, 只是在户外的汇流箱内设置了防感应雷的保护措施。
b.光伏区汇集线架设方式设计:由于一般项目建设地区政府要求光伏电站既要作为能源教育基地又要作为旅游观光基地, 因此汇集线多采用埋设方式 (电缆沟造价高) , 若按现有的其他规范要求, 埋设一般不超过7根, 而光伏区有大量的光伏板串并联直流电缆、汇集电缆、通信电缆等, 远远超过规定的数量, 挖一个沟无法满足要求。本站采用多条电缆沟敷设。
c.升压站的保护设置:光伏电站的升压站除按规程规范的规定设置常规控制保护外, 还应考虑设置相量测量装置 (PMU) 及安全自动装置, 以满足光伏电站并网要求。
摘要：本文以中广核哈密并网光伏发电站为例, 对并网光伏发电站升压站的电气设备选型和光伏阵列设计, 提出了自己的体会。
篇4：瑞普光伏发电站比存款更划算
近日，瑞普的工作人员接到了来自上海、云南、贵州、北京、哈尔滨等全国各地的咨询电话，也成交了众多大客户。2014年11月12日上午9点记者拨通了公司销售部靳经理的电话。在电话中靳经理告诉记者：“公司最近的电话可以说都爆了，来自全国各地哪的都有，以前都是赵总接受你的电话采访，但是现在他除了要准备去非洲，还要接待来访客户，真是没时间啊！最近成交了很多大客户，但是让我具体说说他们的情况，我还得看记录本，我就随便说两个吧！”
放弃传统生意专做瑞普产品
有发展前景加盟商信心十足
陆晓丽女士，今年50岁，老家在黑龙江。虽然已有50岁，但是她却从事着多年的传统生意，在非洲销售电动车。但是毕竟跨国贸易不好做，随着成本逐年升高，利润越来越低，她冒出了想做其它生意的想法。商人的眼睛很犀利，在非洲这些年她发现非洲的夜间照明一直都是问题，于是她把目光转到了照明发电产品上来。回国后，在网上查询到了泰安瑞普科技有限公司，有独家发明专利，而且产品已经接受了市场的考验，尤其是光伏发电站更让她眼前一亮。信息搜集完后，她马上与瑞普工作人员取得了联系，并且和赵总见了面进行了详谈，最后她决定加盟瑞普，主做非洲市场。
山东省菏泽市的鲁经理今年35岁，做了多年的窗帘生意。因为品牌多，利润低，也在不断寻找新的项目。做为读者最信赖的刊物，本刊多年来一直为读者寻找项目提供可靠的信息资源。而鲁经理就是本刊最忠实的读者，最终在杂志上刊登的数百个项目中，鲁经理选择了瑞普推出的专利产品——光伏发电站。2014年10月初，鲁经理放下手中的生意专程从菏泽赶到泰安考察。公司规模、证件手续、设备样品、客户登记等等，看完这些之后鲁经理终于放心了。随后赵总把公司的一系列加盟政策和电价怎么补贴又和鲁经理讲诉一遍，早已心中有数的鲁经理马上和公司签订了合同并且交付了1万多元的货款。公司又派了技术人员随鲁经理一同回了菏泽，帮助了鲁经理安装设备，使光伏发电器一切正常运转。（以上所写案例，皆真实可靠。若想要联系方式，可向公司总部索取。）
瑞普走进非洲指日可待 远赴尼日利亚提上日程
持续关注本刊和对瑞普太阳能发电器感兴趣的读者一定对上期的宣传报道有所关注。那就是瑞普产品即将走进非洲尼日利亚，在夜晚为非洲的朋友送去光明。
在采访时，靳经理告诉记者：“原来因为埃博拉病毒赵总推迟了去非洲的时间，但是因为时间紧迫，赵总也顾不了那么多了，所以决定11月底将和山东兖矿集团的合作伙伴一起前往非洲尼日利亚。到时，瑞普的照明设备和产品就真正登录非洲大陆，走进国际市场了。”
剩余电国家电网全回收 政策扶持用电还能赚钱
泰安瑞普科技有限公司推出的国内独家研发专利产品太阳能光伏发电器，它不仅能解决普通的家庭用电，而且还能把剩余的电卖给国家。家用太阳能发电器比床头柜还大一点，机器运到家里，完全就是傻瓜式操作，连接上即可使用。国家发改委在去年8月份时，出台了明确的文件，用不了的电可以通过当地电网卖给国家，国家会给出一定补贴。每度电补贴0.42元左右。这样既满足家用，使用不了的电还能赚钱，真是一举两得！出厂价几千元的机器，用不了多长时间就能回本。
如果像农村有的家庭不想安装太阳能发电器，但是有农场和果园在山里接电不方便怎么办？针对这样的情况，赵总说：“咱们不光有这样大的发电器，还有小型发电器。这样的发电器出厂价只有170元，供给家用照明设备是绰绰有余，像山里果园、农场，出海的船都比较适用这种小机器。”
相关产品：1、照明型太阳能发电器，样品价300元。2、加强型太阳能发电器（可供应电视机、洗衣机、空调、电磁炉等家用电器使用），样品价6800元。3、新农村太阳能街道灯，样品价800元。4、便携式家用太阳能庭院灯，样品价200元。
加盟商优势：1、公司免费培训太阳能路灯、庭院灯及太阳能发电的有关知识和工程预算技术及相关产品的维护、维修知识。2、在当地独家代理我公司的所有太阳能产品，有较高的技术和产品垄断优势。3、与我公司形成长期而紧密的合作关系，公司会全力协助加盟商在当地承接各种太阳能及市电照明工程。4、经济实力雄厚者，我公司可负责帮助培训代理商在当地进行太阳能路灯、庭院灯灯杆、支臂及相关配套产品的生产加工。5、加盟费6800元。（赠送大型太阳能发电器一台、小型太阳能发电器及各种新型太阳能产品。）
篇5：光伏发电站参观日记
1、单位面积建设光伏发电电站容量对比。
相同的一万平米屋顶面积，薄膜光伏发电电站所建电站容量为0.7MW左右,晶硅光伏发电电站所建电站容量为1MW左右。为此，从单位面积建设电站容量来讲，薄膜光伏发电容量偏弱。
2、安装范围及前瞻性对比
薄膜光伏发电系统安装安装范围更广，可以适用于光伏建筑一体化，类似于玻璃幕墙，晶硅光伏发电由于组件笨重，硅片易碎，安装范围大大缩小，薄膜光伏发电组件是趋于第二代光伏组件产品，目前国外技术都在致力于研究发展薄膜光伏，且汉能并购了国外两大先进技术的薄膜公司，国内今后几年，最先进薄膜技术将由汉能发起内里光伏发电技术革命。
3、组件衰减及重量对比
目前晶硅光伏组件实际衰减较快，理论上晶硅光伏组件宣传25年总衰减率为20%，但实际前三年衰减率就超过了10%，品质质量严重偏差，相同面积组件重量偏重，实际寿命只有十年左右；为了第二代光伏发电产品，薄膜组件在衰减性方面远远超过了晶硅光伏组件产品，实际组件寿命更长。
4、单位面积投资成本对比
目前人们对晶硅光伏发电产生了一个误区，认为多晶硅光伏系统单位面积光电转化效率高于薄膜光伏组件单位面积的转化率，但实际这个光电转化率作用对于投资回报这块无太大作用。举例说明一下，1万平方米屋顶光伏电站多晶硅光伏系统可装机容量为1MW，薄膜装机容量为0.7MW，1万平方米多晶硅光伏系统总造价为950万，薄膜光伏系统总造价为756万，由此可见，单位面积电站投资多晶硅反而更高（多晶硅光伏电站IRR为8-10%，薄膜光伏电站IRR为8-10%）。
5、弱光性对比
多晶硅光伏发电系统要在一定光强条件下才能运行发电，一般在阴雨天整个发电系统处于停止阶段，而薄膜光伏发电系统对于阳光吸收范围更广，400-1100纳米的光强都能转换为电能，弱光性好，在一般的阴雨天都能运行发电，为企业单位提供一定电能，多晶硅光伏系统在阴雨天则提供不了一定电能，单位功率的光伏电站年发电量比多晶硅光伏电站高20%左右。
6、发电量对比
单位功率相同情况下，晶硅与薄膜发电量是大致相同的，年均1MW发电量约为95万度电。
篇6：太阳能光伏发电站监理控制要点
1施工前期
1.1监理工程师在接受业主委托后，应认真查看施工图纸及施工图审查意见书，尽快了解设计意图，详细地查阅原建筑物建筑、结构图纸，了解“太阳能光伏组件支架布置图与原建筑图是否一致，组件支架能否在原建筑结构上布置，配电房内有无空间布置直流配电柜、交流配电柜及逆变器，配电房内通风措施如何”等内容。
1.2查看设计图纸是否符合规范、强制性标准条文等要求。如设计图纸是否考虑线路检修时隔离装置的设置、设计资料中是否提供钢结构及支架结构安全验算资料、屋顶太阳能组件防雷接地做法是否明确等。
2施工阶段
2.1监理工程师依照监理规划、监理细则，认真审核施工组织设计、系统调试方案，重点审核其选用的规范、技术标准是否满足设计要求。有些施工单位对施工组织设计编制不够重视，将其它工程的组织设计照搬照抄，对此专业监理工程师要认真审核。对关键控制点，要求施工单位编写专项方案，要审查施工进度计划是否满足总进度计划要求。2.2严格检验进场材料设备质量，验收合格并履行手续后方可使用。对进场的材料设备，必须检查出厂合格证、检测报告，技术性文件等是否齐全用效，有些材料必须试验合格后才能使用，如电线电缆、Z型钢板等。镀锌支撑架座外观检查要无明显缺陷，钢板厚度、外观镀锌质量需符合要求。对进场的电池组件逐个要进行检验，测量太阳能电池板在阳光下的开路电压，检查电池板输出端与标识正负是否吻合、电池板正面玻璃有无裂纹损伤、背面有无划伤毛刺等，在阳光下测量单块电池板的开路电压应不低于开路电压的4V。对直流汇流箱、逆变器等设备，应组织业主、施工单位共同验收。
2.3监理要巡查施工单位是否按图施工，是否严格按规范、操作规程施工。工程质量控制主要体现在以下几个方面：
2.3.1基座、支架强度
基座与建筑主体结构连接牢固，预制基座应放置平稳、整齐，不得破坏屋面的防水层，连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土振捣密实。
由于太阳能组件在已建成的建筑物房顶上施工，尽管工程设计是在原建筑设计图纸基础上进行的，但进场施工后，仍发现设计图纸与现场实际结构尺寸有一定出入，部分支座不在梁的部位，化学锚栓无法植筋。监理要求施工方对现场布置不合理的地方提出调整方案，由设计单位根据施工房顶设计承重要求（25kg/m²）做出符合房顶要求的基础、支架的变更设计方案。
2.3.2支架
安装光伏组件或方阵的支架应按设计要求制作。钢结构支架的安装和焊接应符合《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的要求。支架应按设计位置要求安装在主体结构上，并与主体结构可靠固定。钢结构支架焊接完毕，应进行防腐处理。钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接。
钢结构支座材料进场后，监理验收发现：少量热镀锌角钢∠70×45×5.0（Q235）、∠50×50×5.0（Q235）等材料制作的主支撑及后支撑外形尺寸与设计图纸不符、部分镀锌材料外观质量不符合要求等问题。监理要求该批材料退场。在化学锚栓植筋过程中，由于原砼梁内部钢筋较密，植筋钻孔深度不够、植筋偏位现象较多，监理及时将现场施工情况汇报设计单位，设计单位出具了支座加固变更方案，经现场化学锚栓拉拔试验检测，符合设计参数要求。
2.3.3光伏组件
光伏组件的结构强度应满足设计强度要求。光伏组件上应标注带电警示标识。光伏组件应按设计间距排列整齐并可靠固定在支架或连接件上。光伏组件之间的连接件应便于拆卸和更换。根据设计图纸要求，边压块与Z型钢横梁连接用M6×35螺栓＋平垫6＋弹垫6＋六角螺母M6（不锈钢）固定，施工方擅自用M6强自攻螺钉连接，经监理现场检查，连接固定后强度及可靠性不符合要求，施工方对该连接方式全部整改并按图施工，保证了施工质量。
2.3.4电气系统
电气装置安装应符合《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的相关要求。电缆线路施工应符合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168的相关要求。电气系统接地应符合《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169的相关要求。光伏系统直流侧施工时，应标识正、负极性，并宜分别布线。
由于本工程单体建筑较多，电缆走向复杂，原室内配电间未考虑太阳能光伏发电所需的直流汇流箱、逆变器、交流配电柜等设备的具体位置，监理要求施工单位在施工前根据现场情况、国标图集、规范等，绘制电缆走向、配电房室内布置图等，经设计单位书面确认后作为施工依据。
2.4认真做好旁站监理工作。
为保证工程施工、调试、运行质量和效果，监理要高度重视旁站工作。主要旁站部位有：化学锚栓植筋、线路绝缘电阻测试、防雷接地电阻测试、太阳能光伏组件电性能测试、系统调试等。3系统调试
工程验收前应按照《光伏系统并网技术要求》GB/T19939的要求对光伏系统进行调试。光伏系统的调试应按单体调试、分系统调试和整套光伏系统启动调试三个步骤进行。
3.1单体调试
3.1.1检查柜内及柜与柜之间的连拼线、校核相应柜内线、测试绝缘电阻值。
3.1.2空载操作。按各产品技术要求进行，主回路不通电，仅将控制回路接上，检查各控制电路是否正常，空操作各电源开关，检查是否有损坏情况。
3.1.3输出断开，每台设备输入加电，检查内部工作情况是否正常，输出参数是否正常。
3.2分系统调试
主要指单套逆变器、直流防雷汇流箱、直流开关柜到电网接入的分系统调试。
3.2.1空载调试。出线开关均断开，进线开关送临时电，按设计图要求进行调试，分步上电。按汇流箱、直流开关柜、逆变器顺序逐级试验检查，上级设备正常才能进行下级设备的调试。3.2.2联动调试。整个子系统加电，检查各设备接口处的性能是否满足技术要求，如不满足，应立即停机检查，故障排除后才能进入下一环节。通电要求，现场设备调试时，必须采用临时电源。模拟试验，根据设计相关要求，分别模拟设备各种保护动作，检查保护动作是否正常。
3.2.3全部调试工作结束之后，拆除临时电源，将被拆除的电源线复位。
3.3整套光伏系统启动调试
整套光伏系统启动调试主要指太阳能电站逆变电源部分的调试。在各设备的单体调试报告批准后，整体调试方可进行。其主要内容是：建立在各子系统调试都通过的基础上，对逆变系统与太阳能阵列、逆变系统与低压配电的接口进行调试。
4工程运行移交及注意事项
在工程正式移交使用单位并投入运行前，监理应督促施工单位做好以下几方面工作：
4.1工程移交前需做好信息提示系统及显示屏安装调试。4.2在交流控制柜内需装防逆流装置，否则不允许并网发电。4.3安全防护措施、铭牌标识等应完善到位。例：屋面光伏阵列临边未设置防护栏杆和防止锚固失效的防坠落措施，光伏阵列外围需设置带电警示牌等。
4.4太阳能并网发电需有供电局同意并网发电的书面手续。4.5室外配电箱防水措施需到位，应做IP55防水等级。4.6在项目验收合格后，需向使用单位做好技术交底工作。4.7编制操作使用手册。
篇7：光伏发电工程验收
1总则
1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。
1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。
1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。
1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2术语
2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project
指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。2.0.2光伏电站photovoltaic power station
指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。
2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit
光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。
2.0.4观感质量quality of appearance
通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。2.0.6安全防范工程security and protection engineering
以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。3基本规定
3.0.1工程验收依据应包括下列内容： 1国家现行有关法律、法规、规章和技术标准。2有关主管部门的规定。
3经批准的工程立项文件、调整概算文件。
4经批准的设计文件、施工图纸及相应的工程变更文件。3.0.2工程验收项目应包括下列主要内容： 1检查工程是否按照批准的设计进行建设。
2检查已完工程在设计、施工、设备制造安装等过程中与质量相关资料的收集、整理和签证归档情况。
3检查施工安全管理情况。
4检查工程是否具备运行或进行下一阶段工作的条件。5检查工程投资控制和资金使用情况。6对验收遗留问题提出处理意见。7对工程建设作出评价和结论。
3.0.3工程验收结论应经验收委员会（工作组）审查通过。
3.0.4当工程具备验收条件时，应及时组织验收。未经验收或验收不合格的工程不得交付使用或进行后续工程施工。验收工作应相互衔接，不应重复进行。3.0.5单位工程验收应由单位工程验收组负责；工程启动验收应由工程启动验收委员会（以下简称“启委会”）负责；工程试运和移交生产验收应由工程试运和移交生产验收组负责；工程竣工验收应由工程竣工验收委员会负责。
3.0.6验收资料收集、整理应由工程建设有关单位按要求及时完成并提交，并对提交的验收资料进行完整性、规范性检查。
3.0.7验收资料分为应提供的档案资料和需备查的档案资料。
有关单位应保证其提交资料的真实性并承担相应责任。验收资料目录应符合本规范附录A和附录B的要求。
3.0.8工程验收中相关单位职责应符合下列要求： 1建设单位职责应包括：
1)组织或协调各阶段验收及验收过程中的管理工作。2)参加各阶段、各专业组的检查、协调工作。3）协调解决验收中涉及合同执行的问题。4)提供工程建设总结报告。
5)为工程竣工验收提供工程竣工报告、工程概预算执行情况报告、工程结算报告及水土保持、环境保护方案执行报告。
6)配合有关单位进行工程竣工决算及审计工作。2勘察、设计单位职责应包括：
1)对土建工程与地基工程有关的施工记录校验。2)负责处理设计中的技术问题，负责必要的设计修改。3)对工程设计方案和质量负责，为工程验收提供设计总结报告。3施工单位职责应包括：
1)提交完整的施工记录、试验记录和施工总结。2)收集并提交完整的设备装箱资料、图纸等。3)参与各阶段验收并完成消除缺陷工作。
4)协同建设单位进行单位工程、启动、试运行和移交生产验收前的现场安全、消防、治安保卫、检修等工作。
5)按照工程建设管理单位要求提交竣工资料，移交备品备件、专用工具、仪器仪表等。4调试单位职责应包括：
1)负责编写调试大纲，并拟订工程启动方案。
2)系统调试前全面检查系统条件，保证安全措施符合调试方案要求。3)对调试中发现的问题进行技术分析并提出处理意见。
4)调试结束后提交完整的设备安装调试记录、调试报告和调试工作总结等资料，并确认是否具备启动条件。5监理单位职责应包括：
1)负责组织分项、分部工程的验收。
2)根据设计文件和相关验收规范对工程质量进行评定。3)对工程启动过程中的质量、安全、进度进行监督管理。
4)参与工程启动调试方案、措施、计划和程序的讨论，参加工程启动调试项目的质量验收与签证。
5)检查和确认进人工程启动的条件，督促工程各施工单位按要求完成工程启动的各项工作。6生产运行单位职责应包括：
1)参加工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工等验收阶段工作。2)参加编制验收大纲，并验收签证。3)参与审核启动调试方案。4)负责印制生产运行的规程、制度、系统图表、记录表单等。5)负责准备各种备品、备件和安全用具等。
6)负责投运设备已具备调度命名和编号，且设备标识齐全、正确，并向调度部门递交新设备投运申请。
7设备制造单位职责应包括： 1)负责进行技术服务和指导。
2)及时消除设备制造缺陷，处理制造单位应负责解决的问题。4单位工程验收 4.1一般规定
4.1.1光伏发电工程单位工程应按土建工程、安装工程、绿化工程、安全防范工程、消防工程五大类进行划分。
4.1.2单位工程由若干个分部工程构成，单位工程验收应由建设单位组织，并在分部工程验收合格的基础上进行。
4.1.3分部工程由若干个分项工程构成，分部工程的验收应由总监理工程师组织，并在分项工程验收合格的基础上进行。
4.1.4分项工程的验收应由监理工程师组织，并在施工单位自行检查评定合格的基础上进行。
4.1.5单位工程的验收应符合下列要求： 1质量控制资料应完整。
2单位工程所含分部工程有关安全和功能的检测资料应完整。3主要功能项目的抽查结果应符合相应技术要求的规定。4观感质量验收应符合要求。
4.1.6单位工程验收组的组成及主要职责应符合下列要求： 1单位工程验收组应由建设单位组建，由建设、设计、监理、施工、调试等有关单位负责人及专业技术人员组成。
2单位工程验收组主要职责应包括：
1)应负责指挥、协调分部工程、分项工程、施工安装各阶段、各专业的检查验收工作。2)应根据分部、分项工程进度及时组织相关单位、相关专业人员成立相应的验收检查小组，负责分部、分项工程的验收。
3)应听取工程施工单位有关工程建设和工程质量评定情况的汇报。4)应对检查中发现的缺陷提出整改意见，并督促有关单位限期整改。
5)应对单位工程进行总体评价，应签署符合本规范附录C要求的“单位工程验收意见书”。4.1.7单位工程完工后，施工单位应及时向建设单位提出验收申请，单位工程验收组应及时组建各专业验收组进行验收。
4.1.8单位工程验收工作应包括下列内容：
1应检查单位工程是否符合批准的设计图纸、设计更改联系单及施工技术要求。2应检查施工记录及有关材料合格证、检测报告等。3应检查各主要工艺、隐蔽工程监理检查记录与报告等。4应按单位工程验收要求检查其形象面貌和整体质量。5应对检查中发现的遗留问题提出处理意见。6应对单位工程进行质量评定。7应签署“单位工程验收意见书”。4.1.9分部工程的验收应符合下列要求： 1质量控制资料应完整。
2分部工程所含分项工程有关安全及功能的检验和抽样检测结果应符合有关规定。3观感质量验收应符合要求。4.2土建工程
4.2.1土建工程的验收应包括光伏组件支架基础、场地及地下设施和建（构）筑物等分部工程的验收。
4.2.2施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录等有关资料应完整齐备。4.2.3光伏组件支架基础的验收应符合下列要求：
1混凝土独立（条形）基础的验收应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204的有关规定。
2桩基础的验收应符合现行国家标准《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB 50202的有关规定。
3外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理。
4屋面支架基础的施工不应损害建筑物的主体结构，不应破坏屋面的防水构造，且与建筑物承重结构的连接应牢固、可靠。
5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓（预埋件）的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的规定。4.2.4场地及地下设施的验收应符合下列要求： 1场地平整的验收应符合设计的要求。2道路的验收应符合设计的要求。
3电缆沟的验收应符合设计的要求。电缆沟内应无杂物，盖板齐全，堵漏及排水设施应完好。
4场区给排水设施的验收应符合设计的要求。
4.2.5建（构）筑物的逆变器室、配电室、综合楼、主控楼、升压站、围栏（围墙）等分项工程的验收应符合现行国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300，《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205和设计的有关规定。4.3安装工程
4.3.1安装工程验收应包括对支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、电气设备安装、防雷与接地安装、线路及电缆安装等分部工程的验收。
4.3.2设备制造单位提供的产品说明书、试验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等应完整齐备。
4.3.3设备抽检记录和报告、安装调试记录和报告、施工中的关键工序检查签证记录、质量控制、自检验收记录等资料应完整齐备。4.3.4支架安装的验收应符合下列要求： 1固定式支架安装的验收应符合下列要求：
1)固定式支架安装的验收应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205的有关规定。
2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有弹垫未压平等现象。
3)支架安装的垂直度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。
4）固定式支架安装的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。
5）对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。6)固定式支架的防腐处理应符合设计要求。7)金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接。2跟踪式支架安装的验收应符合下列要求：
1)跟踪式支架安装的验收应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205的有关规定。
2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，弹垫不应有未压平等现象。3)当跟踪式支架工作在手动模式下时，手动动作应符合设计要求。4)具有限位手动模式的跟踪式支架限位手动动作应符合设计要求。5)自动模式动作应符合设计要求。6)过风速保护应符合设计要求。7)通、断电测试应符合设计要求。8)跟踪精度应符合设计要求。9)跟踪控制系统应符合技术要求。
4.3.5光伏组件安装的验收应符合下列要求： 1光伏组件安装的验收应符合下列要求：
1)光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求。2）光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象。
3)光伏组件间接插件连接应牢固，连接线应进行处理，整齐、美观。
4）光伏组件安装倾斜角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。
5)光伏组件边缘高差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。6)方阵的绝缘电阻应符合设计要求。2布线的验收应符合下列要求：
1)光伏组件串、并联方式应符合设计要求。2)光伏组件串标识应符合设计要求。
3)光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。
4.3.6汇流箱安装的验收应符合下列要求： 1箱体安装位置应符合设计图纸要求。2汇流箱标识应齐全。3箱体和支架连接应牢固。
4采用金属箱体的汇流箱应可靠接地。5安装高度和水平度应符合设计要求。4.3.7逆变器安装的验收应符合下列要求：
1设备的外观及主要零、部件不应有损坏、受潮现象，元器件不应有松动或丢失。2对调试记录及资料应进行复核。
3设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极性。4逆变器应可靠接地。
5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护。6所有绝缘和开关装置功能应正常。7散热风扇工作应正常。
8逆变器通风处理应符合设计要求。9逆变器与基础间连接应牢固可靠。
10逆变器悬挂式安装的验收还应符合下列要求： 1)逆变器和支架连接应牢固可靠。2）安装高度应符合设计要求。3）水平度应符合设计要求。
4.3.8电气设备安装的验收应符合下列要求：
1变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB 50148的有关规定。
2高压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147的有关规定。
3低压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定。
4盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171的有关规定。5光伏电站监控系统安装的验收应符合下列要求： 1)线路敷设路径相关资料应完整齐备。
2)布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤；绑扎后的电缆应互相紧密靠拢，外观平直整齐，线扣间距均匀、松紧适度。3)信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求。4)信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地。
5)传感器、变送器安装位置应能真实地反映被测量值，不应受其他因素的影响。6)监控软件功能应满足设计要求。
7)监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足建立上一级监控系统的需要及调度的要求。
8)监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作。9)通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告。
6继电保护及安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的有关规定。
7调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定。
8无功补偿装置安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147的有关规定。
9调度通信系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T 544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T 598的有关规定。
10检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448的有关规定。
4.3.9防雷与接地安装的验收应符合下列要求：
1光伏方阵过电压保护与接地安装的验收应符合下列要求： 1)光伏方阵过电压保护与接地的验收应依据设计的要求进行。2)接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求。3）连接处焊接应牢固、接地网引出应符合设计要求。4)接地网接地电阻应符合设计要求。
2电气装置的防雷与接地安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169的有关规定。
3建筑物的防雷与接地安装的验收应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定。
4.3.10线路及电缆安装的验收应符合下列要求：
1架空线路安装的验收应符合现行国家标准《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或((110-500kV架空电力线路施工及验收规范》GB 50233的有关规定。
2光伏方阵直流电缆安装的验收应符合下列要求： 1)直流电缆规格应符合设计要求。2)标志牌应装设齐全、正确、清晰。
3)电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求。
4)电缆连接接头应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定。5）直流电缆线路所有接地的接点与接地极应接触良好，接地电阻值应符合设计要求。6)防火措施应符合设计要求。
3交流电缆安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定。4.4绿化工程
4.4.1设计图纸、设计变更、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录等资料应完整齐备。
4.4.2场区绿化和植被恢复情况应符合设计要求。4.5安全防范工程
4.5.1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录及符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB 50348的试运行报告等资料应完整齐备。4.5.2安全防范工程的验收应符合下列要求： 1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求。
2系统配置，包括设备数量、型号及安装部位，应符合设计要求。
3工程设备安装、管线敷设和隐蔽工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB 50348的有关规定。
4报警系统、视频安防监控系统、出人口控制系统的验收等应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB 50348的有关规定。4.6消防工程
4.6.1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录等资料应完整齐备。
4.6.2消防工程的设计图纸应已得到当地消防部门的审核。4.6.3消防工程的验收应符合下列要求： 1光伏电站消防应符合设计要求。
2建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定。
3屋顶光伏发电工程，应满足建筑物的防火要求。4防火隔离措施应符合设计要求。
5消防车道和安全疏散措施应符合设计要求。
6光伏电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求。7消防器材应按规定品种和数量摆放齐备。
8安全出口标志灯和火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB 13495和《消防应急照明和疏散指示系统》GB 17945的有关规定。5工程启动验收 5.1一般规定
5.1.1具备工程启动验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出验收申请。5.1.2多个相似光伏发电单元可同时提出验收申请。
5.1.3工程启动验收委员会的组成及主要职责应包括下列内容：
1工程启动验收委员会应由建设单位组建，由建设、监理、调试、生产、设计、政府相关部门和电力主管部门等有关单位组成，施工单位、设备制造单位等参建单位应列席工程启动验收。
2工程启动验收委员会主要职责应包括下列内容：
1)应组织建设单位、调试单位、监理单位、质量监督部门编制工程启动大纲。
2)应审议施工单位的启动准备情况，核查工程启动大纲。全面负责启动的现场指挥和具体协调工作。
3)应组织批准成立各专业验收小组，批准启动验收方案。4)应审查验收小组的验收报告，处理启动过程中出现的问题。组织有关单位消除缺陷并进行复查。
5)应对工程启动进行总体评价，应签署符合本规范附录D要求的“工程启动验收鉴定书”。5.2工程启动验收
5.2.1工程启动验收前完成的准备工作应包括下列内容： 1应取得政府有关主管部门批准文件及并网许可文件。2应通过并网工程验收，包括下列内容： 1)涉及电网安全生产管理体系验收。2）电气主接线系统及场（站）用电系统验收。
3)继电保护、安全自动装置、电力通信、直流系统、光伏电站监控系统等验收。4)二次系统安全防护验收。
5)对电网安全、稳定运行有直接影响的电厂其他设备及系统验收。3单位工程施工完毕，应已通过验收并提交工程验收文档。4应完成工程整体自检。
5调试单位应编制完成启动调试方案并应通过论证。6通信系统与电网调度机构连接应正常。
7电力线路应已经与电网接通，并已通过冲击试验。8保护开关动作应正常。9保护定值应正确、无误。
10光伏电站监控系统各项功能应运行正常。11并网逆变器应符合并网技术要求。5.2.2工程启动验收主要工作应包括下列内容： 1应审查工程建设总结报告。
2应按照启动验收方案对光伏发电工程启动进行验收。3对验收中发现的缺陷应提出处理意见。4应签发“工程启动验收鉴定书”。6工程试运和移交生产验收 6.1一般规定
6.1.1工程启动验收完成并具备工程试运和移交生产验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出工程试运和移交生产验收申请。
6.1.2工程试运和移交生产验收组的组成及主要职责应包括下列内容：
1工程试运和移交生产验收组应由建设单位组建，由建设、监理、调试、生产运行、设计等有关单位组成。
2工程试运和移交生产验收组主要职责应包括下列内容：
1)应组织建设单位、调试单位、监理单位、生产运行单位编制工程试运大纲。
2)应审议施工单位的试运准备情况，核查工程试运大纲。全面负责试运的现场指挥和具体协调工作。
3)应主持工程试运和移交生产验收交接工作。
4)应审查工程移交生产条件，对遗留问题责成有关单位限期处理。
5)应办理交接签证手续，签署符合本规范附录E要求的“工程试运和移交生产验收鉴定书”。6.2工程试运和移交生产验收
6.2.1工程试运和移交生产验收应具备下列条件：
1光伏发电工程单位工程和启动验收应均已合格，并且工程试运大纲经试运和移交生产验收组批准。2与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求。
3设备及系统调试，宜在天气晴朗，太阳辐射强度不低于400W/m2的条件下进行。4生产区内的所有安全防护设施应已验收合格。5运行维护和操作规程管理维护文档应完整齐备。
6光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不应少于光伏组件接收总辐射量累计达60kW·h/m2的时间。
7光伏发电工程主要设备（光伏组件、并网逆变器和变压器等）各项试验应全部完成且合格，记录齐全完整。8生产准备工作应已完成。9运行人员应取得上岗资格。
6.2.2工程试运和移交生产验收主要工作应包括下列内容：
1应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告。2应检查工程投人试运行的安全保护设施的措施是否完善。3应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求。
4应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60kW·h/m2的时间内无故障连续并网运行记录是否完备。
5应检查光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求。6应检查并网逆变器、光伏方阵各项性能指标是否达到设计的要求。7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成。8工程试运过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成。9应确定工程移交生产期限。
10应对生产单位提出运行管理要求与建议。11应签发“工程试运和移交生产验收鉴定书”。7工程竣工验收
7.0.1工程竣工验收应在试运和移交生产验收完成后进行。7.0.2工程竣工验收委员会的组成及主要职责应包括下列内容：
1工程竣工验收委员会应由有关主管部门会同环境保护、水利、消防、质量监督等行政部门组成。建设单位及设计、监理、施工和主要设备制造（供应）商等单位应派代表参加竣工验收。
2工程竣工验收委员会主要职责应包括下列内容： 1)应主持工程竣工验收。2)应审查工程竣工报告。3)应审查工程投资结算报告。4)应审查工程投资竣工决算。5)应审查工程投资概预算执行情况。6)应对工程遗留问题提出处理意见。
7)应对工程进行综合评价，签发符合本规范附录F要求的“工程竣工验收鉴定书”。7.0.3工程竣工验收条件应符合下列要求：
1工程应已经按照施工图纸全部完成，并已提交建设、设计、监理、施工等相关单位签字、盖章的总结报告，历次验收发现的问题和缺陷应已经整改完成。
2消防、环境保护、水土保持等专项工程应已经通过政府有关主管部门审查和验收。3竣工验收委员会应已经批准验收程序。4工程投资应全部到位。
5竣工决算应已经完成并通过竣工审计。7.0.4工程竣工验收资料应包括下列内容： 1工程竣工决算报告及其审计报告。2竣工工程图纸。
3工程概预算执行情况报告。4水土保持、环境保护方案执行报告。5工程竣工报告。
7.0.5工程竣工验收主要工作应包括下列内容： 1应检查竣工资料是否完整齐备。2应审查工程竣工报告。
3应检查竣工决算报告及其审计报告。4应审查工程预决算执行情况。
5当发现重大问题时，验收委员会应停止验收或者停止部分工程验收，并督促相关单位限期处理。
篇8：光伏发电站雷电灾害风险评估研究
1 雷电灾害风险评估的主要内容和范围
1.1 主要内容
主要包括大气雷电环境评价、雷电灾害风险评估、雷电灾害风险管理。
1.2 范围
本评估范围为海南州铸玛光能新能源有限公司共和30MWp并网光伏发电项目因雷击光伏电池板、建筑物(或其防雷装置)、雷电波经电源线路和弱电线路(电话线路、火灾自动报警线路、监控线路等)侵入室内、电源线路和弱电线路中感应雷电过电压(过电流)等造成的雷电灾害风险和由静电引起的灾害风险。
2 30 MWp光伏并网发电项目概况
2.1 项目地址
该项目场址区位于青海省海南州共和县一塔拉光伏发电园区,光伏发电园区距共和县城以南约12 km,G214国道东侧一塔拉荒漠化草原区。地理位置坐标分别为东经100.635 767°,北纬36.176 972°,场地平均海拔2 876 m。
2.2 项目概况
海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp光伏并网发电项目,本期装机容量为30 MWp,拟安装60套单套容量为500 k W太阳能光伏逆变器,接入新建35 k V开关站。根据当地电力系统接线,初步拟定本光伏电场的接入系统方式为:建设1座35 k V开关站,根据本光伏电场规划容量,本期推荐采用分块发电、集中并网方案,将系统分成28个1 MW的并网发电单元,每个并网发电单元经1台升压变压器升压到35 k V,以3回35 k V进线接入35 k V开关站,从35 k V开关站以1回35 k V出线接入园区内的11号110 k V汇集站并网。
本项目太阳能组件采用固定式36°倾角安装,共分为28个兆瓦级单元,分块发电,就地升压,集中并网。本工程新建建筑包括电控楼、综合楼。电控楼内设置高配电室、低压配电室,集控室综合楼内设置办公生活区,箱式逆变器内设置直流配电柜、逆变器和通信柜等。
本期主要建构筑物为综合楼、35 k V配电室、逆变器室、组件支架及基础。
3 雷电灾害风险评估内容
3.1 雷电灾害风险评估方法
根据GB/T 21714.2—2008/IEC62305-2:2006雷电防护第2部分:风险管理的规定,将雷电灾害风险定义为由雷击导致的建筑物及公共设施的可能平均年度损失。该评估方法属于功能指数法(相对值法)。在功能指数法中,通过评定各对象功能的重要程度,用功能指数来表示其功能程度的大小,然后将评价对象的功能指数与相对应的成本指数进行比较,得出该评价对象的价值指数,从而确定改进对象,并求出该对象的成本改进期望值[1,2]。
3.2 雷电灾害风险计算公式
雷电灾害风险:RX=NX·PX·LX,其中,NX为雷击次数,PX为损害概率,LX为损失率。
3.3 建筑物风险分量组合
项目及其附近有雷电发生时,潜在的可能产生的损害类型主要有人身伤亡损失风险:R1=RA+RB+RU+RV(一般场所);R1=RA+RB+RC+RM+RV+RW+RZ(易燃易爆场所)。服务损失风险:R2=RB+RC+RM+RV+RW+RZ。物理损失的风险:R3=RB+RV[3]。
4 雷电活动规律及雷电灾害因素辨识分析
4.1 人工观测雷暴日数
4.1.1 雷暴日数的年际变化。
共和县的雷暴天气每年均有发生,但年际变化差异较大。统计资料表明:1960—2013年共和县年雷暴日数在21~74 d。从图1可以看出:共和县年雷暴日数最多为74 d(1964年),最少为21 d(2009年)。
4.1.2 人工观测雷暴日数的年代变化。
从图1可以看出,自20世纪60年代以来,共和县年雷暴日数呈现出高低交替的趋势,60年代(1960—1969年)、70年代、80年代、90年代和21世纪00年代的平均年雷暴日数分别为55.4、42.5、41.8、37.7、31.9 d,其平均人工观测雷暴日数呈现出每10年递减近5 d的趋势。
4.1.3 人工观测雷暴日数的季节变化。
根据气象学的常规季节划分,统计共和县春季(3—5月)、夏季(6—8月)、秋季(9—11月)、冬季(12月至次年2月)雷暴日数,结果表明:夏季平均雷暴日数最高,为28.5 d,占全年雷暴日数的69.9%;春季次之,平均雷暴日数为6.5 d,占全年雷暴日数的16.0%;秋季为5.8 d,占全年雷电日数的14.1%;冬季雷暴日数为0 d。
4.1.4 人工观测雷暴日数的月变化。
共和县1—12月各月平均雷暴日数的变化呈单峰型,峰值出现在8月(图2);1—7月雷暴日数随时间递增,8月达到峰值;9—12月雷暴日数表现为逐月减少;全年8月的雷暴日数最多,平均每月为9.8 d,约占全年雷暴日数的24.0%。
4.2 闪电定位仪监测闪电日数
4.2.1 闪电定位仪监测闪电日数的年际变化。
共和县闪电监测资料表明:2008—2014年共和县年闪电日数在76~124 d。从图3可以看出:2008—2014年共和县闪电日数最多为124 d(2010年),最少为76 d(2008年)。
4.2.2 监测闪电日数的年代变化。
从图3可以看出,共和县年闪电日数呈现出高低交替的趋势,2008—2014年的年雷暴日数分别为76、82、124、119、105、102、97 d。
4.2.3 监测闪电日数的季节变化。
经统计,共和县春季(3—5月)、夏季(6—8月)、秋季(9—11月)、冬季(12月至次年2月)的监测闪电日数分别为夏季平均闪电日数最高,为66.3 d,占全年闪电日数的65.8%;秋季次之,平均闪电日数均为20.1 d,占全年闪电日数的20.0%;春季平均闪电日数均为14.3 d,占全年闪电日数的14.2%;冬季平均闪电日数为零。由此说明,共和县雷暴主要出现在夏季和秋季。
4.2.4 监测闪电日数的月变化。
共和县1—12月各月平均闪电日数的变化总体上呈单峰型,峰值出现在8月(图4);1—8月闪电日数随时间递增;9—12月闪电日数表现为逐月减少;全年8月的闪电日数最多,平均每月为24.1 d,约占全年闪电日数的23.9%。
4.3 云地闪特征
4.3.1 地闪基本特性。
2008—2014年共和县辖区共监测到云地闪电18 127次,占全省已监测地闪的9.56%。其中负地闪173 177次,占闪电总数的91.4%;正地闪16 363次,占闪电总数的8.6%。
4.3.2 地闪频次的日变化。
由图5可知,共和县闪电频次的日变化呈明显的单峰单谷型,最大值出现在20:00—24:00,最小值出现在4:00—11:00。
4.3.3 闪电强度分布特征。
由图6可知,2008—2014年全省及共和县地闪雷电流对应的频次分布基本相同,全省地闪和共和地闪频次百分率在20 k A左右均出现最大值,分别达35.4%、20.0%。
4.3.4 项目所在地周围闪电分布。
2008—2014年项目所在地半径4 km和10 km范围内分别监测到地闪76次和389次,分布如图7所示。4 km和10 km范围内的雷击大地密度分别为0.216、0.177次/km2·年。4 km范围内正地闪8次,负地闪68次,最大地闪雷电流为-486.1 k A,最小地闪雷电流为-3.7 k A,平均地闪雷电流为27.7 k A。10 km范围内正地闪69次,负地闪320次,最大地闪雷电流为-486.1 k A,最小地闪雷电流为-2.1 k A,平均地闪雷电流为25.8 k A。
4.3.5 雷电流累积分析。
雷电流幅值概率分布一直是国内外防雷界非常重视的雷电参数之一,文献给出的Anderson根据Berger实测数据,提出的雷电流幅值分布公式:
式中,P为大于某一雷电流幅值的累积概率(%),I为雷电流幅值电流(k A);a为中值电流,即雷电流幅值大于a的概率为50%;b(b>1)为雷电流幅值累积概率曲线拟合指数,体现曲线变化程度,相当于曲线斜率的绝对值,b值越大表示幅值概率曲线下降程度越快,电流幅值集中性越强。
经过对项目所在地附近10 km范围内的389次地闪统计分析,项目附近10 km范围内a=19.3,b=2.82,根据上式计算并绘制拟合曲线,拟合结果与实际监测结果基本一致(拟合优度R2=0.99),结果如图8所示。
因此,在实际防雷工程设计中,可根据上式计算出大于某雷电流强度的累积概率。
根据项目区域4 km半径范围内的闪电定位监测资料,计算出相应雷电流的累积概率。
N年内可能遭遇不同等级雷电流的雷击次数可按照以下方法计算:
雷击次数=雷击密度(次/km2·年)×N(年)×面积(km2)×雷电流累积概率
其中,项目附近4 km范围内的雷击大地密度取2008—2014年的平均值,其值为0.216次/km2·年。
例如:1年内大于10 k A的雷电流的雷击次数为:
4.4 项目区域雷暴频率及雷电对30 MWp光伏并网发电项目主要危害形式
项目所在地共和县是青海省雷暴高发地区之一,其最近30年人工观测平均年雷暴日数为36.6 d,最高人工观测雷暴日数为54 d。而近6年闪电监测网监测的最高监测雷电日数为100.7 d(2010年)。项目4 km范围内雷电地闪密度为0.216次/km2·年。
雷电对该项目的影响主要形式有直击雷、雷电感应、雷电波侵入、雷电电磁脉冲等。项目所在地为雷暴多发区,该项目因防雷措施不完善、接闪器保护范围不够、引下线电气连通性不良、接地电阻不符合要求、设备等电位连接不合格等都会对防雷安全产生重大隐患。
4.5 各种损失风险分量分析
当项目上空出现雷暴天气时,项目潜在的各种损失风险分量如下:
(1)当雷击项目避雷带或其他接闪器时,雷电流沿引下线、接地装置向大地散流,在此过程可引起项目周围区域内电位升高,形成电位差,可使人员因接触电压和跨步电压而导致伤亡,因此存在着风险分量RA。
(2)当雷击项目主体结构时,由于雷电的热效应、机械效应、冲击效应、电动力效应等,而使建筑物发生局部坍塌、外部构件折断以及引发火灾等损害,从而间接导致人员伤亡,因此存在着直接的物理损害分量和间接的人员损失风险分量RB[4]。
(3)当雷击项目主体结构时,由于雷电冲击效应、电效应等,可能会使项目的内部系统发生故障,因此存在系统故障风险分量RC。
(4)当雷击项目附近时,由于雷电冲击效应、电效应等,可能会使项目的内部系统发生故障,因此存在系统故障风险分量RM。
(5)当雷击项目金属入户管线时,雷电流沿金属管线引入建筑物内部,人员接触、操作与入户金属管线有连接的设施时,有可能因接触电压而导致人员伤亡,因此存在风险分量RU。
(6)当雷击项目金属入户管线时,入户线路上的雷电流引起的危险电火花可导致项目内出现火灾等二次灾害,从而导致项目的物理损害,因此存在项目物理损害风险分量和因项目物理损害而造成人身伤亡损失的风险分量RV。
(7)当雷击项目金属入户管线时,入户线路上的雷电流引起的危险电火花可导致项目内设备误动作,从而出现系统故障,因此存在系统故障风险分量RW。
(8)当雷击项目金属入户管线附近时,入户线路上的感应雷电流引起的危险电火花可导致项目内各系统出现故障,因此存在系统故障风险分量RZ。
5 评估单元划分及评估方法选择
5.1 评估单元划分的原则
划分评估单元是为评估目标和评估方法服务的,要便于评估工作的进行和有利于提高评估工作的准确性。
5.1.1 以危险、有害因素的类别划分评估单元。
对工艺方案、总体布置及雷电环境对项目影响等综合方面危险、有害因素的分析和评估,应将功能相同、结构相似的建筑物划分为一个评估单元。
5.1.2 以装置和物理特征划分评估单元。按装置工艺功能划分评估单元;按工艺条件划分评估单元。
5.2 评估单元划分
根据海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp并网光伏发电项目的总体布局和现场勘查,将其划分为3个评估单元,并对其各个分区进行评估(表1)。
6 评估参数的选取
6.1 雷暴日数的选取
共和县人工观测近30年(1981—2010年)年均雷暴日数为36.6 d,最大雷暴日数为54 d,地闪监测网监测的6年平均闪电日数为100.7 d。
考虑到监测网监测年限较短,因此本报告的计算中选取人工观测雷暴日数的最大值54.0 d。
6.2 土壤电阻率选取
6.2.1 电阻率的测量。
本次评估现场测量采用最常用的文纳四极等距法测量土壤电阻率。在被测区沿直线将4根金属探针插入地下,相邻2根探针的距离都为a,探针的埋入深度为h。在h不超过距离a的1/20时,土壤电阻率用以下公式计算:
式(1)中,R—测得的电阻值(Ω);a—极间的距离(m);ρo—的土壤电阻率(Ω·m)。
6.2.2 电阻率的修正。
土壤电阻率ρ和它沿地层深度的变化规律是选择接地装置型式和决定它的尺寸的主要根据。土壤电阻率的数值与土壤的结构(如黑土、黏土和沙土等),土质的紧密程度、湿度、温度等,以及土壤中含有可溶性的电解质(如酸、碱、盐等)有关。影响土壤电阻率的最主要因素是湿度。湿度以重量百分数表示,当土壤含水量增加到20%~25%时,土壤电阻率将保持稳定。
一般情况下,土壤都是分层结构,各层的土壤电阻率并不相同。改变不同的测试距离a,可估算出不同深度的土壤电阻率。通常测量的值反映的是地表至1.5 a深土壤的电阻率。
该评估项目所在地主要土壤类型为杂以黄沙的砂砾,考虑到测量电阻率时土壤较潮湿,取ψ2以对实测值进行修正。
在评估计算中,各种埋地管线(埋地电源线、弱电线路等)的埋地深度一般在1~3 m以内,因此选用各极间距的平均值为所测得的土壤电阻率。
通过测试,项目所在地2 m和3 m极间距的平均土壤电阻率在26.5~133.8Ω·m之间。
经统计,各测试点2 m和3 m极间距实测平均的土壤电阻率(ρo)为69.15Ω·m,修正系数ψ取1.3,修正后的土壤电阻率为:ρ=1.3×69.15=89.9Ω·m。
7 雷电灾害风险评估
7.1 评估计算
7.1.1 人身伤亡损失风险。式(2)为人身伤亡损失风险计算公式,其计算结果见表2。
7.1.2 服务设施损失风险。式(3)为服务设施损失风险计算公式,其计算结果见表3。
7.1.3 物理损失风险。式(4)为物理损失风险计算公式,其计算结果见表4。
7.1.4 评估单元结果。
光伏区因雷电灾害造成的人身伤亡损失风险小于规范容许值、服务设施损失风险小于规范容许值、物理损失风险小于规范容许值,单元评估结果为合格。
7.2 综合楼单元
7.2.1 评估计算。
(1)人身伤亡损失风险。式(5)为人身伤亡损失风险计算公式,其计算结果见表5。
(2)服务设施损失风险。式(6)为服务设施损失风险计算公式,其计算结果见表6。
(3)物理损失风险。式(7)为物理损失风险计算公式,其计算结果见表7。
7.2.2 单元评估结果。
综合楼因雷电灾害造成的人身伤亡损失风险小于规范容许值(1.0×10-5),服务设施损失风险小于规范容许值(1.0×10-3),物理损失风险小于规范容许值(1.0×10-3),单元评估结果为合格。
7.3 电控楼单元
7.3.1 评估计算。
(1)人身伤亡损失风险。式(8)为物理损失风险计算公式,其计算结果见表8。
(2)服务设施损失风险。式(9)为物理损失风险计算公式,其计算结果见表9。
(3)物理损失风险。式(10)为物理损失风险计算公式,其计算结果见表10。
7.3.2 单元评估结果。
电控楼因雷电灾害造成的人身伤亡损失风险小于规范容许值(1.0×10-5),服务设施损失风险小于规范容许值(1.0×10-3),物理损失风险小于规范容许值(1.0×10-3),单元评估结果为合格。
7.4 各评估单元损失风险计算结果
根据《雷电防护第2部分:风险管理》规定的计算方法,项目的雷电灾害风险评估计算得出的人身伤亡损害风险量、服务设施损害风险量和物理损害风险总量分别见表11。
8 结语
(1)本次雷电灾害风险预评估是以海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp并网光伏发电项目20 MWp光伏并网发电项目为评估对象,对其存在的雷电灾害风险因素进行了辨识分析。对评估对象的雷电灾害风险值运用相对功能指数法进行了定量计算,通过计算值与风险评估容许值相比较,得出评估结果,并提出了相应的防雷对策措施和建议。
(2)项目地处高雷暴区,4 km及10 km范围内的实际监测年平均雷击大地密度分别为0.216、0.177次/km2·年;变配电室弱电系统等对雷电活动较为敏感,应重点防范上述单元及区域的雷电灾害事故。
(3)海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp并网光伏发项目的雷电灾害风险进行定量计算,采取适当措施后该楼的人身伤亡损失风险、物理损失风险、服务设施损失风险均小于规范容许值,所存在的雷电灾害风险在可接受范围内。
参考文献
[1]国家技术监督局,中华人民共和国建设部.建筑物防雷设计规范:GB50057-2012[S].北京:人民出版社,2001.
[2]黄智慧,杨少杰.雷电防护第2部分:风险管理[S].北京:中国标准出版社,2004.
[3]中华人民共和国建设部,中华人民共和国国家质量监督检验检疫局.建筑物电子信息系统防雷技术规范:GB50343-2004[S].北京:中国建筑工业出版社,2004.