浅谈在光伏建设项目中的安装质量控制措施

奚奇宏

（山西省安装集团股份有限公司，山西 太原 030000）

0 引言

当前，由于能源产业的转型发展，光伏发电项目成为能源行业的聚焦点。我国地域广阔，太阳能资源丰富，这就为我国的光伏发电项目创造了良好的政策基础和环境优势，因此，为了确保光伏建设项目能达到预期的经济效益、环境效益以及社会效益。本文就在光伏建设项目中如何做好安装质量控制展开论述。

1 工程概况

垣曲县100MW集中式平价光伏发电项目位于山西省运城市垣曲县古城镇、英言乡等地境内，项目规划容量100MW，一次建成，同时配套建设1座110kV升压站，用地面积约3100亩，光伏站区基本场地高程为600～930m。该项目定位为省重点工程，总体质量标准为：全容量达标投产，达到电力行业优质工程，创“汾水杯”优质工程。项目社会关注度高，充分体现了相关行业和部门贯彻落实党中央“2030年前碳达峰，2060年前碳中和”目标的决心。

2 微孔灌注桩质量控制

2.1 图纸会审制度与技术交底

在接到正式施工图纸后，将尽快熟悉图纸，弄清设计意图、工程特点和施工中可能出现的关键问题，认真做好图纸自审工作。工程施工前项目技术负责人就施工图纸、专项施工方案向全体作业人员进行详细交底，每个分项工程施工前工长要以书面形式向施工班组做详细的技术交底。

2.2 孔位定点

首先应保证定点仪器在检验合格期内，在施工现场由业主提供的不少3个永久坐标、高程点对仪器效验，效验后方可进行放点作业。其次放点顺序应从同一地块由离箱变位置最远处放点开始，直至放到箱变位置最近处结束。然后将设计图纸给出的每组横向同侧端点两点坐标输入GPS中进行具体放点。放点后将红色的桩位标识定于放点位，并打出纵向导向线（若成排的可用同排另一组端点于本组端点连线作为导向线）。沿导向线和本组组件所处地形坡度一致拉导向绳，沿导向绳按图纸给定的尺寸用线坠放出本组其他孔位，用黄色的桩位标识进行标记。

2.3 机械成孔

根据打孔机械的性能，地形坡度，需考虑牵引施工方案。若需要实地考察地形后、结合机械性能出专项方案。机械就位前，要对打孔的桩点进行复测，确保每组桩的个数、位置符合设计图纸要求。打孔机就位后，冲击钻头中心对准桩位标识点，进行详细计算和调整，确保打孔点与桩位标记点保持一致，调整冲击钻杆的垂直度，保证冲击杆垂直，开动机器成孔，成孔至冲击钻杆1.6m标识处，并与自然地坪重合时，将孔内土石吹清干净，拔出冲击头。开始检查和记录成孔的直径、深度、垂直度是否符合图纸及规范要求，检验合格后方可进行下一孔的施工。

2.4 预制钢构件安装

由于本工程工期紧，建设过程中进度目标的保证度要求高，项目部经过综合考虑后为兼顾进度和质量，决定将灌注桩的钢筋笼以及上部的预埋ø76×4钢管作为一整体钢构件进行厂家预制。

预制钢构件安装前，需复查每组桩的个数、每根桩的孔径、孔深是否符合设计要求，发现有不合格的孔、少打的孔，马上通知打孔人员修孔、补打。同时检查每个孔底是否清理干净，地桩外露长度处刻画是否绘制标识线等。

预制钢构件安装时，每组横纵方向都布置导向线网。按导向线将桩以图纸尺寸精准定位固定。因为图纸要求钢筋混凝土灌注桩直径采用ø150mm，露出地面100mm，所以在实际施工选择采用预制钢构件上端标识线距自然地坪100mm的方式来控制桩的标高。预制钢构件顶部模板支设采用与直径相配套的PVC管（或波纹管），长度150mm为宜，PVC管与桩口相接。地埋50mm，外露100mm。模板上沿不但要与地桩标识线平行，模板支设还要用导向线控制，确保每组都横平竖直。

2.5 浇筑混凝土

（1）将混凝土通过机械或人工倒入桩孔内，采用振捣棒进行振捣。振捣要快插慢拔。表面没有气泡为止。每根灌注桩应连续浇灌完成，浇筑完成后及时检查灌注桩的桩身垂直度、桩顶标高、桩位偏差，检查完成后用铁抹子将桩顶压光抹平。灌注桩浇筑完后12h内用塑料薄膜将桩顶覆盖进行保湿自然养护，养护时长不少于7d。

（2）交付安装。灌注桩施工完后，在验收合格的情况下，将灌注桩移交给支架组件安装队。交安时应整组整批进行，光伏建设项目中间交接验收应做好以下工作：①光伏项目施工过程交接项目主要包含：固定支架基础、相关设备基础灌浆等。②土建队伍移交安装队伍时，应由土建队伍填写“过程交接验收签证书”，并提供相关的技术资料，递交由安装队伍查验。③过程交接项目必须经过质量验收，对不合格交接条件的项目，移交队伍负责整改合格。

3 支架及光伏组件安装前准备工作

3.1 测量工作

支架安装前需对基础上预埋件的前后、左右轴线进行检查，测定偏差是否满足安装要求。

3.2 支架零部件及支架基础的检查

支架安装前应按20%比列进行抽样，并根据图纸检查支架零部件的尺寸应符合设计要求。检查是否变形，出现变形应及时校正，无法校正者应进行更换。不允许有倒刺和毛边现象。所有支架构件均应按图纸要求做好表面防腐处理，保证不生锈，不腐蚀。固定支架基础按图纸要求检查基础混凝土强度、几何尺寸、平面位置、标高、平整度、轴线、预埋件位置等是否符合设计，并满足安装要求。办理完成过程移交手续，再进场施工。如基础施工与设计要求偏差较大，应先进行基础的纠偏，合格后再进行支架的安装工程[1]。

3.3 光伏组件的开箱检验

光伏组件的开箱检验工作是组件安装前重点作业工序，开箱检验要做好以下工作：对光伏组件标识核查确定组件规格及参数是否满足合同要求；对光伏组件表观质量检验确保组件外观良好，无明显破损和伤痕；对光伏组件的短路电流、开路电压等性能检测确定组件必备性能是否正常。此外，为保证光伏组件的到场质量，光伏组件运抵施工现场后必须对不同批次的光伏组件进行见证取样，封样后送至专业检验单位进行检测，这也是组件质量控制的关键环节。设备到现场后，尽量减少搬运次数。由物资供应部组织施工人员、厂家、监理参加核对设备型号及数量并做好记录，同时检查技术资料及合格证件是否齐全、设备外观有无损伤、其他零部件是否齐全，对于明显的设备缺陷，及时填写设备缺陷单并经现场各方人员签字认可。

4 固定支架制造、安装

固定支架制作质量控制的核心问题是解决其焊接变形和控制支架螺栓孔的精度。固定支架由后立柱、前立柱、横梁、斜撑、斜梁、拉杆、连接件等组成，采用螺栓连接组成构架，光伏组件采用压块与支架横梁连接，形成一个组单元整体。首先要确保单个构件工作的直线度、扭曲及装配、加工后各构件的准确性等；其次要在下料、校正、组对、焊接、构件校正、加工等各道工序的制造工艺上加以保证。

4.1 固定支架立柱安装

首先将前立柱、后立柱垂直安装在已经施工完毕的混凝土基础预埋套管上，连接螺栓进行预拧，在保证支架稳定性的同时留有调节余地；然后利用不同部位连接螺栓复拧去调整保证立柱定位、标高等符合图纸要求数据（数据必要时可通过轴线计算得出）。最后用水准仪或水平管测量检查立柱的水平度，用线坠吊线检查立柱的垂直度，用卷尺检查支架立柱的对角线误差，确保各项误差均在规定范围内后用扳手进行终拧，将连接螺栓紧固。

4.2 固定支架横梁安装

为了保证横梁上固定光伏组件的方正，应先在地面上提前对横梁进行规方，并测量调整对角线，保证横梁各项安装误差均允许范围内。然后按图纸要求的布板间距和端头长度确定横梁安装位置，将横梁与立柱用连接螺栓进行紧固，做到横平竖直，连接可靠。

5 光伏组件安装

光伏发电项目一般都位于室外，尤其是大型光伏发电项目往往都位于荒山、荒地等恶劣环境地区，因此光伏阵列在对风负荷、雪负荷的设计上都具有很高的要求，光伏组件可靠固定在支架或连接件上是结构上必须达成的条件。另外尽量避免及减少各种因素对光伏组件的光线遮挡是光伏阵列布置的关键问题，通常情况下依据设计间距排列整齐，可有效避免组件之间的互相遮挡[2]。

光伏组件支架安装中的质量控制重点如下：①安装光伏组件前，必须根据组件参数对所以光伏组件进行检查测试，其测量数值应符合组件出厂指标。主要测试项目包括：开路电压、短路电流。测试时应注意选择工作参数相近的组件在同一子方阵内，选择额定工作电流相同的组件进行串连。②安装光伏组件时，必须轻拿轻放，严禁硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件固定面与支架表面不贴合时，应用垫铁垫平后方可紧固螺丝，禁止用紧拧连接螺栓的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。③当光伏组件缆线连接采取串联方式时，插接要紧密，引出线要预留一定的余量[3]。

6 组件方阵布线

组件方阵的布线应做好支撑，并有紧固和防护措施，导线应留有适当余量，布线方式符合设计要求及规程规范；连接线路的接头镀锡，截面大于6mm2的多股导线必须装铜接头（线鼻子），截面小于6mm2的单芯导线在组件接线采用接头圈连接时，线头弯曲方向要与紧固螺丝方向相同，每个接线端最多可以接两根芯线，且两根芯线间必须加垫片，所有接线螺丝都应拧紧；方阵组件布线完毕，应按设计图纸检查核对布线是否正确；组件导线和方阵引出线缆应用卡子固定或扎带绑扎在架体上；组件方阵的输出端要进行清晰的极性标识和子方阵的编码标志[4]。

7 电源反馈线与控制箱的连接

方阵线缆和蓄电池反馈线与控制箱连接前，应先将控制箱中有关开关或熔断器断开，并按先接蓄电池再接方阵的输入顺序进行操作；方阵线缆和蓄电池反馈线两端必须加装铜接头，铜接头型号应与导线线径相匹配；线缆接头与设备接触部分应平整干净，接触面应涂抹中性凡士林，安装要整齐端正，采用螺丝紧固电源反馈线和控制箱接线端子连接时，禁止使接线端子受机械应力；电源反馈线连接完成后，要将接头处缆线可靠地固定在控制箱的导线卡上。

8 组串式逆变器选型

逆变器的技术指标，对于逆变器的选型，应注意以下5个方面的指标比较。

（1）可靠性和可恢复性：逆变器必须具有一定的抗干扰性能、环境适应性能、瞬时过载性能及各种保护功能，如遇到故障情况，逆变器应当自动从主网解列。

（2）逆变器输出效率：大功率逆变器在满负荷时，效率应当在90%或95%以上。中小功率逆变器在满负荷时，效率应当在85%或90%以上。在50W/m2的日照强度下，就可向电网供电，即使负荷在逆变器额定功率10%的情况下，也要达到不低于90%（大功率逆变器）的转换效率。

（3）逆变器输出波段：为达到光伏阵列生产的直流电源逆变后可以向公共电网并网输电，就必须保证逆变器的输出电压波段、幅值及相位与公共电网一致，达成无扰动平稳的电网供电。输出电流波段良好，波段畸变以及频率波动低于规范要求值。

（4）逆变器输入直流电压的界限：要求对直流输入电压具备较宽的适应界限，由于太阳能光伏组件的端电压随负荷和日照强度的变化产生的波动较大。就要求逆变器在较宽的直流输入电压界限内正常工作，并确保交流输出电压平稳。

（5）最大功率值跟踪：逆变器的输入末端电阻必须自主适配光伏项目发电系统的现实运行特征。确保发电系统始终在最大功率值运行。

9 箱式变压器选型

本项目组合式箱式变压器图纸设计采用3150kVA组合式箱式变压器，其中要求：在升压站35kV高压侧设置负荷开关，配备快速弹簧操作构造；每台箱式变压器的高压侧设置3只xrnt-40.5kV型插入型全范围保护熔断器，用作箱式变压器过载和短路故障的保护措施。箱变高压侧开关设备的额定短路耐受电流不应小于25kA，低压侧设备的额定短路电流耐受水平不应小于50kA。箱变在低压母线装设有浪涌保护装置，在35kV出线端设置有避雷器，可以避免雷电波侵入和操作过载电压。

10 结语

经工程实践表明，在光伏建设项目中做好光伏设备安装质量控制可以产生较高的经济效益和社会效益，值得推广应用。目前国内光伏发电项目建设还处于发展阶段，本文通过总结工程实践经验形成的光伏建设项目中的安装质量控制措施，可为相关工程提供参考借鉴。