光伏项目安全设计专篇

《光伏项目安全设计专篇》由会员分享，可在线阅读，更多相关《光伏项目安全设计专篇（79页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、XX光伏项目安全设施设计专篇(送审版)安全设施设计工作人员组成人员姓名专业名称签字备注负责人给排水编制人施工组织风资源总图、建筑电气一次电气二次给排水审核人给排水审定人电气目录第一章概述11.1 设计依据11.2 设计范围51.3 工作进展6第二章建设项目概况72.1 业主简介72.2 建设项目场址条件72.3 总图布置102.4 建、构筑物112.5 光伏系统工艺方案132.6 电气设计142.7 辅助设施212.8 劳动定员24第三章项目涉及的危险、有害因素和周边环境安全分析253.1 总图布置及自然条件的危险有害因素辨识与分析253.2 光伏发电系统危险有害因素辨识与分析273.3 电气

2、系统危险有害因素辨识与分析303.4 并网系统危险有害因素辨识与分析353.5 控制和保护系统危险有害因素辨识与分析373.6 生产作业场所危险有害因素辨识与分析383.7 项目建设过程危险有害因素辨识与分析403.8 安全管理方面存在的危险有害因素辨识与分析403.9 重大危险源辨识42第四章建筑及场地布置43第五章重大危险源分析及检测监控45第六章安全设施设计采取的防范措施466.1 工程选址及总平布置设计的防范措施466.2 自然灾害的防范措施476.3 主要建构筑物的防范措施486.4 主要设备及系统的防范措施486.5 其他危险、有害因素的防范措施526.6 消防设施安全措施566.

3、7 安全色与安全标识的设置61第七章安全生产管理机构设置或者安全生产管理人员配备情况627.1 安全生产机构设置及人员配备627.2 安全生产管理制度63第八章从业人员教育培训情况678.1 公司安全管理人员678.2 光伏电站站长678.3 安全员688.4 特殊工种、技岗人员、普通工688.5 教育培训实施措施688.6 新员工入场安全育及培教训计划69第九章工艺、技术和设备、设施的先进性和可靠性分析719.1 工艺、技术方案719.2 电气设备72第十章安全设施投资概算74第十一章安全预评价报告中的安全对策和建议采纳情况说明7511.1 总平面布置和建筑方面7511.2 建筑设施方面对策

4、措施采纳情况7511.3 光伏发电系统对策措施采纳情况7611.4 电气设备及系统安全对策措施7611.5 并网安全技术对策措施7611.6 施工期、运营期劳动安全对策措施7711.7 其他安全对策措施77第十二章预期的效果及存在的问题与建议78第十三章事故预防及应急救援措施7913.1 制定事故处理预案的基本要求7913.2 制定事故处理预案的依据7913.3 编制的准备8013.4 事故紧急预案编制8013.5 本工程应编制的主要事故应急救援预案8113.6 本工程已编制的主要事故应急救援预案83第十四章法律、法规、规章、标准规定需要说明的其他事项85第十五章附件86第十六章附图87第一章

5、 概述1.1 设计依据1.1.1 国家地方相关政策、法律法规1. 中华人民共和国安全生产法（国家主席令2014第70号）2. 中华人民共和国电力法（国家主席令2009年修订第60号）3. 中华人民共和国消防法（国家主席令2008第6号）4. 中华人民共和国防洪法（国家主席令1997第88号）5. 中华人民共和国防震减灾法（国家主席令2008第7号）6. 中华人民共和国道路交通安全法（国家主席令2011第47号）7. 中华人民共和国突发事件应对法（国家主席令2007第69号）8. 中华人民共和国可再生能源法（国家主席令2005第33号）9. 中华人民共和国职业病防治法（国家主席令2011第52号

6、）10. 电力设施保护条例（国务院令第239号）11. 建设工程质量管理条例（国务院令第279号）12. 国务院关于特大安全事故行政责任追究的规定(国务院令第302号)13. 建设工程安全生产管理条例（国务院令第393号）14. 地质灾害防治条例（国务院令第394号）15. 电力监管条例（国务院令第432号）16. 生产安全事故报告和调查处理条例（国务院令第493号）17. 电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号）18. 关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知(国发200820号）19. 国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知(国发201023号）20. 劳动防护用品监

7、督管理规定(国家安全生产监督管理总局令第1号）21. 生产经营单位安全培训规定(国家安全生产监督管理总局令第3号）22. 安全生产事故隐患排查治理暂行规定（国家安全生产监督管理总局令第16号）23. 建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法（国家安监总局36号令）24. 安全生产事故应急预案管理办法（安监总局令2009第17号）25. 电力企业综合应急预案编制导则（试行）（国家电力监管委员会2009年6月16日发布）26. 电力企业专项应急预案编制导则（试行）（国家电力监管委员会2009年6月16日发布）27. 电力企业现场处置方案编制导则（试行）（国家电力监管委员会2009年6月16日发布

8、）28. 防雷减灾管理办法（中国气象局第8号令）29. 国家电力监管委员会安全生产令（国家电力监管委员会令第1号）30. 电力安全生产监管办法（国家电力监管委员会令第2号）31. 电网运行规则（试行）（国家电力监管委员会令第22号）32. 电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会令第5号）33. 危险化学品名录(2012年版)（国家安全生产监督管理总局发布）34. 电力设施保护条例实施细则（中华人民共和国国家经济贸易委员会、中华人民共和国公安部令第8号）35. 关于开展重大危险源监督管理工作的通知（安监管协调字200456号）36. 关于做好建设项目安全监管工作的通知（安监总协调20061

9、24号）37. 关于规范重大危险源监督与管理工作的通知（安监总协调2005125号）38. 关于加强电力建设起重机械管理的通知（电监安全200628号）39. 关于进一步加强电力应急管理工作的意见（电监安全200629号）40. 关于印发的通知（电监安全200738号）41. 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发2014589号42. 甘肃省安全生产条例（甘肃省人民代表大会常务委员会公告第37号）43. 甘肃省生产经营单位安全生产主体责任规定（甘肃省人民政府令第61号）44. 甘肃省消防条例（2010年5月27日甘肃省十一届人大常委会第十五次会议通过）1.1.2 工程设计有关的标准、

10、规程规范1. 企业职工伤亡事故分类标准（GB6441-1986）2. 危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）3. 生产过程危险和有害因素分类与代码（GB/T13861-2009）4. 工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素（GBZ2.1-2007）5. 工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理因素（GBZ2.2-2007）6. 建筑工程抗震设防分类标准（GB50223-2008）7. 建筑变形测量规范（JGJ8-2007）8. 建筑抗震设计规范（GB50011-2010）9. 高耸结构设计规范（GB50135-2006）10. 建筑结构荷载规范（GB50009-20

11、06）11. 建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）12. 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则（GB/T18479-2001）13. 光伏发电站设计规范（GB50797-2012）14. 光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求（GB/T20047.1-2006）15. 光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/Z19964-2005）16. 光伏系统并网技术要求（GB/T19939-2005）17. 光伏（PV）系统电网接口特性（GB/T20046-2006）18. 66kV及以下架空电力线路设计规范（GB50061-2010）19. 电力设施抗震设计规范（GB50260-1996

12、）20. 电力工程电缆设计规范（GB50217-2007）21. 电力装置的继电保护和自动装置设计规范（GB/T50062-2008）22. 系统接地的型式及安全技术要求（GB14050-2008)23. 低压配电设计规范（GB50054-2011）24. 防止静电事故通用导则（GB12158-2006）25. 继电保护和安全自动装置技术规程（GB14285-2006）26. 建筑物电力装置第4-41部分：安全防护电击保护（GB16895.21-2004）27. 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-2006）28. 建筑设计防火规范（GB50016-2006）29. 火力发

13、电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）30. 建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）31. 火灾自动报警系统设计规范（GB50116-2007）32. 安全标志及其使用导则（GB2894-2008）33. 安全色（GB2893-2008）34. 工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-1985）35. 构筑物抗震设计规范（GB50191-2012）36. 电力安全工作规程发电场和变电站电气部分（GB26860-2011）37. 工程结构可靠度设计统一标准（GB50153-2008）电力行业其他规范38. 生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQ/T9002-200

14、6）39. 35kV110kV变电站设计规范（GB50059-2011）40. 电力工程地下金属构筑物防腐技术导则（DL/T5394-2007）41. 电力系统通信站过电压防护规程（DL/T548-2012）42. 变电站总布置设计技术规程（DL/T5056-2007）43. 高压配电装置设计技术规程（DL/T5352-2006）44. 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T620-1997)(2005年版)45. 架空绝缘配电线路设计技术规程（DL/T601-1996）(2005年版)46. 电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）(2005年版)47. 交流电气装置的接地（

15、DL/T621-1997）(2005年版)48. 电力系统安全自动装置设计技术规定（DL/T5147-2001）49. 电力设备典型消防规程（DL5027-1993）50. 电业生产事故调查规程（DL/T558-1994）51. 电场标示系统设计导则（DL/T950-2005）1.1.3 政府有关部门的主要批复文件1.1.4 前阶段成果1.1.5 设计委托合同1.2 设计范围依据本项目可研报告及安全预评价报告，确定本项目安全设施设计专篇设计范围，针对本工程可能存在危险、有害因素进行了定性分析，并提出相应对策。施工过程中的危险、有害因素只进行一般性分析。根据光伏电站规划容量，本工程110kV升压

16、站部分最终规模为2台主变压器，电压等级为110kV/35kV；110kV主接线：远期采用单母线接线。35kV主接线：35kV主接线采用单母线接线方式，本期5回集电线路接入I段35kV母线上。本期工程建设1台50MVA有载调压变压器(带平衡绕组)；110kV送出线路1回，本期建设1回；35kV进、出线共18回，本期建设9回；每台主变压器低压侧安装1套动态无功补偿装置，本期安装总容量为10MVar的SVG。1.3 工作进展第二章 建设项目概况2.1 业主简介2.2 建设项目场址条件2.2.1 项目地理位置图2-1光伏电场位置示意图甘肃省位于我国的中西部，地处黄河上游，地域辽阔，具有丰富的太阳能资源

17、，年太阳总辐射量在4800MJ/m26400MJ/m2之间，年资源理论储量67万亿kWh，每年地表吸收的太阳能相当于大约824亿t标准煤的能量，开发利用前景广阔。2.2.2 太阳能资源本工程站址位于气象站东南方向约18km处，位于民勤气象站西南方向约63km处，站址纬度低于民勤气象站、XX气象站。本工程站址区域气候干燥，降水稀少，日照强烈，光照充足，太阳总辐射量在5月和6月最多，在12月和1月最少，属于多日照区，太阳总辐射量年际变化较小，光能资源利用条件优越，有利于建设大规模的并网光伏电站。本工程站址区域累年平均太阳总辐射量为6004.723MJ/m2，累年平均日照时数为2939.6h，累年平

18、均日照百分率为66.5%。2.2.3 气象条件XX地区属大陆性温带干旱气候。XX三面空旷一面山，加之植被稀少，境内风速大，尤以春季为最大，全年多西北风，其次是东南风。XX地区干旱少雨，水资源较为匮乏，境内主要河流有东大河、西大河，均发源于祁连山，属河西内陆河石羊河水系，多年平均径流量为4.76108m3。XX地区的主要气候特征为:春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有倒春寒天气发生，降水少，多大风，大风日数占全年大风日数的43%44%。夏季，为全年降雨集中时节，雨热同季，常有干热风出现，东北部炎热，最高气温可达38.1C，中部高温日数较少，西南部则较凉爽，夏季降水量占全年降水量的54%6

19、6%。秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增大，北方冷空气入侵最早在9月中旬，常出现霜冻。冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷，降雪少，空气干燥。2.2.4 工程地质1）地质地貌拟建站址地貌单元上属于山前冲洪积平原，地形平坦开阔，大致向东偏北方向倾斜。站址区在地表的局部区域，见有雨水冲刷形成的地表浅沟，沟深一般均小于0.5m，除此之外，未见其它不良地质作用。本厂区不存在压覆文物、压矿及采空区问题。2）地层岩性及其性能站址地层岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积圆砾层。该区域地层较为稳定，上下情况变化不大。本次勘察主要根据钻探原位测试及物探电测深成果，将勘探范围内的岩

20、土分为两层，描述如下：圆砾：呈杂色，稍湿，中密，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，粒径220mm占总量30%40%，大于20mm粒径占总量23%40%，最大粒径可达120mm，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的粉细砂、粉土薄层，级配良好。平均厚度约1.8m左右。该层地表局部地段堆填有约0.5m后的人工填土。圆砾：呈杂色，稍湿，密实，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，级配良好，粒径220mm占总量30%40%，大于20mm粒径占总量23%40%，最大粒径可达120mm，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的粉细砂、粉

21、土薄层。根据区域地质资料，其厚度可能大于30m。3）地下水及水、土腐蚀性站址区地下水类型属第四纪冲洪积地层中的深藏潜水，补给来源主要为大气降水。参考区域地质资料，地下水位埋深可能大于30m。可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具弱腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。拟建站址区地形较平坦、开阔，地层岩性以圆砾为主，属中硬土，场地类别为II类；建筑场地属抗震有利地段;地震动峰值加速度为0.15g，相对应的地震基本烈度为7度；地震动反应谱特征周期值为0.45s。2.3 总图布置1）场址选择工程站址位于甘肃省XX市金川区境内金武公路南侧，本期工程规划用

22、地面积约234hm2，场地东西长约2060m，南北宽约1135m，可满足本期50MWp的建设及施工场地用地要求。场址区域地形开阔，无自然高深陡坎和深切沟谷，西南高东北低，地势上由西南向东北倾斜，坡度约为2%。电站升压站位于本期场址东北角，便于后期工程连续扩建。2）光伏场总平面布置项目拟安装太阳能光伏组件169600块，总装机容量50.88MWp，布置为50个光伏阵列。整个光伏阵列呈矩形布置。每个发电单元按1MWp，为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间位置，箱就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至35kV后采用分段串接汇流方式(第一台箱变高压侧电缆汇集

23、到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式)接入光伏电站内35kV配电室，每10个1100kVA箱式变压器汇流后接入35kV母线，经升压后接入110kV配电装置。整个光伏电站外围四周采用采用2.2m高铁丝网围栅。3）道路兰新铁路有103km横穿XX境内，XX至阿拉善右旗铁路专用线在金川区设有赵家沟站，铁路交通便利。XX市金川区50兆瓦并网光伏发电工程场址北侧有金武公路东西通过，金武公路全长85km，其中XX段59km为三级公路，路基宽8.5m，路面宽7.0m，路面结构为3cm厚沥青碎石+20cm厚水泥稳定砂砾基层。本电站进站道路从金武公路引接0.5km，即可进入光伏发电场，交通十分便利，满足物资运输

24、条件。4）110kV升压站布置升压站围墙中心尺寸为长宽=116m81m，占地面积9396m，围墙采用高2.6m的通透式铁艺围墙。场区所有光伏组件的电能通过箱变升压后送入35kV配电室。新建综合楼是整个光伏电站的控制中心，也作为工作人员值班办公的场所。本次XX升压站采用的站内布置方式为：升压站主入口位于站区的北侧，道路成环形布置在升压站内，道路和站内围墙把整个站区分为4块。西部为主体设备区，东南部布置一套无功补偿装置，东北部是升压站的生活区，控制楼就布置在此区域。站内道路除进站主路和主变与构架之间道路的路宽为4.5m外，其余路宽均为4m，内弯半径均为7m。混凝土路面，道路宽及转弯半径满足运输及消

25、防要求，消防车可直通站内各建筑物。2.4 建、构筑物2.4.1 建、构筑物50MW光伏场区无新建建筑物，包括50个1MW光伏阵列，每个阵列保护光伏组件及支架、汇流箱、直流柜、逆变器、箱变、分接箱等设备。升压站新建建筑物有综合楼、35kV配电室、SVG室、综合泵房等建筑物，新建主变、主变事故油池、110kV配电装置等构筑物。本工程新建建筑物总建筑面积约1857m2。 1）综合楼 综合楼为一幢两层框架结构建筑，钢筋混凝土独立基础。综合楼首层布置有低压配电间、蓄电池室、宿舍及厨房餐厅等房间；二层布置有中控室、会议室、办公室等房间。综合楼总建筑面积1281m2，基底面积640.5m2。综合楼内一层设3

26、个直接对外安全出口。二楼中控制设置直通户外的楼梯。综合楼内各类安全疏散距离均满足相关规范要求。 综合楼是升压站内的核心建筑。从功能上是将宿舍、办公和食堂这几个功能不同的建筑组合在一起，使整体建筑更注重其实用性，而且此方案占地面积小，整体布局紧凑，形成一个有机的整体，避免了厂区建筑过于分散、凌乱，有效的节约了厂区用地，便于运行管理。适宜的建筑尺度、色彩及比例，给人强烈的时代感，简洁明快的风格符合现代工业建筑的特点。 2）35kV配电间 35kV配电间为单层砖混结构建筑，墙下条形基础。建筑面积为166m2，檐口高度为4.3m。室内布置有35kV配电盘柜、站用变等电气设备。35kV配电间设置两个直接

27、对外安全出口，其安全疏散距离满足相关规范要求。3）SVG室SVG室为单层砖混结构建筑，墙下条形基础。建筑面积为75.52m2，檐口高度为4.0m。SVG室设置两个直接对外安全出口，其安全疏散距离满足相关规范要求。3）综合泵房 综合泵房由地下水池及地上泵房组成。其地下部分为现浇混凝土水池，平面尺寸为11.7m7.4m；地上部分为砖混结构，建筑面积为94.38m2，檐口高度为3.9m，室内布置有生活水箱、消防泵、消防稳压泵、生活泵、控制柜等设备。2.4.2 基础太阳电池组件支架基础采用钢筋混凝土独立基础，基础混凝土强度等级按照国家规范的环境类别要求选定的C30等级。垫层混凝土厚度100mm，基础混

28、凝土顶居中预埋地脚螺栓，光伏阵列支架柱与基础螺栓连接。2.4.3 支架方案电池组件支架采用三角形钢支架，布置结合电池板大小布置。该支架为固定式支架，倾度为31，每块电池组件尺寸195699250mm(长宽厚)，16块组件下设7组基础，32块组件下设14组基础。支架设置4道模条，用于固定电池板。2.5 光伏系统工艺方案1）系统组成本工程总装机容量为50MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用多晶硅太阳能电池(300Wp)，电池组件均安装于固定支架上(采用最佳倾角为31)。50MWp太阳能电池阵列由50个1MWp子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成。每个1MWp太阳能

29、电池方阵由太阳能电池组、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，电池组并联后的直流电采用电缆送至汇流箱，经汇流箱汇流后采用电缆引至逆变器室，每两个500kW的逆变器与一台35kV箱式升压变电站(分裂变压器)通过电缆连接，电压由交流0.3kV升至35kV。就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至35kV后采用分段串接汇流方式(第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式)接入光伏电站内35kV配电室，每10个1100kVA箱式变压器汇流后接入35kV母线，经升压后接入110kV配电装置。2）项目发电量根据PVsyst计算，本工程系统效率约为78%，

30、项目首年发电量约86108MWh，等效满负荷小时数1573h；考虑不同的电池组件效率随着时间也存在着衰减，组件转换率成逐年递减状态，若按电池组件效率在25年累计折减20%（每年衰减的百分比相同）计算，25年内平均每年发电量为：77842MWh，等效满负荷小时数1422h。3）光伏方阵电气主接线本项目采用分散发电、集中控制、单点并网的技术方案。整体50MWp光伏并网发电系统由50个1MW子系统构成。1MWp子方阵对应两台500kW逆变器，因此1MWp子方阵电池组串并联数为212。1MWp多晶硅太阳电池子方阵16路汇流箱电缆分别经2台直流配电柜接入2台500kW逆变器，本工程需要配备50个分站房，

31、100台500kW逆变器。4）太阳能电池组件太阳能光伏系统中最重要的是太阳能电池，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。本建设项目光伏组件通过招标选用技术成熟、性能稳定、大功率的300Wp多晶硅太阳能电池组件。5）光伏方阵排布光伏电场推荐采用分块发电、集中并网方案。50MWp太阳电池阵列由50个1MWp子方阵组成，每个子方阵均由212块太阳电池组串并联而成。光伏组件按照固定安装单元光伏方阵设计为竖向2排，162=32块组件排列。考虑前、后排的阴影遮挡问题，通过计算固定式太阳电池阵列行间最小距离为6.818m，综合考虑本工程地形等因素，取间距为10.2m。2.6 电气设计2.6

32、.1 电气一次1）接入系统方案根据金川地区光伏电站接入系统（技术部分）评审会议纪要，本电站是以110kV电压等级的1回架空线路接入华能110kV光伏汇集站，导线型号为LGJ-240，送电距离约4km，两站打捆以1回110kV、LGJ-2X300线路接入330kV双湾变，送电距离约2km。2）电气主接线光伏方阵接线设计本工程光伏场区采用1MWp一个子方阵的设计方案，每500kWp太阳能电池与一台500kW逆变器构成一个光伏发电单元，本电站共有100个发电单元。每个1MWp子方阵的2台500kW逆变器出口电压(300V)经一台容量为1100kVA升压变电站升至35kV后，用35kV电缆汇流至升压站

33、35kV配电室35kV母线上。110kV升压站主接线本工程110kV升压站35kV主接线采用单母线接线方式，本期5回集电线路接入I段35kV母线上。升压站共规划建设2台主变压器，本期工程安装1台50MVA主变压器。110kV主接线远期采用单母线接线，本期建设一期部分母线。本期在35kV母线I段上装设动态无功补偿装置1套，无功补偿容量为10MVar的SVG动态的可连续调节的无功补偿装置。升压站110kV电气设备短路水平按40kA设计，35kV电气设备短路水平按31.5kA设计。3)站用电气接线站用电采用双电源供电，一路电源由35kV施工电源(施工变)改造而来，施工期作为施工电源，运行期作为站用备

34、用电源。该电源引自附近35kV供电线路，经过施工变（备用变）降压接入0.4kV母线，施工变（备用变）布置在升压站围墙内东北角；另一路引自本站35kV母线，经过站用干式降压变接入0.4kV母线。低压配电室设站用双电源手动切换柜和低压配电柜，站用变压器布置在综合楼一层西北角，位于中控室下。本工程升压站主变35kV中性点本期装设1台容量为1100千伏安档位可调的消弧线圈。4)电力电缆直埋电缆选择交联聚乙烯绝缘电缆。汇流箱至直流配电柜直流电缆采用1kV低压电缆，型号为ZR-YJY22-1kV。逆变器至箱变采用1kV低压电缆连接，型号ZR-YJYR22-1kV。35kV集电线路采用ZR-YJY22-35

35、kV。5）过电压保护及接地太阳能光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。35kV进线及母线上装设一组无间隙金属氧化特避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。110kV、35kV配电装置主母线以及每条35kV出线上装设避雷器。110kV主变压器高压侧设置1组避雷器、低压侧每个开关柜内设置1组避雷器。该升压站防直击雷采用避雷针保护，110kV架构上设置2个避雷针，升压站设置2个独立避雷针,动态无功补偿装置设置1个独立避雷针。每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进线柜内安

36、装一组避雷器以保护电气设备。6）防雷a) 综合楼、逆变器室等建筑物设避雷带。b) 光伏阵列区域，使用光伏组件金属边框作为接闪器，再将光伏阵列的组件金属边框多点可靠接地。c) 升压站采用构架避雷针和独立避雷针组成防直击雷联合保护，并与光伏子阵各光伏板之间组成联合接地网。在110kV、35kV母线、主变110kV进线装设氧化特避雷器以防雷电侵入波及操作过电压危害。35kV屋内配电装置为防止雷电压侵入波及操作过电压，在进、出线及母线均设有无间隙金属氧化物避雷器。直流汇流箱设过电压保护器。7)接地本光伏电站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合环形封闭式接地网。水平接地线采用606m

37、m热镀锌扁钢，敷设深度离地面0.8m处，垂直接地极采用L505，2500mm长的热镀特角钢。8）站用电及照明根据各专业提供负荷统计，站用电工作变压器采用315kVA的干式变压器，站用电备用变压器采用280kVA的干式变压器。站用电母线采用单母线分段接线型式，双电源进线与母联连锁手动切换，向各路负荷供电，站用电柜选用抽屉式低压配电柜。全站照明分工作照明和事故照明，工作照明由站用电母线供电，事故照明由事故照明逆变电源屏供电。主控制室采用发光带。站区照明主要采用投光灯分散照明。2.6.2 继电保护及安全自动装置结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。a)母线保护：本工程为110kV

38、、35kV母线各配置了一套母线差动保护。b)110kV线路保护：本工程110kV线路配置了1套完整独立的全线速动主保护并具有完善的后备保护。保护以光纤电流差动为主保护，以带时限电流速断保护、过电流保护为后备保护。重合闸采用无检定方式的三相一次重合闸，并含遥测、遥信功能。110kV线路保护装置组一面屏。c) 主变压器保护：本工程变压器保护按单套主保护、单套后备保护和一套非电量保护配置，组1面屏。包括主变差动保护、高压侧复合电压启动的过流保护、零序电流保护、间隙零序电流电压保护、过负荷保护、主变低压侧过流保护及非电量保护等。d)35kV集电线路保护：35kV集电线了配置电流速断保护作为主保护，过流

39、保护作为后备保护，保护动作于跳闸。e)35kV箱式变电站变压器保护：由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压侧空气开关。因此不另配置保护装置。箱式变电站高压侧熔断器动作信号、低压侧自动开关动作信号均经逆变器室数据采集器送至计算机监控系统。f)35kV厂用变压器保护：35kV厂用变压器为干式变压器，布置在中控楼的低压配电室内。设电流速断为主保护，瞬时动作于厂用变高低压侧断路器跳闸。限时速断和过电流保护为后备保护，限时动作于跳开厂用变高低压侧断路器。设过负荷保护，温度保护，动作于信号。g)10kV施工电源用箱式变电站变压器保护：施

40、工电源用箱式变电站变压器的保护由高压侧(10kV)熔断器及低压侧自动空气开关实现保护。h)并网逆变器保护：并网逆变器为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护(具有故障检测功能)、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。i）故障录波器：全站需配置一台故障录波装置，以录取故障时110kV出线、主变压器，35kV母线的电流、电压，35kV集电线路等，应能记录故障前10s到故障后60s的情况，供故障分析。有电能质量检测装置和太阳能功率预测系统。j)低周低压解列装置：本工程安装

41、低周低压解列装置1套，当装置检测到系统出现低频、低压时，装置动作，跳开光伏电站至对侧站110kV线路光伏电站侧的开关。K）电流互感器的准确度等级:计量用电流互感器，其准确等级为0.2S级，测量用电流互感器，其准确等级为0.5级，继电保护用电流互感器采用5P级。电流互感器的二次额定电流选1A。电流互感器的容量不小于其实际负载。L）电压互感器的额定一次电压应不小于负荷安装处的额定一次电压。电压互感器的准确度等级为:计量用电压互感器绕组，其准确等级为0.2级。测量及保护用电压互感器绕组其准确度等级为0.5级。电压互感器开口三角绕组其准确度等级为3P级。电压互感器各线国容量均应大于(或等于)其实际负载

42、。2.6.3 通信及调度1)通信：本光伏电站至甘肃省调和XX地调的主用信息通道采用光纤电路，备用通道为市话。通信与直流系统公用一组蓄电池。由当地电信网引入 电缆，在办公楼设一套数字式程控交换机为站内生产管理，生活服务。2)电力调度：光伏电站建成后由甘肃省调和XX地调两级调度管理，远动及计量信息采用电力调度数据网传输。3）电能计量系统本工程关口计量点设置在110kV线路侧，配置两块0.2S级双向多功能电能表。在#1主变高、低压侧也各配置两块0.2S级双向多功能电能表，#1主变高压侧表计安装于主变电度表柜内，#1主变低压侧表计则安装在35kV开关柜内。此外在35kV SVG进线柜、35kV站用变进

43、线柜以及5回光伏进线柜按单表配置0.5级双向多功能电度表。计费用的关口使用电能计量装置，其设备选型由当地供电部门认可，相应的电流互感器和电压互感器，其准确度等级分别为0.2s和0.2级，且电流、电压线圈专用。2.6.4 电源1、直流电源本电站直流控制电源电压等级220V。直流系统由1组300Ah阀控密闭蓄电池组以及高频开关电源模块组成的充电/浮充电充电装置和绝缘监测装置等组成。直流电源系统为单母线接线，每套蓄电池、充电装置及直流母线均选用一个直流电源系统微机监控装置，对电源模块、输入交流以及蓄电池组等进行全方位的监视、测量和控制，并与光伏电站计算机监控系统实现数据通信。2、不停电电源系统(UP

44、S)在中控室配置一套3kVA的UPS系统，双机配置，组一面柜，为监控系统、远动设备、远方电量计量设备等设备提供可靠的交流电源。3、事故照明逆变电源设置1套5kVA的事故照明逆变电源，组1面柜。2.6.5 计算机监控系统110kV升压站按“无人值班、少人值守”、具备“四遥”功能进行设计，110kV升压站按终期规模装设1套计算机监控系统。监控系统通过双以太网、采用分层分布式结构，实现对变电站的运行和监视，以及对断路器、电动隔离开关和主变调压开关的操作和控制。计算机监控系统还与电子式电能表、直流电源系统、故障录波等其他智能模块或设备相连接，采集有关设备的数据，以实现全站的监控功能。（1）计算机监控系

45、统结构监控系统采用分层、分布式网络结构，以间隔为单位，按对象进行设计，采用开放式多任务实时操作系统，多窗口人机界面。计算机监控系统设备包括间隔层监控单元和站级控制层设备。站级控制层设备提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备及远动等功能，并可与调度通信中心通信。间隔级控制层按不同电压等级和电气间隔单元划分，每个断路器单元设置一个测控单元。间隔级控制层设备主要包括测控单元、间隔层网络、与站控层网络的接口和继电保护通信接口装置等。110kV测控单元组屏安装于测控屏内，35kV保护及测控单元就地安装于35kV开关柜内；在站级控制层及网络失效的情况下，间隔级控制层仍能独立完成间隔设备的就地监

46、控功能。（2）计算机监控系统网络结构站级控制层采用国际标准推荐的双以太网，具有良好的开放性。网络采用TCP/IP协议，通信速率应满足系统实时性要求，不小于100Mbps。间隔级控制层采用以太网，具有较高的传送速率和高可靠性，间隔级控制层测控单元与监控系统实现直接通信。网络的抗干扰能力，传送速率及传送距离应满足系统监控功能及调度自动化实时性的要求。（3）计算机监控系统硬件配置站控级配置：（a）系统主机兼操作员工作站2套，完成系统重要数据的处理、备份，全站实时监视及控制，硬件含主机、22液晶显示器、键盘、鼠标、事故音响设备等；（b）工程师站1套，负责整个监控系统的程序开发、维护、管理，可完成数据库

47、的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络维护、系统诊断等工作，也作为培训仿真系统；（c）五防工作站1套，实现对全站设备的五防操作闭锁功能。在防误工作站上可进行操作预演，可检验、打印和传输操作票，并对一次设备实施“五防”强制闭锁。五防锁具按本期规模配置；（d）监控系统网络屏1面，网络设备包含网络连接装置、光/电转换器、接口设备；（e）GPS对时屏1面，含双套对时系统及天线主副冗余配置，用于提供全站设备的系统对时；（f）与计算机监控系统配套的A3激光打印机2台，其中包括1台网络打印机；（g）通信管理机1台，用于直流系统、UPS、电能质量检测、电能采集器、消防报警等接入计算机监

48、控系统的通信及规约转换。间隔级配置：（a）110kV线路/母线测控屏1面，用于110kV出线及母线的测量控制及信号采集；（b）公用测控屏1面，用于升压站内110kV公用设备的测量控制及信号采集，如110kV母线等；（c）1主变测控屏1面，用于本期1主变压器的高压、低压侧及变压器本体的测量控制及信号采集；（d）35kV测控装置按保护测控一体化装置配置，就地安装于35kV开关柜内；（e）智能设备，包括：故障录波装置、直流系统及UPS 、电量采集装置、消防报警控制系统等。（f）35kV开关室交换机2台，GPS扩展时钟1台，用于35kV间隔保护与测控装置等接入计算机监控系统的通信及规约转换及对时。（4

49、）计算机监控系统软件配置计算机监控系统的软件由系统软件、支持软件和应用软件组成。软件系统的可靠性、兼容性、可移植性、可扩充性及界面的友好性等性能指标均满足本期及远期要求。计算机系统应采取有效措施，以防止由于各类计算机病毒侵害造成系统内存数据丢失或系统损坏。本工程计算机监控系统软件配置：包含工作站操作系统、数据库软件。主机采用UNIX或WINDOWS/SERVER操作系统。软件配置应包括系统软件、支持软件和应用软件等。（5）计算机监控系统的功能计算机监控系统具有数据采集和处理、数据库的建立与维护、控制操作、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、时钟同步、远

50、动等功能。计算机监控系统与远动系统合用一套数据采集装置，系统的设计和选型必须保证电网调度自动化的功能要求和远动数据的实时性、可靠性、正确性和准确性的要求，远动信息直采直送，远动命令直收直控。计算机监控系统采用交流采样方式采集电气模拟量，非电气量通过变送器采集变换。计算机监控系统可按照调度中心的指令，实现升压站的电压无功自动调节功能。（6）计算机监控系统监控范围计算机监控范围主要包括：全站的交直流电流、电压、频率、温度等模拟量。同时监测全站的保护及自动装置动作、报警信号、断路器、隔离开关信号，高压断路器及主变压器等电器设备本体报警信号以及直流系统、火灾报警等公用系统信号等。主要监控对象为110k

51、V高压断路器及隔离开关、110kV出线、35kV及10kV站用变、35kV线路断路器、主变有载调压分接开关及中性点接地刀、380V主进线及分段断路器等。测量范围主要包括：110kV线路电流、主变压器各侧电流，各级母线电压；主变压器本体油温及绕组温度；直流系统及交流不停电电源的有关电流和电压；35kV线路电流；35kV及10kV所用变的电流和电压等。并根据实时采集数据计算相关的有功、无功功率及频率等。2.7 辅助设施2.7.1 暖通空调1、采暖系统1）各房间冬季室内采暖温度表：表2.1 XX市金川区50兆瓦并网光伏发电升压站各采暖房间冬季采暖温度表房间名称设计温度()房间名称设计温度()中控室1

52、835kV配电装置室5会议室18站用变配电室5宿舍18办公室18资料室18活动室18餐厅16卫生间16厨房16综合泵房及消防水池5根据已运行电场采暖效果及方便运行要求，升压站使用电暖器作为主要采暖方式。其中，升压站内主要生产、生活房间采暖面积约1350m，采暖热负荷约110kW，共选用110kW的电暖器。2、通风系统1）所用配电室设置通风装置，采用机械排风、自然进风的通风方式，通风量按每小时不少于12次换气次数计算。通风机采用低噪声玻璃钢轴流风机1台，通风机型号为T35-11No2.8，配电机N=0.180kW。2）35kV配电室设置通风装置，采用机械排风、自然进风的通风方式，通风量按每小时不

53、少于12次换气次数计算。采用低噪声玻璃钢轴流风机3台，通风机型号为T35-11No2.8，配电机N=0.180kW。35kV配电室设置的低噪声玻璃钢轴流风机，平时通风兼事故通风。通风设备的开关应安装在门内、外便于操作的地点。3）蓄电池室通风，通风量按每小时不少于3次换气次数计算，通风机采用防爆型低噪声玻璃钢轴流风机1台，通风机型号为BT35-11No2.8，轴功率N=0.197kW，配防爆电机N=0.180kW。通风机的吸风口应靠近顶棚以排除氢气，平时通风兼事故通风。通风设备的开关应安装在蓄电池室外便于操作的地点。4）主控制室、厨房、餐厅、备品库、车库等房间均采用自然通风方式。5）卫生间内均设

54、置吊顶型排气扇。6）升压站所有通风、空气调节设备均与消防系统连锁，当火灾发生时所有通风、空调设备立即切断电源。3、空调设计1）综合楼内的中控室等室内设置分体柜式空调。2）晶闸管阀组室设置单元式空调机组。3）升压站内所有通风、空调设备均与消防连锁，当火灾发生时所有空调设备立即切断电源。2.7.2 给排水本工程水源采用深井水。生活给水量按人均200L/人天，在编职工人数10人计，并考虑未预见水量和漏失水量，每日供水量约2.5m。消防总水量为25L/s，同时火灾次数按一次计，火灾延续时间为2h，一次消防用水量为180m。冲洗水量按贮存60m考虑。消防水池容积为240m。生活用水由深井泵输水管线输送至

55、综合泵房的生活水箱，生活水箱容积为4m，生活水经生活恒压变频水泵和紫外线消毒仪消毒后，送至各生活用水点。生活给水采用独立供水系统，设置生活恒压变频水泵两台，一用一备；紫外线消毒仪两台，一用一备，备用品存于库房。升压站内生活污水由各室内排水点汇集后排入室外污水管网，经室外污水管网输送至设在厂区内的化粪池，化粪池的出水排至生活污水一体化处理设备，经处理后达到国家一级排放标准，存于150m储存池内。本工程雨水排放采用散排方式，依据周边自然条件，通过站内地面和道路坡向将雨水排出。冲洗车辆等用水亦采用散排形式。2.7.3 消防消防给水采用独立给水系统，为临时高压制消防系统。设两台消防水泵，一用一备，同时

56、设两台消防稳压水泵。消防稳压水泵及消防水泵采用变频柜实现恒压变流形式。消防主管网在室外成环，主管径为DN150，室外设置地下室外消火栓。需要设置室内消防的建筑物为综合楼。消防系统消防水量贮存在综合泵房下消防水池中。同时在输出管道上设置倒流防止阀防止污染消防水池内水质。室内消火栓箱内设启动消防水泵的按钮，信号传至消防水泵房值班配电室内，同时启动消防水泵，并伴有声光报警。本期工程需设室内消防的建筑物为综合楼，室内、外消防总水量为25l/s。一次消防时间按2小时计，消防用水量为180m。消防水池水池尺寸：LBH=10.2m8.1m3.0m，实际容积约250m，冗余容积满足冲洗浇洒用水。补水按48小时

57、补足，平均小时补水量为5.2m/h。升压站消防用水和生活用水由深井泵房进行补给。深井泵开闭与消防水池、生活用水箱液位联动。消火栓系统由消防泵、消防稳压装置、管路、消火栓组成。在站内消防管网上设室外地下式消火栓，直接用于扑灭整个变电站内建筑物的火灾。建筑物内消火栓系统的设置按常规建筑消防设计进行。升压站按GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范设置灭火器。根据配置点的火灾类别、危险等级、灭火器具形式做相关配置。户外主变、电抗器附近配置推车式ABC干粉灭火器，用于主变等电器带油设备的灭火；其它户外配电装置及公用设施根据规范配备手提式ABC干粉灭火器。综合楼及35kV变电室等建筑物室内根据规范

58、配备手提式ABC干粉灭火器。2.8 劳动定员光伏电站按照无人值班、全自动化运行，但根据电力部门的规定，本电站将设置5轮流值守，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与卫生监督工作。本期项目运营公司计划暂编制10人，设总经理1人，全面负责公司的各项日常工作。副总经理1人，协助总经理开展工作。运营公司设四个部门，综合管理部(1人)、财务部(1人)、生产运行部(5人)、设备管理部(1人)。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档管理;财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理;生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理;设备管理部负责设备技术监控

59、、点检定修、定期维护。第三章 项目涉及的危险、有害因素和周边环境安全分析根据生产过程安全卫生要求总则（GB/T12801-2008）、生产过程危险和有害因素分类与代码（GB/T13861-2009）、企业职工伤亡事故分类（GB6441-1986）等国家及行业标准，结合本项目的特点等，从总图布置和自然条件、太阳能电池及逆变器等光伏发电设备系统，电气设备及系统，并网安全，控制系统等方面存在的危险、有害因素进行辨识和分析。3.1 总图布置及自然条件的危险有害因素辨识与分析3.1.1 自然环境危险有害因素辨识与分析1） 项目所在地历年极端最低气温为-28.3，冬季气温低、冰冻期长。低温会对太阳能电池以

60、及逆变器的性能产生影响。各种监测设备因低温影响可能导致采集的参数异常，冬季低温可能会导致水管结冰。另外，如果缺乏有效的防护措施，室外操作检修人员也有被冻伤的可能。2） 区域1988年最大风速为30m/s，这对光伏电站的安全运行会产生不利影响。若光伏方阵风荷载设计值不合理、基础施工质量达不到设计要求、各段连接螺栓松动、构架制造材料不满足要求、运行人员未按当天的天气预报做出事故预想和对策、巡回检查不及时，遭遇强风天气或者超标准风速，光伏方阵容易发生晃动、倾覆、折断、垮塌事故。3） 当地气候多风，且有沙尘暴天气。光伏方阵以及设备构架等防腐涂层在沙尘的侵蚀下，会发生局部脱落现象，若设备选型未考虑沙尘因

61、素，或对设备未定期进行维护等导致涂层脱落，则相关构架强度降低，在荷载作用较大时变形过大。电气设备选型或运行时未考虑沙尘因素时，均可能导致电气设备污闪、损坏等危险。4） XX市县年平均雷暴日数为19天，雷暴天气可能对电厂的安全运行产生一定的影响。项目35kV母线、以及配电设备、配线（缆）、构架及厂房等如果没有可靠的防雷电侵入措施，可能因雷电侵入，烧坏电器设备。如果项目防雷设计不合理、施工不规范、接地电阻不符合规范要求，则雷电过电压在波及范围内会严重破坏建筑物及设备设施，并可能危及户外巡视检查人员人身安全。雷电流的热效应还能引起电气火灾、电气爆炸。雷电天气时，直接雷击、雷电感应和雷电波的侵入均可引

62、发人员伤亡、设备损坏事故。5） 场区设防烈度为7度，设计烈度满足规范要求，各建（构）筑物在7度设防的基础上，因地震导致事故的可能性较小，但不能排除建（构）筑物局部地质条件不良、施工质量低劣或遭遇超标准地震时，可能发生光伏方阵、建筑物坍塌以及财产受损等事故。3.1.2 周边环境和平面布置危险有害因素辨识1）本项目拟光伏电场选址于金川区以东，距市区约20km，西北距XX民用机场约8km，属于国有荒滩地。场址附近无重要公共设施、居民区和军事设施，场址区无矿产、文物等埋藏，建设项目选址符合工业布局和XX市新能源产业总体规划。本电站对周边环境的影响基本不存在。周边的社会活动可能会对电站运行造成一定的影响。光伏电站范围较广，若管理不完善，防护措施不到位，安全标识不全，可能导致闲散人员触电、物体打击等伤害。人员参观、生产等活动造成电缆、设备损坏等。防盗措施若不完善可能导致电力设施被盗窃从而导致事故。2）场址