光伏电力4MWp光伏发电项目安全预评价(送审稿)

淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目安全预评价第一章安全预评价概述1.1安全预评价简介1.1.1预评价目的安全预评价是根据建设项目要求，分析和预测该建设项目可能存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全对策措施及建议。其基本目的是贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，为建设项目初步设计提供科学依据，以利于提高建设项目本质安全程度，确保建设项目建成后实现安全生产，使事故和危害引起的损失最少，优选有关的措施和方案，提高建设项目的安全水平，获得最优的安全投资效益。1)贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”方针，依据国家的有关法律法规、标准规范实现建设项目的劳动安全卫生设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用；2)通过对建设项目所存在的危险性、有害性进行定性、定量分析，评价其发生危险、危害的可能性及其程度，以寻求项目建成投产后最低的事故发生率、最少的事故损失和最优的安全投资效益；3)采用安全系统工程等方法，针对拟建工程中存在的主要危险、有害因素及其危险程度，提出科学合理的安全对策措施及建议，提高建设项目的本质安全度，为建设单位项目的安全设施设计提供有力依据；4)为政府有关部门对建设项目的审批和日常安全监管提供依据。1.1.2预评价的原则该项目预评价将本着评价的科学性、公正性和针对性等原则，以《淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目可行性研究报告》及实际工程建设为基础，以国家有关安全生产法律、法规及技术标准为依据，运用科学的评价方法和规范的评价程序，以严肃的科学态度开展本建设工程的安全预评价工作。评价过程结合淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目的实际情况，对其总图布置、主要建(构)筑物、主要生产设备、工艺系统、安全管理以及作业环境和职业卫生等方面进行危险、有害因素辨识，通过对各评价单元进行评价基础上，提出符合国家和企业可持续发展的安全对策措施。1.1.3预评价的内容本预评价的内容有以下几个方面:(1)对建设项目中的危险、有害因素进行辨识，选定评价方法，对危险、有害因素种类及其程度进行分析、评价;(2)对建设项目中可能存在的风险进行辨识;对主要危险单元进行定量分析，并予以重点评价;(3)对建设项目的重要单元进行安全条件分析和评价;(4)在评价结果的基础上对建设项目提出相应的安全对策措施;(5)得出安全预评价结论。1.2预评价范围和程序1.2.1预评价范围本评价范围根据该项目的《可行性研究报告》、《安全预评价导则》所涉及内容进行确定。主要包括淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目所涉及的厂址选择及总平面布置、发电设备设施光电转换系统、直流系统、逆变系统、集电线路、升压系统、控制系统、安全管理、作业环境、施工作业等。消防、环保和职业卫生方面的要求，企业须按照国家、政府有关规定和标准执行，不在本评价范围内。但为使安全评价有关安全方面的技术完整、全面，在本评价报告中涉及和阐述的对于消防、环保和职业卫生问题，建设单位亦应予以遵守、执行。此外。本项目依托了淮安金鑫原有公用工程及办公设施，本次评价仅对其能力（或规模）满足程度进行适当评估。1.2.2预评价程序根据《安全预评价导则》的规定，并结合淮安金鑫光伏电力有限公司光伏发电项目的实际情况，本次预评价的工作程序如图1-1所示。收集、整理安全评价所需资料收集、整理安全评价所需资料前期准备确定安全评价对象和范围安全评价划分评价单元定性、定量分析危险有害程度分析安全条件和安全生产条件提出安全对策措施与建议归纳安全评价结论确定评价方法与建设单位交换意见编制安全评价报告辨识危险有害因素辨识危险有害因素图1-1项目安全预评价程序框图1.3编制安全预评价报告书的依据1.3.1法律、法规《中华人民共和国安全生产法》（主席令[2014]第13号）；《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（主席令[2010]第30号）《中华人民共和国环境保护法》（主席令[2015]第9号）；《中华人民共和国消防法》（主席令[2009]第6号）；《中华人民共和国职业病防治法》（主席令[2016]第48号）；《中华人民共和国可再生能源法》（主席令[2010]第23号）；《中华人民共和国劳动合同法》（2002修订版）；《中华人民共和国特种设备安全法》（主席令[2013]第4号）；《中华人民共和国突发事件应对法》（主席令第69号）；《工伤保险条例》（国务院令第586号）；《中华人民共和国电力法》（国家主席令第60号）；《中华人民共和国防震减灾法》（国家主席令第7号）；《中华人民共和国气象法》（国家主席令第23号）；《中华人民共和国建筑法》（国家主席令第46号）；《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第393号）；《安全生产事故报告和调查处理条例》（国务院第493号）；《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第253号）；其他相关法律法规；1.3.2规章文件《产业结构调整指导目录(2011年本)(修正)》(发改委令201321号)；《生产经营单位安全培训规定》(安监总局令[2013]63号)；《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》《国家电力监管委员会安全生产令》（电监会令第1号）；《电力安全生产监管办法》（电监会令第2号）；《电力二次系统安全防护规定》（电监会令第5号）；《电力业务许可证管理规定》（电监会令第9号）；《发电厂并网运行管理规定》（电监市场【2006】42号）；《电力建设安全生产监督管理办法》（电监安全38号）；《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号）；《国家能源局关于取消发电机组并网安全性评价有关事项的通知》（国能安全〔2016〕28号）《生产安全事故应急预案管理工作办法》（国家安监总局令第88号）；《防雷减灾管理办法》(气象局令[2013]第24号)；《危险化学品目录》(2015版)；《智能电网重大科技产业化工程“十二五”专项规划》，科技部2012年5月4日。《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》（国能新能〔2015〕194号）1.3.3规范标准《安全色》(GB2893-2008)；《安全标志及其使用导则》(GB2894-2008)；《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）；《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-1995）；《建筑防雷设计规范》（GB50057-2010）；《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）；《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2015）；《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2015）；《建筑照明设计标准》（GB50034-2013）；《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）；《晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》（IEC61215）；《光伏组件的安全性构造要求》（IEC61730.1-0.2）；《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》（GB/T18479-2001）；《光伏组件盐雾腐蚀试验》（EN61701-1999）；《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939-2005）；《光伏系统电网接口特性》（IEC61727-2004）；《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）；《3.6KV-40.5KV交流金属封闭开关设备和控制设备》（DL/T404-2007）；《光伏发电站并网安全条件及评价规范（试行）》（办安全[2013]49号）；《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）；《交流电气装置的接地设计规范》（GB/T50065-2011）；《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2006）；《电能质量：三相电压不平衡》（GB/T15543-2008）；《低压配电设计规范》（GB50052-2009）；《钢结构设计规范》（GB50017-2003）；《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801-2008）；《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）；《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）；《工业场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2010）；《电能质量电压波动和闪变》（GB/T12326-2008）；《电能质量公用电网谐波》（GB/T14549-1993）；《安全评价通则》（AQ8001-2007）；《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T29639-2013）；《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)；《剩余电流动作保护装置安装和运行》（GB13955-2005）；《电力设施抗震设计规范》（GB50260-2013）；《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）；《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014）；《钢质管道外腐蚀控制规程》（GB/T21447-2008）；《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352-2006）；《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T50064-2014）；《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）；《光伏发电站施工规范》（GB50794-2012）；《光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求》（SJ/T11209-1999）；《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）；《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168-2006）；《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》（GB/T11022-2011）；《电网运行准则》（GB/T31464-2015）；《光伏发电站无功补偿技术规范》（GB/T29321-2012）；《系统接地的型式及安全技术要求》（GB14050-2008）；《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T516-2006）；《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB50171-2012）；《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）；《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T995-2006）；《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-2007）；《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015)；其他相关技术规范；1.3.4建设项目相关文件1）《淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目可行性研究报告》编制单位:新疆普利达工程咨询有限公司(2015年11月)2）淮安金鑫光伏电力有限公司与江苏三联安全评价咨询有限公司签订的《安全预评价技术服务合同》3）淮安金鑫光伏电力有限公司提供并确认的技术资料、图纸和安全管理及有关资料等。第二章建设项目概况2.1建设单位概况本项目由淮安金鑫光伏发电有限公司投资新建。淮安金鑫光伏发电有限公司成立于2014年11月6日，住所为淮阴区五里镇人民政府行政楼105室，公司类型：有限责任公司（法人独资）。经营范围：利用自有资金投资太阳能光伏发电、风能、水资源、天燃气及分布式能源等。淮安金鑫现有一套投资5958.85万元、占地约130亩、300WMp多晶硅组件17820块、设计年发电量608.4万KWh，于2014年11月7日取得淮安市发改委《关于淮安金鑫光伏电力有限公司淮阴区五里镇5MWp农业大棚分布式光伏发电项目备案的通知》(淮发改投资备[2014]40号)，项目已经建成投运，系统正常发电运行。淮安金鑫于2015年11月20日又取得淮安市发改委《关于淮安金鑫光伏电力有限公司协鑫淮阴区五里镇9MWp农业大棚地面电站光伏发电项目备案的通知》(淮发改投资备[2015]20号)，其投资额8154.45万元、占地300亩、光伏发电多晶硅250WMp36000块、设计年发电量978.3万KWh，现已完成该项目前期的环评、安评备案等准备工作。2.1.1人员编制及组织管理根据生产和经营需要，结合现代光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，淮安金鑫光伏电力有限公司全面负责本光伏发电的生产和经营管理。公司定员8人。公司设总经理1人，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。公司下设4个部门，分别为综合管理部、财务部、安全生产部及设备检修部，综合管理部设置1人，负责运营期间的人力资源、文秘档案等工作；财务部设置1人，负责运营期间的财务工作；安全生产部设置3人，负责光伏发电站的安全运行生产；设备运行检修部设置3人，分机械和电气，负责光伏电站设备运行、维护、检修等工作。2.2建设项目概况项目名称：淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目。建设地点：淮阴区五里镇工业开发区建设规模：装机容量4MW。占地面积：约120亩。主要建设内容：建设规模4MW，采用晶硅电池组件及并网型逆变器等。总投资：3752万元。其中安全投入：约100万，占总投资额的2.67%设计单位：新疆普利达工程咨询有限公司设计产品量：首年发电量为489万kWh，25年平均发电量437万kWh，25年总发电量约1.09亿kWh。2.3建设项目选址与平面布置2.3.1项目选址光伏电站场址选择一般遵循一下原则：(1)丰富的太阳光照资源，大气透明度较高，气候干燥少雨。(2)靠近主干电网，减少新增输电线路的投资。主干电网具有足够的承载能力，有能力输送光伏电站的电力。(3)场址处地势开阔、平坦、无遮挡物。(4)距离用电负荷中心较近，以减少输电损失。(5)便利的交通、运输条件、和生活条件。(6)能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本。(7)当地政府的积极参与和支持，提供优惠政策和各种便利条件。(8)场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、居室设施及地下矿藏等。淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目位于淮安市淮阴区五里镇工业开发区，地处淮阴北郊，地理坐标为北纬33°44′49.81″，东经119°57′38.68″。淮阴区位于江苏省北部平原的中心，地处北纬33.22°～33.56°，东经118.56°～119.09°，南濒洪泽湖（赵集乡洪湖村挡浪堤向南延伸7千米），东到王兴镇盐西电站隔盐河与涟水保滩相邻，北至徐溜镇冯庄村隔六塘河与沭阳钱集相望，西到竹络坝电站隔大运河与泗阳毗邻。南北长62.5千米，东西宽38.5千米，面积1264.10平方千米。陆地面积1034.44平方千米，占总面积的81.83%。水域面积257.04平方千米，占总面积的18.17%。项目所在地淮阴区五里镇地处南暖温带和北亚热带的过渡区，兼具有南北气候特征，光热水整体配合较好。光能资源潜力较大，年日照熟在2060-2261小时。其地势平坦，无山峦遮挡，又靠近电力线路和负荷中心，并网条件优越，是建设农光互补光伏电站、建立太阳能电力输出基地的优选区域。2.3.2周边环境本次工程为前期项目扩展，5MWp光伏发电装置为图中红线区域内耕地，9MWp光伏发电项目在红线区域向东、向南区域扩展。扩展区域面积大致为300亩。具体情况见周边环境示意图2.3.2及附件5+9项目总平面布置图。5MWp光伏发电项目在1至5光伏区，9MWp光伏发电项目在6至14光伏区。本次4MWp光伏发电项目布置在6区-9区，其东侧为农田，南侧也为农田，西侧为部分为5MWp光伏支架，部分为农田。北侧部分为农田及5MWp光伏支架。整个4MWp光伏发电项目地址东侧、北侧、南侧离村庄超过50米间距，西侧部分与佳乐米厂相邻，间距15米。周边环境示意图.3总平面布置该光伏电站位于江苏省淮安市淮阴区五里镇。紧邻205国道，从205国道交叉一支路向东约300米即到本光伏电站，路宽6米。本期4MWp场地总占地面积约120亩，紧挨5MWp太阳能光伏组件单元。总图为5+9MWp合并总图，其中1区至5区为5MWp项目，6区至14区为原9MWp项目。本期4MWp布置在6区至9区地块，4个逆变升压子站均靠近每个子系统分散布置于太阳能电池方阵中，通过10kV电缆汇集至电控楼10kV配电室内。太阳能电池方阵内部设置每个子单元和逆变升压子站的检修通道。为了便于施工和运行期间的检修，站内设置主干道和支路两种道路。升压站区域采用混凝土道路，路宽6m。做法为180厚C30水泥混凝土面层;140厚C30水泥混凝土面层;250厚水泥稳定碎石基层;210厚砂垫层;原土密实。阵列区路宽4m，主道路采用砂夹石道路，做法为:200厚C30水泥混凝土面层;200厚水泥稳定碎石基层;500厚砂垫层;原土密实。转弯半径一般为6m。道路采用6m宽水泥混凝土路面，最大纵坡小于16%，最小转弯半径为6m。站区四周设置围栏，围栏总长4106米，距道路1米，围栏高度1.8m。2.4自然条件及社会环境2.4.1自然条件1）地形地质淮安市属扬子准地台，以中元古界为结晶基底，盖层发育，构造复杂，中、新生代强烈凹陷，盖层厚度大于10000米。境内地层属扬子地层区。该区地层分为中元古界锦屏级、支台组、张八岭群；上元古界震旦系莲沱组、陡山沱组、灯影组；古生界幕府山组、炮台山组、观音台组、仑山组、红花园组、大湾组、牯牛潭组、大田坝宝截组、汤头组、五峰组，高家边组、金陵组、高骊山组、黄龙组、船山组、栖霞组；中生界浦口组；新生界泰州组、阜宁群、戴南组、三垛组、盐城群、下更新统、上更新统、全新统。境内火成岩主要为基性、超基性喷出岩，次为小型侵入体。淮阴区地处黄淮平原和江淮平原，无崇山峻岭，地势平坦，地势西高东低，地形地貌以平原为主。土壤主要为水稻土类、潮土类、砂礓黑土类、黄棕壤土类、基性岩土类、石灰岩土类。有机质含量低，一般不足0.2%，PH值在7～8之间。2）水文地质淮安市境内河湖交错，水网纵横，京杭大运河、淮沭新河、苏北灌概总渠、淮河入江水道、淮河入海水道、废黄河、六塘河、盐河、淮河干流等9条河流在境内纵贯横穿，全国五大淡水湖之一的洪泽湖大部分位于市境内，还有白马湖、高邮湖、宝应湖等中小型湖泊镶嵌其间。平原面积占总面积的69.39%，湖泊面积占11.39%，丘陵地面积占18.32%，是典型的“平原水乡”。淮阴区地下水类型以松散岩类孔隙水为主，深部埋藏有基岩孔隙含水层。松散岩类孔隙水自上而下分为三个含水岩组：第I含水岩组（Q3－4）：为孔隙潜水—承压水。潜水赋存于全新统冲积亚粘土，含水层厚5～6m。受地表水和大气降水影响明显，水位变幅较大，水位埋深1.70～1.80m，单位涌水量l.03×101/s.m。上更新统含钙质结核亚粘土夹薄层亚砂土及粉砂中的水具微承压性，含水层顶底板分别为10.00m和17.00m左右，水位埋深2.90～4.51m，单位涌水量0.05～0.2l/s·m。第Ⅱ含水层（Q1－2）：为上层孔隙承压含水岩组。含水层为中、下更新统冲洪积褐黄色亚砂土、细砂及青灰色含砾中粗砂，局部夹粘土薄层，顶板埋深29.15～43.75m，厚15.95～38.55m，水位埋深4.24m，单位涌水量0.52l/s·m（标准井型涌水量1042t/d）。第Ⅲ含水层（Ny）：为下层孔隙承压含水岩组，矿区主要富水层。含水层为中新统盐城组下部上段、（Ⅲ上）冲洪积青灰、灰黄色含砾细、中、粗砂，局部有粘土夹层，结构松散，顶板埋深141.75～148.60m，厚23.60～26.10m，水位埋深15.72m，单位涌水量1.47l/s·m（标准井型涌水量2944t/d），渗透系数8.97m/d，属强富水含水层。下段（Ⅲ下）岩性为含砾细、中、粗砂、顶板埋深167.75～193.70m，厚180.15～195.55m，水位埋深16.05m，单位涌水量1.08l/s.m（标准井型涌水量2163t/d），属强富水含水层。基岩孔隙水—矿体顶板岩系砂质泥岩、砂岩为双重孔隙介质底岩层，即其一为颗粒间孔隙组成，其二由裂隙组成。两者一般都不含水，唯有顶板岩系中段即埋深665.00～835.00m与950.00～1050.00m两界面之间，泥质粉砂岩胶结差，松散状，渗透性相对较好，可视为孔隙含水层。3）气候气象淮阴区地处北亚热带向暖温带过度地区，兼有南北气候特征，属于温带季风气候区，气候宜人，四季分明。年无霜期210～230d，一般霜期从当年十月到次年四月。多年平均气温：14.4℃历年极端最高气温:40.℃历年极端最低气温:-21.5℃多年平均降雨量：954.8mm最大一日降雨量290mm最大年降雨量1405.6mm最小年降雨量486.4mm最长历时降雨量:335.6mm最长历时降雨日数:14d年平均蒸发量1435.6mm年平均日照时2233.4h全年无霜期限216d最大风速19.4m/s平均风速3.2～3.4m/s主导风向偏东风夏季东南风，冬季东北风历年平均雷暴日数：35.1d历年平均相对湿度：76%雷电：项目所在地区有雷电产生，受雷电影响。夏季雷电较多，春、秋季较少，冬季雷电更少。本区靠近郯庐断裂带，根据GB50011-2010《建筑抗震设计规范》的规定，本地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，地震设计分组为第二组。2.4.2社会环境淮安位于江苏省中北部，江淮平原东部，地处长江三角洲地区，南京都市圈紧密圈层城市，是古淮河与京杭大运河交点，是一代伟人周恩来的故乡，是独具魅力的生态城市、国家卫生城市、国家园林城市、国家环保模范城市、中国优秀旅游城市、江苏省文明城市。总面积1.01万平方公里，人口540万。作为全国历史文化名城，有着一座文化底蕴非常深厚的老城。“文化名城，伟人故里，运河之都，美食之乡、生态水城、工业新城”是淮安最具特色的六张城市名片。淮安有渊远的历史源头及骄傲，面向未来，一个充满生机与活力的现代“运河之都”将呈现在世界面前。围绕全面建成小康社会和苏北重要中心城市的目标定位，积极适应、引领经济新常态，持续推进淮安科学跨越发展，打造增长极、建设枢纽城、创成文明市、全面达小康，共筑崛起梦。十三五”时期，淮安经济社会发展的总体目标是：在全面小康社会建设上，对照江苏2013版全面小康新标准，着力补短补缺，确保小康建设覆盖所有领域、惠及全市人民，与全省同步率先全面建成小康社会。在苏北重要中心城市建设上，全面提升交通支撑力、城市带动力、产业竞争力、文化引领力，建成现代综合交通枢纽城市，力争创成联合国人居环境奖城市，基本确立苏北重要中心城市地位，为打造重要增长极提供坚实支撑。淮安的定位就是苏北中心城市，长三角北翼重要的中心、对接长江经济带的重要枢纽城市。培育淮安成为特色增长极，辐射鲁南、豫东、皖北地区。2014年淮阴区实现地区生产总值351.9亿元，比上年增长11.1%；完成一般公共预算收入39.2亿元，比上年增长15.7%；完成规模以上固定资产投资223.8亿元，比上年增长21%；城乡居民人均可支配收入分别达到24039元和11215元，同口径增长9.8%和11.7%；基本实现全面小康社会建设目标。2.5主要设计方案2.5.1设计规模本次光伏发电设计总输出发电容量为4MWp，最佳阵列倾角为31°，系统输出每年衰减取0.7%，首年发电量为489万kWh，25年平均发电量437万kWh，25年总发电量约1.09亿kWh。2.5.2光伏发电系统工艺原理光伏发电是根据光生伏特效应，利用太阳能电池（solarcell）将太阳光的光能直接转化为直流电能。光伏发电系统是根据这一基本原理构成的完整发电系统。太阳能光伏发电系统主要由太阳电池组件、控制/逆变器、交直流配电系统、监控系统等几部分组成。太阳能电池是以半导体制成的，将太阳光照射在其上，太阳能电池吸收太阳光后，能透过p型半导体及n型半导体使其产生电子（负极）及电洞（正极），同时分离电子与电洞而形成电压降，再经由导线传输至负载，见图2.5.2所示。由于太阳能电池产生的电是直流电，因此若需提供电力给各式电器则需要加装直/交流转换器，即逆变器，将直流电转换成交流电，才能供电至工业用电。太阳能电池发电原理示意图见图2.5.2-1所示。图2.5.2-1太阳电池发电原理示意图该项目为不可调度式并网光伏发电系统。太阳光通过太阳能电池组件转换为直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网要求的交流电，直接接入公共电网。2.5.3太阳能光伏发电系统设计本项目采用分散发电、集中并网、集中控制方案，将系统分为若干个并网发电单元，汇流后集中送至逆变升压站集中逆变。本方案建设规模4MW，采用4个1MWp光伏子系统，每个子系统由3922片255Wp多晶硅太阳能电池组件组成。每个1MWp的系统由两台集成式500KWp逆变器，1台315V/35KV,1000KVA变压器组成。太阳能电池阵列经光伏防雷汇流箱汇流后，接至逆变器直流配电侧，再分别经过变压配电装置汇总至35KV母线实现并网。每个发电单元就地设置一个逆变升压子站，就地安装汇流柜、逆变器、交直流开关柜、升压变等等电气设备。具体工艺流程简图见图2.5.3所示。光伏组件光伏组件直流汇流箱直流配电柜500kW逆变器35kV箱式变压器35kV配电室送出至变电站逆变器室图2.5.3光伏发电系统工艺流程简图2.5.4太阳能光伏组件选型太阳能电池组件是太阳能发电系统的核心部件，其光电转换效率、各项参数指标的优劣直接影响整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数有标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。本项目选用市场常规型号组件，多晶硅255Wp国内一线厂商组件。技术参数如下表2.5.4。表2.5.4太阳能电池组件参数编号项目名称数据1太阳电池种类多晶硅组件2太阳电池组件型号\3组件标准峰值参数\3.1标准功率（Wp）2553.2峰值电压（V）30.63.3峰值电流（A）8.383.4短路电流（A）8.983.5开路电压（V）37.74组件效率15.9%5峰值功率温度系数(%/℃)-0.426开路电压温度系数(%/℃)-0.347短路电流温度系数(%/℃)0.04810年功率衰降<10%950年功率衰降<20%10尺寸(mm)1640×992×4011重量(kg)202.5.5并网逆变器选型并网逆变器是并网光伏电站中的核心设备，它的可靠性、高性能和安全性会影响整个光伏系统。对于大型光伏并网逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：（1）光伏并网必须对电网和太阳能电池输出情况进行实时监测，对周围环境做出准确判断，完成相应的动作，如对电网的投、切控制，系统的启动、运行、休眠、停止、故障的状态检测，以确保系统安全、可靠的工作。（2）由于太阳能电池的输出曲线是非线性的，受环境影响很大，为确保系统能最大输出电能，需采用最大功率跟踪控制技术，通过自寻优方法使系统跟踪并稳定运行在太阳能光伏系统的最大输出功率点，从而提高太阳能输出电能利用率。（3）逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在95%以上。在50W/m2的日照强度下，即可向电网供电，在逆变器输入功率为额定功率10%时，也要保证90%以上的转换效率。（4）逆变器的输出波形：为使光伏阵列所产生的直流逆变后向公共电网并网供电，就必须是逆变器的输出电压波形、幅值及相位与公共电网一致，实现无扰平滑电网供电。（5）逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大，这就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定性。（6）光伏发电系统作为分散供电电源，当电网由于电气故障、误操作或自然因素等外部原因引起的中断供电时，为防止损坏用电设备以及确保电网维修人员的安全，系统必须具有孤岛保护的能力。（7）应具有显示功能：通讯接口；具有监控功能；宽直流输入电压范围；完善的保护功能等。对于MW级的光伏发电系统，光伏阵列面积非常大，由于光伏电池组件电流、电压的性能参数不可能做到完全一致，因此光伏组件串并联时相互之间的影响可能会导致整体光伏发电系统的发电量下降。逆变器单机容量不宜过小，单机容量过小，接线复杂、汇线增多，同时也会造成系统效率的降低。本项目选用的光伏并网逆变器采用500TL型逆变器，并采用电流控制型PWM有源逆变技术。该光伏并网逆变器克服了晶闸管有源逆变的一切弊病，可靠性高，保护功能全，且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。具体为:1)数字化DSP控制;原装进口智能功率模块组装;2)MPPT控制，适时追踪光伏的最大输出功率;3)纯正弦波输出，自动同步电网，电流谐波小，对电网无污染、无冲击;4)扰动检查技术，实现反孤岛运行控制;5)控制部分是采用高速度的微处理器为核心的控制部件，具有输出过载，输出高、低电压保护动作快，抗干扰能力强，稳压精度高等特性;6)输出短路保护，采用输出回路检测保护和模块饱和压降检测等双重保护，从而大大提高短路保护的可靠性;7)输出部分装有射频滤波器，使光伏并网逆变器所带的负载(电网)免受高频谐波的干扰;8)友好的人机接口界面，通过触摸式显示面板就能很清楚的了解系统的运行状态。如:直流侧电压、电流、网侧电压、电流、频率等参数都能显示;9)有各种报警功能，如电网异常、输出欠过压报警等;10)具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，开关操作按钮等;11)适应恶劣的电网环境;12)具有接地检测及保护功能(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等)。其主要技术参数见下表：表2.5.5500KW逆变器技术参数技术参数指标值最大效率/欧洲效率98.7%/98.4%额定功率500KW最大支流输入功率(@cosφ=1)560kW直流输入路数8路MPP电压范围DC450V~DC850V最大输入电压1000V最大输入电流1120A额定电网电压/允许电网电压范围315V/250V–362V额定电网频率50Hz允许电网平率范围47-52Hz额定功率下的功率因数/功率因数可调范围>0.99/0.9超前-0.9滞后夜间自耗功率<100W防护等级IP20通讯协议Ethernet(OFoptional),RS485最大总谐波失真(额定功率时)<3%2.5.6太阳能阵列的布置光伏阵列运行方式对于光伏组件，不同的安装角度接受的太阳光辐射量是不同的，发出的电量也就不同。安装支架不仅要起到支撑和固定光伏组件的作用，还要使光伏组件最大限度的利用太阳光发电。光伏方阵安装方式主要有：倾角季度调节、单轴跟踪和双轴跟踪等。本工程可研推荐选用固定式。考虑到灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围，因此确定本工程电池方阵的最佳倾角定为31°，方位角定为0°。光伏方阵布置方式本项目采用“分块发电、集中并网”方式。本次项目建设规模为4MW，需要255Wp的多晶硅光伏组件15686块组成。光伏阵列由4个1MWp光伏子阵列组成，每个子方阵由若干路太阳能电池组串并联而成，每个太阳能电池组串又是由若干个光伏组件串联而成。太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和MPPT电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。综合考虑汇流箱、直流配电柜、逆变器等因素，最终确定本项目每个1MWp子单元由3922块255Wp多晶硅组件组成256串多晶硅组件串，分别接入16只防雷汇流箱，经汇流箱汇流后，接入2台防雷直流配电柜，再接入2台集成式500KWp逆变器、1台315V/35KV,1000KVA变压器组成。太阳能电池阵列经光伏防雷汇流箱汇流后，接至逆变器直流配电侧，再分别经过变压配电装置汇总至35KV母线实现并网。太阳能电池板支架太阳能支架基础拟采用天然地基的扩展基础，混凝土等级C30，支架采用钢结构，支架设计保证光伏组件与支架连接牢固、可靠，底座与基础连接牢固。作为农光互补发电，光伏电板架设高度考虑水产基地、畜牧基地和农业大棚基地等，光伏组件下沿架高高度不同。一般水产基地光伏组件下沿高为1.5m，畜牧基地组件下沿高2m，农业大棚基地组件下沿高3m。支架基础埋深2.5m，考虑雨水对支架及太阳能板的侵蚀，支架基础顶面高于设计地面标高3m左右。本项目多晶硅组件支架采用31°固定式支架安装，采用预应力混凝土管桩基础PC-300（70）A-C60-x.x。组件底部拟搭建农业大棚，组件间距2.5m、距地面设为2m，便于人工对农地进行开垦种植。①太阳能电池板支架主要材料钢材：采用Q345B热镀锌；主要包括：立柱为φ60×3圆管，支撑SC41*41*2.5，SC41*41*2.0，斜支撑半抱箍3*130*224，斜撑固定支撑件2.5*200*300，斜撑固定支撑件2.5*200*300，主梁SC41*41*2.0，凛条SC62*41.3*2.0，桁架梁φ25*1.2圆管，拉杆φ10圆钢焊条：E43；螺栓:檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级4.6级；钢筋:采用HPB235、HRB335钢；混凝土强度等级：C30。②荷载组合：根据《建筑抗震设计规范》，对于一般结构地震荷载与风荷载不进行组合，由于电池组件自重很小，支架设计时风荷载起控制作用，因此最不利荷载组合中不考虑地震荷载。经过计算淮阴区五里镇光伏方阵最佳安装倾角为31°，故本次4MW项目农业大棚朝南倾斜面设计为31°，光伏组件采用纵向平铺安装方式，光伏阵列设计为3排54列，采用18块串联的接线方式，单个大棚组件功率为300*162=48.6KW,本次4MW项目建设110个农业大棚，大棚间距设计为3.5米，每个农业大棚占地面积约为60平方米，4MW项目预计占地约120亩地。2.5.7方阵接线方案设计直流防雷汇流箱的选型对于大型光伏并网发电系统，为了减少光伏组件与逆变器之间连接线，以及日后维护方便，需要在光伏组件与逆变器之间增加直流汇流装置。按照本系统并网发电的设计要求，需配置光伏方阵防雷汇流箱，其性能特点如下:1)户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，能够满足室外安装使用要求;2)最大可同时接入16路太阳电池串列，每路串列的电流不大于10A;3)每路可接入最大太阳电池串列的开路电压不大于DC1000V;4)每路太阳电池串列配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值不小于DC1000V;5)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器，防雷器采用魏德米勒品牌;6)直流输出母线端配有可分断的直流断路器，断路器采用施奈德品牌;本项目采用：HL-16防雷汇流箱。多晶硅光伏组件共4MWp，每个1MWp光伏发电单元共安装3922件255Wp光伏组件，每16件光伏组件串联为一个支路，共256个支路，各支路平均分配接入16个HL-12汇流箱。本项目共需HL-16汇流箱64个。直流防雷配电柜的选型按照本系统并网发电的设计要求，需配置直流防雷配电柜，其性能特点如下:1)每套直流配电柜根据汇流箱台数及容量匹配相应直流输入接口;2)柜内应设有断路器及操作开关(每路直流输入侧配有可分断的直流断路器)，以便于维护人员运行操作及检查；3)直流母线输出侧配置光伏专用防雷器，具备雷击防护告警功能，标称放电电流大于40kA；防浪涌能力；4)直流母线输出侧配置1000V直流电压显示表，电流互感器以及电流表；5)室内放置箱体防护等级不低于IP20；6)直流柜柜体采用RITTAL镀锌钢材制作而成，结构密封、防尘、防潮，柜架和外壳有足够的强度和刚度，能承受所安装元件及短路时所产生的动、热稳定，同时不因运输等情况而影响设备的性能，还应便于运行维护。本项目采用容量为500KW的配电柜，每台直流防雷配电柜具有16路直流输入接口，可接16台光伏汇流箱。4MWp（255Wp）多晶硅组件并网逆变器需配置4台需配置8台光伏方阵防雷汇流箱。每台逆变器的交流输出接入交流配电柜，经交流断路器接入升压变压器，并配有逆变器的发电计量表。每台交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表，可以直观地显示电网侧电压及发电电流。发电单元接线方式本项目装机容量4MWp，采用“分块发电、集中并网”的总体设计方案进行设计。共4个发电单元，每个发电单元容量为1MWp。255Wp多晶硅光伏组件共4MWp，每个1MW光伏发电单元共安装3922块255Wp光伏组件，每16件光伏组件串联为一个支路，共256个支路，各支路平均分配接入防雷汇流箱，再接入直流防雷配电柜。每1MWp光伏发电单元经光伏防雷汇流箱汇流后，接至两台集成式500KWp逆变器，逆变器输出270V三相交流，通过交流电缆分别连接到1台1000KVA变压器1000KVA箱变内各自的低压侧断路器，箱变低压侧采用双分裂绕组接线形式。升压方案并网逆变器输出为三相270V电压接入交流升压变压器低压侧，交流升压变压器升压至35KV后通过电缆汇聚35KV配电室母线。本项目以1MWp为一个光伏发电单元，每个发电单元通过逆变器整流逆变后输出270V三相交流电，再通过1台1000kVA变压器升压后与相邻几组光伏发电单元并联接至35kV母线。共需要4台1000kVA变压器，每台变压器和每个逆变器组合成一个箱式变电站，通过电缆线路送至站内35kV配电装置。2.5.8电缆高、低压配电室电缆采用电缆沟敷设，控制室电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式;太阳能电池板至汇流箱电缆主要采用太阳能板下敷设电缆槽盒的方式;汇流箱至箱变间的电缆采用电缆槽盒和电缆沟相结合的方式;箱式变电站至35KV配电装置的电缆主要采用电缆沟的方式敷设。低压动力和控制电缆采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。控制室电子设备间设活动地板，35KV配电室、所用电室及箱式变电站设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、控制室入口处均实施阻火封堵。2.5.9电气系统一次接入系统该项目以1MWp为一个光伏发电单元，每个单元通过逆变器整流逆变后输出0.315KV低压三相交流电，再通过一台1000kVA箱式升压变升压后与站内集电线路相连，全站4MWp容量共安装4台1000kVA箱式升压变，通过电缆线路送至站内35kV配电装置。电站主接线站内设两台站用变压器为全站提供站用电源，一台站用变由站内10kV母线供电，另一台由站外10kV配电网引接电源。正常时全站电源由10kV外接电源提供，事故或停运时，由电站10kV母线经降压提供电源。该项目因接入系统报告尚未完成，经与当地电力公司沟通，本项目暂定采用1回35KV架空线接入110KV五里变，距离站区3.5KM左右。电气二次该项目采用光伏发电设备集中控制方式，在综合楼设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。(1)计算机监控系统电控楼配置计算机监控系统一套，全面监控升压站运行情况。监控系统采集系统电流、电压、功率、开关状态及逆变升压站及其电池组件、汇流箱、直流系统、变压器的温度等信息，采集各支路的发电量。监控系统具有远动功能，根据调度运行的要求，该变电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班。每个35KV逆变升压站设子监控一套，并通过网络交换机与综合楼计算机监控系统相连。子监控系统的功能如下:①逆变器采用微机监控，对各太阳能电池组件及逆变器进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、电能累加等参数。由计算机控制太阳能电池组件及逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳能电池组件及逆变器进行监视和控制。②太阳能电池组件及35KV逆变升压站设有就地监控柜，可同样实现微机监控的内容。太阳能电池组件、直流汇流箱、35KV逆变升压站均设置保护和监测装置，可以实现就地控制控，同时向监控中心发出信号。如:温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号的。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。计算机监控系统可通过群控器实现逆变器的并列运行。群控器控制逆变器的投入与退出，具备同步并网能力，具有均分逆变器负载功能，可降低逆变器低负载时的损耗，并延长逆变器的使用寿命。监控系统通过群控器采集各台逆变器的运行情况。为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，该工程设置二套交流不停电电源装置(UPS)，容量为5kVA。供微机监控系统提供安全可靠的工作电源，UPS不带蓄电池，其所需直流电源由直流系统提供。每个分站房均配置1套交流不停电电源UPS，容量为1kVA，由逆变器厂家成套提供，供微机监控系统提供安全可靠的工作电源，UPS自带蓄电池。(2)保护干式变设置高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。子站升压变高压开关柜上装设测控保护装置。设速断、过流保护、零序过流保护、方向保护。测控保护装置将所有信息上传至监控系统。系统保护以接入系统设计和审查意见为准。测控保护装置将所有信息上传至监控系统。低压开关具备过电流保护、接地保护功能等。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。（3）技防遥视在电气配电间、电缆夹层内均设置火灾报警探测器，在综合楼设置消防控制中心，由消防控制中心发出警报并进行相关联动。光伏电场周围1.9m高围栏设置红外线报警和视频监控。技防遥视系统纳入35kV开关站总体系统中。2.5.10防雷、接地及过电压保护防雷该项目安装太阳能电池方阵面积大，电池的组件及支架，均为导电性能良好的金属材料，易遭受直接雷击和形成感应过电压。因此，根据本地区年平均雷暴日数和光伏组件的占地面积，客观地分析光伏方阵遭受直击雷的概率，进行设计。（1）光伏发电系统防雷露天光伏组件利用其四周的铝合金边框与支架可靠连接，再通过支架与主接地网连接。为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，在35kV架空进线起点与终端电缆头处、35kV进/出线柜内、35kV段母线等处装设避雷器。隔离升压变压器、逆变器的进、出口和直流汇流箱出口处均装设避雷器。（2）35kV配电室防雷在35kV集中配电室外设置独立避雷针进行防直击雷保护。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。（3）直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经交流防雷柜（内含防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。接地站内设一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，将电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，站区内箱式变压器及逆变器等设备通过接地扁钢与地网连接。水平接地体采用热镀锌扁钢，垂直接地体采用热镀锌角钢，主接地网要求接地电阻不大于1Ω。2.6主要设备项目生产过程中用到的主要设备见表2.10所示。表2.10主要生产设备一览表序号设备名称型号数量一主要生产设备1多晶硅电池组件CS6P-20PX73916块2太阳能组件支架/17000000W3逆变器SG500KTL34个4汇流箱/370组5直流配电单元/34台6低压开关柜/34台7升压变压器S1117台8升压馈线柜/6台9升压出线柜/1台10升压PT柜/1台11无功补偿装置/1套12监控系统/1套13直流、UPS系统/1套14通信系统/1套15电费计量、调度网接入系统/1套16线路保护/1套17频率电压控制保护装置/1套18阵列输出电缆2PPG11691×4mm型80000m19汇流箱输出电缆YJV22-1.02*70型3000m20直流配电单元输出电缆ZA-YJV22-1.02*70型4000m21逆变器输出电缆ZA-YJV22-1.03*70型6000m22升压变电站输出电缆ZA-YJV22-35-3*50/95/120型3000m23逆变器SG500kTL34台24主变压器110±8×1.25%/38.5kV2台25子站升压变38.5±2×2.5%/0.27-0.27V17台26站用变35kV，400kVA10kV，400kVA1台1台2735kV高压开关柜户内金属封闭铠装移式高压开关柜28低压进线柜MNS型低压抽出式开关柜二辅助设备1水泵/3台2空调/6台2.7其他公辅工程2.7.1照明本工程照明系统分为正常交流照明系统和应急照明系统。站内正常照明用电源引自站用变低压侧。正常照明电压为交流220V。配电室、控制室设置应急灯照明，应急照明正常不投入运行。在配电室、控制室出入口处装设应急指示灯，其电源接至正常照明网络，当正常照明网络失电时，应急指示灯由自备的蓄电池供电。光伏组件设备可靠，故障率低，维修简单，且夜间光伏阵列不发电，故光伏场区夜间不需要巡视检修，故不设置照明。逆变器单元及就地升压箱变内，均由开关站引入的交流电源提供照明电源，以供需要时使用。进站道路及综合楼附近区域考虑安装太阳能照明设施。2.7.2建构筑物本项目为扩建工程，其35kV配电室、SVG控制室、二次设备室、行政办公室等建筑皆为利旧设施。淮安金鑫光伏发电有限公司主要构建筑物见下表。表2.7.2公司建构筑物情况表名称占地而积(m2)建筑而积(m2)层数火灾危险类别耐火等级备注逆变器室32.5×932.5×9一丁——电控楼870870一丁二级农用大棚69855一————2.7.3给排水1）给水淮安金鑫光伏电力有限公司现有给水管道直径为DN100，材质为PE，水源来自五里镇自来水厂。管网沿场内主要道路敷设。现有一座水泵房，设有2台升压泵，1用1备，参数为：Q=6m3/h，H=0.6MPa，N=2.2kW。站内设50m3清水箱及升压设备，布置在综合楼屋顶，综合楼内用水由水箱直接供给。站内的用水主要包括：光伏电池面板清洗用水，绿化、生活等用水。（1）光伏电池面板清洗用水电站总占地面积约为120亩，站内布置大面积的光伏电池组件，由于灰尘堆积在电池组件上，将影响电池组件对太阳能的吸收效率，因此要定期对光伏电池面板进行清洗。光伏电池面板的清洗方式为软管接有压水定期进行冲洗。在站区内每隔6～7排光伏电池面板间的通道内设置有给水栓。给水栓处设置截止阀及固定水带接口，便于接软管对电池组件进行冲洗工作。单个给水栓水量为2.52m3/h，水压为0.1MPa。冲洗水管主管管径为DN100mm，支管管径为DN50mm，采用PE管。热熔连接、丝扣连接或法兰连接。（2）生活用水综合楼内设有卫生间及配餐室，配餐室内布置有洗涤池，卫生间内布置有热水器、脸盆、淋浴器、卫生器具及污水斗等。上水道屋顶水箱，进户管管径为De32mm，设置水表计量用水量。室内生活排水管采用UPVC塑料管，粘结连接，生活给水管采用PP-R塑料管，热熔连接。2）雨水排水根据本区气象资料年平均降水量以及年平均蒸发量得知，蒸发量与降水量相当，无洪水侵扰，本地区雨水充分。站前区道路标高高于场地，道路雨水利用坡度排入场地，场地为自然地坪，雨水自流到场地周边地带排放。3）生活污水排水建筑物室内生活污水与废水分流，排至室外生活污水自流管网。站内设有生活污水处理站，处理水量为1m3/h，处理后达到中水回用标准，用作站内绿化用水。生活污水管采用UPVC管。全公司用水量如下表2.7.3。表2.7.3全站用水量一览表序号项目用水量(m3/h)回收水量(m3/h)耗水量(m3/h)贮水量(m3)备注1光伏电池面板清洗用水5.0405.0440.322生活用水(含汽车冲洗)1.0401.048.323小计6.0806.0848.644未预见用水3按用水量20%计5合计7.307.354.372.7.4暖通空调按《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》(DL/T5035-2016)规定，本工程属采暖区。所以电站控制室、办公室、职工宿舍等有人停留房间均采用冷暖空调。高低压配电室、站用电配电室的通风采用自然进风、机械排风的通风方式。排风机兼作事故排风机。综合水泵房采用自然通风。2.7.5消防光伏发电项目建筑物的火灾危险性类别为丁类，耐火等级二级。主要场所和主要机电设备的消防（1）就地升压变压器的主保护采用微机变压器保护装置，配置有多种保护装置，以最快速度切断通向故障区的电源。（2）建筑内部35kV配电室与SVG室之间用防火墙分隔；配电室与二次设备室之前用防火墙分隔，并设置丙级防火门。每个防火分隔均开设直通室外的出口，其中配电室设2个出口。（3）通过对外交通公路，消防车可到达场区。场区内建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修并兼做消防通道，消防通道宽度不小于4m，而且场区内形成环行通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。（4）电缆的防火措施按规程要求执行。控制室通往电缆沟和电缆槽盒的电缆孔洞及盘面之间缝隙采用非燃烧材料堵严。通向电缆竖井、电缆沟的孔洞也采用非燃烧材料堵严。（5）加强全站防雷措施，避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。（6）站区内升变压器附近设置灭火器。消防给水设计及灭火设施该项目站内建筑物为耐火等级不低于二级，体积不超过3000m3的戊类建筑物，根据《火力发电厂与变电所消防设计规范》（GB50229－2006）及《光伏发电站设计规范》（GB50797－2012），该项目不设消防水系统。根据不同场所需要，配置移动式消防器材，此外，站内还应配有一定数量的消防铲、消防斧及消防铅桶等消防器材作为站内公用消防设施。消防电气设计根据不同的保护对象，分别采用温、烟、光感探测器和热敏温感线等探测手段。在集控室、电子设备间、高低压配电室、门厅等处设有手动报警器或警铃。探测报警控制系统的主要功能是收集各方的火灾信息，同时发出报警信息。本工程各连接电缆、电线均采用阻燃型。消防照明：配电间等建筑设充电式应急灯，放电时间不小于30min。控制值班室设对外直拨电话（直拨119电话）。在每个发电单元附近配置干粉灭火器，用于发电单元电气设备的灭火。通风消防通风空调风道应采用不燃材料保温，穿过防火墙处的空隙采用不燃材料封堵。控制室及电气配电室和就地配电室房间设事故通风系统，风机和电机直联。通风空调设备均与火灾报警联锁，火灾时关闭暖通设备电源，火灾扑灭后采用门窗自然排烟。建构筑物防火、安全疏散站区内建构筑物均按相关规范规定的火灾危险性分类和最低耐火等级要求进行设计。耐火等级二级。建筑构造防火，如梁柱、楼板、吊顶、屋顶等构造设计，厂房防爆泄压、安全疏散等各方面的要求，均遵照《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）等国家现行的标准进行设计。配电室有两个安全出口，每个电气室均有直通室外的出口，以利于安全疏散，有防火要求的房间设丙级防火门，所有防火门均有自动闭门器。2.7.6通讯场内通信是为光伏发电站生产运行、调度指挥及行政办公系统各职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务，分为场内生产调度通信和行政管理通信。根据光伏发电站规模，为适应系统调度管理水平，满足电力系统通信发展的要求，同时考虑到设备管理上的方便，在太阳能光伏发电场内采用生产调度通信和行政管理通信共用一套交换设备的方式，设置一台30门具有调度功能的数字式程控交换机，并配套设置数字录音设备，对调度通话进行自动录音。生产调度通信用户和行政管理通信用户按中继群划分，分别为光伏发电站生产运行、巡视检修和行政业务提供通信服务。光伏发电站内通信系统设备的交流电源至少要由两个独立的，取自站用电不同母线段的交流回路提供。通信设备采用直流不停电方式供电，由一套高频开关电源提供-48V直流电源，并自带蓄电池。本项目完全依托原有通讯系统。2.8劳动定员及安全管理该公司现有员工8人，员工在厂内食宿，8h/班，3班/d，300d/a。公司设总经理1人，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。公司下设4个部门，分别为综合管理部、财务部、安全生产部及设备检修部，综合管理部设置1人，负责运营期间的人力资源、文秘档案等工作；财务部设置1人，负责运营期间的财务工作；安全生产部设置3人，负责光伏发电站的安全运行生产；设备运行检修部设置3人，分机械和电气，负责光伏电站设备运行、维护、检修等工作。2.8.1劳动定员根据生产需要设置，并遵照国家劳动制度的有关规定，按工种岗位需要配置人员，本项目为光伏发电扩建工程，原有站内工种齐全，不需另行配备。2.8.2安全管理该公司已设立安全管理机构管理、制定安全生产责任制、安全生产管理规章制度，新聘(培训)安全管理人员，制订了新的岗位安全操作规程。该项目在营运前，加强对现有各项规章制度及岗位安全技术规程的学习，上岗人员均进行岗前培训合格，全面掌握有关规程后方才可上岗。2.9安全生产投资估算本项目总投资为3752.23万元，其中建设投资为3170.40万元，铺底流动资金为581.83万元。其中安全专项投资约100万元。第三章主要危险、有害因素分析危险因素是指一个系统中存在的能直接或者间接导致事故发生、发展一切物质、能量、条件、行为等即能对人造成伤害或对物造成突发性损害的因素。有害因素是指能影响人的身体健康，导致疾病或对物造成慢性伤害的一切物质、能量、条件和行为。一般二者统称为危险有害因素。所有的危险有害因素，表现形式不同，但从本质上讲，之所以能造成有害的后果，都可归结为存在能量、有害物质;能量、有害物质失去控制，并导致能量的意外释放和有毒物质的泄漏、挥发的结果。因此，存在能量、有害物质和能量、有害物质失去控制，是危险因素产生的根本原因。根据《企业职工伤亡事故分类》（GB441-1986）、《职业病范围和职业病患者处理办法的规定》（GB/T13861-2009）、《电力生产人身事故伤害分析与代码》（DL/T518.1-2012）等法律法规及标准，评价组遵循科学性、系统性、全面性和预测性的原则，对淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目中所涉及的系统单元进行危险有害因素的识别和分析。3.1人的因素3.1.1电气误操作事故由于作业人员安全意识不强，培训不到位，违章操作，有可能发生电气的五种恶性误操作（带地线合闸、带电挂地线、带负荷拉合隔离开关、误拉合断路器、误入带电间隔），将会导致较大人身和设备事故的发生。3.1.2电气操作错误事故（1）人体与带电体直接接触触电一般直接接触高压电气设备的触电事故并不多，这主要是由于高压电气设备大都有比较完善的防护装置，如设备的四周有遮拦和明显的警告标志，而且工作人员在高压电气设备上或其附近工作时，大都采取比较完善的安全措施，在思想上也比较重视。只有在少数围栏、标志不全的设备上工作，加上工作人员疏忽大意时，才有可能造成人身直接触电事故。事故统计说明，人体与带电设备直接接触的事故，大多数发生在380V及以下设备系统中。这一方面是由于现场工人们经常接触和使用的电气设备与电动工具大都是低电压的；另一方面有的人有时接触这类电气设备时，由于身体的外部绝缘较好没有发生触电事故，就认为低压电气设备即使碰上了也没有什么危害，从而麻痹大意，发现设备的绝缘破损也不及时修理，有时甚至用手直接触摸电气设备的方法检查设备是否带电。（2）人体接近高压设备造成弧光放电电弧放电对人体的伤害也是相当严重的。当带电设备或带电导体的电压很高时，在人体接触带电体的瞬间，将发生电弧放电。由于电弧温度甚高（可达3000度左右），除肢体的接近部位灼伤外，严重时还会造成大面积烧伤。一般电弧烧伤部位由于电的热效应、化学效应以及熔化和蒸发的金属微粒的侵蚀，往往损伤十分严重。在各种触电事故中，人体接近裸露的高压带电设备造成弧光放电事故，时一种比较严重的频发的事故。在各种高压触电事故中，这种事故约占80%左右。大多数是由于误入带电间隔，或误登带电设备造成。发电厂和变电所的开关场或配电装置室，大都采用同类型的配电装置，设备架构和基础采用定型的设计图纸，多回路的设备标志也很类似。当一回路设备停电检修，旁侧的设备正常带电运行，若停电设备与带电设备之间没有可靠的隔离遮栏；或虽有遮栏，但附近设备的间隔门既未加锁又无明显的警告标志，工作人员不注意就可能误入邻近的带电间隙或登上邻近的带电设备，以致造成触电事故。有时带电设备虽有可靠的遮栏和警告标志，但因工作人员注意力不集中，疏忽大意，误将遮栏打开，误入发生事故。（3）在停电设备上工作时突然来电在设备停电检修时，由于没有采取完善可靠的安全措施，如未装挂临时接地线，没有悬挂必要的安全标志牌等，致使值班人员在操作其他设备送电，误将正在检修的设备送电，致使在设备上进行检修的工作人员触电。3.1.3外来人员误入、农业作业挖断电缆等造成触电根据电气伤害事故案例的统计分析，触电伤害事故基本上都是在检修作业时发生的。而这些检修作业又大都是登高作业，一旦发生触电或感电，必将从高处坠落，不是触电伤亡，就是摔死摔伤。所以预防触电伤害事故的发生，要全面考虑这两方面的因素，制定完善的安全措施。3.2物的因素3.2.1主要设备设施危险、有害因素电气一次设备及系统故障事故危险、有害因素辨识⑴变压器火灾事故危险因素辨识分析变压器是太阳能电站的主要设备之一。变压器存在火灾、爆炸的隐患。变压器爆炸着火的原因有：①绕组绝缘损毁产生短路（如老化、变质、绝缘强度降低、焊渣或铁磁物质进入变压器、制造不良等）引起火灾、爆炸事故。②变压器主绝缘击穿（如操作不当引起过电压，变压器内部发生闪络，密封不良，雨水漏入变压器，引线对油箱内距离不够等）。③变压器长期超负荷运行，引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成匝间短路、相间短路或对地短路；变压器铁芯叠装不良，芯片间绝缘老化，引起铁损增加，造成变压器过热。如此时保护系统失灵或整定值调整过大，就会引起变压器燃烧。④变压器线圈受机械损伤或受潮，引起层间、匝间或对地短路；或硅钢片之间绝缘老化，或者紧夹铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大涡流，引起发热而温度升高，引发火灾。⑤线圈之间的连接点和引至高、低压瓷套管的接点及分接开关上各接点，如接触不良会产生局部过热，破坏线圈绝缘，发生短路或断路。接头、连接点接触不良主要是由于螺栓松动、焊接不牢、分接开关接点损坏等原因导致。⑥当变压器负载发生短路时，变压器将承受相当大的短路电流，如保护系统失灵或整定值过大，就有可能烧毁变压器，这样的事故在供电系统中并不罕见。⑦变压器的架空引接，在防雷装置失效的情况下，很易遭到雷击产生的过电压的侵袭，击穿变压器的绝缘，甚至烧毁变压器，引起火灾。⑵电缆火灾事故危险因素辨识分析该项目使用的动力电缆和控制电缆，由于电缆自身故障产生短路以及外来明火引起电缆的绝缘物和护套着火等均可能造成火灾和损失。电缆火灾具有蔓延快、火势猛、抢救难、损失大、抢修恢复困难的特点。电缆火灾事故的起因有：①外部起因：如起火引燃电缆；变压器、互感器开关等电气设备短路引燃电缆；施工，检修的焊渣及可燃物燃烧引燃电缆。②电缆本身事故引燃电缆：如电缆头爆炸短路，电缆中间头爆炸短路，绝缘老化、强度降低，接地短路，质量不好，受腐蚀保护层破坏、绝缘降低，受潮或有气泡使绝缘层击穿短路，电缆制造时安装时曲率半径过小绝缘受损，鼠害，啮齿小动物等对电缆危害防范不力引起电缆短路等。③断路器缺陷事故危险因素辨识分析断路器切断容量不够，在故障时便不能切断电弧；检修工艺不良，操作机构调整不当、部件失灵，合闸线圈烧毁等，引起拒分或误动；维修不当，造成断路器不能断开故障电流，导致断路器爆炸。断路器连接部分发热、闪弧，引起弧光接地过电压，使其相间、对地短路，甚至爆炸着火；操作电源电压降低，熔断器熔断，辅助接地接触不良，断路器故障时拒动；断路器内部绝缘强度降低引起短路事故；小动物、金属杂物跨接或单相接地，引起闪弧、过电压、相间短路，使断路器爆炸。④过电压保护和接地装置缺陷事故危险因素辨识分析变电站设备及太阳能的设施如未设置可靠的避雷装置，或避雷装置的接地不良，或接地电阻不符合要求等情况下，容易发生雷击伤害事故、过电压事故、集电线路过电压事故、箱式变压器及配电房过电压事故。太阳能电站运行期间未按规定做避雷器试验或试验项目不全，有些缺陷未能通过试验及时发现和处理，导致发电设备雷电损坏事故和人员伤亡事故。接地线设计不符合要求，如截面过小等，使得既不能满足热稳定和均压要求，容易发生电伤害；接地线连接不符合要求，采用焊接的接地线，其搭接长度不够、焊接质量低劣时，接地线电阻过大，不利于保护人身安全，易发生触电伤害；接地线材质不符合要求，机械轻度不够，导致受损坏和腐蚀，起不到应有的保护作用。⑤电气误操作事故危险因素辨识分析电气系统发生误操作的主要是人员因素，首先是人员不严格执行“两票三制”制度，违章操作，是发生恶性电气误操作事故的根本原因。运行检修人员误碰误动，检修中刀闸试分合的操作缺乏规范化管理，职责不清，措施不完善，操作中未监护；电气设备未使用双重名称编号；电气设备防误闭锁装置设置有疏漏，设备“五防功能不全”。防误装置管理不到位。防误装置的运行规程；特别是万用钥匙的管理规定不完善，在执行中不严肃认真；防误装置检修维护工作的责任制不落实，有的单位防误装置的维护主要依赖厂家，而有的厂家售后服务跟不上，检修维护不及时，造成防误装置完好率不高。如方阵内未留检修通道，运行检修人员在检修过程中，踩在已经安装好的下层组件上，极易损坏组件。检修人员在检修过程中，如未用遮挡物将光伏组件进行遮挡，易发生触电事故。电气二次设备及系统故障事故危险、有害因素辨识⑴继电保护及直流缺陷事故危险因素辨识分析继电保护装置是保证电站、电网安全稳定运行的重要设施，若继电保护装置存在设计不合理、制造质量缺陷、定值不准确、调试不规范、维护不良和人员“三误”（误碰、误整定、误接触）等问题可能造成继电保护误动或拒动，将可能导致重大设备损坏、全站停电甚至电网瓦解等重大事故。直流系统是十分重要的电源系统，若出现直流回路短路、蓄电池损坏或容量降低、接地问题，可能导致断路器、继电保护误动、拒动等事故。在直流系统、继电保护装置上工作安全措施不落实还可能发生人身触电事故。⑵电站综合自动化系统故障事故危险因素辨识分析①电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统以及调度自动化系统。若综合自动化系统电源发生故障，在第一电源突然停电的状态下，备用电源不能正常保证计算机及控制系统电源需要，导致所有控制失控；控制、保护和信号系统故障、维护保养不及时等，可能造成发电设备重要部件温度、网络等进行检测判断失误，也可能造成太阳能电站和电网相互影响系列事故发生。②若信号系统由于设计、安装、日常维修保养不善，使信号系统在故障状态下不能有效动作，则使各继电保护及自动装置的动作及装置异常信号不能有效输出或报警，导致中央控制室不能获取正确故障信号，导致操作人员对故障误判断或不能正常排除。③若全站失电，将导致控制设备及其系统瘫痪，造成发电系统失控，有造成人员伤亡或设备损坏事故的可能性。另计算机系统的数据备份不到位，可发生数据丢失的事故。⑶蓄电池危险性分析该项目直流系统采用阀控式铅酸免维护蓄电池，大大减小硫酸雾和含铅酸废水的排放，降低了酸气对极桩连接件腐蚀的可能性，其使用寿命内免维护，杜绝了对环境的污染。废蓄电池由专人回收保管，定期由生产厂家回收。⑷监控系统失效危险性分析该项目安全监控系统主要包括