光伏项目安全设计专篇

/XX光伏项目安全设施设计专篇（送审版)ﻬ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TOC\ｏ＂１—2"\h＼z\uＨＹPＥＲＬＩNＫ＼l”_Tｏc4０519１93０"第一章ﻩ概述ﻩPAＧEREＦ_Toc40５191９30\ｈ1HYＰERＬINK\l”_Ｔoc4０5191９３1"1。1设计依据 PAGＥREＦ_Ｔoc4051９193１\h１ＨYＰＥRLINK＼l"_Toｃ４051９1932"1。2设计范围ﻩPＡＧERＥＦ_Toc405１91932\h5HYPEＲLINK＼l”_Toc40519193３"1。3工作进展 ＰAGEＲEF_Ｔoc4０519１933\h6HYPEＲLINK＼l"_Toc4051９1934＂第二章ﻩ建设项目概况 PAGEREＦ_Tｏｃ40５191934\h7ＨＹPＥRＬＩNK\ｌ”＿Ｔｏc405１９193５"2．1业主简介 ＰＡＧEREF＿Ｔoc40５１91935＼ｈ7HYＰEＲLINK\l＂_Toc40519１9３6"2．2建设项目场址条件 PAGEREF_Ｔoｃ４05191936\h7HＹPEＲLＩNK\l”_Tｏc405１９19３7"2。3总图布置 PＡGEREF_Toc4051９1937\h１0ＨＹPＥRＬINK\l"_Toc4０５1919３８"２。4建、构筑物 PAGＥＲEF＿Toｃ40５191９38\h11HＹPERLINK＼ｌ＂_Toｃ４0５19１93９”２。5光伏系统工艺方案 PAＧERＥF＿Ｔoc4０51９１９39\ｈ13ＨYＰＥRＬＩＮK\l”_Ｔoc40５１919４0"２.6电气设计ﻩPAGERＥF_Tｏｃ405１919４0＼h1４HYＰERLINK\l＂＿Toc4051９19４1”2。7辅助设施 PＡGEＲＥF_Ｔoc4０51９１94１＼h21HYPＥＲLINK\l＂＿Toc4051919４2"2.8劳动定员ﻩPAＧEREF_Tｏc4０51919４２＼ｈ２４HＹＰEＲLINK第三章ﻩ项目涉及的危险、有害因素和周边环境安全分析ﻩＰＡGＥＲEF_Toc4０5191943\h２5HＹPERLINK\l”＿Toｃ4０519194４"3．１总图布置及自然条件的危险有害因素辨识与分析ﻩPAGEＲEＦ_Ｔoｃ40519１944\ｈ25HYPERLINK\l”_Toc4０519１94５＂3。2光伏发电系统危险有害因素辨识与分析 ＰAGEＲEF＿Toc40519１94５\ｈ27ＨYPＥRLＩＮK＼l”_Ｔｏc405１91９4６”3.３电气系统危险有害因素辨识与分析ﻩPAGＥＲEＦ_Ｔoc4051９194６\ｈ3０HYPERLINK\l”＿Tｏｃ4０519194７”3．4并网系统危险有害因素辨识与分析ﻩPAＧEＲＥF＿Toc4051919４7\h3５HYPERLINＫ\ｌ"_Ｔoｃ405191９48"3．5控制和保护系统危险有害因素辨识与分析 PAGEＲＥF＿Tｏｃ4０5１91948\h３7HYPEＲＬＩＮＫ＼l”＿Tｏｃ4０5１９１９49"３.6生产作业场所危险有害因素辨识与分析ﻩＰＡＧEREF_Tｏc405191949＼h３8HYPＥRLINK＼l"＿Ｔoc405191９５0"3.7项目建设过程危险有害因素辨识与分析ﻩPAＧEＲEF_Tｏc4051９１9５０\h40ＨＹPERLINＫ\l”_Toc４0５191９51"3．8安全管理方面存在的危险有害因素辨识与分析 PAGEREＦ_Toc405１９1951＼h40HYPERＬＩNK\ｌ”_Toc405１９１9５2"3.９重大危险源辨识ﻩPＡＧEREF_Toc40５1９195２\h42HYＰERLINK＼l＂_Toc40５1９1953"第四章ﻩ建筑及场地布置 PAGEREF_Ｔｏc40５191953\h4３ＨYPＥRLＩNK\l"_Toc4０5１9１9５４＂第五章 重大危险源分析及检测监控ﻩPAGＥRＥF_Toc４0５１9１９54\h45HYPERLINK\l”_Tｏc4051９19５５”第六章ﻩ安全设施设计采取的防范措施ﻩPＡGEREＦ_Toｃ４０5１91９55＼h4６HYPＥRLＩNＫ＼l"_Tｏｃ4０５19１９５6”6.1工程选址及总平布置设计的防范措施 PAGEREF_Ｔoc4051９１956＼h46ＨYPERLINK\l”_Toｃ4０51９1９５7”6．2自然灾害的防范措施 PＡGＥRＥF_Tｏc40５1９1957＼h４7ＨＹPEＲＬIＮK第七章ﻩ安全生产管理机构设置或者安全生产管理人员配备情况 ＰAGＥREＦ_Ｔｏc4０5191９63\h６2HYＰERLＩＮＫ＼l"_Toc４０5191９6４”7。1安全生产机构设置及人员配备 PAＧEREF_Ｔoc4051９１9６４＼ｈ62HＹPERLINＫ\l”_Toc405191965"7.2安全生产管理制度 ４05１９1965\h6３HＹＰＥRLINＫ＼l"＿Toc40５191966”第八章ﻩ从业人员教育培训情况ﻩ０５191９６6＼h67HYPＥRＬＩＮＫ＼l"_Toc405１9１967”8。1公司安全管理人员 ＰAGEREＦ＿Ｔoc40５１9１967＼h6７ＨYＰＥRLＩNK\ｌ"_Ｔoc4051９１9６８＂8.２光伏电站站长ﻩＰAGEREF＿Tｏc４05１91968\h67ＨYPＥRLINK＼ｌ”_Toc４051９1９６9"8．３安全员ﻩPAGＥＲEＦ_Toc40519１９6９\h68ＨＹPERＬＩNＫ\l”_Ｔoc40５191９７0"８。４特殊工种、技岗人员、普通工ﻩPAGＥREF_Tｏｃ40519１９７0＼h6８ＨＹＰＥRLＩNＫ＼l”_Ｔoc40519197１＂8。5教育培训实施措施 PAGEＲＥＦ_Toc４0５191971\h68HYPERLＩNK\ｌ"_Tｏc40５191９7２"8.６新员工入场安全育及培教训计划ﻩPAGEＲEＦ_Toc40５1９１９７２\ｈ69HYＰERLINK\ｌ”_Tｏc4051９1973"第九章ﻩ工艺、技术和设备、设施的先进性和可靠性分析 PAGＥREF_Ｔｏc4０5191973\h7１HYPERＬＩNK\ｌ＂_Toｃ4０5191９７４”９。1工艺、技术方案 PAＧＥＲEF＿Ｔｏｃ40５191９74\h71ＨYPEＲLINK\l”_Toc40519１９７5"9．2电气设备ﻩPAGＥREF_Tｏｃ4０5191975\h72ＨYＰEＲLIＮK＼l"_Tｏc4051９1976”第十章 安全设施投资概算 PAGERＥＦ_Ｔoc4０５1919７6\h74HＹPERＬINK\l＂＿Toc4０5191977＂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 PAGEＲEＦ_Ｔoc40５1９１977\h７5HYPERLINＫ\l"_Toc4０5191978＂１1.１总平面布置和建筑方面 PAGEREF＿Toc４051９１9７８\h75HＹPEＲＬＩNK\ｌ"_Toc405191979"11。2建筑设施方面对策措施采纳情况 PAGＥＲEF_Ｔｏc40519１97９\h７5ＨＹPERLINK＼l"＿Toｃ405191９８0"１１．3光伏发电系统对策措施采纳情况 ０５19１980\h76ＨYPERLIＮK\l"_Tｏｃ405１91９81"11．4电气设备及系统安全对策措施ﻩPAGEREF_Tｏｃ４05１91９81\h７６HＹPERＬINK\l”_Tｏc405１9198２"11.５并网安全技术对策措施 PＡGEREF_Toc405191９8２＼h7６HＹPＥRLＩNK第十二章 预期的效果及存在的问题与建议ﻩPAＧＥREF＿Toc40519１９8５\h78HYＰERLINK\l＂_Tｏc4051９1９８６＂第十三章 事故预防及应急救援措施ﻩPAGＥREＦ＿Toｃ４0５191986\h79ＨYPEＲＬINK\l＂_Toc405191987”１3.1制定事故处理预案的基本要求ﻩＰAGＥREF_Toc4０5191987＼h7９ＨYPERLINK\l”_Ｔoｃ405191９８８"13.2制定事故处理预案的依据 PAGEREＦ_Toc４０５1９１9８8＼h79HYPEＲLＩＮK\l”＿Toc4０51９19８9”13.３编制的准备 PAGERＥF_Toc4０519１989\h8０HYPERLINＫ\ｌ"_Toc405191９９0”１３．4事故紧急预案编制ﻩPＡＧERＥF_Toc405191990＼h80HＹPERLINＫ第十六章 附图 ＰＡGＥREＦ_Ｔoｃ4０519１995\h８7概述设计依据国家地方相关政策、法律法规《中华人民共和国安全生产法》（国家主席令[2014]第70号)《中华人民共和国电力法》(国家主席令[２0０9年]修订第6０号)《中华人民共和国消防法》（国家主席令［20０8]第6号）《中华人民共和国防洪法》（国家主席令［1997］第8８号)《中华人民共和国防震减灾法》（国家主席令[2008]第7号）《中华人民共和国道路交通安全法》（国家主席令[20１1］第47号)《中华人民共和国突发事件应对法》（国家主席令［２0０7］第6９号)《中华人民共和国可再生能源法》(国家主席令[２0０5］第３3号）《中华人民共和国职业病防治法》（国家主席令［２011］第52号)《电力设施保护条例》(国务院令第２39号)《建设工程质量管理条例》（国务院令第２79号）《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）《建设工程安全生产管理条例》(国务院令第３93号）《地质灾害防治条例》（国务院令第３9４号）《电力监管条例》(国务院令第４32号）《生产安全事故报告和调查处理条例》(国务院令第4９3号)《电力安全事故应急处置和调查处理条例》(国务院令第5９９号）《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》(国发［２0０8］2０号）《国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知》(国发［2010］23号)《劳动防护用品监督管理规定》（国家安全生产监督管理总局令第1号）《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）《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）《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）《安全生产事故应急预案管理办法》（安监总局令[200９］第17号)《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）《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）《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)《防雷减灾管理办法》（中国气象局第８号令)《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）《电力安全生产监管办法》（国家电力监管委员会令第2号）《电网运行规则(试行)》（国家电力监管委员会令第２2号）《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）《危险化学品名录》(2012年版)（国家安全生产监督管理总局发布）《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）《关于开展重大危险源监督管理工作的通知》（安监管协调字[20０4］56号）《关于做好建设项目安全监管工作的通知》(安监总协调［200６]1２4号)《关于规范重大危险源监督与管理工作的通知》(安监总协调[２005]12５号）《关于加强电力建设起重机械管理的通知》（电监安全［2０0６]28号)《关于进一步加强电力应急管理工作的意见》（电监安全[2００6]2９号）《关于印发<电力建设安全生产监督管理办法＞的通知》(电监安全[２007］38号)《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[20１4］58９号《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)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）《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)工程设计有关的标准、规程规范《企业职工伤亡事故分类标准》（GB６4４1-１9８6)《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－200９）《生产过程危险和有害因素分类与代码》（ＧB／T138６1-２009)《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）《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）《建筑工程抗震设防分类标准》（GB502２3－2０08)《建筑变形测量规范》（JGJ８—２０07）《建筑抗震设计规范》（GB５０011-２0１0）《高耸结构设计规范》(GB501３5－20０6)《建筑结构荷载规范》（GB５0009—20０6）《建筑地基基础设计规范》（GB50０07—20０２）《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》（ＧB／T１8４79-2０01)《光伏发电站设计规范》（GB5０79７—２01２）《光伏（PＶ）组件安全鉴定第1部分：结构要求》（GB/T20０47。1-200６）《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GＢ/Ｚ１9９６4—２0０5)《光伏系统并网技术要求》(GＢ/T1９939-20０５)《光伏（PV)系统电网接口特性》（GＢ/T２00４6－2０06）《6６ｋV及以下架空电力线路设计规范》（GＢ5０0６１—２01０)《电力设施抗震设计规范》（GＢ5０260－199６）《电力工程电缆设计规范》（GB50２17-2０07）《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（ＧＢ／T5０0６2－2０08)《系统接地的型式及安全技术要求》（GＢ14050－2０08）《低压配电设计规范》(GB５００５4-２０11)《防止静电事故通用导则》(GB121５8－２０0６)《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB１4285—2006）《建筑物电力装置第4-41部分：安全防护电击保护》（GB1689５.21—2０0４)《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（ＧＢ50169-200６）《建筑设计防火规范》（GB500１6-2006)《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GＢ５0229-2０0６)《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2０05)《火灾自动报警系统设计规范》（GB5０116-2007)《安全标志及其使用导则》(ＧB２８9４－2008）《安全色》(GB２８9３-20０８）《工业企业噪声控制设计规范》（GBＪ８７-１985)《构筑物抗震设计规范》（ＧB501９１—2012)《电力安全工作规程发电场和变电站电气部分》（GB２6８60—201１）《工程结构可靠度设计统一标准》(ＧＢ５015３-2０0８）电力行业其他规范《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T90０2－20０6)《35kV~１10kV变电站设计规范》（GB５005９-2011)《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》（ＤL／T５39４－２0０7)《电力系统通信站过电压防护规程》(DL/Ｔ548—２01２)《变电站总布置设计技术规程》(ＤＬ／T５0５6－2007)《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》（DL/T６20—199７）(2０05年版）《架空绝缘配电线路设计技术规程》（DL/T６０1－1996）（２0０5年版）《电力设备预防性试验规程》(ＤL／T5９6－199６)（２005年版)《交流电气装置的接地》（DL/T621－1997)（2005年版)《电力系统安全自动装置设计技术规定》(DL/T5147—2001)《电力设备典型消防规程》（DL5027—1993）《电业生产事故调查规程》（DL/Ｔ５５8—199４）《电场标示系统设计导则》（DL/T９50-2005）政府有关部门的主要批复文件前阶段成果设计委托合同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。工作进展建设项目概况业主简介建设项目场址条件项目地理位置图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，年太阳总辐射量在48００MJ/m2～64０0MJ/m2之间，年资源理论储量６7万亿ｋＷ•ｈ，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。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，累年平均日照百分率为6６。5％。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。7６×10８m3。XX地区的主要气候特征为:①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%.②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％~66％。③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。④冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷,降雪少，空气干燥。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,将勘探范围内的岩土分为两层,描述如下:①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2～２０mm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。②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2～２0mm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.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。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,满足物资运输条件。4）110ｋＶ升压站布置升压站围墙中心尺寸为长×宽=１16m×8１m，占地面积9３96m²，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防要求，消防车可直通站内各建筑物。建、构筑物建、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1１．7m×7.4ｍ；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。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。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１956×９９2×5０ｍｍ(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。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％,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，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，1６×2=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。电气设计电气一次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①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35ｋV配电室３5ｋＶ母线上。eq\o＼ac(○，2）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—YJＹ2２-35kV。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装一组避雷器以保护电气设备。６)防雷综合楼、逆变器室等建筑物设避雷带.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.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６０×6mm热镀锌扁钢,敷设深度离地面0。8ｍ处，垂直接地极采用L50×5，２500mm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.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、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。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话电缆,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3５kＶＳＶG进线柜、３5kＶ站用变进线柜以及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。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(UＰS）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。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）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１1０ｋＶ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。辅助设施暖通空调１、采暖系统1)各房间冬季室内采暖温度表：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1８35kV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１３50m²，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。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2.5m³。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１８0ｍ³。冲洗水量按贮存60ｍ³考虑。消防水池容积为24０m³。生活用水由深井泵输水管线输送至综合泵房的生活水箱，生活水箱容积为4m³，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150m³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。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1８0m³。消防水池水池尺寸:L×B×H=１0。2m×8.1ｍ×3。0ｍ，实际容积约２５0m³,冗余容积满足冲洗浇洒用水。补水按４8小时补足，平均小时补水量为５．2ｍ³/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配备手提式ABC干粉灭火器.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、点检定修、定期维护。

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.总图布置及自然条件的危险有害因素辨识与分析自然环境危险有害因素辨识与分析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.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。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.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发人员伤亡、设备损坏事故。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。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)场址的地基岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积圆砾层，圆砾层作为建筑物的地基,其工程地质条件良好,场地适宜性及稳定性均较好,为较理想的光伏电站建站场址,但不排除局部地质条件较差,可能会导致基础地基承载能力不足或不均匀沉降。3)光伏方阵的排列方式主要与光伏方阵数量及场地实际情况有关。太阳能电池布置不合理将造成阴影遮挡、发电量损失、维修费用增加、发电量减少或土地资源浪费，致使光伏电站经济效益降低,本电站在布置时对太阳能电池的间距、倾角等相关参数进行了相关计算，工程布置能够避免阴影遮挡的影响，同时又能较大程度地获取太阳能。4）本光伏电站设置3回３5kV集电线路接至升压站，场区集电线路的布置未充分考虑光伏方阵的位置、升压站的位置以及单回集电线路的输送距离、输送容量、安全距离等因素,将导致工程投资增大,线损增大,线路巡视、维护不便等。５）升压站内设备布置、安全距离、消防系统布局不合理,光伏电站站内道路路面宽度和曲率半径不合理，均有可能造成火灾、触电、车辆伤害等事故的发生。６）本工程在施工过程中，已建成建筑物会对施工存在影响,会存在部分有效作业面狭小、道路不畅等问题,避免不了会有施工单位多、交叉施工多、用火用电用水多等特征，因此施工现场存在着高处坠落、起重伤害、淹溺、车辆伤害、物体打击、机械伤害、坍塌、电伤害等危险因素和粉尘、噪声、烟尘、光辐射等有害因素以及自然灾害。7)项目选址位于山前平原，升压站位置相对标高较低，场址整体和升压站如果不进行完善的防洪设计,有内涝灾害危险,如汇水面积较大，地面径流量大时可能对场区建构筑造成危害.光伏发电系统危险有害因素辨识与分析太阳能电池危险有害因素太阳能电池受温度、沙尘等因素的影响大.本工程所在XX多年极端最高气温42．4℃,最低温度为－２8.3℃,太阳电池组件的实际工作温度可保持在环境温度加30℃的水平，可见根据XX温度资料，本工程工作温度超出允许范围而导致组件损坏的可能性较小。但不排除存在太阳电池组件的工作温度超出允许范围而导致组件损坏的可能。温度因素也影响着太阳能电池的性能，当温度升高时其开路电压下降。温度变化可能导致发电量的变化。光伏电池组件在使用过程中，若有太阳电池局部被遮挡，例如由树叶、鸟粪或表面污浊等导致遮挡的,电池在强烈阳光照射下就会发热损坏,被遮挡部位由于温度过高而导致光伏电池组件损坏.光伏电站可能会出现孤岛效应，使得设备人员受到伤害。多晶硅电池背板一般采用TPT（聚氟乙烯复合膜)薄膜封装的，在强沙尘暴中TＰT有被飞沙击穿的危险，从而导致组件损害而无法使用。光伏电站在运行的过程中,由于当地紫外线辐射较强,太阳能电池出现开胶进水、电池变色、接头松动、脱线腐蚀等情况而又未及时进行处理，以及电池覆盖积雪未及时处理等将可能导致电池出现故障损坏。直流汇流配电箱危险因素辨识分析本项目直流汇流配电箱和逆变器集成于集中型逆变箱内，直流汇流箱接地端与防雷接地线未进行可靠连接、接地电阻值不满足要求、光伏防雷汇流箱维护不及时、未对其工作状态定期的检查和巡视,可能会引起箱内防雷模块失效导致光伏电站雷击事故。直流汇流箱输入输出线接反，设备可能无法正常工作甚至损坏其它设备;箱内熔断器由于过电流等因素熔断后，电池板处于开路状态，光伏电池电能不能输出。在阳光下安装接线时,未遮住太阳能光伏电池板，更换熔断器熔芯、检测或维护本设备时未采取一定的防护措施可能导致光伏电池的高电压电击伤人或损坏其它设备.逆变器危险因素辨识分析逆变器在安装及运行的过程中存在以下相关危险有害因素可能导致逆变器损坏，甚至有产生火灾的危险。1）逆变器功率元件的工作温度直接影响到逆变器的输出电压、波形、频率、相位等许多重要特性,逆变器在工作的过程中会释放较大热量,逆变器处于室内较为封闭，若温度、湿度等调节不足，可能导致逆变器故障,不能正确输出.特别是夏季高温天气，逆变器室内温度过高,散热不良,可能引起逆变器烧损。2）本项目处在高海拔地区，空气稀薄,设备由于绝缘不够容易出现问题。３)逆变器的主要元件为绝缘栅双极型晶体管，绝缘栅双极型晶体管为PNPN4层结构,因体内存在一个寄生晶闸管，当集电极电流增大到一定程度时，则能使寄生晶闸管导通，门极失去控制作用,即发生静态擎住效应。发生擎住效应后,集电极电流增大，产生过高功耗,导致器件失效.4）若器件持续短路,大电流产生的功耗将引起温升,由于芯片的热容量小,其温度迅速上升，若芯片温度超过硅本征温度，器件将失去阻断能力,栅极控制就无法保护，从而导致绝缘栅双极型晶体管失效。5）逆变器在运行过程中除承受的大幅值过电流除短路、直通等故障外，还有续流二极管的反向恢复电流、缓冲电容器的放电电流及噪声干扰造成的尖峰电流。若不采取措施,瞬态过电流将增加IGBＴ的负担，可能会导致绝缘栅双极型晶体管失效.6)过电压造成集电极发射极击穿或造成栅极发射极击穿。７）若逆变器的额定过载能力不足,当较大负载启动时启动功率较大可能对逆变器有较大影响，出现孤岛效应后逆变器也可能出现过载运行情况。8）逆变器接入的直流电压标有正负极，若光伏电池与逆变器相连输电线接错，将导致逆变器故障。逆变器因负载故障、人员误操作及外界干扰等原因而引起的供电系统过电流或短路，可能引起燃烧事故.集电线路危险因素辨识1）光伏电站场地开阔，占地面积大，交流直流电缆、控制电缆在整个光伏电池方阵之间穿插布置,控制电缆产生的电磁感应可能对控制电缆产生一定的信号干扰，且部分电缆裸露在户外,若没有相应的屏蔽措施,容易遭受直击雷和成为雷电感应的耦合通道。2）集电线路大部分采用直埋电缆，电缆制造时若存在隐患,电缆运行中经常过负荷、过热等原因使电缆绝缘老化，绝缘过热和干枯，绝缘强度降低引起电缆相间或相对地击穿短路;过电压使电缆击穿短路起火；安装时电缆的曲率半径过小,致使绝缘损坏.３）电缆的终端头和中间接头是电缆绝缘的薄弱环节。电缆因接头密封不良,进入水、潮气，均可使绝缘强度降低，导致绝缘击穿短路，产生电弧，引起电缆火灾，此类事故约占电缆事故总数的70％左右。4）直埋电缆未设置标识，闲散人员或风场周边开发可能损坏电缆。在外界的施工挖掘中，由于现场疏于管理、任意挖掘,电缆受损、绝缘破坏，造成短路、弧光闪路而引燃电缆起火。5)电缆芯正常工作温度为50℃～80℃，在事故情况下,缆芯最高温度可达１15℃~2５０℃.中间接头的温度更高.在这样高的温度下，绝缘材料逐渐老化，很容易发生绝缘击穿事故。接头容易氧化而引起发热，甚至闪弧引燃电缆。６）鼠、小动物等啮齿类动物咬坏电缆，引起电缆短路、火灾。７）电缆的管理、维护、检查、定期测温、定期预防性试验及消除缺陷、反事故措施、技术培训不严;对电缆未采取隔离防火、阻燃措施；检修、施工、运行未严格遵守质量标准；现场防漏、防火、隔离、绝热措施不完善。热斑效应危险因素辨识在实际使用过程中，可能出现电池裂纹或不匹配、内部连接失效、局部被遮光或弄脏等情况，导致一个或一组电池的特性与整体不谐调。失谐电池不但对组件输出没有贡献，而且会消耗其他电池产生的能量，导致局部过热。这种现象称为热斑效应。热斑效应可导致电池局部烧毁形成暗斑、焊点熔化、封装材料老化等永久性损坏,是影响光伏组件输出功率和使用寿命的重要因素,甚至可能导致安全隐患.当组件被短路时,内部功率消耗最大,热斑效应也最严重。电气系统危险有害因素辨识与分析变压器火灾危险因素变压器是光伏电站中重要设备之一。变压器存在着绝缘损坏、铁芯多点接地和短路、套管损坏、引线故障、分接开关故障、绝缘油劣化、变压器突然短路以及火灾爆炸等隐患。1）未考虑高海拔的因素,变压器选型不当，外绝缘间隙过小,温升较大，在运行的过程中绝缘受各种因素的影响（如老化、变质、绝缘强度降低、焊渣或铁磁物质进入变压器，制造质量不良等）产生短路引起火灾爆炸。2）操作不当引起过电压、变压器密封不良,雨水漏入变压器，引线对油箱内距离不够等造成变压器主绝缘击穿。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,从而造成变压器过热。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。硅钢片之间绝缘老化或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。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；钢硅片之间绝缘老化或紧夹铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大的涡流,引起发热而温度升高，引发火灾.5）在吊芯检修时,由于不慎将线圈的绝缘和瓷套管损坏，瓷套管损坏后，如继续运行,轻则闪络，重则短路。６）线圈内部的接头、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。此时所产生的高温电弧，同样会使绝缘油迅速分解产生大量气体,使压力骤增，破坏力极大，后果也十分严重。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。7）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。8）变压器绝缘油在储存、运输或运行维护中不慎而使水分、杂质或其它油污等混入油中而进入变压器内,会造成变压器内绝缘油的绝缘强度大幅度降低。当其绝缘强度降低到一定值时就会发生短路。正常情况下，往变压器内注油前均必须采用油过滤器对油进行打压、过滤，当不进行过滤或过滤操作不当的情况下，油中水分和杂质就会进入变压器中,导致其绝缘强度下降、短路现象。高压开关柜危险因素本工程35kV配电柜选用户内金属封闭铠装移开式高压开关柜,内配真空断路器，断路器是电力系统中重要的控制和保护设备,发生故障或事故,将会影响到电网安全、稳定、经济运行。断路器切断容量不够,维修不当，造成断路器分、合闸速度特性不符合相关技术要求，操作电源电压降低，熔断器熔断，辅助接点接触不良，引起断路器故障时拒动，在故障时便不能切断电弧。断路器受制造工艺不良等原因，会导致操作机构卡涩，引起其拒动或误动。真空断路器处真空室的真空度下降后，导致断路器在分闸时动静触头之间产生放电击穿，严重威胁安全运行。电流互感器、电压互感器质量存在问题,在制造过程中绝缘体(环氧树脂)存在气泡或绝缘材料不纯，经过一定时间的运行,绝缘不断下降，可能导致击穿.升压系统电缆危险有害因素辨识升压系统设有较多的动力电缆和控制电缆，这些电缆分布在电缆沟、桥架、控制室电缆夹层，分别连接着各个电气设备。电缆选型不当（如重要回路未采用耐火电缆、其它未采用阻燃电缆或者安装失误）、电缆自身故障产生电弧、电缆腐蚀产生的绝缘破坏以及着火引起电缆的绝缘物和护套着火等均可能导致电缆燃烧和漏电事故，如不采取可靠的阻燃防火和防腐措施，就会扩大火灾范围和损失。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)外部起火引起电缆着火：如起火引燃电缆;变压器、互感器等充油电器设备故障喷油引燃电缆;开关及电气设备短路引火引燃电缆；施工检修的焊渣及可燃物燃烧引燃电缆等。（2)电缆本身故障引燃电缆：如电缆头爆炸短路；电缆中间头爆破；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。其他电器设备事故拟建生产综合楼、综合配电室、电场配电线路、穿线管等如果没有设置避雷设施,接地装置不符合规范,接地线接地不良,