光伏发电安全预评价模版

1.1 评价目的、内容和范围

1、评价的目的

安全预评价是对可研报告提出的建设方案的安全可靠性进行论证，其主要目的是：根据可研报告等技术资料，辨识与分析评价对象在施工、投产运行后，在运行过程中存在的主要危险有害因素及其可能导致发生事故的诱发因素，评价可研报告中危险有害因素预防与控制措施的可靠性，以及与有关安全生产法律、法规、规章、规范性文件和标准的符合性，预测发生事故的可能性及严重程度，提出消除危险和危害的安全对策措施及建议，为编制初步设计、安全设施设计提供参考，使建设项目的安全管理由事后处置变为事先预测和预防，以实现评价对象的本质安全。

2、评价内容

安全预评价的主要内容应包括：

（1）辨识建设项目施工和投产运行后在运行过程中存在的主要危险有害因素，并分析其可能导致发生事故的诱发因素、可能性及严重程度；

（2）评价可研报告中危险有害因素预防和控制措施的可靠性，以及与有关安全生产法律、法规、规章、规范性文件和标准的符合性；

（3）提出消除未受控危险有害因素的安全对策措施及建议； （4）安全预评价结论。

安全预评价报告的内容按照《光伏工程（项目）安全预评价报告编制规定》（水电规安办[2010]121号）主要有：编制说明（包含评价目的、评价范

围、评价依据等），建设项目概况，危险、有害因素辨识与分析，评价单元划分和评价方法选择，定性、定量评价，安全对策措施建议，评价结论等。

3、评价范围

预评价报告的评价对象为****发电有限责任公司****一期20兆瓦发电项目。该项目的安全预评价范围为：主体工程、辅助设施、公用工程。主要包括光伏组件阵列工程、逆变器、集电线路、升压变压器、35kV配电装置室、生活办公综合楼、警卫室、站用电变室、控制系统、通信设施、场区道路、水泵房等辅助工程等。 1.2 评价依据

****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目的评价依据主要为国家法律、法规，地方法规、部门规章及规范性文件，国家标准、行业标准以及山东省环能设计院有限公司编制的《****发电有限责任公司****一期20兆瓦发电项目可行性研究报告》等。 1.2.1 国家法律

1、《中华人民共和国劳动法》（令[1994]第28号）； 2、《中华人民共和国电力法》（令[1995]第60号）； 3、《中华人民共和国气象法》（令[1999]第23号）； 4、《中华人民共和国突发事件应对法》（令[2007]第69号）； 5、《中华人民共和国消防法》（令[2008]第6号）； 6、《中华人民共和国防震减灾法 》（令[2008]第7号）； 7、《中华人民共和国防洪法》（令[2009]第18号）；

8、《中华人民共和国可再生能源法》（令[2009]第23号）； 9、《中华人民共和国社会保险法》（令[2010]第35号）； 10、《中华人民共和国建筑法》（令[2011]第46号）；

11、《中华人民共和国道路交通安全法》（令[2011]第47号）； 12、《中华人民共和国特种设备安全法》（令[2014]第4号）； 13、中华人民共和国环境保护（令[2014]第9号）； 14、《中华人民共和全生产法》（令[2014]第13号）； 15、《中华人民共和国职业病防治法》（令[2016]第48号）。 1.2.2 行规

1、《中华人民共和国尘肺病防治条例》1987.12.3；

2、《电力设施保护条例（98年修正）》 （令第239号）； 3、《建筑工程质量管理条例》（令第279号）； 4、《建设工程安全生产管理条例》（令第393号）； 5、《地质灾害防治条例》（令第394号）； 6、《劳动保障监察条例》（令第423号）； 7、《电力监管条例》（令第432号）；

8、《中华人民共和国防汛条例》（令第441号）； 9、《生产安全事故报告和调查处理条例》（令第493号）； 10、《特种设备安全监察条例》（令第9号）； 11、《气象灾害防御条例》（令第570号）； 12、《工伤保险条例》（令第586号）；

13、《危险化学品安全管理条例》（令第591号）；

14、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（令第599号）。 1.2.3 地方性法规

1、维吾尔自治区劳动安全暂行条例（修正）1998.1.1； 2、《维吾尔自治区安全生产条例》2008.1.1；

3、《维吾尔自治区安全生产事故隐患排查治理条例》2010.7.1。 1.2.4 部门规章

1、《产业结构调整指导目录（2011年本）》（国家令第40号）； 2、《电力监控系统安全防护规定》（国家发展和改革委员会令2014年第14号）；

3、《电力安全生产监督管理办法》（国家发展和改革委员会令2015年第21号）；

4、《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》（国家安监总局令第16号）；

5、《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）； 6、《工作场所职业卫生监督管理规定》（国家安监总局令第47号）； 7、《职业病防治申报办法》（国家安监总局令第48号）；

8、《用人单位职业健康监护监督管理办法》（国家安监总局令第49号）；

9、《建设项目职业卫生“三同时”监督管理暂行办法》（国家安监总局令第51号）；

10、《企业安全生产风险公告六条规定》（国家安监总局令第70号）；

11、《用人单位职业病危害防治规定》（国家安监总局令第76号）； 12、《〈生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》（国家安监总局令第13号、77号令修改）；

13、《建设项目安全设施“三同时”监督管理办法》（国家安监总局令第36号、77号令修改）；

14、《生产经营单位安全培训规定》（国家安监总局令第3号、80号令修改）；

15、《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》（国家安监总局令第30号、80号令修改）；

16、《安全生产培训管理办法》（国家安监总局令第44号、80号令修改）；

17、《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）； 18、《起重机械安全监察规定》（国家质检总局令第92号）；

19、《特种设备作业人员监督管理办法》（国家质检总局令第140号）； 20、《机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定》（令第61号）；

21、《电力设施保护条例实施细则》[1999]8号令； 22、《防雷减灾管理办法》（中国气象局令第24号）；

23、《关于修改＜建设工程消防监督管理规定＞的决定》（令第119号）；

24、《国家电力监管委员会安全生产令》 （电监会令第1号）； 25、《电力安全生产监管办法》（电监会令第2号）； 26、《电力二次系统安全防护规定》（电监会令第5号）；

27、《电力业务许可证管理规定》（电监会令第9号）； 28、《电网运行规则》（试行）（电监会令第22号）；

29、《防雷装置设计审核和竣工验收规定》（中国气象局令第21号）。 1.2.5 部门规范性文件

1、《关于切实加强电力建设工程质量安全监督管理的紧急通知》（国家、建设部、国家安监总局、国家电监会、发改能源[2005]1690号）；

2、《国家突发公共事件总体应急预案》（2006年1月9日）； 3、《关于全面加强应急管理工作的意见》 （国发[2006]24号）； 4、《关于进一步做好防雷减灾工作的通知》（国办发明电[2006]28号）； 5、《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）；

6、《关于进一步加强企业安全生产工作的通知》（国发[2010]23号）；

7、《关于加强重大工程安全质量保障措施的通知》（发改投资[2009]3183号）；

8、《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字[2004]56号）；

9、《关于规范重大危险源监督与管理工作的通知》（安监管协调字[2005]125号）；

10、《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）；

11、《监管总局关于开展工程建设领域安全生产突出问题排查

工作的通知》（安监总管二[2009]229号）；

12、《监管总局关于印发金属非金属矿山建设项目安全评价报告编写提纲的通知》（安监总管一[2016]49号）；

13、职业病分类目录（国卫疾控发[2013]48号）；

14、《职业病危害因素分类目录》（卫法监发[215]92号）；

15、《电力企业应急预案评审与备案细则》（国能综安全[2014]953号）； 16、《光伏发电企业安全生产标准化创建规范》国能安全[2015]127号； 17、《关于加强电力建设起重机械安全管理的通知》（电监安全[2006]28号）；

18、《关于印发＜电力突发事件应急演练导则（试行）＞等文件的通知》（电监安全[2009]22号）；

19、《电力企业应急预案管理办法》 （电监安全[2009]61号）； 20、《关于深入开展电力安全生产标准化工作的指导意见》（电监安全[2011]21号）；

21、《关于印发＜发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准＞的通知》（电监安全[2011]23号）；

22、《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）；

23、《关于印发＜电力安全标准化达标评级管理办法（试行）＞的通知》（电监安全[2011]28号）；

24、《国家电网公司安全生产工作规定》（国家电网总[2003]407号）； 25、《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）（国家电网公司2009版）；

26、《光电工程（项目）安全预评价编制报告规定》（水电规安办

[2010]121号）；

27、《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企[2012]16号）； 28、《光伏发电机组并网安全条件及评价标准》（国家电力监管委员会电力监管专员办公室2011年12月）。 1.2.6 国家标准

1、《工业与民用电力装置的接地设计规范》（GBJ65－1983）； 2、《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87－1985）； 3、《企业职工伤亡事故分类》（GB41－1986）； 4、《作业场所微波辐射卫生标准》（GB10436－19）； 5、《消防安全标志》（GB13495－1992）； 6、《低温作业分级》（GB/T14440－1993）； 7、《电能质量公用电网谐波》（GB/T149－1993）； 8、《消防安全标志设置要求》（GB15630－1995）； 9、《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222－1995）； 10、《电力设施抗震设计规范》（GB50260－1996）；

11、《光伏器件2部分：标准太阳电池的要求》（GB/T95.2－1996）； 12、《高压输变电设备的绝缘配合》（GB311.1－1997）； 13、《中国地震动参数区划图》（GB18306－2001）；

14、《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》（GB/T18479－2001）； 15、《岩土工程勘察规范[2009年版]》（GB50021－2001）；

16、《绝缘配合 第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则》（GB/T311.2－2002）；

17、《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019－2003）；

18、《工业管道的基本识别色、识别符号和安全标识》（GB7231－2003）；

19、《机械安全 防护装置 固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》（GB/T8196－2003）；

20、《工作场所职业病危害警示标识》（GBZ158－2003）； 21、《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343－2004）； 22、《国家电气设备安全技术规范》（GB19517－2004）； 23、《安全防范工程技术规范》（GB50348－2004）； 24、《建筑照明设计标准》（GB50034－2004）； 25、《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939－2005）； 26、《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140－2005）； 27、《光伏（PV）系统电网接口特性》（GB/T20046－2006）； 28、《手持式电动工具的管理、使用、检查和维修安全技术规程》（GB/T3787－2006）；

29、《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－2006）； 30、《室外排水设计规范》（2011年版）（GB50014－2006）； 31、《防止静电事故通用导则》（GB12158－2006）；

32、《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》（GB/T20047.1－2006）；

33、《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》（GB/T 20047.2－2006）；

34、《生活饮用水卫生标准》（GB5749－2006）；

35、《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）；

36、《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）；

37、《入侵报警系统工程设计规范》（GB50394－2007）； 38、《电力工程电缆设计规范》（GB50217－2007）； 39、《视频安防监控系统工程设计规范》（GB50395－2007）； 40、《个体防护装备选用规范》（GB11651－2008）； 41、《系统接地的型式及安全技术要求》（GB14050－2008）； 42、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223－2008）； 43、《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801－2008）； 44、《3－110kV高压配电装置设计规范》（GB50060－2008）； 45、《用电安全导则》（GB/T13869－2008）；

46、《电能质量 供电电压偏差》（GB/T12325－2008）； 47、《电能质量 电压波动和闪变》（GB/T12326－2008）； 48、《电能质量 三相电压不平衡》（GB/T153－2008）； 49、《特低电压（ELV）限值》（GB/T3805－2008）； 50、《安全色》（GB23－2008）；

51、《安全标志及其使用导则》GB 24－2008； 52、《带电作业用绝缘手套》GB 17622－2008；

53、《工业企业厂内铁路、道路运输安全规程》（GB4387－2008）； 、《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116－2008）； 55、《火灾分类》（GB/T4968－2008）；

56、《工业金属管道设计规范》（GB50316－2008）； 57、《高温作业分级》（GB/T4200－2008）；

58、《外壳防护等级（IP代码）》（GB4208－2008）； 59、《足部防护电绝缘鞋》GB 12011－2009；

60、《生产过程危险和有害因素分类与代码》（GB/T13861－2009； 61、《供配电系统设计规范》（GB50052－2009）；

62、《太阳能光伏照明装置总技术规范》（GB24460－2009）； 63、《建筑物防雷设计规范》（GB50057－2010）； 、《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）； 65、《工业企业设计卫生标准》（GBZ1－2010）；

66、《消防应急照明和疏散指示系统》（GB17945－2010）； 67、《交流无间隙金属氧化物避雷器》（GB11032－2010）； 68、《用人单位职业病防治指南》（GBZ/T225－2010）； 69、《建筑地基基础设计规范》（GB50007－2011）； 70、《电力安全工作规程（电力线路部分）》GB26859－2011；

71、《电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》GB26860－2011； 72、《电力安全工作规程（高压试验室部分）》GB26861－2011； 73、《通用用电设备配电设计规范》（GB50055－2011）； 74、《低压配电设计规范》（GB500－2011）；

75、《35kV－110kV变电站设计规范》（GB50059－2011）； 76、《建筑地基基础设计规范》（GB50007－2011）； 77、《工业企业总平面设计规范》（GB50187－2012）； 78、《光伏发电站设计规范》（GB50797－2012）；

79、《光伏发电站施工规范》（GB50794－2012）； 80、《光伏发电工程施工组织设计规范》GB/T50795－2012； 81、《光伏发电工程验收规范》（GBT50796－2012）； 82、《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T29321－2012； 83、《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343－2012）； 84、《土方与爆破工程施工及验收规范》（GB50201－2012）；

85、《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T29639－2013）；

86、《建筑设计防火规范》（GB50016－2014）； 87、《职业健康监护技术规范》（GBZ188－2014）； 88、《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－2014）。 1.2.7 安全生产行业技术标准

1、《安全评价通则》（AQ8001－2007）； 2、《安全预评价导则》（AQ8002－2007）；

3、《企业安全生产标准化基本规范》（AQ/T9006－2010）。 1.2.8 电力行业技术标准

1、《电力设备典型消防规程》（DL5027－2015）；

2、《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84－1996）； 3、《六氟化硫电气设备气体监督导则》（DL/T595－1996）； 4、《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596－1996）； 5、《交流电气装置的接地》（DL/T621－1997）；

6、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620－1997）； 7、《光伏（PV）发电系统过电压保护——导则》（SJ/T11127－1997）； 8、《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》（DL/T639－1997）；

9、《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T 724－2000）；

10、《电力系统安全稳定导则》（DL/T755－2001）；

11、《电测量及电能计量装置设计技术规程》（DL/T5137－2001）； 12、《电力系统安全自动装置设计技术规范》（DL/T5147－2001）； 13、《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044－2004）； 14、《电力用直流电源监控装置》（DL/T 856－2004）； 15、《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ46－2005）；

16、《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T995－2006 ） ； 17、《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352－2006）； 18、《电网运行准则》（DL/T1040－2007）； 19、《电力技术监督导则》（DL/T1051－2007）；

20、《高压电气设备绝缘技术监督规程》（DL/T10－2007）； 21、《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》（DL/T5394－2007）； 22、《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587－2007）； 23、《通信中心机房环境条件要求（YD/T1821－2008）； 24、《电力行业紧急救护技术规范》（DL/T692－2008）； 25、《起重机械定期检验规程》（TSGQ7015－2008）；

26、《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》（DL/T623－

2010）；

27、《电力变压器运行规程》（DL/T572－2010）； 28、《电力变压器检修导则》（DL/T573－2010）；

29、《电力系统通信自动交换网技术规范》（DL/T598－2010）； 30、《微机型防止电气误操作装置通用技术条件》（DL/T687－2010）； 31、《电力行业劳动环境监测技术规范》（DL/T799.1～799.7－2010）； 32、《光伏电站接入电网技术规范》（Q/GDW617－2011）； 33、《冻土地区建筑地基基础设计规范》（JGJ118－2011）； 34、《带电作业绝缘鞋（靴）通用技术条件》（DL/T676－2012 ） ； 35、《电力设施治安风险等级和安全防范要求》（GA10－2013）； 36、《电容型验电器》（DL740－2014）；

37、《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044－2014）； 38、《电力设备典型消防规程》（DL5027－2015）。 1.2.9 其它技术资料

1、安全评价委托书； 2、企业法人营业执照；

3、****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目可行性研究报告； 4、可研报告审查意见；

5、核准批复文件、环境影响报告表批复文件、接入系统评审意见； 6、其它工程性技术资料等。

1.3 建设单位简介

****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目属*******股份有限公司的项目。主要经营太阳能发电投资运营，太阳能发电服务业务（包括前期开发、技术咨询、设计建设、安装调试、专业运营及维修服务）。

*******股份有限公司是中国最早从事太阳能系统集成工程设计和建设、集成技术研发和光伏产品制造的企业之一，横跨光伏、风电、火电三大领域，是集项目开发、投资、设计、建设、调试、运维为一体的综合型能源服务商。

*******股份有限公司在全球十大光伏系统集成商排名中位列全球前三、中国第一。具备了GW级光伏系统集成能力，与华电、大唐电力、中电投、华能、中节能、中广核等“五大四小”电力企业密切合作，所建设的大型并网地面电站遍布、青海、宁夏、内蒙古、等20余个省区，承建离并网电站3000多座，总规模达到200万千瓦。此外，公司大力开发投资光伏电站，2013年开发建设项目达50万千瓦，2014年预计达到100万千瓦，居全国第一。

1.4 评价程序

评价工作大体可分为以下三个阶段。

第一阶段为准备阶段，主要收集有关资料，进行初步的工程分析和危险、有害因素识别，划分评价单元和选择评价方法；

第二阶段为实施评价阶段，对工程安全情况进行类比调查，运用合适的评价方法进行定性或定量分析，提出安全对策措施；

第三阶段为报告书的编制阶段，主要是汇总第二阶段所得到的各种资料、数据，综合分析，提出结论与建议，完成安全预评价报告书的编制。

本次安全预评价工作程序如图1－1所示。

定性、定量评价 划分评价单元 前期准备 辨识与分析危险、有害因素 选择评价方法

编制安全预评价报告 提出安全对策措施建议 做出评价结论

图1－1 安全预评价程序

2 建设项目概况

2.1 项目地理位置

****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目建设规模为20MWp，本项目位于**市西北约15km 处，G3016清伊高速、G218国道以北，北临科古琴山，南临建材园通达路，交通方便。场区中心点 坐标约为：40°58'30\"N，81°07'07\"E。本项目位于**州**县，项目选址位于**县西南方向距离约10km的图开沙漠内，东距**市42km，北侧约 6km处有G3016清伊高速、G218国道通过，路网发达，交通便利。 场区中心点坐标约为：43°59'13.34\"N，80°48'17.26\"E。 场区的四角坐标为：

1#：4874512.680，484340.888； 2#：4874300.924，484792.807；

3#：4872867.652，484793.810； 4#：4872867.652，484340.231。

场区总占地面积约 69.67公顷，场区形状为直角梯形，场区东高西低，北高南低，海拔高度约为585－592m。

图1 交通位置图

2.2 周边环境

**县位于维吾尔自治区西北部，天山西段，**河谷西北部。南与察布查尔锡伯自治县相接，西邻哈萨克斯坦，东与**市、**县相邻，北与博乐市、温泉县相连。县城水定镇距乌鲁木齐市公路里程655km。有汉、维吾尔、回、哈萨克等29个民族全县总面积66.25km2，总人口357657人（2003年）。**县北依天山，南濒**河，西邻哈萨克斯坦，东距**市45km。312、218国道和欧亚通讯光缆贯穿全境。交通电信便捷，境内有联结中亚和西欧各国的通道，国家一级陆路口岸－－－－霍尔果斯口岸。**县是国内外进入**

的最重要的通道。**县北高南低，西北和东北分别是别珍套山和科古琴山，中部是黄土丘陵，南部是**河冲积平原，西南部为沙漠。境内有**河、霍尔果斯河等水系。属温带亚干旱气候，年均气温9.1°C，极端最高气温40.1°C，极端最低气温－42.6°C。年均降水219mm。

本工程场区位于**市附近的戈壁荒地上，场地所处地貌单元属山前冲洪积扇中部，地形起伏不大，，场区地形平坦开阔，地表分布有北向南呈树枝状的宽浅冲沟，地表有少量耐旱植被，呈荒漠戈壁景观。

场址区为荒漠戈壁，土地类型为国有未利用荒地，土地较为平坦开阔，适合建设光伏电站。站址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。站址附近也没有对电站造成污染的矿藏。 2.3 水文地质条件

本光伏电场规划区范围内及附近分布季节性冲沟和沟壑，场区地势由北向南倾斜，受地形地貌的控制，场区在洪水季节地表易汇水形成冲刷危害，设计时考虑洪水对场区建筑冲刷的影响，建议在场区北侧设计小型防洪堤坝。

根据现场踏勘、当地走访，对临近建筑工程、农业水利灌溉设施调查，对该区域水文地质资料、临近工程的岩土勘察资料的参考，本场区范围地下水埋深大于10m，设计不考虑地下水对地基基础的影响。

编制可研报告时，未进行水文地质勘探。 2.4 气象条件

1、主要气象要素

**农场测侯所1939年设立，**市气象站建于1951年8月。2004年**哈

萨克自治州气象局下属一个国家基准站（在**市）、一个国家基本站（在昭苏县）、8个一般站。**州气象局为当地经济建设、社会发展和人民生活提供公众天气预报、重大天气决策预报、气候预测、农业气象预报、气象卫星遥感应用、气象仪器计量检定、环境气象预报、地质灾害预报等项气象服务以及专业专项科技服务。

表 2－1 气象要素统计值表

序号 l 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 项 目 平均气温 （°C） 极端最高气温（°C） 极端最低气温（°C） 年平均降水量（mm） 年最大降水量（mm） 年平均无霜期（d） 年平均雷暴日数（d） 年平均大风日数（d） 年平均沙尘暴日数（d） 年平均大雾日数（d） 最大积雪深度（cm） 最大冻土深度（cm） 平均风速（m/s） 最大风速（m/s） 年平均气压（kPa） 空气平均相对湿度（%） 年蒸发量（mm） 年均日照时数（h） 年均日照百分率（%） 数值 11.9 40.1 －24.4 .8 158.6 210.0 18.4 16.0 7.5 1.4 46 76 1.9 30.9 871.8 51 2451.1 2785.3 63 备 注 1958 年7 月12 日出现 1959 年1 月12 日出现 1976 年2 月28 日 1955 年1 月20 日 19年5月2个出现 根据气象站的实测数据资料和场区的实际情况，进行气象条件的初步影响分析。**属中温带半干燥性气候。在干旱的是一 块气候特征较为独特的区域，这里雨水相对充沛、天气温润，被称为“瀚海湿岛”。夏季短促，冬季漫长，春季升温不稳定，秋季降温迅速；阳光充足，热量资源比較

丰富，空气湿度小，蒸发量大；日温差大，无霜期因地形纬度不同为140至180d。气温年变化十分明显，以1月最冷，极端最低温度可达－24°C以下；7月最热，平均温度在22－23°C，极端最高温度可达39－40°C。冬季最长，春长于秋，夏季最短。

2、气温条件影响分析

本工程所选逆变器的工作环境温度范围为－25°C～＋50°C，电池组件的工作温度范围为－40°C～＋85°C。正常情况下，太阳电池组件的实际工作温度可保持在环境温度加30°C的水平。

参照气象站提供的气象数据，当地极端最低气温－24.4°C，当地极端最高气温40.1°C，拟选场区的气温条件对太阳能电池组件的可靠运行及安全性没有影响。逆变器通过设置加热和通风系统，亦可以安全可靠运行。在太阳能电池组件的串并联组合设计中，需根据当地的实际气温情况进行相应的温度修正，以确保整个太阳能发电系统的安全性和在全年中有较高的运行效率。

（1）最大风速影响分析

本工程地处荒地，场址平坦四周无遮挡，场址区多年平均风速为1.9m/s，最大风速30.9m/s，低风速环境有助于增加太阳能组件的强制对流散热，降低电池组件板面的工件温度，从而在一定程度上提高发电量。但考虑到太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响，并以光伏支架及基础在极端最大风速下不损坏为基本原则。

（2）沙尘和雷暴影响

**年平均沙尘暴日数为7.5d。沙尘天气对大气影响较大，空气中粉尘量剧增，大气透明度大幅度降低，大气中的尘埃和粉尘大大阻挡和减弱了太阳直射。加之该区域气候干旱，植被稀少，在大风季节里，极易出现沙尘天气。

电站所处环境周边的沙尘较大，经常受到沙尘、强风的影响，电池板很容易积尘，影响发电效率。故应经常对电池组件进行清洗，保证电池组件的发电效率。光伏阵列的电池板面得清洗可分为定期清洗和不定期清洗。

**年平均雷暴日数18.4d。该雷电对光伏电站有一定的危害，电池阵列均固定金属支架之一，且电池阵列面积较广，需对防雷接地要求较高。

（3）积雪影响分析

太阳能电池板最低点距地面距离H的选取主要考虑以下因素： 1）高于当地最大积雪深度； 2）高于当地洪水水位； 3）防止动物破坏；

4）防止泥和沙溅上太阳能电池板；

5）当地年最大积雪厚度为46cm，所以本次设计H取0.5m。

**与**地形地貌相似，辐射近似。采用**太阳辐射监测站的数据对本建设项目进行太阳能资源分析基本可靠。

**太阳辐射监测站属于国家基准站，位于**市城郊。辐射数据对本项目具有代表性，可作为光伏发电场数据分析计算的依据。 2.5 光能资源

1、**太阳辐射量分析

根据1993年－2010年**气象局提供的辐射资料，绘制出近 18年太阳总辐射量年际变化图，见图2。

8000.007000.00辐射量(MJ/m2·a)6000.005000.004000.003000.002000.001000.000.00199319951997199920012003200520072009年

图2 **近18年太阳总辐射量年际变化图

根据1993年－2010年**气象局提供的辐射资料，绘制出近 18年日照时数年际变化图，见图3。

290028002700日照时数(h)260025002400230022002100199319年9419年9519年9619年9719年9819年9920年0020年0120年0220年0320年0420年0520年0620年0720年0820年0920年10年年

图3 **近 18日照时数年际变化图

图 2－6为**日照百分率的年际变化图。

7060日照百分率(%)504030201001993年1995年1997年1999年2001年2003年2005年2007年2009年2001年2003年2005年2007年2009年年

图4 **日照百分率的年际变化图

做出收集到的**太阳辐射资料太阳辐射量月际变化图，如图 5所示。

3025辐射量(MJ/m2·d)201510501234567101112月

图5 **近18年平均太阳总辐射量月际变化图

**近18年日照时数月际变化图，见图6。

1210日照时数(h/d)8201234567101112月

图6 **近 18年月平均日照时数月际变化图

**近18年各月日照百分率月际变化图，见图7。

2.52日照百分率(h/d)1.510.501234567101112月图7

**近 18年月平均日照百分率月际变化图

2、太阳能资源丰富程度评估

根据QX/T－2008《太阳能资源评估方法》，太阳能资源丰富程度的评估以太阳能总辐射的年总量为指标，其评估等级见表2－2。

表2－2

太阳总辐射年总量 资源丰富程度 ≥1750kW·h/（m2·a） 6300MJ/（m·a） 1400－1750kW·h/（m2·a） 5040－6300MJ/（m·a） 1050－1400kW·h/（m2·a） 3780－5040MJ/（m·a） ＜1050kW·h/（m2·a） ＜3780 MJ/（m·a） 2222资源最丰富 资源很丰富 资源丰富 资源一般 距离本工程站址最近的气象站为**市气象站（站号：51431），位于**市飞机场路 136号，位置坐标：E81°22′，N43°57′，观测场海拔高度 662.5m，风速感应器距地面高度10.5m。**气象站为国家基准气象站，二级辐射观测站，有基本气象资料及辐射资料观测记录。气象站距拟建场址约20km，与场址区之间无大山阻隔，海拔相近，属于同一气候区。

**（同**）平均太阳能辐射量为15.47MJ/m2·d，折合年平均太阳能辐射总量56.8MJ/m2·a，年均日照时数为2609.28h/a。

从图2可以看出，近18年来数据相对稳定，年总辐射量多稳定在5300－5700MJ/m2之间。18年间的平均太阳能辐射量为56.8 MJ/m2。最大值出现在1993年，达6712.32MJ/m2。最小值出现在2004年，为5098.01MJ/m2。

图3为**日照时数的年际变化图，最大值出现在2000年为 2824.8h，最小值出现在 1995年为 2366.8h。全区年日照时数基本稳定在 2500－2600h之间。

图4为**日照百分率的年际变化图，最大值出现在1997年为 %，最小值出现在 1995年为53%。

图5可以看出，**地区太阳辐射月际变化较大，其数值在6.33－

24.67MJ/m2·d之间，月总辐射量从3月开始急剧增加，6月达到最高值，为24.67MJ/m2·d，到8月后迅速下降，冬季12月达到最小值，为6.33MJ/m2·d。

图6中可以看出，**近18年间平均日照时数，1－5月逐月增加， 6、7、8月份较平稳，处于全年日照时数最大区，10月之后日照时数开始逐月递减。

图7中可以看出，一年之中**地区的日照百分率较平稳，其中6－11月的日照百分率最高。

**地区在我国属太阳能资源二类地区，属于我国太阳能资源较丰富地区，开发利用潜力大。从太阳能资源利用角度来说，在本项目地建设光伏电站的太阳能资源条件良好，适合建设大型太阳能光伏发电场。

3、光伏电站光资源计算 （1）计算原则

由于太阳辐射的随机性，无法事先确定光伏系统安装后方阵面上各个时段确切的太阳辐射量，只能根据气象站记录的历史资料作为参考，而且应用多年（在10年以上）的太阳辐射数据取平均值。然而通常气象站提供的只是水平面上的太阳辐射量，而电池方阵一般是倾斜放置的，需要将水平面的太阳总辐射量转换成倾斜面上的辐射量。在光伏并网电站系统设计中，如果按天进行能量的平衡计算，即没有意义，也太繁琐，更不能按照小时计算，而按年为周期进行计算有太粗糙，因此最合理的是按照月进行能量平衡的计算。

（2）固定式电池方阵的最佳倾角计算

为了使光伏方阵表面接收到更多太阳能量，根据日地运行规律，方阵表面最好是朝向赤道（方位角为0度）安装，并且应该倾斜安装，对于光伏并网电站来说，由于所产生的电能全部输入电网，得到充分利用，因此只要使方阵面上全年接收到最大辐射量即可。

本工程利用**地区的水平面上的辐射量运用光伏软件 PVSYST计算出**县电池板倾斜面上的辐射量，结果见表 2－3。

表2－3 固定式太阳能电池板阵列倾角在20度－45度时月平均日辐射量计算结果统计表

各月平均倾日辐射量2斜 （kw.h/m.d） 角度 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 2. 2.93 2.96 3.00 3.03 3.06 3.09 3.12 3.15 3.18 3.67 3.70 3.74 3.77 3.80 3.82 3.85 3.88 3.90 3.93 4.42 4.44 4.46 4.48 4.50 4.51 4.53 4. 4.56 4.57 5.25 5.25 5.26 5.26 5.26 5.26 5.26 5.25 5.25 5.24 6.03 6.02 6.00 5.99 5.97 5.95 5.93 5.91 5. 5.86 6.67 6.65 6.62 6.59 6.56 6.53 6.50 6.46 6.43 6.39 6.51 6.49 6.46 6.44 6.42 6.39 6.36 6.33 6.30 6.27 6.10 6.10 6.10 6.09 6.08 6.07 6.06 6.05 6.04 6.02 5.38 5.40 5.42 5.43 5.45 5.46 5.47 5.48 5.49 5.5 4.58 4.61 4.65 4.68 4.72 4.75 4.78 4.81 4.83 4.86 3.42 3.46 3.50 3.53 3.57 3.61 3. 3.68 3.71 3.75 2. 2.57 2.60 2.63 2.66 2.70 2.73 2.75 2.78 2.81 3.21 3.24 3.27 3.29 3.32 3.34 3.37 3.39 3.41 3.95 3.97 4.00 4.02 4.04 4.05 4.07 4.09 4.10 4.58 4.59 4.60 4.61 4.61 4.62 4.63 4.63 4.63 5.24 5.23 5.22 5.21 5.20 5.18 5.17 5.16 5.14 5.84 5.81 5.78 5.75 5.72 5.69 5.66 5.62 5.59 6.35 6.32 6.28 6.24 6.20 6.15 6.11 6.06 6.01 6.23 6.20 6.16 6.12 6.09 6.05 6.01 5.97 5.92 6.01 5.99 5.97 5.95 5.93 5.91 5.88 5.86 5.83 5.50 5.51 5.51 5.52 5.52 5.52 5.51 5.51 5.51 4. 4.91 4.93 4.95 4.98 4.99 5.01 5.03 5.04 3.78 3.81 3.84 3.87 3.90 3.92 3.95 3.97 4.00 2.84 2.86 2. 2.92 2.94 2.96 2.99 3.01 3.03 39 40 41 42 43 44 45 3.43 4.12 4.63 5.12 5.55 5.96 5.88 5.8 5.5 5.06 4.02 3.05 3.45 3.47 3.49 3.51 3.53 3. 4.13 4.14 4.16 4.17 4.18 4.18 4.63 4.63 4.63 4.63 4.62 4.62 5.10 5.08 5.06 5.04 5.02 4.99 5.51 5.48 5.44 5.4 5.36 5.31 5.91 5.86 5.81 5.76 5.7 5. 5.83 5.79 5.74 5.69 5. 5.59 5.77 5.74 5.70 5.67 5. 5.6 5.49 5.49 5.48 5.46 5.45 5.44 5.07 5.08 5.09 5.1 5.11 5.12 4.04 4.07 4.09 4.1 4.12 4.14 3.07 3.09 3.11 3.12 3.14 3.16

00.00倾斜面上辐射量(MJ/m2a）6380.006360.006340.006320.006300.00252627282930313233343536373839度图8 电池阵列不同倾斜面上太阳辐射量比较图

从上表的计算可以看出，该项目倾角等于34°时全年接受到的太阳能辐射能量最大，为4.87kw.h/m2·d，折合04.76MJ/m2·a。

项目地的整体地势为西高东低，北高南低，东西方向坡度约为1.5%，南北方向基本水平，坡度不到1%，此坡度为电站竖向布置的容许坡度。在施工阶段可以采用调节电池板支架基础高度等方式使电池板的方位角保持0°，电池板的南北方向倾角选用接收到辐射量最大的角度，从而确定本项目太阳能光伏阵列安装最佳倾角为34°。

4、光资源综合评述

通过综合分析和比较，可以看出本项目开发区太阳能资源较丰富，在倾角度为32°时，倾斜面所接收到的年总辐射量为04.76MJ/m2以上。太阳能利用前景广阔，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。

2.6 工程地质条件

1、 区域地质构造

勘察区出露地层为巨厚的第四系全新统卵石，构成广阔的山前砾质倾斜平原和冲洪积平原，岩性主要以卵石为主，分布于冲洪积扇下缘的亚沙土及沙层为主。卵石分选性较好，磨圆度中度，一般粒径2－10mm，最大粒径40mm，沙土质充填物约占30%，总厚度不超过300m。

2、区域稳定性评价

本区为近、现代地震活动性较强地区、上世纪九十年代，中国以及南疆地震区进入一个新的地震潮幕，**周边的伽师曾发生多次6 级以上上中强地震，这些中强震既有主震、余震型也有群震型。根据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306－2001），勘察区地震动峰值加速度0.20g，对应地震基本烈度8度。勘察区地基土为砾沙，地下水埋深大于15m，可不考虑地基土液化问题。勘察区地段属中硬场地土，场地类别为II类。

3、场区岩土工程条件

场地地层岩性。根据现有资料及现场踏勘，拟建场地地层主要为角砾地层，对其岩性描述如拟建光伏电站场址下：

卵石：青灰色、灰褐色，稍湿，中密，一般粒径2－10mm，最大粒径40mm，颗粒形状以棱角形为主，级配良好，骨架颗粒呈交错排列，大部分接触，锹镐可挖掘，井壁取出大颗粒后能保持凹面形状，稍密—中密状态，干燥－稍湿，充填物为粗中沙，无胶结；骨架颗粒主要成分以花岗岩、石英、长石为主，局部夹薄层细沙，层厚大于8m，分布连续，层厚稳定。

4、不良地质现象

经现场踏勘，本工程建设范围及周边不存在滑坡、崩塌及泥石流等不良地质作用，本工程建设可不考虑不良地质作用的影响。

5、冻土深度

根据《中国季节性冻土标准冻深线图》及项目建设地的气象资料，场址区地处多年冻土区，最大冻土深度为地面以下80cm。根据《建筑地基基础设计规范》附录G 表G..0.1，判定场地为不冻胀性土。

6、场地的稳定性和适宜性评价

根据本工程场址区的区域地质资料，站址区及附近无活动构造，场地无不良地质作用，地形较平坦开阔，地基土层主要为坚硬的卵石土层，厚度较大，分布连续，场地稳定，适宜工程建设。

（1）场址区地基土物理力学性质

场址区目前为荒漠戈壁滩，场区建筑物基础荷载影响深度范围内地层主要由角砾层构成，地层较稳定连续，承载力较高，结构稍密—中密，抗变形能力较强，可作为较好的天然地基。其物理力学指标根据当地工程建设经验建议如下：

卵石：fak＝300kPa，Φk＝40°，γ＝22kN/m3，Es＝35Mpa。 （2）地基土腐蚀性评价

根据现场踏勘，场地环境类别按III类考虑，依据《岩土工程勘察规范》（GB50021－2001）及临近工程易容盐试验成果报告判定场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土中的钢筋具中腐蚀性，对钢结构具中腐蚀性。

（3）场址区地基基础评价

场址区目前为戈壁荒滩，地势较平缓开阔，本光伏工程建筑物基础埋置深度及荷载影响深度范围内主要由角砾地层构成，地层分布连续稳定，厚度大，结构稍密至中密，压缩性较低，承载力较高，建筑物基础可采用天然地基，不需进行地基处理。

7、结论与建议

（1） 本工程场区位于**市附近的戈壁荒地上，场地所处地貌单元属山前冲洪积扇中部，地形起伏不大，海拔高程585m左右，总体地势由东北向西南倾斜，场区地形平坦开阔；

（2）场址区建筑物基础埋深及荷载影响深度范围地基土层为碎石土层，地层分布连续稳定，其物理力学指标推荐位：fak＝300kPa，Φk＝40°，γ＝22kN/m3，Es＝35MPa；

（3）场区与活动断裂满足规范要的最小安全距离，本工程建设不受断裂的影响，属于构造稳定区；

（4）场址区无崩塌、塌方、滑坡、泥石流等不良地质现象，场地稳定安全，适宜工程建设；

（5） 场址区地震动峰值加速度为0.20g，抗震设防烈度为8度，地震分组为第二组。场址区属抗震有有利地段，场地类别为II类；

（6）本工程建设不考虑地下水对建筑物基础的影响，设计时考虑洪水对场区建筑冲刷的影响，建议在场区北侧设计小型防洪堤坝；

（7）最大冻土深度为80cm；

（8） 场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土中的钢筋具中腐蚀性，对钢结构具中腐蚀性。 2.7 项目任务和规模

1、项目任务

近年来光伏发电技术快速发展，成为具有大规模开发和商业化发展前景的新能源发电方式，世界光伏发电装机以年均30%以上的速度增长，光伏电池组件光电转换效率逐年提高及系统集成技术日趋成熟，单机容量不断增加，发电成本逐步降低，已成为公认的未来替代能源之一，开发大规模并网光伏发电项目是实现能源可持续发展的重要举措，本项目充分利用当地丰富的太阳能资源建设光伏发电场，发出绿色无污染电力，可以改善当地电力系统的能源结构，实现电力供应的多元化，提高电网中可再生能源发电的比例，优化电源结构，推动社会和经济的可持续发展。

本工程任务主要是发电，为当地提供清洁的电能。 2、项目规模

本工程的主要任务是建设高压并网光伏电厂，充分开发利用**地区丰富的太阳能资源，建设绿色环保的新能源。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划占地面积和阵列单元排布等方面综合分析，本工程规划建设规模为20MWp。 2.8 站址选择及平面布置

1、站址选择

****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目，中心地理位置约为北纬43°59'13.34\"N″，东经80°48'17.26\"，电站场址高程约为585－592m。项目选址位于**县西南方向距离约10km的图开沙漠内，东距**市42km，北侧约6km处有G3016清伊高速、G218国道通过，路网发达，交通便利。

本期光伏电场总装机容量为20.188MWp，场区总占地面积69.67 公顷，场区形状为直角梯形，场区东高西低，北高南低，海拔高度约为585－592m。

（1）太阳能资源丰富

综上所述，场址区与**气象站地理位置接近，均属同一气候区；两地太阳辐射的影响因素（太阳高度角、天气状况、海拔高度及日照时数）较为接近；本阶段选取的工程代表年太阳总辐射量为56.8MJ/m2∙a。从太阳能资源利用的角度来说，项目所在地太阳能资源属资源较丰富区。

（2）地形地貌适宜

**（一期）20兆瓦并网光伏发电项目根据本工程场址区的区域地质资料，站址区及附近无活动构造，场地无不良地质作用，地形较平坦开阔，地基土层主要为坚硬的卵石土层，厚度较大，分布连续，场地稳定，适宜工程建设。

总体来说，本区域工程地质条件较好。 （3）接入系统便利

根据规划方案，项目本期建设规模20.188MWp，光伏电站由20个光伏逆变单元组成，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35kV；在场内使用35kV电缆汇流，汇流后，经电缆接入本期建设的35kV开关站内，再由35kV开关站出1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线，线路长约12km。电缆拟选用LGJ－240型导线。

（4）场址内及周边环境条件

场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。场址周围没有草场，也没有对电站造成污染的厂矿。

（5）交通条件

项目选址位于为**县城西南方向42km处，有未利用地，交通较为便捷、运输较便利。

（6）当地的支持力度

当地对光伏发电项目均大力支持，承诺供法律及允许的各种优惠及便利条件，以支持光伏发电项目在本地的建设。

经综合考虑多种因素，该处场址的选择在技术上是可行的，具备建设大型光伏电站的条件。

2、总平面布置图见附件 2.9 光电系统配置及设备选择 2.9.1 光电系统配置

在项目地区，倾斜面上中午的瞬间辐射强度可能大于1000W/m，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳能电池组件的串联组数为20块/串。固定阵列布置方式以1MWp为一个基本发电单元，全厂20MWp发电容量共20个基本发电单元。每20块电池组件组成一串，每2串组成一面电池板阵，每面电池板阵输出电压600V，输出功率9600Wp。

根据电池组件的串联数及500kW逆变器额定输入功率及最大允许输入功率得出单台500kW 逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为103串。1MWp 基本发电单元并联组总数为103×2＝206串，电池组件数量为 20×206＝4120串。全厂20MWp需要这种电池板支架数量为206/2×20＝2060 套，需要这种电池组件40×2060＝82400块，电站实际装机容量为20.188MWp。

每1MWp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35kV；在场内使用35kV电缆汇流，汇流后，经电缆接入本期建设的35kV开关站内，再由35kV开关站出1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线，线路长约12km。电缆拟选用LGJ－240型导线。 2.9.2 主要设备选择

1、短路电流计算

（1）计算目的：校验本工程投运后对系统有关各点短路电流水平的影响，并为本工程的设备选型提供依据；

（2）计算水平年：2020年；

（3）计算网架及电源：计算网架为2020年**州地区目标电网及主电网等效电源；

（4）电压取基准值，即230/115/37，基准容量为100MVA。 表2－4 短路电流计算结果表 短路点母线名称 三道河变110kV升压站35kV母线 光伏场内开关站35kV母线 三相短路电流（kA） 3.60 2.82 三相短路容量（MVA） 229.21 180.77 通过短路电流计算，本工程投运后对系统有关各点短路电流水平影响不大，对本工程的设备选型没有特殊要求。

35kV配电装置短路电流水平暂按31.5kA考虑，选型时考虑一定裕量，待本区光伏发电接入系统设计审定后再进行校验。

2、设备使用环境条件 海拔高程 585-592m 年平均气温 11－13°C 最低气温 －33.8°C 最高气温 39.2°C 最大风速 30.9m/s

3、逆变器的选择根据工程实际情况，考虑到未来工程扩建的需要以及国内外大型并网发电系统的成功案例，在电气线路上将20MWp分成20个的1MWp系统。并网逆变器的选择500kW。本工程由20个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由2台500kW并网逆变器及太阳能方阵

组成。并网逆变器输出0.315kV三相交流。

逆变器允许的最高直流电压：1000V；最大功率跟踪点电压：820V；逆变器输入电压范围为450V－1000V。将选定的245Wp太阳能板每20块串联成一串，每2串组成一面电池板阵，每面电池板阵输出电压600V，输出功率9600Wp。根据电池组件的串联数及500kW逆变器额定输入功率及最大允许输入功率得出单台500kW逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为103串。1MWp基本发电单元并联组总数为103×2＝206串，电池组件数量为20×206＝4120串。全厂20MWp需要这种电池板支架数量为206/2×20＝2060套，需要这种电池组件40×2060＝82400块，电站实际装机容量为20.188MWp。

1MWp光伏并网系统采用2台500kW逆变器，由于500kW逆变器输出为3相0.270kV，所以需将逆变器输出接入升压变压器，并入公共高压电网运行。

系统配置表2－5：

表2－5 总功率（kWp） 逆变器数量（台） 变压器数量（台） 500kW 500 1 0 1MWp 1000 2 1 20MWp 2000 40 20 备 注 0.270kV/35kV，1000kVA 采用40台500kW组成20MWp系统。 国内外生产500kW逆变器现场运行时间都比较长，产品成熟度高；所需逆变器较少，系统较为简单，转换效率较高。

4、35 kV出线设备主要参数选择

（1）隔离开关 额定电压 40.5kV

额定电流 1250A 额定频率 50Hz

额定短时耐受电流 31.5KA/4S 额定峰值耐受电流 80kA 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 185kV 额定短时工频耐受电压（有效值） 95kV （2）避雷器

额定电压 kV 持续运行电压 43.2kV 直流1mA参考电压 73 kV 操作冲击残压 114kV

雷电冲击残压 134kV 徒破冲击残压 1kV 5、35kV开关设备主要参数选择

35 kV开关设备采用固定式手车柜，开关采用真空断路器。 （1）真空断路器

额定电压 40.5kV 额定电流 1250/630A 额定频率 50Hz 额定短路开断电流 31.5kA 额定短路开合电流 80kA

额定短时耐受电流 31.5kA/4S 额定峰值耐受电流 80kA 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 185kV 额定短时工频耐受电压（有效值） 95kV 6、箱式升压变压器

本工程选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比较优越等优点的箱式变。升压变压器采用双绕组油浸式变压器，电压等级分别为35/0.315kV。35kV侧采用负荷开关加熔断器。

（1）35kV双绕组升压变压器

型式 双绕组升压变压器 容量 1000kVA

变比 38.5±2×2.5%/0.270 kV/0.270kV 调压方式 无励磁调压 联接组标号 D，yn11，yn11 短路阻抗 6.5%

冷却方式 自冷/风冷 （2）35kV负荷开关

额定电压 35kV 最高工作电压 40.5kV 额定电流 630A 额定短时耐受电流 25kA/4S 额定峰值耐受电流 63kA （3）35kV熔断器

额定电压 40.5kV 额定电流 40A 熔体额定电流 31.5A （4）35kV避雷器

额定电压 42kV 持续运行电压 23.4kV

标称放电电流 5kA 直流1mA参考电压 ≥73kV 操作冲击电流残压（峰值） ≤114kV 雷电冲击电流残压（峰值） ≤134kV 徒波冲击残压（峰值） ≤1kV （5）低压断路器（低温型）

额定电压 400V 额定电流 630A 极限分断能力 ≥50kA 7、35kV接地变压器

形式 三相油浸式双绕组变压器 容量 630kVA

变比 35±2×2.5%/0.4kV 调压方式 无励磁调压 联接组标号 ZN，ynll 短路阻抗 6.5%

冷却方式 自冷/风冷 8、厂用箱式变压器

形式 油浸变压器 容量 500kVA

变比 S11－100/35 调压方式 无励磁调压 联接组标号 D，ynll 短路阻抗 6.5%

冷却方式 自冷/风冷

表2－6 主要设备表 序号 1 2 1 2 3 4 名 称 太阳能电池组件全固定式 防雷汇流箱 并网逆变器 35kV美式箱变 型号及规范 一、光伏阵列部分电气设备 245Wp 电缆及其它附件，含支架 16路输入 二、逆变及配电部分电气设备 500kWp，270V 含 S11－1000/35等高低压设备 单位 块 套 台 台 台 面 数量 82400 2060 260 40 20 20 20 备注 300低压开关柜 MCC 控制柜 厂用箱式变电站 面 含网络通讯装置等 三、35kV开关站一次部分电气设备 内含：S11－100/35 台 1 3 2 3 4 1 所用变压器 无功补偿装置 35kV站用接地变压器 35kV高压开关柜 内含：S11－200/35 SVG－35 －2－＋2MVar DKSC1－630/35， 消弧线圈630kVA 台 套 套 面 面 面 面 面 面 1 1 1 1 4 1 1 1 1 送出线柜 电缆馈线柜 PT柜 接地变出线柜 SVG出线柜 KYN61－40.5 KYN61－40.5 KYN61－40.5 KYN61－40.5 KYN61－40.5 四、35kV开关站二次部分 小接地选线装置1套，公用测控单元1套 1）通讯管理机1台，2）GPS同步卫星对时装置，3）调制解调器2台， 4）通道隔离器2台，5）工业用以太网交换机2台 6）远动通信装置2台，通道切换装置1台 35kV线路光纤差动保护测控装置1台，打印机1台 公用测控屏 2 远动屏 面 1 3 4 35kV线路光纤差动保护屏 面 面 1 1 光纤差动保护装置型号与对侧一致 安装于开关柜内 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 35kV母线保护母线保护装置1台、打印机1台 屏 35kV线路、包含4个线路保护测控单元，1个接SVG、接地变兼地变保护测控单元、1个SVG保护测站用变保护测控单元 控装置 接入路由器3台，接入交换机5台，电力调度数据纵向认证装置5台，电能量远方终端网络屏 1台，地调端接口设备 有功、无功功服务器（有功、无功功率测控系统） 率测控系统 频率电压紧急频率电压紧急控制装置 控制屏 三相四线电度表，有功0.2S，无功电度表屏 2.0 三相四线电度表，有功0.5S，无功智能型电度表 2.0 UPS逆变电源5KVA UPS逆变电源装置 屏 高频开关直流100Ah，220V，由4面屏组成；蓄电电源屏 池屏2面；充电馈线柜2面 监控主机及操2台主机、显示器、报警音响，1台作员站 打印机 火灾报警控制JB－QB－6800/32DB 系统 监控系统，球型彩色摄像机个预视频监控系统 置点 微机防误闭锁含微机防误闭锁功能，包含全所锁装置 具，配后台显示，系统PIV2.8G 台 6 面 面 面 块 块 面 套 套 套 套 套 2 1 1 2 6 1 1 1 1 1 1 出线关口计量表 安装于开关柜内 DELL主机彩显、打印机 17 18 19 20 电能质量监测屏 光功率预测屏 天气预报服务器屏 数字式故障录波屏 电能质量在线监测装置1台 光伏电站功率预测系统 天气预报系统 数字式故障录波装置1台 面 面 面 面 1 1 1 1 2.10 电气 2.10.1 一次电气

1、光伏发电工程电气主接线

本期建设规模为20MW，全部采用245Wp多晶硅电池组件，电站共设20个1MWp的子方阵。每500kWp太阳电池经一台一体化500kW逆变器构成一个光伏发电单元，每个光伏发电单元经500kW逆变器将直流电转换为低压交流电，逆变器室两个光伏发电单元经1台1000kVA双绕组升压变压器将逆变器输出交流电压升压。

本工程为每个1MWp逆变器的2台500kW逆变器出口电压（0.315kV）经一台容量为1000 kVA升压变电站升压至35kV后，再由35kV开关站出1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线，线路长约12km。电缆拟选用LGJ－240型导线。

此方式光伏电站主要电气设备需20台1000kVA、35/0.315/0.315kV箱式升压变电站，8面35kV高压开关柜以及户外设备（含断路器、CT、PT、避雷器、避雷针等）。

电站共20个1MWp光伏发电单元，每个发电单元设置1台 1000kVA、35kV双绕组箱式变，5台35kV双绕组箱式变再高压侧并联为1个联合进线单元；4个联合进线单元分别接入35kV 母线侧，汇流为1回35kV出线接入地方电网。电站采用单母线接线，4回进线，1回出线。

2、无功补偿

根据国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617－2011标准对光伏电站并网的要求，逆变器技术参数应明确功率因数能在进相0.95－滞相0.95之间连续可调及具备低电压穿越能力。

本电站除需满足站内箱变、集电线路等的无功损耗外，还需具有一定的调节范围要求，因此本阶段暂按在升压站35kV侧设置一套连续可调的－2MVar－＋2MVar无功补偿装置（SVG）。

该无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，并满足电网电压波动要求，同时具有滤波功能，以满足电网对供电质量的要求。下阶段将根据接入系统方案要求对无功补偿容量及方案进行优化及调整。

3、各级电压中性点接地方式

根据最新颁布的 GD003－2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》

（试行）中规定，需计算光伏发电工程单相接地电容电流值，并提出相应的消弧消谐措施。根据本工程的载流量计算，本光伏电站35kV所用电缆，电缆型号有ZR－YJV22－3×70mm2、ZR－YJV22－3×95mm2、ZR－YJV22－3×120mm2、ZR－YJV22－3×185mm2、ZR－YJV22－3×240mm2等型号电缆。

单相接地电容电流为43.2A，超出了规程规定的不大于10A的要求，因此本期工程35kV侧考虑采用中性点接消弧线圈接地，消弧线圈容量585kVA， 经整定消弧线圈容量选630kVA，接地变容量为630kVA。

具体消弧线圈容量以接入系统报告为准。 4、配电装置型式及布置

35kV配电装置推荐采用手车式开关柜设备户内布置在35kV配电室内，35kV出线采用35kV电缆引至终端杆，经架空线送出，35kV配电装置母线设有无间隙金属氧化物避雷器，箱式变、直流配电柜、汇流箱内均逐级装设过电压保护装置。下阶段根据绝缘配合进一步优化和调整。

35kV无功补偿装置采用SVC装置，布置在综合楼一侧，户内布置。 5、电站用电

本工程拟采用双电源供电方式，一路电源（主供电源）引自就近10kV公网电源线路，经一台10/0.4kV变压器降压至0.4kV母线；一路电源（备用电源）引自本电站35kV母线，经一台35/0.4kV变压器降压至0.4kV母线，两路电源在0.4kV侧设置备自投装置。

由于光伏电站场地面积较大，考虑到线路压降和线损并根据厂用电初步负荷统计，本电站采用1台200kVA－10/0.4kV的干式变压器向综合楼和邻近逆变器室供电，另在场地内设4台100kVA－10/0.4kV箱式变电站向其余逆变器室供电。

表2－7 逆变器室自用电测算 项 目 逆变器室UPS 逆变器室通风 盘柜加热器 屋外道路照明 辅助建筑照明 1#－5#逆变小室 总 计 额定功率（kW） 5×3 5×8 5 15 5 40 同时率系数 1 0.6 0.6 0.6 0.6 0.8 86 估算负荷（kW） 15 24 3 9 3 32 经光伏电站厂用电初步负荷统计，故本期选用的厂用变压器容量为200kVA，厂用电仍采用0.4VA级电压供电，电能质量能够满足规程规范要求。 2.10.2 二次电气

1、工程概况及主接线

电站共20个1MWp光伏发电单元，每个发电单元设置1台1000kVA、35kV双烧组箱式变，5台35kV双绕组箱式变再高压侧并联为1个联合进线单元；4个联合进线单元分别接入35kV 母线侧，汇流为1回35kV出线接入地方电网。电站采用单母线接线，4 回进线，1回出线。1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线。

2、电站的综合自动化系统

电站的综合自动化以微机保护和计算机监控系统为主体，加上其他智能设备构成电站综合自动化系统。电站配置一套计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求实现对电站的控制、调节、本站采集到各种实时数据和信息，经处理后可传送上级调度中心。

（1）计算机监控系统主要任务

计算机监控系统的任务是根据电力系统的要求和电站的运行方式，完成对站内35kV线路、35kV开关柜、SVG装置、控制电源系统、光伏发电设备及逆变器等电气设备的自动监控和调节，主要包括：

1）准备、及时地对整个电站设备运行信息进行采集和处理并事实上送； 2）对电气设备进行实时监控，保证其安全运行和管理自动化； 3）根据电力系统调度对本站的运行要求，进行最佳控制和调节。 （2）计算机监控系统功能

计算机监控系统设置如下功能： 1）数据采集与处理功能

系统对站内主要设备的运行状态和运行参数进行实时自动采集，包括模拟量、数字量（包括状态量和报警数据等）、脉冲量、通讯数据的采集；

对所采集的数据进行分析、处理、计算，形成电站管理所需的数据； 对重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档； 将部分重要数据实时上传至电力系统调度中心； 2）安全监测和人机接口功能

各个间隔层测控单元能实时监测本间隔设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、顺序记录、事故追忆等功能；

在各个间隔层测控装置上所带人机接口设备实现人机对话； 3）控制和调度功能

根据调度运行要求，自动完成对电站内设备的实时控制和调节，主要包括：断路器及有关隔离开关的断合操作、隔离开关操作连锁功能、逆变器有功及无功输出调节、SVG调节、设备运行管理及指导功能等；

计算机监控系统能根据电站运行管理的要求，对其重要设备和相关部件的运行状态检测数据进行记录和统计分析，为主设备检修和安全运行提供依据和指导；

4）数据通讯功能

通过远动装置，实现计算机监控系统与省调及地调的数据交换，实现计算机监控系统与电能计费系统的通讯；

实现监控系统内部电站层与各间隔层测控单元和保护单元之间的数据通讯；

5）系统自诊断功能

计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断，在线及离线自诊断；

6）培训仿真和软件开发功能； 7）时钟系统

通过卫星同步时钟系统，实现计算机监控系统与上级调度中心之间以及监控系统内部时钟同步；

8）语音报警功能； 9）远程维护功能。

3、继电保护和安全自动装置 （1）设计原则

1）所有保护均选用微机保护装置；

2）保护装置出口一律采用继电保护无源接点的方式；

3）继电保护和安全装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 （2）继电保护及安全自动装置配置 1）35kV线路保护

根据接入系统要求配置光纤纵差保护。 2）接地变保护

35kV接地变采用一套保护与测控一体化装置，保护配置；速断保护、过电流保护、过负荷保护、低压侧零序电流保护。当接地变退出运行后，35kV送出线路光伏电站侧断路器必要同时断开。

3）35kV进线保护和测控装置

35kV进线采用一套保护与测控一体化装置，具体保护配置：复合电压闭锁的三段式电流保护；零序电流保护。

4）35kV SVG保护

35kV SVG采用一套保护与测控一体化装置，具体保护配置：复合电压闭锁的三段式电流保护、零序电流保护、过电压保护、失压保护。

5）安全自动装置

安全自动装置按接入系统要求配置。 6）箱式变保护

本工程箱变采用高压负荷开关加熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，由熔断器实现开断电流功能，因此不另配置保护装置。

7）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。

8）主变保护

配置1套电气量保护和1套非电气量保护.非电气量保护采用装置，电气量保护按主保护和后备保护分别采用装置.保护配置至少包括以下:

主变差动保护、高压侧复合电压闭锁过电流保护、中性点间隙电流保护、零序电压保护、零序电流保护、低压侧复合电压闭锁过电流保护、过负荷、重瓦斯保护、轻瓦斯保护、油位异常保护、压力释放保护、绕组温度高保护、油面温度高保护、有载调压开关轻瓦斯保护、有载调压开关重瓦斯保护。

主变差动保护；高低后备保护；非电量保护；主变高低压侧测控装置； 4、直流控制电源

本电站直流控制电源电压等级220V。直流系统由一组100Ah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。

本站配置一套UPS电源，容量按5kVA考虑，主机和馈线等设备组成。 5、电站二次接线 （1）测量

电站的电气测量系统参照《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137－2001的规定设置，所有的电气量将全部进入计算机监控系统，在中控室不设常规电气测量仪表，但在开关柜上装设部分必需的常规测量仪表。对于非电气量的测量信号也均进入计算机监控系统以实现在线监测。

（2）计量

1）配置两块计量用的关口专用电能表，主副电能表各一块，设备选型由供电部门选定或认可。用于计费及计量考核回路的电能表、电流互感器的准确级均为0.2S 级，电压互感器准确级为0.2；

2）本工程35kV线路出口、主变高压侧作为计量考核点；

3）配置一套电量采集装置及电能质量监测仪，以RS485串口方式与电度表通讯，采集全站电量信息。电量采集装置以拨号方式与调度端通讯外，还具备网络传输能力；

4）厂用电系统根据当地供电部门的要求设置计量表。 （3）互感器及电压互感器

用于计费及计量考核回路的电流互感器的准确级为0.2S级，用于35kV测量的电流互感器准确级均为0.5级。用于保护及故障录波回路的电流互感器无选用P级电流互感器。电压互感器准确级为0.2/0.5/3P。

（4）电能质量监测装置

电站配置一套电量采集和电能质量监测装置，以RS485串口方式与电度表通讯，采集全站电量信息。电量采集装置以拨号方式与调度端通讯外，还具备网络传输能力。

2.11 消防

1、总体方案

本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火，灭火，排烟，救生等方面进行设计，力争做到防患于未“燃”，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度。同时确保火灾时人员的安全疏散。

2、工程消防设计

（1） 生产建筑的火灾危险性分类和耐火等级

本工程建筑耐火等级均为二级，火灾危险性类别如下表： 表2－8 火灾危险性类别和耐火等级划分 房间名称 综合楼 二号35kV配电室 一次室 一号35kV配电室 二次室 其他房间 火灾危险类别 / 丙 丙 丙 丙 耐火等级 二 二 二 二 二 （2）安全疏散通道和消防车道 1）消防车道

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四周均设有消防通道，消防通道宽度大于4m，而且形成环形通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。

2）防火间距

综合楼与逆变器室、水泵房间距较远，间距远大于9m，满足规范要求。 3）安全疏散

综合楼共一层，设一个主入口和四个次入口，满足规范要求。警卫室，水泵房都有直接对外的出口，满足规范要求。

（3）采暖通风消防设计 1）通风系统防火设计

火灾发生时，应停止相关部位的通风系统的运行。 2）采暖系统防火设计

严禁使用明火采暖。各房间采用安全、可靠、绝缘性能好的中温辐射式电加热器采暖。

（4）消防系统设计 1）消防系统

本电站最大一栋建筑物（综合楼），耐火等级为二级，根据 GB50016－2014《建筑设计防火规范》的相关规定，本电站不设室内消防消火栓系统，

外设消防水池提供室外消火栓给水系统。

2）建筑灭火器配置

根据GB50140－2005《建筑灭火器配置设计规范》的相关规定，本工程综合楼内的办公室共配置 MF/ABC5型手提式磷酸铵盐干粉灭火器8具，MFT/ABC50型推车式磷酸铵盐干粉灭火器2辆；电气设备室配置MY6手提式卤代烷灭火器6具，MYT50型推车式卤代烷灭火器4辆；每座逆变器室内配置MY6手提式卤代烷灭火器2具，MYT50型推车式卤代烷灭火器1辆。具体灭火器配置如下表：

表2－9 建筑灭火器配置表 房间名称 灭火器型号 手提式磷酸铵盐干粉灭火器MF/ABC5 办公室 推车式磷酸铵盐干粉灭火器MFT/ABC50 手提式卤代烷灭火器MY6 电气设备室 推车式卤代烷灭火器MYT50 手提式卤代烷灭火器MY6 逆变器设备室 推车式卤代烷灭火器MYT50 辆 1 室 外 辆 具 4 2 室 外 室 内 辆 具 2 6 室 外 室 内 单位 数量 备 注 具 8 室 内 2.12 土建工程

建（构）筑物设计主要包括：生活办公综合楼、35kV配电室、警卫室、水泵房等。综合办公室为单层砖混结构，建筑面积为 602.35m2，耐火等级为二级。35kV配电室为一层砖混结构，建筑面积为 260.90m2，与综合办公室相临建设，里面只包含35kV配电室。SVG室为一层砖混结构，建筑面积为 50.35m2。逆变器室为一层砖混结构，建筑面积为56.33m2，逆变器、箱变是一体化设备室，分别为20座。门卫室为单层砖混结构，建筑面积为34m2。

电池组件固定支架结合电池组件排列方式布置，采用纵向檩条，横向支架布置方案，1MWp子方阵固定支架主材用钢量约50t。

本工程支架基础采用条形基础。基础埋深不小于0.3m。

支架与基础、支架间杆件以及支架与檩条之间的连接方式推荐采用螺栓连接。

本工程生活用水、绿化用水、浇洒道路用水和冲洗电池组件用水来源均为打井方式。室内生活污水系统采用单立管伸顶通气排水系统，污水自流排入化粪池。厨房污水经隔油池处理后排入化粪池。生活污水经化粪池和地埋式污水处理设备处理后定期清掏外运。

本工程采暖的房间采用中温辐射式电加热器采暖。设备用房、逆变器室、卫生间、厨房加工间，应采用自然通风或百叶进风与机械排风系统，排除室内余热或异味。

本场址区由于千百年自然的风化和侵蚀，其地表多为零星植被覆盖或砾石岩土板结，相对较为密实、稳定。电站建设中基础开挖、车辆碾压等施工行为，均对地表带来一定的破坏，地表下层的粉沙大量裸露，势必会加重扬沙、扬尘的危害。故在施工建设期要求从源头控制，杜绝大面积机械开挖施工方式，严格规划施工期行车路线，及时做好裸露粉沙地表的处理，做到文明施工和保护环境并举。

太阳电池组件分布在整个电站场区内，数量多、密度大，这在一定程度上增加了场地内地面的粗糙度，起到平铺式沙障的作用。平铺式沙障既能用于固定流沙，又能抑制风速的增加，这样可以防止风速再次加速，同时也减少了沙源，增强防沙措施的效果。

根据场址地区的纬度，确保阵列内部不发生阴影遮挡，电池方阵南北向的间距相对较大，除场内道路和全场电池组件投影覆盖面积，地表裸露面积较大。为减少和控制场内大风天气的扬尘，对施工中扰动的松散裸露地表进行砾石（或碎小卵石）铺地，起到防沙防尘的作用。 2.13 给排水系统

1、生活生产水源

本工程勘察区内地下水埋藏较大，沿国道两边水位埋深大于50m，且水质极差，勘察区以北地下水位埋深10－50m不等。故考虑在电站内以北打井，井深50m，作为生活生产用水水源。具体分为为生活用水系统和室外绿化、浇洒道路、冲洗电池组件、消防给水等生产用水系统。场区内设置由生活泵房与消防泵房建成的水泵房，占地面积108.58m2，泵房内设一座生活水箱、一消防水池、一套生活变频供水机组（含两台生活供水泵，互为备用）、一台净水设备、两台生产泵和两台消防泵。其中，生产楼生活用水由生活变频供水机组抽取生活水箱储水供给，室外浇洒道路、绿化、冲洗电池组件、消防给水均由生产泵供给，故生产－消防合用水池和生活水箱用水均由水源井补给。其中，水源井水质需相关部门检验是否达到饮用水标准，若未达到饮用水标准则水源井仅作为生产用水，生活饮用水应由桶装纯净水供给。

2、用水量估算 （1）生活用水量

本工程用水人数按12人计，生活用水量标准为150L/人·d，最大日用水量为1.8m3/d。

（2）生产用水量 1）绿化用水量

本工程太阳能电池板采用人工清洗，污水不再回收进行绿化，绿化面积2500m2，绿化用水量标准为2.0L/m3·次，按每五天浇洒一次计算，则最大日

用水量为5.1m3/d；

2）浇洒道路用水量

本工程场内道路面积为220m2，浇洒道路用水量标准为2.0m3/d·次，按每五天浇洒一次计算，则最大日用水量为50.2m3/d；

3）冲洗电池组件用水量

本工程太阳电池组件共132480块，结合当地的气候条件及光伏电站特点，每年气温下降到0°C以下时不得采用水洗，以免电池组件表面形成冰层，影响发电效率。根据类似光伏电站的电池组件清洁经验，本工程暂定每年大规模用水清洗6次，每次清洗用水量为290m3，则年用水量约1740m3；

4）未预见水量用水量标准占最高用水量15%； 5）总用水量

总用水量（1.8＋5.1＋50.2）×1.15＝65.7m3/d； 经计算本工程最大日用水量为65.7m3/d。 3、排水系统

本工程排水系统采用雨污分流制，雨水和污水单独排放。 （1）雨水排水系统

综合楼、逆变器室屋面雨水系统采用外排水。 （2）污水排水系统

室内生活污水系统采用单立管伸顶通气排水系统，污水自流排入室外检查井。室外设化粪池及污水渗井各一座，化粪池定期清淘。 2.14 采暖通风

1、采暖通风系统 （1）采暖系统

本工程办公室、宿舍、中控室及其它需采暖的房间均拟采用新型电采暖方案，均可满足人体舒适及设备运行需求。与传统供暖系统相比，电采暖减少了锅炉房的占地，不需要水，节约了宝贵的水资源；分室供暖，使用灵活方，可根据不同的需要调节温度；运行无烟尘、废气、噪音，没有水暖系统的漏水等问题；安装简单，运行维护量低。

（2）通风系统

本工程厨房、配电室、逆变器室、中控室设机械排风系统，排除室内余热。其中，按照《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》（DL/T5035－2004）有关规定，电气设备室和逆变器室应设置通风装置；厨房、主控制室设有自然排烟系统。

配电室设置换气次数不少于12次/h的事故排风机，并兼作通风降温之用。经计算其通风换气量为10670.4m3/h，选择2台SDZ－5F型超低噪声壁式防爆轴流式通风机（风量6082－7810m3/h，N＝0.55kW），通过百叶窗自然进风、轴流风机机械排风，排除室内余热。

逆变器室内设有2个逆变器排成一行，初拟采用风管强制通风，换气次

数不少于12次/h的事故排风机，并兼作通风降温之用。经计算每个逆变器的通风量为2400m3/h，选择1台BDZ－5S型超低 噪声壁式防爆轴流式通风机（风量4170－5359m3/h，N＝0.25kW），通过百叶窗自然进风、轴流风机机械排风，排除室内余热。

2、空调设施

根据当地气候条件以及房间内冷负荷情况，考虑设备稳定运行和人员舒适要求，电气设备室、门卫室等设置壁挂式空调。 2.15 防风沙设计

1、场地防风沙设计

本场址区由于千百年自然的风化和侵蚀，其地表多为零星植被覆盖或砾石岩土板结，相对较为密实、稳定。电站建设中基础开挖、车辆碾压等施工行为，均对地表带来一定的破坏，地表下层的粉沙大量裸露，势必会加重扬沙、扬尘的危害。故在施工建设期要求从源头控制，杜绝大面积机械开挖施工方式，严格规划施工期行车路线，及时做好裸露粉沙地表的处理，做到文明施工和保护环境并举。

太阳电池组件分布在整个电站场区内，数量多、密度大，这在一定程度上增加了场地内地面的粗糙度，起到平铺式沙障的作用。平铺式沙障既能用于固定流沙，又能抑制风速的增加，这样可以防止风速再次加速，同时也减少了沙源，增强防沙措施的效果。

2、建筑防风沙设计

风沙频繁也是本区气候的又一特点，尤其是戈壁滩上，每天下午的两点钟以后几乎风沙不断，且时常有黄风吹起，每当风起，黄风漫卷，昏天暗日，能见度极差，戈壁滩上多有旋风，霎时突起几米高的尘柱，漂游移动，很久才散。年主导风向多为西风、西北风，风速一般10－15m/s，最大可达25.6m/s。所以在建筑物的设计中，建筑物采用主入口面朝南布置，减少冬季风对建筑的影响。

建筑物的窗及外门采用中空玻璃，门窗应能隔绝风沙的侵入，并加强门窗缝隙密封处理，建筑通风用的各种洞口均设防风沙百叶。房屋建筑抗风能力按国家规范要求进行设计，均能保证抗风能力。建筑抗风沙主要是门窗，沙尘暴对门窗的环境威胁，主要表现在 4 个方面：（1）沙尘暴对门窗的渗透效应和瞬时强风荷载，要求建筑门窗的密封性能、防尘性能、抗风性能必须提高；（2）门窗表面在沙尘暴的作用下，产生较强的静电效应，沙尘颗粒粘结物长期吸附于门窗表面，加速电化学腐蚀，危及面层使用寿命和装饰色调效果，门窗抗静电性能必须提高；（3）沙尘对按等压原理设计而设置的减压孔、腔、槽隙、排水孔槽以及新型换气装置通风孔道等处产生封闭效应，造成功能性孔隙的严重堵塞，清理十分困难，危及门窗使用功能和技术性能；（4）沙尘暴危及的门窗附件：门窗启闭件、开启定位件、紧固件、锁具等金属制品，要有较高的机械强度；密封元件、配套件等非金属制品，要有较高

的耐候性能和防尘效果。

3、设备防风沙设计 （1）设备支架

抗风沙对设备支架主要是保证在最大风速下支架安全可靠和基础不会倾覆。

由《建筑结构荷载规范》中的“全国风压分布图”可以查出，阿克苏地区50年一遇基本风压为0.49kN/m2，将所得的基本风压WO按照GB5009－2012《建筑结构荷载规范》要求，计算风荷载标准值，将风荷载、恒载进行荷载组合，计算出极限弯矩、剪力，使之满足承载力和抗倾覆要求。按GB50017－2003《钢结构设计规范》及 GB50018－2012《冷弯薄壁型钢结构技术规范》要求进行计算，直到满足规范要求。计算出基础的大小，保证基础在最大风压下基础不会倾覆，并满足承载力要求。

（2）电池组件的清洗

电站所处环境周边的沙尘较大，经常受到沙尘、强风的影响，电池板很容易积尘，影响发电效率。故应经常对电池组件进行清洗，保证电池组件的发电效率。光伏阵列的电池板面得清洗可分为定期清洗和不定期清洗。

定期清洗每月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前和日落后，以确保人员和设备安全。

日常维护主要每日巡视检查电池板的清洁程度。对局部影响发电的污斑、积尘应及时清洗，确保电池组件发电系统的稳定、可靠。

不定期清洗分为突发恶劣气候后的清洗和季节性清洗。

恶劣气候分为大风、沙尘和雨雪后的清洗。每次大风后及时清洗：雨雪后应及时巡查，对电池组件面板上的泥点和积雪应予清洗。

季节性清洗主要是指鸟类活跃的夏秋季节，对落在电池组件上鸟类粪便等无物的清洗。在此季节应每天巡视，发现电池面板被污染的应及时清洗。

电池组件面板采用人工清洗和机械清洗相结合的方式，在冬季、春季清洗采用人工清洗，暂按春季一个半月一次，冬季三个月一次：在夏季、秋季清洗采用移动式机械喷水清洗，但清洗后应及时擦拭、吸水，严禁有水渍残留和板面滴水的问题出现，清除水清洗带来的安全隐患。

同时，清洗电池面板后的污水应回收处理后再利用（如作为绿化用水等）。

2.16 施工组织设计

主要建筑物材料来源充足，所以建筑材料均可通过便利公路和铁路运输至施工现场。生活用品可从**县、**采购。

本工程施工期生产和生活用水来源均为水车运水。施工高峰日用水量为150m3/d。施工用电电源由外部接入，沿光伏电站进场道路布置线路，各标段施工单位由该线路接入各自施工区域。

本工程装机20.188MWp，施工工期较短，占地面积较大，光伏电池组件布

置相对集中，初步考虑施工区按集中原则布置，在与光伏电池组件相邻的地势较平坦区域进行施工活动。从安全及环保角度出发，生活区靠近仓库，远离混凝土搅拌站。初步估算工程临时设施总占地4600m2，建筑面积2450m2。

永久性占地主要包括光伏阵列、逆变器室及施工期各临建生产、生活设施占地，场内临时道路等占用的土地面积。施工期临时性用地包括施工中的综合加工厂、混凝土搅拌站、施工人员临时居住建筑占地、设备临时储存仓库占地、场内临时道路和其他施工过程中所需临时占地。以上临时性用地面积均在工程永久用地范围之内，不需额外占用土地。

工程计划建设期12个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏阵列并网发电。 2.17 工程投资

本工程设计概算包括光伏电站、集电电缆、场区道路、升压站以及配套建设的生产管理用房等。

工程投资概算，工程静态投资21032.9万元，工程动态总投资21580.38万元，单位千瓦静态投资 10417.49元/kW，单位千瓦动态投资10688.65元/kW。 2.18 通信

1、光伏发电场场内通信

光伏电站通信指电站内检修及巡视的通信方式，主要采用大功率无线对讲机通信方式，并以公网手机通信方式为辅。大功率无线对讲机暂按5部配置。

每1MWp发电单元各汇流箱之间通过控制电缆串行连接至逆变器室监控单元，各逆变器室监控单元之间通过带光口的光纤模块以总线的形式接入中控室的光伏电站监控系统，在光伏电站监控系统可监测到各汇流箱和逆变装置的运行数据。

2、系统通信

35kV开关站是按“少人值守”的原则设计。根据电力系统对变电所接入系统的原则，35kV开关站的接入系统主要通信方式采用光纤通信，备用通信采用市话方式。

（1）电力系统通信

本光伏电站以1回35kV线路接入110kV三道河变。光伏发电站至110kV三道河变的通信采用光纤通信作为主要通讯方式，备用通信方式为市话；光电路采用SDH传输，传输速率按 622Mbit/s考虑。光伏电站随 35kV线路架设一条13.6km16芯OPGW光缆（含 5%富裕度及两端进站各500m导引光缆）至110kV三道河变。其中保护占4芯，通信占4芯，其余8芯备用。本工程需在光伏发电站侧配置SDH 155Mbit/s 光传输设备1台，并配置相应的

PCM设备1台及综合配线柜1面。光伏电站接入110kV三道河变后，110kV三道河变需新增2块SDH 155Mbit/s光板配置在原光传输设备中，并且在**地调新增PCM设备1台用来连通新建光伏发电站至**地调的通信及远动信息的上传。

3、通信电源

光伏电站工程通信设备采用直流不停电方式供电，由一套整流充电装置带蓄电池组浮充供电。在中控室内配置一套通信专用高频开关电源，容量48V/60A，并配置1组60Ah蓄电池组。

（注：本章内容均摘自可研报告）。

3 主要危险、有害因素以及重大危险源辨识与分析

根据GB/T13861－1992《生产过程危险和有害因素分类与代码》，危险、有害是指能对人造成伤亡或影响人的身体健康甚至导致疾病的因素。主要包括四个方面的内容：人的因素、物的因素、环境的因素、管理因素。

报告从站址、总平面布置、道路及运输、建（构）筑物、工艺过程、设备装置、作业环境、安全管理、应急管理、职业健康管理、类比工程、原有已建工程等积累的实际资料与公布的典型事故案例中，找出与GB/T13861－2009《生产过程危险和有害因素分类与代码》相对应的危险、有害因素，对太阳能光伏工程（项目）生产过程中在人、物、环境、管理等方面固有或潜在的危险、有害因素进行辨识和分析，确定主要危险、有害因素存在部位、方式，以及发生作用的途径和变化规律。 3.1 站址选择危险、有害因素 3.1.1 环境危险、有害因素

1、气象灾害 （1）强风

该项目所在地风能资源丰富，年平均大风日数16d，最大风速30.9m/s。突发性强风对地面建构筑物威胁较大，会造成光伏阵列倒塌、线路中断或设备外壳带电、建筑物门窗损坏等危险事故的发生。

若光伏方阵风荷载设计不合理、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，遇强风或超标准风速袭击时，容易发生设备倾倒、垮塌，从而伤害和碰撞现场作业人员或电力设备，酿成重大事故。

（2）沙尘

该项目所在地为荒漠沙地，多年平均沙尘天气日数为7.5d，风沙较大，

随着时间推移，太阳能电池板将被沙尘覆盖，如没有有效的电池板清扫措施，将影响发电量及系统正常运行。

风沙对太阳能电池组件等建构筑物有沙蚀破坏作用，光伏方阵以及设备构架等防腐涂料在沙尘的侵蚀下，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料脱落，则相关构架强度降低，在荷载作用较大时变性过大。

电气线路及其他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和线路的污闪、损坏等危险。

（3）雷击

对该项目危害较为严重的是雷，雷电对光伏发电系统、集电线路、35kV输电线路的侵害主要包括直接雷击、感应雷击、雷电波入侵。直击雷直接向光伏电站的电气设备或建筑物放电，过电压会使电气设备的绝缘遭到击穿破坏而造成火灾。感应雷击是在雷云临近光伏电站上空时，光伏电站建筑物和附近地面上将感应产生大量的电荷。如果建（构）筑物如综合楼、逆变器室等设施的接地装置不良或损坏，就会与大地间形成电位差，当感应雷过电压足够大时，就会引起建筑物内部、电气设备的电线、金属管道、其他设备设施放电而造成火灾。而雷击放电的高温电弧、二次放电，可直接对人体放电，雷电流产生的接触或跨步电压可直接使人触电。

（4）静电

该项目所在地区干旱、多风沙、少雨，生产过程中易产生静电，静电能量不大，但其电压很高容易放电，静电可以引起电子元件误动作、干扰无线通讯、中控系统故障等，造成电气设备损坏或数据丢失等。

（5）积雪

该项目所在地冬季寒冷，历年积雪最大厚度为46cm，如遇大雪天气，积雪将太阳能电池板覆盖，将影响系统正常运行。如遇极端暴风雪天气，光伏阵列积雪过厚，还可能将太阳能电池支架压垮，造成设备损坏。

（6）低温

该项目地处寒冷地区，该地极端最低温度为－24.4°C。如设备的保温措施不完善或损坏，将会冻损供排水管路，影响消防设备的正常运行并造成财产损失。冬季室外作业应注意保暖措施，加强水管、消防栓等设施的保温防冻措施。

2、水文灾害

可研报告显示，光伏电场规划区范围内及附近分布季节性冲沟和沟壑，场区地势由北向南倾斜，受地形地貌的控制，场区在洪水季节地表易汇水形成冲刷危害，设计时考虑洪水对场区建筑冲刷的影响，建议在场区北侧设计小型防洪堤坝。

场区范围地下水埋深大于15m，设计不考虑地下水对地基基础的影响。 设计的防洪设施不达标有可能造成洪水危害。 3、地质灾害

经现场踏勘，本工程建设范围及周边不存在滑坡、崩塌及泥石流等不良地质作用，本工程建设可不考虑不良地质作用的影响。

4、周边环境

该项目站址地表为荒漠戈壁，无学校、医院等敏感保护目标。站址区域不属于自然保护区、风景名胜区等需要特别保护的地方，未见文物古迹、古墓，不影响军事设施，不涉及林业资源及自然保护区，无重要矿产压覆。该项目施工噪声及电气设备运行噪声基本对附近没有干扰。

该项目周边的社会活动可能会对电站运行造成一定的影响。该项目在工业园区，不排除社会人员、动物等对电站运行产生影响。

该项目大部分采用多晶硅电池组件，其表面为玻璃结构，会产生光污染，但是采用了透光率极高的自洁防眩光涂层，透光率达95%以上，光伏阵列的反射光极少，对阳光的反射以散射为主，无眩光。合理的布置面板位置和放置角度，可以改变太阳光反射高度，且离国道约5km，距离居民区较远，不会对其产生光污染。

3.1.2 物的危险、有害因素

站址选择无直接的物的危险、有害因素。 3.1.3 管理因素

没有按照建设项目“三同时”要求进行项目建设管理，导致可研报告、安全预评价、初步设计不合理、出现错误，使选址不合理，出现问题，导致工程安全风险。 3.1.4 人的因素

参与前期选址工作的人员由于业务水平、工作能力等原因导致选址工作出现偏差。最终导致工程安全风险。 3.2 总平面布置危险、有害因素 3.2.1 环境危险、有害因素

总平面布置不合理，导致建筑物之间安全距离不能满足要求，造成事故；道路布置不符合规范，造成交通不便，易造成交通事故。

建筑物的朝向选择错误，影响通风采暖；围栏设置不当，造成外部不应进入的人员、动物进入发电站，造成事故。

作业场地安全通道缺陷、作业场地安全出口缺陷、房屋安全出口缺陷、门和围栏缺陷有可能导致事故。

3.2.2 物的危险、有害因素

1、该项目总平面布置包括太阳能电池组件、站区集电线路、站区道路和其他防护功能设施（防雷、防火），如布置不合理，电缆布置互相交叉，造成维护增加，容易产生电伤害；

2、场区集电线路的布置如若未充分考虑光伏方阵的位置、变电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，容易造成电伤害；

3、各设备、设施之间的安全距离不够，一旦一设备、设施发生火灾，会影响另一设备或设施，导致事故扩大；

4、防洪坝设计不合理，会造成洪水危害。 3.2.3 管理因素

没有按照建设项目“三同时”要求进行项目建设管理，导致可研报告、安全预评价、初步设计、安全设施设计、评审不规范，出现错误，使总平面布置不合理，导致工程安全风险。 3.2.4 人的因素

参与前期有关总平面布置的相关工作人员由于业务水平、工作能力等原因导致工作出现偏差。最终导致工程安全风险。 3.3 道路及运输

3.3.1 环境危险、有害因素

冬季道路有冰雪，应及时清理，冰雪道路车辆通行困难，易造成交通事故；沙尘天气，影响视线，易发生事故。 3.3.2 物的危险、有害因素

1、道路宽度不够，易造成碰车、碰人、碰设备、设施； 2、道路曲率半径不够，易造成事故；

3、车辆没有定期按要求维护，车况不好，易发生事故； 4、道路标识、标记不足，易发生事故。 3.3.3 管理因素

1、职业安全卫生组织机构不健全或没有机构；

2、没有配备专职或兼职安全生产、职业卫生管理人员； 3、职业安全卫生责任制未落实或没用各级岗位责任制；

4、没有制订安全管理制度，或制度不严、不完善，制度不起作用；

5、没有对员工进行培训、教育，员工不知有制度、有要求； 6、安全投入不足。 3.3.4 人的因素

1、违章指挥、违章作业、违反劳动纪律；

2、负荷超限作业、健康状况异常、从事禁忌作业、心理异常、辨识功能缺陷都可能造成事故；

3、司机无证驾驶。 3.4 建（构）筑物危险、有害因素 3.4.1 环境危险、有害因素

建（构）筑物的环境危险、有害因素包括建（构）筑物内和建（构）筑物外，主要有：

1、生活办公综合楼、35kV配电室、警卫室等室内作业场所环境不良、室内地面滑，室内作业场所狭窄，室内作业场所杂乱，室内地面不平，室内梯架缺陷，安全通道缺陷，房屋安全出口缺陷都要是危险有害因素；

2、控制室、继电保护室、通信机房及蓄电池室在夏季可能产生高温，影响设备和操作人员的安全和身体健康；

3、建（构）筑物外的危险、有害因素主要为，恶劣气候与环境，

大风可能导致建（构）筑物的损坏；雷电可导致导致建（构）筑物的损坏、火灾；沙尘暴、冰雹、暴雨雪、洪水都是危险有害因素；

4、作业场地和交通设施湿滑，作业场地不平，脚手架、阶梯和活动梯架缺陷，作业场地安全通道缺陷，作业场地安全出口缺陷都是作业环境的危险有害因素；

5、由于光伏方阵基础埋深较浅，冻土的冻胀融沉作用对基础的稳定性会产生较大的影响，若未针对冻土采取相应的处理措施，会导致基础不稳定等危险、有害因素。

3.4.2 物的危险、有害因素

1、工程地质情况勘测不清，或没有进行地质勘探，导致基础设计不全理，导致建（构）筑物垮塌发生事故；

2、设备基础设计、施工缺陷，造成地面塌陷，设备损坏；

3、场区建（构）筑物布局如不合理，安全距离、疏散通道等达不到标准规范的要求，可能造成场区污染，妨碍安全施工、消防等工作；

4、光伏方阵制造和装配材料存在质量缺陷、安装不满足规范、施工及维护存在缺陷；均可能导致光伏方阵坍塌事故；

5、若箱变基础、逆变器室及其它建（构）筑物基础结构设计时未充分考

虑地基情况、荷载大小、抗震等级时，基础均可能出现沉降、不合理变形等情况；基础设计时未针对水文地质条件、冻土等危险有害因素采取一定的措施，会导致基础的不稳、耐久性不足；

6、混凝土的质量不符合要求，水灰比调配不当、施工进度安排不当等可能导致施工质量问题，在遭遇地震时，可能导致建（构）筑物坍塌；

7、在光伏电站运行过程中，若光伏方阵遇强风或超标准风速袭击时，超过风荷载设计，容易发生设备基础支架倾倒、垮塌；若接地电流短路或防雷措施出现故障，容易发生设备雷击事故，伤害和碰撞现场作业人员或电力设备，酿成重大事故；

8、鼠、小动物等啮齿类动物进入建（构）筑物内，咬坏电缆，引起电缆短路、火灾。 3.4.3 管理因素

1、职业安全卫生组织机构不健全或没有机构；

2、没有配备专职或兼职安全生产、职业卫生管理人员； 3、职业安全卫生责任制未落实或没用各级岗位责任制；

4、没有制订安全、职业卫生管理制度，或制度不严、不完善，制度不起作用；

5、没有按“三同时”规定进行项目建设，设计、施工、监理不到位，造成损失；

6、施工进度安排不当等可能导致施工质量问题；

7、没有对员工进行培训、教育，员工不知有制度、有要求，盲目作业； 8、安全投入不足。 3.4.4 人的因素

1、违章指挥、违章作业、违反劳动纪律；

2、负荷超限作业、健康状况异常、从事禁忌作业、心理异常、辨识功能缺陷都可能造成事故。

3.5 工艺过程、设备装备危险、有害因素

光伏发电工艺流程简图如下图，工艺过程危险、有害因素也从四个方面辨识。

电池组件阵（16组） 20X16 汇流箱 （260个） 逆变器（40个500KW） 逆变单元（20个单元） 并网输出电能 35KV关柜 开升压变压器 升至35KV 项目工艺流程简图 光伏组件阵 汇流箱 逆变器 光伏组件阵 汇流箱 逆变器 光伏组件阵 汇流箱 逆变器 光伏组件阵 汇流箱 逆变器 升压变压器 35KV开关站

电网 升压变压器 光伏发电工艺流程图 3.5.1 环境危险、有害因素

1、作业场所环境不良、室内地面滑，室内作业场所狭窄，室内作业场所杂乱，室内地面不平，室内梯架缺陷，安全通道缺陷，房屋安全出口缺陷都是危险有害因素；

2、控制室、继电保护室、通信机房及蓄电池室在夏季可能产生高温，影响设备和操作人员的安全和身体健康；

3、室内采光不良，影响操作，造成事故； 4、冬季低温影响作业，产生危害；

5、室内安全出口设置不全理、门的开启方向不正确会产生危害；

6、作业场地和交通设施湿滑，作业场地不平，脚手架、阶梯和活动梯架缺陷，作业场地安全通道缺陷，作业场地安全出口缺陷都是作业环境的危险有害因素；

7、设备设施防雷措施不符合规定，会导致雷电灾害；

8、热斑效应危害。太阳电池组件通常安装在地域开阔、阳光充足的地带。在长期使用中难免落上飞鸟、尘土、落叶等遮挡物，这些遮挡物在太阳电池组件上就形成了阴影，由于局部阴影的存在，太阳电池组件中某些电池单片的电流、电压发生了变化。其结果使太阳电池组件局部电流与电压之积增大，从而在这些电池组件上产生了局部温升。太阳电池组件中某些电池单片本身缺陷也可能使组件在工作时局部发热，这种现象叫“热斑效应”。在一定条

件下一串联支路中被遮蔽的太阳电池组件，将被当作负载消耗其他有光照的太阳电池组件所产生的能量。被遮蔽的太阳电池组件此时会发热，这种效应能严重的破坏太阳电池；

9、逆变器淋雨或被潮湿空气长时间侵蚀，可能导致逆变器故障；