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》（国家主席令[1994]第28号）； 2、《中华人民共和国电力法》（国家主席令[1995]第60号）； 3、《中华人民共和国气象法》（国家主席令[1999]第23号）；

4、《中华人民共和国突发事件应对法》（主席令[2007]第69号）； 5、《中华人民共和国消防法》（国家主席令[2008]第6号）； 6、《中华人民共和国防震减灾法 》（国家主席令[2008]第7号）； 7、《中华人民共和国防洪法》（国家主席令[2009]第18号）； 8、《中华人民共和国可再生能源法》（国家主席令[2009]第23号）；

9、《中华人民共和国社会保险法》（国家主席令[2010]第35号）； 10、《中华人民共和国建筑法》（国家主席令[2011]第46号）； 11、《中华人民共和国道路交通安全法》（国家主席令[2011]第47号）；

12、《中华人民共和国特种设备安全法》（国家主席令[2014]第4号）；

13、中华人民共和国环境保护（国家主席令[2014]第9号）； 14、《中华人民共和国安全生产法》（国家主席令[2014]第13号）；

15、《中华人民共和国职业病防治法》（国家主席令[2016]第48号）。

1.2.2 行政法规

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）》 （国务院令第239号）； 3、《建筑工程质量管理条例》（国务院令第279号）；

4、《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第393号）； 5、《地质灾害防治条例》（国务院令第394号）； 6、《劳动保障监察条例》（国务院令第423号）； 7、《电力监管条例》（国务院令第432号）；

8、《中华人民共和国防汛条例》（国务院令第441号）； 9、《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）； 10、《特种设备安全监察条例》（国务院令第549号）； 11、《气象灾害防御条例》（国务院令第570号）； 12、《工伤保险条例》（国务院令第586号）；

13、《危险化学品安全管理条例》（国务院令第591号）； 14、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）。 1.2.3 地方性法规

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

3、《新疆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 政府部门规章

1、《产业结构调整指导目录（2011年本）》（国家发改委令第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八条规定》（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》（公安部令第61号）；

21、《电力设施保护条例实施细则公安部》[1999]8号令； 22、《防雷减灾管理办法》（中国气象局令第24号）； 23、《公安部关于修改＜建设工程消防监督管理规定＞的决定》（公安部令第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 政府部门规范性文件

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》（国家发改委、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》（国务院2006年1月9日）；

3、《国务院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、《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）；

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、《国家安全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、《国家安全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、《新疆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新疆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》（GB6441－1986）； 4、《作业场所微波辐射卫生标准》（GB10436－1989）； 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/T14549－1993）； 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/T6495.2－1996）；

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/T15543－2008）； 49、《特低电压（ELV）限值》（GB/T3805－2008）； 50、《安全色》（GB2893－2008）；

51、《安全标志及其使用导则》GB 2894－2008； 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）； 54、《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）； 64、《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》（GB50054－2011）；

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/T1054－2007）； 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》（GA1089－2013）； 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新疆、青海、宁夏、内蒙古、西藏等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。

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

做出评价结论 提出安全对策措施建议

编制安全预评价报告 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

**县位于新疆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5466.25km2，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 64.8 158.6 210.0 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 1954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。**属中温带半干燥大陆性气候。在干旱的新疆是一 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。采用新疆**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。

新疆**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。

所示。

日照百分率(%)日照时数(h)21002200230024002500260027002800290010203040506070图 2－6为**日照百分率的年际变化图。

0图3 **近 18日照时数年际变化图

图4 **日照百分率的年际变化图

年年做出收集到的**太阳辐射资料太阳辐射量月际变化图，如图 5

1993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199319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

3025辐射量(MJ/m2·d)20151050123456789101112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)86420123456789101112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)1.510.50123456789101112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/T89－2008《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 ≥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资源丰富程度 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），位于新疆**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5654.8MJ/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5654.8 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 64%，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

倾斜 角度 各月平均日辐射量（kw.h/m2.d） 1月 年平均日辐射量 年平均辐射量 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 （kw.h/m2.a） （MJ/m2.a） 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 2.89 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 4.54 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 5.89 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 3.64 3.68 3.71 3.75 2.54 2.57 2.60 2.63 2.66 2.70 2.73 2.75 2.78 2.81 1749.53 1754.36 1758.85 1762.47 1766.38 1769.09 1771.78 1773.55 1775.65 1777.11 1778.30 6298.31 6315.70 6331.86 6344.89 6358.97 6368.72 6378.41 6384.78 6392.34 6397.60 6401.88 3.21 3.95 4.58 5.24 5.84 6.35 6.23 6.01 5.50 4.89 3.78 2.84 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 3.24 3.27 3.29 3.32 3.34 3.37 3.39 3.41 3.43 3.97 4.00 4.02 4.04 4.05 4.07 4.09 4.10 4.12 4.59 4.60 4.61 4.61 4.62 4.63 4.63 4.63 4.63 5.23 5.22 5.21 5.20 5.18 5.17 5.16 5.14 5.12 5.81 5.78 5.75 5.72 5.69 5.66 5.62 5.59 5.55 6.32 6.28 6.24 6.20 6.15 6.11 6.06 6.01 5.96 6.20 6.16 6.12 6.09 6.05 6.01 5.97 5.92 5.88 5.99 5.97 5.95 5.93 5.91 5.88 5.86 5.83 5.8 5.51 5.51 5.52 5.52 5.52 5.51 5.51 5.51 5.5 4.91 4.93 4.95 4.98 4.99 5.01 5.03 5.04 5.06 3.81 3.84 3.87 3.90 3.92 3.95 3.97 4.00 4.02 2.86 2.89 2.92 2.94 2.96 2.99 3.01 3.03 3.05 1778.86 1779.10 1779.05 1779.01 1776.86 1776.21 1774.33 1771.55 1768.76 1765.07 1762.60 1758.88 1754.28 1749.98 1744.48 6403.90 6404.76 6404.58 6404.44 6396.70 6394.36 6387.59 6377.58 6367.54 6354.25 6345.36 6331.97 6315.408 6299.928 6280.128 3.45 3.47 3.49 3.51 3.53 3.54 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 5.64 5.83 5.79 5.74 5.69 5.64 5.59 5.77 5.74 5.70 5.67 5.64 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

6400.00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6404.76MJ/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6404.76MJ/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，中国大陆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5654.8MJ/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）当地政府的支持力度

当地政府对光伏发电项目均大力支持，承诺供法律及政策允许的各种优惠政策及便利条件，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**州地区目标电网及新疆主电网等效电源；

（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个独立的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 54kV 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 154kV 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双分裂绕组升压变压器

型式 双分裂绕组升压变压器 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 最高工作电压 额定电流 额定短时耐受电流 额定峰值耐受电流 （3）35kV熔断器

额定电压 额定电流 熔体额定电流 （4）35kV避雷器

额定电压 持续运行电压 标称放电电流 直流1mA参考电压 操作冲击电流残压（峰值） 雷电冲击电流残压（峰值） 徒波冲击残压（峰值） 35kV 40.5kV 630A 25kA/4S 63kA 40.5kV 40A 31.5A 42kV 23.4kV 5kA ≥73kV ≤114kV ≤134kV ≤154kV

（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 容量 变比 调压方式 联接组标号 短路阻抗 冷却方式 8、厂用箱式变压器

形式 容量 变比 调压方式 联接组标号 短路阻抗 冷却方式

三相油浸式双绕组变压器 630kVA

35±2×2.5%/0.4kV 无励磁调压 ZN，ynll 6.5% 自冷/风冷 油浸变压器 500kVA S11－100/35 无励磁调压 D，ynll 6.5% 自冷/风冷 表2－6 主要设备表

序号 名 称 型号及规范 一、光伏阵列部分电气设备 1 2 1 2 3 4 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 300低压开关柜 控制柜 厂用箱式变电站 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 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 MCC 台 台 面 40 20 20 20 块 套 台 82400 2060 260 单位 数量 备注 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 内含：S11－200/35 SVG－35 －2－＋2MVar DKSC1－630/35， 消弧线圈630kVA 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 母线保护装置1台、打印机1台 包含4个线路保护测控单元，1个接地变保护测控单元、1个SVG保护测台 台 套 套 面 面 面 面 面 1 2 3 4 3 1 1 1 1 4 1 1 1 送出线柜 电缆馈线柜 PT柜 接地变出线柜 SVG出线柜 1 公用测控屏 面 1 2 远动屏 面 1 3 35kV线路光纤差动保护屏 35kV母线保护屏 35kV线路、SVG、接地变兼面 1 光纤差动保护装置型号与对侧一致 安装于开关柜内 4 5 面 台 1 6 站用变保护测控装置 6 电力调度数据网络屏 有功、无功功率测控系统 频率电压紧急控制屏 电度表屏 智能型电度表 UPS逆变电源屏 高频开关直流电源屏 监控主机及操作员站 火灾报警控制系统 视频监控系统 微机防误闭锁装置 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 控单元 接入路由器3台，接入交换机5台，纵向认证装置5台，电能量远方终端1台，地调端接口设备 服务器（有功、无功功率测控系统） 频率电压紧急控制装置 三相四线电度表，有功0.2S，无功2.0 三相四线电度表，有功0.5S，无功2.0 5KVA UPS逆变电源装置 100Ah，220V，由4面屏组成；蓄电池屏2面；充电馈线柜2面 2台主机、显示器、报警音响，1台打印机 JB－QB－6800/32DB 监控系统，球型彩色摄像机64个预置点 含微机防误闭锁功能，包含全所锁具，配后台显示，系统PIV2.8G DELL主机彩显、打印机 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 2 7 8 9 10 11 12 13 14 15 面 面 块 块 面 套 套 套 套 1 1 2 6 1 1 1 1 1 出线关口计量表 安装于开关柜内 16 套 1 17 18 19 20 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双分裂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双分裂绕组箱式变，5台35kV双分裂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双分裂烧组箱式变，5台35kV双分裂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.非电气量保护采用独立装置，电气量保护按主保护和后备保护分别采用独立装置.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 单位 数量 备 注 具 辆 具 8 2 6 室 内 室 外 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22640m2，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传输体制，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； 10、露天布置的设备，密闭等级不够，沙尘天气，沙尘进入内部，严重时发生故障，引起事故；

11、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；

12、线路上腐蚀严重，遇到极端天气、大风大雪可能发生倒杆事故。

3.5.2 物的危险、有害因素

1、逆变器

（1）若逆变器选购时质量不过关，运行过程中将导致逆变器损坏。

（2）逆变器主要元件绝缘栅双极型晶体管若失效，将导致逆变器损坏，其失效原因如下。

1）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。

2）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，形成自锁现象，这就是所谓的静态擎住效应。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。

3）瞬态过电流绝缘栅双极型晶体管在运行过程中所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。

4）过电压造成集电极发射极击穿或造成栅极发射极击穿。 （3）逆变器由于功率较大，发热亦大。若逆变器散热设备损坏或安装不当，内部热量不能及时散出，轻则影响元器件寿命，重则有

产生火灾的危险。

（4）逆变器外壳若未按要求接地，静电可能导致巡检和检修人员触电。

（5）逆变器因负载故障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。

2、光伏汇流箱

（1）光伏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导致防雷达失败，引起事故；

（2）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，发生故障；

（3）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；

（4）汇流箱接地不符合规定，导致触电事故。 3、集电线路

（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；

（2）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；

（3）集电线路大部分为电缆沟铺设，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；

（4）过电压使电缆击穿短路起火；

（5）安装时电缆的曲率半径过小，致使绝缘损坏；

（6）由于电缆的相间距离小，主要靠绝缘材料绝缘。酸、碱、盐、水及其他腐蚀性气体或液体都可以使其绝缘强度降低，绝缘层击穿产生电弧，引起绝缘层和填料着火，此类事故约占电缆事故总数的70%左右；

（7）检修电焊渣火花落入沟道内，易使电缆着火；

（8）电缆芯正常工作温度为50－80°C，在事故情况下，缆芯最高温度可达115－250°C。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；

（9）接头容易氧化而引起发热，甚至闪弧引燃电缆；

（10）鼠、小动物等啮齿类动物咬坏电缆，引起电缆短路、火灾； （11）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引起事故；

（12）电缆头施工工艺不良导致电缆头爆炸或电缆头接地短路； （13）电缆敷设工艺布置不满足冻土深度的要求；

（14）铁塔构件、金具、导地线等设备腐蚀，强度下降，导致倒杆、断线事故；

（15）线路跨越城区或跨越公路、车辆通行的道路极易引起误碰线事故；

（16）集电线路设计未按污秽等级分布图设防、未进行定期清扫，

电瓷外绝缘污秽严重、设备选型不当、爬电比距不够，为采区防污措施遇雾天、冰雪天、雷雨天极易发生污闪事故。

4、电气系统

（1）继电保护装置是保证电气设备系统安全稳定运行的重要装置，在运行中发生误动或拒动；

（2）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、重要保护未投用；

（3）户外端子箱进水、受潮造成端子短路、接地故障引起继电保护故障；

（4）检修工艺不良，操作机构调整不当、部件失灵，合闸接触不良，断路器失灵，操作机构卡涩，跳（合）闸线圈烧毁等，引起拒分或误动；

（5）电气开关连接部分发热、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

（6）操作电源故障，操作电源电压降低，熔断器熔断，辅助接点接触不良，造成断路器故障时拒动；

（7）电气开关内部绝缘强度降低引起短路事故，如SF6气体含水量超标，真空开关灭弧室真空度下降；

（8）真空开关及开关柜误操作加之五防功能不良，引起事故； （9）开关之间灭弧室真空度下降、封闭不严，切弧时爆炸； （10）断路器切断容量不够，维修不当，造成断路部分、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；

（11）直流回路短路、两点接地，蓄电池损坏或容量降低，充电装置文波系数、稳压稳流精度不符合标准要求，直流系统熔断器及直流空气开关配置不合理，熔断器质量不良等均可能导致熔断器、继电保护误动或拒动；

（12）如果接地装置热容量设计不能满足电网运行的要求，或接地网施工质量问题，或接地装置局部范围腐蚀严重，致使接地网稳定能力下降，造成电气设备失去接地运行，引发灾难性事故；

（13）电缆遇外来火源或电缆短路很容易引起电缆燃烧着火。 5、过电压保护和接地装置

（1）若光伏电站设备及建筑物没有可靠的避雷装置或接地不良，或接地电阻不符合要求等，容易发生雷击伤害事故；

（2）光伏电站运行期间未按规定做避雷器的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；

（3）若避雷针距离道路、设备设施较近，在雷雨天气情况下，人员进入该道路等，跨步电压可能造成人员伤亡事故；

（4）接地线设计不符合要求，如截面过小等不能满足热稳定和均压要求，容易发生电伤害；

（5）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；

（6）接地线材质不符合要求，机械强度不够，导致受损坏或腐蚀，起不到应有保护作用。

6、控制系统

（1）控制系统的电缆较为密集，阻火措施不完善，一旦电缆发生故障和燃烧，将会引发严重的火灾事故，使整个系统损坏、失控，造成损失；

（2）控制系统电源失电故障（如主控制系统失去工作电源或直流操作电源等）。主要是控制电源回路断线；过负荷熔断器熔断；

（3）电源回路短路电源开关跳闸。控制系统电源失电，将导致控制设备及其系统瘫痪；

（4）控制接地系统故障（如控制接地回路断线；接地电阻阻值增大；单点接地系统受损；形成多点接地等；

（5）主要是接地电极腐蚀断线；接地阻值增大，或接地线受机械外伤断线，或接地线连接螺丝松动；

（6）控制接地系统故障会导致整个控制系统参考电压忽高忽低不稳定，抗干扰能力降低，易受外界电磁干扰影响。影响控制逻辑判断运算，出现意想不到的突发动作，危及设备安全运行，有造成人员伤亡或设备重大损坏的可能性。

7、变压器

（1）选型不合理，引起故障；

（2）风沙大的变压器应选防护等级IP54，否则容易发生故障； （3）过电压，遭受雷击、系统发生铁磁谐振都要会导致过电压，

个别情况下，还会引起变压器的套管发生爆炸；

（4）绝缘损坏

低压线路的短路故障和负荷的急剧增加，使变压器的电流超过额定电流的几十倍，这时的绕组受到很大的电磁力矩影响而发生移位、变形。由于电流的剧增，使温度迅速升高，导致绝缘加快老化；

绕组绝缘受潮。这是因绝缘油质不佳或油面降低所造成的。一是变压器绝缘油在储存、运输或运行维护中，不慎使水分、杂质或其他油污混入油中，使绝缘强度大幅度降低。二是制造时绕组里层浸漆不透、干燥不彻底、绕组引线接头焊接不良，绝缘不完整导致匝间、层间短路。三是油面降低使绝缘油与空气接触面增大，加速空气中水分进入油内也会降低其绝缘强度，当绝缘降低到一定值时会发生短路；

（5）变压器渗油，使分接开关裸露在空气中，绝缘受潮后性能下降，导致放电短路，损坏变压器；

（6）油温过高。变压器中的油主要是对绕组起绝缘、散热和防潮的作用。变压器中的油温过高，将直接影响变压器的正常运行和使用寿命；

（7）分接开关的质量差，结构不合理，压力不够，接触不可靠，外部字轮位置与内部实际位置不完全一致，引起星形动触头位置不完全接触，错位的动、静触头使两抽头之间的绝缘距离变小，并在两抽头之间的电势作用下发生短路或对地放电，短路电流很快就把抽头线匝烧坏，甚至导致整个绕组损坏；

（8）过负荷

配电变压器三相负载分配不均，导致三相电流不对称，不对称电流使变压器阻抗降压也不对称因而低压三相电压就不平衡，这对变压器和用户的电气设备是不利的；

当变压器低压侧发生接地、相间短路时，将产生一个高于额定电流20－30倍的短路电流，这么大的电流作用在高压绕组上，线圈内部将产生很大的机械应力，这种机械应力将导致线圈压缩，短路故障解除后应力也随着消失，线圈如果重复受到机械应力作用后，其绝缘衬垫、垫板等就会松动脱落；铁芯夹板螺丝也会松弛，高压线圈畸变或崩裂。另外也会产生高出允许温升几倍的温度，导致变压器在很短的时间内烧毁；

（9）接地不符合规范要求，引起事故。 3.5.3 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，造成安全风险；

6、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；

7、安全投入不足；

8、应急预案编制不规范，遇到事故，抢救不及时，增加安全风险；

9、设计中未考虑工程地形、气象条件等影响，杆型、杆塔强度选型不合理，导致倒杆断线事故；

10、线路器材不符合标准和设计要求，运行中发生过热、断线等事故，选用的杆塔不能满足工作环境和条件要求、架空线路导线未考虑投入运行后可能出现的最大负荷的富裕度；

11、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；

12、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；

13、对易引起电缆着火的场所没有火灾自动报警装置和消防装置；

14、现场防漏、防火、隔离、绝热措施不完善；

15、技术措施不完备，防误闭锁装置设置有疏漏、防误装置管理不到位、运行检修人员误碰误动等。 3.5.4 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、特种作业人员未取得资格证，无证上岗；

4、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；

5、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；

6、光伏汇流箱维护不及时、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；

7、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；

8、电缆选型错误，引起事故；

9、施工检修中误整定、误接线导致电气设备系统损坏、未按时进行保护装置的定检造成相关重大设备严重损坏；

10、维护不良和人员“三误”（误碰、误整定、误接线）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；

11、人员误投、误退保护压板造成误动；

12、人员违章，不严格执行操作票制度，违章操作，是发生恶性电气误操作事故的根本原因。 3.6 作业环境危险、有害因素

该项目在生产过程中存在的主要有害因素包括：噪声、低温、电磁辐射。

3.6.1 噪声

该项目的噪声主要来源于三个方面，一是各种机械设备运转、震动、摩擦、碰撞而产生的机械动力噪声；二是是电磁噪声，如电气设备因磁场交变和电晕放电所产生噪声；三是其他噪声，包括场内运输车辆、其它车辆、人群活动等引起的噪声。 3.6.2 高、低温

光伏发电厂项目所在地极端最高气温40.1°C，极端最低气温－24.4°C，作业人员在冬季寒冷天气进行室外检修和维护作业时，若防护不到位，则可能发生冻伤事，夏季作业如不注意防暑降温，可能发生人员中暑，长期高温作业可出现高血压、心肌受损和消化功能障碍症。

3.6.3 电磁辐射

该项目生产环境中存在工频电场辐射的主要为电气设备，运行过程中均会产生工频电磁辐射危害。但若将工频电场强度限制到≯5kV/m，磁场强度限制到≯0.1mT，对人体是不会有影响的。 3.6.4 粉尘

电站所在区域每年都有扬尘、风沙天气，在这期间电站作业人员县受到粉尘危害。

3.7 安全管理

安全管理缺陷的主要包括以下几个方面： 1、无安全生产、职业卫生管理机构；

2、安全管理、职业卫生专、兼职人员配备不足； 3、安全生产责任制未落实；

4、安全管理、职业卫生规章制度不完善；建设项目“三同时”不落实；

5、操作规程不规范； 6、隐患排查制度不落实； 7、事故应急预案缺陷； 8、培训制度不完善；

9、从事特种作业的人员未经过专门的安全知识与安全操作技能培训上岗，可能发生设备损坏，人员伤亡；

10、安全投入和安全设施不足；

11、安全监督和安全检查不到位，主要有： （1）危险性设备检验不符合规定； （2）安全隐患未能及时整改；

（3）各项安全管理规章制度未能检查落实；

（4）日常安全检查、定期安全检查、专业安全检查不落实； 12、未按《安全色》（GB2893－2008）《安全标志及其使用导则》（GB2894－2008）设置醒目的安全色、安全标识和声光警示装置等可能发生人身伤亡、设备损害等事故；

13、未按规定为职工提供个人防护用品，没有要求职工正确佩戴个人防护用品；

14、没有为职工缴纳工伤保险，没有为职工进行岗前岗中、岗后健康体检；

15、没有对作业场所的职业病有害因素进行定期检测。 3.8 应急管理

2016年6月国家安全生产监督管理总局令第88号下发了《生产安全事故应急预案管理办法》，且制定了国家标准《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》GB∕T29639－2013。企业应当按照办法和导则编制企业安全生产事故应急预案，否则会造成以下不利因素和缺陷：

1、缺安全生产事故应急预案，或预案不规范，导致一旦发生事故无预案可循，出现混乱；

2、缺安全生产事故应急预案，或预案不规范，导致指挥系统混乱，影响事故救灾速度；

3、没有预案，救灾物资、设备无法正确配备，增加安全风险； 4、缺安全生产事故应急预案，或预案不规范，无法进行安全生产事故应急演练；

5、缺安全生产事故应急预案，或预案不规范，无法正确对职工进行安全生产事故应急预案培训，职工无法了解遇到事故如何自救、互救，一旦发生事故会增加安全风险。

3.9 职业健康管理

依据《中华人民共和国职业病防治法》、《工作场所职业卫生监督管理规定》和其它相关法律、法规、标准对企业职业健康进行管理。

1、依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第八条规定，有职业病危害严重的用人单位，应当设置或者指定职业卫生管理机构或者组织，配备专职职业卫生管理人员。企业应设置职业卫生管理机构，配备兼职职业卫生人员，负责本单位的职业病防治工作；

2、依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第十一条规定，存在职业病危害的用人单位应当制定职业病危害防治计划和实施方案；

3、依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第十一条规定，企业应建立、健全下列职业卫生管理制度和操作规程：

（1）职业病危害防治责任制度； （2）职业病危害警示与告知制度； （3）职业病危害项目申报制度； （4）职业病防治宣传教育培训制度； （5）职业病防护设施维护检修制度； （6）职业病防护用品管理制度； （7）职业病危害监测及评价管理制度； （8）建设项目职业卫生“三同时”管理制度； （9）劳动者职业健康监护及其档案管理制度； （10）职业病危害事故处置与报告制度； （11）职业病危害应急救援与管理制度；

（12）岗位职业卫生操作规程；

4、依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第二十条规定，存在职业病危害的用人单位，应当委托具有相应资质的职业卫生技术服务机构，每年至少进行一次职业病危害因素检测；

5、职业病危害告知情况。依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第二十九条规定，用人单位与劳动者订立劳动合同（含聘用合同）时，应当将工作过程中可能产生的职业病危害及其后果、职业病防护措施和待遇等如实告知劳动者，并在劳动合同中写明，不得隐瞒或者欺骗；

劳动者在履行劳动合同期间因工作岗位或者工作内容变更，从事与所订立劳动合同中未告知的存在职业病危害的作业时，用人单位应当依照前款规定，向劳动者履行如实告知的义务，并协商变更原劳动合同相关条款；

6、依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第九条规定，用人单位的主要负责人和职业卫生管理人员应当具备与本单位所从事的生产经营活动相适应的职业卫生知识和管理能力，并接受职业卫生培训；

7、职业病危害警示标识及中文警示说明的设置状况。依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第十五条规定，产生职业病危害的用人单位，应当在醒目位置设置公告栏，公布有关职业病防治的规章制度、操作规程、职业病危害事故应急救援措施和工作场所职业病危害因素检测结果。存在或者产生职业病危害的工作场所、作业岗位、设

备、设施，应当按照《工作场所职业病危害警示标识》（GBZ158）的规定，在醒目位置设置图形、警示线、警示语句等警示标识和中文警示说明。警示说明应当载明产生职业病危害的种类、后果、预防和应急处置措施等内容；

8、职业病危害项目申报情况。依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第十三条规定，用人单位工作场所存在职业病目录所列职业病的危害因素的，应当按照《职业病危害项目申报办法》的规定，及时、如实向所在地安全生产监督管理部门申报职业病危害项目，并接受安全生产监督管理部门的监督检查；

9、依据《工作场所职业卫生监督管理规定》第三十四条规定，用人单位应当建立健全下列职业卫生档案资料：

（1）职业病防治责任制文件；

（2）职业卫生管理规章制度、操作规程；

（3）工作场所职业病危害因素种类清单、岗位分布以及作业人员接触情况等资料；

（4）职业病防护设施、应急救援设施基本信息，以及其配置、使用、维护、检修与更换等记录；

（5）工作场所职业病危害因素检测、评价报告与记录； （6）职业病防护用品配备、发放、维护与更换等记录； （7）主要负责人、职业卫生管理人员和职业病危害严重工作岗位的劳动者等相关人员职业卫生培训资料；

（8）职业病危害事故报告与应急处置记录；

（9）劳动者职业健康检查结果汇总资料，存在职业禁忌证、职业健康损害或者职业病的劳动者处理和安置情况记录；

（10）建设项目职业卫生“三同时”有关技术资料，以及其备案、审核、审查或者验收等有关回执或者批复文件；

（11）职业卫生安全许可证申领、职业病危害项目申报等有关回执或者批复文件；

（12）其他有关职业卫生管理的资料或者文件

企业应按照上述九个方面职业健康管理要求落实机构、配置人员、制订相关制度、落实岗位责任制、编制预案、建立档案、定期检测职业病危害因素，否则会有以下职业健康风险：

1）没有职业卫生管理机构、人员，导致职业卫生管理混乱； 2）没有进行岗前健康检查，使有职业病的人员进入企业，产生不必要的后果；

3）没有定期对职业病有害因素进行检测、评价，不能正确发放个人防护用品，产生职业病危害；

4）没有正确告之职工作业场所职业病危害因素，职工没有采取个人防护措施，影响健康；

5）缺少资金投入，影响职业病防护设施建设。 3.10 类比工程、事故案例

1、类比工程

本项目是二期，一期工程安全生产运营正常。根据一期工程的运

营情况，主要危险、有害因素基本已列入辨识范围内。

2、事故案例

（1）施工事故。2015年12月5日，由西北水利水电工程有限责任公司总承包的中广核嘉峪关西戈壁50MW并网光伏发电项目施工现场发生一起生产安全事故，事故原因为47号逆变室安装直流柜时倾翻，致1人受伤，经抢救无效于12月5日23时50分死亡；

（2）2015年5月26日，苹果公司位于美国亚利桑那州工厂的屋顶太阳能电池板起火，现场冒出滚滚浓烟，消防局共出动100多名消防员用时30分钟控制了火势；

（3）光伏电站风灾事故报告。2016年3月份以来，新疆多地遭受极端大风天气，最大风速分别达35M/S。大风造成新疆某光伏电站200多块组件损坏；

事故原因分析：

经分析认定，电池板的安装和设计存在如下问题：

1）施工人员素质低，责任心不强。电池板施工人员在施工期间多人踩在电池板支架上施工，造成电池板钢支架弯曲变形、扣件松动。尤其是在风季多次吹袭下造成支架整体晃动，使扣件底座压片发生松动。当大风来临时扣件脱离领条，导致光伏板坠落；

2）施工人员水平低。安装扣件压片未达到设计标准要求，在卡槽中出现歪斜，在外力过强的情况下导致底座压片产生位移，扣件与C型钢扣槽脱离；

整改措施：

1）责令电池板电气安装单位，对已安装完成的光伏组件进行全面检查，其中包括螺丝的紧固，扣件的调整，对有损坏的扣件应立即予以更换。并按照合同要求，在电池板扣件螺栓上涂防松胶；

2）用双股铁丝将处于迎风面（西北风）的串列西侧的四列组件进行绑扎固定；

3）责令支架安装单位紧固防风拉杆，以防支架随风扭动；将串列两侧凿过岩的地锚进行夯实处理；紧固全场所有直接螺栓；

4）加强组件、支架的巡回检查力度，一旦发现有松动的组件和支架，及时进行固定处理；

5）值班人员每日关注未来三日天气预报，一旦发现有超过4级以上大风预报，提前做好防范措施；

（4）中山长虹项目一名施工人员在连接组件阵列时被直流电电死，据了解，是组串的端子没接汇流箱就放屋顶上了，广东这几天暴雨，端子进水，施工人员碰到后发生了该事故。目前已经有不少业主表示需要项目的安全测试检测报告，同时据悉，很多施工单位为了节约成本，不给工人配备价格昂贵的绝缘鞋，增加了电击风险；

（5）2014年 6月18日，甘肃嘉峪关地区由于暴雨天气，导致电网事故，引起大范围停电。16:20 红柳洼变电站全站失压，金塔县城全部停电。金塔光伏电站35kV甲母线失压，SVG事故停机，逆变器全部事故停机，400V厂用母线失电，外来电源失电。

面对突然而来的事故，黄河公司金塔光伏电站值班人员沉着应对，根据电站《全站停电预案》和《400v站用电消失预案》规定，

及时检查站内35kV系统和厂用系统设备，16:30将电站设备情况汇报省调和酒嘉地调；16:46 根据调令，将全站一次设备由运行转热备用，及时切除厂用交、直流系统次要负荷，确保重要负荷供电和直流蓄电池的安全稳定运行。当晚20点，外来电10kV系统恢复，站内厂用、直流系统恢复正常，23:00 全站设备恢复正常。

此次全站停电事故持续时间近4小时，对电站直流系统运行情况和运维人员应对处置突发事故的能力都是一次实战演练。 3.11 施工期危险、有害因素 3.11.1 环境危险、有害因素

1、照明不足、雨雪、雷电、大风等恶劣天气情况下，吊装作业容易发生高处坠落、物体打击事故；

2、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要是作业环境的危险有害因素；

3、施工期间可能产生较大的扬尘，可能会对附近的区域造成一些影响；

4、在潮湿地区工作时不穿绝缘鞋，无绝缘垫，无监护人； 5、施工期间门和围栏缺陷、安全通道缺陷、安全出口缺陷有可能造成人员坠落伤害；

6、在有大量粉尘弥漫于作业场所时，会造成视觉不清，影响岗位人员操作；粉尘进入人的眼内，长时间还会影响人的视力，造成眼

部疾病；粉尘随着呼吸进入肺部，会导致尘肺病。在有粉尘存在的场所，需要岗位人员正确佩戴防护用具或短时间内停止作业，防止粉尘危害；

7、冬季施工过程中，如果工人的劳保防护用品配备不全，也容易发生冻伤事故。

3.11.2 物的危险、有害因素

1、施工用电配电箱可能存在漏电问题，导致现场人员触电，如果发生误操作也会发生触电；

2、在安装施工过程中，有很多焊接作业，焊接后的焊缝温度很高，防护措施不当或不小心有可能发生灼烫伤害；

3、安装过程中需要进行动火作业和焊接作业，如果无证人员进行上述特种作业，可能引起火灾；

4、在施工过程中，会使用大量的建筑机械设备，这些施工机械设备及加工机械设备的传动与转动部件等危险部位一般采用防护罩进行安全防护，但若防护罩因损坏或丢失使转动部件全部裸露在外，当人体某部位意外接触到这些裸露的运动部件则可能会发生机械伤害；

5开挖基础时，如果边坡支护措施不到位，可能会造成边坡坍塌或水淹基坑事故；

6、冬季施工期的基础开挖过程中，若基坑支护不当，地质情况不良等可能造成基坑壁坍塌。施工材料堆放过高、管理不当也存在坍

塌的危险；

7、在施工作业活动中，均存在操作人员受到坠落物的打击、运动着的重型设备的打击（如吊车、吊臂等）等危险因素；

8、使用手持电动工具，电源侧未加装漏电保护器；

9、电缆敷设时由于曲率半径过小，致使电缆绝缘机械损坏或电缆受外界机械损伤（如施工挖断等），造成短路、弧光闪络引燃电缆；

10、阻燃措施不到位，未能刷涂有效的防火涂料，阻燃隔断不够严密等均会导致火灾的扩大；

11、电缆散热不够充分，导致电缆温度升高，致使电缆的绝缘外皮熔化，发生短路，酿成火灾；

12、混凝土配比不合理、养护时间不足，有可能导致建筑、设施垮塌；

13、安全标志、标识不清，信号混乱都可能增加安全风险。 3.11.3 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、特种作业人员未取得资格证，无证上岗； 4、不使用或使用不合格绝缘工具和电气工具；

5、检修电气设备工作完毕，未办理工作票终结手续，就对检修设备恢复送电；

6、倒闸操作不核对设备名称、编号、位置状态；

7、跨越安全围栏或超越安全警戒线；工作人员走错间隔误碰带电设备；携带金属超高物体在带电设备下行走；

8、装设地线不验电；

9、工作人员擅自扩大工作范围；

10、不正确佩戴个人防护用品，造成事故。 3.11.4 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；

9、没有编制施工组织设计，施工组织设计没有被监理公司批准，盲目施工；

10、特种作业人没有培训，无证上岗作业；

11、施工单位没有编制安全生产事故应急预案； 12、施工单位没有为职工配备合格的个人防护用品；

13、该项目设备安装范围广，运输距离远，设备多，道路情况不好，如组织不好，可能由于施工现场内视野不良、疲劳作业、违章驾驶、车辆机械故障等因素容易造成交通事故；

14、危险作业不办理操作票或不执行监护制度；

15、在带电设备附近进行作业，不符合安全距离的规定要求或无监护措施；

16、施工单位施工资质不符，监理单位监理资质不符。 3.12 主要危险、有害因素分布

项目主要危险、有害因素导致物的不安全状态，人的不安全因素，管理缺陷。三者或两者结合就会引发事故，根据GB4661－86《企业职工伤亡事故分类标准》对项目可能产生事故的场所和事故类型进行分类。分布情况见表3－1。

表3－1 主要危险、有害因素分布表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 伤亡事故分类 触 电 火 灾 高处坠落 物体打击 起重伤害 机械伤害 坍 塌 车辆伤害 存在场所 全场电气设备区 全场区内 施工过程中施工现场、2m以上平台作业 施工过程中施工现场 施工吊装现场 施工过程中施工现场、机电设备 基坑放坡、光电组件支架、建筑物 施工车辆运输设备、土建施工场所 另项目在建设、运营过程中其它有害因素主要有：噪声，各类机械设备运行、电气设备磁场中会产生噪声；高、低温危害，夏季、冬季作业会受到高温或低温的影响；电磁辐射，电气设备有电磁辐射危害；粉尘，风沙扬尘天气有粉尘危害。 3.13 重大危险源辨识

依据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－2009）、《危险化学品重大危险源监督管理暂行规定》（安全监管总局令第40号）[2015年修订]及《新疆维吾尔自治区重大危险源监督管理暂行办法》（新政办发（2012）40号）对该光伏发电项目特点，分别对项目的易燃易爆物料使用及储存进行重大危险源辨识。项目可能产生重大危险源的材料是乙炔和变压器油。

1、乙炔

乙炔主要用于焊接，极易燃烧爆炸。与空气混合能刑场爆炸性混

合物，遇明火、高温能引燃爆炸，遇氧化物接触会剧烈反应，与氟、氯等接触会发生剧烈化学反应，能与铜、银、汞等化合物生成爆炸性物质，具有弱麻醉作用，高浓度吸入可引起单纯窒息。

根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－2009）规定，乙炔临街量为1t，按一瓶乙炔储存量为10kg，计算需要储存100瓶，即是重大危险源，一般电厂中储存乙炔量在十几瓶到几十瓶，不构成重大危险源。

2、变压器油

变压器油主要成分是烷烃、环烷族饱和烃、芳香族不饱和烃等化合物，闪点一般不低于135°C。

变压器油有绝缘、散热、消狐作用，由于设备局部过热或放电，油中克分巨额可燃气体，如果产生可燃气体原因不及时查明和消除，对设备的安全运行时十分危险的；

变压器漏油使油箱中的釉面降低，减弱了油流的散热作用，可能使变压器的绝缘材料过热而燃烧。

变压器的温度反常升高，使变压器油加速老化、分解、析出可燃气体。油的受热膨胀和热解产生的气体导致油箱爆裂喷油燃烧。

油受热分解产生的酸性物质腐蚀绕组绝缘，产生的油泥阻碍绕组散热，致使绕组的绝缘强度下降，导致绕组绝缘被击穿。

根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－2009）规定，对闪点小于61°C的易燃液体进行辨识，变压器闪点一般不低于135°C，不是重大危险源。

结论：根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－2009），该项目生产过程中不使用和存储危险化学品，不涉及重大危险源辨识范围的危险化学品。根据《危险化学品重大危险源监督管理暂行规定》（安全监管总局令第40号）[2015年修订]及《新疆维吾尔自治区重大危险源监督管理暂行办法》（新政办发（2012）40号），该项目不存在申报范围内的设备设施。

综上所述，该项目不构成重大危险源。

4 评价单元划分和评价方法选择

4.1 评价单元划分的原则和方法

为便于评价工作的进行，有利于提高评价工作的准确性和针对性，对评价项目进行评价单元划分，评价单元一般以生产工艺、工艺装置、物料的特点和特征，结合危险、有害因素的类别、分布进行划分，也可以按评价的需要，将一个评价单元再划分为若干子评价单元或更小的单元。

评价单元划分原则和方法为： 1、以危险、有害因素的类别为主划分

（1）按工艺方案、总体布置和自然条件、社会环境对企业的影响等综合方面的危险、有害因素分析和评价，宜将整个企业作为一个评价单元；

（2）将具有共性危险因素、有害因素的场所和装置划为一个单元；

1）按危险因素类别各划归一个单元，再按工艺、物料、作业特点（即其潜在危险因素不同）划分成子单元；

2）进行有害因素评价时，宜按有害因素（有害作业）的类别划分评价单元。例如，将噪声、毒物、粉尘、低温危害的场所各划归一个评价单元。

2、按装置和物质特征划分 （1）按装置工艺功能划分；

（2）按布置的相对独立性划分； （3）按工艺条件划分；

（4）按贮存、处理危险物质的潜在化学能、毒性和危险物质的数量划分；

（5）按事故损失程度或危险性划分。 3、依据评价方法的有关具体规定划分。 4.2 评价单元的划分

本评价报告根据工程特点、生产工艺过程的危险、有害因素的性质和重点危险、有害因素的分布等情况，根据光电工程（项目）安全预评价报告编制规定（水电规安办[2010]121号）划分10个评价单元进行评价。

1、站址及总平面布置单元

主要对工程选址、场区平面布置、工程地质条件、地质灾害、水文地质条件、总体布局等进行评价。

2、太阳能电池组件单元

主要对光伏阵列、逆变器、子方阵直流线路等进行评价。 3、集电线路单元

主要对35kV集电线路、在运行检修过程中的危险有害因素进行评价。

4、升压站单元 对升压站进行评价。

5、公用工程单元

主要对消防、给排水系统等辅助设备设施进行危险有害因素评价。

6、并网安全单元

主要对光伏电站并网系统进行评价。 7、安全监测系统单元

主要对光伏阵列安全监测系统进行评价。 8、作业环境单元

主要对该项目中存在的噪声、低温和电磁辐射等进行评价。 9、施工单元

对施工过程评价，主要对电缆、箱变、光伏电站设备在运输、安装和施工中存在危险有害因素进行评价。

10、安全管理单元 4.3 评价方法的选择 4.3.1 评价方法的选择原则

在进行安全评价时，应该在认真分析并熟悉被评价系统的前提下，选择安全评价方法。选择安全评价方法应遵循充分性、适应性、系统性、针对性和合理性的原则。

1、充分性原则。充分性是指在选择安全评价方法之前，应该充分分析评价的系统，掌握足够多的安全评价方法，并充分了解各种安全评价方法的优缺点、适用条件和范围，同时为安全评价工作准备充

分的资料；

2、适应性原则。适应性是指选择的安全评价方法应该适用被评价的系统；

3、系统性原则。系统性是指选择的安全评价方法必须建立在被评价系统提供的系统化数据和资料的基础上；

4、针对性原则。针对性是指所选择的安全评价方法应该能够提供所需的结果；

5、合理性原则。在满足安全评价目的、能够提供所需的安全评价结果的前提下，应该选择计算过程最简单、所需基础数据最少和最容易获取的安全评价方法。 4.3.2 评价方法的选择过程

1、详细分析被评价的系统，明确通过安全评价要达到的目标； 2、收集安全评价方法，并将安全评价方法进行分类整理，明确各安全评价方法的适用条件；

3、明确被评价的系统能够提供的基础数据、工艺和其它资料。 综合考虑各种因素，该项目确定选择安全检查表法（SCL）、预先危险分析法（PHA）、综合安全评价法作为本次评价方法。 4.3.3 各单元评价方法的选择

各评价单元选用的评价方法见表4－1所示。

表4－1 各评价单元选用的评价方法表

评价方法 评价单元 站址及总平面布置单元 太阳能电池组件单元 集电线路单元 升压站单元 公用工程单元 并网安全单元 安全监测系统单元 作业环境单元 施工单元 安全管理单元 安全检查表法（SCL） √ 预先危险分析法（PHA） √ √ √ √ √ √ √ 综合安全评价法 √ √ 4.3.4 各单元评价方法的理由

1、选定安全检查表法的原因在于，项目可行性研究报告对项目场址选择、总平面布置等已有方案，已具备采用相关规程、规范要求实施安全检查的条件。该项目场址选择与总平面布置单元采用了此方法；

2、选定预先危险分析法的原因在于该项目处于可行性研究阶段，项目尚在图纸上，无实物可供现场考察分析，所以要想弄清拟建项目建成后系统中可能存在事故的可能类型及其危害程度，并在此基础上提出各种可行的安全对策措施，必须结合拟建项目的各项设计资料，类比分析同类工程以往生产过程中发生的事故情况，而这种分析方法正好是预先危险分析的基本分析步骤；

因此，本次评价中除场址选择与总平面布置单元及作业环境单元以外的各单元危险性，均采用预先危险分析（PHA）法进行了评价；

3、选定综合评价法的原因在于该项目处于可研阶段，对各项现场作业环境内存在的有害因素无实际值进行考量，且现场作业环境内对作业人员造成危害的条件由多个综合因素组成，只考虑单个危害因素不能正确反应出现场实际的危害程度。因此，本次评价中作业环境单元危险因素采用综合评价法进行评价。 4.4 评价方法的介绍 4.4.1 安全检查表法（SCL）

安全检查表法（SCL）是系统安全工程的一种最基础、最简便并广泛得到应用的系统安全评价方法。安全检查表不仅用于查找系统中各种潜在的事故隐患，还对各检查项目给予量化，用于进行系统安全评价。

安全检查表是由对工艺过程、机械设备和作业情况熟悉并具有安全技术、安全管理经验的人员，依据有关标准、规程、规范和规定，事先对分析对象进行详尽分析和充分讨论，列出检查单元和部位、检查项目等内容的表格（清单），本评价的安全检查表见表4－2。

表4－2 安全检查表

序号 检查项目和内容 检查依据 检查记录 检查 结果 编制安全检查表的主要依据： 1、有关标准、规程、规范及规定；

2、国内外事故案例及本单位在安全管理及生产中的有关经验；

3、通过对评价对象系统分析，列出的危险部位和各层次的不安全因素；

4、新技术、新方法、新知识、新成果。 4.4.2 预先危险分析法（PHA）

预先危险分析法（PreliminaryHazardAnalysis，简称PHA）是在进行某项工程活动（包括设计、施工、生产、维修等）之前，对系统存在的各种危险因素（类别、分布）、出现条件和事故可能造成的后果进行宏观、概略分析的系统安全分析方法。其目的是早期发现系统的潜在危险因素，确定系统的危险性等级，提出相应的防范措施，防止这些危险因素发展成为事故，避免考虑不周所造成的损失。

分析步骤如下： 1、熟悉对象系统；

2、分析危险、危害因素和事故诱导因素； 3、推测可能导致的事故类型和危险或危害程度； 4、确定危险、危害因素后果的危险等级； 5、制定相应安全措施。

预先危险分析表见表4－3，危险性等级划分见表4－4。

表4－3 预先危险分析表

事故 诱导因素 事故 后果 危险 等级 措施建议 表4－4 危险性等级划分表

等级 I II III IV 危险程度 安全的 临界的 危险的 灾难性的 可能导致的后果 不会造成人员死亡或系统损坏 处于事故状态边缘，暂时尚不会造成人员伤亡、系统损坏或降低系统性能，但应予排除或采取控制措施 会造成人员伤亡和系统损坏，要立即采取防范对策措施 会造成人员重大伤亡及灾难性事故，必须予以果断排除，并进行重点防范 4.4.3 综合安全评价法

综合安全评价法是把多个描述被评价系统不同方面且量纲不同的安全评价指标，转化成无量纲的相对评价值，并综合这些评价值以得出对该系统安全的一个整体评价。

5 定性定量评价

5.1 站址及总平面布置单元 5.1.1 安全检查表法评价

本单元主要依据《光伏发电站设计规范》（GB50797－2012）、《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801－2008）、《建筑设计防火规范》（GB50016－2006）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223－2008）等法规、规范，使用安全检查表法检查场址选择与总平面布置是否符合相关要求，检查情况见表5－1。

表5－1 场址选择与总平面布置单元安全检查表

序号 检查项目和内容 检查依据 检查记录 检查结果 一、场址选择 光伏发电站的站区总平面布置应贯彻节约用地的原则，通过优化，控制全站生产用地、生活区用地和施工用地的面积；用地范围应根据建设和施工的需要按规划容量确定，宜分期、分批征用和租用 1 《光伏发电站设计规该项目场址区位于**县区范》（GB50797－2012）8约8km处，用地类型为第7.1.2条 荒漠沙地，不涉及耕地 符合 2 站址应具有满足建设工程需要的工程地质条件和水文地质条件 该项目站址区场地在勘察深度范围内未见地下水，可不考虑其影响。场址地《光伏发电站设计规区地势平坦，场地内无影范》（GB50797－2012）响场地稳定性的不良地质第4.0.2条 作用，据区域地质资料，场地附近无活动断裂通过，地基相对稳定，适宜光伏电站建设 符合 3 工业企业总体规划，应满足生《光伏发电站设计规产、运输、防震、防洪、防火、范》（GB50797－2012）安全、卫生、环境保护、发展循第4.0.3条 环经济和职工生活的需要，应经可研报告中考虑了生产、运输、防震、防洪、安全、符合 卫生、环境保护、发展循环经济和职工生活设施的序号 检查项目和内容 多方案比较后择优确定 检查依据 需要 检查记录 检查结果 4 站区场地排水系统应根据地形、工程地质、地下水位等因素进行设计，并应符合下列要求： 1、场地的排水系统应按规划容量进行设计，并使每期工程排水《《光伏发电站设计规畅通。 范》（GB50797－2012） 2、室外沟道高于设计地坪标高第7.1.9条 时，应有过水措施，或在沟道的两侧设排水设施。 3、对建在山区或丘陵地区的光伏发电站，在站区边界处应有防止山洪流入站区的设施 下列地段不得选为场址： 发震断层和设防烈度高于九度的地震区；有泥石流、滑坡、流沙、断层、溶洞等直接危害的地段；采矿陷落（错动）区界线内；爆破危险范围内；坝或堤决溃后可能淹没的地区；重要的供水水源卫生保护区；国家规定的风景区及森林和自然保护区；历史文物古迹保护区对飞机起落、电台通讯、电视转播、雷达导航和重要的天文、气象、地震、观察以及军事设施等规定有影响的范围内；IV级自重湿陷性黄土、厚度大的新近堆积黄土、高压缩性的饱和黄土和III级膨胀土等工程地质恶劣地区；存在放射源危害的地段；具有开采价值的矿藏区 场址区为荒漠沙地，年平均降雨量为42.6mm，且地形北西高南东低，地势平坦、开阔，冲沟不发育，可避免暴雨引起的洪水影响 符合 5 《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801－2008）第5.2.1条e款 场地所在地区抗震设防烈度7度。 场内无泥石流、滑坡、流沙、溶洞等直接危害的地段。 场区不在采矿陷落（错动）地区界限内。 场区不在爆破危险区范围内。 符合 该项目发生洪水的可能性较小。 工程选址不在重要供水水源区。 周围无重要保护区和军事设施。 不在工程地质恶劣地区。 无具有开采价值的矿藏区 二、总平面布置 光伏发电站的站区总平面应根据发电站的生产、施工和生活需要，结合站址及其附近地区的自《光伏发电站设计规然条件和建设规划进行布置，应范》（GB50797－2012） 对站区供排水设施、交通运输、第7.1.1条 出线走廊等进行研究，立足近期，远近结合，统筹规划 光伏发电站的站区总平面布置《光伏发电站设计规光伏方阵、逆变器室及综合楼布置，均满足总体规划、生产流程、交通运输、环境保护及防火、安全、符合 卫生、节能、施工、检修、厂区发展等要求，总平面布置经济合理 光伏发电站的站区交通运符合 1 2 序号 检查项目和内容 检查依据 检查记录 检查结果 应符合下列要求： 范》（GB50797－2012） 输方便。 1、交通运输方便。 第7.1.4条 2、协调好站内与站外、生产与生活、生产与施工之间的关系。 3、与城镇或工业区规划相协调。 4、方便施工，有利扩建。 5、合理利用地形、地质条件。 6、减少场地的土石方工程量。 7、降低工程造价，减少运行费用，提高经济效益 具有或能产生危险和有害因素源的车间、装置和设备设施与控制室、变配电室、仓库、办公室、《生产过程安全卫生休息室、实验室等公用设施的距要求总则》（GB/T12801离应符合防火、防爆、防尘、防－2008）第5.2.2条e款 毒、防震、防辐射、防触电、防噪声等的规定 该项目35kV配电室布置在管理站内、控制室、办公室、休息室在管理站综合楼内，与光伏方阵、逆变器室等有足够防触电、防火等距离 3 符合 4 场地应有完整、有效的雨水排水系统。场地雨水的排除方式，应结合工业企业所在地区的雨水排除方式、建筑密度、环境卫生要求、地质和气候条件等因素，合理选择暗管、明沟或地面自然排渗等方式，并应符合下列要《光伏发电站设计规场内排水利用场地的自然求： 范》（GB50797－2012） 坡度，将雨水直接排出 1 厂区雨水排水管、沟应与厂外第7.4.1条 排雨水系统相衔接，场地雨水不得任意排至厂外； 2 有条件的工业企业应建立雨水收集系统，应对收集的雨水充分利用； 3 厂区雨水宜采用暗管排水 光伏发电站的站区总平面布置还应符合下列要求： 1、站内建筑物应结合日照方位进行布置，合理紧凑；辅助、附属建筑和行政管理建筑宜采用联合布置。 2、因地制宜地进行绿化规划，利用空闲场地植树种草，绿地率应满足当地规划部门的绿化要求。 符合 5 光伏发电站的站区建筑物《光伏发电站设计规应结合日照方位进行布范》（GB50797－2012） 置，合理紧凑、安全距离第7.1.5条 设置符合国家相关规范 符合 序号 检查项目和内容 3、升压站（或开关站）及站内建筑物的选址应根据光伏方阵的布置、接人系统的方案、地形、地质、交通、生产、 生活和安全等要素确定。 4、站内集电线路的布置应根据光伏方阵的布置、升压站（或开关站）的位置及单回集电线路的输送距离、输送容量 、安全距离等确定。 5、站内道路应能满足设备运输、安装和运行维护的要求，并保留可进行大修与吊装的作业面 检查依据 检查记录 检查结果 6 光伏发电站站区的竖向布置，应根据生产要求、工程地质、水文气象条件、场地标高等因素确定，并应符合下 列要求： 1、在不设大堤或围堤的站区，升压站（或开关站）区域的室外地坪设计标高应高于设计高水位0.5m。 2、所有建筑物、构筑物及道路等标高的确定，应满足生产使用方便。地上、地下设施中的基础、管线，管架、管沟 、隧道及地下室等的标高和布《光伏发电站设计规置，应统一安排，合理交叉，维范》（GB50797－2012） 修、扩建便利，排水畅通。 第7.1.8条 3、应减少工程土石方工程量，降低基础处理和场地平整费用，使填方量和挖方量接近平衡。在填、挖方量无法达到 平衡时，应落实取土或弃土地点。 4、站区场地的最小坡度及坡向以能较快排除地面水为原则，应与建筑物、道路及场地的雨水害井、雨水口的设置相 适应，并按当地降雨量和场地土质条件等因素确定。 5、地处山坡地区光伏发电站的光伏发电站站区的竖向布置，应根据生产要求、工程地质、水文气象条件、场地标高等因素符合国家关于光伏电站的设计规范，且经济合理 符合 序号 检查项目和内容 竖向布置，应在满足工艺要求的前提下，合理利用地形，节省土石方量并确保边坡稳定 检查依据 检查记录 检查结果 7 配置电缆应符合有关标准和规范要求 消防车道的净宽度和净空高度均不应小于4.0m 《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801－2008）第5.7.4条 对所有动力电缆、控制电缆和光缆的安装按设计要求和相关规范提出了要求 符合 8 《建筑设计防火规范》进站道路和站内道路宽度（GB50016－2006）第为4m。站内不设架空管线，符合 6.0.9条 道路净宽度大于4m 5.1.2 单元评价小结

本单元对该项目场址选择进行了5项检查，总平面布置进行了8项检查，均符合要求。存在问题是没有编制地质勘探报告。 5.2 太阳能电池组件单元 5.2.1 预先危险分析法评价

太阳能电池组单元主要包括光伏阵列、逆变器、子方阵直流线路等，采用预先危险分析法（PHA）对本单元进行定性评价，情况见表5－2。

表5－2 光伏系统单元预先危险分析表（PHA）

事故 诱导因素 事故后果 危险等级 措施建议 1.在阳光下安装光伏组件，应使用不透光的材料遮盖太阳能电池板。按照规程进行操作，不要同时接触光伏组件的正负极。 2.作业过程中正确佩戴安全防护用品，如绝缘手套、绝缘靴。 3.加强安全教育和培训，提高安装作业人员的安全意识，并使其掌握一定的光伏发电知识。 4.加强运行巡检人员的安全教育和培训，杜绝习惯性违章行为。 1.在阳光下安装光伏组件，同时接触组件的正负极。 2.防护措施不全。 触电 3.安装作业人员安全意识差，或缺乏相应的知识。 4.巡检过程中误碰带电体。 5.绝缘老化，设备带电。 人员伤害 II 事故 诱导因素 6.检修安全措施不到位，误送电造成触电 事故后果 危险等级 措施建议 5.加强设备管理，定期检查维护，消除缺陷，防止绝缘设备老化造成触电。 6.严格执行检修规程和国家电网公司电力安全工作规程，设备检修的安全措施要全面到位，防止意外触电事故发生 1.基础型式的选择应结合工程所在地的地质结构等进行综合考虑。 2.地基的不均匀沉降、基础位移等采用荷载的标准值进行计算。 3.基础稳定、承载力应采用荷载的设计值进行计算。 4.严格执行《建筑地基基础设计规范》（GB 50007－2011）相关的防腐设计。 5.进行初步设计前，应充分收集本区域气象资料，选择合理的技术参数。严格贯彻、执行《中华人民共和国建筑法》（国家主席令[1997]第91号）、《建筑结构荷载规范》（GB50009－2012）等相关技术法律规范的规定，充分考虑风、雨、雪对屋面荷载的影响。 6.按照《冻土地区建筑地基基础设计规范》（JGJ118－2011）等规范进行基础及结构的设计 1.地基选择型式不合理。 2.地基的不均匀沉降。 3.因设计的基础承载力不能满足实际要求。 4.基础腐蚀。 光伏5.太阳能电池组件、建构财产阵列筑物因天气因素如：大雪、损失 倒塌 大风等影响。 6.基础设计时对于冻土的因素考虑不足，冻土的冻胀融沉作用对基础的稳定性会产生较大的影响 II 1.硅片质量下降，导致电池出现较大幅度早期光致衰减； 2.一些组件制造厂组件制造工艺不合理，出现诸如电池片隐裂、EVA交联度热斑不好、脱层、焊接不良等效应 质量问题，这种组件在短时间内也会造成输出功率衰减或组件失效；有些组件制造商功率测试不准确。 3.太阳能组件被污物遮蔽 1.因运输不当造成损坏。 2.因极性反接造成损坏。 3.遭受雷击损坏。 4.电压不正常造成损坏或输出保险损坏 1.汇流箱输入输出线接设备损坏 II 1.定期检查，及时更换有问题的硅片。 2.选用有制造资质的正规厂家生产的高质量的硅片组件。 3.安装硅片组件时，应在太阳电池组件的正负极间并联一个旁路二极管，以避免光照组件所产生的能量被受遮蔽的组件所消耗。定期检查并保持太阳能电池组件表面的清洁度，去除粘附硬化的鸟粪、尘土、落叶等遮挡物 逆变器故障 设备损坏 、系统停运 设备II 1.运输过程中应采取适当的防震及防碰撞措施，避免运输途中的设备损坏。 2.加强施工管理，避免由于疏忽大意造成极性反接的质量事故。 3.采取必要的防雷措施，安装防雷器。 4.加强巡检、定期检查维护，保证设备处于良好的工作状态 1.在设备接线应按照安装说明书的要求，相关人汇流II 事故 箱故障 诱导因素 反，设备无法正常工作甚至损坏其它设备。 2.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。 3.对汇流箱内的安全管理缺失 事故后果 损坏 、人员伤害 危险等级 措施建议 员应加强培训。 2.定期检查汇流箱，及时发现熔断器的工作状态。 3.应建立相关的光伏防雷汇流箱定期维护的检查和巡视制度，保证汇流箱安全运行 1.光伏防雷汇流箱接地端与防雷接地线未进行可靠连接。 2.接地电阻不满足要求。 雷击 3.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，引起箱内防雷模块失效 设备损坏 、人员伤害 、 财产损失 II 1.在施工、设备安装时应保证汇流箱接地端与防雷接地线进行可靠连接。雷电防护设施应由当地气象主管机构的监管，并按规定办理雷电防护措施的风险评估、图纸审核、质量监督、检测和竣工验收工作。 2.应确定土体对接地体腐蚀性的影响，并采取相应的措施，确保接地电阻符合规范要求，在工程运行的过程中应对接地体的腐蚀性进行检测。 3.建立相关的光伏防雷汇流箱定期维护的检查和巡视制度，保证防雷模块安全运行 5.2.2 单元评价小结

本单元中可能发生触电、光伏阵列倒塌、热斑效应、逆变器故障、汇流箱故障、雷击的危险等级均为II，是临界的，如果超过临界状态就会导致事故的发生。因此，应采取相应的措施对各种危险因素进行排除和控制，使其处于可接受范围内。 5.3 集电线路单元 5.3.1 预先危险分析法评价

该单元的主要危险有害因素为：相间短路和断相故障、电缆火灾、触电和电缆损坏等。预先危险性分析法评价情况见表5－3。

表5－3 集电线路单元预先危险分析（PHA）表

事故 诱导因素 事故 后果 危险 等级 措施建议 相间短路和断相故障 1.电缆中间连接头、终端头制作质量不高。如果导线的压接质量不好，使接头接触电阻过大而发热，或热收缩过度等造成了绝缘老化，从而使绝缘层老化击穿，导致电缆接地短路或相间短路，使电缆头产生“放炮”现象，同时伤及附近的其它电缆。 设备2.长期过负荷运行。长期超负荷运行时，损坏 导致产热量大于散热量，电缆温度不断上升，在高温、压力和电压作用下就形成了绝缘损坏。尤其在炎热的夏季，电缆的温升常常导致电缆薄弱处和对接头处首先被击穿。 3.机械损伤 II 1.确保电缆连接头和终端头的制作质量。 2.科学调度，尽量避免电缆过负荷运行。 3.防止外力损伤电缆绝缘。 4.要严格施工和验收。 5.运行后加强对电缆线路的运行管理 1.控制、动力、高压等电缆未采用阻燃电缆。 2.电缆孔洞未采取严密封、堵、隔、涂措施。 3.电缆长时间浸泡水中，外皮腐烂，绝缘下降、老化，造成击穿短路。 4.电缆附件设计缺陷，施工安装质量不良，运行维护工作不当，造成电缆接头、终端头故障。 5.电焊火花从不严密的盖板落入，使电缆着火，导线长期过负荷，电缆接头过电缆热，绝缘下降。 火灾 6.电缆施工工艺差，电缆受到机械伤害，动力、控制电缆混铺。 7．未采取防护措施，小动物啃咬电缆，造成电缆短路。施工中人员和机械开挖造成埋地电缆短路。 8．电缆敷设不符合要求。 9．动力电缆中间接头盒的两侧及其邻近区段，未设防火措施。 10．电缆长时间超负荷运行，未及时发现并处理。 11．未设消防设施或者消防设施失效，发生火灾后不能及时控制火灾 人员伤害 、 财产损失 II 1.控制、动力、高压电缆采用阻燃电缆。 2.电缆孔洞，应采取有效阻燃的封堵处理。 3.电缆地下敷设，应注意地下水位条件，排水坡度不小于0.5%。采用隧道时，应设置排水浅沟和适当的集水井。 4.确保电缆附件设计质量、施工安装质量，加强运行维护管理，防止电缆中间接头，终端头故障。 5.户外电缆沟盖板设计应牢固，保持盖板的完好。 6.加强电缆的施工、检查和定期测试工作。 7.防止小动物对电缆的危害，防止人员破坏或机械伤害造成电缆短路事故发生。 8.动力、控制电缆分层敷设，且动力电缆在上，控制电缆在下。 9．动力电缆中间接头盒的两侧及其邻近区段，宜增加防火包带等措施。 10.运行中的电缆不得长期超负事故 诱导因素 事故 后果 危险 等级 措施建议 荷运行，容量不足的要及时更换。 11.电缆密集交叉处及电缆竖井应安装简易有效的固定式灭火装置 触电 1.施工期间，工作的负责人、监护人，责任心不强，对工作人员能力搭配不当，出现严重的失职。 2.工作人员对工作现场作业的环境及线路等不熟悉、精神状态不佳，在具体操作时，工作思路不清晰、班组成员合作意识差等 人员伤害 II 1.加强工作负责人、监护人的责任心，严格执行工作票上所采取的安全措施，不要流于形式。 2.工作时工作人员要认真熟悉工作环境，保持良好的精神状态，要熟悉工作任务，工作思路清晰 1.要选择有生产资质厂家生产的质量合格的电缆。 2.所选电缆要满足负荷要求。 3.要按要求施工，并加强运行管理。 4.要防止小动物对电缆的危害，防止人为破坏和机械损伤造成电缆短路事故的发生 电缆损坏 1.电缆质量不合要求，饺断。 2.过负荷、短路、绝缘损坏。 3.检测、施工、运行管理不完善，造成电缆损坏。 4.外力破坏 电缆 损坏 、 电网事故 II 5.3.2 单元评价小结

通过预先危险分析可知，该单元中可能发生的相间短路和断相故障、电缆火灾、触电、电缆损坏的危险等级为II级，是临界的，会造成人员伤害、设备损坏及电网事故，应予以排除或采取控制措施，预防此类事故的发生。 5.4 升压站单元

5.4.1 预先危险分析法评价

该单元的主要危险有害因素为：雷击、电缆火灾、触电和电缆损坏等。预先危险性分析法评价情况见表5－4。

表5－4 升压站单元预先危险分析（PHA）表

事故 诱导因素 事故 后果 危险 等级 措施建议 1.在施工、设备安装时应保证变压器接地端与防雷接地线进行可靠连接。雷电防护设施应由当地气象主管机构的监管，并按规定办理雷电防护措施的风险评估、图纸审核、质量监督、检测和竣工验收工作。 2.应确定土体对接地体腐蚀性的影响，并采取相应的措施，确保接地电阻符合规范要求，在工程运行的过程中应对接地体的腐蚀性进行检测。 3.建立相关的光伏防雷定期维护的检查和巡视制度，保证防雷模块安全运行 1.控制、动力、高压电缆采用阻燃电缆。 2.电缆孔洞，应采取有效阻燃的封堵处理。 3.电缆地下敷设，应注意地下水位条件，排水坡度不小于0.5%。采用隧道时，应设置排水浅沟和适当的集水井。 4.确保电缆附件设计质量、施工安装质量，加强运行维护管理，防止电缆中间接头，终端头故障。 5.户外电缆沟盖板设计应牢固，保持盖板的完好。 6.加强电缆的施工、检查和定期测试工作。 7.防止小动物对电缆的危害，防止人员破坏或机械伤害造成电缆短路事故发生。 8.动力、控制电缆分层敷设，且动力电缆在上，控制电缆在下。 9．动力电缆中间接头盒的两侧及其邻近区段，宜增加防火包带等措施。 雷击 1. 接地电阻不满足要求，防雷设计不符合要求 设备损坏 II 1.控制、动力、高压等电缆未采用阻燃电缆。 2.电缆孔洞未采取严密封、堵、隔、涂措施。 3.电缆长时间浸泡水中，外皮腐烂，绝缘下降、老化，造成击穿短路。 4.电缆附件设计缺陷，施工安装质量不良，运行维护工作不当，造成电缆接头、终端头故障。 5.电焊火花从不严密的盖板落入，使电缆着火，导线长期过负荷，电缆接头过电缆热，绝缘下降。 火灾 6.电缆施工工艺差，电缆受到机械伤害，动力、控制电缆混铺。 7．未采取防护措施，小动物啃咬电缆，造成电缆短路。施工中人员和机械开挖造成埋地电缆短路。 8．电缆敷设不符合要求。 9．动力电缆中间接头盒的两侧及其邻近区段，未设防火措施。 10．电缆长时间超负荷运行，未及时发现并处理。 11．未设消防设施或者消防设施失效，人员伤害 、 财产损失 II 事故 诱导因素 发生火灾后不能及时控制火灾 事故 后果 危险 等级 措施建议 10.运行中的电缆不得长期超负荷运行，容量不足的要及时更换。 11.电缆密集交叉处及电缆竖井应安装简易有效的固定式灭火装置 1.加强工作负责人、监护人的责任心，严格执行工作票上所采取的安全措施，不要流于形式。 2.工作时工作人员要认真熟悉工作环境，保持良好的精神状态，要熟悉工作任务，工作思路清晰 1.要选择有资质的施工单位。 2.制定规章制度，高处作业，佩戴安全带。 3.要按要求施工，并加强运行管理 触电 1.施工期间，工作的负责人、监护人，责任心不强，对工作人员能力搭配不当，出现严重的失职。 人员2.工作人员对工作现场作业的环境及线伤害 路等不熟悉、精神状态不佳，在具体操作时，工作思路不清晰、班组成员合作意识差等。防护不好，人员接触带电体 II 高处坠落 变压器安装、施工、维修期间，人员从高处坠落 人员伤害 II 5.4.2 单元评价小结

通过预先危险分析可知，该单元中可能发生雷击、电缆火灾、触电、电缆损坏的危险等级为II级，是临界的，会造成人员伤害、设备损坏及电网事故，应予以排除或采取控制措施，预防此类事故的发生。

5.5 公用工程单元 5.5.1 预先危险分析法评价

采用预先危险分析法对公用工程单元进行评价，评价情况见表5－5。

表5－5 公用工程单元预先危险分析表（PHA）

事故 诱导因素 事故危险后果 等级 措施建议 1.加强管理，严格执行安全操作规程和检修规程，杜绝习惯性违章操作。 2.提高设备管理水平，保证设备正常运行，安全防护装置齐全。 3.加强安全教育，提高作业人员的安全意识，远离转动机械设备。 4.制定相关的安全措施，加强监护，防止意外事故发生。 5.在危险区域设置安全围栏或警示标志，防止人员误入 1.违反操作规程或检修规程，违章操作。 2.水泵设备安全防护装置缺乏、损坏或被拆除。 3.操作人员疏忽大意，身机械体接触机械转动部位。 伤害 4.安全措施不足，作业人员在检修或日常维护工作中机械被误启动。 5.缺乏安全意识，在运转的设备或危险区域停留 1.不严格执行用电安全操作规程，违章操作。 2.设备电气部分安全防护装置缺乏、损坏或被拆除。 人员伤害 II 3.电气设备未按规定接地，未安装漏电保护装置或绝缘不良。 4.在进行电器检修工作人员触电 时，未按规定切断电源且未在电源开关处挂上明显伤害 的标志（如严禁合闸等），无关人员误合闸，造成触电。 5.作业人员缺少安全用电知识，或安全意识淡薄，或无证作业。 6.长距离高压线遭遇大风天气，发生断线事故 II 1.严格执行安全用电操作规程，严禁违章操作。 2.保持设备电气部分安全保护装置良好。 3.电气设备按规定接地，安装漏电保护装置，定期检测电器绝缘程度。 4.在电气设备检修作业时，按规定切断电源并在电源开关处挂上明显标志（如严禁合闸等）。 5.加强安全教育，提高作业人员安全意识，操作人员上岗前进行培训，持证上岗。 6.加强巡视，及时发现线路问题 1．干粉灭火器制造质量差或因日常保管、维护、更新不当等原因锈蚀而强度降低，使用过程中发生爆爆炸 炸。 2．干粉灭火器使用过程中喷嘴发生堵塞，导致超压爆炸 财产损失 、 人员伤害 II 1.监督进货渠道，购买灭火器筒体应有公安部门许可标志产品；灭火器应建立台账，注明规格型号、厂家、生产年月，产品许可证字号、合格证编号及厂规定的检查、装药、水压试验周期等；对所有的灭火器应分类建立维修保养登记本，定期按生产厂家规定进行维护保养，并登记在册；灭火器的换药应委托经过公安消防监督机构机关批复认可的专业维修单位进行，并做好验收工作。 2.灭火器应定期检查清理，有缺陷的及时报废。对于零部件损坏的，未按规定周期换药、充气或未做水压试验的，以及难以判定是否合格的，应送事故 诱导因素 事故危险后果 等级 措施建议 专业维修单位检修、检验，合格后方可使用；加强人员消防培训，掌握常用灭火器的性能和正确操作方法 5.5.2 单元评价小结

通过对公用工程单元的预先危险分析，可以得出该单元可能发生机械伤害、触电、爆炸等，危险等级均为II级，属于临界的，如果超过临界状态就会导致事故的发生。应采取相应的措施对各种危险因素进行排除和控制，使其处于可接受范围内。 5.6 并网安全单元 5.6.1 预先危险分析法评价

采用预先危险分析法（PHA）对并网安全单元进行评价，预先危险分析法评价情况见表5－6。

表5－6 并网安全单元预先危险分析（PHA）表

事故 诱导因素 事故 后果 危险 等级 措施建议 1.光伏电站或电网异常、故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应继电保护功能，保证电网和光伏设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全。 2.光伏电站需具备一定的过电流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min。 3.加强与电力公司的联络协调。光伏电站向电网调度机构提供的信号至少包括： 孤岛效应 1.当大负载的突然投切时或电网不稳定时，电网电压会出现较大的波动，此时保护系统误动作，即出现虚假孤岛保护现象，会对电网及用户造成影响。 人员2.出现孤岛后，对光伏发电系统也会造伤亡 成一定的影响。如果负载容量大于光伏、电站发电系统容量，光伏发电系统过载运停运 行，易被烧毁；在进行重合闸操作时，、财产可能会导致该线路再次跳闸，有可能损受损 坏光伏发电系统和其它设备。 3.与电力公司的通信出现故障，光伏电站未提供如下信号： III 事故 诱导因素 1）光伏电站并网状态、副照度； 2）光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数； 3）并网点的电压和频率、注入电力系统电流； 4）变压器分接头档位、主断路器开关状态等 事故 后果 危险 等级 措施建议 1）光伏电站并网状态、副照度； 2）光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数； 3）并网点的电压和频率、注入电力系统电流； 4）变压器分接头档位、主断路器开关状态等 1.光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足《电能质量 公用电网谐波》（GB/T14549－1993）的规定。 2.光伏电站向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关标准。光伏电站升压侧需安装电能质量在线监测装置，通过分析确保电能输出质量。 3.光伏电站应当在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试报告，以表明并网光伏电站满足接入电网的相关规定。 4.光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足《电能质量 电压波动和闪变》（GB/T12326－2008）的规定。光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应满足《电能质量 三相电压不平衡》（GB/T15543－2008）。为阻断环流的影响，下一阶段应研究阻断环流通路或其他方法进行防治。公共连接点的电压偏差应满足《电能质量 供电电压偏差》（GB/T12325－2008）的规定。 5.光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变电能质量等对电网的影响 1.光伏电站产生的谐波对电网运行的影响较大，光伏电站滤波设备选型不合理或出现故障，公共连接点的谐波电压不满足《电能质量公用电网谐波》（GB/T14549－1993）的规定，使电气设备过热、产生振动和噪声，并使绝缘老化，使用寿命缩短，甚至发生故障或烧毁。 2.光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统会造成一定的电压波动。 3.并网运行时，由于并网逆变器连接到同一个直流母线和同样的负载，电流会在并联的逆变器之间流动，从而产生环流，会导致输出电流畸变，同时使负载不平衡。 4.无功电能的余、缺状况也可能导致供电电压偏差不满足《电能质量供电电压偏差》（GB/T12325－2008）的规定。 5.光伏电站启动时若有功功率变化较大，停机时切除功率未在电网允许的最大功率变化率范围内，也会对电网造成一定的影响。 6.光伏电站不具备一定的耐受电压异常的能力、频率异常变化的能力，在电网电压异常时脱离电网，引起电网电源的损失；电站不具备一定的有功功率控制、电压/无功调节能力，则不能响应电网调度部门的指令，造成用户供电质量下降 电能质量不满足要求 II 事故 诱导因素 事故 后果 危险 等级 措施建议 化率范围内。 6.光伏电站应具备一定的耐受电压、频率异常的能力，以及一定的有功功率控制、电压/无功调节能力 5.6.2 单元评价小结

通过预先危险分析可知，该单元中可能存在孤岛效应及电能质量等对电网的影响，其中孤岛效应的危险等级为III级，是危险的，可能会造成人员伤亡、电站停运、设备损毁，要及时采取防范措施杜绝上述事故的发生；电能质量等对电网的影响的危险等级为II级，是临界的，会造成人员伤害、设备损坏及电网事故，应予以排除或采取控制措施，预防此类事故的发生。 5.7 安全监测单元 5.7.1 预先危险分析法评价

采用预先危险分析法（PHA）对安全监测系统单元进行评价，预先危险分析法评价情况见表5－7。

表5－7 安全监测系统单元预先危险分析（PHA）表

事故 诱导因素 事故 后果 危险 等级 措施建议 1.根据光伏电站自然条件、设备布置、重点检测部位分布情况合理选择、布置监测设备。 2.保证安全监测仪器设备质量符合国家或行业技术标准规范。 3.施工时安装仪器位置和监测量正确，要求监测监控仪器设备适用于现场条件和环境，不会因为有害的使用条件和环境影响检测监控效果和使用寿命；做好防异常气候和地震措施的设计与施工。 4.对监测设备采取一定的安全防护，防止地震、雷击、强风、冰雪或人为损坏。 5.按照系统要求定期校验整定值。 6.采取信号抗干扰措施。 7.定期进行数据整理和分析，及时发现异常情况。 8.落实安全监测系统维护管理制度，发现仪器异常及时处理。 9.确保保安电源正常、可靠 安全监测设备失效事故 1.设计、选型不符合规范。 2.设备质量差。 3.布置仪器不正确。 4.地震、雷击、冰雪、强风、人为损坏。 5.整定值误差。 6.受到外界不良信号的干扰，如逆变器的电磁干扰等。 7.对监测资料未及时分析整理； 8.系统维护管理不落实，监测系统运行不良。 9.监测系统停电影响 无法正确采集电站参数，电站停运 II 5.7.2 单元评价小结

通过预先危险分析可知，该单元中可能存在安全监测设备失效事故，其危险等级为II级，是临界的，应予以排除或采取控制措施。为防止事故的发生，本报告提出了对策措施。因此，在工程设计、投产运行时，设计单位和光伏电站应遵循报告提出的安全对策措施，防止此类危险和灾害的发生。

5.8 作业环境单元 5.8.1 综合安全评价法评价

该单元采用综合安全评价法进行评价。 1、噪声

该项目施工过程中的噪声主要来源于施工机械，主要有：挖掘机、装载机、推土机、空压机、振捣器以及各种运输车辆等。运行过程中产生的噪声来自于电气设备因磁场交变和电晕放电所产生噪声，主要有逆变器及其他电气设备的电磁噪声，但影响有限，不会对运行人员的健康造成影响。

2、低温、高温

根据气象站多年气象资料显示：站内室外最低气温为-24.4°C，最高气温40.1°C。但运行人员在室外时间较短，低温对运行人员产生危害的可能性较小。高温天气对运营、检修人嘣一定的影响。

3、电磁辐射

该项目电站工作人员接触时间较短，基本上不会对人体造成危害。

4、粉尘

风沙、扬尘天气有粉尘危害，粉尘对设备、人员有一定影响，但由于风沙天气时间不长，设备都采取了防护措施，所以危害不大，在控制范围内。

5.8.2 单元评价小结

根据评价可知，严格按照规范设计，保证施工质量，正常情况下，噪声、低温、粉尘对该项目的影响均在可接受的范围内，光伏电站的作业环境能够得到保证。

总体来讲，光伏发电为清洁、可再生能源利用项目，生产过程中不会产生有毒、有害物质。该项目按“无人值守”（少人值守）的原则进行设计，投产后，运营管理人员相对较少，自动化程度高，可实行远程监控。即使在设备巡检或检修时，只要采取适当的个体防护措施，将不会造成明显的职业伤害。 5.9 施工单元

5.9.1 预先危险分析法评价

本单采用预先危险分析法（PHA）进行安全评价，评价情况见表5－8。

表5－8 工程施工单元预先危险分析表（PHA）

事故 诱导因素 事故危险后果 等级 措施建议 1.选用合格的起重机械设备，并定期对起重机械设备进行检验，保证性能良好，制动可靠。 2.起重作业要严格遵守超过额定负荷不吊、指挥信号不明或乱指挥不吊、工件紧固不牢不吊、吊物上面站人不吊、安全装置失灵不吊、光线阴暗看不清不吊、斜扣工件不吊、棱刃物体没有衬垫不吊。 3.合理选择吊索、吊具、吊点。 4.定期检查钢丝绳、吊钩等重要零部件，严禁使用有裂纹的吊钩和损坏的起吊绳。 5.作业人员必须经过专门培训，考试合格，持证上1.起重设备未经检验，质量不合格；起重设备制动装置失灵。 2.吊装未捆扎牢固或物体上有浮物或吊索强度不够起重或斜吊斜拉致使物件倾覆伤害 等。 3.吊索、吊具、吊点选择不当。 4.吊索从吊钩处脱出，起吊物挂吊处脱落，超载、人员伤害 II 事故 诱导因素 斜吊或挂吊绳损坏。 5.指挥失误。 6.精力不集中。 7.违章操作 事故危险后果 等级 措施建议 岗。起重机应由一人指挥。 6.加强安全教育培训，杜绝习惯性违章。 7.严禁超载、斜吊、不鸣铃等违章作业 1.车辆有故障（如刹车、阻火器不灵、无效等）。 2.超限、超速驾驶。 3.道旁设施无防撞设施和标志。 4.路面不好（如路面有陷车辆坑、障碍物等）。 伤害 5.驾驶员道路违章行驶，车辆撞击人体、设备、管线等。 6.驾驶员工作精力不集中（抽烟、谈话、疲劳驾驶等） 人员伤害 设备损坏 II 1.使用年检合格的运输车辆；行驶车辆无故障，保持完好状态。 2.车辆不超限、不超速行驶。 3.增设交通标志（特别是限速、限高行驶标志）。 4.保持路面状态良好。 5.驾驶员遵守交通规则，道路行驶不违章。 6.加强驾驶员的教育、培训和管理（如要求行驶时不吸烟、不谈话、不疲劳驾驶、不酒后驾驶、不激情驾驶，行驶时注意观察、集中注意力等） 1.在屋顶、护栏等锈蚀损坏，强度不够造成坠落。 2.未系安全带或安全带挂高处结不可靠。 人员坠落 3.安全带等防护器具使用伤害 不当、老化、损坏或不合格。 4.违章作业 II 1.在屋顶以及其它危险的高处临时作业，要装设防护栏杆或安全网。 2.高处作业要事先搭设脚手架等防坠落措施。 3.对平台、栏杆、护墙以及安全网等要定期检查，确保完好。 4.加强对作业人员的登高安全教育、培训、考核，严禁违章。恶劣天气应停止高处作业 1.机械设备缺乏安全防护装置。 2.安装维修不当，使设备的安全性能不佳。 3.工作场所环境不良，如空间狭窄，设备布置机械不合理等。 伤害 4.旋转、往复、滑动物撞击人体。 5.违反操作规程。 人员伤害 、设备损坏 II 6.检修安全措施不当，误启动、误操作造成机械伤害 1.绝缘损坏、老化造成设备漏电。 触电 2.安全距离不够（如室内线路、变配电设备、用电人员伤害 、设备损II 1.保证转动设备安全防护装置良好。 2.制订完善的设备运行和维修操作规程。每班检查设备，检修时必须停车，并切断电源，并悬挂“有人工作，禁止操作”警示牌，必须有人监护等。 3.工作场所设备布置合理。 4.检修现场设置明显的警示标志和防护围栏，防止无关人员进入检修工作区域。 5.严格按照操作规程执行。 6.进行安全技能培训，提高作业人员安全意识和安全素质 1.电气绝缘等级要与使用电压、环境、运行条件相符，并定期检查、检测、维护、维修，保持完好状态。 2.采用遮拦、护罩、箱匣等防护措施，防止人体接事故 诱导因素 设备及检修的安全距离）。 3.手持电动工具类别选择不当，疏于管理；忽视保护接地。 4.设备外壳带电。 5.电气设备漏电，如电焊机无良好保管，一次、二次绕组损坏，利用金属结构、管线或其它金属物作焊接回路等。 6.防护用品、电动工具验收、检验、更新程序有缺陷。 7.电工违章作业或非电工违章操作。 8.雷电（直击雷、感应雷、雷电侵入波） 事故危险后果 等级 坏 措施建议 触带电体。 3.金属容器或有限空间内作业，宜用12V安全电压设备，并有监护。设置漏电保安器，设置固定检修电源。 4.严格按标准要求对电气设备做好保护接地。 5.电焊机绝缘完好、接线不裸露，定期检测漏电，电焊作业者穿戴防护用品，注意夏季防触电，有监护和应急措施。 6.定期进行电气安全检查，严禁“三违”。 7.建立、健全并严格执行电气安全规章制度和电气操作规程。坚持对员工的电气安全操作和急救方法的培训、教育。 8.对防雷措施进行定期检查、检测，保持完好、可靠的状态。架空、室内线、所有强电设备及其检修作业要有安全措施 5.9.2 单元评价小结

通过对该项目施工单元的预先危险分析，可以得出该单元可能发生起重伤害、车辆伤害、高处坠落、机械伤害、触电的危险等级均为II级，属于临界的，可能会造成人员伤害、设备损坏，应采取相应的措施对各种危险因素进行排除和控制，使其处于可接受范围内。 5.10 安全管理单元 5.10.1 综合安全评价法评价

该单元采用综合安全评价法进行评价。项目安全管理主要包括以下内容：

1、严格执行《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），完成前期工作；

2、依法完成项目前期批准文件，确保项目建设合法； 3、建立安全生产、职业卫生管理机构，配备相应人员； 4、建立各岗位安全生产、职业卫生责任制；

5、选择和项目资质相符的设计单位、施工队伍、监理公司； 6、建立安全生产、职业卫生管理制度； 7、安全投入满足要求； 8、建立安全生产事故应急预案。 5.10.2 单元评价小结

本评价为安全预评价，项目没有建设，初步设计、安全设施设计尚未完成。安全管理只要严格按照国家法律、行政法规、部门规章、规范性文件、国家标准、行业标准进行建设。按照5.10.1中8项内容组织落实，安全管理方面的危险、有害因素是可控的。

6 安全对策措施建议

为了加强对危险、有害因素的监控，减少危险、有害因素的危害，提高该项目的安全水平，预防项目投产后各种人身、设备事故的发生，建议该项目建设单位采取行之有效的安全对策措施。评价组依据有关的法规、标准和该项目的可行性研究报告，基于可行性研究报告已有的安全对策措施，结合本次预评价的情况，对该项目提出了建议补充完善的安全对策措施，供该项目设计、施工、监理和业主单位参考。 6.1 安全对策措施的主要思路

采取安全对策措施的次序，首先应优先选用无危险（无害）或危险（害）性小的工艺和物料，广泛采用机械化、自动化生产装置和自动化监测、报警、排除故障和安全联锁保护等，实现自动控制、遥控或隔离操作。尽可能防止作业人员直接接触有危险（危害）的设备、设施和物料，使系统在人员发生误操作或生产装置发生故障时也不会造成事故和对人员造成危害的综合措施是企业应优先采取的对策措施。

遵循的等级顺序原则（消除、预防、减弱、隔离、连锁、警告）。 6.2 可行性研究报告中已有的安全对策措施

在《****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目可行性研究报告》中针对施工期间、运营期间提出了安全对策措施，对于提高工程的安全性具有重要作用。

6.3 建议补充和完善的安全对策措施

针对该项目可行性研究报告中对策措施不全面之处，为了加强对危险、有害因素的控制，预防事故发生，特从光伏系统安装、维护、光伏并网发电系统安装、光伏并网发电系统、消防、安全管理、施工期等方面对该项目提出建议补充完善的对策措施，以供参考。 6.3.1 选址与总平面布置及建（构）筑物的对策措施

1、该地区的风沙对设备的影响较大，且周边社会活动对该电站也有一定的影响，应针对此因素采取一定的措施；

2、生产厂房和各种构筑物的结构强度、耐火等级、抗震设防烈度、通风、采光、照明等，均应按其使用特点和地区和地区环境条件符合有关标准规定，应有抗震、防水、防漏、防风、防雪等措施；

3、变压器室、电容器室、蓄电池室、电缆夹层、配电装置室以及其他有充油电气设备房间的门，应向疏散方向开启，当门为公共走道或其他房间时，应采用乙级防火门；

4、应进行地质勘探。

6.3.2 光伏系统安装方面的安全对策措施

1、选用太阳能电池组件、设备、材料等时，应选用经国家有关部门鉴定验收的合格产品，并应充分考虑其对最恶劣气候条件如冰雪、冰雹、大风等自然灾害的抵抗能力；

2、光伏阵列安装点应根据当地的地质稳定性、地震烈度及最大

风力采取适当的加固措施；

3、安装中要注意方阵的正负极两端输出，不能短路，否则可能造成人身伤害事故或引起火灾；

4、二极管、控制器、逆变器等极性不要接反；

5、为了防止雷击对光伏系统的损害，建议在光伏阵列回路内安装防雷元件；

6、光伏方阵造价昂贵，应采取适当的防盗措施，提高光伏发电系统的安全性；

7、该项目太阳电池板、逆变器、箱变等主要设备的选型应考虑该地区自然环境、交通运输、吊装以及地区光伏电站接入电网技术规定等因素；

8、建议光伏支架接地进行设计施工时，必须考虑直击雷接闪时产生的强电流、高电压、高热力对电池板的损坏，还要考虑接闪时产生的感应电流对电池组的损坏。

6.3.3 光伏系统维护方面的安全对策措施

1、在风沙较大的季节，应经常清除灰尘，保持太阳电池表面的干净，以免影响发电量及设备正常运行；

2、定期检查所有安装部件的紧固程度；

3、遇到狂风、暴雨、冰雹等异常天气时，应及时采取保护措施； 4、经常检查电极或接线是否有腐蚀或接触不良之处，并及时处理缺陷；

5、定期检查光伏方阵表面是否破损、支架是否腐蚀、布线是否破损，发现缺陷及时处理；

6、定期检查逆变器等电气设备的接地端子是否松动或损坏； 7、为防止太阳能电池组件的热斑效应，应在太阳电池组件的正负极间并联一个旁路二极管，以增加方阵的可靠性；

8、定期检测光伏电站接地网接地电阻，必要时采取降阻措施。 6.3.4 光伏并网发电系统方面的安全对策措施

1、并网逆变器应具有相应资质的检测机构出具合格的检测报告； 2、工程投运后，应根据工作内容认真做好作业现场危险源点分析，尤其是易发生误操作的危险源点，在作业现场可能发生人身伤害事故的危险源点设立安全警示牌，并定期对其安全措施进行针对性和有效性分析，以确保光伏电站安全运行；

3、电气照明应根据不同的布置方式及场合，采用配置合理、检修方便、经济合理的照明方式，照明灯具的机械、电气、防火性能应符合灯具有关的国家标准和要求；

4、为了保证光伏电网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况的发生，应根据系统情况合理设计交流防雷配电、接地装置及防雷措施。太阳光伏电源系统的工作接地、保护接地、和防雷接地等应单独设置联合接地系统，接地装置的人工接地体、导体截面应符合热稳定、均压和机械强度要求。方阵接地电阻不应大于4Ω，联合接地的接地电阻不应大于1Ω，方阵至控制

箱（柜）的电源输入馈线端应设置防雷电感应装置；

5、明敷接地线，在导体的全长度或区间段及每个连接部位附近表面，应涂以15－100mm宽度相等的绿色和黄色相间条纹标示；

6、电缆进出建构筑物时或在有压力和机械损伤的部位应穿钢管保护，并做好接地；特殊环境要采取相应的保护措施，如做好防水密封和防爆处理；

7、应按照《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617－2011）的要求，对于大中型光伏电站，公用电网继电保护装置必须保障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设防孤岛保护；

8、应按照《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617－2011）的要求，大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力。 6.3.5 电气设备方面的安全对策措施

1、加强对变压器类设备从选型、定货、监造验收到投运的全过程管理，严格按规定对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段、投产时不遗留问题；

2、采用“五防”装置运行可靠的开关柜，严禁使用“五防”功能不完善的开关柜。如就地分合闸五防闭锁功能等；

3、电气设备系统安全对策措施补充全部电气设备应有名称和编号；

4、控制器、逆变器、交流配电柜的设备的金属框架必须接地；交流配电柜送电出口处须安装避雷装置；

5、严格按设计图册施工，做到布线整齐，多类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够的人行通道；

6、应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后再用耐火防爆盒将其封闭；

7、电缆的屏蔽层要实现可靠接地，发挥良好的“屏蔽保护”作用，防止雷电流入地时造成的局部地电位升高向二次电缆反击，切实保证计算机测控系统在雷电活动时安全运行，完善对控制系统“二次反击”的防护；

8、为减少电磁干扰的感应效应，建筑物和房间的外部设屏蔽措施，以合适的路径敷设线路，线路屏蔽，在需要保护的空间内，当采用屏蔽电缆时其屏蔽层应至少在两端宜在防雷区交界处做等电位连接，当系统要求只在一端做等电位连接时，应采取两层屏蔽；

9、防雷接地电阻要求：每根引下线的接地电阻不小于10Ω。机房接地与防雷接地系统共用时，接地电阻要求小于1Ω；

防雷电感应的接地装置与独立避雷针、架空避雷线或架空避雷网的接地装置之间的距离应符合《建筑物防雷设计规范》（GB50057－2010）相关要求；

10、合理的选择外绝缘的爬电比距。要根据本地区污秽等级的分布情况和性质合理的选择外绝缘的爬电比距，并适当留有一定的裕度；

11、蓄电池室内照明灯具应为防爆型，且应布置在通道的上方，

地面最低照度应为30Lx，事故照明最低照度应为3Lx。蓄电池室内照明线宜采用穿管暗敷，室内不应装设开关和插座；

12、该项目沙尘天气较多，该地区的风沙对设备的影响较大，因此，选用的电器设备应考虑防尘问题，防护等级应满足要求，并应加强维护工作；

13、屋内气体绝缘金属封闭开关设备配电装置宜配备SF6气体回收装置，低位区应配备SF6泄露报警仪及事故排风装置。 6.3.6 集电线路方面的安全对策措施

1、加强基础防护。对有受到洪水冲击影响的地段、低洼地段的杆塔须采取防护措施，以确保线路安全运行。具体可采用浆砌毛石排洪沟或护坝、护墩等方法处理；

2、电缆施工必须防止损伤，在有损伤风险的场合要采取防护措施。电缆最小弯曲半径、聚氯乙烯绝缘电缆为10倍电缆外径，缆头及中间接头制作要防止水分侵入和受潮，按工艺导则进行施工，质量监理要到位监督，电缆竣工按规程要求做交接试验；

3、隐蔽工程必须按设计要求进行，回填土之前，对隐蔽工程验收合格，分层夯实；

4、该项目地区为戈壁荒滩，电缆应采取措施防止小动物啃咬。 6.3.7 给排水及消防系统方面的安全对策措施

1、灭火器不应设置在潮湿或强腐蚀性的地点，设置在室外的灭

火器，应有保护措施；

2、定期组织检验、维修消防设施和器材，确保完好、有效； 3、必须保障疏散通道、安全出口畅通，在生产场所、作业点的紧急通道和出入口，应设置醒目的消防安全疏散标志；

4、购买检验机构检验合格的消防产品；

5、任何人不得损坏或者擅自挪用、拆除、停用消防设施、器材，不得埋压、圈占消火栓，不得占用防火间距，不得堵塞消防通道；

6、应落实消防安全责任制，制定本单位的消防安全制度、消防安全操作规程，制定灭火和应急疏散预案；

7、在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明；

8、该项目给水采用管理站内的深水井，水质应经过水质检验合格后方可供人员使用，若达不到生活用水要求应采取加药等必要水处理措施保证饮水用安全；

9、工程投产后，建议企业成立义务消防队，配备消防设施，并与电站周边的消防站或专业消防队伍签订消防救护协议，与周边的医疗卫生机构签订救护协议，并组织有针对性的消防演练。 6.3.8 安全管理方面的安全对策措施

1、机构设置及人员配备

该项目劳动定员12人，从业人员在三百人以下，应配备专职或者兼职安全生产管理人员，也可以委托具有国家规定的相关专业技术

资格的工程技术人员提供安全生产管理服务。

2、规章制度及操作规程

（1）根据“管生产必须管安全”的原则，企业法人代表是安全生产的第一责任人，各级领导负有相应的安全生产责任，在项目建设投产后应细化安全责任制，明确每个员工的安全职责，做到有岗必有责；

（2）强化生产过程管理的领导责任，生产经营单位的主要负责人对本单位安全生产工作负有下列职责：

1）建立、健全本单位安全生产责任制；

2）组织制定本单位安全生产规章制度和操作规程； 3）保证本单位安全生产投入的有效实施；

4）督促、检查本单位的安全生产工作，及时消除生产安全事故隐患；

5）组织制定并实施本单位的生产安全事故应急预案； 6）及时、如实报告生产安全事故；

（3）在项目建设投产后要健全各种设备管理制度、管理台帐和技术档案，尤其要完善设备的检维修管理制度，健全主要设备档案，应作到一台一档；

（4）要健全完善严格的安全生产规章制度，坚持不安全不生产。加强对生产现场监督检查，严格查处违章指挥、违规作业、违反劳动纪律的“三违”行为；

（5）根据《发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准》5.4.2，

该公司应建立健全符合国家法律法规、国家及行业标准要求的各项规章制度并发放到相关工作岗位，规范从业人员的生产作业行为。规章制度应至少包含以下项目；

表6－1 电力企业规章制度目录

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 名 称 安全生产职责制度 安全生产费用制度 安全文件和档案管理制度 安全生产检查及隐患排查与治理制度 两票三制制度 安全教育培训制度 特种设备及特种作业人员管理制度 设备管理制度 建设项目安全设施“三同时”管理制度 危险化学品和重大危险源管理制度 特殊危险作业管理制度 消防安全管理制度 相关方及临时用工管理制度 职业健康管理制度 劳动防护用品及特殊防护用品管理制度 安全工器具管理制度 应急管理制度 交通安全管理制度 反违章管理制度 安全生产奖惩制度 事故事件管理制度 技术监督管理制度 （6）根据《发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准》5.4.3，企业应配备国家及电力行业有关安全生产规程；

企业应编制各类设备运行规程、检修规程、设备试验规程、系统图册、相关设备操作规程等有关安全生产规程；

企业应将有关安全生产规程发放到相关岗位；

（7）根据《发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准》5.4.4，每年至少一次对企业执行的安全生产法律法规、标准规范、规章制度、操作规程、检修、运行、试验等规程的有效性进行检查评估；及时完善规章制度、操作规程，每年发布有效的法律法规、制度、规程等清单；

规章制度、操作规程的修订、审查应严格履行审批手续。 3、安全教育培训

根据《中华人民共和国安全生产法》、《发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准》中的相关规定，针对安全教育培训提出以下要求：

（1）该公司主要负责人、安全生产管理人员必须按规定接受培训并取得相应资格证书；

（2）对岗位操作人员进行安全教育和生产技能培训和考核，考核不合格人员，不得上岗；

（3）新入厂员工在上岗前必须进行厂、车间、班组三级安全教育培训，岗前培训时间不得少于24学时；

（4）在新工艺、新技术、新材料、新设备设施投入使用前，应对有关岗位操作人员进行专门的安全教育和培训。危险性较大的岗位人员应熟悉与工作有关的氧气、乙炔、六氟化硫、油等危险介质的物

理、化学特性，培训时间不得少于48学时；

（5）岗位操作人员转岗，离岗三个月以上重新上岗者，应进行车间（工段）、班组安全教育培训，经考核合格后，方可上岗工作；

（6）每年对生产岗位人员进行生产技能培训、安全教育和安全规程考试，使其熟悉有关的安全生产规章制度和安全操作规程，掌握触电急救及心肺复苏法，并确认其能力符合岗位要求。其中，班组长的安全培训应符合国家有关要求，工作票签发人、工作负责人、工作许可人须经安全培训、考试合格并公布；

（7）从事特种作业人员和特种设备作业的人员应按有关规定接受专门的安全培训，经考核合格并取得有效资格证书后，方可上岗作业。离开特种作业岗位达6个月以上的特种作业人员，应当重新进行实际操作考核，经确认合格后方可上岗作业；

（8）企业应对相关方人员进行安全教育培训。作业人员进入作业现场前，应由作业现场所在单位对其进行现场有关安全知识的教育培训，并经有关部门考试合格；

（9）企业应对参观、学习等外来人员进行有关安全规定和可能接触到的危害及应急知识的教育和告知，并做好相关监护工作。 6.3.9 施工期的安全对策措施

1、在工程建设期间，必须遵守“生产经管单位新建、改建、扩建工程的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”三同时的安全规定。加强监理，保证建筑施工及安装质量；

2、建设单位应认真学习，严格贯彻执行《建设工程安全生产管理条例》（国务院393号令），并对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，按相关资质、条件和程度进行审查，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定应急预案。并严格按照合法、正规的“施工组织方案”进行施工作业；

3、建设单位应做好相关方的管理工作，完善承包商、供应商等相关方安全管理制度，应与相关方签订安全生产协议，明确双方安全生产责任和义务；

4、两个以上生产经营单位在同一作业区域内进行生产经营活动，可能危及对方生产安全的，应当签订安全生产管理协议，明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施，并指定专职安全生产管理人员进行安全检查与协调；

生产经营单位不得将生产经营项目、场所、设备发包或者出租给不具备安全生产条件或者相应资质的单位或者个人；

生产经营项目、场所有多个承包单位、承租单位的，生产经营单位应当与承包单位、承租单位签订专门的安全生产管理协议，或者在承包合同、租赁合同中约定各自的安全生产管理职责；生产经营单位对承包单位、承租单位的安全生产工作统一协调、管理；

5、工程建设过程中，建设单位、勘察单位、设计单位、施工单位、工程监理单位及其他与建设工程安全生产有关的单位，必须遵守安全生产法律、法规的规定，保证建设工程安全生产，依法承担各自在建设工程中的安全生产责任；

6、工程的施工、安装、检修单位必须具有设备、设施的施工、安装、检修资格的认可手续，经上级主管部门批准，取得相应的有关合格证书。在工程施工前，施工安装单位应根据有关标准、规程、法规编制施工组织设计，并报监理部门审查批准后，按施工组织设计严格执行，严格把好建筑施工、安装质量关。施工、安装、检修完毕，应做好安全、质量检查和验收交接。施工单位应按图施工，遇有变更，应由设计、施工安装及生产单位三方商定。重要变更，须报有关部门批准；

7、施工单位应当在施工组织设计中编制安全技术措施和施工现场临时用电方案，同时对危险性较大的分部分项工程依法编制专项施工方案，并附具安全验算结果，经施工单位技术负责人、总监理工程师签字后实施。严格按照安全设施设计和相关施工技术标准、规范施工，并对安全设施的工程质量负责。发现安全设施设计文件有错漏的，应当及时向生产经营单位、设计单位提出。发现安全设施存在重大事故隐患时，应当立即停止施工并报告生产经营单位进行整改。整改合格后，方可恢复施工；

8、工程监理单位应当审查施工组织设计中的安全技术措施或者专项施工方案是否符合工程建设强制性标准。在实施监理过程中，发现存在事故隐患的，应当要求施工单位整改；情况严重的，应当要求施工单位暂时停止施工，并及时报告生产经营单位。施工单位拒不整改或者不停止施工的，工程监理单位应当及时向有关主管部门报告。工程监理单位、监理人员应当按照法律、法规和工程建设强制性标准

实施监理，并对安全设施工程的工程质量承担监理责任；

9、施工过程中，只要有施工作业人员作业，就必须有该单位领导在现场值班，不得空岗、失控；

10、施工单位应建立并执行安全生产技术交底制度，各施工项目必须有安全技术交底，安全技术交底必须具有针对性，并有交底人与被交底人签字；

11、认真做好施工组织设计、专业施工组织设计的编审工作，并严格贯彻实施，确保工程质量，不给安全运行留下隐患；

12、企业采购的压力容器、起重设备等必须使用专业生产设计单位的产品，必须由持有相应制造许可证的专业制造厂家生产。生产制造厂必须出具安全、质量保证书和产品质量合格证以及制造、安装、使用、检修等完整的技术文件；

13、特种（设备）作业人员必须持证上岗：该项目特种作业较多，如起重工、机动车驾驶员、架子工、电焊工、电工等工种必须持证上岗；

14、施工过程必须选用质量合格的施工机械（具）；

15、建立机械设备、临时设施和各类脚手架工程的验收制度，未经过验收和验收不合格的严禁使用；

16、遇有大雾、雷雨天，照明不足，指挥人员看不清各工作地点，或起重驾驶员看不清指挥信号时，不得进行起重作业；

17、雨季施工重点要做好防雷电、防塌、防风。应做好场地施工排水；设备防雨遮盖，并做好接地工作；基础开挖，防止灌水；对正

在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量；

18、施工场所应符合施工现场的一般规定：施工总平面布置应符合国家防火、职业卫生等有关规定；施工现场排水设施应全面规划，以保证施工期场地排水需要；施工场所应做到整洁、规整。垃圾，废料应及时清除，做到“工完、料尽、场地清”，坚持文明施工；

19、施工期用电应符合施工用电的一般规定：施工用电的布设应按已批准的施工组织设计进行，并符合当地供电局的有关规定，不得任意接线、施工用电设施竣工后应该经过验收合格后方可投入使用。施工用电应明确管理机构并由专业班组负责运行及维护；严禁非电工拆装施工用电设施；施工用电设施投入使用前，应制定运行、维护、使用、检修等管理制度；

20、建议企业做好对接地网接地电阻后续设计施工方案进行进一步技术论证的工作，为下一阶段的施工、安装及运行等过程提供技术保障；

21、建议企业加强电气设备及电缆施工工艺质量控制，做好对设计、施工、监理等方面的监督，保证施工及日后的运行安全；

22、建议有关单位从该项目设计、施工、安装、试验到验收投产等环节对本报告中提出的危险、有害因素、评价结果和安全对策措施予以高度重视，认真落实安全对策措施及建议，加强施工完成后的施工验收工作，为该项目建成投产后的安全运行提供可靠保障；

23、为了加强对作业过程中主要危险、有害因素的控制，预防事故的发生，应结合本单位的实际情况不断完善安全对策措施；

24、建设单位应选用有资质的设备制造、工程设计、施工和监理单位参与项目建设；

25、根据《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企[2012]16号），建设工程施工企业以建筑安装工程造价为计提依据，电力工程安全费用提取标准为2.0%。建设工程施工企业提取的安全费用列入工程造价，在竞标时，不得删减，列入标外管理。

7 事故应急救援预案编制原则及框架要求

7.1 事故应急预案的体系构成及其主内容

1、体系构成

依据《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）和《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T29639－2013）部门规章和国家标准，生产经营单位的应急预案体系主要由综合应急预案、专项应急预案和现场处置方案构成。生产经营单位应根据本单位组织管理体系、生产规模、危险源的性质以及可能发生的事故类型确定应急预案体系，并可根据本单位的实际情况，确定是否编制专项应急预案。风险因素单一的小微型生产经营单位可只编写现场处置方案。

2、主要内容 （1）综合应急预案

综合应急预案是生产经营单位应急预案体系的总纲，主要从总体上阐述事故的应急工作原则，包括生产经营单位的应急组织机构及职责、应急预案体系、事故风险描述、预警及信息报告、应急响应、保障措施、应急预案管理等内容；

（2）专项应急预案

专项应急预案是生产经营单位为应对某一类型或某几种类型事故，或者针对重要生产设施、重大危险源、重大活动等内容而定制的应急预案。专项应急预案主要包括事故风险分析、应急指挥机构及职

责、处置程序和措施等内容；

（3）现场处置方案

现场处置方案是生产经营单位根据不同事故类型，针对具体的场所、装置或设施所制定的应急处置措施，主要包括事故风险分析、应急工作职责、应急处置和注意事项等内容。生产经营单位应根据风险评估、岗位操作规程以及危险性控制措施，组织本单位现场作业人员及安全管理等专业人员共同编制现场处置方案。 7.2 事故应急预案的编制、评审、备案、演练和修订 7.2.1 应急预案编制

1、概述

应急预案编制程序，生产经营单位应急预案编制程序包括成立应急预案编制工作组、资料收集、风险评估、应急能力评估、编制应急预案和应急预案评审6个步骤。

生产经营单位主要负责人负责组织编制和实施本单位的应急预案，并对应急预案的真实性和实用性负责；各分管负责人应当按照职责分工落实应急预案规定的职责。

应急预案的编制应当遵循以人为本、依法依规、符合实际、注重实效的原则，以应急处置为核心，明确应急职责、规范应急程序、细化保障措施。

应急预案的编制应当符合下列基本要求： （1）有关法律、法规、规章和标准的规定；

（2）本单位的安全生产实际情况； （3）本单位的危险性分析情况；

（4）应急组织和人员的职责分工明确，并有具体的落实措施； （5）有明确、具体的应急程序和处置措施，并与其应急能力相适应；

（6）有明确的应急保障措施，满足本单位的应急工作需要； （7）应急预案基本要素齐全、完整，应急预案附件提供的信息准确；

（8）应急预案内容与相关应急预案相互衔接。 2、成立应急预案编制工作组

生产经营单位应结合本单位部门职能和分工，成立以单位主要负责人（或分管负责人）为组长，单位相关部门人员参加的应急预案编制工作组，明确工作职责和任务分工，制定工作计划，组织开展应急预案编制工作。

3、资料收集

应急预案编制工作组应收集与预案编制工作相关的法律法规、技术标准、应急预案、国内外同行业企业事故资料，同时收集本单位安全生产相关技术资料、周边环境影响、应急资源等有关资料。

4、风险评估 主要内容包括：

（1）分析生产经营单位存在的危险因素，确定事故危险源； （2）分析可能发生的事故类型及后果，并指出可能产生的次生、

衍生事故；

（3）评估事故的危害程度和影响范围，提出风险防控措施。 5、应急能力评估

在全面调查和客观分析生产经营单位应急队伍、装备、物资等应急资源状况基础上开展应急能力评估，并依据评估结果，完善应急保障措施。

6、编制应急预案

依据生产经营单位风险评估以及应急能力评估结果，组织编制应急预案。应急预案编制应注重系统性和可操作性，做到与相关部门和单位应急预案相衔接。应急预案编制格式参考《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T29639－2013）。 7.2.2 应急预案评审

依据《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）第二十一条 规定， 矿山、金属冶炼、建筑施工企业和易燃易爆物品、危险化学品的生产、经营（带储存设施的，下同）、储存企业，以及使用危险化学品达到国家规定数量的化工企业、烟花爆竹生产、批发经营企业和中型规模以上的其他生产经营单位，应当对本单位编制的应急预案进行评审，并形成书面评审纪要。

本项目为中型以上的其它经营单位，编制的应急预案进行评审。 应急预案编制完成后，生产经营单位应组织评审。评审分为内部评审和外部评审，内部评审由生产经营单位主要负责人组织有关部门

和人员进行。外部评审由生产经营单位组织外部有关专家和人员进行评审。应急预案评审合格后，由生产经营单位主要负责人（或分管负责人）签发实施，并进行备案管理。

生产经营单位的应急预案经评审或者论证后，由本单位主要负责人签署公布，并及时发放到本单位有关部门、岗位和相关应急救援队伍。

事故风险可能影响周边其他单位、人员的，生产经营单位应当将有关事故风险的性质、影响范围和应急防范措施告知周边的其他单位和人员。

7.2.3 应急预案备案

生产经营单位应当在应急预案公布之日起20个工作日内，按照分级属地原则，向安全生产监督管理部门和有关部门进行告知性备案。

《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）第二十七条 规定， 生产经营单位申报应急预案备案，应当提交下列材料：

1、应急预案备案申报表； 2、应急预案评审或者论证意见； 3、应急预案文本及电子文档； 4、风险评估结果和应急资源调查清单。

7.2.4 应急预案演练

《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）规定：

1、生产经营单位应当制定本单位的应急预案演练计划，根据本单位的事故风险特点，每年至少组织一次综合应急预案演练或者专项应急预案演练，每半年至少组织一次现场处置方案演练；

2、应急预案演练结束后，应急预案演练组织单位应当对应急预案演练效果进行评估，撰写应急预案演练评估报告，分析存在的问题，并对应急预案提出修订意见；

3、应急预案编制单位应当建立应急预案定期评估制度，对预案内容的针对性和实用性进行分析，并对应急预案是否需要修订作出结论；

4、中型规模以上的其他生产经营单位，应当每三年进行一次应急预案评估。

应急预案评估可以邀请相关专业机构或者有关专家、有实际应急救援工作经验的人员参加，必要时可以委托安全生产技术服务机构实施。

7.2.5 应急预案修订

《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）规定：

有下列情形之一的，应急预案应当及时修订并归档：

1、依据的法律、法规、规章、标准及上位预案中的有关规定发生重大变化的；

2、应急指挥机构及其职责发生调整的； 3、面临的事故风险发生重大变化的； 4、重要应急资源发生重大变化的； 5、预案中的其他重要信息发生变化的；

6、在应急演练和事故应急救援中发现问题需要修订的； 7、编制单位认为应当修订的其他情况。

应急预案修订涉及组织指挥体系与职责、应急处置程序、主要处置措施、应急响应分级等内容变更的，修订工作应当参照本办法规定的应急预案编制程序进行，并按照有关应急预案报备程序重新备案。 7.3 应编制的综合应急预案、专项应急预案和现场处置方案

该光伏电站可研中已针对该项目可能出现的事故进行分级、分类。并要求根据实际情况制定合理可行的应急预案。根据《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）、《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T29639－2013）、《电力企业综合应急预案编制导则（试行）》、《电力企业专项应急预案编制导则（试行）》和《电力企业现场处置方案编制导则（试行）》的要求，还需补充编制以下应急预案：

1、综合应急预案； 2、专项应急预案

（1）防雨雪冰冻应急预案； （2）防沙尘暴应急预案； （3）防强风天气应急预案； （4）全站停电事故应急预案； （5）孤岛效应事故应急预案； （6）电缆火灾事故应急预案； （7）热斑效应事故应急预案； 3、现场处置方案

（1）起重伤害事故处置方案； （2）机械伤害伤亡事故处置方案； （3）物体打击伤亡事故处置方案； （4）触电伤亡事故处置方案； （5）火灾伤亡事故处置方案； （6）光伏方阵坍塌处置方案； （7）逆变器异常处置方案； （8）继电保护误拖动事故处置方案； （9）直流系统中断处置方案； （10）自动化控制系统失灵处置方案； （11）保护系统失灵处置方案； （12）监测系统失效处置方案；

（13）全站失电和直流系统事故处置方案； （14）光伏电站退出电网事故处置方案；

（15）汇流箱故障处置方案； （16）变压器火灾事故处置方案； （17）电缆火灾事故处置方案。

此外，对可研中已提出应编制的应急预案还应进一步细化，使其更具有针对性和可行性。同时还应针对一些具体的装置、场所或设施、岗位制定相应的现场应急处置预案等。储备必要的救援物资和器材，同时应和县医院建立沟通机制，进行配合，开展应急预案演练工作。

8 安全专项投资估算

8.1 安全专项投资概算编制依据、价格水平

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。

工程施工期为12个月，资金来源：光伏电站投资 20%为资本金。工程总投资为21580.38万元，静态投资为21032.9万元，单位千瓦静态投资10417.49元，单位千瓦动态投资10688.65 元。。

编制原则及依据 1、编制原则

依据国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准及《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》等。

2、编制依据

（1）国家财政部、安全监管总局发布的《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企[2012]16号）；

（2）《电力建设工程预算定额》“电气设备安装工程”（2006年版）和《电力工程装置性材料预算价格》（2008年版）；

（3）该工程光伏发电项目设计资料及工程量清单； （4）其他参考：当地相关政策、文件规定。 3、价格水平

太阳能电池板、并网逆变器等设备价格根据类似工程的订货合同确定的价格，其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算并按设备价格的1.06%计算运费。主要设备价格如下：

材料预算价格按新疆地区2015年6月份市场价格水平确定，并计入材料运杂费及采购保管费等。主要材料采购及保管费率为2.5%。 8.2 安全专项投资的内容

1、安全专项投资的主要内容

（1）生产经营单位应当具备的安全生产条件所必需的资金投入，由生产经营单位的决策机构、主要负责人或者个人经营的投资人予以保证，并对由于安全生产所必需的资金投入不足导致的后果承担责任；

（2）根据《发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准》，公司应制定满足安全生产需要的安全生产费用计划，严格审批程序，按上级规定提取安全生产费用并落实到位，企业主要领导定期组织有关部门对执行情况进行检查、考核；

（3）根据《发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准》，安全生产费用主要用于以下方面：

1）安全技术和劳动保护措施：安全标志、安全工器具、安全设备设施、安全防护装置、安全培训、职业病防护和劳动保护，以及重大安全生产课题研究和预防事故采取的安全技术措施工程建设等；

2）反事故措施：设备重大缺陷和隐患治理、针对事故教训采取

的防范措施、落实技术标准及规范进行的设备和系统改造、提高设备安全稳定运行的技术改造等；

3）应急管理：预案编制、应急物资、应急演练、应急救援等； 4）安全检测、安全评价、事故隐患排查治理和重大危险源监控整改以及安全保卫等；

5）安全法律法规收集与识别、安全生产标准化建设实施与维护、安全监督检查、安全技术技能竞赛、安全文化建设与安全月活动等；

6）根据《中华人民共和国安全生产法》第四十三条，生产经营单位必须依法参加工伤保险，为从业人员缴纳保险费；

7）生产经营单位必须为从业人员提供符合国家标准或者行业标准的劳动防护用品，并监督、教育从业人员按照使用规则佩戴、使用。 8.3 安全专项投资和工程量清单

可研报告了劳动安全专项投资概算，劳动安全与工业卫生专项投资概算依据可研报告相应措施和对策，类比同类行业、报告水平年价格及《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》（GD003－2011）进行编制，详见表。

表8－1 劳动安全与工业卫生专项工程投资概算表 （单位：万元）

序号 一 1 2 二 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 三 3.1 3.2 3.3 3.4 工程或费用名称 建筑工程 工程防护措施 安全标志 设备及安装工程 监测设备及安装工程 噪声监测仪 数字式温度、湿度仪 风速风量仪 照度仪 高频电磁场场强仪 辐射仪 微波漏能仪 便携式环境振动监测仪 防护设备及安装工程 防护服 防尘口罩 防尘帽 手 套 防护眼镜 防毒面具 其它防护设备 应急管理 事故应急预案的编制、评审及演练 防灾预警紧急救援系统 职业安全健康管理体系 安全健康保险 专项工程投资合计 单位 项 项 台 台 台 台 台 台 台 台 台 套 个 个 双 付 套 套 项 套 项 项 数量 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 10 10 20 10 4 1 1 1 1 1 单价 2 2 0.6 0.5 0.5 0.8 0.6 3 2 2 0.1 0.005 0.005 0.005 0.05 0.2 1 1 2 1 1 合价 5 3 2 26 10 0.6 0.5 0.5 0.8 0.6 3 2 2 3.0 0.5 0.05 0.05 0.1 0.5 0.8 1 5 1 2 1 1 36 可研报告劳动安全与工业卫生专项投资概算36万元，报告没有将安全设施单项列出，内容不全。首先应当确定安全设施（安全专项）

的具体内容，如防洪坝是安全设施，各种电气设备的保护是安全设施，编制初步设计时应增加相关内容。

9 安全预评价结论

通过对****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目进行的安全预评价，将生产运营过程中存在的主要危险、有害因素进行了全面分析之后，再根据单元划分原则和方法划分出评价单元，采用预先危险分析法（PHA）、安全检查表法（SCL）和综合安全评价法进行了定性和定量评价，确定了该项目的危险（危害）程度，提出了有针对性的安全对策措施及建议，作出了安全预评价结论。 9.1 主要危险、有害物质及其评价结果

1、该项目生产运营期间不存在主要危险、有害物质； 2、该项目主要工艺设备及装置的危险因素有：孤岛效应、热斑效应、逆变器故障及光伏防雷汇流箱故障；生产过程中存在的主要危险因素有：触电、电缆火灾、高处坠落及物体打击等；存在的主要有害因素有：噪声、低温和电磁辐射；

3、该项目不存在重大危险源；

4、该项目的危险因素的危险等级为II级。各单元评价结果详见表9－1。

表9－1 各单元评价结果

单元名称 站址及总平面布置单元 评价方法 评价结果 对工程场址选择进行了5项检查，对总平面布置进行了8项检查，均符合要求。场址选择与总平面布置单元符合要求 该单元中的危险因素主要有触电、危险等级均为II；支架结构损坏、坍塌、基础缺陷、火灾、雷击，危险等级均为II，热斑效应、逆变器故障、汇流箱故障等，危险等级均为II，应采取相应的措施对各种危险因素进行排除和控制，使其处于可接受范围内 该单元中可能发生的相间短路和断相故障、电缆火灾、触电、电缆损坏的危险等级为II级，是临界的，会造成人员伤害、设备损坏及电网事故，应予以排除或采取控制措施，预防此类事故的发生 该单元可能发生机械伤害、触电、爆炸等，危险等级均为II级，属于临界的，应采取相应的措施对各种危险因素进行排除和控制，使其处于可接受范围内 该单元中可能存在孤岛效应及电能质量等对电网的影响，其中孤岛效应的危险等级为III级，是危险的，可能会造成人员伤亡、电厂停运、设备损毁，要及时采取防范措施杜绝上述事故的发生；电能质量等对电网的影响的危险等级为II级，是临界的，会造成人员伤害、设备损坏及电网事故，应予以排除或采取控制措施，预防此类事故的发生 该单元中可能存在安全监测设备失效事故，其危险等级为II级，是临界的，应予以排除或采取控制措施 该项目的作业环境不会对运行人员的健康造成影响 该单元可能发生起重伤害、车辆伤害、高处坠落、机械伤害、触电的危险等级均为II级，属于临界的，可能会造成人员伤害、设备损坏，应采取相应的措施对各种危险因素进行排除和控制，使其处于可接受范围内 严格管好照法律法规落实安全管理工作，危险因素是可控的 安全检查表法 太阳能组件单元 预先危险分析法 集电线路单元 预先危险分析法 升压站单元 预先危险分析法 公用工程单元 预先危险分析法 并网安全单元 预先危险分析法 安全监测系统 单元 作业环境单元 预先危险分析法 综合安全评价法 施工单元 预先危险分析法 安全管理单元 综合安全评价法 9.2 应重点防范的重大危险有害因素

通过采用“预先危险分析法”对各单元进行分析可知：孤岛效应等是危险的，会造成人员伤亡和系统火灾事故，要重点设防。 9.3 应重视的安全对策措施及建议

1、建议该项目单位从设计、施工、安装、试运行到验收投产及管理等各环节，应针对本报告中提出的危险、有害因素给予高度重视，并将各项对策措施认真落实，同时对《项目可行性研究报告》中提到的安全对策措施在上述的各环节中逐一去落实，严格执行建设项目“三同时”规定，以保证该项目的安全运行；

2、工程的勘察、设计阶段，应加强对相关单位的管理和监督，保证工程勘察资料的准确性，为设计单位提供可靠的依据；保证设计文件的标准规范符合性，为工程建设施工提供可靠详实的施工技术资料；

3、工程施工阶段，加强对施工单位和监理单位的管理，审查施工单位和监理单位的企业资质和经营业绩。审查施工单位的施工组织计划、施工安全管理制度、质量管理制度、重点工程的专项施工方案、施工现场临时用电方案、安全文明施工方案等，保证施工安全和工程质量；

4、正常运行期间，按照已制定的规程规范加强设备巡检，保证设备安全可靠运行；

5、设备检修期间，应严格执行已制定的设备检修规程和相应的

安全操作规程，杜绝违章操作、违章指挥和个人习惯性违章等行为，防止触电、机械伤害等人员伤害事故的发生。

9.4 危险、有害因素在采取安全对策措施后的受控程度

通过对该项目生产过程情况分析，存在一定的危险、有害因素，但在采取可行性研究报告及本预评价报告中提出的各项安全对策措施及预防手段的基础上，工程潜在的危险、有害因素可以得到有效控制，危险程度可以接受。

9.5 法律、法规、规章、标准、规范符合性

1、该项目按照有关设计规定的要求，委托有资质单位进行了建设场地地质灾害危险性评估，取得了有关国土、规划、环保等相关主管部门的批复文件，场址选择较为安全合理；

2、该项目可研报告中，针对系统存在的危险、有害因素，按照有关技术标准的要求采取了必要的防范对策措施，这些安全措施有效、可行；

3、该项目以后的设计工作必须认真落实可行性研究报告和本安全预评价报告提出的安全对策措施，确保项目建成后不遗留事故隐患。与此同时，施工、安装、运行期间，也应严格执行建设施工安全规程、运行规程、规范的规定，落实安全规程的相关要求，为作业人员创造一个相对比较安全的作业环境；

4、该项目从安全生产角度检查符合国家的有关法律法规、标准、

行政规章、规范的要求。 9.6 预评价结论

综上所述，认为：****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目规划合理，选址得当，生产布局和工艺流程规范，发电方案成熟，设备选型先进，项目工程风险能够控制在可承受的范围。符合国家法律、法规、规章、标准、规范及有关规定的要求，该项目建成后，能够达到安全生产的目的。

10 附件和附图

附件

1、安全预评价委托书 2、可研报告审查意见 3、企业法人营业执照复印件

4、关于《****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目核准的批复》

5、关于《同意开展光伏发电项目前期工作的通知》

6、新疆维吾尔自治区城乡规划服务中心建设项目选址技术审查意见表

附图

1、电站总平面布置图 2、一次系统图 3、二次单线图

4、1MWp单元光伏方阵电气接线图 5、支架结构详图 6、汇流箱系统图

7、35kV开关柜电气系统图

8、35k室外双分裂箱式系统图

目 录

1 编制说明............................................................................................... 0 1.1 评价目的、内容和范围 ................................................................. 0 1.2 评价依据 ......................................................................................... 1 1.2.1 国家法律 .................................................................................. 1 1.2.2 行政法规 .................................................................................. 2 1.2.3 地方性法规 .............................................................................. 3 1.2.4 政府部门规章 .......................................................................... 3 1.2.5 政府部门规范性文件 .............................................................. 6 1.2.6 国家标准 .................................................................................. 8 1.2.7 安全生产行业技术标准 ........................................................ 13 1.2.8 电力行业技术标准 ................................................................ 13 1.2.9 其它技术资料 ........................................................................ 15 1.3 建设单位简介 ............................................................................... 16 1.4 评价程序 ....................................................................................... 17 2 建设项目概况 .................................................................................... 19 2.1 项目地理位置 ............................................................................... 19 2.2 周边环境 ....................................................................................... 20 2.3 水文地质条件 ............................................................................... 21 2.4 气象条件 ....................................................................................... 22

2.5 光能资源 ....................................................................................... 25 2.6 工程地质条件 ............................................................................... 34 2.7 项目任务和规模 ........................................................................... 37 2.8 站址选择及平面布置 ................................................................... 38 2.9 光电系统配置及设备选择 ........................................................... 40 2.9.1 光电系统配置 ........................................................................ 40 2.9.2 主要设备选择 ........................................................................ 41 2.10 电气 ............................................................................................. 48 2.10.1 一次电气 .............................................................................. 48 2.10.2 二次电气 .............................................................................. 52 2.11 消防 ............................................................................................. 58 2.12 土建工程 ..................................................................................... 60 2.13 给排水系统 ................................................................................. 62 2.14 采暖通风 ..................................................................................... 64 2.15 防风沙设计 ................................................................................. 65 2.16 施工组织设计 ............................................................................. 68 2.17 工程投资 ..................................................................................... 69 2.18 通信 ............................................................................................. 69 3 主要危险、有害因素以及重大危险源辨识与分析 ........................ 71 3.1 站址选择危险、有害因素 ........................................................... 71 3.1.1 环境危险、有害因素 ............................................................ 71 3.1.2 物的危险、有害因素 ............................................................ 75

3.1.3 管理因素 ................................................................................ 75 3.1.4 人的因素 ................................................................................ 75 3.2 总平面布置危险、有害因素 ....................................................... 75 3.2.1 环境危险、有害因素 ............................................................ 75 3.2.2 物的危险、有害因素 ............................................................ 76 3.2.3 管理因素 ................................................................................ 76 3.2.4 人的因素 ................................................................................ 76 3.3 道路及运输 ................................................................................... 77 3.3.1 环境危险、有害因素 ............................................................ 77 3.3.2 物的危险、有害因素 ............................................................ 77 3.3.3 管理因素 ................................................................................ 77 3.3.4 人的因素 ................................................................................ 77 3.4 建（构）筑物危险、有害因素 ................................................... 78 3.4.1 环境危险、有害因素 ............................................................ 78 3.4.2 物的危险、有害因素 ............................................................ 79 3.4.3 管理因素 ................................................................................ 80 3.4.4 人的因素 ................................................................................ 80 3.5 工艺过程、设备装备危险、有害因素 ....................................... 80 3.5.1 环境危险、有害因素 ............................................................ 81 3.5.2 物的危险、有害因素 ............................................................ 83 3.5.3 管理因素 ................................................................................ 90 3.5.4 人的因素 ................................................................................ 91

3.6 作业环境危险、有害因素 ........................................................... 92 3.6.1 噪声......................................................................................... 93 3.6.2 高、低温 ................................................................................ 93 3.6.3 电磁辐射 ................................................................................ 93 3.6.4 粉尘......................................................................................... 93 3.7 安全管理 ....................................................................................... 94 3.8 应急管理 ....................................................................................... 95 3.9 职业健康管理 ............................................................................... 96 3.10 类比工程、事故案例 ................................................................. 99 3.11 施工期危险、有害因素 ........................................................... 102 3.11.1 环境危险、有害因素 ........................................................ 102 3.11.2 物的危险、有害因素 ........................................................ 103 3.11.3 人的因素 ............................................................................. 104 3.11.4 管理因素 ............................................................................. 105 3.12 主要危险、有害因素分布 ....................................................... 106 3.13 重大危险源辨识 ....................................................................... 107 4 评价单元划分和评价方法选择 ...................................................... 110 4.1 评价单元划分的原则和方法 ..................................................... 110 4.2 评价单元的划分 ......................................................................... 111 4.3 评价方法的选择 ......................................................................... 112 4.3.1 评价方法的选择原则 .......................................................... 112 4.3.2 评价方法的选择过程 .......................................................... 113

4.3.3 各单元评价方法的选择 ...................................................... 113 4.3.4 各单元评价方法的理由 ...................................................... 114 4.4 评价方法的介绍 ......................................................................... 115 4.4.1 安全检查表法（SCL） ....................................................... 115 4.4.2 预先危险分析法（PHA） .................................................. 116 4.4.3 综合安全评价法 .................................................................. 117 5 定性定量评价 .................................................................................. 118 5.1 站址及总平面布置单元 ............................................................. 118 5.1.1 安全检查表法评价 .............................................................. 118 5.1.2 单元评价小结 ...................................................................... 122 5.2 太阳能电池组件单元 ................................................................. 122 5.2.1 预先危险分析法评价 .......................................................... 122 5.2.2 单元评价小结 ...................................................................... 124 5.3 集电线路单元 ............................................................................. 124 5.3.1 预先危险分析法评价 .......................................................... 124 5.3.2 单元评价小结 ...................................................................... 126 5.4 升压站单元 ................................................................................. 126 5.4.1 预先危险分析法评价 .......................................................... 126 5.4.2 单元评价小结 ...................................................................... 128 5.5 公用工程单元 ............................................................................. 128 5.5.1 预先危险分析法评价 .......................................................... 128 5.5.2 单元评价小结 ...................................................................... 130

5.6 并网安全单元 ............................................................................. 130 5.6.1 预先危险分析法评价 .......................................................... 130 5.6.2 单元评价小结 ...................................................................... 132 5.7 安全监测单元 ............................................................................. 132 5.7.1 预先危险分析法评价 .......................................................... 132 5.7.2 单元评价小结 ...................................................................... 133 5.8 作业环境单元 ............................................................................. 134 5.8.1 综合安全评价法评价 .......................................................... 134 5.8.2 单元评价小结 ...................................................................... 135 5.9 施工单元 ..................................................................................... 135 5.9.1 预先危险分析法评价 .......................................................... 135 5.9.2 单元评价小结 ...................................................................... 137 5.10 安全管理单元 ........................................................................... 137 5.10.1 综合安全评价法评价 ........................................................ 137 5.10.2 单元评价小结 .................................................................... 138 6 安全对策措施建议 .......................................................................... 139 6.1 安全对策措施的主要思路 ......................................................... 139 6.2 可行性研究报告中已有的安全对策措施 ................................. 139 6.3 建议补充和完善的安全对策措施 ............................................. 140 6.3.1 选址与总平面布置及建（构）筑物的对策措施 .............. 140 6.3.2 光伏系统安装方面的安全对策措施 .................................. 140 6.3.3 光伏系统维护方面的安全对策措施 .................................. 141

6.3.4 光伏并网发电系统方面的安全对策措施 .......................... 142 6.3.5 电气设备方面的安全对策措施 .......................................... 143 6.3.6 集电线路方面的安全对策措施 .......................................... 145 6.3.7 给排水及消防系统方面的安全对策措施 .......................... 145 6.3.8 安全管理方面的安全对策措施 .......................................... 146 6.3.9 施工期的安全对策措施 ...................................................... 150 7 事故应急救援预案编制原则及框架要求 ...................................... 156 7.1 事故应急预案的体系构成及其主内容 ..................................... 156 7.2 事故应急预案的编制、评审、备案、演练和修订 ................. 157 7.2.1 应急预案编制 ...................................................................... 157 7.2.2 应急预案评审 ...................................................................... 159 7.2.3 应急预案备案 ...................................................................... 160 7.2.4 应急预案演练 ...................................................................... 161 7.2.5 应急预案修订 ...................................................................... 161 7.3 应编制的综合应急预案、专项应急预案和现场处置方案 ..... 162 8 安全专项投资估算 .......................................................................... 165 8.1 安全专项投资概算编制依据、价格水平 ................................. 165 8.2 安全专项投资的内容 ................................................................. 166 8.3 安全专项投资和工程量清单 ..................................................... 167 9 安全预评价结论 .............................................................................. 169 9.1 主要危险、有害物质及其评价结果 ......................................... 169

9.2 应重点防范的重大危险有害因素 ............................................. 171 9.3 应重视的安全对策措施及建议 ................................................. 171 9.4 危险、有害因素在采取安全对策措施后的受控程度 ............. 172 9.5 法律、法规、规章、标准、规范符合性 ................................. 172 9.6 预评价结论 ................................................................................. 173 10 附件和附图 .................................................................................... 174

附件：

安全预评价收评价项目委托书………………………………………177 营业执照复印件………………………………………………………178 关于对****县一期2万千瓦太阳能并网光伏发电项目办理土地使用证的意见复印件…………………………………………………180 设计单位营业执照复印件……………………………………………182 可行性研究报告封皮复印件…………………………………………184 关于《特变电工**（一期）20MWp并网光伏发电站项目可行性研究报告》的评审意见复印件…………………………………………186 关于对****县一期2万千瓦太阳能并网光伏发电项目进行预备案的通知复印件………………………………………………………191 关于开展*******股份有限公司图开沙漠200MWp并网光伏发电站一期20MWp项目前期工作的指示（**县发展和改革委员会，霍县发改 [2013]44号）复印件………………………………192

自治区发展改革委关于同意特变电工**一期等18个光伏发电项目开

展前期工作的函（新疆维吾尔自治区发展和改革委员会，新发改函[2013]61号）复印件…………………………………………………196 国网新疆经研院关于****县一期光伏发电项目接入系统设计评审的意见（国网新疆经研院文件，新电经研规划[2015]572号）复印件………………………………………………………………………198 ****光伏一期项目接入电网示意图复印件……………………206 电站总平面布置图……………………………………………………207 一次系统图……………………………………………………………208 二次单线图……………………………………………………………209 1MWp单元光伏方阵电气接线图……………………………………210 支架结构详图…………………………………………………………211 汇流箱系统图…………………………………………………………212 35kV开关柜电气系统图 ……………………………………………213 35kV室外双分裂箱式系统 …………………………………………214