前 言
光伏发电工程为国家鼓励的新能源产业项目。国家能源局在“十二五”规划中指出:要加强清洁能源和非化石能源的发展，重点任务是采取有效措施加大节能力度，提高传统能源清洁利用水平，加大天然气等清洁能源的利用规模，加快推进水电和核电的开发建设，积极做好风能、太阳能、生物质能等可再生能源的转化利用，大力推进能源结构优化调整，促进能源资源优化配置。“十三五”光伏规划将继续保持较快发展，尤其要扩大分布式规模，并重点提高转换效率、降低成本，提高全产业链竞争力。 淮安金鑫光伏电力有限公司（简称“淮安金鑫”）成立于2014年11月6日，住所为淮阴区五里镇人民政府行政楼105室，公司类型：有限责任公司（法人独资）。经营范围：利用自有资金投资太阳能光伏发电、风能、水资源、天燃气及分布式能源等。
淮安金鑫于2014年11月7日取得了淮安市发改委《关于淮安金鑫光伏电力有限公司淮阴区五里镇5MWp农业大棚分布式光伏发电项目备案的通知》(淮发改投资备[2014]40号)，现已处于正常运行阶段。
淮安金鑫于2015年11月20日取得了淮安市发改委《关于淮安金鑫光伏电力有限公司协鑫淮阴区五里镇9MWp农业大棚地面电站光伏发电项目备案的通知》(淮发改投资备[2015]20号)，已完成项目的环评批复、安全预评价备案。
淮安金鑫于2016年2月3日取得了淮安市发改委《关于淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目备案的通知》(淮发改投资备[2016]2号)，现正在开展项目前期环评、安评等规范化工作。也是本次安全评价的对象。
淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目太阳能光伏发电系统是由太阳能电池方阵、蓄电池组、充放电控制器、逆变器、交流配电柜、自动太阳能跟踪系统、自动太阳能组件除尘系统等设备组成。运营过程中不涉及危险化学品类产品、中间产品、副产品。根据《中华人民共和国安全生产法》、《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》(安监总
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淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目安全预评价
局令第36号、第77号修订)等安全生产相关法律法规及规范要求，该企业在项目的可行性研究阶段应进行安全预评价。
受淮安金鑫光伏电力有限公司委托，我公司承接了“淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目”的安全预评价任务，成立了评价项目组，组织评价组成员和有关专家收集有关的图纸和资料，查阅、研究同类项目所发生过的安全事故，剖析其发生的原因及教训，本着客观、科学、公正的原则，运用系统安全理论分析项目建设期及运营过程可能出现的危险、有害因素种类，定性、定量分析评价其危害程度，从安全技术和管理等方面提出安全对策措施，以实现该项目的本质安全度。根据《安全评价通则》（AQ8001-2007），《安全预评价导则》（AQ8002-2007）及《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）等要求，编制了本安全预评价报告。
开展建设项目安全预评价是贯彻“安全第一，预防为主、综合治理”方针的重要体现，也是企业在项目建设期和运营期实现安全管理系统化、标准化和科学化的安全技术支撑，同时还为项目所在地安全生产监督管理部门实施安全监察管理提供依据。本项目的安全评价过程得到了淮安市、淮阴区两级安全生产监督管理局指导帮助，也得到了淮安金鑫光伏电力有限公司的积极配合与协助，谨在此表示衷心感谢！
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目录
第一章 安全预评价概述 ........................................................................................................................... 6
1. 1安全预评价简介 ............................................................................................................................ 6
1. 1. 1预评价目的 ...................................................................................................................... 6 1. 1. 2预评价的原则 .................................................................................................................. 6 1. 1. 3预评价的内容 .................................................................................................................. 7 1. 2预评价范围和程序 ........................................................................................................................ 7
1. 2. 1预评价范围 ...................................................................................................................... 7 1.2.2预评价程序 .......................................................................................................................... 7 1.3 编制安全预评价报告书的依据 ..................................................................................................... 8
1. 3. 1法律、法规 ...................................................................................................................... 8 1.3.2 规章文件 ............................................................................................................................. 9 1.3.3 规范标准 ........................................................................................................................... 10 1.3.4 建设项目相关文件 ........................................................................................................... 12
第二章 建设项目概况 ............................................................................................................................... 13
2. 1建设单位概况 .............................................................................................................................. 13
2.1.1人员编制及组织管理 ........................................................................................................ 13 2. 2建设项目概况 .............................................................................................................................. 14 2.3 建设项目选址与平面布置 ........................................................................................................... 14
2.3.1项目选址 ............................................................................................................................ 14 2.3.2 周边环境 ........................................................................................................................... 15 2.3.3 总平面布置 ....................................................................................................................... 16 2.4 自然条件及社会环境 ................................................................................................................... 17
2.4.1 自然条件 ........................................................................................................................... 17 2.4.2 社会环境 ........................................................................................................................... 19 2.5 主要设计方案 ............................................................................................................................... 20
2.5.1 设计规模 ........................................................................................................................... 20 2.5.2 光伏发电系统工艺原理 ................................................................................................... 20 2.5.3 太阳能光伏发电系统设计 ............................................................................................... 21 2.5.4 太阳能光伏组件选型 ....................................................................................................... 22 2.5.5 并网逆变器选型 ............................................................................................................... 23 2.5.6 太阳能阵列的布置 ........................................................................................................... 25 2.5.7 方阵接线方案设计 ........................................................................................................... 27 2.5.8 电缆 ................................................................................................................................... 29 2.5.9 电气系统 ........................................................................................................................... 30 2.5.10 防雷、接地及过电压保护 ............................................................................................. 32 2.6 主要设备 ....................................................................................................................................... 33 2.7 其他公辅工程 ............................................................................................................................... 34
2.7.1 照明 ................................................................................................................................... 34 2.7.2 建构筑物 ........................................................................................................................... 35 2.7.3 给排水 ............................................................................................................................... 35 2.7.4 暖通空调 ........................................................................................................................... 37 2.7.5 消防 ................................................................................................................................... 37
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2.7.6 通讯 ................................................................................................................................. 39 2.8 劳动定员及安全管理 ................................................................................................................... 39
2.8.1 劳动定员 ........................................................................................................................... 39 2.8.2 安全管理 ........................................................................................................................... 40 2.9 安全生产投资估算 ....................................................................................................................... 40 第三章 主要危险、有害因素分析 ............................................................................................................. 41
3.1 人的因素 ..................................................................................................................................... 41
3.1.1 电气误操作事故 ............................................................................................................... 41 3.1.2 电气操作错误事故 ........................................................................................................... 41 3.1.3 外来人员误入、农业作业挖断电缆等造成触电 ........................................................... 43 3.2 物的因素 ..................................................................................................................................... 43
3. 2. 1主要设备设施危险、有害因素 .................................................................................... 43 3.2.2 光伏发电对电网的影响 ................................................................................................... 47 3.2.3 主要生产工艺及装置危险、有害因素 ........................................................................... 48 3.2.4 特种设备危险、有害因素辨识 ....................................................................................... 50 3.3 环境因素 ..................................................................................................................................... 50
3.3.1 自然条件危险、有害因素辨识 ....................................................................................... 50 3.3.2 周边环境危险、有害因素辨识 ....................................................................................... 52 3.3.3 内部环境的危险、有害因素辨识 ................................................................................... 53 3.4 管理因素 ..................................................................................................................................... 53 3.5 施工期及检修过程危险、有害因素辨识 ................................................................................... 54 3.6 重大危险源辨识 ........................................................................................................................... 56 3.7 主要危险、有害因素辨识与分析小结 ....................................................................................... 56 第四章 评价方法的选择和评价单元的划分 ........................................................................................... 58
4.1 评价单元的划分 ........................................................................................................................... 58
4.1.1 评价单元的划分原则 ....................................................................................................... 58 4.1.2 评价单元的划分原则和方法 ........................................................................................... 58 4.2 评价方法简介 ............................................................................................................................... 59 第五章 定性、定量评价 ......................................................................................................................... 62 5.1 场址选择及总平面布置 ....................................................................................................................... 62
5.1.1 项目选址评价 ................................................................................................................... 62 5.1.2 总平面布置 ....................................................................................................................... 63 5.1.3 法律法规符合性单元安全评价 ....................................................................................... 66 5.2 光伏发电设备及其系统单元 ....................................................................................................... 67
5.2.1 光伏组件单元 ................................................................................................................... 67 5.2.2 直流汇流箱子单元 ......................................................................................................... 68 5.2.3 逆变器-升压变压器子单元 ............................................................................................. 71 5.3 建构筑物单元 ............................................................................................................................... 86 5.4 作业环境单元 ............................................................................................................................... 87 第六章 安全对策措施 ........................................................................................................................... 99
6. 1项目可研己提出的安全对策措施 .............................................................................................. 99
6.1.1设备运输的安全措施 ........................................................................................................ 99 6.1.2 施工时电力作业安全措施 ............................................................................................... 99 6.1.3 施工时用电作业及其他安全措施 ................................................................................... 99
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6.1.4 运行期安全与职业卫生对策措施 ................................................................................... 99 6.1.5其它安全措施 .................................................................................................................. 100 6.1.6安全卫生机构设置 .......................................................................................................... 100 6.2 补充的安全对策措施 ............................................................................................................... 101
6.2.1 场址选择、周边环境及总平面布置安全对策措施 ..................................................... 101 6.2.2 光伏系统组件安全对策措施 ....................................................................................... 101 6.2.3 电气系统安全对策措施 ............................................................................................... 102 6.2.4 建（构）筑物安全对策措施 ....................................................................................... 107 6.2.5 并网安全对策措施 ....................................................................................................... 107 6.2.6 作业环境安全对策措施 ............................................................................................... 108 6.2.7 公用工程及辅助设施安全对策措施 ........................................................................... 110 6.2.8安全生产管理对策措施 .................................................................................................. 110 6.2.9关于安全设施“三同时”工作的建议 .......................................................................... 114 6.2.10 项目施工期安全对策措施 ........................................................................................... 115
第七章 事故应急预案编制原则及框架要求 ........................................................................................... 117
7.1 应急预案体系构成 ..................................................................................................................... 117 7.2 应急预案的管理 ....................................................................................................................... 118
7.2.1 应急预案的编制应当符合基本要求 ............................................................................. 118 7.2.2 应急预案的评审、备案和演练、修订等相关要求 ..................................................... 118 7.2.3 应急预案的实施 ............................................................................................................. 119 7.3 建议企业应编制的主要应急预案 ............................................................................................. 120 第八章 安全专项投资估算........................................................................................................................122 8.1 编制依据.......................................................................................................................................122 8.2 价格水平年...................................................................................................................................122 8.3 安全专项工程量...........................................................................................................................122 8.4 投资估算.......................................................................................................................................122 第九章 安全预评价结论 ..................................................................................................................... 12424
9.1 评价结果综述 ........................................................................................................................... 1244
9.1.1 产业政策及规划符合性 ............................................................................................... 1244 9.1.2 主要危险、有害因素评价结果 ................................................................................... 1244 9. 2评价方法结果分析汇总 .......................................................................................................... 1254 9. 3预评价结论 .............................................................................................................................. 1266 9.4 应重视的安全对策措施建议 ................................................................................................... 1266
9.4.1 安全技术对策措施 ....................................................................................................... 1266 9.4.2 安全管理方面对策措施 ............................................................................................... 1288
第十章 与建设单位交换意见的情况结果 ....................................................................................... 13030 附 件 ....................................................................................................................................................... 13131
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第一章 安全预评价概述
1. 1安全预评价简介 1. 1. 1预评价目的
安全预评价是根据建设项目要求，分析和预测该建设项目可能存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全对策措施及建议。其基本目的是贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，为建设项目初步设计提供科学依据，以利于提高建设项目本质安全程度，确保建设项目建成后实现安全生产，使事故和危害引起的损失最少，优选有关的措施和方案，提高建设项目的安全水平，获得最优的安全投资效益。
1)贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”方针，依据国家的有关法律法规、标准规范实现建设项目的劳动安全卫生设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用；
2)通过对建设项目所存在的危险性、有害性进行定性、定量分析，评价其发生危险、危害的可能性及其程度，以寻求项目建成投产后最低的事故发生率、最少的事故损失和最优的安全投资效益；
3)采用安全系统工程等方法，针对拟建工程中存在的主要危险、有害因素及其危险程度，提出科学合理的安全对策措施及建议，提高建设项目的本质安全度，为建设单位项目的安全设施设计提供有力依据；
4)为政府有关部门对建设项目的审批和日常安全监管提供依据。 1. 1. 2预评价的原则
该项目预评价将本着评价的科学性、公正性和针对性等原则，以《淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目可行性研究报告》及实际工程建设为基础，以国家有关安全生产法律、法规及技术标准为依据，运用科学的评价方法和规范的评价程序，以严肃的科学态度开展本建设工程的安全预评价工作。
评价过程结合淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目的实际情况，对其总图布置、主要建(构)筑物、主要生产设备、工艺系统、安全管
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理以及作业环境和职业卫生等方面进行危险、有害因素辨识，通过对各评价单元进行评价基础上，提出符合国家和企业可持续发展的安全对策措施。 1. 1. 3预评价的内容
本预评价的内容有以下几个方面:
(1)对建设项目中的危险、有害因素进行辨识，选定评价方法，对危险、有害因素种类及其程度进行分析、评价;
(2)对建设项目中可能存在的风险进行辨识;对主要危险单元进行定量分析，并予以重点评价;
(3)对建设项目的重要单元进行安全条件分析和评价;
(4)在评价结果的基础上对建设项目提出相应的安全对策措施; (5)得出安全预评价结论。
1. 2预评价范围和程序 1. 2. 1预评价范围
本评价范围根据该项目的《可行性研究报告》、《安全预评价导则》所涉及内容进行确定。主要包括淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目所涉及的厂址选择及总平面布置、发电设备设施光电转换系统、直流系统、逆变系统、集电线路、升压系统、控制系统、安全管理、作业环境、施工作业等。
消防、环保和职业卫生方面的要求，企业须按照国家、政府有关规定和标准执行，不在本评价范围内。但为使安全评价有关安全方面的技术完整、全面，在本评价报告中涉及和阐述的对于消防、环保和职业卫生问题，建设单位亦应予以遵守、执行。
此外。本项目依托了淮安金鑫原有公用工程及办公设施，本次评价仅对其能力（或规模）满足程度进行适当评估。 1.2.2预评价程序
根据《安全预评价导则》的规定，并结合淮安金鑫光伏电力有限公司光伏发电项目的实际情况，本次预评价的工作程序如图1-1所示。
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前期准备 确定安全评价对象和范围 收集、整理安全评价所需资料 辨识危险有害因素 安全评价 与建设单位 交换意见 归纳安全评价结论 提出安全对策措施与建议 定性、定量分析危险有害程度 确定评价方法 划分评价单元 分析安全条件和安全生产条件
编制安全评价报告 图1-1项目安全预评价程序框图
1.3 编制安全预评价报告书的依据 1. 3. 1法律、法规
1) 《中华人民共和国安全生产法》（主席令[2014]第13号）； 2) 《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（主席令[2010]第30号） 3) 《中华人民共和国环境保护法》（主席令[2015]第9号）； 4) 《中华人民共和国消防法》（主席令[2009]第6号）； 5) 《中华人民共和国职业病防治法》（主席令[2016]第48号）； 6) 《中华人民共和国可再生能源法》（主席令[2010]第23号）；
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7) 《中华人民共和国劳动合同法》（2002修订版）；
8) 《中华人民共和国特种设备安全法》（主席令[2013]第4号）； 9) 《中华人民共和国突发事件应对法》（主席令第69号）； 10) 《工伤保险条例》（国务院令第586号）；
11) 《中华人民共和国电力法》（国家主席令第60号）； 12) 《中华人民共和国防震减灾法》（国家主席令第7号）； 13) 《中华人民共和国气象法》（国家主席令第23号）； 14) 《中华人民共和国建筑法》（国家主席令第46号）； 15) 《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第393号）； 16) 《安全生产事故报告和调查处理条例》（国务院第493号）； 17) 《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第253号）； 18) 其他相关法律法规； 1.3.2 规章文件
1) 《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)；
2) 《产业结构调整指导目录(2011年本)(修正)》(发改委令[2013]21号)；
3) 《生产经营单位安全培训规定》(安监总局令[2013]63号)； 4) 《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》(安监总局令[2007]第16号)； 5) 《国家电力监管委员会安全生产令》（电监会令第1号）； 6) 《电力安全生产监管办法》（电监会令第2号）； 7) 《电力二次系统安全防护规定》（电监会令第5号）； 8) 《电力业务许可证管理规定》（电监会令第9号）； 9) 《发电厂并网运行管理规定》（电监市场【2006】42号）； 10) 《电力建设安全生产监督管理办法》（电监安全38号）； 11) 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号）；
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12) 《国家能源局关于取消发电机组并网安全性评价有关事项的通知》（国能安全〔2016〕28号）
13) 《生产安全事故应急预案管理工作办法》（国家安监总局令第88号）；
14) 《防雷减灾管理办法》(气象局令[2013]第24号)； 15) 《危险化学品目录》(2015版)；
16) 《智能电网重大科技产业化工程“十二五”专项规划》，科技部2012年5月4日。
17) 《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》（国能新能〔2015〕194号） 1.3.3 规范标准
1) 《安全色》(GB2893-2008)；
2) 《安全标志及其使用导则》(GB2894-2008)； 3) 《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）； 4) 《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-1995）； 5) 《建筑防雷设计规范》（GB50057-2010）； 6) 《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）；
7) 《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2015）； 8) 《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2015）； 9) 《建筑照明设计标准》（GB50034-2013）；
10) 《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）； 11) 《晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》（IEC61215）； 12) 《光伏组件的安全性构造要求》（IEC61730.1-0.2）；
13) 《地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则》（GB/T18479-2001）； 14) 《光伏组件盐雾腐蚀试验》（EN61701-1999）； 15) 《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939-2005）； 16) 《光伏系统电网接口特性》（IEC61727-2004）； 17) 《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）；
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18) 《3.6KV-40.5KV交流金属封闭开关设备和控制设备》（DL/T404-2007）；
19) 《光伏发电站并网安全条件及评价规范（试行）》（办安全[2013]49号）；
20) 《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）； 21) 《交流电气装置的接地设计规范》（GB/T 50065-2011）； 22) 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2006）； 23) 《电能质量：三相电压不平衡》（GB/T15543-2008）； 24) 《低压配电设计规范》（GB50052-2009）； 25) 《钢结构设计规范》（GB50017-2003）；
26) 《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801-2008）； 27) 《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）； 28) 《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）；
29) 《工业场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2010）； 30) 《电能质量电压波动和闪变》（GB/T12326-2008）； 31) 《电能质量公用电网谐波》（GB/T14549-1993）； 32) 《安全评价通则》（AQ8001-2007）；
33) 《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB /T29639-2013）；
34) 《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)； 35) 《剩余电流动作保护装置安装和运行》（GB13955-2005）； 36) 《电力设施抗震设计规范》（GB50260-2013）； 37) 《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）； 38) 《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014）； 39) 《钢质管道外腐蚀控制规程》（GB/T21447-2008）； 40) 《高压配电装置设计技术规程》（DL/T 5352-2006）；
41) 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T 50064-2014）；
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42) 《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）； 43) 《光伏发电站施工规范》（GB50794-2012）；
44) 《光伏器件 第6部分 标准太阳电池组件的要求》（SJ/T 11209-1999）；
45) 《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）； 46) 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168-2006）； 47) 《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》（GB/T 11022-2011）；
48) 《电网运行准则》（GB/T 31464-2015）；
49) 《光伏发电站无功补偿技术规范》（GB/T 29321-2012）； 50) 《系统接地的型式及安全技术要求》（GB 14050-2008）； 51) 《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T 516-2006）； 52) 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB 50171-2012）；
53) 《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）； 54) 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T995-2006）； 55) 《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-2007）； 56) 《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015)； 57) 其他相关技术规范； 1.3.4 建设项目相关文件
1）《淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目可行性研究报告》编制单位:新疆普利达工程咨询有限公司 (2015年11月)
2）淮安金鑫光伏电力有限公司与江苏三联安全评价咨询有限公司签订的《安全预评价技术服务合同》
3）淮安金鑫光伏电力有限公司提供并确认的技术资料、图纸和安全管理
及有关资料等。
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第二章 建设项目概况
2. 1建设单位概况
本项目由淮安金鑫光伏发电有限公司投资新建。淮安金鑫光伏发电有限公司成立于2014年11月6日，住所为淮阴区五里镇人民政府行政楼105室，公司类型：有限责任公司（法人独资）。经营范围：利用自有资金投资太阳能光伏发电、风能、水资源、天燃气及分布式能源等。
淮安金鑫现有一套投资5958.85万元、占地约130亩、300WMp多晶硅组件17820块、设计年发电量608.4万KWh，于2014年11月7日取得淮安市发改委《关于淮安金鑫光伏电力有限公司淮阴区五里镇5MWp农业大棚分布式光伏发电项目备案的通知》(淮发改投资备[2014]40号)，项目已经建成投运，系统正常发电运行。
淮安金鑫于2015年11月20日又取得淮安市发改委《关于淮安金鑫光伏电力有限公司协鑫淮阴区五里镇9MWp农业大棚地面电站光伏发电项目备案的通知》(淮发改投资备[2015]20号)，其投资额8154.45万元、占地300亩、光伏发电多晶硅250WMp36000块、设计年发电量978.3万KWh，现已完成该项目前期的环评、安评备案等准备工作。 2.1.1人员编制及组织管理
根据生产和经营需要，结合现代光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，淮安金鑫光伏电力有限公司全面负责本光伏发电的生产和经营管理。公司定员8人。公司设总经理1人，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。公司下设4个部门，分别为综合管理部、财务部、安全生产部及设备检修部，综合管理部设置1人，负责运营期间的人力资源、文秘档案等工作；财务部设置1人，负责运营期间的财务工作；安全生产部设置3人，负责光伏发电站的安全运行生产；设备运行检修部设置3人，分机械和电气，负责光伏电站设备运行、维护、检修等工作。
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2. 2建设项目概况
项目名称：淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目。 建设地点：淮阴区五里镇工业开发区 建设规模：装机容量4MW。 占地面积：约120亩。
主要建设内容：建设规模4MW，采用晶硅电池组件及并网型逆变器等。 总 投 资：3752万元。其中安全投入：约100万，占总投资额的2.67% 设计单位：新疆普利达工程咨询有限公司
设计产品量：首年发电量为489万kWh ，25年平均发电量437万kWh ，25年总发电量约1.09亿kWh。 2.3 建设项目选址与平面布置 2.3.1项目选址
光伏电站场址选择一般遵循一下原则：
(1)丰富的太阳光照资源，大气透明度较高，气候干燥少雨。 (2)靠近主干电网，减少新增输电线路的投资。主干电网具有足够的承载能力，有能力输送光伏电站的电力。
(3)场址处地势开阔、平坦、无遮挡物。
(4)距离用电负荷中心较近，以减少输电损失。 (5)便利的交通、运输条件、和生活条件。
(6)能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本。 (7)当地政府的积极参与和支持，提供优惠政策和各种便利条件。 (8)场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、居室设施及地下矿藏等。
淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目位于淮安市淮阴区五里镇工业开发区，地处淮阴北郊，地理坐标为北纬33°44′49.81″，东经119°57′38.68″。
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淮阴区位于江苏省北部平原的中心，地处北纬33.22°～33.56°，东经
118.56°～119.09°，南濒洪泽湖（赵集乡洪湖村挡浪堤向南延伸7千米），东到王兴镇盐西电站隔盐河与涟水保滩相邻，北至徐溜镇冯庄村隔六塘河与沭阳钱集相望，西到竹络坝电站隔大运河与泗阳毗邻。南北长62.5千米，东西宽38.5千米，面积1264.10平方千米。陆地面积1034.44平方千米，占总面积的81.83%。水域面积257.04平方千米，占总面积的18.17%。
项目所在地淮阴区五里镇地处南暖温带和北亚热带的过渡区，兼具有南北气候特征，光热水整体配合较好。光能资源潜力较大，年日照熟在2060-2261小时。其地势平坦，无山峦遮挡，又靠近电力线路和负荷中心，并网条件优越，是建设农光互补光伏电站、建立太阳能电力输出基地的优选区域。 2.3.2 周边环境
本次工程为前期项目扩展，5MWp光伏发电装置为图中红线区域内耕地，9MWp光伏发电项目在红线区域向东、向南区域扩展。扩展区域面积大致为300亩。具体情况见周边环境示意图2.3.2及附件5+9项目总平面布置图。5MWp光伏发电项目在1至5光伏区，9MWp光伏发电项目在6至14光伏区。本次4MWp光伏发电项目布置在6区-9区，其东侧为农田，南侧也为农田，西侧为部分为5MWp光伏支架，部分为农田。北侧部分为农田及5MWp光伏支架。整个4MWp光伏发电项目地址东侧、北侧、南侧离村庄超过50米间距，西侧部分与佳乐米厂相邻，间距15米。
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周边环境示意图2.3.2
2.3.3 总平面布置
该光伏电站位于江苏省淮安市淮阴区五里镇。紧邻205国道，从205国道交叉一支路向东约300米即到本光伏电站，路宽6米。本期4MWp场地总占地面积约120亩，紧挨5MWp太阳能光伏组件单元。总图为5+9MWp合并总图，其中1区至5区为5 MWp项目，6区至14区为原9 MWp 项目。本期4MWp布置在6区至9区地块，4个逆变升压子站均靠近每个子系统分散布置于太阳能电池方阵中，通过10kV电缆汇集至电控楼10kV配电室内。太阳能电池方阵内部设置每个子单元和逆变升压子站的检修通道。
为了便于施工和运行期间的检修，站内设置主干道和支路两种道路。升压站区域采用混凝土道路，路宽6m。做法为180厚C30水泥混凝土面层;140厚C30水泥混凝土面层;250厚水泥稳定碎石基层;210厚砂垫层;原土密实。阵列区路宽4m，主道路采用砂夹石道路，做法为:200厚C30水泥混凝土面层;200厚水泥稳定碎石基层;500厚砂垫层;原土密实。转弯半径一般为6m。道路采用6m宽水泥混凝土路面，最大纵坡小于16%，最小转弯半
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径为6m。站区四周设置围栏，围栏总长4106米，距道路1米，围栏高度1. 8m。
2.4 自然条件及社会环境 2.4.1 自然条件 1）地形地质
淮安市属扬子准地台，以中元古界为结晶基底，盖层发育，构造复杂，中、新生代强烈凹陷，盖层厚度大于10000米。境内地层属扬子地层区。该区地层分为中元古界锦屏级、支台组、张八岭群；上元古界震旦系莲沱组、陡山沱组、灯影组；古生界幕府山组、炮台山组、观音台组、仑山组、红花园组、大湾组、牯牛潭组、大田坝宝截组、汤头组、五峰组，高家边组、金陵组、高骊山组、黄龙组、船山组、栖霞组；中生界浦口组；新生界泰州组、阜宁群、戴南组、三垛组、盐城群、下更新统、上更新统、全新统。境内火成岩主要为基性、超基性喷出岩，次为小型侵入体。 淮阴区地处黄淮平原和江淮平原，无崇山峻岭，地势平坦，地势西高东低，地形地貌以平原为主。土壤主要为水稻土类、潮土类、砂礓黑土类、黄棕壤土类、基性岩土类、石灰岩土类。有机质含量低，一般不足0.2%，PH值在7～8之间。 2）水文地质
淮安市境内河湖交错，水网纵横，京杭大运河、淮沭新河、苏北灌概总渠、淮河入江水道、淮河入海水道、废黄河、六塘河、盐河、淮河干流等9条河流在境内纵贯横穿，全国五大淡水湖之一的洪泽湖大部分位于市境内，还有白马湖、高邮湖、宝应湖等中小型湖泊镶嵌其间。平原面积占总面积的69.39% ，湖泊面积占11.39% ，丘陵地面积占18.32%，是典型的“平原水乡”。
淮阴区地下水类型以松散岩类孔隙水为主，深部埋藏有基岩孔隙含水层。松散岩类孔隙水自上而下分为三个含水岩组：
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第I含水岩组（Q3－4）：为孔隙潜水—承压水。潜水赋存于全新统冲积亚粘土，含水层厚5～6m。受地表水和大气降水影响明显，水位变幅较大，水位埋深1.70～1.80m，单位涌水量l.03×10 1/s.m。上更新统含钙质结核亚粘土夹薄层亚砂土及粉砂中的水具微承压性，含水层顶底板分别为10.00m和17.00m左右，水位埋深2.90～4.51m，单位涌水量0.05～0.2 l/s·m。
第Ⅱ含水层（Q1－2）：为上层孔隙承压含水岩组。含水层为中、下更新统冲洪积褐黄色亚砂土、细砂及青灰色含砾中粗砂，局部夹粘土薄层，顶板埋深29.15～43.75m，厚15.95～38.55m，水位埋深4.24m，单位涌水量0.52 l/s·m（标准井型涌水量1042 t/d）。
第Ⅲ含水层（Ny）：为下层孔隙承压含水岩组，矿区主要富水层。含水层为中新统盐城组下部上段、（Ⅲ上）冲洪积青灰、灰黄色含砾细、中、粗砂，局部有粘土夹层，结构松散，顶板埋深141.75～148.60 m，厚23.60～26.10m，水位埋深15.72m，单位涌水量1.47 l/s·m（标准井型涌水量2944 t/d），渗透系数8.97m/d，属强富水含水层。下段（Ⅲ下）岩性为含砾细、中、粗砂、顶板埋深167.75～193.70m，厚180.15～195.55m，水位埋深16.05m，单位涌水量1.08 l/s.m（标准井型涌水量2163 t/d），属强富水含水层。
基岩孔隙水—矿体顶板岩系砂质泥岩、砂岩为双重孔隙介质底岩层，即其一为颗粒间孔隙组成，其二由裂隙组成。两者一般都不含水，唯有顶板岩系中段即埋深665.00～835.00m与950.00～1050.00m两界面之间，泥质粉砂岩胶结差，松散状，渗透性相对较好，可视为孔隙含水层。 3）气候气象
淮阴区地处北亚热带向暖温带过度地区，兼有南北气候特征，属于温带季风气候区，气候宜人，四季分明。年无霜期210～230d，一般霜期从当年十月到次年四月。
多年平均气温： 14.4℃ 历年极端最高气温: 40.℃ 历年极端最低气温: -21.5℃
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多年平均降雨量： 954.8mm 最大一日降雨量 290mm 最大年降雨量 1405.6mm 最小年降雨量 486.4mm 最长历时降雨量: 335.6mm 最长历时降雨日数: 14d 年平均蒸发量 1435.6mm 年平均日照时 2233.4h 全年无霜期限 216d 最大风速 19.4m/s 平均风速 3.2～3.4m/s 主导风向 偏东风 夏季东南风，冬季东北风 历年平均雷暴日数：35.1d 历年平均相对湿度：76%
雷电：项目所在地区有雷电产生，受雷电影响。夏季雷电较多，春、秋季较少，冬季雷电更少。
本区靠近郯庐断裂带，根据GB 50011-2010《建筑抗震设计规范》的规定，本地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，地震设计分组为第二组。 2.4.2 社会环境
淮安位于江苏省中北部，江淮平原东部，地处长江三角洲地区，南京都市圈紧密圈层城市，是古淮河与京杭大运河交点，是一代伟人周恩来的故乡，是独具魅力的生态城市、国家卫生城市、国家园林城市、国家环保模范城市、中国优秀旅游城市、江苏省文明城市。总面积1.01万平方公里，人口540万。作为全国历史文化名城，有着一座文化底蕴非常深厚的老城。“文化名城，伟人故里，运河之都，美食之乡、生态水城、工业新城”是淮安最具特色的六张城市名片。
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淮安有渊远的历史源头及骄傲，面向未来，一个充满生机与活力的现代“运河之都”将呈现在世界面前。围绕全面建成小康社会和苏北重要中心城市的目标定位，积极适应、引领经济新常态，持续推进淮安科学跨越发展，打造增长极、建设枢纽城、创成文明市、全面达小康，共筑崛起梦。十三五”时期，淮安经济社会发展的总体目标是：在全面小康社会建设上，对照江苏2013版全面小康新标准，着力补短补缺，确保小康建设覆盖所有领域、惠及全市人民，与全省同步率先全面建成小康社会。在苏北重要中心城市建设上，全面提升交通支撑力、城市带动力、产业竞争力、文化引领力，建成现代综合交通枢纽城市，力争创成联合国人居环境奖城市，基本确立苏北重要中心城市地位，为打造重要增长极提供坚实支撑。
淮安的定位就是苏北中心城市，长三角北翼重要的中心、对接长江经济带的重要枢纽城市。培育淮安成为特色增长极，辐射鲁南、豫东、皖北地区。
2014年淮阴区实现地区生产总值351.9亿元，比上年增长11.1%；完成一般公共预算收入39.2亿元，比上年增长15.7%；完成规模以上固定资产投资223.8亿元，比上年增长21%；城乡居民人均可支配收入分别达到24039元和11215元，同口径增长9.8%和11.7%；基本实现全面小康社会建设目标。
2.5 主要设计方案 2.5.1 设计规模
本次光伏发电设计总输出发电容量为4MWp，最佳阵列倾角为31°，系统输出每年衰减取0.7%，首年发电量为489万kWh ，25年平均发电量437万kWh ，25年总发电量约1.09亿kWh。 2.5.2 光伏发电系统工艺原理
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光伏发电是根据光生伏特效应，利用太阳能电池（solar cell）将太阳光的光能直接转化为直流电能。光伏发电系统是根据这一基本原理构成的完整发电系统。
太阳能光伏发电系统主要由太阳电池组件、控制/逆变器、交直流配电系统、监控系统等几部分组成。
太阳能电池是以半导体制成的，将太阳光照射在其上，太阳能电池吸收太阳光后，能透过p型半导体及n型半导体使其产生电子（负极）及电洞（正极），同时分离电子与电洞而形成电压降，再经由导线传输至负载，见图2.5.2所示。
由于太阳能电池产生的电是直流电，因此若需提供电力给各式电器则需要加装直/交流转换器，即逆变器，将直流电转换成交流电，才能供电至工业用电。太阳能电池发电原理示意图见图2.5.2-1所示。
图2.5.2-1 太阳电池发电原理示意图
该项目为不可调度式并网光伏发电系统。太阳光通过太阳能电池组件转换为直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网要求的交流电，直接接入公共电网。 2.5.3 太阳能光伏发电系统设计
本项目采用分散发电、集中并网、集中控制方案，将系统分为若干个并网发电单元，汇流后集中送至逆变升压站集中逆变。
本方案建设规模4MW，采用4个1MWp光伏子系统，每个子系统由3922
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片255Wp多晶硅太阳能电池组件组成。每个1MWp的系统由两台集成式500KWp逆变器，1台315V/35KV,1000KVA变压器组成。太阳能电池阵列经光伏防雷汇流箱汇流后，接至逆变器直流配电侧，再分别经过变压配电装置汇总至35KV母线实现并网。
每个发电单元就地设置一个逆变升压子站，就地安装汇流柜、逆变器、交直流开关柜、升压变等等电气设备。
具体工艺流程简图见图2.5.3所示。
送出至变电站 500kW逆变器 35kV箱式变压器 35kV配电室 光伏组件 直流汇流箱 直流配电柜 逆变器室
图2.5.3 光伏发电系统工艺流程简图
2.5.4 太阳能光伏组件选型
太阳能电池组件是太阳能发电系统的核心部件，其光电转换效率、各项参数指标的优劣直接影响整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数有标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。
本项目选用市场常规型号组件，多晶硅255Wp国内一线厂商组件。技术参数如下表2.5.4。
表2.5.4 太阳能电池组件参数
编号 项 目 名 称 1 太阳电池种类 2 太阳电池组件型号
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数 据 多晶硅组件 \\
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3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 4 5 6 7 8 9 10 11 组件标准峰值参数 标准功率 （Wp） 峰值电压 （V） 峰值电流 （A） 短路电流 （A） 开路电压 （V） 组件效率 峰值功率温度系数(%/℃) 开路电压温度系数(%/℃) 短路电流温度系数(%/℃) 10年功率衰降 50年功率衰降 尺寸(mm) 重量(kg) \\ 255 30.6 8.38 8.98 37.7 15.9% -0.42 -0.34 0.04 <10% <20% 1640×992×40 20
2.5.5 并网逆变器选型
并网逆变器是并网光伏电站中的核心设备，它的可靠性、高性能和安全性会影响整个光伏系统。对于大型光伏并网逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：
（1）光伏并网必须对电网和太阳能电池输出情况进行实时监测，对周围环境 做出准确判断，完成相应的动作，如对电网的投、切控制，系统的启动、运行、休眠、停止、故障的状态检测，以确保系统安全、可靠的工作。
（2）由于太阳能电池的输出曲线是非线性的，受环境影响很大，为确保系统 能最大输出电能，需采用最大功率跟踪控制技术，通过自寻优方法使系统跟踪并稳定运行在太阳能光伏系统的最大输出功率点，从而提高太阳能输出电能利用率。
（3）逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在95%以上。在50W/m2 的日照强度下，即可向电网供电，在逆变器输入功率为额定功率10%时，也要保证90%以上的转换效率。
（4）逆变器的输出波形：为使光伏阵列所产生的直流逆变后向公共电网并网供电，就必须是逆变器的输出电压波形、幅值及相位与公共电网一
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致，实现无扰平滑电网供电。
（5）逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大，这就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定性。
（6）光伏发电系统作为分散供电电源，当电网由于电气故障、误操作或自然因素等外部原因引起的中断供电时，为防止损坏用电设备以及确保电网维修人员的安全，系统必须具有孤岛保护的能力。
（7）应具有显示功能：通讯接口；具有监控功能；宽直流输入电压范围；完善的保护功能等。
对于MW级的光伏发电系统，光伏阵列面积非常大，由于光伏电池组件电流、电压的性能参数不可能做到完全一致，因此光伏组件串并联时相互之间的影响可能会导致整体光伏发电系统的发电量下降。逆变器单机容量不宜过小，单机容量过小，接线复杂、汇线增多，同时也会造成系统效率的降低。
本项目选用的光伏并网逆变器采用500TL型逆变器，并采用电流控制型PWM有源逆变技术。该光伏并网逆变器克服了晶闸管有源逆变的一切弊病，可靠性高，保护功能全，且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。具体为:
1)数字化DSP控制;原装进口智能功率模块组装; 2) MPPT控制，适时追踪光伏的最大输出功率;
3)纯正弦波输出，自动同步电网，电流谐波小，对电网无污染、无冲击;
4)扰动检查技术，实现反孤岛运行控制;
5)控制部分是采用高速度的微处理器为核心的控制部件，具有输出过载，输出高、低电压保护动作快，抗干扰能力强，稳压精度高等特性;
6)输出短路保护，采用输出回路检测保护和模块饱和压降检测等双重保护，从而大大提高短路保护的可靠性;
7)输出部分装有射频滤波器，使光伏并网逆变器所带的负载(电网)免
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受高频谐波的干扰;
8)友好的人机接口界面，通过触摸式显示面板就能很清楚的了解系统的运行状态。如:直流侧电压、电流、网侧电压、电流、频率等参数都能显示;
9)有各种报警功能，如电网异常、输出欠过压报警等;
10)具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，开关操作按钮等;
11)适应恶劣的电网环境;
12)具有接地检测及保护功能(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等)。
其主要技术参数见下表：
表2.5.5 500KW逆变器技术参数 技术参数 最大效率/ 欧洲效率 额定功率 最大支流输入功率(@ cos φ = 1) 直流输入路数 MPP 电压范围 最大输入电压 最大输入电流 额定电网电压 / 允许电网电压范围 额定电网频率 允许电网平率范围 额定功率下的功率因数/功率因数可调范围 夜间自耗功率 防护等级 通讯协议 最大总谐波失真(额定功率时) 指标值 98.7 % / 98.4 % 500KW 560kW 8路 DC450V~DC850V 1000V 1120 A 315V / 250 V – 362V 50 Hz 47-52Hz >0.99 / 0.9 超前- 0.9滞后 < 100 W IP20 Ethernet (OF optional), RS485 <3%
2.5.6 太阳能阵列的布置 2.5.6.1 光伏阵列运行方式
对于光伏组件，不同的安装角度接受的太阳光辐射量是不同的，发出
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的电量也就不同。安装支架不仅要起到支撑和固定光伏组件的作用，还要使光伏组件最大限度的利用太阳光发电。光伏方阵安装方式主要有：倾角季度调节、单轴跟踪和双轴跟踪等。本工程可研推荐选用固定式。 考虑到灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围，因此确定本工程电池方阵的最佳倾角定为31°，方位角定为0°。 2.5.6.2 光伏方阵布置方式
本项目采用“分块发电、集中并网”方式。本次项目建设规模为4MW，需要255Wp的多晶硅光伏组件15686块组成。光伏阵列由4个1MWp光伏子阵列组成，每个子方阵由若干路太阳能电池组串并联而成，每个太阳能电池组串又是由若干个光伏组件串联而成。太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和MPPT电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。
综合考虑汇流箱、直流配电柜、逆变器等因素，最终确定本项目每个1MWp子单元由3922块255Wp多晶硅组件组成256串多晶硅组件串，分别接入16只防雷汇流箱，经汇流箱汇流后，接入2台防雷直流配电柜，再接入2台集成式500KWp逆变器、1台315V/35KV,1000KVA变压器组成。太阳能电池阵列经光伏防雷汇流箱汇流后，接至逆变器直流配电侧，再分别经过变压配电装置汇总至35KV母线实现并网。 2.5.6.3 太阳能电池板支架
太阳能支架基础拟采用天然地基的扩展基础，混凝土等级C30，支架采用钢结构，支架设计保证光伏组件与支架连接牢固、可靠，底座与基础连接牢固。作为农光互补发电，光伏电板架设高度考虑水产基地、畜牧基地和农业大棚基地等，光伏组件下沿架高高度不同。一般水产基地光伏组件下沿高为1.5m，畜牧基地组件下沿高2m，农业大棚基地组件下沿高3m。支架基础埋深2.5m，考虑雨水对支架及太阳能板的侵蚀，支架基础顶面高于设计地面标高3m左右。
本项目多晶硅组件支架采用31°固定式支架安装，采用预应力混凝土管桩基础PC-300（70）A-C60-x.x。组件底部拟搭建农业大棚，组件间距2.5m、
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距地面设为2m，便于人工对农地进行开垦种植。 ①太阳能电池板支架主要材料
钢材：采用Q345B热镀锌；主要包括：立柱为φ60×3圆管，支撑SC41*41*2.5，SC41*41*2.0，斜支撑半抱箍3*130*224，斜撑固定支撑件2 .5*200*300，斜撑固定支撑件2 .5*200*300，主梁SC41*41*2.0，凛条SC62*41.3*2.0，桁架梁φ25*1. 2圆管，拉杆φ10圆钢
焊条：E43；
螺栓: 檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级4.6级； 钢筋:采用 HPB235、HRB335 钢； 混凝土强度等级： C30。 ②荷载组合：
根据《建筑抗震设计规范》，对于一般结构地震荷载与风荷载不进行组合，由于电池组件自重很小，支架设计时风荷载起控制作用，因此最不利荷载组合中不考虑地震荷载。
经过计算淮阴区五里镇光伏方阵最佳安装倾角为31°，故本次4MW项目农业大棚朝南倾斜面设计为31°，光伏组件采用纵向平铺安装方式，光伏阵列设计为3排54列，采用18块串联的接线方式，单个大棚组件功率为300*162=48.6KW,本次4MW项目建设110个农业大棚，大棚间距设计为3.5米，每个农业大棚占地面积约为60平方米，4MW项目预计占地约120亩地。
2.5.7 方阵接线方案设计 2.5.7.1 直流防雷汇流箱的选型
对于大型光伏并网发电系统，为了减少光伏组件与逆变器之间连接线，以及日后维护方便，需要在光伏组件与逆变器之间增加直流汇流装置。
按照本系统并网发电的设计要求，需配置光伏方阵防雷汇流箱，其性能特点如下:
1)户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，能够满足室外安装使用要求;
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2)最大可同时接入16路太阳电池串列，每路串列的电流不大于10A; 3)每路可接入最大太阳电池串列的开路电压不大于DC1000V; 4)每路太阳电池串列配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值不小于DC1000V;
5)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器，防雷器采用魏德米勒品牌;
6)直流输出母线端配有可分断的直流断路器，断路器采用施奈德品牌; 本项目采用：HL-16防雷汇流箱。
多晶硅光伏组件共4MWp，每个1MWp光伏发电单元共安装3922件255Wp光伏组件，每16件光伏组件串联为一个支路，共256个支路，各支路平均分配接入16个HL-12汇流箱。 本项目共需HL-16汇流箱64个。 2.5.7.2 直流防雷配电柜的选型
按照本系统并网发电的设计要求，需配置直流防雷配电柜，其性能特点如下:
1)每套直流配电柜根据汇流箱台数及容量匹配相应直流输入接口; 2)柜内应设有断路器及操作开关(每路直流输入侧配有可分断的直流断路器)，以便于维护人员运行操作及检查；
3)直流母线输出侧配置光伏专用防雷器，具备雷击防护告警功能，标称放电电流大于40kA；防浪涌能力；
4)直流母线输出侧配置1000V直流电压显示表，电流互感器以及电流表；
5)室内放置箱体防护等级不低于IP20；
6)直流柜柜体采用RITTAL镀锌钢材制作而成，结构密封、防尘、防潮，柜架和外壳有足够的强度和刚度，能承受所安装元件及短路时所产生的动、热稳定，同时不因运输等情况而影响设备的性能，还应便于运行维护。
本项目采用容量为500KW的配电柜，每台直流防雷配电柜具有16路直流输入接口，可接16台光伏汇流箱。4MWp（255Wp）多晶硅组件并网逆
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变器需配置4台需配置8台光伏方阵防雷汇流箱。每台逆变器的交流输出接入交流配电柜，经交流断路器接入升压变压器，并配有逆变器的发电计量表。每台交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表，可以直观地显示电网侧电压及发电电流。 2.5.7.3 发电单元接线方式
本项目装机容量4MWp，采用“分块发电、集中并网”的总体设计方案进行设计。共4个发电单元，每个发电单元容量为1MWp。
255Wp多晶硅光伏组件共4MWp，每个1MW光伏发电单元共安装3922块255Wp光伏组件，每16件光伏组件串联为一个支路，共256个支路，各支路平均分配接入防雷汇流箱，再接入直流防雷配电柜。
每1MWp光伏发电单元经光伏防雷汇流箱汇流后，接至两台集成式500KWp逆变器，逆变器输出270V三相交流，通过交流电缆分别连接到1台1000KVA变压器1000KVA箱变内各自的低压侧断路器，箱变低压侧采用双分裂绕组接线形式。 2.5.7.4 升压方案
并网逆变器输出为三相270V电压接入交流升压变压器低压侧，交流升压变压器升压至35KV后通过电缆汇聚35KV配电室母线。
本项目以1MWp为一个光伏发电单元，每个发电单元通过逆变器整流逆变后输出270V三相交流电，再通过1台1000kVA变压器升压后与相邻几组光伏发电单元并联接至35kV母线。共需要4台1000kVA变压器，每台变压器和每个逆变器组合成一个箱式变电站，通过电缆线路送至站内35kV配电装置。 2.5.8 电缆
高、低压配电室电缆采用电缆沟敷设，控制室电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式;太阳能电池板至汇流箱电缆主要采用太阳能板下敷设电缆槽盒的方式;汇流箱至箱变间的电缆采用电缆槽盒和电缆沟相结合的方式;箱式变电站至35KV配电装置的电缆主要采用电缆沟的方式
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敷设。
低压动力和控制电缆采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。控制室电子设备间设活动地板，35KV配电室、所用电室及箱式变电站设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。
电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、控制室入口处均实施阻火封堵。
2.5.9 电气系统 2.5.9.1 一次接入系统
该项目以1MWp为一个光伏发电单元，每个单元通过逆变器整流逆变后输出0.315KV低压三相交流电，再通过一台1000kVA箱式升压变升压后与站内集电线路相连，全站4MWp容量共安装4台1000kVA箱式升压变，通过电缆线路送至站内35kV配电装置。 2.5.9.2 电站主接线
站内设两台站用变压器为全站提供站用电源，一台站用变由站内10kV母线供电，另一台由站外10kV配电网引接电源。正常时全站电源由10kV外接电源提供，事故或停运时，由电站10kV母线经降压提供电源。
该项目因接入系统报告尚未完成，经与当地电力公司沟通，本项目暂定采用1回35KV架空线接入110KV五里变，距离站区3.5KM左右。 2.5.9.3 电气二次
该项目采用光伏发电设备集中控制方式，在综合楼设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。 (1)计算机监控系统
电控楼配置计算机监控系统一套，全面监控升压站运行情况。监控系统采集系统电流、电压、功率、开关状态及逆变升压站及其电池组件、汇流箱、直流系统、变压器的温度等信息，采集各支路的发电量。
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监控系统具有远动功能，根据调度运行的要求，该变电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班。
每个35KV逆变升压站设子监控一套，并通过网络交换机与综合楼计算机监控系统相连。子监控系统的功能如下:
①逆变器采用微机监控，对各太阳能电池组件及逆变器进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、电能累加等参数。由计算机控制太阳能电池组件及逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳能电池组件及逆变器进行监视和控制。
②太阳能电池组件及35KV逆变升压站设有就地监控柜，可同样实现微机监控的内容。太阳能电池组件、直流汇流箱、35KV逆变升压站均设置保护和监测装置，可以实现就地控制控，同时向监控中心发出信号。如:温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号的。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。
计算机监控系统可通过群控器实现逆变器的并列运行。群控器控制逆变器的投入与退出，具备同步并网能力，具有均分逆变器负载功能，可降低逆变器低负载时的损耗，并延长逆变器的使用寿命。监控系统通过群控器采集各台逆变器的运行情况。
为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，该工程设置二套交流不停电电源装置(UPS)，容量为5kVA。供微机监控系统提供安全可靠的工作电源，UPS不带蓄电池，其所需直流电源由直流系统提供。每个分站房均配置1套交流不停电电源UPS，容量为1kVA，由逆变器厂家成套提供，供微机监控系统提供安全可靠的工作电源，UPS自带蓄电池。
(2)保护
干式变设置高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。子站升压变高压开关柜上装设测控保护装置。设速断、过流保护、零序过流保护、方向保护。测控保护装置将所有信息上传至监控系统。
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系统保护以接入系统设计和审查意见为准。测控保护装置将所有信息上传至监控系统。
低压开关具备过电流保护、接地保护功能等。
逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。 （3）技防遥视
在电气配电间、电缆夹层内均设置火灾报警探测器，在综合楼设置消防控制中心，由消防控制中心发出警报并进行相关联动。
光伏电场周围1.9m高围栏设置红外线报警和视频监控。技防遥视系统纳入35kV 开关站总体系统中。 2.5.10 防雷、接地及过电压保护 2.5.10.1 防雷
该项目安装太阳能电池方阵面积大，电池的组件及支架，均为导电性能良好的金属材料，易遭受直接雷击和形成感应过电压。因此，根据本地区年平均雷暴日数和光伏组件的占地面积，客观地分析光伏方阵遭受直击雷的概率，进行设计。 （1）光伏发电系统防雷
露天光伏组件利用其四周的铝合金边框与支架可靠连接，再通过支架与主接地网连接。
为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，在35kV架空进线起点与终端电缆头处、35kV进/出线柜内、35kV段母线等处装设避雷器。隔离升压变压器、逆变器的进、出口和直流汇流箱出口处均装设避雷器。 （2）35kV配电室防雷
在35kV集中配电室外设置独立避雷针进行防直击雷保护。 每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。 （3）直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连
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接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。
交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经交流防雷柜（内含防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。 2.5.10.2 接地
站内设一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，将电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，站区内箱式变压器及逆变器等设备通过接地扁钢与地网连接。水平接地体采用热镀锌扁钢，垂直接地体采用热镀锌角钢，主接地网要求接地电阻不大于1Ω。 2.6 主要设备
项目生产过程中用到的主要设备见表2.10所示。
表2.10主要生产设备一览表
序号 一 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
设备名称 主要生产设备 多晶硅电池组件 太阳能组件支架 逆变器 汇流箱 直流配电单元 低压开关柜 升压变压器 升压馈线柜 升压出线柜 升压PT柜 无功补偿装置 监控系统 直流、UPS系统 33
型号 CS6P-20PX / SG500KTL / / / S11 / / / / / / 数量 73916块 17000000W 34个 370组 34台 34台 17台 6台 1台 1台 1套 1套 1套
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14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 二 1 2 辅助设备 通信系统 电费计量、调度网接入系统 线路保护 频率电压控制保护装置 阵列输出电缆 汇流箱输出电缆 直流配电单元输出电缆 逆变器输出电缆 升压变电站输出电缆 逆变器 主变压器 子站升压变 站用变 35kV高压开关柜 低压进线柜 水泵 空调 / / / / 2PPG 1169 1×4mm型 YJV22-1.02*70型 ZA-YJV22-1.02*70型 ZA-YJV22-1.03*70型 ZA-YJV22-35-3*50/95/120型 SG500kTL 110±8×1.25%/38.5kV 38.5±2×2.5%/0.27-0.27V 35kV，400kVA 10kV，400kVA 户内金属封闭铠装移式高压开关柜 MNS型低压抽出式开关柜 / / 1套 1套 1套 1套 80000m 3000m 4000m 6000m 3000m 34台 2台 17台 1台 1台 3台 6台
2.7 其他公辅工程 2.7.1 照明
本工程照明系统分为正常交流照明系统和应急照明系统。站内正常照明用电源引自站用变低压侧。正常照明电压为交流220V。配电室、控制室设置应急灯照明，应急照明正常不投入运行。在配电室、控制室出入口处装设应急指示灯，其电源接至正常照明网络，当正常照明网络失电时，应急指示灯由自备的蓄电池供电。
光伏组件设备可靠，故障率低，维修简单，且夜间光伏阵列不发电，
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故光伏场区夜间不需要巡视检修，故不设置照明。
逆变器单元及就地升压箱变内，均由开关站引入的交流电源提供照明电源，以供需要时使用。
进站道路及综合楼附近区域考虑安装太阳能照明设施。 2.7.2 建构筑物
本项目为扩建工程，其35kV配电室、SVG控制室、二次设备室、行政办公室等建筑皆为利旧设施。淮安金鑫光伏发电有限公司主要构建筑物见下表。
表2.7.2 公司建构筑物情况表
占地而积建筑而积名称 层数 火灾危险类别 耐火等级 备注 (m2 ) (m2) 逆变器室 32.5 × 9 32.5 ×9 一 丁 —— 电控楼 870 870 一 丁 二级 农用大棚 69855 一 —— ——
2.7.3 给排水 1）给水
淮安金鑫光伏电力有限公司现有给水管道直径为DN100，材质为PE， 水源来自五里镇自来水厂。管网沿场内主要道路敷设。现有一座水泵房，设有2台升压泵，1用1备，参数为：Q=6m3/h，H=0.6MPa，N=2.2kW。站内设50m3清水箱及升压设备，布置在综合楼屋顶，综合楼内用水由水箱直接供给。
站内的用水主要包括：光伏电池面板清洗用水，绿化、生活等用水。 （1）光伏电池面板清洗用水
电站总占地面积约为120亩，站内布置大面积的光伏电池组件，由于灰尘堆积在电池组件上，将影响电池组件对太阳能的吸收效率，因此要定期对光伏电池面板进行清洗。
光伏电池面板的清洗方式为软管接有压水定期进行冲洗。在站区内每
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隔6～7排光伏电池面板间的通道内设置有给水栓。给水栓处设置截止阀及固定水带接口，便于接软管对电池组件进行冲洗工作。单个给水栓水量为2.52 m3/h，水压为0.1MPa。
冲洗水管主管管径为DN100mm，支管管径为DN50mm，采用PE管。热熔连接、丝扣连接或法兰连接。 （2）生活用水
综合楼内设有卫生间及配餐室，配餐室内布置有洗涤池，卫生间内布置有热水器、脸盆、淋浴器、卫生器具及污水斗等。上水道屋顶水箱，进户管管径为De32mm，设置水表计量用水量。室内生活排水管采用UPVC塑料管，粘结连接，生活给水管采用PP-R塑料管，热熔连接。 2）雨水排水
根据本区气象资料年平均降水量以及年平均蒸发量 得知，蒸发量与降水量相当，无洪水侵扰，本地区雨水充分。站前区道路标高高于场地，道路雨水利用坡度排入场地，场地为自然地坪，雨水自流到场地周边地带排放。
3）生活污水排水
建筑物室内生活污水与废水分流，排至室外生活污水自流管网。站内设有生活污水处理站，处理水量为1m3/h，处理后达到中水回用标准，用作站内绿化用水。生活污水管采用UPVC管。
全公司用水量如下表2.7.3。
表2.7.3 全站用水量一览表
序号 项 目 用水量(m3/h) 5.04 1.04 6.08 回收水量(m3/h) 0 0 0 耗水量(m3/h) 5.04 1.04 6.08 贮水量 (m3) 40.32 8.32 48.64 备 注 1 光伏电池面板清洗用水 2 生活用水 (含汽车冲洗) 3 小计 36
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序号 项 目 用水量(m3/h) 1.22 7.3 回收水量(m3/h) 0 耗水量(m3/h) 1.22 7.3 贮水量 (m3) 5.73 54.37 备 注 按用水量20%计 4 未预见用水 5 合计
2.7.4 暖通空调
按《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》(DL/T 5035-2016)规定，本工程属采暖区。所以电站控制室、办公室、职工宿舍等有人停留房间均采用冷暖空调。
高低压配电室、站用电配电室的通风采用自然进风、机械排风的通风方式。排风机兼作事故排风机。综合水泵房采用自然通风。 2.7.5 消防
光伏发电项目建筑物的火灾危险性类别为丁类，耐火等级二级。
2.7.5.1主要场所和主要机电设备的消防
（1）就地升压变压器的主保护采用微机变压器保护装置，配置有多种保护装置，以最快速度切断通向故障区的电源。
（2）建筑内部35kV配电室与SVG室之间用防火墙分隔；配电室与二次设备室之前用防火墙分隔，并设置丙级防火门。每个防火分隔均开设直通室外的出口，其中配电室设2个出口。
（3）通过对外交通公路，消防车可到达场区。场区内建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修并兼做消防通道，消防通道宽度不小于4m，而且场区内形成环行通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。 （4）电缆的防火措施按规程要求执行。控制室通往电缆沟和电缆槽盒的电缆孔洞及盘面之间缝隙采用非燃烧材料堵严。通向电缆竖井、电缆沟的孔洞也采用非燃烧材料堵严。
（5） 加强全站防雷措施，避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。
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（6）站区内升变压器附近设置灭火器。 2.7.5.2 消防给水设计及灭火设施
该项目站内建筑物为耐火等级不低于二级，体积不超过3000m3的戊类建筑物，根据《火力发电厂与变电所消防设计规范》（GB50229－2006）及《光伏发电站设计规范》（GB50797－2012），该项目不设消防水系统。根据不同场所需要，配置移动式消防器材，此外，站内还应配有一定数量的消防铲、消防斧及消防铅桶等消防器材作为站内公用消防设施。 2.7.5.3 消防电气设计
根据不同的保护对象，分别采用温、烟、光感探测器和热敏温感线等探测手段。在集控室、电子设备间、高低压配电室、门厅等处设有手动报警器或警铃。探测报警控制系统的主要功能是收集各方的火灾信息，同时发出报警信息。
本工程各连接电缆、电线均采用阻燃型。
消防照明：配电间等建筑设充电式应急灯，放电时间不小于30min。 控制值班室设对外直拨电话（直拨119电话）。
在每个发电单元附近配置干粉灭火器，用于发电单元电气设备的灭火。 2.7.5.4 通风消防
通风空调风道应采用不燃材料保温，穿过防火墙处的空隙采用不燃材料封堵。
控制室及电气配电室和就地配电室房间设事故通风系统，风机和电机直联。通风空调设备均与火灾报警联锁，火灾时关闭暖通设备电源，火灾扑灭后采用门窗自然排烟。 2.7.5.5 建构筑物防火、安全疏散
站区内建构筑物均按相关规范规定的火灾危险性分类和最低耐火等级要求进行设计。耐火等级二级。
建筑构造防火，如梁柱、楼板、吊顶、屋顶等构造设计，厂房防爆泄压、安全疏散等各方面的要求，均遵照《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）等国家现行的标准进行设计。
配电室有两个安全出口，每个电气室均有直通室外的出口，以利于安
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全疏散，有防火要求的房间设丙级防火门，所有防火门均有自动闭门器。 2.7.6 通讯
场内通信是为光伏发电站生产运行、调度指挥及行政办公系统各职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务，分为场内生产调度通信和行政管理通信。
根据光伏发电站规模，为适应系统调度管理水平，满足电力系统通信发展的要求，同时考虑到设备管理上的方便，在太阳能光伏发电场内采用生产调度通信和行政管理通信共用一套交换设备的方式，设置一台30门具有调度功能的数字式程控交换机，并配套设置数字录音设备，对调度通话进行自动录音。生产调度通信用户和行政管理通信用户按中继群划分，分别为光伏发电站生产运行、巡视检修和行政业务提供通信服务。
光伏发电站内通信系统设备的交流电源至少要由两个独立的，取自站用电不同母线段的交流回路提供。通信设备采用直流不停电方式供电，由一套高频开关电源提供-48V直流电源，并自带蓄电池。
本项目完全依托原有通讯系统。
2.8 劳动定员及安全管理
该公司现有员工8人，员工在厂内食宿，8h/班，3班/d，300d/a。 公司设总经理1人，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。公司下设4个部门，分别为综合管理部、财务部、安全生产部及设备检修部，综合管理部设置1人，负责运营期间的人力资源、文秘档案等工作；财务部设置1人，负责运营期间的财务工作；安全生产部设置3人，负责光伏发电站的安全运行生产；设备运行检修部设置3人，分机械和电气，负责光伏电站设备运行、维护、检修等工作。 2.8.1 劳动定员
根据生产需要设置，并遵照国家劳动制度的有关规定，按工种岗位需
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要配置人员，本项目为光伏发电扩建工程，原有站内工种齐全，不需另行配备。
2.8.2 安全管理
该公司已设立安全管理机构管理、制定安全生产责任制、安全生产管理规章制度，新聘(培训)安全管理人员，制订了新的岗位安全操作规程。
该项目在营运前，加强对现有各项规章制度及岗位安全技术规程的学习，上岗人员均进行岗前培训合格，全面掌握有关规程后方才可上岗。 2.9 安全生产投资估算
本项目总投资为3752.23万元，其中建设投资为3170.40万元，铺底流动资金为581.83万元。其中安全专项投资约100万元。
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第三章 主要危险、有害因素分析
危险因素是指一个系统中存在的能直接或者间接导致事故发生、发展一切物质、能量、条件、行为等即能对人造成伤害或对物造成突发性损害的因素。有害因素是指能影响人的身体健康，导致疾病或对物造成慢性伤害的一切物质、能量、条件和行为。一般二者统称为危险有害因素。
所有的危险有害因素，表现形式不同，但从本质上讲，之所以能造成有害的后果，都可归结为存在能量、有害物质;能量、有害物质失去控制，并导致能量的意外释放和有毒物质的泄漏、挥发的结果。因此，存在能量、有害物质和能量、有害物质失去控制，是危险因素产生的根本原因。 根据《企业职工伤亡事故分类》（GB441-1986）、《职业病范围和职业病患者处理办法的规定》（GB/T13861-2009）、《电力生产人身事故伤害分析与代码》（DL/T518.1-2012）等法律法规及标准，评价组遵循科学性、系统性、全面性和预测性的原则，对淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目中所涉及的系统单元进行危险有害因素的识别和分析。
3.1 人的因素 3.1.1 电气误操作事故
由于作业人员安全意识不强，培训不到位，违章操作，有可能发生电气的五种恶性误操作（带地线合闸、带电挂地线、带负荷拉合隔离开关、误拉合断路器、误入带电间隔），将会导致较大人身和设备事故的发生。 3.1.2 电气操作错误事故
（1）人体与带电体直接接触触电
一般直接接触高压电气设备的触电事故并不多，这主要是由于高压电气设备大都有比较完善的防护装置，如设备的四周有遮拦和明显的警告标志，而且工作人员在高压电气设备上或其附近工作时，大都采取比较完善的安全措施，在思想上也比较重视。只有在少数围栏、标志不全的设备上
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工作，加上工作人员疏忽大意时，才有可能造成人身直接触电事故。
事故统计说明，人体与带电设备直接接触的事故，大多数发生在380V及以下设备系统中。这一方面是由于现场工人们经常接触和使用的电气设备与电动工具大都是低电压的；另一方面有的人有时接触这类电气设备时，由于身体的外部绝缘较好没有发生触电事故，就认为低压电气设备即使碰上了也没有什么危害，从而麻痹大意，发现设备的绝缘破损也不及时修理，有时甚至用手直接触摸电气设备的方法检查设备是否带电。 （2）人体接近高压设备造成弧光放电
电弧放电对人体的伤害也是相当严重的。当带电设备或带电导体的电压很高时，在人体接触带电体的瞬间，将发生电弧放电。由于电弧温度甚高（可达3000度左右），除肢体的接近部位灼伤外，严重时还会造成大面积烧伤。一般电弧烧伤部位由于电的热效应、化学效应以及熔化和蒸发的金属微粒的侵蚀，往往损伤十分严重。
在各种触电事故中，人体接近裸露的高压带电设备造成弧光放电事故，时一种比较严重的频发的事故。在各种高压触电事故中，这种事故约占80%左右。大多数是由于误入带电间隔，或误登带电设备造成。发电厂和变电所的开关场或配电装置室，大都采用同类型的配电装置，设备架构和基础采用定型的设计图纸，多回路的设备标志也很类似。当一回路设备停电检修，旁侧的设备正常带电运行，若停电设备与带电设备之间没有可靠的隔离遮栏；或虽有遮栏，但附近设备的间隔门既未加锁又无明显的警告标志，工作人员不注意就可能误入邻近的带电间隙或登上邻近的带电设备，以致造成触电事故。有时带电设备虽有可靠的遮栏和警告标志，但因工作人员注意力不集中，疏忽大意，误将遮栏打开，误入发生事故。 （3）在停电设备上工作时突然来电
在设备停电检修时，由于没有采取完善可靠的安全措施，如未装挂临时接地线，没有悬挂必要的安全标志牌等，致使值班人员在操作其他设备送电，误将正在检修的设备送电，致使在设备上进行检修的工作人员触电。
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3.1.3 外来人员误入、农业作业挖断电缆等造成触电
根据电气伤害事故案例的统计分析，触电伤害事故基本上都是在检修作业时发生的。而这些检修作业又大都是登高作业，一旦发生触电或感电，必将从高处坠落，不是触电伤亡，就是摔死摔伤。所以预防触电伤害事故的发生，要全面考虑这两方面的因素，制定完善的安全措施。
3.2 物的因素
3. 2. 1主要设备设施危险、有害因素
3.2.1.1 电气一次设备及系统故障事故危险、有害因素辨识
⑴ 变压器火灾事故危险因素辨识分析
变压器是太阳能电站的主要设备之一。变压器存在火灾、爆炸的隐患。变压器爆炸着火的原因有：
① 绕组绝缘损毁产生短路（如老化、变质、绝缘强度降低、焊渣或铁磁物质进入变压器、制造不良等）引起火灾、爆炸事故。
② 变压器主绝缘击穿（如操作不当引起过电压，变压器内部发生闪络，密封不良，雨水漏入变压器，引线对油箱内距离不够等）。
③ 变压器长期超负荷运行，引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成匝间短路、相间短路或对地短路；变压器铁芯叠装不良，芯片间绝缘老化，引起铁损增加，造成变压器过热。如此时保护系统失灵或整定值调整过大，就会引起变压器燃烧。
④ 变压器线圈受机械损伤或受潮，引起层间、匝间或对地短路；或硅钢片之间绝缘老化，或者紧夹铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大涡流，引起发热而温度升高，引发火灾。
⑤ 线圈之间的连接点和引至高、低压瓷套管的接点及分接开关上各接点，如接触不良会产生局部过热，破坏线圈绝缘，发生短路或断路。接头、连接点接触不良主要是由于螺栓松动、焊接不牢、分接开关接点损坏等原因导致。
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⑥ 当变压器负载发生短路时，变压器将承受相当大的短路电流，如保护系统失灵或整定值过大，就有可能烧毁变压器，这样的事故在供电系统中并不罕见。
⑦ 变压器的架空引接，在防雷装置失效的情况下，很易遭到雷击产生的过电压的侵袭，击穿变压器的绝缘，甚至烧毁变压器，引起火灾。
⑵ 电缆火灾事故危险因素辨识分析
该项目使用的动力电缆和控制电缆，由于电缆自身故障产生短路以及外来明火引起电缆的绝缘物和护套着火等均可能造成火灾和损失。电缆火灾具有蔓延快、火势猛、抢救难、损失大、抢修恢复困难的特点。电缆火灾事故的起因有：
① 外部起因：如起火引燃电缆；变压器、互感器开关等电气设备短路引燃电缆；施工，检修的焊渣及可燃物燃烧引燃电缆。
② 电缆本身事故引燃电缆：如电缆头爆炸短路，电缆中间头爆炸短路，绝缘老化、强度降低，接地短路，质量不好，受腐蚀保护层破坏、绝缘降低，受潮或有气泡使绝缘层击穿短路，电缆制造时安装时曲率半径过小绝缘受损，鼠害，啮齿小动物等对电缆危害防范不力引起电缆短路等。
③ 断路器缺陷事故危险因素辨识分析
断路器切断容量不够，在故障时便不能切断电弧；检修工艺不良，操作机构调整不当、部件失灵，合闸线圈烧毁等，引起拒分或误动；维修不当，造成断路器不能断开故障电流，导致断路器爆炸。
断路器连接部分发热、闪弧，引起弧光接地过电压，使其相间、对地短路，甚至爆炸着火；操作电源电压降低，熔断器熔断，辅助接地接触不良，断路器故障时拒动；断路器内部绝缘强度降低引起短路事故；小动物、金属杂物跨接或单相接地，引起闪弧、过电压、相间短路，使断路器爆炸。
④ 过电压保护和接地装置缺陷事故危险因素辨识分析
变电站设备及太阳能的设施如未设置可靠的避雷装置，或避雷装置的接地不良，或接地电阻不符合要求等情况下，容易发生雷击伤害事故、过电压事故、集电线路过电压事故、箱式变压器及配电房过电压事故。
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太阳能电站运行期间未按规定做避雷器试验或试验项目不全，有些缺陷未能通过试验及时发现和处理，导致发电设备雷电损坏事故和人员伤亡事故。
接地线设计不符合要求，如截面过小等，使得既不能满足热稳定和均压要求，容易发生电伤害；接地线连接不符合要求，采用焊接的接地线，其搭接长度不够、焊接质量低劣时，接地线电阻过大，不利于保护人身安全，易发生触电伤害；接地线材质不符合要求，机械轻度不够，导致受损坏和腐蚀，起不到应有的保护作用。
⑤ 电气误操作事故危险因素辨识分析
电气系统发生误操作的主要是人员因素，首先是人员不严格执行“两票三制”制度，违章操作，是发生恶性电气误操作事故的根本原因。
运行检修人员误碰误动，检修中刀闸试分合的操作缺乏规范化管理，职责不清，措施不完善，操作中未监护；电气设备未使用双重名称编号；电气设备防误闭锁装置设置有疏漏，设备“五防功能不全”。
防误装置管理不到位。防误装置的运行规程；特别是万用钥匙的管理规定不完善，在执行中不严肃认真；防误装置检修维护工作的责任制不落实，有的单位防误装置的维护主要依赖厂家，而有的厂家售后服务跟不上，检修维护不及时，造成防误装置完好率不高。
如方阵内未留检修通道，运行检修人员在检修过程中，踩在已经安装好的下层组件上，极易损坏组件。
检修人员在检修过程中，如未用遮挡物将光伏组件进行遮挡，易发生触电事故。
3.2.1.2 电气二次设备及系统故障事故危险、有害因素辨识
⑴ 继电保护及直流缺陷事故危险因素辨识分析
继电保护装置是保证电站、电网安全稳定运行的重要设施，若继电保护装置存在设计不合理、制造质量缺陷、定值不准确、调试不规范、维护不良和人员“三误”（误碰、误整定、误接触）等问题可能造成继电保护误动或拒动，将可能导致重大设备损坏、全站停电甚至电网瓦解等重大事
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故。
直流系统是十分重要的电源系统，若出现直流回路短路、蓄电池损坏或容量降低、接地问题，可能导致断路器、继电保护误动、拒动等事故。
在直流系统、继电保护装置上工作安全措施不落实还可能发生人身触电事故。
⑵ 电站综合自动化系统故障事故危险因素辨识分析
① 电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统以及调度自动化系统。若综合自动化系统电源发生故障，在第一电源突然停电的状态下，备用电源不能正常保证计算机及控制系统电源需要，导致所有控制失控；控制、保护和信号系统故障、维护保养不及时等，可能造成发电设备重要部件温度、网络等进行检测判断失误，也可能造成太阳能电站和电网相互影响系列事故发生。
② 若信号系统由于设计、安装、日常维修保养不善，使信号系统在故障状态下不能有效动作，则使各继电保护及自动装置的动作及装置异常信号不能有效输出或报警，导致中央控制室不能获取正确故障信号，导致操作人员对故障误判断或不能正常排除。
③ 若全站失电，将导致控制设备及其系统瘫痪，造成发电系统失控，有造成人员伤亡或设备损坏事故的可能性。另计算机系统的数据备份不到位，可发生数据丢失的事故。
⑶ 蓄电池危险性分析
该项目直流系统采用阀控式铅酸免维护蓄电池，大大减小硫酸雾和含铅酸废水的排放，降低了酸气对极桩连接件腐蚀的可能性，其使用寿命内免维护，杜绝了对环境的污染。废蓄电池由专人回收保管，定期由生产厂家回收。
⑷ 监控系统失效危险性分析
该项目安全监控系统主要包括逆变器监控、电气设备监控、火灾自动报警系统等。
若监控系统出现硬件失效、系统失误、管理缺陷等因素，会造成监测
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数据无法全部采集，相应的信息软件无法对数据进行分析或分析失准，不能及时进行报警，可能会给太阳能电站的正常运营带来电站事故。 3.2.2 光伏发电对电网的影响 3.2.2.1 谐波影响
谐波影响是光伏电站系统设计中不容忽视的因素。太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网。逆变器主要元器件是晶闸管或者整流二极管等，而这些元器件具有非线性阻抗特性，在其运行过程会使原本正弦波的电压偏离，即电压正弦波畸变，即谐波。若光伏电站滤波设备选型不合理或出现故障，谐波将使电能的生产、传输和利用的效率降低，使电器设备过热、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；谐波亦可引起电力系统局部并联谐振或串联谐振，使谐波含量放大，造成电容器等设备烧毁，还会引起继电保护和自动装置误动作，使电能计量出现混乱，对电力系统外部通信设备和电子设备产生严重干扰。 3.2.2.2 孤岛效应
在光伏发电系统的电子电路中，孤岛效应是指电路的某个区域有电流通路而实际没有电流流过的现象。在电容器串联的电路里，只有与外电路相连接的两个极板有电流流动，其他极板的电荷总量是不变的，所以称为孤岛。孤岛是一种电气现象，它发生在一部分的电网和主电网断开，而这部分电网完全由光伏发电系统中的逆变器持续给负载供电的电气现象，即电网失压时，光伏系统仍保持对失压电网中某一部分线路继续供电的状态。由于孤岛效应不仅会损害公众和维修人员的安全及供电的质量，在自动或手动重新闭合供电开关向孤岛电网重新供电时有可能损坏设备。孤岛效应发生时，若负载容量与光伏电站并网容量不匹配，则可能造成逆变器的损坏。
3.2.2.3其他影响
⑴由于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
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功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。
⑵ 光伏发电装置基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功平衡问题。若未能通过优化配置无功补偿装置或未有效发挥逆变器无功调节能力，合理确定电站无功控制策略，将对电网产生不利影响。
⑶ 未能接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号，调节电站的有功率输出，不具有限制输出功率变化率的能力，将对电网调度部位产生影响，对电网的稳定产生不利影响。 3.2.3 主要生产工艺及装置危险、有害因素 3.2.3.1 触电
⑴该项目采用电压等级多，电压高，有光伏发电系统、逆变系统、变电升压系统等，电气设备及系统较为复杂，存在漏电、触电等危险性，在电气行、操作、维护、检修过程中可能发生触电事故。
⑵作业人员违章操作，如不办理工作票或不执行监护制度，不使用合格电气工具；在带电设备附近进行作业，不符合安全距离的规定；检修作业过程中，误送电、电气线路破损，造成检修人员触电。
⑶农业大棚、水产养殖管理人员或无关人员跨越安全围栏或超越安全警戒线等，均可能引起触电事故。
⑷ 电气设备如照明设备、暖通空调设备造成触电。 3.2.3.2 火灾
⑴电气线路火灾
该项目变配电系统都遍布大量电气线路，项目的输电线路、电缆桥架、控制室等场所均存在电气线路火灾危险性的环境。
①短路：短路时由于电阻突然减小而电流突然增大，因此线路短路时在极短的时间内会放出很大的热量。这个热量不仅能使绝缘层燃烧，而且能使金属熔化，引起邻近的易燃、可燃物质燃烧，从而造成火灾；
②过载（超负荷）：电气线路过载，造成电缆散热不充分，使得电缆外皮熔化，引起短路火灾事故。
⑵电气设备绝缘损坏发生短路、主绝缘击穿、变压器套管闪络、磁路、
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铁芯故障产生涡流、环流发热等，可能造成火灾事故。
⑶变压器绝缘油泄漏，遇点火源可能引起火灾事故。 ⑷检修过程中电焊火花落入电缆沟中，可能导致电缆着火。 ⑸鼠、蛇等啮齿类动物咬坏电缆，引起电缆短路、火灾。 ⑹电缆未采取阻燃措施，电缆接头施工工艺不良造成短路。 3.2.3.3 高处坠落
该项目涉及的高处作业有：高处检维修。例如固定梯子等场所进行高处巡视或维修作业时，由于护栏、护笼等不符合安全要求，以及防护失效；采用活动梯子或临时的登高工具等，不慎从高处坠落。 3.2.3.4 物体打击
物体打击是指物体在重力或其他外力的作用下产生运动，打击人体造成的人身伤亡事故。该项目光伏组件的安装及检修，若工作人员麻痹大意，造成工具或其他物品失落，或组件固定不牢固而导致倒落，有可能引发物体打击伤害的事故。 3.2.3.5 机械伤害
太阳能电站设备检修、维护时使用各种机械设备，有发生机械伤害的可能。造成机械伤害的原因有：设备安装维修、维护不当，导致设备的安全性能不佳；设备检修期间误操作；工作场所环境不良；违反操作规程；设备自身存在故障；机械设备布置时安全距离不够。 3.2.3.6 中毒、窒息
火灾事故发生时，该项目布置大量电气设备、电缆等，燃烧可能产生大量有害烟气，造成人员中毒、窒息。 3.2.3.7 起重伤害
该项目在建设和检维修过程中可能涉及到起重作业，常见的伤害事故有脱钩砸人，钢丝绳断裂抽人，移动吊物撞人，钢丝绳挂人，滑车碰人以及在使用和安装过程中的脱轨事故和提升设备过卷扬事故及坠落事故，起重作业过程中还存在设备误触高压线或感应带电体触电等。事故种类一般有挤压、高处坠落、重物坠落、倒塌、折断、倾翻、触电、撞击事故等。
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3.2.3.8 车辆伤害
该项目电站内外机械设备运输采用公路运输。电站设备运输车辆、巡检车辆及检修时工程车辆行驶时指挥调度不当、违章驾驶、车辆超载、车辆故障等因素均可能引发车辆伤害事故。 3.2.3.9 中毒窒息
电缆沟为有限空间，若小动物尸体腐烂产生H2S，作业人员进入电缆沟时，容易造成中毒窒息事故。 3.2.4 特种设备危险、有害因素辨识
该项目运行过程中无起重作业，但检修过程中存在起重作业，可能发生起重机械伤害事故。事故主要原因是设备质量缺陷、安全装置失灵、操作失误、管理缺陷等。
检修作业中可能进行电焊作业，使用的乙炔气瓶、氧气气瓶可能发生火灾、爆炸事故。若气瓶、阀门等泄漏会产生爆炸混合气体，可能发生火灾、爆炸事故；两种气瓶安全间距不够，引起火灾、爆炸。压力容器发生爆炸事故后，不但事故设备被摧毁，还可能波及周围的设备、建筑或人员。而可燃性物质的大量泄漏，还会引起重大火灾和二次爆炸事故，后果十分严重。
3.3 环境因素
3.3.1 自然条件危险、有害因素辨识
（1）地质灾害
自然变异和人为作用都可能导致地质环境或地质体发生变化，当这种变化达到一定程度时，便给人类和社会造成危害，即地质灾害，如地震、地面沉降、地面塌陷等。
地震具有存在能量巨大、爆发突然、破坏力极强的特点，是所有自然灾害中危害最严重的，地震效应与地质条件、人类活动有关，它能使地表位移和断裂，造成地面倾斜、地面不均匀沉降和建筑物损坏、人畜伤亡等
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事故。灾害性地震发生造成的地面不均匀沉降、路基塌陷都会引发本项目中建(构)筑物的倒塌损毁，还有可能造成作业人员的伤亡。
场区在区域构造上属华北地层区苏鲁地层分区，位于鲁苏隆起和苏北断坳的结合部位，近场区断裂构造主要以NE向和NEE向为主，并被较新的北西向平移断层所切割。
电站场址区地震动峰值加速度为0. 30g，地震动反应谱特征周期为0. 45 s，抗震设防烈度为7度，第一组。工程区属构造基本稳定区。
勘探深度范围内揭露地层为第四系全新统至上更新统沉积物。全新统岩性以杂填土、粉质粘土、粉土、淤泥质粘土为主;上更新统岩性以粘土、粉质粘土为主。 （2）气候灾害
由于大气作用对人类生命财产、国民经济建设和国防建设等所造成的损害，称为气候灾害，它包括雷电、暴雨、台风龙卷风、暴雪等。
①雷电
对本项目危害最为严重的是雷电，雷电对光伏电站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。如果设备如汇流箱、并网逆变器、配电柜等的接地装置不够良好或失效，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，雷电流产生的接触和跨步电压可直接使人触电。 ②暴雨
暴雨会对本项目中建(构)筑物造成渍水，如果排水系统不畅，易造成积水。当积水到达一定深度，易造成大棚内农作物受灾。 ③台风和龙卷风
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本工程所在区域宿迁，存在发生台风和龙卷风的情况。台风和龙卷风都是具有极大的破坏力的气旋暴风，如果光伏组件安装不牢固，当遭遇台风和龙卷风时，有造成支架光伏组件全部或局部倒塌的危险，从而导致单晶硅太阳能电池组件损坏;进而有可能导致整个光伏发电系统的瘫痪。 ④暴雪
由于整个工程使用如此大的光伏组件安装区域，如果支架设计载荷末考虑积雪负荷，当遭遇大暴雪时，有造成大棚全部或局部坍塌的危险，从而导致单晶硅太阳能电池组件损坏;进而有可能导致整个光伏发电系统的瘫痪。
3.3.2 周边环境危险、有害因素辨识 3.3.2.1 本项目装置对周边环境的影响
（1）根据现场调查和相关部门批复，本光伏发电站项目选址范围内无自然保护区、旅游区，无电台、机场及通讯设施，无军事设施和文物遗址，无具有开采价值的矿产资源。
（2）该项目利用太阳能进行发电，没有危险有害物质的排放，同时变压器的噪声和电磁辐射的影响也仅限于配电房内，不会对周边环境造成影响。该项目位于淮阴区五里镇工业区，西临205国道，项目周边交通状况良好，能够满足消防车辆事故应急的要求。 3.3.2.2 周边环境对本项目的影响
（1）该项目周边500m范围内为村庄和农田，西侧和北侧还有小型服饰加工、米粉加工及设备防腐厂，这些企业存在粉尘、噪声，还有少量危险化学品，因管理疏忽可能发生火灾等意想不到事故，对本项目投运后产生一定的影响。
（2）该项目为农光互补发电项目，在平时运行过程中，周边百姓在农业
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生产收获时的杂物、杂草违规点火燃烧，均会产生火灾隐患，一旦失控就会波及本公司光伏发电系统的安全运行。 3.3.3 内部环境的危险、有害因素辨识
总平面布置、建（构）筑物防火间距、耐火等级、功能分区、交通运输及道路交通设计等原因，也是产生危险、有害因素主要因素。
（1）站区建构筑物布局如不合理，安全距离、疏散通道等达不到要求，可能造成生产、消防事故；站区采用自流排水，若建构筑物标高不合理，可能发生洪涝灾害。
（2）用电设备平面布置时，没有按规划施工，使设备间距不足，通道距离不足，可能发生触电、电弧灼伤等事故。光伏组件布置区等未分区布置或分区布置不合理，若发生火灾事故，可能会导致火灾事故的扩大化。 （3）光伏发电站涉及的主要建筑物为综合楼、分站房、箱式变压器基础等，虽然主要建（构）筑物均考虑了抗震，但一旦发生超设计的地震，仍然可能发生建筑物地基下沉、墙壁裂纹，倒塌的情况。
（4）站区建构筑物布局如不合理，安全距离、疏散通道等达不到要求，可能造成生产、消防事故；站区采用自流排水，若建构筑物标高不合理，可能发生洪涝灾害。
（5）支架的设计未充分考虑光伏组件的自重、风载荷、雪载荷等，造成支架强度不够，可能发生支架垮塌，损坏光伏组件；在施工过程中，若存在违章施工，工程监理不到位，可能会造成支架存在质量缺陷，可能发生支架倾斜或垮塌，损坏光伏组件。
3.4 管理因素
根据国内统计，事故大多是由人的不安全行为造成的，因此，分析人、物、环境、管理的关系对事故的影响，是十分重要的，特别是自动控制系统比较先进，在作业人员相对较少的条件下，防止人的不安全行为是控制事故的决定性因素。
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人们通过长期的对事故分析，发现安全管理失误是造成事故发生的重要因素。事故发生的直接原因是人的不安全行为和物的不安全状态，而造成“人的失误”和“物的故障”往往又是管理上的缺陷，人的不安全行为可以促成物的不安全状态，物的不安全状态也是客观上造成人的不安全行为的物质条件；人的不安全行为，物的不安全状态和管理上的缺陷所耦合形成的“隐患”，会直接导致死亡事故，甚至火灾、爆炸等恶性事故的发生。因此，实现安全生产必须抓好职业安全组织机构的建立，职业安全责任制的落实，完善职业安全管理规章制度，加强职业安全投入，定期进行职业安全体检及其档案编制，防止其他管理因素的缺陷。
管理因素缺陷举例如下：
⑴ 劳动组织或制度不合理，如劳动时间过长、休息制度不合理等。 ⑵ 劳动安排不当，如安排的作业与劳动者的生理状况不适应等。 ⑶ 作业场所不符合卫生标准和要求，如作业场所狭小、设备布置不合理等。
⑷ 缺乏防尘、防毒、防暑降温、防寒等设备或设备不完善。 ⑸ 工具不合适、安全防护设备和个体防护用品不足等缺陷。
3.5 施工期及检修过程危险、有害因素辨识 3.5.1车辆伤害
该项目设备设施采用公路运输，运输车辆行驶时指挥调度不当、违章驾驶、车辆超载、车辆故障等因素均可能引发车辆伤害事故。 3.5.2 起重伤害、机械伤害危险性分析
该项目施工及检修过程中存在吊装作业，有引发起重伤害的危险。起重过程中，起重机械存有缺陷，吊点、吊具选择不当，吊具检查不及时，吊装时交叉作业，起重机械及作业人员无资质，违章起吊等，均可能引发起重伤害事故。
3.5.3 物体打击危险性分析
进行交叉作业时，若指挥不当、方案不周或违反操作规程、作业人员
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未正确佩戴安全防护用品，易发生物体打击事故。 3.5.4 坍塌
建筑材料、设备堆垛过高、设备安装过程不当，在外力或重力作用下，超过自身的强度极限或因结构稳定性破坏都可能会造成堆放物品坍塌。 3.5.5火灾、爆炸
⑴ 施工现场临时建筑物布局不合理，建筑物密集且耐火等级低。由于施工现场局限性强，人员多、现场内的办公室、员工休息室、职工宿舍、仓库等建筑相互毗邻或者“一”字型排列，并且这些建筑大都为临时性，而且都是三、四级耐火等级简易结构的建筑物。
建筑施工现场的消防安全条件较差，可能未配备必要的消防器材，随意堆放建筑材料，堵塞了消防车道，还有的在明火作业区堆放易燃、可燃材料。
⑵ 现场管理混乱用电量大、电气线路敷设短路，引起火灾。随着机械化水平的提高，施工现场机械化操作和用电量大幅度增加，若有违章安装电气设备、私拉乱接电气线路现象或直接将配电装置安装在可燃木制构件上均可能发生电气火灾。
⑶ 施工期间，经常使用电焊、气焊，进行电焊、气焊的工作人员无证上岗，操作时不采取必要的安全措施，甚至在火灾危险场地没有事先办理动火审批手续。
⑷ 焊接作业过程中，容易发生火灾、爆炸、灼烫事故。
① 焊接作业时焊花飞溅，若劳保装备穿戴不齐全，易发生灼烫事故。 ② 氧气瓶与乙炔瓶若气瓶、阀门等泄漏会产生爆炸混合气体，可能发生火灾、爆炸事故；两种气瓶安全间距不够，引起火灾、爆炸。
⑷ 油漆作业过程中，可能发生火灾。 ⑸ 墙体外保温材料遇明火引起火灾。 3.5.6 触电
施工过程中使用的机械设备、电焊机等用电设备，由于这些电气设备多为露天放置，且容易发生故障：主要表现在电气绝缘层容易磨损，电气
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负荷容易超载，线路短路，接头压接不紧密，线路电流过大，会发生漏电触电事故。
施工期因临时用电存在乱拉乱接现象，或拉线时线路交叉，接头处未采取绝缘处理，易发生施工人员触电、火灾等危险。
3.6 重大危险源辨识
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储存危险化学品，不存在危险化学品重大危险源。
3.7 主要危险、有害因素辨识与分析小结
该项目在生产运行过程的主要危险有害因素有以下几种：触电、火灾、爆炸、机械伤害、高处坠落、物体打击、淹溺、车辆伤害、塌塌、中毒窒息、起重伤害等危险有害因素。
由于地理位置及自然条件，项目还存在着雷电、风灾、夏季酷暑、冬季低温、洪涝等危害。
本工程4MWp光伏发电项目，其建设及运营期间存在的危险有害因素汇总见表3.7-1、3.7-2。
表3.7-1 主要危险有害因素一览表
序号 1 2 危险有害因素 火灾 触电 造成后果 人员伤亡、财产损失 人员伤亡
表3.7-2 次要危险有害因素一览表
序号 1 2 3 4 5 危险有害因素 高处坠落 物体打击 车辆伤害 淹溺 塌塌 造成后果 人员伤亡 人员伤亡 人员伤亡 人员伤亡 人员伤亡、财产损失 备注 备注 变压器、电缆、等电气装置 （含雷击） 56
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6 7 8
中毒窒息 起重伤害 自然灾害 人员伤亡 人员伤亡 人员伤亡、财产损失 台风、地震等
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第四章 评价方法的选择和评价单元的划分
4.1 评价单元的划分 4.1.1 评价单元的划分原则
根据《安全预评价导则》(AQ8002-2007)的要求，评价单元的划分应考虑安全预评价的特点。划分评价单元是为评价目标和评价方法服务的，主要便于评价工作的进行，有利于提高评价工作的准确性。评价单元一般以生产工艺、工艺装置、物料的特点和特征，有机结合危险、有害因素的类别、分布进行划分，还可以按评价的需要，将一个评价单元再划分为若干子评价单元或更细致的单元。
评价单元划分应遵循的原则和方法如下： （1）以危险、有害因素的类别为主划分评价单元
①对工艺方案、总体布置及自然条件、社会环境对系统影响等方面的分析和评价，可将整个系统作为一个评价单元；
②将具有共性危险、有害因素的场所和装置划分为一个单元。 （2）将关键设备，或危险等级高且资金密度大的区域，或危险等级特别大的区域、装置，或将具有类似危险性潜能的单元合并，划分为一个评价单元。
4.1.2 评价单元的划分原则和方法
本次评价根据工程特点、生产工艺过程的危险、有害因素的性质及分部情况，划分为七大评价单元进行评价。评价单元划分及评价方法见表4.1.2。
表4.1.2 评价单元划分及评价方法表
序号 一 二 1 2
单元 场址选择及总平面布置单元 光伏发电设备及其系统单元 光伏组件单元 直流汇流箱单元 58
评价方法 SCL PHA、FTA、FMEA 典型事故案例类比分析法 PHA PHA
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3 4 5 6 7 8 三 四 五 六 七 逆变器-升压单元 电缆、集电线路单元 安全并网单元 安全监测单元 电气一次设备单元 电气二次设备单元 建（构）筑物单元 作业环境单元 建筑施工单元 安全生产管理单元 典型事故案例单元 PHA PHA PHA PHA PHA PHA PHA PHA SCL 类比分析法
4.2 评价方法简介
4.2.1 安全检查表法（SCL）
安全检查表主要依据历史积累的经验、教训，通过邀请熟悉所采用的工艺过程和生产设备并具有丰富安全管理经验的人员充分分析评价对象，列出需检查的单元、部位、项目、要求等危险项目，然后依据该表所列，逐一对安全技术和管理进行审查，分析确定系统的状态，定性地对系统进行综合评价。安全检查表内容包括标准、规范和规定，随时关注并采用新颁布的有关标准、规范和规定。安全检查表法是系统安全工程的一种最基础、最简便、广泛应用的系统危险性评价方法，安全检查表不仅是实施安全检查和诊断的一种工具，也是发现潜在危险因素的一种有效手段和分析事故的一种方法。
4.2.2 预先危险性分析法（PHA）
应用预先危险性分析（PHA）评价方法对本工程项目在实施过程中的有关危险、有害因素失控时可能出现的危险性类别、条件及可能造成的后果作宏观的分析，确定其危险等级，并提出对应的安全对策措施。其危险等级划分如表4.2-1所示。
表4.2-1 危险等级划分表
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级别 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 不会造成人员伤亡及系统损坏 处于事故的边缘状态，暂时还不至于造成人员伤亡、系统损坏或降低系统性能，但应予以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 造成人员重大伤亡及系统严重破坏的灾难性事故，必须予以果断排除并进行重点防范 4.2.3 故障类型与影响分析法（FMEA）
FMEA的目的是辨识单一设备和系统的故障模式及每种故障模式对系统或装置造成的影响。评价人员通常提出增加设备可靠性的建议，进而提出工艺安全对策。
①故障
元件、子系统、系统在运行时，达不到设计规定的要求，因而完不成规定的任务或完成的不好。
②故障类型
系统、子系统或元件发生的每一种故障的形式称为故障类型。例如：一个阀门故障可以有四种故障类型：内漏、外漏、打不开、关不严。
③故障等级
根据故障类型对系统或子系统影响的程度不同划分的等级称为故障等级。
列出设备的所有故障类型对一个系统或装置影响因素，这些故障模式对设备故障进行描述（开启、关闭、开、关、泄漏等），故障类型的影响由对设备故障有系统影响确定。FMEA辨识可直接导致事故或对事故有重要影响的单一故障模式。在FMEA中不直接确定人的影响因素，但人失误误操作影响通常作为一设备故障模式表示出来。一个FMEA不能有效地辨识引起事故的详尽的设备故障组合。
FMEA方法可由单个分析人员完成，但需要其它人进行审查，以保证完整性。对评价人员的要求随着评价的设备项目大小和尺度有所不同。所有的FMEA评价人员都应对设备功能及故障模式熟悉，并了解这些故障模
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式如何影响系统或装置的其它部分。 4.2.4 故障树分析法（FTA）
故障树分析法是一种逻辑演绎系统安全的方法，它首先将一个可能发生的事故作为顶上事件，一层一层逐步寻找引起顶上事件的中间事件及基本事件，并将这些事件间的相互逻辑关系用逻辑树图表示出来，得到形象、简洁的逻辑图形，即故障树。通过对故障树的简化、计算达到分析、评价的目的，并根据分析结果，采取有效防范措施，预防事故的发生。
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第五章 定性、定量评价
5.1 场址选择及总平面布置 5.1.1 项目选址评价
该项目选址评价见表5.1.1。
表5.1.1 项目选址安全检查表
序号 检查项目及内容 厂址选择应符合国家的工业布1 局、城镇（乡）总体规划及土地利用总体规划的要求。 光伏发电站的站址选择应根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入电网、地区经济发2 展规划、其他设施等因素全面考虑；在选址工作中，应从全局出发，正确处理与相邻农业、林业、牧业、渔业工矿企业、城市规划、国防设施和人民生活等各方面的关系。 光伏发电站选址时，应研究电网结构、电力负荷、交通、运输、3 环境保护要求、出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工，以及周围工矿企业对电站的影响等条件。 地面光伏发电站站址宜选择在地势平坦的地区或北高南低的坡度4 地区。坡屋面光伏发电站的建筑，其主要朝向宜为南或接近南向。宜避开周边障碍物对光伏电池组
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依据法规 实际情况 检查 结果 《工业企业总平面位于淮阴区五里镇设计规范》GB50187-2012 3.0.1 工业开发区内，项目已取得规划选址意见书 符合 《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012） 4.0.1 项目所在地紧临205国道，交通便利 符合 《光伏发电站设计项目所在地交通便规范》4.0.2 利、地质情况稳定、为农田和村庄 淮阴区属于苏北平原，本光伏发电站项目所在地周边无障碍物遮挡光伏电池组件
（GB50797-2012） 周边环境简单主要符合 《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012） 4.0.4 符合 淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目安全预评价
序号 检查项目及内容 件的遮挡。 选择站址时应避开地质灾害易发区，依据法规 实际情况 检查 结果 《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012） 4.0.6 《光伏发电站设计规范》4.0.8 《工业企业平面设该地区地震设防烈度为7度，地质条件较好 符合 5 如有危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和发震断裂地带等。 光伏发电站站址宜建在地震基本烈6 度为9度及以下地区，对于9度以上地区建站应进行地震安全性评价。 项目站址抗震设防（GB50797-2012） 烈度为7度 该项目场地地势平坦，无不良地质作符合 7 厂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。 计规范》 （GB50187-2012） 3.0.8 用，地基相对稳定，符合 适宜光伏电站的建设 该项目不产生有害物质 符合 在同一工业区内布置不同卫生特征8 的工业企业时，宜避免不同有害因素产生交叉污染和联合作用 向大气排放有害物质的工业企业应9 布置在当地夏季最小频率风向的被保护对象的上风侧，并应符合国家规定的卫生防护距离要求 《工业企业设计卫生标准》 （GBZ1-2010） 《工业企业设计卫生标准》 （GBZ1-2010） 该项目不产生向大气排放的有害物质 符合 5.1.2 总平面布置
该项目平面布置分析评价见表5.1.2所示。
表5.1.2 项目平面布置安全检查表
序号 检查项目及内容 总平面布置，应在总体规划的基础1 上，根据工业企业的性质、规模、生产流程、交通运输、环境保护，以及防火、安全、卫生、节能、施工、检
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依据法规 《工业企业平面设计规范》5.1.1 实际情况 光伏方阵、逆变器室及综合楼布划、生产流程等检查 结果 （GB50187-2012） 置，满足总体规符合
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序号 检查项目及内容 修、厂区发展等要求，结合场地自然条件，经技术经济比较后择优确定。 总平面布置应节约集约用地，提高土地利用率。布置时并应符合下列要求： 1 在符合生产流程、操作要求和使用功能的前提下，建筑物、构筑物等设 依据法规 实际情况 要求 检查 结果 《工业企业平面设计规范》（GB50187-2012） 5.1.2 站场光伏方阵设施按功能分区联合布置，功能分区内各项设施的布置紧凑合理 符合 2 施，应采用联合、集中、多层布置； 2 应按企业规模和功能分区，合理地确定通道宽度； 3 厂区功能分区及建筑物、构筑物的外形宜规整； 4 功能分区内各项设施的布置，应紧凑、合理。 总平面布置，应充分利用地形、地势、《工业企业平面设计规范》5.1.5 《工业企业平面设计规范》7.4.1 站场排水自然散排至附近河流，沟等 符合 站场区域地势平（GB50187-2012） 坦 符合 3 工程地质及水文地质条件，布置建筑物、构筑物和有关设施，应减少土（石）方工程量和基础工程费用。 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， 光伏发电站的站区总平面布置，应根据发电站的生产、施工和生活需要，结合4 （GB50187-2012） 无需设置雨水管《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012） 7.1.1 《光伏发电站设计规范》64
站场位于灌南县经济开发区，供排水设施、交通运输、出线走廊完备 该项目功能分区内各项设施的布符合 符合 5 站址及其附近地区的自然条件和建设规划，对站区供排水设施、交通运输、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，应贯彻节约用地的原则，通过优化，控制全站6
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序号 生产用地 检查项目及内容 依据法规 实际情况 检查 结果 （GB50797-2012） 置紧凑合理 7.1.2 光伏发电站的站区总平面布置还应满足以下要求：站内建筑物的布置应考虑日照方位，并力求合理紧凑。辅助、附属7 建筑和行政管理建筑宜采用联合布置。 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。 光伏方阵布置应根据站区地形、设备特8 点和施工条件等因素，合理安排。大、中型地面光伏发电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置方式。 光伏方阵内光伏组件串的最低点距地面的距离宜不低于0.3m 《光伏发电站设计规范》7.2.1 《光伏发电站设计9 规范》7.2.2 大、中型地面光伏发电站的逆变升压室10 宜结合光伏方阵单元模块化布置，采用就地布置方式。 光伏发电站宜设置安全防护设施，该设11 施宜包括：入侵报警系统、视频安防系统和出入口控制系统等，并能相互联动。 《光伏发电站设计规范》7.2.4 《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012） 7.3.1 《光伏发电站设计12 安装于室外的安全防护设施应采取雷电保护、防尘、防雨、防冻等措施。 规范》7.3.2 13 站区光伏方阵场，集控站（综合楼）等分区合理，按功能相对集中布置。 《工业企业总平面设计规范》GB50187-2012 65
《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012） 7.1.5 该地区日照充分； 道路能满足设备运输、安装和运行维护的要求 符合 光伏组件采用单（GB50797-2012） 元模块化布置 符合 组件距地面高度（GB50797-2012） 为2m 符合 逆变升压就地布（GB50797-2012） 置 符合 项目设置视频安防系统和出入口控制系统等 符合 项目采取防雷电（GB50797-2012） 保护 符合 平面布置规范合理 符合
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序号 检查项目及内容 依据法规 4.1.4 实际情况 检查 结果
5.1.3 法律法规符合性单元安全评价
本节根据企业提供的资料并结合国家相关的法律法规，对本项目的符合性采用安全检查表方法进行评价，检查情况表5.1.3
表5.1.3 法律法规符合性单元安全检查表 序号 企业应持有《企业法人1 营业执照》或名称核准通知单 建设项目应经国家有关2 主管部门审查批准设立 《安全预评价发改投资备〔2016〕2号文） 建设项目用地是否处于导则》 3 围，符介当地用地、产业规划 本项目是否已进行可行4 性研究 属于《产业结构调整指导目录(2014建设项目是否符介国家《产业结构调年本)》第一类“鼓励类”的第五条5 产业政策 整指导目录“新能源”第1项“太阳能热发电符合 (2015版)》 集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开导则》 了可行性研究报告 《安全预评价新疆普利达工程咨询有限公司编制符合 规划中的工业用地范 有建设工程规划许可证、光伏发电项目土地租赁协议正在办理之中 符合 4MWp光伏发电项目备案的通知（淮符合 关于淮安金鑫光伏电力有限公司和国公司法》 《中华人民共有企业法人营业执照 符合 检查项目内容 检查依据 检查情况 结果 检查 66
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发制造 6 是否属于限制和淘汰类 安全设施投资应当纳入《安全生产建设项目概算 法》 安全设施投资已纳入建设项目概算 符合 制和淘汰类 建设项目的工艺、设备本建设项目的工艺、设备不属于限符合 淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目选址及平面布置能够满足《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《工业企业平面设计规范》（GB50187-2012）等规范相关要求。项目前期已按照国家规定程序开展工作。
5.2 光伏发电设备及其系统单元 5.2.1 光伏组件单元
对光伏系统组件采用预先危险性分析法（PHA）进行评价，见表5.2.1。
表5.2.1 光伏组件单元预先危险性分析表
事故 触发条件 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.作业人员安全意识差 4.巡检过程中误碰带电体 5.绝缘老化，设备带电 6.检修安全措施不到位，误送电造成触电 1.地基选择型式不合理 坍塌 2.基础承载力不能满足要求 3.基础腐蚀 4.自然环境因素影响如：大风 组件
事故 危险 后果 等级 对策措施 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，不要同时接触光伏组件的正负极 人员 伤亡 Ⅱ 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 4.加强设备管理，定期检查维护 1.基础型式的选择应结合工程所在地设备损坏 地质条件综合考虑 Ⅱ 2.基础稳定、承载力计算应满足要求 3.基础应做好防腐，选择有资质的施工单位按设计施工 Ⅱ 1.运输过程中应采取适当的防震措施
1.因运输不当造成损坏 设备67
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故障 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 损坏 2.加强施工管理，避免造成极性反接的质量事故 3.采取避雷措施 1.生产运行严禁电缆超负荷、过载 2.对电缆实施防火封堵、防火隔断等电缆火灾 1.电缆起火 2.雷击起火 3.人为明火 设备损坏 Ⅱ 防护设计，尤其在重点部位应密切关注 3.加强电缆沟的防护措施 4.加强管理，杜绝外来火种 1.初步设计前，应充分收集本区域气恶劣天气 1.光伏电池组件受强风、大雪光伏影响 2.强降雨造成内涝 阵列倒塌 Ⅱ 象资料，选择合理的技术参数，充分考虑风、雨、雪对光伏组件的影响 2.场地标高应高于30年一遇洪水位0.5m 1.根据不同场合采取直击雷防护措施； 2.采取雷电感应防护； 1.无可靠防雷设施 雷击 2.无防感应雷设施 3.避雷装置安全性能不符合要求 设备损坏 Ⅱ 3.采取雷电侵入波防护； 4.对避雷装置按规定进行安全性能检验； 5.在控制系统设置必要的消防设施，并保证消防设施处于完好、可靠状态； 6.应对控制系统制定应急救援预案。 根据预先危险性分析，该项目光伏组件系统单元各项危险有害因素危险等级为Ⅱ级，属于临界级，建设单位应严格按照标准规范进行建设，认真落实各项对策措施，控制其风险。 5.2.2 直流汇流箱子单元
应用预先危险性分析，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.2.2。
表5.2.2 直流汇流箱子单元预先危险性分析表
潜在 危险、 事故 有害
触发事件 68
事故 危险后果 等级 安全对策措施
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因素 1.直流汇流箱接线点多，若接线不规范，易发生金属线裸露，电缆接头部位的绝缘处理不当，易造成导线裸露，作业人员若误触及裸露的带电部位，可能会造成触电事故。作业人员若不慎触碰裸露电缆易发生触电事故。 2.直流汇流箱的接地等检查、维护不到位，接地电阻过大或失效，可能会引发触电事故。 3．未按规程正确使用电工安全用具；验电笔、绝缘杆、绝缘靴、绝缘手套等未定期进行检验或检验不合格而投入使用；绝缘工具存放地点的湿度、温度、空气流通不符合《带电作业工具基本技术要求与设计导则》（GB/T 18037－2000）标准要求，致使绝缘工具受潮或污染会使绝缘性能下降；带负荷（特别是感性负荷）拉开裸露的闸刀开关等不正当的使用安全用具或使用不合格的安全用具等均可能造成触电事故。 1) 直流汇流箱内线路的某一个地方因为潮湿、高温、碰压、划破、磨擦、腐蚀等，使电线的绝缘材料的绝缘能力下降，导致电线与电线之间（通过损坏的绝缘）、导线与大地之间有一部分电流通过，造成漏电，如遇电阻较大的部位时，会产生局部高温，若汇流箱内有可燃物会灰尘，会使附近的可燃69
1.带电部位裸露； 2.防护装 置； 触电3.设施缺事故 陷； 4.违章作业 人员伤亡 Ⅲ 1.所有接线点或连接处，应按要求进行连接和和连接质量试验。 2.对布置在室外的汇流箱进行有效防护，避免人员误触碰。 3.按《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010等标准的相关要求设置防雷接地装置，并定期进行检查、检测、维护。 4.张贴警示标识，防止农作业人员触碰直流配电箱设备。 5. 按规程正确使用电工安全用具；验电笔、绝缘杆、绝缘靴、绝缘手套定期进行检验或检验. 6. 绝缘工具存放地点的湿度、温度、空气流通应符合《带电作业工具基本技术要求与设计导则》（GB/T 18037－2000）标准要求。 1.漏电； 电气2.短路； 火灾 3.接触电阻过大 人员伤亡、设备损坏 Ⅲ 1、避免短路发生，使绝缘层完整无损。 2、保持绝缘水平。导线要避免过载、过电压、高温腐蚀以及被泡在水里等。 3、在敷设导线时，应采用阻燃配管，防火电缆、防火线槽等。 4、若已经发生短路，则应迅速切断电路，限制火势沿线路蔓延，防止线路
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物着火，从而引起火灾。此外，在漏电点产生的漏电火花，同样也会引起火灾。 2）电气线路中的裸导线或绝缘导线的绝缘体破损后，火线与邻线，或火线与地线（包括接地从属于大地）在某一点碰在一起，引起电流突然大量增加造成短路。不仅能使绝缘层迅速燃烧，而且能使金属熔化，若汇流箱内未定期清理灰尘或堆有其他可燃物，会引起可燃物燃烧，造成火灾。 3）直流汇流箱布置在室外，容易堆积灰尘，如果接头中有杂质，连接不牢靠或其他原因使接头接触不良，造成接触部位的局部电阻过大，当电流通过接头时，就会在此处产生大量的热，形成高温，这种现象就是接触电阻过大。在有电气线路上，如果在某处出现接触电阻过大这种现象时，就会在接触电阻过大的局部范围内产生极大的热量，使金属变色甚至熔化，引起导线的绝缘层发生燃烧，并引燃烧附近的可燃物或导线上积落的粉尘、纤维等，从而造成火灾。 互串。应注意在未切断电源时，不能泼水以免造成一些不应有的损失及人员伤亡等。 5、对用电线路进行巡视，以便及时发现问题。 6、在设计和安装电气线路时，导线和电缆的绝缘强度不应低于网路的额定电压，绝缘子也要根据电源的不同电压进行选配。 7、安装线路和施工过程中，要防止划伤、磨损、碰压导线绝缘，并注意导线连接接头质量及绝缘包扎质量。 8、在特别潮湿、高温或有腐蚀性物质的场所内，严禁绝缘导线明敷，应采用套管布线，在多尘场所，线路和绝缘子要经常打扫，勿积油污。 9、严禁乱接乱拉导线，安装线路时，要根据用电设备负荷情况合理选用相应截面的导线。并且，导线与导线之间，导线与建筑构件之间及固定导线用的绝缘子之间应符合规程要求的间距。 10、定期检查线路熔断器，选用合适的保险丝，不得随意调粗保险丝，更不准用铝线和铜线等代替保险丝。 11、检查线路上所有连接点是否牢固可靠，要求附近不得存放易燃可燃物品。 Ⅱ 安装防护设施，张贴警示标识，防止农作业人员触碰直流汇流箱设备 设备直流汇流箱布置室外，若损坏防护不当，作业人员不慎设备防护不当 事故 触碰直流汇流箱，可能会损坏 导致直流汇流箱损坏。
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通过对直流汇流箱子单元预先危险性分析，该系统可能发生的事故为触电事故、电气火灾，其危险等级为Ⅲ级，设备损坏事故，其危险等级为Ⅱ级，应加以控制。
5.2.3 逆变器-升压变压器子单元
采用预先危险性分析，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.2.3。
表5.2.3 逆变器-升压变压器子单元
危险、 潜在 事故 危险有害 触发事件 安全对策措施 事故 后果 等级 因素 1.逆变器、升压变压器进、出线接线部位易发生1.选用质量合格的产品； 导体裸露。作业人员若误2.对逆变器、变压器接地触及裸露的带电部位，可系统定期检查、维护； 能会造成触电事故。 3.所有接线点或连接处，2.逆变器、升压变压器存应按要求进行连接和和在质量缺陷，或定期检连接质量试验。 查、维护不到位，过电压、4.按《建筑物防雷设计规过电流保护失效等，线圈范》GB50057-2010等标准绝缘破损或过电压、过电的相关要求设置防雷接流线圈击穿，均可能造成1.带电地装置，并定期进行检设备外壳带电；电缆绝缘部位裸查、检测、维护。 备外力损伤或过载击穿触电露 5.对防雷装置进行定期等。若设备、设施漏电，人员事故 2.漏电 Ⅲ 检测 作业人员误触及或违章伤亡 3.防护6.对逆变器、升压变压器作业，均可能造成触电事装置、设进行定期检查、维护，按故。 施缺陷 照操作规程进行作业。 3.防雷装置检查、维护不7.电气系统必须采取接到位，装置失效，遇有雷地保护、过载保护、漏电雨时很易遭到雷击，可能保护、电气隔离、屏护措会引发触电事故。 施等。定期对用电设备保4.逆变器、升压变压器等护系统进行检测，防止保所有电气设备的接地等护措施失效。 检查、维护不到位，接地8.按规程正确使用电工电阻过大或失效，可能会安全工器具（绝缘用具、引发触电事故。 遮拦、警示牌等） 5. 检修升压变压器不认真执行“两票三制”制度
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逆变器故障 1.设备缺陷 2.防护缺陷 噪声危害 电磁性噪声 1.易燃 液体 2.防护 缺陷 电气3.设备、火灾 设施缺陷 等。维修、维护带设备可导致触电；或未挂接地线进行作业感应电导致触电。 6.未按规程正确使用电工安全工器具（绝缘用具、遮拦、警示牌等）；带负荷拉刀闸；误操作引起短路。 1.逆变器内电子元件质量不良、安装缺陷，可能导致逆变器误动作从而发生故障。 2.逆变器防雨不当，可能导致雨水进入设备，可能导致逆变器误动作从而发生故障。 3.逆变器的元器件、电路等出现故障，如输入直流极性接反、交流输出短路、过热、过载等。 运行维护及检修人员在进行逆变器、变压器等大型电气设备检查、维护作业时， 逆变器、变压器、互感器等大型电气设备，运行中会产生电磁性噪声，若设备选型不符合国家相关卫生标准要求，个体防护不当，可能会受到噪声危害。 1.变压器绝缘油是饱和的碳氢化合物，其闪点在140～145℃之间，遇高温、明火等易发生火灾。 2. 变压器长期超负荷运行，引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成匝间短路、相间短路或对地短路；变压器铁芯叠装不良，芯片间绝缘老化，引起铁损增加，造成变压器过热。 72
人员伤亡或系统破坏 Ⅱ 1.选用质量合格的产品； 2.定期检查、维护逆变器等电器设备； 3.雨季来临前对逆变器的防雨措施检查维护、保证逆变器不进水、不受潮。 人员伤害 Ⅱ 1.选用符合国家有关卫生标准要求的、逆变器、变压器、互感器等设备，合同中应明确噪声的性能指标。 2.生产场所作业环境和职业卫生应定期检测，职工身体健康应定期体检。 1.加强对制造厂的监造，把好出厂、交接、验收质量关；制造厂应提供主变抗短路能力的试验报告和动、热稳定性能的计算报告。 2.升压变应进行短路阻抗试验；变压器油、电流、温升等运行参数均应符合规程要求。 3.变压器保护配置必须完善，定期校验，动作可
人员伤亡或系统破坏 Ⅲ
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3.保护系统拒动、误动或误整定、误接线、误碰撞，就有可能烧毁变压器。 4.避雷装置失效，避雷器起不到保护作用，遇有雷雨时很易遭到雷电过电压的侵袭，击穿变压器的绝缘，甚至烧毁变压器，引起火灾。 5.变压器线圈受机械损伤或受潮，引起层间、匝间或对地短路；或硅钢片之间绝缘老化，或者紧夹铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大涡流，引起发热而温度升高，引发火灾。 6.线圈内部的接头、线圈之间的连接点和引至高、低压瓷套管的接点及分接开关上各接点接触不良会产生局部过热，破坏线圈绝缘，发生短路或断路。 7.变压器油箱、套管等存在质量缺陷，渗油、漏油，形成表面污垢，遇明火会导致燃烧事故。 蓄电池的充电电压太高或充电时间长，就会产生大量气泡，同时电解液温度升高，使水大量蒸发。蓄电池充电到末期，两极转化为有效物质后，如果蓄电充电电再继续充电，就会产生大池爆压太高、量的氢、氧气体。H2:O2炸 充电时以2:1的体积析出。当这 间长 种混合气体浓度在空气中占4%时，遇到明火、排气孔堵塞或气体太多，来不及逸出多或少量溢出就会发生爆炸，轻则损坏蓄电池，重则伤人、损物。
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靠，变压器油箱的重瓦斯必须投入运行。 4.认真贯彻二十五项反措及变压器反措。 5.定期进行预试及油色谱、微水分析试验、数据合格，主变油色谱至少应每季测试一次，投产初期尚应缩短试验周期。 5.加强对分接开关的检修、试验。 6.防雷设施完善，并试验合格；中性点保护除氧化锌避雷器外，尚应加装水平棒间隙保护。 7.主变中性点和外壳采用双扁钢接地。 8.严格执行部颁“变压器运行规程”。 9.防止套管进水受潮、试验合格，确保油位正常；套管外绝缘应满足防污闪要求。 10.动火作业必须制定防火措施，并履行审批手续。 人员伤亡或蓄电池损坏 Ⅲ 1.采用合适的蓄电池充电电压； 2.充电时间不宜过长。
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大气中各种污染源排放出的污秽物沉降在电气设备瓷件和绝缘子的表污闪环境不面，当瓷件和绝缘子吸收设备事故 良 了潮湿空气中的水分后，损坏 绝缘强度急剧下降，承受不住工作电压而发生绝缘闪络。 Ⅱ 1.设备选型绝缘应符合污秽等级要求； 2.定期进行严密测试，复核污秽等级。 通过对逆变器-升压变压器子单元预先危险性分析，逆变器-升压变压器子单元可能发生的事故有触电、电气火灾、蓄电池爆炸，其危险等级为Ⅲ级，应加以控制；逆变器设备故障、噪声、污闪事故的危险等级为Ⅱ级。
5.2.4 直（交）流电缆、集电线路子单元
采用预先危险性分析法进行评价，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.2.4。
表5.2.4 直（交）流电缆、集电线路子单元危险性分析表 危险、 潜在 事故 危险有害 触发事件 安全对策措施 事故 后果 等级 因素 1）电缆截面积选择不当，实1.电缆截面应满足要求。 际负载超过了电缆的安全载2.电缆接头的构造类型流量，造成了电缆过载，使应满足工程所需可靠性、电缆绝缘被击穿烧毁。 安装与维护简便，电缆终2）电缆有接头压接不紧、安端、接头的布置应满足安装工艺不规范等原因，均会装维修所需的间距，并应导致电缆头处过热，烧毁绝符合电缆允许弯曲半径1）设施缘，从而引发事故。 的伸缩节配置的要求。 人员 缺陷 3）电缆敷设安装时不规范施3.电缆直埋，回填土应采 2）外形伤亡工，容易造成绝缘机械损伤；用沙土，其中禁止有棱角电缆缺陷 或系Ⅱ 4）在直埋电缆时，填埋土中的杂物存在。 短路3）防护统破有尖利的杂物、建筑垃圾，4.过道路的电缆应穿管烧毁 不当 坏 或在填埋过程中用重物砸、保护。 压等违章操作，啮齿类动物5.直埋电缆深度应在冻咬破绝缘，均可能使电缆绝土层以下，但若设置冻土缘损伤，绝缘损伤部位容易层以上时，必须采取防冻被电流击穿，造成短路故障。 等保护措施。 4）穿越站内道路的电缆，直6.电缆敷设安装施工，必埋时没有穿管保护，在以后须由相应资质的单位完的生产过程中，如车辆通过成。
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电缆敷触电 设不符合要求 1.操作错误 2.恶劣气候与电缆环境 故障 3.标志缺陷 4.人为破坏 设备施工不损坏 规范 未采取火灾 防火封堵 时，由于汽车的反复碾压，可能会造成电缆绝缘破损，从而引发短路事故。 1.当采用电缆桥架敷设时，若桥架高度不符合要求，人员容易触碰，造成触电事故；2.若电缆桥架的伸缩缝或软连接处未采用编织铜线连接或电缆桥架未装设可靠的电气接地保护系统，也可能造成触电事故。 1）电缆敷设安装时不规范施工，容易造成机械损伤；在直埋电缆上搞土建施工也极易将运行中的电缆损伤等，损伤部位容易击穿形成故障，破坏严重的可能发生短路故障。 2）冬季冻涨土易造成埋地电缆伸缩变形，损坏电缆。 3）虫、鼠等小动物噬咬会造成埋地电缆损坏。 4）电缆无标志、标志不清晰、标志不规范、标志选用不当、标志位置缺陷等，施工时会造成电缆破坏或损坏。 5）站外人员进入站区内，若未进行有效监护，可能会发生故意破坏电缆设施的情况。 动力电缆和控制电缆若没有分层敷设，动力电缆对控制信号电缆会产生干扰，影响到设备开机，严重时造成设备损坏。 若电缆穿过墙体或楼板形成孔洞处未采取防火封堵，即未用防火封堵材料密封，如果一处电缆所在地发生火灾，则火灾会蔓延到起火源相邻区域，造成相邻区域的人身伤亡或设备烧毁事故。 人员伤亡 电缆桥架敷设应满足《电缆线路施工及验收规范》Ⅲ （GB50168-2006）标准的要求。 系统破坏 1.电缆施工中应加强管理； 2.监理单位应认真负责，严格把关施工质量； 3.埋地电缆深度应在冻土深度一下； 4.电缆应采取防止虫、鼠等小动物噬咬的措施； Ⅱ 5.电缆通道应有地面标示，6.防止人员误挖电缆，防止车辆长期碾压电缆埋设位置； 7.对站区进行有效监护，防止站外无关人员进入站内； 动力电缆、控制电缆应分层敷设，之间的间距应满Ⅱ 足《电缆线路施工及验收规范》（GB50168-2006）标准的要求。 系统破坏 人员伤亡或系统破坏 Ⅲ 电缆穿过墙体或楼板形成孔洞处采取防火封堵 通过对直（交）流电缆、集电线路子单元预先危险性分析，可能发生
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的事故火灾、触电，危险等级为Ⅲ级；电缆短路烧毁、电缆故障，其危险等级均为Ⅱ级。
5.2.5 并网单元
采用预先危险性分析法进行评价，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.2.5。
表5.2.5 并网单元危险性分析表
潜在 触发条件 事故 1.电能质量差，影响电网安全、稳定、优质运行。 2.光伏电站的继电保护及安全自动装置未按规定配置齐全（含调度机构要求的特殊配置）； 3.光伏自动控制及保护不具光伏电能对电网造成不利影响 备对逆变后的交流电的电波、功率等信号进行检测判断； 4.涉网的继电保护装置未整定完毕，没有完成必要的联故障录波、保护及故障信息管理系统未同相关一次设备同步投入运行； 5.光伏电站所有继电保护装置未在检验和整定完，未经验收合格后，不具备并网试验条件； 6.专用故障录波装置和微机保护中的故障录波功能未正
事故 后果 危险 建议措施 等级 1.加强电能质量监测与研究，并针对可能出现的电压波动、闪变、谐波等问题采取相应的应对措施；加强人员培训，提高运行人员应对解列事故的应急处理能力。 2.电站的继电保护及安全自动装置应按规定配置齐全（含调度机构要求的特殊配置）； 影响电网、电能质量Ⅱ 3.自动控制及保护应具备对电波、功率等信号进行检测判断，出现异常情况（故障）相应保护动作断开； 4.涉网的继电保护装置完成必要的联调试验，所有继电保护装置、故障录波、保护及故障信息管理系统可以与相关一次设备同步投入运行； 5.电站所有继电保护装置只有在检验和整定完，经验收合格后，方具备并网试验条件； 6.专用故障录波装置和微机保护调试验，所有继电保护装置、下降 76
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常投用，故障录波模拟量和开关量不符合电网调度机构的要求。 1.远动终端设备和电网调度要求装设的电能质量监测装置、不满足与电网调度主站接口、信息采集和传送要求的定型产品。 2.接入远动终端设备的信息不满足电网调度的需要，不具备完整的技术资料及远动信息参数表等。 3.调度管辖设备供电电源未调度设备事故 采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间小于40min。 4.自动化系统设备屏体未可靠接地，底部应密封；远动系统与通信设备的接口处未设置通道防雷保护装置。 5.计量装置配置不符合电力系统关口电能计量装置技术管理规范要求。未装设电量自动采集装置，未按调度端主站设置传送数据。 1.通信系统未能满足继电保护、安全自动装置、调度自通信事故 动化及调度电话等业务对电力系统通信的要求。 2.通信话路和远动通道等业务通道不畅通，调度录音系统运行不稳定； 设备损伤人员伤害 Ⅱ 设备损坏人员伤害 Ⅱ 中的故障录波功能应正常投用，故障录波模拟量和开关量符合电网调度机构的要求。 1.远动终端设备（RTU、计算机监控）和电网调度要求装设的电能质量监测装置、相角测量系统（PMU）应是满足与电网调度主站接口、信息采集和传送要求的定型产品。 2.接入远动终端设备的信息应满足电网调度的需要，应具备完整的技术资料及远动信息参数表等。 3.调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。 4.自动化系统设备屏体应可靠接地，底部应密封；远动系统与通信设备的接口处应设置通道防雷保护装置。 5.计量装置配置应符合电力系统关口电能计量装置技术管理规范要求。应装设电量自动采集装置，按调度端主站设置传送数据。 1.通信系统应能满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力系统通信的要求。 2.通信话路和远动通道等业务通道应保证畅通，调度录音系统应运行可靠； 77
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3.通信设备未配置专用电源系统。高频开关电源未定期进行性能检测，通信专用蓄电池组未定期进行核对性充放电试验，并测试单只电池端电压，运行不稳定； 4.通信设备、电源设备的告警信号不正常、可靠； 5.设备接地不良；接地母线及设备接地线截面积不合格。 6.雷雨季节前未对通讯接地设施进行检查，接地电阻测试结果不合格。 7.未执行所在电网调度机构有关通信设备维护检修管理规定。没有定期对通信设备进行维护和检修，检测数据不符合相关技术标准。 3.通信设备应配置专用电源系统。高频开关电源应定期进行性能检测，通信专用蓄电池组应定期进行核对性充放电试验，并测试单只电池端电压，保证运行可靠； 4.通信设备、电源设备的告警信号应正常、可靠； 5.所有设备均应良好接地；机房接地母线及设备接地线截面积应合格。 6.每年雷雨季节前应对通讯接地设施进行检查，接地电阻测试结果合格。 7.应执行所在电网调度机构有关通信设备维护检修管理规定。定期对通信设备进行维护和检修，检测数据应符合相关技术标准。 通过以上分析可知：光伏电能对电网造成不利影响、调度设备事故、通信设备故障的危险等级为II级，为临界级，这些危险有害因素在采取了必要的对策措施后是可以预防和控制的。
5.2.6 安全监测单元
采用预先危险性分析法进行评价，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.2.6。
表5.2.6 安全监测单元危险性分析表 潜在 事故 运行控制系统触发条件 1.安全监控系统的电源回路失电，或其电缆及接插件故障 事故 后果 无法正确采集电站参数，电Ⅱ 危险 等级 建议措施 1.加强安全监控系统电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理 2.经常维护通讯电缆及其通讯死机 2.通讯电缆或通讯接口组 78
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件故障 3.通讯电缆或通讯接口过负荷 4.操作键盘（鼠标）或其电缆接插件损坏，系统不响应操作指令 5.操作应用软件出错，或系统侵入病毒，丢失信息 站停运 接口组件，避免外力机械损伤 3.注意设备选型，合理的数据通讯总线负荷率不超过30% 4.勤维护检查键盘（鼠标）及其电缆接插件，及时更换损坏件 5.非本机磁盘/光盘及无关的运算工作，不得在本机上进行操作，防病毒侵入 6.选用合适的软件 1.测量一次元件电源回路失电或其导线故障，导致测量一次元件无输出 测量一次元件2.测量一次元件及其接线回路损坏，或断线/短路，或测量一次元件指示不正3.I/O组件输入点故障，导致示值异常 4.接地屏蔽不良 1.自动调节系统电源回路失电或其导线故障，导致自动调节失控，或调节系统无动作 2.调节用一次检测装置及自动调节失控 其接线回路损坏，或断路/短路，致使调节信号异常，设备损导致调整门突然开大或关小 3.执行机构故障（或其拉杆/销子脱落，或拉杆刚性不够、弯曲变形，或调节机构卡涩不动）导致自动调节无动作，或调整门突然坏 Ⅱ 无法正确采集电站参数，电站停运 Ⅱ 1.加强测量一次元件装置电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理 2.经常维护检查一次元件及其接线回路，排除故障点 3.经常检查I/O组件，加强维护管理 4.使用屏蔽电缆或屏蔽补偿线，并有良好的接地 1.加强电站自动调节电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理 2.加强电站调节用一次检测装置、执行机构、调节机构、通讯组件、I/O组件、CPU主机组件的维护管理 3.机组重要调节系统的一次测点，采取三取中模拟采样方式。重要调节系统具有“当某一测点故障，自动转为一取一”的功能，并发出报警信号 4.重要调节系统设计，应具备当调节信号偏差大时，自动调故障 确、表针不动 79
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开大/关小 4.双路冗余互为备用的通讯环路，自动切换时瞬时故障，丢失信息 5.CPU卡件故障，安全监控系统受外界干扰或PID运算出错 6.通讯组件故障，导致不能传输信息，或调节用I/O组件输入/输出点及其导线回路故障 节方式转换为手动操作方式的功能 5.重要调节系统应定期进行内外扰动作试验 1.加强电站保护电源回路维护管理 1.电站保护电源回路失电，或其导线故障 2.电站保护用一次检测装置及其接线回路损坏或断线 3.电站保护用的通讯组件故障，不能传输信息。或保护用I/O组件输入/输出保护点及其导线回路故障 拒动、4.电站保护用一次检测装误动 置及其接线回路损坏或短路 5.基建调试不到位，逻辑设计不合理 6.双路冗余互为备用的通讯环路自动切换时瞬时故障，丢失信息 7.安全监控系统受外界干扰或逻辑运算出错 设备损坏 Ⅱ 2.加强电站保护用一次检测装置、通讯组件、I/O组件、CPU主机组件的维护管理。对超过有效使用期的组件要及时更换 3.电站重要保护的一次测点采取三取二逻辑判断方式，特别重要的机组保护，应具有“当某一测点故障，自动转为二取一；又当某二点测点故障，自动转为一取一”的功能，并发出报警信号 4.升压变压器设置高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。温控器留有通讯接口以便上传信息 5.35kV高压开关柜上装设测控保护装置。设过电流保护、差动保护、零序过电流保护、方向保护。测控保护装置以通讯方式将所有信息上传至综 80
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合自动化系统 6.逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统 1.加强各通讯环路和现场总线维护管理工作 通信网络回路通讯回路受机械外伤断线，或机组运行中的实际通讯量超过预定规定值，无法正确采集电站参数 Ⅱ 2.重要安全监控系统的通讯环路和现场总线必须采取互为热备用的双路配置方式 3.必须对系统进行抗干扰测试，消除干扰源，并对一些具体情况作出规定并进行告示 1.在设计选型阶段，主要设计所选安全监控设备性能，是否安全监控设备故障 设备选型不合格，设备使用环境不良，未定期保护 设备故障 Ⅱ 能满足主电站安全经济运行的需要 2.在设备制造阶段，注意设备的工作性能和功能是否符合合同规定，各CPU的负荷分配是否均衡，系统划分配量是否负荷与电厂现场管理工作 故障 或通讯接口组件损坏 通过对安全监测单元预先危险性分析，可能发生的故障其危险等级均为Ⅱ级。
5.2.7 电气一次设备及系统事故
电气一次设备及系统事故有：变压器火灾爆炸事故，配电设备火灾事故（包括：变电站内变、配电盘柜、箱、屏火灾事故，空调、照明设备火灾事故、电气开关火灾事故），电缆火灾事故，接地网事故，电气误操作事故。电气一次设备及系统预先性分析见表5.2.7。
表5.2.7 电气一次设备预先危险性分析表
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潜在事故 触发条件 事故 后果 危险 等级 建议措施 1.选购正确的设备，新安装的变压器应1.变压器长期过负荷引起绝缘老化； 2.变压器的防爆膜、安全释压阀缺陷； 变压器火灾、3.套管密封不良，进水； 4.箱式变压器接地引下线受腐蚀断裂、箱变外壳严5.断路器遮断容量不够，在故障时不能遮断电弧； 6.变压器制造不良，引起匝间短路 设备损坏人员伤亡 Ⅲ 严格按照有关标准、规程或厂家规定安装和验收； 2.加强运行巡视，定期检查变压器情况； 3.严格执行相关规程的规定； 4.经常检查箱式变压器的接地引下线情况，防止发生变压器事故； 5.对变电压套管要定期进行试验，防止内部受潮而损坏； 6.变压器室防止龋齿类小动物进入； 7.选购具防腐性特性的接地材料、箱变等设备，运行期间加强定期检查和接地电阻测试； 8.选择符合使用要求的断路器 1.把好电器设备选型及安装质量关； 爆炸 重腐蚀、接地电阻增加； 1.电器设备的选用、安装不当和维护不善，未及时排除事故隐患； 2.电器设备在运行中发热量较大； 3.电器设备过载，超负荷配电设备火灾 运行； 4.绝缘损坏； 5.变电站内违反规定，私拉乱接； 6.接地、接零不良； 7.接地网事故； 8.电火花（电弧）、雷击； 9.散热不良； 10.缺相运行； 11.动物啃咬引起的短路 设备损坏人员伤亡 Ⅲ 2.电器设备容量应符合使用要求，忌“小马拉大车”，做好变压器室、配电间的通风降温工作； 3.电器设备运行，不能超过电气设备的额定负荷； 4.选取绝缘可靠设备，正规厂家的产品 5.按照相关规范正确接线、敷设线路；凡改线或临时用线必须由电工进行安装操作； 6.正确、有效的接地，并进行接地试验； 7.接地、接零等安全装置齐全、完好； 8.电气设施应有可靠的灭弧功能；场内电力设施应有良好的防雷设施。箱变、升压变及其他电气设施的接地电阻均应符合国家标准要求。 9.变压器室、配电间应有良好的通风降温系统；做好电气设备管理，保证电气 82
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潜在事故 触发条件 事故 后果 危险 等级 设备的清洁； 建议措施 10.电器设备和装置应定期检查和调试，发现问题及时解决； 11.变配电室、配电间、电缆沟要采取防鼠虫、蛇等动物进入措施，窗有铁丝网，门有挡鼠板 1.电缆超载； 2.电缆外皮腐烂，绝缘下降、老化、造成击穿短路 3.电缆安装不当、孔洞缺少封堵，变压器发生火灾时，火势会从电缆孔洞蔓延进去，引起电气设备燃电缆烧； 不良、压接头不紧、接触电阻过大，造成电缆过热； 5.电缆遇火源着火； 6.电缆受腐蚀绝缘放电发热； 7.外力破坏。 1.接地电阻不合格； 2.由于受地下水影响，使接地引下线受潮、锈蚀、接地网事故 而导致断裂； 3.接地引下线热稳定不能满足要求； 4.避雷设施不健全或设计不符合要求； 5.电气设备发生对地短路事故； 保护失灵设备损坏 Ⅱ 1.做好接地装置的热稳定容量校核，正确选择接地导体的截面，完善接地网设计，认真按图纸施工，隐蔽工程应按程序验收合格；确保接地装置质量，连接可靠，竣工验收前应测量接地引下线的导通情况，如不符合要求，应予整改； 2.接地引下线定期检查，定期检测，如不符合要求，应予更换； 3.重要设备及架构与主接地网应由两根不同地点接线，且接地引下线均应符合火灾 4.电缆中间接头制作质量设备损坏人员伤亡 Ⅲ 1.电站运行严禁电缆超负荷过载，容量不足的要及时更换。 2.电缆采用穿钢管或耐火槽盒封闭的方法予以保护； 3.电缆采用阻燃电缆，电缆沟分叉和进出房屋处设防火墙，防火墙两侧电缆刷防火涂料，屏柜下孔洞采用防火材料封堵； 4.电缆中间接头应符合规范要求设置； 5.加强管理，杜绝外来火种； 6.选取符合要求的电缆型号，并做好维护工作 83
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潜在事故 触发条件 6.接地体腐蚀损坏，或者防雷接地电阻过大 事故 后果 危险 等级 和测试； 建议措施 热稳定要求。连接引线应便于定期检查4.做好接地装置引下线的导通监测； 5.接地网接地电阻以及独立避雷针的接地装置的接地电阻均应合格； 6.进行接地网设计时，应认真考虑水、土对材料的影响。 1.选取具有“五防功能”的电气设备，并从严管理； 2.在操作过程中，应严格执行《电业安全工作规程》的有关规定和“两票三制”制度； 3.加强防误装置的管理，保证防误装置1.设备选型和投运时防误装置不到位，不具五防功能，调试和投运后防误装置管理不到位； 误操作事故 2.人员不严格执行操作票制度，违章操作； 3.运行检修人员误碰误动； 4.技术措施不完备，主要是防误闭锁装置设置有疏漏，设备“五防”功能不全 设备损坏人员伤亡 Ⅲ 安装率、完好率、投入率100%； 4.设计和投运时选用良好的防误装置开关；规范电气安全工器具的管理，对安全用具应根据安全用具的有关规定，定期试验，合格后方可继续使用；现场设备都应按国家的安全设施规范化要求，有明显、清晰地名称、编号及色标 经分析可知，变压器火灾爆炸事故、配电设备火灾事故、电缆火灾事故、电气误操作事故的危险等级为Ⅲ级，要采取措施避免事故发生。
5.2.8 电气二次设备及系统事故
电气二次设备及系统事故包括：继电保护拒动或误动事故、直流系统事故、计算机监控系统事故等。电气二次设备及系统预先危险性分析见表5.6-2。
表5.6-2 电气二次设备及系统预先危险性分析
潜在 事故 触发条件 事故 后果 危险 等级 建议措施 84
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1.应严格按照国标、反措及接入系统审查的要求，配置各种装置，并进行1.作业人员失误造成的“误碰、误整定、误接线”，导致误动、拒动、事故扩大； 2.继电保护设备自身设计不合理、原理不继电保护拒动或误动事故 成熟、设备缺陷等导致误动、拒动，事故扩大； 3.保护整定不合理，当电站设备电网出现故障时，保护装置拒动或误动，扩大了事故，将在一定程度上影响电力系统的运行稳定性 4.通信发生故障。 设备停电 Ⅱ 整组试验调试，经试验合格后方可投入运行；加强作业人员专业技能和职业素质培训，严格执行各项规章制度及反事故措施； 2.按有关规程，做好保护装置选型和保护定值的整定、配合，保护定值应定期监测，尤其是装置动作后，需重新进行整定；认真做好本期工程继电保护及安全自动装置的交接、验收工作，做到工程投产的同时继电保护及安全自装置有与之相符合的厂家出厂资料、施工图纸、施工记录、投产调试记录及备品备件，投产三个月内应有正式的竣工图纸与投产调试报告； 3.根据太阳能电站的特点，合理进行保护装置选型和配置，做好保护定值的计算和整定工作 4.定期检查通信系统 1.站用电设计不完善； 2.备用电源自投失灵，直流系统故障； 3.保护误动、拒动，交、直流蓄电池长时间放电； 系统事故 4.直流系统设计存在缺陷、安全防护不足，故障信号没有传送到机组控制室报警； 5.人员失误，操作失误； 6.报警信号失灵。 机组控制保护系统缺失电源，设备损坏 Ⅱ 1.选择具有相关资质的单位按标准规范要求合理设计站用电。 2.加强蓄电池和直流系统的维护，直流系统熔断器的管理；要进行站用电备用电源自动投入试验。 3.开关失灵保护整定正确，动作可靠，定期进行自投试验，严防开关误动扩大事故。 4.设置必要的安全防护措施，定期进行自投试验，有异常及时修复。 5.制定事故处理预案，防止人员误操作事故，并加强作业人员安全意识及知识的培训，防误操作。 85
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6.定期检查报警系统。 1.安装避雷设施，防止感应雷、雷击，1.雷电及运行过程中产生过电压、感应雷击； 2.电缆故障； 3.抗干扰、自诊断、自恢复能力差； 计算机监控系4.封盖不严，鼠类等小动物进入损坏电5.裕度及冗余度不够； 6.后备电源不可靠； 7.控制信号电缆质量不好； 8.无防病毒措施 监控系统瘫痪 Ⅱ 计算机网络接地应远离独立避雷针接地极；接地要严格按规范要求进行；计算机房电缆线路采用等电位连接； 2.在设计、施工、安装、检测（修）、维修保养要过程中注重质量，应采取质量好的屏蔽电缆，对电缆孔洞进行有效封堵防火； 3.系统抗干扰能力自诊断、自恢复能力要强； 4.防止鼠类等小动物进入损坏电缆。 5.要有足够的裕度及冗余度； 6.要有可靠的后备电源； 7.选用符合使用要求的控制信号电缆； 8.要有防病毒措施；规范系统软件管理、修改、更新、升级制度 统事故 缆； 根据以上分析，继电保护拒动或误动事故、直流系统事故、计算机监控系统事故的危险等级为Ⅱ级，在相关设备的设计、施工和运行期间应加强设备选型、设备材料、设备布置，采取可靠的预防措施。
5.3 建构筑物单元
应用预先危险性分析，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.3 。
表5.3 建构筑单元危险性分析
潜在 事故 基础塌陷、不足； 位移 2.基础地质条件调查不清触发条件 1.对区域地震情况调查研究事故 后果 设备损坏人员伤亡 Ⅱ 危险 等级 建议措施 1.充分调查研究区域地震和工程地质情况； 2.对各太阳能电池组件板基 86
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楚，基础结构设计不合理或对不良地质条件未采取防范措施； 3.桩基基础设计、施工不合理；承载、沉降、抗倾、抗浮及动荷载不满足要求； 4.基础施工期间基施工质量低劣； 5.超标准洪水或地震影响； 6.基础周围被雨水冲蚀； 7.环境水对地基基础长期腐蚀。 础地质情况进行详勘； 3.结合工程地质情况合理设计基础，以满足地基防液化、动荷载、承载、沉降、抗倾、抗浮等要求。 4.严格控制施工工艺和施工质量； 5.运行期应对各基础进行定期观测、巡视、维护； 6、采取有效的地基防腐措施； 1.建筑设计必须符合要求； 1.建筑物强度不够 2.设计问题； 3.施工问题； 坍塌 4.地质条件差导致倒塌； 5.地震； 6.地质灾害； 7.火灾条件下倒塌 人员伤亡 Ⅲ 2.严格组织施工，严禁偷工减料，严格验收，确保施工质量； 3.选址必须符合要求，避开地质灾害严重地区； 4.抗震设计符合要求； 5.防止火灾的发生，消防设施按要求配备 按照预先危险性分析法，建筑物结构缺陷事故的危险等级为Ⅲ级；太阳能电池组件板、逆变器室基础缺陷事故的危险等级为Ⅱ级，在运行期间应加强管理，采取可靠的预防措施。
5.4 作业环境单元
应用预先危险性分析，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.4 。
表5.4 作业环境单元危险性分析
潜在 事故 中暑、触发条件 1.夏季高温、.冬季低事故 后果 人员危险 等级 Ⅱ 建议措施 1.夏季高温季节应避高温作业，尽量安排 87
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冻伤 温，进行户外作业； 2.未采取防暑降温、防寒保暖措施； 3.户外作业时间过长 受伤 在早晚气温低时作业； 2.夏季给职工发放防暑降温用品，安排空调休息室，户外作业一段时间后，要及时休息； 3.冬季应采取防寒保暖措施； 4.冬、夏季节尽量减少户外作业时间 1.高处有未被固定的浮物被碰撞或风吹等坠落 2.工具、物体等上下抛掷 物体打击 3.设备倒塌 4.未戴安全帽 5.在高处作业区域停留 6.在高处有浮物或设施不牢固将要倒塌的地方进行停留 7.堆垛不稳倒塌，或堆垛时发生产品倒落 1.高处作业场所临边无栏，不小心造成坠落； 2.无脚手架、板，造成高处坠落； 3.梯子无防滑、强度不够、人字梯无拉绳等造高处坠落 成坠落； 4.高空人行道、护栏等锈蚀损坏，强度不够造成坠落； 5.未系安全带或安全带挂结不可靠； 6.在大风、暴雨、雷电、霜、雪、冰冻等条件下登高作业，不慎跌落； 人员伤亡 Ⅳ 1.登高作业人员必须严格执行“十不登高”； 2.作业人员必须戴安全帽，系安全带，穿防滑鞋及紧身工作服； 3.高处作业要事先搭设脚手架等防坠落措施； 4.在危险的高处临时作业，要装设防护栏杆或安全网； 5.对平台、栏杆、护墙以及安全带、网等要定期检查，确保完好； 6.平地可做的作业尽量不要到高处去做，即“高处作业平地做”； 7.加强对作业人员的登高安全教育、培训、考核，严禁违章 人员受伤 Ⅲ 1高处作业要严格遵守高处作业管理规定，不在高处作业区域、高处有浮物或设施不牢固处停留 2高处物件应摆放固定好 3将要倒塌的设施及时修复或拆除 4作业人员要穿戴好防护用品 5加强防止物体打击的检查和安全管理 6加强对职工的安全教育，杜绝违章作业、违章指挥、违反劳动纪律 7物体堆垛要稳 88
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7.安全带、安全网使用不当、老化、损坏或不合格； 8.违章作业；作业时嬉戏打闹等； 9.未穿防滑鞋或防护用品穿戴不当，造成滑跌坠落； 10.情绪大起大落，工作时精力不集中 1.车速过快、能见度过低、道路宽度不够、道路坡度过大或过陡、车距不够 2. 超载 3. 雾天或烟尘弥漫影车辆伤害 响能见度 4. 冰雪或多雨季节道路湿滑 5. 超车 6.急弯、陡坡、危险地段无警示牌 7. 驾驶人员未持证上岗 1.电洞风机由于叶轮不平衡，轴与轴承之间存在过大间隙，壳、罩、底脚刚性不足等产生生产性噪声 噪声 2.电气设备中的变压器产生噪声 3.变电站的运行会产生高频噪声 4.缺乏设备防护设施和听力异常 Ⅱ 1.风机、主变压器设备在订货时严格要求制造厂提供低噪声设备 2.要尽可能限制工人接触噪声时间，合理安排操作人员的劳动和休息，如优化巡检路线、在远离噪声环境的地点设置休息室，并对现场工作休息室采用隔声措施 3.要加强噪声接触工人的职业健康监护工作，并建立健康档案。在电站试运行及正式运行期间每年应对接触噪声的工人进行检查，发现有听力异常者应及时查找原因，人员伤亡、车辆损坏 Ⅳ 1.路面宽度要足够保证会车安全 2.急弯、陡坡、危险地段应有警示标志 3.雾天或烟尘弥漫影响能见度时，应开亮车前黄灯与标志灯，并靠右侧减速行驶 4.冰雪或多雨季节道路较滑时，应有防滑措施并减速行驶，前后车距不得小于40m 5.正常作业条件下，同类车不应超车，前后车距离应保持适当，生产干线、坡道上不应无故停车 6.不可采用溜车方式发动车辆，下坡行驶不应空挡滑行。在坡道上停车时，司机不应离开；应用停车制动，并采取安全措施 89
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个体防护用品 尽早采取处理措施和有效防治措施 4.要加强对工人听力保护的教育和培训 1.对变压器周围采用固定式围栏实施区域控制，防止人员靠近以减轻工频电磁场影响，同时设置警告标志，以示危害 2.主变压器高低压侧均采用金属封闭母线连接进行有效的电磁屏蔽 3.在场地允许的情况下加大辐射源与作业点的距离，尽可能使工作人员少进入有可辐射 Ⅱ 能受到较强工频电磁辐射场所 4.高压输电线路与人员较集中的办公及作业场所之间保证足够的安全距离，并尽量避开人流主通道 5.金属部件，尤其是活动部件进行良好接地 6.禁止身上带有金属移植件，心脏起搏器等辅助装置的人员进入电磁辐射区 1.该项目工频电磁场辐射来源未35kV变电站电磁辐的主变压器及其出线 动保护用品或未按照规程作业 射危害 2.作业人员没有配备劳1.农业人员作业时，可能会损坏光伏电站的电缆乃至太阳能电池板 2.农作物、干草和冬季农业设为农业大棚保温的草电站火灾 3.农业人员作业时，可能会损坏电站电器设备，从而导致触电事故发生 施危害 帘，如遇火源可能导致触电、设备损坏、电站停运 Ⅲ 1.加强进入光伏电站区域作业农业人员的培训，告知其可能引发的危险因素 2.加强光伏电站的巡检工作，发现违规作业，立即制止 3.禁止农业设施种植攀爬、高大的植物 4.电站周围应设置围栏，防止无关农业人员随意进入电站进行农业作业 5.电站应设置明显的安全标志和标识，防止农业作业人员对光伏电站设备设施进行误动 根据上表的分析，该项目作业环境单元存在的主要危险性有中暑、冻伤、物体打击、高处坠落、车辆伤害、噪声、辐射、农业事故。其中车辆伤害事故发生频率较高，高处坠落车辆伤害的危险性最高为Ⅳ级，物体打击事故、农业设施危害危险性为Ⅲ级。
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5.5 建设施工单元
应用预先危险性分析，对本单元中可能发生的事故进行分析评价，见表5.5 。
表5.5 建设施工单元危险性分析
危险、潜在有害事故 因素 事故原因 1.道路交叉路口视野较小，大雾或沙尘暴天气等导致能见度降低。 2.道路狭窄、弯道过急等；安全标志设置位置不当、安全标志不醒目不规范。 3.超载运输、酒后驾车、超速行驶、操作过猛，突然起步，高速转弯；车辆运行时，将手臂、腿或头放在门架立柱或车辆的其他运动部件之间，或将身体探出车体的外轮廓线等。 4.无证驾驶、技术不熟练等。 5.带病行驶，制动失灵，车灯或安全装置损坏。 1.施工电工、电气设备调试人员不按规定穿戴劳动保护用品。 2.配电箱等机电设备的电气开关无防雨、防潮设施；电气设备不按规定接地或接零，没有安装漏电保护装置。 3.电气设备、电气材料不符合规范要求，绝缘破损漏电；乱拉乱接临时线，或施工现场电线架设不规范、拖地等，事故危险后果 等级 安全对策措施 1.恶劣气候与环境；2.作业场车辆地狭伤害 窄； 3.设备缺陷； 4操作错误 1.严禁设备、设施运输车辆超载运输，要按照车辆载重量装运货物； 2.加强现场运行管理。 3.定期检查车辆的完好情况，不人员得带病行驶； 伤害 Ⅱ 4.要确保其进场道路畅通，在关 键位置设置安全标志，在大雾、大雨雪天气不得运输设备； 5.车辆在施工区域行驶要限速，严禁超速行驶，严禁酒后驾车和非驾驶员驾车。 1.操作错误； 2.防触电 护缺陷； 3设备缺陷 人员伤害 Ⅲ 1.加强劳动保护用品的使用管理和用电知识的宣传教育； 2.在潮湿的施工现场要分别使用密闭式和防爆型电气设备；电动机械设备按规定接地接零；手持电动工具应增设漏电保护装置； 3.经常开展电气安全检查工作，对电线老化或绝缘降低的机电设备进行更换和维修； 4.电箱门要装锁，保持内部线路整齐，按规定配置保险丝，严格一机一箱一闸一漏配置；
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5.加强电气设备运行管理，完善电气安全管理制度，并制定相应的安全组织措施。 6．必须严格电焊工资质的管理。杜绝无证施焊现象。 7．电焊工劳保用品必须穿戴齐全；焊接作业人员应保证工作服，绝缘鞋、绝缘手套防护面罩、遮光镜片质量合格，性能达到国家标准要求。 8．电焊机必须选用合格的产品。电焊机要有防止过载的热保护装置．电焊机一次线和二次线的接线柱端口都必须有良好的防护罩，防止人体意外触及带电体。如果防护罩是金属材料，必须防止防护罩和接线端口的接线柱、金属导线碰触或连接，以免防护罩带电。 1.应按照有关标准要求搭建脚手架； 2.高处作业人员应按规定配电1.操1.脚手架不符合有关劳动防护用品； 作错标准要求； 3.高处平台等必须设置临边防高处 误； 2.未争取佩戴劳动防人员Ⅲ 护设施； 伤害 坠落 2.防护用品； 4.工作场地采光、照度要符合相护缺3.工作场地照明不良； 关规定； 陷 4.违章操作和检修。 5.建立完善的安全管理制度和岗位安全操作规程，加强作业工人的安全培训。 1.监1.事故人员安全意识不护失强，违章进行电、气焊误； 动火作业； 1.制定电焊、气焊等作业安全操作2.操2.施工现场临时建筑物规程及动火管理制度，教育职工严作错布局不合理，没有配置格执行，严禁违章动火； 误； 消防器材； 2.加强电气设备检查、维护和检人员3.防3.违章安装电气设备，伤害修； 火灾 Ⅱ 护缺私拉乱接线路致使电气财产3.加强施工人员安全培训和教育； 陷； 线路发生短路、产生火损失 4.施工现场灭火器、消火栓等消防4. 缺花，引燃可燃物； 设施应满足消防需求。 少安4.未制定安全作业规5.油库周边未张贴“禁火、禁烟”全标程，安全管理不到位。 的警示标示。 志 5.若油库周边未张贴 “禁火、禁烟”的警示
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线路与金属物接触、车压等绝缘破损漏电。 4.配电箱不装门、锁，配电箱出线混乱，用铜线做保险丝，并一闸控制多机等。 5.电气设备运行管理不当，电气安全管理制度不完善；无安全组织措施（如安全监护制度、不认真执行工作票、操作票制度等）。 淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目安全预评价
防护物体缺陷、打击 人员 失误 1.压缩气体； 压力2.防容器护缺爆炸 陷； 3.操作错误 标示，员工或外来人员在油库附近抽烟，随意在油库附近扔烟头，或在油库附件进行电气焊作业可能会引发油库火灾。 墙体砌筑过程中若未佩戴防护手套或人员精神状态不佳，可能会发生工具砸伤手或脚的物体打击事故。 1.气瓶维护、保管不当造成事故。主要在于瓶体严重腐蚀或使用中将气瓶置于烈日下长时间的曝晒，或将气瓶靠近高温热源。 2.乙炔瓶卧放使用时，丙酮易随乙炔气流出，可能产生回火而引发乙炔瓶爆炸事故。同时卧放时丙酮泄漏，导致乙炔压力升高爆炸。 3.乙炔瓶卧放时，活性炭撞碎空间增大，乙炔气聚集，并处于高压状态，有形成爆炸的危险，若由于外力作用，使乙炔瓶滚动，与其它物体撞击，形成激发能源，易损坏减压器、阻火器或拉脱胶管，造成乙炔气向外泄放，同时温度上升时气态乙炔发生聚合作用而发生爆炸，导致燃烧爆炸。 4.压力容器安全阀失灵，或操作人员对压力表监控疏忽、压力示控装置失灵，会造成因超压而发生爆炸。 压力容器主要承压部件出现裂纹、严重变形等情况，导致突然丧失人员墙体砌筑作业佩戴防护手套；高处伤害Ⅱ 临时不适用的工具应放到地面或财产固定住，以免落下砸伤下方人员 损失 1.使用气瓶前，一定要进行检查，查标记、颜色、安全附件、技术资料、安全状况等。 2.不得对气瓶瓶体进行焊接和更改气瓶的钢印或颜色标记，乙炔气瓶专瓶专用，不得擅自改装它类气体。 3.气瓶不得靠近热源、电器设备、可燃助燃性气体的气瓶，与明火的距离不得小于lOm，严禁放置在通风不良或有放射性射人员线源的场所使用。 伤害 Ⅲ 4.气瓶开阀时应缓慢开启不要财产过快，严禁敲击、碰撞和火花，损失 防止静电，严禁在瓶体上引弧，严禁将乙炔气瓶放置在电绝缘体上使用，严禁手持点燃的焊割工具调节减压或开闭乙炔气瓶瓶阀。 5.气瓶要按检验项目和规程进行定期技术检验，要认真填写记录，载人气瓶档案，做到一瓶一档，报废的气瓶不得与一般气瓶混放，应由检验单位进行破坏性处理，严禁使用不合格的气瓶。 93
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承载能力而发生大面积破裂爆炸。 根据预先危险分析结果，触电、高处坠落、容器爆炸的危险等级为Ⅲ级，应加以控制；火灾、车辆伤害等事故的危险有害因素的危险等级为Ⅱ级，危险有害因素处于临界状态，应引起重视。 5.6 安全管理单元
依据有关安全生产的法律法规及标准规范，运用安全检查表法对本项目安全生产管理单元进行检查评价，见表5.6所示。
表5.6 安全管理单元安全检查表
序号 检查项目 企业应配备与其生产经营规模相适应的1 专职或兼职安全生产管理人员。安全管理人员应经有关主管部门培训考核合格后持有安全管理资格证书。 生产经营单位应当对从业人员进行安全生产教育和培训，未经安全生产教育和2 培训合格的从业人员，不得上岗作业。特种作业人员必须按照国家有关规定经专门的安全作业培训，取得相应资格，方可上岗作业。 根据《安全生产法》的要求制定重大事《中华人民共和国3 故应急救援预案，制定事故处理计划措安全生产法》第七十√ 施与安全技术劳动保护措施计划。 为工作人员提供符合国家标准或行业标准的劳动防护用品，并监督教育员工按《中华人民共和国4 规定使用规则佩戴使用。应当安排用于安全生产法》第四十√ 配备劳动防护用品，进行安全生产培训二条、第四十四条 的经费落实。 5
依据标准 《中华人民共和国检查结果 备注 安全生产法》第二十√ 一条、第二十四条 符合要求 《中华人民共和国安全生产法》第二十√ 五条、第二十七条 符合要求 符合要求 八条 符合要求 企业应当具备安全生产条件所必需的资《中华人民共和国金投入。 94
安全生产法》第二十√ 符合要求
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序号 检查项目 条 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应当保证安全生产条件所必需的资金投入，并对因资金投入不足而导致的后果承担责任。 生产经营单位应当按照国家规定提取和使用安全生产费用。安全生产费用应当在成本中据实列支，专项用于保障和改善安全生产条件。 生产经营单位应当建立健全安全生产责任制，明确各岗位的责任人员、责任范围和考核标依据标准 检查结果 备注 6 《江苏省安全生产条例》第十八条 √ 符合要求 7 准，形成包括全体人员和全部生产经营活动的责任体系，加强对安全生产责任制落实情况的监督考核，保证安全生产责任制的落实。 《江苏省安全生产条例》第十三条 √ 符合要求 生产经营单位应当加强对本单位特种作业人员的管理，建立健全特种作业人员培训、复审档案，做好申报、培训、考8 核、复审的组织工作和日常的检查工作。 跨省、自治区、直辖市从业的特种作业人员应当接受从业所在地考核发证机关的监督管理。 光伏电站应具备并严格执行满足电力安全运行管理的并网设备、装置、系统运行、检修相关的工作票制度、操作票制9 度、交接班制度、设备巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度（简称“两票五制”）以及缺陷管理制度、现场运行管理制度、运行分析制度等。 《中华人民共和国安全生产法》第四条、第十八条 《电力安全生产监√ 管办法》第九条 《发电厂并网运行管理规定》第六条 符合要求 《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》第三十五条、第三十六条 √ 符合要求 通过安全检查表检查，该企业安全生产责任制、管理制度、安全操作规程的建立、安全管理人员的配备基本符合《安全生产法》、《江苏省安全生产条例》等相关法律法规、文件的相关要求。
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5.7 典型事故案例类比分析
【案例1】：德国慕尼黑的某光伏发电站的太阳能组件发生自燃
2012年6月17日，位于德国慕尼黑的某光伏发电站的太阳能组件发生自燃，燃烧现场惨不忍睹。据了解，起火点发生在屋顶太阳能光伏发电板的一个电控箱处，恰巧是一个防烟楼梯的正压进风口，导致室内烟气倒灌。火灾报警后未联动排烟风机，烟气弥漫，后消防车出动降火扑灭。
事发当时幸亏有清洁工路过及时发现，否则那片工厂都将成为废墟。
图5.7-1慕尼黑某光伏电站太阳能组件“自燃”事故现场
⑴太阳能光伏组件“自燃”原因： ①粗制滥造匆忙上马的后果
赶工期也是造成问题的因素之一，设备验收时质量控制不严、技术把关不严，因此也有不少问题是由于设备质量造成的。“虽然大多数问题集中在升压和强电部分，但不少问题都跟逆变器相关，比如输出电压等级是否符合国网要求、是否具备低电压穿越保护等。也正是因此，逆变器的质量问题比较突出。”逆变器的问题主要集中在标准、技术规范是否按照国网的要求去做，也多与相关标准缺失有关，比如逆变器电压输出幅度太宽，700V进直流，200V交流出，缺少相关规范和要求，也让设备企业无所适从。目前各逆变器厂家技术路线不同、技术标准不同，又缺乏横向技术交流，
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国内对于35KV以下的串并结构以及电气配套设备又都是非标准化的，因此出现问题很正常。
②不排除系统的设计缺陷
据不完全统计，目前我国光伏电站暴露出来的问题主要集中在无功补偿、光能预测以及稳控装置方面，包括主变压器不符合要求、无功补偿功率不够、无稳控装置、逆变器不具备低电压穿越功能、缺少发电预测或信号不通、绝缘不符合要求等。
③光伏组件接线盒质量问题
目前，中国组件制造商生产的组件很多都存在不少的质量问题和隐患，而其中很大一部分组件质量问题来自于接线盒自身的设计和品质。作为光伏组件制造商的配套企业，接线盒制造商不仅需要对组件制造商负责，更需要对终端客户负责，特别是对使用过程中人身安全的保护。所以，优化接线盒结构设计、提高质量是所有接线盒制造企业的首要任务。
结合目前光伏组件户外使用的实际情况，接线盒常见失败项目主要有：IP65防冲水测试、结构检查、拉扭力试验、湿漏电试验、二极管升温试验、环境试验、750℃灼热丝试验。
④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，这就是热斑效应。
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”。
在实际使用太阳电池中，若热斑效应产生的温度超过了一定极限将会使电池组件上的焊点熔化并毁坏栅线，从而导致整个太阳电池组件的报废。
⑵采取的措施：
①提高光伏系统的设计水平，减少设计缺陷，完善光伏系统。
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②光伏系统设备制造，如光伏组件接线盒、稳控装置、逆变器等制造采用统一标准，杜绝粗制滥造。
③光伏组件生产商应加强技术和质量方面的工作 【案例2】：澳大利亚某光伏电站安装存在缺陷引发火灾
2013年3月13日，澳大利亚阿德雷德的某光伏电站发生火灾，经澳大利亚能源安全局(EnergySafety)对事故进行了详细检查，发现有一半系统安装方式错误，至少存在一个缺陷，近四分之一的系统存在安装布线问题，并最终导致火灾。
图5.7-2阿德雷德某光伏电站火灾事故现场
事故原因：系统安装方式错误，至少存在一个缺陷，近四分之一的系统存在安装布线问题，导线短路导致火灾。
采取的措施：
⑴提高光伏系统的设计水平，完善光伏系统。 ⑵安装工加强工作责任性，精心安装。
⑶工程部门加强检查、监督，杜绝安装出现质量问题。
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第六章 安全对策措施
6. 1项目可研己提出的安全对策措施 6.1.1设备运输的安全措施
在实施运输前，必须对运输路线的道路、桥梁等进行全面的调查，以确保道路和桥梁的等级满足运输要求。同时需根据生产厂家对运输的要求，落实运输加固措施，并配套足够的运输装卸工具，以确保运输过程的安全。
应制定严格的施工吊装方案，施工方案应符合国家及有关部门安全生产的规定，并进行必要的审查核准。施工单位应向建设单位提交安全措施、组织设施、技术设施，经审查批准后方开始施工。安装现场应成立安全监察机构，并设安全监督员。 6.1.2 施工时电力作业安全措施
本项目配电间、升压站内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制定施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施，并配备有相应的现场安全监察机构和专职安全监督员。 6.1.3 施工时用电作业及其他安全措施 1)施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。 2)施工时应准备常用的医药用品。 3)施工现场应配备对讲机。
6.1.4 运行期安全与职业卫生对策措施
安全卫生方面需综合考虑淮安金鑫光伏电力有限公司整体建设方案的要求，确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，本工程考虑以下对策措施:
1) 防火、防爆的措施
(1)设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火器。
(2)电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。
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(3)所有穿越防火栏的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。 2) 防噪声、振动及电磁干扰
根据要求，对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁幅射，降低噪音。
3) 电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害 (1)高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置。
(2)在有日照条件下施工时，光伏组件会产生电压，串联后电压升高，对其进行接线等操作容易引起电伤事故，因此需要对所有受光电池组件进行严格的临时遮光处理。
(3)所有设置检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害。
(4)易发生危险的平台、步道、楼梯等处均设防护栏，保证运行人员行走安全。
4）使用免维护蓄电池代替普通蓄电池。
免维护蓄电池与普通铅蓄电池的最大区别是极板材料不同。由于 采用铅钙合金制作栅架，消除了铅锑合金栅架的一些弱点(如水分蒸发、过量充电、热破坏和自行放电)，因此，不仅使其使用性能得到改善，而且还延长了其使用寿命和储存寿命。 6.1.5其它安全措施
1)所选设备及材料均满足光伏电站运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。
2)所有设备均坐落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性;设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。 6.1.6安全卫生机构设置
光伏发电项目为无人值守或少人值守设计，因此不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责场内的安全与卫生监督工作。
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6.2 补充的安全对策措施
6.2.1 场址选择、周边环境及总平面布置安全对策措施
⑴生产厂房和各种建构筑物的结构强度、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环境符合相关标准规定，应有抗震、防水、防风、防雷等措施。
⑵变压器室、蓄电池室、配电装置室等电气设备房间的门，应朝疏散方向开启，当门外为公共走道或其他房间时，应采用乙级防火门。配电装置室中间隔墙上的门应采用不燃材料制作的双向弹簧门。
⑶ 根据《光伏发电站涉及规范》（GB50797-2012）第4.0.3和第7.1.8条，该项目应按防洪等级Ⅲ级进行设防，防洪标准大于等于30年一遇的高水位，并确定场地的竖向标高，使升压站的室外地坪涉及标高高于高水位0.5m。站区设备标高和建筑物室外地坪标高不低于30年一遇高水位。 6.2.2 光伏系统组件安全对策措施 1）光伏系统安装方面安全对策措施
⑴ 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、大风等自然灾害的抵抗能力。
⑵ 光伏阵列安装点应当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。
⑶ 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。
⑷ 二极管、控制器、逆变器等极性不要接反。
⑸ 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。
⑹ 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。
⑺ 在安装过程中保证光伏电池板上下部分通风良好。
⑻ 接地可靠、电阻合格，检修电源加装漏电保护装置并定期试验。
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2）光伏系统维护方面的安全对策措施
⑴ 应当经常清除太阳能电池表面灰尘，以免影响发电量及设备的正常运行。
⑵ 遇到狂风、暴雨等异常天气时，应及时采取保护措施。
⑶ 定期检查所有安装部件的紧固程度，检查电极或接线是否有接触不良、支架是否锈蚀，发现缺陷及时处理。
⑷ 定期检测光伏电站接地电阻。 6.2.3 电气系统安全对策措施
⑴光伏箱式变电站
严格按照《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50299-2006）等相关规范进行电气设备设计、布置，与周边保持足够的间距。
⑵逆变装置
①逆变器在下列环境条件下应能连续、可靠地工作： Ⅰ环境温度：-10℃～+40℃；
Ⅱ空气相对湿度应小于85%（在空气温度为20℃±5℃时）； Ⅲ运行地点无导电、爆炸尘埃，没有腐蚀金属和破坏绝缘的气体； Ⅳ运行地点无振动和冲击。
②逆变器应具有输出电压自动调节功能，当输入电流电压在额定值的85%～120% 范围变化时，其方波输出端电压变化范围应不超过额定电压值的±10%，正弦波输出端电压变化范围应不超过额定电压值的±5%。
③逆变器的输出频率变化范围应不超过规定值的±5%。
④逆变器输出波形为方波时，谐波分量应小于或等于10%；为正弦波时，谐波分量应小于或等于5%。
⑤在额定输出状态下，其输出容量不大于2kVA 的逆变器，效率应大于或等于80%；大于2kVA的逆变器，效率应大于或等于85%。
⑥逆变器在额定负载及正常使用条件下，其主要零部件的温升为： Ⅰ电力半导体功率元器件（晶闸管、整流管、场效应管等）用温度计
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法测量时，温升应符合有关标准规定；
Ⅱ变压器及电抗器用电阻法测量时，E级绝缘温升应不超过75℃，A 级绝缘温升应不超过60℃；
Ⅲ导体器件连接的塑料绝缘导线、橡胶导线，温升应不超过45℃。 ⑦逆变器应设有以下保护：
Ⅰ输出短路保护：其短路保护动作时间应小于或等于0.5s；
Ⅱ过流保护：当工作电流超过额定值的150%时，逆变器应能自动保护； Ⅲ输入欠压保护：当输入端电压低于额定电压的85%时，逆变器应有保护和显示；
Ⅳ输入过压保护：当输入端电压高于额定电压的130%时，逆变器应有保护和显示；
Ⅴ输入反接保护：当输入端正、负极接反时，逆变器应有防护功能和显示；
Ⅵ防雷保护：逆变器应具有防雷保护。 ⑧负载等级
在额定电流下，逆变器连续可靠工作时间应大于或等于8h；在125%额定电流下，逆变器连续可靠工作时间应大于或等于1min；在150%额定电流下，逆变器连续可靠工作时间应大于或等于10s。
⑨在输入电压为额定值，负载为零时，逆变器空载损耗应不超过额定容量的3%。
⑩输入端正、负极、输出端和保护性接地端在接线处应有明显的标志。 11逆变器噪声应小于或等于65dB（A）。 ○
12逆变器的前后面板及其他外露部分应涂漆或镀层，涂镀层应表面平○
整光滑、色泽一致和牢固。
13逆变器首次故障前工作时间应大于或等于1500h。 ○
14逆变器的选择应选用合格的产品，具有合格证。每台逆变器应设有○
标牌，标牌的字迹应清晰、整齐，产品标牌应包括制造厂名、产品名称、产品型号和标记、产品主要参数、出厂日期和出厂编号等内容。
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⑶直流系统
①合理配置光伏系统直流电压等级，降低线路铜损。
②直流系统直流监测配电箱、直流分电屏等设备的选择应满足国家相关标准规范的要求，选用合格的产品。
⑷自动控制系统
为了防止继电保护事故的发生，应认真贯彻《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-2006）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》及相关规程。
使用屏蔽电缆以抗电磁干扰。 ⑸接入系统
①光伏发电站并网运行时，向公共连接点注入的谐波电流注入应满足要求。
②光伏发电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其电流额定值的1%。
③光伏发电站并网时应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz，光伏发电站并网后的频率偏差值允许±0.5Hz。
④在正常运行情况下，光伏发电站向电力系统调度部门提供的信号至少应当包括：光伏发电站的公共连接点出电压、注入电力系统的电流、有功功率、功率因数、频率和电量。
⑹电线电缆
①项目的电缆选择应符合现行国标和电力行业标准的有关规定。受外部影响着火的电缆密集场所，或可能因着火蔓延酿成严重火灾事故的电缆回路，应根据负荷重要程度和使用环境，采取防止电缆着火延燃的措施。
②配电室宜使用铠装或阻燃电缆。
③严格按正确的设计图册施工，做到布线整齐，各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。
④控制室、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间
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的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间的缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。
⑤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。
⑥建立健全电缆维护、检查及防火、报警等多项规章制度。坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验。
⑦为防止农业作业人员随意开挖导致接地损坏，应加强进入光伏电站区域作业农业人员的培训，告知其可能引发的危险因素；加强光伏电站的巡检工作，发现违规作业，立即制止；地上设置明显标志和标识，防止农业作业人员随意开挖。
⑺防止电气误操作
①为了防止电气误操作事故的发生，应落实《电业安全工作规程》、及其他有关规定。
②严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化、管理化。 ③严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告部门领导，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。
④应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。
⑤建立完善的万能钥匙使用和保护制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长批准。
⑥采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。 ⑦防止无关人员误操作，室外各种电气设备“箱”、“柜”全部上机械锁。
⑻防止接地网事故
①应根据短路容量的变化，校核接地装置（包括设备引下线）的热稳定容量。
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②接地引下线经确认合格以及隐蔽工程必须经验收合格后，方可回填土，并应分别对两个最近的接地引下线之间测量回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，施工时交生产单位备存。
③接地装置的焊接质量、接地试验应符合规定，各种设备主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应多点连接。
④接地电阻应满足规定要求，当接地电阻不能满足要求时，应有完善的均压及隔离措施，方可投入运行。
⑤变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求，重要设备及设备构架等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。连接引下线应便于定期进行检查测试。
⑥接地装置引下线的导通检测工作应每年进行一次。
⑦认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-2005）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备与接地网连接情况，严禁设备失地运行。
⑼防雷
①电站厂房的避雷带、配电装置的避雷器，其接闪器、引下线、接地极及接地电阻应合格，并且每年应检测一次，检测工作应由有资质的单位实施。
②建筑物、构筑物的防雷装置设计安装应符合现行国标《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）的有关规定。
③计算机系统的接地应远离独立避雷针接地极，计算机系统应采取防雷电感应和雷电入侵波。
④针对直击雷过电压、侵入雷电波过电压和感应雷过电压，采取以下三种预防措施：
Ⅰ建筑物采用避雷针、避雷线、避雷带和钢筋焊成网等结构，防止雷电直击建筑物。Ⅱ采用氧化锌或阀形避雷器有与该避雷器相配合的进线保护段等保护配合。Ⅲ防止感应雷过电压。为防止发电机绝缘击穿，应在发
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电机回路装设避雷器或电容器。
⑤避雷器每年在雷雨季节前按《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-2005）进行试验。所测量的数据必须归档并与初始值或历年数据进行对比后才能作出结论。
⑥严格按《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）要求设计、施工验收。
⑽防小动物
①电气设备室的门窗、通往外室的电缆沟应封堵严密，不得有孔、缝，人员出入时应随手将门关好，并有不低于50cm高的挡鼠板，防治灭鼠毒饵、捕鼠器械，一旦发现小动物活动痕迹，要彻底追查，电站内不存放和乱丢食物，以免诱入小动物；
②电气设备室内的排气扇、玻璃窗、百叶窗等外口处加装防护网； ③巡视过程中应认真检查站内设备，发现鸟窝立即处理，防止因鸟害造成事故。
6.2.4 建（构）筑物安全对策措施
⑴太阳能电池组件支架、逆变器室基础安全对策措施
①对各太阳能电池组件板基础地质情况进行详勘；
②设计基础时结合工程地质情况，满足地基防液化、动荷载、承载、沉降、抗倾、抗浮等要求。
③严格控制施工工艺和施工质量；
④运行期应对各基础进行定期观测、巡视、维护； ⑤采取有效的地基防腐措施。 ⑵建筑物安全对策措施
①设计必须符合要求；
②严格组织施工，严格验收，确保施工质量； ③抗震设计符合要求；
④防止火灾的发生，消防设施按要求配备。 6.2.5 并网安全对策措施
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⑴调度对策措施
①远动终端设备应是满足与电网调度主站接口、信息采集和传送要求的定型产品。
②接入远动终端设备的信息应满足电网调度的需要，应具备完整的技术资料及远动信息参数表等。
③自动化系统设备屏体应可靠接地，底部应密封；远动系统与通信设备的接口处应设置通道防雷保护装置。
④计量装置配置应符合电力系统关口电能计量装置技术管理规范要求。应装设电量自动采集装置，按调度端主站设置传送数据。
⑵通信设备对策措施
①通信系统应能满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力系统通信的要求。
②通信话路和远动通道等业务通道应保证畅通，调度录音系统应运行可靠；
③通信设备应配置专用电源系统。高频开关电源应定期进行性能检测，通信专用蓄电池组应定期进行核对性充放电试验，并测试单只电池端电压，保证运行可靠；
④所有设备均应良好接地；机房接地母线及设备接地线截面积应合格。 ⑤应执行所在电网调度机构有关通信设备维护检修管理规定。定期对通信设备进行维护和检修，检测数据应符合相关技术标准。 6.2.6 作业环境安全对策措施
⑴在各作业场所应设置各种安全警示牌、警告牌、安全标志。 ⑵照明设正常和事故照明二个分开的供电网络，保证正常充足的照明；必须配置事故照明及备用的蓄电池直流电系统。
⑶凡是高于地面或楼面1.0m以上的高架平台均配置栏杆，栏杆高度为1.05m（高20m及以下的平台）和1.20m（高20m以上的平台）。
⑷所有的楼梯、扶梯均采用防滑条或防滑踏板。 ⑸在低压照明的网络中加装漏电开关，即触电保安器。
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⑹对控制室等的空调系统，均应采取消声措施，降低噪声。 ⑺电气检修作业
①检修作业前，联系运行人员切断与设备连接的电源，并采取上锁措施，在开关箱上或总闸上挂上醒目的“禁止合闸，有人工作”的标志牌。
②所有在带电设备上或其近旁工作的均需要办理《作业许可证》，执行《许可证管理程序》。
③作业人员应按要求穿戴劳保用品（符合“变电所工作时个人防护器材要求”），熟知工作内容，特别是运行人员签署的意见。
④电气作业只能由持证合格人员完成，作业时必须2人以上进行，其中1人进行监护。
⑤电气监护人员必须经过专业培训，取得上岗合格证，有资格切断设备的电源，并启动报警信号；作业时防止无关人员进人有危险的区域；不得进行其他的工作任务。
⑥在维护检修和故障处理中，任何人不得擅自改变、调整保护和自动装置的设定值。
⑻高处检修作业
①登高作业项目负责人应检查、落实高处作业用的脚手架（梯子、吊篮）、安全带、绳等用具是否安全，安排作业现场监护人；
②作业人员应按要求穿戴劳保用品，熟知工作内容，特别是有关部门签署的意见；使用安全带工作时，按照《安全带使用管理规定》执行；使用梯子工作时，按照《梯子安全管理规定》执行；使用脚手架工作时，按照《脚手架使用安全管理规定》执行。
③夜间进行高处作业时，应经有关部门批准，制定出安全措施，并保证充足的灯光照明。
④高处作业过程中，安全监护人要经常与高处作业人员联络，不得从事其他工作，更不准擅离职守；当生产系统发生异常情况时，立即通知高处作业人员停止作业，撤离现场；当作业条件或作业环境发生重大变化时，必须重新办理《高处作业许可证》。
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⑤作业完成后，工完料净场地清，做好现场的清洁卫生工作。 6.2.7 公用工程及辅助设施安全对策措施
⑴本项目的采暖通风与空调的设计、安装应满足《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2015）、《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010）等标准、规范的要求。
⑵监控室、配电室等采用自然进风，机械排风的通风方式，通风换气量按排除室内电气设备余热所需通风量选取，并应考虑每小时不小于12次的事故通风，事故排风机兼作夏季正常通风使用。
⑶二次设备室设分体立柜式空调机调节室内温度，保证室内温度冬季约20℃，夏季约27℃，并设新风换气机提供新风。
⑷本项目消防设施的设计、配备应满足《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）、《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）等标准、规范的要求。
⑸对本项目建成后可能产生的的洪涝灾害、建设单位应采取切实可行的泄洪措施，制定应急预案，准备筑物资、排水设备等。 6.2.8安全生产管理对策措施 1）安全生产管理机构对策措施
根据《中华人民共和国安全生产法》的要求，光伏电站的上级公司应当建立、健全安全生产管理机构。应当配备专职或者兼职的安全生产管理人员（建议配备注册安全工程师），或者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，保证安全生产的责任仍由本单位负责。光伏电站应设置兼职的安全管理人员，负责光伏电站的安全管理工作。
2）安全管理制度对策措施
光伏电站必须遵守《安全生产法》、《江苏省安全生产条例》等有关法律、法规，建立、健全各项安全生产制度、安全操作规程，完善安全生产条件，确保安全生产。
建设单位应具体根据国家、地方和行业标准规范制定各种工艺操作规
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程和安全操作规程。安全生产规章制度主要包括以下内容：
（1）安全生产责任制度； （2）安全生产教育和培训制度； （3）安全生产检查制度；
（4）劳动防护用品配备和管理制度； （5）安全生产奖励和惩罚制度； （6）安全生产事故报告和处理制度； （7）生产值班制度； （8）操作票制度； （9）工作许可制度； （10）操作监护制度；
（11）工作间断、转移、终结制度； （12）电力设施定期检修和维护制度； （13）安全费用投入保障制度； （14）消防管理制度； （15）安全工具使用管理制度； （16）外包服务商安全管理制度； （17）其他保障安全生产的规章制度等； （18）现场文明施工管理制度； （19）应急救援预案管理制度； （20）安全会议制度； （21）隐患排查与治理制度； （22）外来人员管理制度。
企业应根据实际需求建立各类安全管理台账，记录安全制度执行的情况。
3）安全资金投入对策措施
⑴建设单位应当具备的安全生产条件所必需的资金投入，由建设单位的决策机构、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
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生产所必需的资金投入不足导致的后果承担责任。安全费用按照“企业提取、政府监管、确保需要、规范使用”的原则进行财务管理。
⑵安全投入包括完善、改造和维护安全防护设备、设施支出：生产设施的监控、监测、通风、防晒、调温、防火、灭火、防雷、防静电等设施设备；安全教育和培训支出；个人劳动安全保护用品支出；消防器材的配备和更新支出；应急设施和演练支出；安全生产检查与安全评价支出。
⑶建立安全投入资金的管理制度、台帐和使用规定。 4）人员培训与持证安全对策措施
建设单位应当对从业人员进行安全培训，包括主要负责人、安全生产管理人员、特种作业人员和其他从业人员。
⑴单位主要负责人和安全生产管理人员应当接受经安监部门认可的培训机构组织的安全培训，经培训具备与所从事的生产经营活动相适应的安全生产知识和管理能力，并取得安全培训合格证书。
单位主要负责人和安全生产管理人员初次安全培训时间不得少于32学时。每年再培训时间不得少于12学时。
⑵电站必须对新上岗的人员进行强制性安全培训，熟悉有关安全生产规章制度和安全操作规程，具备必要的安全生产知识，掌握本岗位的安全操作技能，增强预防事故、控制职业危害和应急处理的能力，保证其具备本岗位安全操作、自救互救以及应急处置所需的知识和技能后，方能安排上岗作业。未经安全生产培训合格的从业人员，不得上岗作业。
⑶对特种作业人员如“电工进网、电工作业、高处作业”必须持证上岗；对其他“入场人员”如“农业、渔业作业人员”等必须进行安全教育培训，经考核合格后方可进入规范现场。
⑷有关作业人员还需取得行业规定的上岗作业资格证。电站有权接受调度命令的值班人员，应全部经过调度管理规程及有关电网安全运行的培训，经电网企业考核合格后上岗。 5）日常安全管理对策措施
⑴电站的安全生产管理人员应当根据本单位的生产经营特点，根据企
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业的实际组织专项性或全厂性的安全检查，对电站安全生产状况进行经常性检查；对检查中发现的安全问题，应当立即处理；不能立即整改的，应当按照“五落实”的要求制定整改计划，并及时报告本单位有关负责人。检查及处理情况应当记录在案。
⑵对违反安全生产法律、法规、规章、标准、规程和安全生产管理制度的现象，或者因其他因素在生产经营活动中存在可能导致事故发生的物的危险状态、人的不安全行为和管理上的缺陷进行整改或建立防范措施。
⑶认真贯彻执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及现场运行规程和安规中的有关防火及事故处理的规定。
⑷各岗位建立完善的安全操作规程、工艺操作规程，并严格执行，防止出现“三违”现象。
⑸组织员工学习《电力行业紧急救护技术规范》（DL/T 692-2008），掌握基本紧急救护专业技术知识。
⑹坚持按要求对职工进行上岗前、在岗期间、离岗时的健康检查，建立职工健康档案。
⑺电站应执行《工伤保险条例》，及时为从业人员办理工伤保险。 6）外来人员管理措施
⑴建设单位可根据电站的要求，制定电力安全培训教材或农业安全注意事项，定期不定期的对相关人员进行培训，保障人、畜的安全。
⑵与从事农业活动的外来人员签订安全协议。
⑶应在地面标识出地下敷设电缆的位置，防止农民挖断电缆造成触电事故。
⑷室外各宗电气设备“箱”、“柜”全部上机械锁。 7）消防安全方面的对策措施
⑴建设项目的设计应符合《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）等技术标准的规定。
⑵电站配电房、电缆室（电缆垂直通道）应根据规范要求配置火灾探测器。当火灾发生初期，探测器将火灾信号送至消防控制盘，发出声光报
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警信号。应采取防火墙、防火门间隔和遇火能自动封闭的电缆穿线孔等建筑措施。
⑶在明显地点设置消防警示标志，在通道处设置应急照明灯和疏散指示标志。
⑷消防器材的配备数量、品种应符合有关规定，并定期检查各类消费器材，确保消防器材的有效、可靠。
⑸建设项目的设计、施工应符合国家和部颁有关消防规定的要求，并经调试验收合格和消防管理部门验收后方可投入生产。
⑹ 电缆沟的下列部位应设置防火分隔措施： ①电缆从室外进入室内的入口处； ②穿越控制室、配电装置室处； ③电缆沟道每隔60m处； ④电缆沟道分支引接处； ⑤控制室与电缆夹层之间。 8）项目检维修期间安全对策措施
⑴对于需要有资质进行检维修的装置、设施，应根据《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（国家电监会令第28号）的规定委托有相应资质的专业单位实施检维修工程。
⑵建设项目建成后，建设单位在鱼塘水面上进行光伏电池组件巡查和维护时应佩戴水上作业安全保护器具，如救生衣等，携带救生圈、救生绳等。建立安全管理制度，制定应急预案，避免发生造成落水淹溺事故。
⑶施工场所有多个承包单位的，应当与承包方签订专门的安全生产管理协议，或者在承包合同中约定各自的安全生产管理职责；应对承包单位的安全生产工作统一协调、管理。
⑷对于施工单位的施工人员应进行在本单位施工的安全教育，特种作业人员应具备相应的资格，危险作业应办理相关许可手续。 6.2.9关于安全设施“三同时”工作的建议
⑴建设项目安全设施的设计应当由有相应设计资质的设计单位进行。
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⑵建设单位应请有资质的单位对安全设施进行施工。建设项目安全设施竣工后，建设单位应当按照有关安全生产的法律、法规、规章和标准的规定，对建设项目安全设施进行检验、检测，保证建设项目安全设施处于正常生产状态。
⑶建设单位应做好试生产条件准备，编制试生产方案并严格执行。试生产正常后1-3个月，最长不超过6个月，建设单位应进行安全验收评价，并向有关部门申请建设项目安全设施竣工验收。 6.2.10 项目施工期安全对策措施
1）施工、监理单位选择
施工、监理单位应有相应的资质，施工单位的特种作业人员应取得相关部门颁发的特种作业人员操作证书，并做到持证上岗。施工前应对施工人员进行劳动安全的教育，施工人员应配备劳动防护用品。施工现场应根据需要设置警示性标牌、围栏等安全设施，施工过程中应做好施工用电的安全管理。
2）建设施工前准备工作
（1）制定电焊、气焊等作业安全操作规程及动火管理制度，教育职工严格执行，严禁违章动火；
（2）加强电气设备检查、维护和检修规程学习；加强施工人员安全培训和教育；
（3）施工现场灭火器、消火栓等消防设施应满足消防需求。 （4）贮存化学危险品的仓库（汽油）必须配备有专业知识的技术人员，其库房及场所应设专人管理管理人员，必须配备可靠的个人安全防护用品。
（5）贮存化学危险品（汽油）的建筑物区域内严禁吸烟和使用明火。 （6）化学危险品（汽油）贮存区域或建筑物内输配电线路、灯具、事故照明和疏散指示标志都应符合安全要求。
（7）贮存化学危险品（汽油）的建筑必须安装通风设备并注意设备的防护措施。
3）光伏系统安装施工应采取安全措施
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（1）光伏系统的产品和部件在存放、搬运等过程中不得碰撞受损；吊装光伏组件式，光伏组件地步应衬垫木，背面不得收到碰撞和重压。
（2）光伏组件在安装时，表面应铺遮光板遮挡阳光，防止触电危险。 （3）光伏组件的输出电缆不等非正常短路。
（4）对无断弧功能的开关进行连接时，不得在有负荷或能形成低阻回路的情况下连接正负极或断开。
（5）连接完成或部分完成的光伏系统，遇有光伏组件破裂的情况应及时采取限制接近的措施，并应由专业人员处置。
（6）不得局部遮挡光伏组件，避免产生热斑效应。 4）防止气瓶爆炸措施
（1）使用乙炔气瓶、氧气瓶、压缩空气储气罐前，一定要进行检查，查标记、颜色、安全附件、技术资料、安全状况等。
（2）不得对气瓶瓶体、压缩空气储气罐进行焊接和更改气瓶的钢印或颜色标记，乙炔气瓶专瓶专用，不得擅自改装它类气体。
（3）乙炔气瓶、氧气瓶不得靠近热源、电器设备、可燃助燃性气体的气瓶，与明火的距离不得小于lOm，严禁放置在通风不良或有放射性射线源的场所使用。
（4）乙炔气瓶、氧气瓶开阀时应缓慢开启不要过快，严禁敲击、碰撞和火花，防止静电，严禁在瓶体上引弧，严禁将乙炔气瓶放置在电绝缘体上使用，严禁手持点燃的焊割工具调节减压或开闭乙炔气瓶瓶阀。
（5）乙炔气瓶、氧气瓶、、压缩空气储气罐要按检验项目和规程进行定期技术检验，要认真填写记录，载人气瓶档案，做到一瓶一档，报废的气瓶不得与一般气瓶混放，应由检验单位进行破坏性处理，严禁使用不合格的气瓶。
11）施工安装人员应采取防触电措施，并应符合下列规定：应穿绝缘鞋、戴低压绝缘手套、使用绝缘工具；不应在雨、雪、大风天作业。
12）施工现场按区域划分管理，严格执行“5S”要求。
13）建设单位应与施工单位签订安全生产协议，明确双方的安全责任。
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第七章 事故应急预案编制原则及框架要求
7.1 应急预案体系构成
依据《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T 29639-2013）、《生产安全事故应急预案管理办法》（安监总局令第88号）、《关于印发<电力企业应急预案管理办法>的通知》（电监安全[2009]61号）及《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）的要求，企业应针对各级各类可能发生的事故和所有危险源制订生产安全事故应急救援预案，并形成体系。明确事前、事发、事中、事后的各个过程中相关部门和有关人员的职责，应急预案体系应包括：
（1）综合应急预案
综合应急预案是从总体上阐述事故的应急方阵、政策，应急组织机及 相关应急职责，应急行动、措施和保障等基本要求和程序，是应对各类事故的综合性文件。
（2）专项应急预案
专项应急预案是针对具体的事故类别、危险源和应急保障而制定的计划或方案，是综合应急预案的组成部分，应按照综合应急预案的程序和要求组织制定，并作为综合应急预案的附件。专项应急预案应制定明确的救援程序和具体的应急救援措施。
（3）现场处置方案
现场处置方案是针对具体的装置、场所或设施、岗位所制定的应急处置措施。现场处置方案应具体、简单、针对性强。现场处置方案应根据风险评估及危险控制措施逐一编制，做到事故相关人员应知应会，熟练掌握，并通过应急演练，做到迅速反应、正确处置。
各级预案的编制内容要求应符合《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T 29639-2013）规定。
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7.2 应急预案的管理
依据《生产安全事故应急预案管理办法》（安监总局令第88号）、《关于印发<电力企业应急预案管理办法>的通知》（电监安全[2009]61号）等，对企业的应急预案提出下列要求： 7.2.1 应急预案的编制应当符合基本要求 （1）有关法律、法规、规章和标准的规定； （2）本地区、本部门、本单位的安全生产实际情况； （3）本地区、本部门、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，满足本地区、本部门、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。 7.2.2 应急预案的评审、备案和演练、修订等相关要求
（1）建设单位应当对编制的应急预案进行评审或论证。
（2）应急预案的评审或者论证应当注重应急预案的实用性、基本要素的完整性、预防措施的针对性、组织体系的科学性、响应程序的操作性、应急保障措施的可行性、应急预案的衔接性等内容。
（3）建设单位应急预案经过评审或者论证后，由建设单位主要负责人签署公布。
（4）生产经营单位应急预案，按照隶属关系报所在地县级以上地方人民政府安全生产监督管理部门和有关主管部门备案。
（5）建设单位申请应急预案备案，应当提交以下材料： ①应急预案备案申请表。
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②应急预案评审或论证意见。 ③应急预案文本及电子文档。
（6）建设单位应当制定本单位的应急预案演练计划，根据本单位的事故预防重点，每年至少组织一次综合应急预案演练或专项应急预案演练，每半年组织一次现场处置方案演练。应急预案演练结束后，建设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。
（7）建设单位制定的预案应当至少每三年修订一次，预案修订情况应有记录并归档。
（8）有下列情况之一的，应急预案应当及时修订，并按照有关应急预案报备程序重新备案。
①建设单位因兼并、重组、转制等导致隶属关系、经营方式、法定代表人发生变化的。
②建设单位生产工艺和技术发生变化的。 ③周围环境发生变化，形成新的重大危险源的。 ④应急组织指挥体系或者职责已经调整的。 ⑤依据的法律、法规、规章和标准发生变化的。 ⑥应急预案演练评估报告要求修订的。 ⑦应急预案管理部门要求修订的。 7.2.3 应急预案的实施 （1）应急预案的宣传、培训
建设单位应当采取多种形式开展应急预案的宣传教育，普及生产安全事故预防、避险、自救和互救知识，提高从业人员安全意识和应急处置技能。应每年至少组织一次预案培训。培训的主要内容应当包括：
●应急预案体系构成、应急组织机构及职责、应急资源保障情况； ●不同类型突发事件的预防和处置措施；
●了解应急预案内容、应急通讯、应急程序和岗位应急处置方案；
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●应急预案的要点、应急扩大情景、应急疏散路线及标志。 （2）应急预案演练
建设单位应当制定本单位的应急预案演练计划，根据本单位的事故预防重点，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。 （3）应急预案评估
应急预案演练结束后，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。同时要对应急预案的管理情况进行总结。 （4）应急预案的修订
应急预案应当至少每三年修订一次,预案修订情况应有记录并归档。其次，应急预案演练过程发现问题，应及时修订完善。此外，遇有国家规定的几种类型情况的，应及时对企业的应急预案给予修订。并按照有关程序重新备案。
7.3 建议企业应编制的主要应急预案
1）光伏发电站生产安全事故综合应急预案 2）光伏发电站生产安全事故专项应急预案
（1）光伏发电站停电事故应急预案； （2）重大设备事故应急预案； （3）触电事故应急预案； （4）火灾事故应急预案； （5）人身伤亡事故应急预案； （6）自然灾害应急预案。
3）光伏发电站生产安全事故现场处置方案
（1）人身事故类
①高处坠落事故处置方案；
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②机械伤害事故处置方案； ③触电事故处置方案； ④火灾事故处置方案； ⑤物体打击事故处置方案。 （3）设备事故类
①变压器故障处置方案； ②变电站母线故障处置方案； ③逆变器故障处置方案。 ④监测监控系统故障应急预案 （4）火灾事故类
①变压器火灾事故处置方案； ②电缆火灾事故处置方案；
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第八章 安全专项投资估算
8.1 编制依据
（1）《电力建设工程概算定额（2006版）》（中国电力企业联合会） （2）《电力工程装置性材料预算价格》（2008版）
（3）《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企［2012］16号） 8.2 价格年水平
概算按照2015年第二季度价格水平计算。 8.3 安全专项工程量
（1）淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目配备人员上岗前，进行必要的安全教育和操作技能培训。
（2）按照国家、行业标准为项目人员上岗前配备相应的劳动防护用品。 （3）建立巡回检查制度、隐患消除治理制度、维护维修制度及修订应急预案等。
（4）对生产设备设施等日常维护、更新、补充等。 8.4 投资估算
本项目总投资为3752.23万元，其中建设投资为3170.40万元，铺底流动资金为581.83万元。其中安全专项投资约115万元，约占总投资3.06%。具体详见表8-1。
表8-1 该项目安全专项投资估算一览表
序号 1 竣工验收 安全教育与培训、应急预2 案编制修订、应急演练 3 4 5
安全专项工程内容 安全预评价、验收评价、投资估算（万元） 15 备注 5 安全标志标识 消防报警系统 消防灭火器材 122
2 10 3 淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目安全预评价
防火、防爆、防雷、防静在各专业主电、防电伤、防高空坠落、6 防机械伤害、防暴风、防予体现 严寒、防斑点 安全监测及附属设施、安全检测设备及安全操作工7 器具、安全监督管理设施及设备 8 9 10 个体防护器材及劳保用品 应急救援设施及器材 并网安全性检测检验 项目安全专项投资 合计 项目建设总投资 安全专项投资/总投资 3 2 5 115 表中费用均3752.23 为估算值 3.06% 20 50 体设计中给
根据上表可知，安全专项资金投入约为115万元，该费用中不含光伏发电设备、主变等设备本体的安全保护和防雷系统装置费用。
根据《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企［2012］16号）要求，施工期安全费用占建筑安装工程造价的比例应不低于2.0%，施工期安全费用支出应纳入项目的总概算中。
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第九章 安全预评价结论
9.1 评价结果综述
9.1.1 产业政策及规划符合性 （1）产业政策符合性
根据发改委《产业结构调整指导目录》（2013年修订）中第一类鼓励类中的五项新能源，“太阳能发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造”，本项目是太阳能光伏发电系统集成技术开发应用，属于第一类鼓励类项目。
经查询，本项目属于《江苏省工业和信息产业结构调整指导目录》（苏政办发[2013]9号）及其修正中第一类鼓励类中的三项新能源，“太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造；光伏发电技术与系统开发及应用，光伏分布式能源系统开发与应用”，因此，本项目符合国家及地方的相关产业政策。 （2）产业规划符合性
《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策通知》中规范太阳能光伏发电价格管理，促进太阳能光伏发电产业健康持续发展，决定完善太阳能光伏发电价格政策，表明国家大力扶持光伏发电站产业。
淮安金鑫光伏电力有限公司投资建设4MW光伏发电项目，项目的建成后将为淮安提供清洁能源，为淮阴区的经济和城市发展提供有力支持，是一件利国利民的好事。
9.1.2 主要危险、有害因素评价结果
本报告通过对淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目存在的危险、有害因素分析，认为该工程项目存在的主要危险、有害因素有：
（1）建设项目在运行过程中主要危险、有害因素
自然灾害(包括地质灾害、气候灾害)、电气伤害、物体打击、火灾、变
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压器爆炸、高处坠落、车辆伤害、起重伤害和孤岛效应、热斑效应、误操作、淹溺以及高、低温危害、电磁辐射伤害、触电危害和高处坠落危害等;
（2）建设项目在施工过程中主要危险、有害因素
起重伤害、高处坠落、车辆伤害、机械伤害、物体打击、触电、坍塌、淹溺、灼烫、噪声等。
（3）经识别，本项目无重大危险源。 （4）选址及总平面综合评价
该项目位于淮阴区五里镇工业开发区，项目所在地太阳能资源丰富，年平均日照小时数为2047. 5小时，全年水平面太阳辐射为5309. 2兆焦/平方米，属于太阳能资源的三类地区，项目选址、周边环境、总平面布置等设计方案能够满足《工业企业总平面设计规范》（GB50187-2012）、《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）等规范中的相关要求。 9. 2评价方法结果分析汇总
本报告通过对淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目中的危险、有害因素分析，采用了安全检查表、预先危险性分析及类比法等评价方法，定性与定量相结合，其分析评价结果总结如下：
（1）评价组通过采用安全检查表对厂址、总平面布置及主要建(构)筑物单元进行评价，认为项目可研性报告对总体规划及总平面布置等方面进行了充分考虑，相关观点均能满足规程规范要求。建议在下一步设计中充分考虑太阳电池方阵及其设备的防风加固措施，以确保光伏电站安全运行。 （2）通过预先危险性分析可知：光伏电场设备及其系统单元中的高处坠落危险等级为III级，物体打击和坍塌事故的危险等级为II级。建议项目建成正式投入运行后，对于危险等级为III级的作业，应制定相应的安全操作规程，采取切实有效的防范措施，避免事故发生或减轻其危害后果。 （3）通过预先危险性分析可知：电气设备及其系统单元主要事故的危险等级III为变压器油燃烧、爆炸和变配电设备火灾及孤岛效应;II级为漏电、电击和真空断路器过电压及电缆火灾，对于危险等级为III级的作业应制定有效措施，避免事故发生后以减轻其危害后果。
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(4)通过对作业环境单元的评价，评价组认为：在光伏发电过程中无有毒、有害物质产生，职业危害程度较轻。同时，项目的设备设施的自动化、智能化，实现电子远程自动监控，可有效减少了作业人员接触有害因素的机会，即使在室外进行巡视和检修作业过程中，只要在个体防护上采取一定的措施，将不会造成明显的职业危害。
9. 3预评价结论
本报告认为淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目的选址、总平面布置及建构筑物、生产工艺、公用工程等方面，符合国家或行业的相关法律、法规、标准、规范的要求。建设单位、设计单位、施工单位和工程监理单位在进行工程设计、施工、监理和光伏发电生产运行中采取项目可行性研究报告和预评价报告提出的对策措施的基础上，严格执行和遵守国家有关法律法规，加强工程质量监督和管理，做好建成后的工程竣工验收、安全试运行和安全设施竣工验收等环节的工作，项目建设和运行中存在危险有害因素的风险是可以接受的。
评价结论：淮安金鑫光伏电力有限公司4MW光伏发电项目符合国家有关安全法律、法规及技术、标准的规定，其安全条件能够满足安全生产的要求。
9.4 应重视的安全对策措施建议 9.4.1 安全技术对策措施 （1）光伏系统防雷和接地保护
①设置光伏系统防雷措施，其防雷等级分类及防雷措施应按现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定执行；
②光伏系统防直击雷和防雷击电脉冲的措施应按现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定执行。
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③直流电路可以在光伏方阵输出电路的任意一点接地，接地点应尽可能置于靠近光伏组件和任何其他原件，如开关、熔断器、保护二极管之前，更好的保护系统免遭雷电引起的电压冲击。
④为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，应在35kV线路、升压变压器高低压侧、35kV段母线处装设氧化锌避雷器：
⑤所有的屏柜体、打印机等设备的金属壳体均应可靠接地。通迅电缆、控制电缆金属外皮和屏蔽层应接地。
光伏组件采用接地电缆将组件支架与厂区接地网连接。
接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。光伏组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌钢管。接地电阻以满足组件厂家要求为准。
初步设计时应对厂址土壤电阻率进行采样检测，并进行修正后决定接地电阻值。
（2）重视“孤岛效应”保护
\"孤岛效应\"对设备和人员的安全存在重大隐患，主要体现在两方面：一方面是当检修人员停止电网的供电，并对电力线路和电力设备进行检修时，若并网太阳能电站的逆变器仍继续供电，会造成检修人员伤亡事故；另一方面，当因电网故障造成停电时，若并网逆变器仍继续供电，一旦电网恢复供电，电网电压和并网逆变器的输出电压在相位上可能存在较大差异，会在这一瞬间产生很大的冲击电流，从而损坏设备。建议采取： ①被动式防孤岛检测方法：通过检测并网变流器的输出电压、电流、频率、谐波等的变化来判断电网是否存在，一般无需增加逆变器硬件电路。常用的被动式防孤岛检测技术主要有：过/欠压和高/低频率检测法、电压谐波检测法、电压相位突变检测法。
②主动式防孤岛检测方法：通过控制逆变器，使其输出电压、频率、相位或谐波产生一定的预期扰动，检测实际扰动与预期扰动的差异判断电
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网是否存在。
③采用被动式检测方案与至少一种主动式检测方案相结合的方法：孤岛现象是分布式新能源并网时必须面对的技术难题，如何有效防止非计划性孤岛现象的产生，是分布式新能源并网逆变器或变流器的重要研究内容。不论是被动式还是主动式防孤岛检测方案，都需要对电网电参量进行全面的测量和详尽的分析，不断在实践中总结提高发电系统运行安全性。 （3）加强工程建设质量管理
根据（国能新能[2014]445号）《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》精神，为提高光伏电站的运行质量、安全和效率，应做好：
① 光伏电站项目须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏电池组件、逆变器等关键设备。
② 项目单位进行设备采购招标时，应明确要求采用获得认证且达到国家规定指标的产品。
③ 光伏电池组件供货厂商应提供与检测认证相一致的电池片、银浆、封装材料、玻璃、背板、接线盒、连接器等关键部件和原辅材料来源、规格和等级信息。
④ 光伏电站工程设计和建设单位应严格执行国家标准（含行业标准）和工程规范，项目单位应按照有关管理规定进行工程项目竣工验收。 （4）重点部位安全警示标识
① 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，设置防触电警示标识。 ② 电气楼、办公楼应沿疏散走道和安全出口的正上方设置灯光疏散指示标志。
③ 埋地电缆布置时应考虑尽量避开车辆、人员长期通行位置，电缆通过位置应设置警示标志，防止人员随意动土导致的电缆损坏。 9.4.2 安全管理方面对策措施
（1）按照《安全生产法》的规定建立完善的安全生产监督管理体系。
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电站负责人及运行、维修、管理人员应当经安全生产监督管理部门及专业对口主管部门培训合格，具备与所从事的生产经营活动相适应的安全生产知识和管理能力，取得相应的培训合格证书。
（2）不断健全电站各部门及人员的安全生产责任制、运行安全操作规程、检测维护和保养检修规程、事故隐患排查治理规程。保持安全投入，不断提高安全生产保障水平。
（3）加强电站生产安全事故事故应急预案培训，提高员工掌握操作岗位应急措施技能，定期组织有关人员进行应急演练，提高人员安全技能。
（4）建设项目安全设施竣工或者试运行完成后，生产经营单位应当委托具有相应资质的安全评价机构对安全设施进行验收评价，编制建设项目安全验收评价报告，及时组织安全设施竣工验收。
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第十章 与建设单位交换意见的情况结果
评价组就建设项目安全评价的各个方面情况，与企业反复、充分的交换了意见，其主要内容如下：
序号 1 2 交换内容 项目概况与企业单位提供的建 设内容是否一致 项目的安全对策措施与建议是 否可行 评价公司意见 一致 可行 企业单位意见 一致 可行 备注 3 建设项目的设计单位是否满足国委托有资质设计院家相关规定的项目设计的要求 设计 同意评价机构的意见，已委托新疆普利达工程咨 询有限公司 评价单位确认签字或盖章 评价项目负责人： 年 月 日
被评价单位确认签字或盖章： 项目负责人： 年 月 日 130
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附 件
1、 企业营业执照
2、 关于淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目备案的通知（淮发改投资备【2017】7号）
3、 淮安金鑫光伏电力有限公司4MWp光伏发电项目安全预评价委托书 4、项目地理位置图、周边环境图、规划用地红线图、总平面布置图 5、 光伏发电工程集电线路布置图
6、 土地租赁协议
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委 托 书
江苏三联安全评价咨询有限公司：
根据《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令第70号）、《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》（安监总局令第36号（2015年修订））的规定和项目管理程序的要求，兹委托贵院对我公司4MW光伏发电项目进行安全预评价。
评价范围包括：4MW光伏发电项目拟建的生产设施、辅助设施以及涉及的光伏发电作业和相关活动。
淮安金鑫光伏电力有限公司
2016年11月2日
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