1688.com,阿里巴巴打造的全球最大的采购批发平台
1688/淘宝会员（仅限会员名）请在此登录
cbulogin.et2Server is OK关于带负荷测试母线差动保护的探讨
作者：安全管理网　
来源：安全管理网　点击：
　评论：　更新日期：日
&母线是电力系统变电站的重要电气设备之一。在运行中某一电压等级的母线发生短路故障可能会引起全站停电的事故，甚至扩大为电力系统的事故；同时，由于故障电流大，也会造成有关设备严重损坏。为了使母线发生短路故障时影响范围最小，故障时间最短，就必须配置可靠、快速、选择性好的母线保护，以便能及时切除短路故障点。母线差动保护是承担这个重任的比较理想的保护装置，它具有原理简单、采用电气量少、动作无延时以及保护范围准确等特点，能够快速有效地切除故障母线，对电网的安全稳定运行起着十分重要的作用。&&& 1& 带负荷测试母线差动保护的必要性&&& 虽然母线差动保护的原理简单，但保护装置的正确动作却受多方面因素的影响：一是变电站的母线上一般都连接有多条输出线路，各条线路配置的保护用的电流互感器(以下简称CT)变比和极性必须正确；二是各线路CT二次输出的电流误差值应符合规定的范围；三是母联断路器、母联兼旁路断路器或分段用的断路器配置的CT变比和极性正确，要符合一次系统运行方式。总之，二次回路的组合要满足母线差动保护原理的要求。而这些因素在回路没有电流的情况下鉴定工作量大，且容易出现错误。为了对这些因素作出准确的分析判断，就需要对母线差动保护进行带负荷电流测试工作，以验证差动保护在运行中各方面因素的正确性。&&& 2& 应测试的主要数据&&& 怎样知道母线差动保护的配置在安装、调试、整定等环节是否有疏漏，如CT的极性是否接反，回路是否接错，整定时平衡系数是否算错等，可以在带负荷的情况下测试以下有关数据，为下一步分析判断做准备。&&& 2.1& 差流或差压&&& 目前，多数变电站配置的母线差动保护主要有电磁型(如BCH-1型、PMH型)和微机型(如RCS-915型)2种。电磁型母差保护采用磁平衡补偿的差动继电器和中阻抗母线差动继电器，需用高阻抗输入的0.5级交流电压表依次测出A，B，C相差压。微机型母差保护采用电流平衡补偿的差动继电器，用钳形相位表或通过微机保护的液晶显示屏依次测出A，B，C相差流。&&& 2.2& 各侧电流的幅值和相位&&& 仅仅通过差流来判断母线差动保护的正确与否是不充分的，因为有些接线或变比的小错误产生的差流并不明显，而且差流与负荷电流的变化成正比，负荷变小，差流也跟着变小。所以除需测试差流外，还要用钳形相位表从保护屏的端子排上依次测出各侧A，B，C相的幅值和相位(相位以某相PT二次电压为基准)，并记录。这里不建议通过微机保护装置的液晶显示屏记录电流的幅值和相位。&&& 2.3& 母线的潮流值&&& 通过后台显示器或控制屏以及调度端，遥测记录母线上各路电流、有功功率、无功功率的大小和流向，为下一步分析CT的变比和极性奠定基础。&&& 因差流是随负荷电流成正比变化的，因此测试时负荷电流应当越大越好。负荷电流越大，各种错误在差流中体现得就越明显，就越容易判断。但在实际运行中，母线受网络各方面的限制，其负荷电流不会很大，不过至少应满足所用测试仪器精度的需要，同时也要满足差流和负荷电流的可比性。如果轻负荷时差流与负荷电流的数值相差不大，那么判断母差保护的正确性就会很困难。&&& 3& 对所测得的数据进行分析&&& 对以上测试所得的各项数据进行正确的分析和判断，是判断保护装置能否正确动作的关键环节。对所测得的数据进行分析判断的方法如下。&&& 3.1& 分析电流的相序&&& 当二次接线正确时，各条线路的电流都应是正序排列，即A相超前于B相，B相超前于C相，C相超前于A相。如果不是正序，则可能是因为以下错误原因造成的：&&& (1) 一次设备引到端子箱的二次电流回路相别，与一次设备相别不对应，如从A相CT上引到端子箱的电缆芯，接在了定义为B相的电流回路上，这种情况可能在一次设备倒换相别时发生；&&& (2) 从端子箱到保护屏的电缆芯接错了，如一根电缆芯的一端接在端子箱的C相电流回路，而另一端接在了保护屏的B相电流输入端，这种情况可能是由于保护人员查错了线或是配错了线而造成的。&&& 3.2& 分析电流的对称性&&& 3.2.1& 造成某相电流幅值偏差大于10%的原因&&& 在正确接线下，A，B，C三相电流的幅值应该基本相等，且相位互差120。，即A相电流超前B相120。，B相电流超前C相120。，C相电流超前A相120。。若某相电流幅值偏差大于10%，可能是以下原因造成的：&&& (1) 该条线路的某相CT二次绕组抽头接错，造成变比不同；&&& (2) 该条线路的负荷三相对称，但负荷波动较大，造成测量三相电流幅值时所带的负荷相差大，所以幅值差别大；&&& (3) 某相电缆绝缘不好，对电缆屏蔽层形成分流，使流入保护屏的实际电流减小；&&& (4) 某一相在接线过程中存在寄生回路。&&& 3.2.2& 造成相位差大于120。(1±0.1)的原因&&& 若某两相间的相位差大于120。(1±0.1)，原因可能有：&&& (1) 该两相中的某一相电流回路存在寄生回路，造成该相电流相位偏移；&&& (2) 该两相中的某一相绝缘不好，致使电流分流，相位偏移；&&& (3) 该条线路的功率因素波动大。功率因素大时测得的一相电流相位与功率因素小时测得的另一相电流相位偏移大。&&& 3.3& 核对CT变比&&& 用某条线路的一次电流除以二次电流，可以得出实际的CT变比，该变比应与整定变比基本一致。若偏差大于10%，则原因可能有：CT的一次侧未按照定值变比进行串联或并联连接；CT的二次侧未按照定值变比接在相应的抽头上。这2种情况都可能是安装人员失误所致。&&& 3.4& CT极性分析&&& 母线上一般连有多条线路，可通过分析各条线路同名相电流相位，来检查差动保护的电流回路CT极性的正确性。以各线路负荷潮流方向为准，线路CT的二次电流、电压夹角应与该线路有、无功负荷决定的一次电流、电压夹角相同或相差180。。如以各线路负荷潮流方向为准，母线向线路送出有功90 MW，无功70 MVar，则一次电流电压夹角=Arctg(70/90)=38。，若从线路流向母线有功90 MW，无功70 MVar，则=-Arctg(70/90)=-38。。如果一条线路一二次电流、电压夹角差与其他线路的夹角差偏差大，则可能是该条线路CT的二次绕组的极性接反了(注：母联或分段断路器也当作挂在母线上的一条线路来考虑)。&&& 3.5& 分析差流或差压大小，判断整定的正确性&&& 当母线上某条线路的CT变比与其他的不一致时，需要补偿。对于微机母差保护采用平衡系数来补偿，要求差流不大于60 mA；电磁型母差保护采用磁平衡补偿的差动继电器，用变流器或平衡线圈来补偿，规定差压不大于150 mV；中阻抗母线差动继电器用变流器来补偿，要求差压接近于0。若不能满足要求，可能原因有：&&& (1) 平衡系数、平衡线圈匝数算错或变流器变比不对；&&& (2) 从3.1～3.4所列举的情况，都可能导致差流或差压不满足要求。
Tag:相关内容
电气安全热点内容
9094551516375243739325770255792405821404
电气安全推荐内容
03-2903-2903-2903-2903-2103-2103-2003-10
安全管理论坛新帖
论坛数据加载中...
　|　 　|　 　|　 　|　 　|　　|　 　|　　|　　|　　|　　
&& 北京东方创想科技有限公司 &&
运营单位：北京创想安科科技有限公司
联系电话： &&E-mail：　当前位置： >>
光伏项目安全设计专篇
XX 光伏项目安全设施设计专篇(送 审 版 )安全设施设计工作人员组成人员 负责人姓名专业名称 给排水 施工组织 风资源 总图、建筑签字备注编制人 电气一次 电气二次 给排水 审核人 审定人 给排水 电气目第一章录概述 ............................................................................................................................ 11.1 设计依据 ........................................................................................................................... 1 1.2 设计范围 ........................................................................................................................... 5 1.3 工作进展 ........................................................................................................................... 6 第二章 建设项目概况 ............................................................................................................ 62.1 业主简介 ........................................................................................................................... 6 2.2 建设项目场址条件 ........................................................................................................... 6 2.3 总图布置 ........................................................................................................................... 8 2.4 建、构筑物 ....................................................................................................................... 9 2.5 光伏系统工艺方案 ......................................................................................................... 11 2.6 电气设计 ......................................................................................................................... 12 2.7 辅助设施 ......................................................................................................................... 20 2.8 劳动定员 ......................................................................................................................... 22 第三章 项目涉及的危险、有害因素和周边环境安全分析 .............................................. 243.1 总图布置及自然条件的危险有害因素辨识与分析 ..................................................... 24 3.2 光伏发电系统危险有害因素辨识与分析 ..................................................................... 26 3.3 电气系统危险有害因素辨识与分析 ............................................................................. 29 3.4 并网系统危险有害因素辨识与分析 ............................................................................. 34 3.5 控制和保护系统危险有害因素辨识与分析 ................................................................. 36 3.6 生产作业场所危险有害因素辨识与分析 ..................................................................... 37 3.7 项目建设过程危险有害因素辨识与分析 ..................................................................... 39 3.8 安全管理方面存在的危险有害因素辨识与分析 ......................................................... 39 3.9 重大危险源辨识 ............................................................................................................. 41 第四章 第五章 第六章 建筑及场地布置 ...................................................................................................... 42 重大危险源分析及检测监控 .................................................................................. 43 安全设施设计采取的防范措施 .............................................................................. 446.1 工程选址及总平布置设计的防范措施 ......................................................................... 44 6.2 自然灾害的防范措施 ..................................................................................................... 4516.3 主要建构筑物的防范措施 ............................................................................................. 46 6.4 主要设备及系统的防范措施 ......................................................................................... 46 6.5 其他危险、有害因素的防范措施 ................................................................................. 50 6.6 消防设施安全措施 ......................................................................................................... 54 6.7 安全色与安全标识的设置 ............................................................................................. 59 第七章 安全生产管理机构设置或者安全生产管理人员配备情况 .................................. 607.1 安全生产机构设置及人员配备 ..................................................................................... 60 7.2 安全生产管理制度 ......................................................................................................... 61 第八章 从业人员教育培训情况 .......................................................................................... 658.1 公司安全管理人员 ......................................................................................................... 65 8.2 光伏电站站长 ................................................................................................................. 65 8.3 安全员 ............................................................................................................................. 66 8.4 特殊工种、技岗人员、普通工 ..................................................................................... 66 8.5 教育培训实施措施 ......................................................................................................... 66 8.6 新员工入场安全育及培教训计划 ................................................................................. 67 第九章 工艺、技术和设备、设施的先进性和可靠性分析 .............................................. 699.1 工艺、技术方案 ............................................................................................................. 69 9.2 电气设备 ......................................................................................................................... 70 第十章 第十一章 安全设施投资概算 .................................................................................................. 72 安全预评价报告中的安全对策和建议采纳情况说明 ...................................... 7311.1 总平面布置和建筑方面 ............................................................................................... 73 11.2 建筑设施方面对策措施采纳情况 ............................................................................... 73 11.3 光伏发电系统对策措施采纳情况 ............................................................................... 74 11.4 电气设备及系统安全对策措施 ................................................................................... 74 11.5 并网安全技术对策措施 ............................................................................................... 74 11.6 施工期、运营期劳动安全对策措施 ........................................................................... 75 11.7 其他安全对策措施 ....................................................................................................... 75 第十二章 第十三章 预期的效果及存在的问题与建议 ...................................................................... 76 事故预防及应急救援措施 .................................................................................. 7713.1 制定事故处理预案的基本要求 ................................................................................... 7713.2 制定事故处理预案的依据 ........................................................................................... 77 13.3 编制的准备 ................................................................................................................... 78 13.4 事故紧急预案编制 ....................................................................................................... 78 13.5 本工程应编制的主要事故应急救援预案 ................................................................... 79 13.6 本工程已编制的主要事故应急救援预案 ................................................................... 81 第十四章 第十五章 第十六章 法律、法规、规章、标准规定需要说明的其他事项 ...................................... 83 附件 ...................................................................................................................... 84 附图 ...................................................................................................................... 85第一章 概述1.1 设计依据1.1.1 国家地方相关政策、法律法规1. 《中华人民共和国安全生产法》（国家主席令 [2014]第 70 号） 2. 《中华人民共和国电力法》（国家主席令 [2009 年 ]修订第 60 号） 3. 《中华人民共和国消防法》（国家主席令 [2008]第 6 号） 4. 《中华人民共和国防洪法》（国家主席令 [1997]第 88 号） 5. 《中华人民共和国防震减灾法》（国家主席令 [2008]第 7 号） 6. 《中华人民共和国道路交通安全法》（国家主席令 [2011]第 47 号） 7. 《中华人民共和国突发事件应对法》（国家主席令 [2007]第 69 号） 8. 《中华人民共和国可再生能源法》（国家主席令 [2005]第 33 号） 9. 《中华人民共和国职业病防治法》（国家主席令 [2011]第 52 号） 10. 《电力设施保护条例》（国务院令第 239 号） 11. 《建设工程质量管理条例》（国务院令第 279 号） 12. 《国务院关于特大安全事故行政责任追究的规定》 (国务院令第 302 号 ) 13. 《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第 393 号） 14. 《地质灾害防治条例》（国务院令第 394 号） 15. 《电力监管条例》（国务院令第 432 号） 16. 《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第 493 号） 17. 《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第 599 号） 18. 《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》(国发 [2008]20 号） 19. 《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） 20. 《劳动防护用品监督管理规定》 (国家安全生产监督管理总局令第 1 号） 21. 《生产经营单位安全培训规定》 (国家安全生产监督管理总局令第 3 号） 22. 《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》（国家安全生产监督管理总局 令第 16 号） 23. 《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》（国家安监总局 361号令） 24. 《安全生产事故应急预案管理办法》（安监总局令 [2009]第 17 号） 25. 《电力企业综合应急预案编制导则 （试行） 》 （国家电力监管委员会 2009 年 6 月 16 日发布） 26. 《电力企业专项应急预案编制导则 （试行） 》 （国家电力监管委员会 2009 年 6 月 16 日发布） 27. 《电力企业现场处置方案编制导则 （试行） 》 （国家电力监管委员会 2009 年 6 月 16 日发布） 28. 《防雷减灾管理办法》（中国气象局第 8 号令） 29. 《国家电力监管委员会安全生产令》（国家电力监管委员会令第 1 号） 30. 《电力安全生产监管办法》（国家电力监管委员会令第 2 号） 31. 《电网运行规则（试行）》（国家电力监管委员会令第 22 号） 32. 《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会令第 5 号） 33. 《危险化学品名录》 (2012 年版 )（国家安全生产监督管理总局发布） 34. 《电力设施保护条例实施细则》 （中华人民共和国国家经济贸易委员会、 中华人民共和国公安部令第 8 号） 35. 《关于开展重大危险源监督管理工作的通知》（安监管协调字 [2004]56 号） 36. 《关于做好建设项目安全监管工作的通知》（安监总协调 [ 号） 37. 《关于规范重大危险源监督与管理工作的通知》 （安监总协调 [ 号） 38. 《关于加强电力建设起重机械管理的通知》（电监安全 [2006]28 号） 39. 《关于进一步加强电力应急管理工作的意见》（电监安全 [2006]29 号） 40. 《关于印发 &电力建设安全生产监督管理办法 &的通知》（电监安全 [2007]38 号） 41. 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发 [ 号 42. 《甘肃省安全生产条例》 （甘肃省人民代表大会常务委员会公告第 37 号） 43. 甘肃省生产经营单位安全生产主体责任规定》（甘肃省人民政府令第 61 号） 44. 《甘肃省消防条例》（ 2010 年 5 月 27 日甘肃省十一届人大常委会第十 五次会议通过）21.1.2 工程设计有关的标准、规程规范1. 《企业职工伤亡事故分类标准》（ GB） 2. 《危险化学品重大危险源辨识》（ GB） 3. 《生产过程危险和有害因素分类与代码》（ GB/T） 4. 《工作场所有害因素职业接触限值第 1 部分：化学有害因素》 （ GBZ2.1-2007） 5. 《工作场所有害因素职业接触限值第 2 部分：物理因素》 （ GBZ2.2-2007） 6. 《建筑工程抗震设防分类标准》（ GB） 7. 《建筑变形测量规范》（ JGJ8-2007） 8. 《建筑抗震设计规范》（ GB） 9. 《高耸结构设计规范》（ GB） 10. 《建筑结构荷载规范》（ GB） 11. 《建筑地基基础设计规范》（ GB ） 12. 《地面用光伏（ PV）发电系统概述和导则》（ GB/T） 13. 《光伏发电站设计规范》（ GB） 14. 《光伏（ PV）组件安全鉴定第 1 部分：结构要求》（ GB/T6） 15. 《光伏发电站接入电力系统技术规定》（ GB/Z） 16. 《光伏系统并网技术要求》（ GB/T） 17. 《光伏（ PV）系统电网接口特性》（ GB/T） 18. 《 66kV 及以下架空电力线路设计规范》（ GB） 19. 《电力设施抗震设计规范》（ GB ） 20. 《电力工程电缆设计规范》（ GB ） 21. 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（ GB/T ） 22. 《系统接地的型式及安全技术要求》（ GB) 23. 《低压配电设计规范》（ GB） 24. 《防止静电事故通用导则》（ GB ） 25. 《继电保护和安全自动装置技术规程》（ GB） 26. 《建筑物电力装置第 4-41 部分： 安全防护电击保护》 （ GB4） 27. 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（ GB ） 28. 《建筑设计防火规范》（ GB）329. 《火力发电厂与变电站设计防火规范》（ GB） 30. 《建筑灭火器配置设计规范》（ GB） 31. 《火灾自动报警系统设计规范》（ GB） 32. 《安全标志及其使用导则》（ GB） 33. 《安全色》（ GB） 34. 《工业企业噪声控制设计规范》（ GBJ87-1985） 35. 《构筑物抗震设计规范》（ GB） 36. 《电力安全工作规程 发电场和变电站电气部分》（ GB）37. 《工程结构可靠度设计统一标准》（ GB） 电力行业其他规范 38. 《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（ AQ/T） 39. 《 35kV~110kV 变电站设计规范》（ GB） 40. 《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》（ DL/T） 41. 《电力系统通信站过电压防护规程》（ DL/T548-2012） 42. 《变电站总布置设计技术规程》（ DL/T） 43. 《高压配电装置设计技术规程》（ DL/T） 44. 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620- 年版 ) 45. 《架空绝缘配电线路设计技术规程》（ DL/T601-1996） (2005 年版 ) 46. 《电力设备预防性试验规程》（ DL/T596-1996） (2005 年版 ) 47. 《交流电气装置的接地》（ DL/T621-1997） (2005 年版 ) 48. 《电力系统安全自动装置设计技术规定》（ DL/T） 49. 《电力设备典型消防规程》（ DL） 50. 《电业生产事故调查规程》（ DL/T558-1994 ） 51. 《电场标示系统设计导则》（ DL/T950-2005 ）41.1.3 政府有关部门的主要批复文件 1.1.4 前阶段成果 1.1.5 设计委托合同1.2 设计范围依据本项目可研报告及安全预评价报告，确定本项目《安全设施设计专篇》 设计范围，针对本工程可能存在危险、有害因素进行了定性分析，并提出相应对 策。施工过程中的危险、有害因素只进行一般性分析。 根据光伏电站规划容量， 本工程 110kV 升压站部分最终规模为 2 台主变压器， 电压等级为 110kV/35kV； 110kV 主接线： 远期采用单母线接线。 35kV 主接线： 35kV 主接线采用单母线接线方式，本期 5 回集电线路接入 I 段 35kV 母线上。 本期工程建设 1 台 50MVA 有载调压变压器 (带平衡绕组 )； 110kV 送出线路 1 回，本期建设 1 回； 35kV 进、出线共 18 回，本期建设 9 回；每台主变压器低压 侧安装 1 套动态无功补偿装置，本期安装总容量为 10MVar 的 SVG。51.3 工作进展第二章 建设项目概况2.1 业主简介 2.2 建设项目场址条件2.2.1 项目地理位置图 2-1 光伏电场位置示意图 甘肃省位于我国的中西部，地处黄河上游，地域辽阔，具有丰富的太阳能资 源，年太阳总辐射量在 4800MJ/m 2～ 6400MJ/m2 之间，年资源理论储量 67 万亿 kW ? h，每年地表吸收的太阳能相当于大约 824 亿 t 标准煤的能量，开发利用前景广 阔。62.2.2 太阳能资源本工程站址位于气象站东南方向约 18km 处，位于民勤气象站西南方向约 63km 处，站址纬度低于民勤气象站、 XX 气象站。本工程站址区域气候干燥，降 水稀少，日照强烈，光照充足，太阳总辐射量在 5 月和 6 月最多，在 12 月和 1 月最少，属于多日照区，太阳总辐射量年际变化较小，光能资源利用条件优越， 有利于建设大规模的并网光伏电站。本工程站址区域累年平均太阳总辐射量为 MJ/m 2，累年平均日照时数为 2939.6h，累年平均日照百分率为 66.5%。2.2.3 气象条件XX 地区属大陆性温带干旱气候。 XX 三面空旷一面山，加之植被稀少，境内 风速大，尤以春季为最大，全年多西北风，其次是东南风。XX 地区干旱少雨，水 资源较为匮乏，境内主要河流有东大河、西大河，均发源于祁连山，属河西内陆 河石羊河水系，多年平均径流量为 4.76 ×108m3。 XX 地区的主要气候特征为 : ①春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有 &倒春寒 &天气发生，降 水少，多大风，大风日数占全年大风日数的 43%～ 44%。 ②夏季，为全年降雨集中时节，雨热同季，常有 &干热风 &出现，东北部炎热， 最高气温可达 38.1C，中部高温日数较少，西南部则较凉爽，夏季降水量占全年 降水量的 54%～ 66%。 ③秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增 大，北方冷空气入侵最早在 9 月中旬，常出现霜冻。 ④冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷，降雪少，空气干燥。2.2.4 工程地质1）地质地貌 拟建站址地貌单元上属于山前冲洪积平原，地形平坦开阔，大致向东偏北方 向倾斜。站址区在地表的局部区域，见有雨水冲刷形成的地表浅沟，沟深一般均 小于 0.5m，除此之外，未见其它不良地质作用。本厂区不存在压覆文物、压矿及 采空区问题。 2）地层岩性及其性能7站址地层岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积圆砾层。该区域地层较为 稳定，上下情况变化不大。本次勘察主要根据钻探原位测试及物探电测深成果， 将勘探范围内的岩土分为两层，描述如下：①圆砾：呈杂色，稍湿，中密，岩石 成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，粒径 2～ 20mm 占总量 30%～ 40%，大于 20mm 粒径占总量 23%～ 40%，最大粒径可达 120mm，以多量砾砂、 粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的粉细砂、粉土薄层，级配良好。 平均厚度约 1.8m 左右。 该层地表局部地段堆填有约 0.5m 后的人工填土。 ②圆砾： 呈杂色，稍湿，密实，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑 圆形，级配良好，粒径 2～ 20mm 占总量 30% ～ 40%，大于 20mm 粒径占总量 23%～ 40%，最大粒径可达 120mm，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹 有少量的粉细砂、粉土薄层。根据区域地质资料，其厚度可能大于 30m。 3）地下水及水、土腐蚀性 站址区地下水类型属第四纪冲洪积地层中的深藏潜水，补给来源主要为大气 降水。参考区域地质资料，地下水位埋深可能大于 30m。可以不考虑地下水的腐 蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具弱腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的 钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。 拟建站址区地形较平坦、开阔，地层岩性以圆砾为主，属中硬土，场地类别 为 II 类；建筑场地属抗震有利地段 ;地震动峰值加速度为 0.15g，相对应的地震 基本烈度为 7 度；地震动反应谱特征周期值为 0.45s。2.3 总图布置1）场址选择 工程站址位于甘肃省 XX 市金川区境内金武公路南侧，本期工程规划用地面 积约 234hm2，场地东西长约 2060m，南北宽约 1135m，可满足本期 50MWp 的建设 及施工场地用地要求。场址区域地形开阔，无自然高深陡坎和深切沟谷，西南高 东北低，地势上由西南向东北倾斜，坡度约为 2%。电站升压站位于本期场址东北 角，便于后期工程连续扩建。 2）光伏场总平面布置 项目拟安装太阳能光伏组件 169600 块，总装机容量 50.88MWp，布置为 50 个光伏阵列。整个光伏阵列呈矩形布置。每个发电单元按 1MWp，为减少太阳能光8伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间 位置，箱就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至 35kV 后采用分段串接汇流方式 ( 第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式 )接入光伏 电站内 35kV 配电室，每 10 个 1100kVA 箱式变压器汇流后接入 35kV 母线，经升 压后接入 110kV 配电装置。 整个光伏电站外围四周采用采用 2.2m 高铁丝网围栅。 3）道路 兰新铁路有 103km 横穿 XX 境内， XX 至阿拉善右旗铁路专用线在金川区设有 赵家沟站，铁路交通便利。 XX 市金川区 50 兆瓦并网光伏发电工程场址北侧有金武公路东西通过，金武 公路全长 85km，其中 XX 段 59km 为三级公路，路基宽 8.5m，路面宽 7.0m，路面 结构为 3cm 厚沥青碎石 +20cm 厚水泥稳定砂砾基层。 本电站进站道路从金武公路引接 0.5km，即可进入光伏发电场，交通十分便 利，满足物资运输条件。 4） 110kV 升压站布置 升压站围墙中心尺寸为长×宽 =116m ×81m，占地面积 9396m?，围墙采用高 2.6m 的通透式铁艺围墙。场区所有光伏组件的电能通过箱变升压后送入 35kV 配 电室。 新建综合楼是整个光伏电站的控制中心， 也作为工作人员值班办公的场所。 本次 XX 升压站采用的站内布置方式为： 升压站主入口位于站区的北侧，道路成环形布置在升压站内，道路和站内围 墙把整个站区分为 4 块。西部为主体设备区，东南部布置一套无功补偿装置，东 北部是升压站的生活区，控制楼就布置在此区域。 站内道路除进站主路和主变与构架之间道路的路宽为 4.5m 外，其余路宽均 为 4m，内弯半径均为 7m。混凝土路面，道路宽及转弯半径满足运输及消防要求， 消防车可直通站内各建筑物。2.4 建、构筑物2.4.1 建、构筑物50MW 光伏场区无新建建筑物，包括 50 个 1MW 光伏阵列，每个阵列保护光伏9组件及支架、汇流箱、直流柜、逆变器、箱变、分接箱等设备。 升压站新建建筑物有综合楼、35kV 配电室、SVG 室、综合泵房等建筑物，新 建主变、主变事故油池、 110kV 配电装置等构筑物。 本工程新建建筑物总建筑面积约 1857m2。 1）综合楼 综合楼为一幢两层框架结构建筑，钢筋混凝土独立基础。综合楼首层布置有 低压配电间、蓄电池室、宿舍及厨房餐厅等房间；二层布置有中控室、会议室、 办公室等房间。综合楼总建筑面积 1281m2，基底面积 640.5m 2。 综合楼内一层设 3 个直接对外安全出口。二楼中控制设置直通户外的楼梯。 综合楼内各类安全疏散距离均满足相关规范要求。 综合楼是升压站内的核心建筑。从功能上是将宿舍、办公和食堂这几个功能 不同的建筑组合在一起，使整体建筑更注重其实用性，而且此方案占地面积小， 整体布局紧凑，形成一个有机的整体，避免了厂区建筑过于分散、凌乱，有效的 节约了厂区用地，便于运行管理。适宜的建筑尺度、色彩及比例，给人强烈的时 代感，简洁明快的风格符合现代工业建筑的特点。 2） 35kV 配电间 35kV 配电间为单层砖混结构建筑，墙下条形基础。建筑面积为 166m ，檐口 高度为 4.3m。室内布置有 35kV 配电盘柜、站用变等电气设备。 35kV 配电间设置两个直接对外安全出口，其安全疏散距离满足相关规范要 求。 3） SVG 室 SVG 室为单层砖混结构建筑，墙下条形基础。建筑面积为 75.52m 2，檐口高度 为 4.0m。 SVG 室设置两个直接对外安全出口，其安全疏散距离满足相关规范要求。 3）综合泵房 综合泵房由地下水池及地上泵房组成。其地下部分为现浇混凝土水池，平面 尺寸为 11.7m×7.4m；地上部分为砖混结构，建筑面积为 94.38m 2，檐口高度为 3.9m，室内布置有生活水箱、消防泵、消防稳压泵、生活泵、控制柜等设备。2102.4.2 基础太阳电池组件支架基础采用钢筋混凝土独立基础，基础混凝土强度等级按照 国家规范的环境类别要求选定的 C30 等级。垫层混凝土厚度 100mm，基础混凝土 顶居中预埋地脚螺栓，光伏阵列支架柱与基础螺栓连接。2.4.3 支架方案电池组件支架采用三角形钢支架，布置结合电池板大小布置。该支架为固定 式支架，倾度为 31，每块电池组件尺寸 1956 ×992 ×50mm(长×宽×厚 )，16 块组 件下设 7 组基础， 32 块组件下设 14 组基础。支架设置 4 道模条，用于固定电池 板。2.5 光伏系统工艺方案1）系统组成 本工程总装机容量为 50MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件 采用多晶硅太阳能电池 (300Wp)，电池组件均安装于固定支架上 (采用最佳倾角为 31°)。 50MWp 太阳能电池阵列由 50 个 1MWp 子方阵组成，每个子方阵均由若干路太 阳能电池组串并联而成。每个 1MWp 太阳能电池方阵由太阳能电池组、汇流设备、 逆变设备及升压设备构成。 太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，电池组并联后的直流电采 用电缆送至汇流箱，经汇流箱汇流后采用电缆引至逆变器室，每两个 500kW 的逆 变器与一台 35kV 箱式升压变电站 (分裂变压器 )通过电缆连接， 电压由交流 0.3kV 升至 35kV。就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至 35kV 后采用分段串接汇流方 式 (第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式 )接入光 伏电站内 35kV 配电室，每 10 个 1100kVA 箱式变压器汇流后接入 35kV 母线，经 升压后接入 110kV 配电装置。 2）项目发电量 根据 PVsyst 计算，本工程系统效率约为 78% ，项目首年发电量约 86108MWh ， 等效满负荷小时数 1573h；考虑不同的电池组件效率随着时间也存在着衰减，组11件转换率成逐年递减状态，若按电池组件效率在 25 年累计折减 20%（每年衰减的 百分比相同）计算， 25 年内平均每年发电量为： 77842MWh，等效满负荷小时数 1422h。 3）光伏方阵电气主接线 本项目采用分散发电、集中控制、单点并网的技术方案。整体 50MWp 光伏并 网发电系统由 50 个 1MW 子系统构成。 1MWp 子方阵对应两台 500kW 逆变器，因此 1MWp 子方阵电池组串并联数为 212。 1MWp 多晶硅太阳电池子方阵 16 路汇流箱电 缆分别经 2 台直流配电柜接入 2 台 500kW 逆变器，本工程需要配备 50 个分站房， 100 台 500kW 逆变器。 4）太阳能电池组件 太阳能光伏系统中最重要的是太阳能电池，是收集阳光的基本单位。大量的 电池合成在一起构成光伏组件。 本建设项目光伏组件通过招标选用技术成熟、性能稳定、大功率的 300Wp 多 晶硅太阳能电池组件。 5）光伏方阵排布 光伏电场推荐采用分块发电、集中并网方案。 50MWp 太阳电池阵列由 50 个 1MWp 子方阵组成，每个子方阵均由 212 块太阳电池组串并联而成。光伏组件按照 固定安装单元光伏方阵设计为竖向 2 排，16 ×2=32 块组件排列。考虑前、后排的 阴影遮挡问题，通过计算固定式太阳电池阵列行间最小距离为 6.818m，综合考虑 本工程地形等因素，取间距为 10.2m。2.6 电气设计2.6.1 电气一次1）接入系统方案 根据《金川地区光伏电站接入系统（技术部分）评审会议纪要》，本电站是 以 110kV 电压等级的 1 回架空线路接入华能 110kV 光伏汇集站，导线型号为 LGJ-240，送电距离约 4km，两站打捆以 1 回 110kV、 LGJ-2X300 线路接入 330kV 双湾变，送电距离约 2km。 2）电气主接线12①光伏方阵接线设计 本工程光伏场区采用 1MWp 一个子方阵的设计方案，每 500kWp 太阳能电池与 一台 500kW 逆变器构成一个光伏发电单元，本电站共有 100 个发电单元。 每个 1MWp 子方阵的 2 台 500kW 逆变器出口电压 (300V)经一台容量为 1100kVA 升压变电站升至 35kV 后，用 35kV 电缆汇流至升压站 35kV 配电室 35kV 母线上。 2 110kV 升压站主接线 ○ 本工程 110kV 升压站 35kV 主接线采用单母线接线方式，本期 5 回集电线路 接入 I 段 35kV 母线上。 升压站共规划建设 2 台主变压器， 本期工程安装 1 台 50MVA 主变压器。 110kV 主接线远期采用单母线接线，本期建设一期部分母线。本期在 35kV 母线 I 段上装设动态无功补偿装置 1 套，无功补偿容量为 10MVar 的 SVG 动 态的可连续调节的无功补偿装置。升压站 110kV 电气设备短路水平按 40kA 设计， 35kV 电气设备短路水平按 31.5kA 设计。 3)站用电气接线 站用电采用双电源供电，一路电源由 35kV 施工电源 (施工变 )改造而来，施 工期作为施工电源，运行期作为站用备用电源。该电源引自附近 35kV 供电线路， 经过施工变（备用变）降压接入 0.4kV 母线，施工变（备用变）布置在升压站围 墙内东北角；另一路引自本站 35kV 母线，经过站用干式降压变接入 0.4kV 母线。 低压配电室设站用双电源手动切换柜和低压配电柜，站用变压器布置在综合楼一 层西北角，位于中控室下。 本工程升压站主变 35kV 中性点本期装设 1 台容量为 1100 千伏安档位可调的 消弧线圈。 4)电力电缆 直埋电缆选择交联聚乙烯绝缘电缆。汇流箱至直流配电柜直流电缆采用 1kV 低压电缆，型号为 ZR-YJY22-1kV。逆变器至箱变采用 1kV 低压电缆连接，型号 ZR-YJYR22-1kV。 35kV 集电线路采用 ZR-YJY22-35kV。 5）过电压保护及接地 太阳能光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击 雷保护装置。 35kV 进线及母线上装设一组无间隙金属氧化特避雷器对雷电侵入波和其他 过电压进行保护。13110kV、35kV 配电装置主母线以及每条 35kV 出线上装设避雷器。110kV 主变 压器高压侧设置 1 组避雷器、低压侧每个开关柜内设置 1 组避雷器。该升压站防 直击雷采用避雷针保护， 110kV 架构上设置 2 个避雷针，升压站设置 2 个独立避 雷针 ,动态无功补偿装置设置 1 个独立避雷针。 每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过 电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进 线柜内安装一组避雷器以保护电气设备。 6）防雷 a) 综合楼、逆变器室等建筑物设避雷带。 b) 光伏阵列区域，使用光伏组件金属边框作为接闪器，再将光伏阵列的组件 金属边框多点可靠接地。 c) 升压站采用构架避雷针和独立避雷针组成防直击雷联合保护， 并与光伏子 阵各光伏板之间组成联合接地网。在 110kV 、 35kV 母线、主变 110kV 进 线装设氧化特避雷器以防雷电侵入波及操作过电压危害。35kV 屋内配电 装置为防止雷电压侵入波及操作过电压，在进、出线及母线均设有无间 隙金属氧化物避雷器。直流汇流箱设过电压保护器。 7)接地 本光伏电站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合 环形封闭式接地网。水平接地线采用 60×6mm 热镀锌扁钢，敷设深度离地面 0.8m 处，垂直接地极采用 L50× 5， 2500mm 长的热镀特角钢。 8）站用电及照明 根据各专业提供负荷统计，站用电工作变压器采用 315kVA 的干式变压器， 站用电备用变压器采用 280kVA 的干式变压器。站用电母线采用单母线分段接线 型式，双电源进线与母联连锁手动切换，向各路负荷供电，站用电柜选用抽屉式 低压配电柜。 全站照明分工作照明和事故照明，工作照明由站用电母线供电，事故照明由 事故照明逆变电源屏供电。主控制室采用发光带。站区照明主要采用投光灯分散 照明。142.6.2 继电保护及安全自动装置结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。 a)母线保护：本工程为 110kV、 35kV 母线各配置了一套母线差动保护。 b)110kV 线路保护：本工程 110kV 线路配置了 1 套完整独立的全线速动主保 护并具有完善的后备保护。保护以光纤电流差动为主保护，以带时限电流速断保 护、过电流保护为后备保护。重合闸采用无检定方式的三相一次重合闸，并含遥 测、遥信功能。 110kV 线路保护装置组一面屏。 c) 主变压器保护：本工程变压器保护按单套主保护、单套后备保护和一套 非电量保护配置，组 1 面屏。包括主变差动保护、高压侧复合电压启动的过流保 护、零序电流保护、间隙零序电流电压保护、过负荷保护、主变低压侧过流保护 及非电量保护等。 d)35kV 集电线路保护： 35kV 集电线了配置电流速断保护作为主保护，过流 保护作为后备保护，保护动作于跳闸。 e)35kV 箱式变电站变压器保护：由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低 压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压 侧空气开关。因此不另配置保护装置。箱式变电站高压侧熔断器动作信号、低压 侧自动开关动作信号均经逆变器室数据采集器送至计算机监控系统。 f)35kV 厂用变压器保护： 35kV 厂用变压器为干式变压器，布置在中控楼的 低压配电室内。设电流速断为主保护，瞬时动作于厂用变高低压侧断路器跳闸。 限时速断和过电流保护为后备保护，限时动作于跳开厂用变高低压侧断路器。设 过负荷保护，温度保护，动作于信号。 g)10kV 施工电源用箱式变电站变压器保护： 施工电源用箱式变电站变压器的 保护由高压侧 (10kV)熔断器及低压侧自动空气开关实现保护。 h)并网逆变器保护： 并网逆变器为制造厂成套供货设备， 具有孤岛效应保护、 直流过电压 /过流保护、 极性反接保护、 短路保护、 接地保护 (具有故障检测功能 )、 交流欠压 /过压保护、过载保护、过热保护、过频 /欠频保护、三相不平衡保护及 报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。 i）故障录波器：全站需配置一台故障录波装置，以录取故障时 110kV 出线、 主变压器， 35kV 母线的电流、电压， 35kV 集电线路等，应能记录故障前 10s 到 故障后 60s 的情况，供故障分析。有电能质量检测装置和太阳能功率预测系统。15j)低周低压解列装置：本工程安装低周低压解列装置 1 套，当装置检测到系 统出现低频、低压时，装置动作，跳开光伏电站至对侧站 110kV 线路光伏电站侧 的开关。 K）电流互感器的准确度等级 :计量用电流互感器，其准确等级为 0.2S 级， 测量用电流互感器，其准确等级为 0.5 级，继电保护用电流互感器采用 5P 级。 电流互感器的二次额定电流选 1A。电流互感器的容量不小于其实际负载。 L）电压互感器的额定一次电压应不小于负荷安装处的额定一次电压。电压 互感器的准确度等级为 :计量用电压互感器绕组，其准确等级为 0.2 级。测量及 保护用电压互感器绕组其准确度等级为 0.5 级。电压互感器开口三角绕组其准确 度等级为 3P 级。。电压互感器各线国容量均应大于 (或等于 )其实际负载。2.6.3 通信及调度1)通信：本光伏电站至甘肃省调和 XX 地调的主用信息通道采用光纤电路， 备用通道为市话。 通信与直流系统公用一组蓄电池。 由当地电信网引入电话电缆， 在办公楼设一套数字式程控交换机为站内生产管理，生活服务。 2)电力调度：光伏电站建成后由甘肃省调和 XX 地调两级调度管理，远动及 计量信息采用电力调度数据网传输。 3）电能计量系统 本工程关口计量点设置在 110kV 线路侧，配置两块 0.2S 级双向多功能电能表。 在#1 主变高、低压侧也各配置两块 0.2S 级双向多功能电能表，#1 主变高压侧表计安 装于主变电度表柜内，#1 主变低压侧表计则安装在 35kV 开关柜内。此外在 35kV SVG 进线柜、 35kV 站用变进线柜以及 5 回光伏进线柜按单表配置 0.5 级双向多功能电度表。 计费用的关口使用电能计量装置，其设备选型由当地供电部门认可，相应的 电流互感器和电压互感器，其准确度等级分别为 0.2s 和 0.2 级，且电流、电压 线圈专用。2.6.4 电源1、直流电源 本电站直流控制电源电压等级 220V。 直流系统由 1 组 300Ah 阀控密闭蓄电池 组以及高频开关电源模块组成的充电 /浮充电充电装置和绝缘监测装置等组成。16直流电源系统为单母线接线，每套蓄电池、充电装置及直流母线均选用一个直流 电源系统微机监控装置，对电源模块、输入交流以及蓄电池组等进行全方位的监 视、测量和控制，并与光伏电站计算机监控系统实现数据通信。 2、不停电电源系统 (UPS) 在中控室配置一套 3kVA 的 UPS 系统，双机配置，组一面柜，为监控系统、 远动设备、远方电量计量设备等设备提供可靠的交流电源。 3、事故照明逆变电源 设置 1 套 5kVA 的事故照明逆变电源，组 1 面柜。2.6.5 计算机监控系统110kV 升压站按“无人值班、少人值守”、具备“四遥”功能进行设计，110kV 升压站按终期规模装设 1 套计算机监控系统。 监控系统通过双以太网、 采用分层分布式结构， 实现对变电站的运行和监视， 以及对断路器、电动隔离开关和主变调压开关的操作和控制。计算机监控系统还 与电子式电能表、直流电源系统、故障录波等其他智能模块或设备相连接，采集 有关设备的数据，以实现全站的监控功能。 （ 1）计算机监控系统结构 监控系统采用分层、分布式网络结构，以间隔为单位，按对象进行设计，采 用开放式多任务实时操作系统，多窗口人机界面。计算机监控系统设备包括间隔 层监控单元和站级控制层设备。站级控制层设备提供站内运行的人机联系界面， 实现管理控制间隔层设备及远动等功能，并可与调度通信中心通信。 间隔级控制层按不同电压等级和电气间隔单元划分，每个断路器单元设置一 个测控单元。间隔级控制层设备主要包括测控单元、间隔层网络、与站控层网络 的接口和继电保护通信接口装置等。 110kV 测控单元组屏安装于测控屏内， 35kV 保护及测控单元就地安装于 35kV 开关柜内；在站级控制层及网络失效的情况下， 间隔级控制层仍能独立完成间隔设备的就地监控功能。 （ 2）计算机监控系统网络结构 站级控制层采用国际标准推荐的双以太网，具有良好的开放性。网络采用 TCP/IP 协议，通信速率应满足系统实时性要求，不小于 100Mbps 。 间隔级控制层采用以太网，具有较高的传送速率和高可靠性，间隔级控制层17测控单元与监控系统实现直接通信。网络的抗干扰能力，传送速率及传送距离应 满足系统监控功能及调度自动化实时性的要求。 （ 3）计算机监控系统硬件配置 站控级配置： （ a）系统主机兼操作员工作站 2 套，完成系统重要数据的处理、备份，全 站实时监视及控制，硬件含主机、22 液晶显示器、键盘、鼠标、事故音响设备等； （ b）工程师站 1 套，负责整个监控系统的程序开发、维护、管理，可完成 数据库的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络维 护、系统诊断等工作，也作为培训仿真系统； （ c）五防工作站 1 套，实现对全站设备的五防操作闭锁功能。在防误工作 站上可进行操作预演，可检验、打印和传输操作票，并对一次设备实施“五防” 强制闭锁。五防锁具按本期规模配置； （ d）监控系统网络屏 1 面，网络设备包含网络连接装置、光 /电转换器、接 口设备； （ e）GPS 对时屏 1 面，含双套对时系统及天线主副冗余配置，用于提供全站 设备的系统对时； （ f）与计算机监控系统配套的 A3 激光打印机 2 台，其中包括 1 台网络打印 机； （ g）通信管理机 1 台，用于直流系统、 UPS、电能质量检测、电能采集器、 消防报警等接入计算机监控系统的通信及规约转换。 间隔级配置： （ a） 110kV 线路 /母线测控屏 1 面，用于 110kV 出线及母线的测量控制及信 号采集； （ b）公用测控屏 1 面，用于升压站内 110kV 公用设备的测量控制及信号采 集，如 110kV 母线等； （ c） 1＃主变测控屏 1 面，用于本期 1＃主变压器的高压、低压侧及变压器 本体的测量控制及信号采集； （ d） 35kV 测控装置按保护测控一体化装置配置， 就地安装于 35kV 开关柜内； （ e）智能设备，包括：故障录波装置、直流系统及 UPS 、电量采集装置、 消防报警控制系统等。（ f） 35kV 开关室交换机 2 台， GPS 扩展时钟 1 台，用于 35kV 间隔保护与测控装置等接入计算机监控系统的通信及规约转换及对时。18（ 4）计算机监控系统软件配置 计算机监控系统的软件由系统软件、支持软件和应用软件组成。软件系统的 可靠性、兼容性、可移植性、可扩充性及界面的友好性等性能指标均满足本期及 远期要求。计算机系统应采取有效措施，以防止由于各类计算机病毒侵害造成系 统内存数据丢失或系统损坏。 本工程计算机监控系统软件配置： 包含工作站操作系统、数据库软件。主机采用 UNIX 或 WINDOWS/SERVER 操作 系统。软件配置应包括系统软件、支持软件和应用软件等。 （ 5）计算机监控系统的功能 计算机监控系统具有数据采集和处理、数据库的建立与维护、控制操作、报 警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量 处理、时钟同步、远动等功能。计算机监控系统与远动系统合用一套数据采集装 置，系统的设计和选型必须保证电网调度自动化的功能要求和远动数据的实时 性、可靠性、正确性和准确性的要求，远动信息直采直送，远动命令直收直控。 计算机监控系统采用交流采样方式采集电气模拟量，非电气量通过变送器采 集变换。 计算机监控系统可按照调度中心的指令，实现升压站的电压无功自动调节功 能。 （ 6）计算机监控系统监控范围 计算机监控范围主要包括：全站的交直流电流、电压、频率、温度等模拟量。同 时监测全站的保护及自动装置动作、报警信号、断路器、隔离开关信号，高压断路器 及主变压器等电器设备本体报警信号以及直流系统、火灾报警等公用系统信号等。 主要监控对象为 110kV 高压断路器及隔离开关、110kV 出线、35kV 及 10kV 站用 变、35kV 线路断路器、主变有载调压分接开关及中性点接地刀、380V 主进线及分段 断路器等。 测量范围主要包括：110kV 线路电流、主变压器各侧电流，各级母线电压；主变 压器本体油温及绕组温度；直流系统及交流不停电电源的有关电流和电压；35kV 线 路电流； 35kV 及 10kV 所用变的电流和电压等。 并根据实时采集数据计算相关的有功、 无功功率及频率等。192.7 辅助设施2.7.1 暖通空调1、采暖系统 1）各房间冬季室内采暖温度表： 表2.1 XX市金川区50兆瓦并网光伏发电升压站各采暖房间冬季采暖温度表设计温度(℃) 18 18 18 18 16 16 房间名称 35kV 配电装置室 站用变配电室 办公室 活动室 卫生间 综合泵房及消防水池 设计温度(℃) 5 5 18 18 16 5房间名称 中控室 会议室 宿舍 资料室 餐厅 厨房根据已运行电场采暖效果及方便运行要求，升压站使用电暖器作为主要采暖 方式。其中，升压站内主要生产、生活房间采暖面积约 1350m?，采暖热负荷约 110kW，共选用 110kW 的电暖器。 2、通风系统 1）所用配电室设置通风装置，采用机械排风、自然进风的通风方式，通风 量按每小时不少于 12 次换气次数计算。通风机采用低噪声玻璃钢轴流风机 1 台， 通风机型号为 T35-11No2.8，配电机 N=0.180kW。。 2） 35kV 配电室设置通风装置，采用机械排风、自然进风的通风方式，通风 量按每小时不少于 12 次换气次数计算。采用低噪声玻璃钢轴流风机 3 台，通风 机型号为 T35-11No2.8 ，配电机 N=0.180kW。 35kV 配电室设置的低噪声玻璃钢轴 流风机，平时通风兼事故通风。通风设备的开关应安装在门内、外便于操作的地 点。 3）蓄电池室通风，通风量按每小时不少于 3 次换气次数计算，通风机采用 防爆型低噪声玻璃钢轴流风机 1 台，通风机型号为 BT35-11No2.8，轴功率 N=0.197kW，配防爆电机 N=0.180kW。通风机的吸风口应靠近顶棚以排除氢气，平 时通风兼事故通风。通风设备的开关应安装在蓄电池室外便于操作的地点。204）主控制室、厨房、餐厅、备品库、车库等房间均采用自然通风方式。 5）卫生间内均设置吊顶型排气扇。 6）升压站所有通风、空气调节设备均与消防系统连锁，当火灾发生时所有 通风、空调设备立即切断电源。 3、空调设计 1）综合楼内的中控室等室内设置分体柜式空调。 2）晶闸管阀组室设置单元式空调机组。 3）升压站内所有通风、空调设备均与消防连锁，当火灾发生时所有空调设 备立即切断电源。2.7.2 给排水本工程水源采用深井水。 生活给水量按人均 200L/人?天，在编职工人数 10 人计，并考虑未预见水量 和漏失水量，每日供水量约 2.5m ?。 消防总水量为 25L/s，同时火灾次数按一次计，火灾延续时间为 2h，一次消 防用水量为 180m?。 冲洗水量按贮存 60m?考虑。 消防水池容积为 240m?。 生活用水由深井泵输水管线输送至综合泵房的生活水箱， 生活水箱容积为 4m ?，生活水经生活恒压变频水泵和紫外线消毒仪消毒后，送至各生活用水点。 生活给水采用独立供水系统，设置生活恒压变频水泵两台，一用一备；紫外 线消毒仪两台，一用一备，备用品存于库房。 升压站内生活污水由各室内排水点汇集后排入室外污水管网，经室外污水管 网输送至设在厂区内的化粪池，化粪池的出水排至生活污水一体化处理设备，经 处理后达到国家一级排放标准，存于 150m?储存池内。 本工程雨水排放采用散排方式，依据周边自然条件，通过站内地面和道路坡向将 雨水排出。 冲洗车辆等用水亦采用散排形式。212.7.3 消防消防给水采用独立给水系统，为临时高压制消防系统。设两台消防水泵，一 用一备，同时设两台消防稳压水泵。消防稳压水泵及消防水泵采用变频柜实现恒 压变流形式。 消防主管网在室外成环，主管径为 DN150，室外设置地下室外消火栓。需要 设置室内消防的建筑物为综合楼。 消防系统消防水量贮存在综合泵房下消防水池中。同时在输出管道上设置倒 流防止阀防止污染消防水池内水质。室内消火栓箱内设启动消防水泵的按钮，信 号传至消防水泵房值班配电室内，同时启动消防水泵，并伴有声光报警。 本期工程需设室内消防的建筑物为综合楼，室内、外消防总水量为 25l/s。 一次消防时间按 2 小时计，消防用水量为 180m ?。消防水池水池尺寸： L× B× H=10.2m× 8.1m ×3.0m，实际容积约 250m?，冗余容积满足冲洗浇洒用水。补水按 48 小时补足，平均小时补水量为 5.2m ?/h。 升压站消防用水和生活用水由深井泵房进行补给。深井泵开闭与消防水池、 生活用水箱液位联动。 消火栓系统由消防泵、消防稳压装置、管路、消火栓组成。在站内消防管网 上设室外地下式消火栓，直接用于扑灭整个变电站内建筑物的火灾。建筑物内消 火栓系统的设置按常规建筑消防设计进行。 升压站按 GB《建筑灭火器配置设计规范》设置灭火器。根据配置 点的火灾类别、危险等级、灭火器具形式做相关配置。户外主变、电抗器附近配 置推车式 ABC 干粉灭火器，用于主变等电器带油设备的灭火；其它户外配电装置 及公用设施根据规范配备手提式 ABC 干粉灭火器。综合楼及 35kV 变电室等建筑 物室内根据规范配备手提式 ABC 干粉灭火器。2.8 劳动定员光伏电站按照无人值班、全自动化运行，但根据电力部门的规定，本电站将 设置 5 轮流值守，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与 卫生监督工作。 本期项目运营公司计划暂编制 10 人，设总经理 1 人，全面负责公司的各项22日常工作。副总经理 1 人，协助总经理开展工作。运营公司设四个部门，综合管 理部 (1 人 )、财务部 (1 人 )、生产运行部 (5 人 )、设备管理部 (1 人 )。综合管理部 由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档 管理 ;财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理 ;生产运行部负责运营公司 生产运营以及安全管理 ;设备管理部负责设备技术监控、点检定修、定期维护。23第三章 项目涉及的危险、有害因素和周边环境 安全分析根据《生产过程安全卫生要求总则》（ GB/T）、《生产过程危险 和有害因素分类与代码》（ GB/T ）、《企业职工伤亡事故分类》 （ GB）等国家及行业标准，结合本项目的特点等，从总图布置和自然 条件、太阳能电池及逆变器等光伏发电设备系统，电气设备及系统，并网安全， 控制系统等方面存在的危险、有害因素进行辨识和分析。3.1 总图布置及自然条件的危险有害因素辨识与分析3.1.1 自然环境危险有害因素辨识与分析1）项目所在地历年极端最低气温为 -28.3℃，冬季气温低、冰冻期长。低温 会对太阳能电池以及逆变器的性能产生影响。各种监测设备因低温影响可能导致 采集的参数异常，冬季低温可能会导致水管结冰。另外，如果缺乏有效的防护措 施，室外操作检修人员也有被冻伤的可能。 2）区域 1988 年最大风速为 30m/s，这对光伏电站的安全运行会产生不利影 响。若光伏方阵风荷载设计值不合理、基础施工质量达不到设计要求、各段连接 螺栓松动、构架制造材料不满足要求、运行人员未按当天的天气预报做出事故预 想和对策、巡回检查不及时，遭遇强风天气或者超标准风速，光伏方阵容易发生 晃动、倾覆、折断、垮塌事故。 3）当地气候多风， 且有沙尘暴天气。光伏方阵以及设备构架等防腐涂层在沙 尘的侵蚀下，会发生局部脱落现象，若设备选型未考虑沙尘因素，或对设备未定 期进行维护等导致涂层脱落， 则相关构架强度降低， 在荷载作用较大时变形过大。 电气设备选型或运行时未考虑沙尘因素时，均可能导致电气设备污闪、损 坏等危险。 4）XX 市县年平均雷暴日数为 19 天，雷暴天气可能对电厂的安全运行产生一 定的影响。项目 35kV 母线、以及配电设备、配线（缆）、构架及厂房等如果没 有可靠的防雷电侵入措施，可能因雷电侵入，烧坏电器设备。如果项目防雷设计24不合理、施工不规范、接地电阻不符合规范要求，则雷电过电压在波及范围内会 严重破坏建筑物及设备设施，并可能危及户外巡视检查人员人身安全。雷电流的 热效应还能引起电气火灾、电气爆炸。雷电天气时，直接雷击、雷电感应和雷电 波的侵入均可引发人员伤亡、设备损坏事故。 5）场区设防烈度为 7 度，设计烈度满足规范要求，各建（构）筑物在 7 度设 防的基础上，因地震导致事故的可能性较小，但不能排除建（构）筑物局部地质 条件不良、施工质量低劣或遭遇超标准地震时，可能发生光伏方阵、建筑物坍塌 以及财产受损等事故。3.1.2 周边环境和平面布置危险有害因素辨识1）本项目拟光伏电场选址于金川区以东，距市区约 20km，西北距 XX 民用机 场约 8km，属于国有荒滩地。场址附近无重要公共设施、居民区和军事设施，场 址区无矿产、文物等埋藏，建设项目选址符合工业布局和 XX 市新能源产业总体 规划。本电站对周边环境的影响基本不存在。 周边的社会活动可能会对电站运行造成一定的影响。光伏电站范围较广，若 管理不完善，防护措施不到位，安全标识不全，可能导致闲散人员触电、物体打 击等伤害。人员参观、生产等活动造成电缆、设备损坏等。防盗措施若不完善可 能导致电力设施被盗窃从而导致事故。 2）场址的地基岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积圆砾层，圆砾层作 为建筑物的地基，其工程地质条件良好，场地适宜性及稳定性均较好，为较理想 的光伏电站建站场址，但不排除局部地质条件较差，可能会导致基础地基承载能 力不足或不均匀沉降。 3）光伏方阵的排列方式主要与光伏方阵数量及场地实际情况有关。太阳能 电池布置不合理将造成阴影遮挡、发电量损失、维修费用增加、发电量减少或土 地资源浪费， 致使光伏电站经济效益降低， 本电站在布置时对太阳能电池的间距、 倾角等相关参数进行了相关计算，工程布置能够避免阴影遮挡的影响，同时又能 较大程度地获取太阳能。 4）本光伏电站设置 3 回 35kV 集电线路接至升压站，场区集电线路的布置未 充分考虑光伏方阵的位置、升压站的位置以及单回集电线路的输送距离、输送容 量、安全距离等因素，将导致工程投资增大，线损增大，线路巡视、维护不便等。255）升压站内设备布置、安全距离、消防系统布局不合理，光伏电站站内道 路路面宽度和曲率半径不合理，均有可能造成火灾、触电、车辆伤害等事故的发 生。 6）本工程在施工过程中，已建成建筑物会对施工存在影响，会存在部分有 效作业面狭小、道路不畅等问题，避免不了会有施工单位多、交叉施工多、用火 用电用水多等特征，因此施工现场存在着高处坠落、起重伤害、淹溺、车辆伤害、 物体打击、机械伤害、坍塌、电伤害等危险因素和粉尘、噪声、烟尘、光辐射等 有害因素以及自然灾害。 7）项目选址位于山前平原，升压站位置相对标高较低，场址整体和升压站 如果不进行完善的防洪设计，有内涝灾害危险，如汇水面积较大，地面径流量大 时可能对场区建构筑造成危害。3.2 光伏发电系统危险有害因素辨识与分析3.2.1 太阳能电池危险有害因素太阳能电池受温度、沙尘等因素的影响大。本工程所在 XX 多年极端最高气 温 42.4℃，最低温度为 -28.3℃，太阳电池组件的实际工作温度可保持在环境温 度加 30℃的水平，可见根据 XX 温度资料，本工程工作温度超出允许范围而导致 组件损坏的可能性较小。但不排除存在太阳电池组件的工作温度超出允许范围而 导致组件损坏的可能。 温度因素也影响着太阳能电池的性能，当温度升高时其开路电压下降。温度 变化可能导致发电量的变化。 光伏电池组件在使用过程中，若有太阳电池局部被遮挡，例如由树叶、鸟粪 或表面污浊等导致遮挡的，电池在强烈阳光照射下就会发热损坏，被遮挡部位由 于温度过高而导致光伏电池组件损坏。光伏电站可能会出现孤岛效应，使得设备 人员受到伤害。 多晶硅电池背板一般采用 TPT（聚氟乙烯复合膜）薄膜封装的，在强沙尘暴 中 TPT 有被飞沙击穿的危险，从而导致组件损害而无法使用。 光伏电站在运行的过程中，由于当地紫外线辐射较强，太阳能电池出现开胶 进水、电池变色、接头松动、脱线腐蚀等情况而又未及时进行处理，以及电池覆26盖积雪未及时处理等将可能导致电池出现故障损坏。3.2.2 直流汇流配电箱危险因素辨识分析本项目直流汇流配电箱和逆变器集成于集中型逆变箱内，直流汇流箱接地端 与防雷接地线未进行可靠连接、接地电阻值不满足要求、光伏防雷汇流箱维护不 及时、未对其工作状态定期的检查和巡视，可能会引起箱内防雷模块失效导致光 伏电站雷击事故。 直流汇流箱输入输出线接反，设备可能无法正常工作甚至损坏其它设备；箱 内熔断器由于过电流等因素熔断后，电池板处于开路状态，光伏电池电能不能输 出。 在阳光下安装接线时，未遮住太阳能光伏电池板，更换熔断器熔芯、检测或 维护本设备时未采取一定的防护措施可能导致光伏电池的高电压电击伤人或损 坏其它设备。3.2.3 逆变器危险因素辨识分析逆变器在安装及运行的过程中存在以下相关危险有害因素可能导致逆变器 损坏，甚至有产生火灾的危险。 1）逆变器功率元件的工作温度直接影响到逆变器的输出电压、波形、频率、 相位等许多重要特性，逆变器在工作的过程中会释放较大热量，逆变器处于室内 较为封闭，若温度、湿度等调节不足，可能导致逆变器故障，不能正确输出。特 别是夏季高温天气，逆变器室内温度过高，散热不良，可能引起逆变器烧损。 2）本项目处在高海拔地区，空气稀薄，设备由于绝缘不够容易出现问题。 3）逆变器的主要元件为绝缘栅双极型晶体管，绝缘栅双极型晶体管为 PNPN4 层结构，因体内存在一个寄生晶闸管，当集电极电流增大到一定程度时，则能使 寄生晶闸管导通，门极失去控制作用，即发生静态擎住效应。发生擎住效应后， 集电极电流增大，产生过高功耗，导致器件失效。 4）若器件持续短路，大电流产生的功耗将引起温升，由于芯片的热容量小， 其温度迅速上升，若芯片温度超过硅本征温度，器件将失去阻断能力，栅极控制 就无法保护，从而导致绝缘栅双极型晶体管失效。 5）逆变器在运行过程中除承受的大幅值过电流除短路、直通等故障外，还27有续流二极管的反向恢复电流、缓冲电容器的放电电流及噪声干扰造成的尖峰电 流。若不采取措施，瞬态过电流将增加 IGBT 的负担，可能会导致绝缘栅双极型 晶体管失效。 6）过电压造成集电极发射极击穿或造成栅极发射极击穿。 7）若逆变器的额定过载能力不足，当较大负载启动时启动功率较大可能对 逆变器有较大影响，出现孤岛效应后逆变器也可能出现过载运行情况。 8）逆变器接入的直流电压标有正负极，若光伏电池与逆变器相连输电线接 错，将导致逆变器故障。逆变器因负载故障、人员误操作及外界干扰等原因而引 起的供电系统过电流或短路，可能引起燃烧事故。3.2.4 集电线路危险因素辨识1）光伏电站场地开阔，占地面积大，交流直流电缆、控制电缆在整个光伏 电池方阵之间穿插布置，控制电缆产生的电磁感应可能对控制电缆产生一定的信 号干扰，且部分电缆裸露在户外，若没有相应的屏蔽措施，容易遭受直击雷和成 为雷电感应的耦合通道。 2）集电线路大部分采用直埋电缆，电缆制造时若存在隐患，电缆运行中经 常过负荷、过热等原因使电缆绝缘老化，绝缘过热和干枯，绝缘强度降低引起电 缆相间或相对地击穿短路；过电压使电缆击穿短路起火；安装时电缆的曲率半径 过小，致使绝缘损坏。 3）电缆的终端头和中间接头是电缆绝缘的薄弱环节。电缆因接头密封不良， 进入水、潮气，均可使绝缘强度降低，导致绝缘击穿短路，产生电弧，引起电缆 火灾，此类事故约占电缆事故总数的 70％左右。 4）直埋电缆未设置标识，闲散人员或风场周边开发可能损坏电缆。在外界 的施工挖掘中，由于现场疏于管理、任意挖掘，电缆受损、绝缘破坏，造成短路、 弧光闪路而引燃电缆起火。 5）电缆芯正常工作温度为 50℃～ 80℃，在事故情况下，缆芯最高温度可达 115℃～ 250℃。中间接头的温度更高。在这样高的温度下，绝缘材料逐渐老化， 很容易发生绝缘击穿事故。接头容易氧化而引起发热，甚至闪弧引燃电缆。 6）鼠、小动物等啮齿类动物咬坏电缆，引起电缆短路、火灾。 7）电缆的管理、维护、检查、定期测温、定期预防性试验及消除缺陷、反28事故措施、技术培训不严；对电缆未采取隔离防火、阻燃措施；检修、施工、运 行未严格遵守质量标准；现场防漏、防火、隔离、绝热措施不完善。3.2.5 热斑效应危险因素辨识在实际使用过程中，可能出现电池裂纹或不匹配、内部连接失效、局部被遮 光或弄脏等情况，导致一个或一组电池的特性与整体不谐调。失谐电池不但对组 件输出没有贡献，而且会消耗其他电池产生的能量，导致局部过热。这种现象称 为热斑效应。 热斑效应可导致电池局部烧毁形成暗斑、焊点熔化、封装材料老化等永久性 损坏， 是影响光伏组件输出功率和使用寿命的重要因素， 甚至可能导致安全隐患。 当组件被短路时，内部功率消耗最大，热斑效应也最严重。3.3 电气系统危险有害因素辨识与分析3.3.1 变压器火灾危险因素变压器是光伏电站中重要设备之一。变压器存在着绝缘损坏、铁芯多点接地 和短路、套管损坏、引线故障、分接开关故障、绝缘油劣化、变压器突然短路以 及火灾爆炸等隐患。 1）未考虑高海拔的因素，变压器选型不当，外绝缘间隙过小，温升较大， 在运行的过程中绝缘受各种因素的影响（如老化、变质、绝缘强度降低、焊渣或 铁磁物质进入变压器，制造质量不良等）产生短路引起火灾爆炸。 2）操作不当引起过电压、变压器密封不良，雨水漏入变压器，引线对油箱 内距离不够等造成变压器主绝缘击穿。 3）变压器长期超负荷运行，引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成匝间短 路、相间短路或对地短路；变压器铁芯叠装不良、芯片间绝缘老化引起铁损增加， 从而造成变压器过热。如此时保护系统失灵或整定值调整过大，就会引起变压器 燃烧。硅钢片之间绝缘老化或紧夹铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大涡流引 起发热而温度升高，引发火灾。 4）变压器线圈受机械损伤或受潮引起层间、匝间或对地短路；钢硅片之间 绝缘老化或紧夹铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大的涡流，引起发热而温度29升高，引发火灾。 5）在吊芯检修时，由于不慎将线圈的绝缘和瓷套管损坏，瓷套管损坏后， 如继续运行，轻则闪络，重则短路。 6）线圈内部的接头、线圈之间的连接点和引至高、低压瓷套管的接点及分 接开关上各接点，如接触不良会产生局部过热，破坏线圈绝缘发生短路或断路。 此时所产生的高温电弧，同样会使绝缘油迅速分解产生大量气体，使压力骤增， 破坏力极大，后果也十分严重。接头、连接点接触不良主要是由于螺栓松动、焊 接不牢、分接开关接点损坏等原因导致。 7）当变压器负载发生短路时，变压器将承受相当大的短路电流，如保护系 统失灵或整定值过大，就有可能烧毁变压器。 8）变压器绝缘油在储存、运输或运行维护中不慎而使水分、杂质或其它油 污等混入油中而进入变压器内，会造成变压器内绝缘油的绝缘强度大幅度降低。 当其绝缘强度降低到一定值时就会发生短路。正常情况下，往变压器内注油前均 必须采用油过滤器对油进行打压、 过滤， 当不进行过滤或过滤操作不当的情况下， 油中水分和杂质就会进入变压器中，导致其绝缘强度下降、短路现象。3.3.2 高压开关柜危险因素本工程 35kV 配电柜选用户内金属封闭铠装移开式高压开关柜，内配真空断 路器，断路器是电力系统中重要的控制和保护设备，发生故障或事故，将会影响 到电网安全、稳定、经济运行。 断路器切断容量不够，维修不当，造成断路器分、合闸速度特性不符合相关 技术要求，操作电源电压降低，熔断器熔断，辅助接点接触不良，引起断路器故 障时拒动， 在故障时便不能切断电弧。断路器受制造工艺不良等原因，会导致操作机构 卡涩，引起其拒动或误动。 真空断路器处真空室的真空度下降后，导致断路器在分闸时动静触头之间产 生放电击穿，严重威胁安全运行。 电流互感器、电压互感器质量存在问题，在制造过程中绝缘体（环氧树脂） 存在气泡或绝缘材料不纯，经过一定时间的运行，绝缘不断下降，可能导致击穿。303.3.3 升压系统电缆危险有害因素辨识升压系统设有较多的动力电缆和控制电缆，这些电缆分布在电缆沟、桥架、 控制室电缆夹层，分别连接着各个电气设备。电缆选型不当（如重要回路未采用 耐火电缆、其它未采用阻燃电缆或者安装失误）、电缆自身故障产生电弧、电缆 腐蚀产生的绝缘破坏以及着火引起电缆的绝缘物和护套着火等均可能导致电缆 燃烧和漏电事故，如不采取可靠的阻燃防火和防腐措施，就会扩大火灾范围和损 失。电缆火灾具有蔓延快、火势猛、抢救难、损失大、抢修恢复困难的特点。电 缆火灾事故的起因有： （ 1）外部起火引起电缆着火：如起火引燃电缆；变压器、互感器等充油电 器设备故障喷油引燃电缆；开关及电气设备短路引火引燃电缆；施工检修的焊渣 及可燃物燃烧引燃电缆等。 （ 2）电缆本身故障引燃电缆：如电缆头爆炸短路；电缆中间头爆破；绝缘 老化、强度降低，接地短路；质量不好；受腐蚀保护层破坏、绝缘降低；受潮或 有气泡使绝缘层击穿短路；电缆制造时安装时曲率半径过小，绝缘受损鼠害，啮 齿小动物等对电缆危害防范不力引起电缆短路等。3.3.4 其他电器设备事故拟建生产综合楼、综合配电室、电场配电线路、穿线管等如果没有设置避雷 设施，接地装置不符合规范，接地线接地不良，避雷设施没有定期维护，可能造 成雷电侵入。 高低压配电设施接地不良，无避雷设施，可能由于雷电入侵引发电击、电气 火灾等事故。造成电气系统事故的主要危险、有害因素分析 ①绝缘破坏：绝缘破坏的主要形式有击穿、老化和破坏。主要是由于电气设 备或线路的绝缘与电压等级不匹配、超期限服役、使用的环境条件差、运行条件 差等因素引起。绝缘损坏可能引起触电、短路、火灾等事故，为了防止绝缘损坏 造成事故，应当按规定的周期严格检查绝缘电阻、耐压强度、泄漏电流、介质损 耗等电气性能。 ②安全间距不够：安全间距是防止人体或其他物体触及或过分接近带电体防 止各种短路和电气火灾，若线路的安全间距不够，一方面不利于安全操作，另一31方面也会造成各种短路和电气火灾等事故。 导线与地面或水平面、 导线与建筑物、 导线与树木、架空线路与工业设施、线路档距、同杆线路的间距、接户线与地、 户内线与工艺设备、电缆沟电缆与工业设施、室内变配电装置的最小间距、室外 变配电装置的最小间距、检修间距、防火间距等方面不符合相关标准、规范的要 求，容易造成触电、火灾等事故。 ③屏护（遮栏）缺乏或失效：若屏护（遮栏）装置所使用材料的机械性能和 防火性能达不到要求、安装不牢靠、与带电体的安全间距不够、金属屏护（遮栏） 装置的接零或接地不符合要求、遮栏的高度及网眼的大小不符合要求、未悬挂相 关的安全警示标志、出入口不严加管理等，容易造成人员触电、被电弧烧伤、线 路短路和对安全操作带来不利影响。 ④保护接地（或接零）不健全或失效。变压器、电机、配电装置的金属构架、 配线的钢管及电缆的外皮等如果接地（或接零）不良或不健全，容易造成人身触 电事故。 ⑤防雷电侵入措施不完善：设计当中应根据当地雷暴活动情况对变电所的架 空线路设置防雷保护线、避雷器，避雷器与变压器的间距也应符合相关标准的要 求，否则极有可能由于雷电侵入造成电击、火灾爆炸事故。 ⑥变配电室的耐火等级不够：变配电室的耐火等级不应低于二级，油浸变压 器室的的耐火等级不应低于一级，否则由于变配电室、变压器室的耐火等级达不 到要求，会造成火灾事故后果的扩大。 ⑦管理上存在缺陷。停送电不严格执行工作票制度和监护制度、作业人员不 持证上岗、不按要求穿戴劳动防护用品、操作设备无明显的标志（包括：命名、 编号、分合指示，旋转方向、切换位置的指示及设备相色等）、高压电气设备未 安装完善的防误操作闭锁装置等。 ⑧项目所在地区有干热风、沙尘暴，生产过程中产生的粉尘，这些会使电气 设备及电缆产生积尘，进而导致爬电、短路和污闪，会影响室外电器设备的安全 可靠运行。3.3.5 电气部分典型事故案例简析电气部分是电厂的重要组成部分，也是事故频发部分。电缆着火是电气部分 发生频率最高的事故，每发生此类事故，一般都会造成巨大经济损失，但一般不32会造成作业人员的人身伤害。电弧灼伤和触电事故是电气单元另两种频发事故类 型，与电缆着火不同，上述两种事故不但其发生频率较高，而且其危害性也很大， 一旦发生此类事故往往造成严重的人员伤亡。同类企业电器设备安全事故案例简 析见表 3-1。 表 3-1 同类企业电器设备安全事故案例简析表事故类型 伤亡情 况 发生时间 1988 年 4 月 事故原因 在进行 220k 高压断路器蓄气筒充气 时，错把氧气当成氮气使用，结果断 路器突然爆炸，造成工作间部分损坏 和重大伤亡。 0 号高备变低压侧 I 段母线绝缘降 低发生相间短路，弧光引燃附近电 缆； 0 号高备变保护出口总压板因 标志错误未能投上，不能及时切除 高备变故障点。 0 号高备变因长时 间通过短路电流，导致高压侧发生 短路，管爆炸。 监护人、操作人未执行操作规定， 便把五个开关盘后下盖板一齐拆 下，并错误地认为已拆下盖板的即 为需要操作的开关，未经验电便在 开盘后测绝缘，且一操作人离开现 场去另一端操作，监护人失去监护 作用亲自去操作，误入带电间隔触 电死亡。 在检修 6kV 开关时，发现开关柜锁 着，工作负责人用螺丝刀拨开开关 柜防误程序锁，而且不履行监护任 务，也未带工作票，单独到工作票 规定作业以外处打开网门，导致触 电。 大风伴着大雨夹杂尘土、煤粉，吹 袭升压站，使升压站局部绝缘水平 降低，雷电波侵入时在绝缘薄弱的 母联开关 A 相 CT 两侧同时对地过 电压放电，Ⅰ、Ⅱ组母线同时故障 母差保护正确动作，切除Ⅰ、Ⅱ组 母线所有运行开关。 检修变压器时，工人未系安全带， 高处坠落。 汽轮发电机固定转子引线夹板的 特殊螺钉发生断裂，致使夹板、螺33事发单位 华中某厂高压断路器 3 死 5 伤 爆炸电缆着火、 变压器缘油 起火无1993 年 10 月西南某厂电弧灼伤1死1伤1993 年 12 月西南某厂触电1死1994 年 9 月华东某厂雷击无1996 年 3 月西南某厂高处坠落 发电机损坏1死 无1997 年 1 月 1998 年 3 月华北某厂 东北某厂钉头及锁紧圈沿着转子本体端部 的出风槽甩出转子后进入发电机 气隙，将转子槽楔风斗和定子铁芯 表面大范围撞击损伤。 电弧灼伤 3伤 1999 年 6 月 5 号机组在 6kV 公用动力中心 A 段 6A 皮带开关送电操作中， 由于开关 静触头帘板没有全部打开，电器开 关柜的防护装置失去应有的强制 保护功能，在开关接近手车室 6kV 母线静触头时，动触头导电杆与帘 板绝缘距离不够，发生三相短路， 发生弧光。 由于 4 号低压公用变高压侧电缆中 间接头，突然短路放炮着火，将周 围 6kV 和 380V 备用分支电缆及吸 风机、送风机、磨煤机、给煤机等 重要电缆烧损。 本次事故是由于 1 号联变绝缘 在制造中存在弱点，运行中 500kV 侧 C 相绕组主绝缘击穿造成对地短 路，部位在 500kV 线圈高压引线侧 第 1 饼至第 3 饼之间，并引发 C 相 高压绕组匝间短路，随后在电弧作 用下发展成 B、 C 相相间短路，造 成突发性事故。 华北某厂电缆接头爆 无 炸起火2001 年 6 月东北某厂变压器短路 无 起火2001 年 2 月华东某厂3.4 并网系统危险有害因素辨识与分析3.4.1 孤岛效应危险性分析孤岛效应对光伏电站并网、设备、线路以及人员安全影响很大。所谓孤岛效 应， 是指当电力公司的供电因故障事故或停电维修而跳脱时， 光伏电站切离电网， 此时，太阳能并网发电系统和周围的负载形成的一个电力公司无法掌控的自给供 电孤岛。太阳能并网发电系统处于孤岛运行状态时会产生如下严重危害： 1）电网无法控制孤岛系统中的电压和频率，如果电压和频率超出允许的范 围，可能会对用户的设备造成损坏； 2）与光伏发电系统相连的线路仍然带电，对检修人员造成危险，降低电网 的安全性； 3）如果负载容量大于光伏发电系统容量，光伏发电系统过载运行，易被烧 毁；在进行重合闸操作时，可能会导致该线路再次跳闸，有可能损坏光伏发电系34统和其它设备。 此外， 当大负载的突然投切时或电网不稳定时， 电网电压会出现较大的波动， 有可能引起孤岛检测与保护系统误动作，即出现虚假孤岛保护现象，会对电网及 用户造成影响。3.4.2 电网异常对光伏电站的影响电网侧故障如电压异常，光伏电站不具备低电压穿越能力、无功补偿装置提 供动态无功支撑不够可能造成光伏电站脱网。 本光伏电站若未具备耐受电力系统频率异常变化的能力，在电网频率异常时 脱离电网，引起电网电源的损失；电站未具备一定的有功功率控制、电压 /无功 调节能力，则不能响应电网调度部门的指令，造成用户供电质量下降。3.4.3 电能质量对电网的危险性分析逆变器主要元器件为晶闸管或者整流二极管，这些元器件具有非线性阻抗特 性，在其运行过程中会使原本正弦波的电压偏离，即会产生谐波。光伏电站产生 的谐波对电网运行的影响较大，在实际运行后，若电能质量较差，会对电网运行 产生一定的影响。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，使电气设备过热、产生振动和噪声，并使绝缘老 化，使用寿命缩短，甚至发生故障或烧毁；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 干扰。 光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定， 并网时对系统会造成一定的电压波动，有可能导致公共连接点处的电压波动和闪 变不满足《电能质量电压波动和闪变》（ GB/T）的规定； 并网运行时，由于并网逆变器连接到同一个直流母线和同样的负载，电流会 在并联的逆变器之间流动，从而产生环流，会导致输出电流畸变，同时使负载不 平衡，公共连接点的三相电压不平衡度不满足《电能质量三相电压不平衡》 （ GB/T）的规定的限值从而损害整个系统的性能； 无功电能的余、缺状况也可能导致供电电压偏差不满足 GB/T《电35能质量供电电压偏差》的规定。本光伏电站启动时若有功功率变化较大，停机时 切除功率未在电网允许的最大功率变化率范围内，也会对电网造成一定的影响。3.5 控制和保护系统危险有害因素辨识与分析3.5.1 计算机控制系统危险因素若控制系统电源发生故障或电源不满足、计算机遭遇病毒侵扰时，将导致控 制失效。 如果信号系统由于设计、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，则会产生以下故障：各断路器控制回路断线信号；主变有载调 压开关控制回路异常状态；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，延误操作人员对故障进行 误判断或不能正常排除。3.5.2 继电保护危险因素继电保护装置，是保证光伏电站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）等问题或受低温等不良条件可能造成继电保护误 动或拒动，将可能导致重大设备损坏、全场停电甚至导致事故扩大。3.5.3 通信系统危险性分析若光伏电站至电网调度机构未设置独立路由的可靠通信通道，可能造成光伏 电站和电网相互影响系列事故发生。计算机病毒、恶意代码等通过网络侵入自动 控制系统，并以各种形式对系统发起恶意破坏和攻击，容易出现一次系统事故、 大面积停电事故、二次系统的崩溃或瘫痪，以及有关信息管理系统的瘫痪，致使 逆变器的正常控制系统遭到破坏，出现指令失效等，运行人员对机组失去正常控 制；通讯设备本身故障都会引起通讯受阻引起人员伤害或者重大设备损坏的可能 性。36