光伏电站安全措施(6篇)
光伏电站安全措施篇1
关键词：太阳能光伏电站；运行；维护和管理
1.针对电站运行维护方面的有效措施
1.1建立完善的技术文件管理体系
太阳能光伏发电站的可靠运行离不开完善的技术文件，技术人员做好完善的技术文件数据库，数据库充实了，就能让工作人员有强有力的技术数据库支持，从而进一步保证光伏发电站的更加可靠有效运行。
1.2建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案
太阳能光伏发电站的基本档案主要有工作中的一些各种各样的图纸和验收的文件。包括操作开关、指示说明、一些最基本的工作原理、安装程序、操作步骤和电站的排除故障的资料等等。
1.3建立电站的信息化管理系统
利用计算机管理系统建立电站信息资料，每一个发电站都要设有各自的数据库。电站的基本信息和电站的动态信息则是数据库的主要内容。交通信息、地理气象信息这类信息属于电站的基本信息。例如，当地人口的数量、当地的交通状况以及一些公共设施都属于电站所在地的具体相关信息。电站的相关信息包括了电站的规模、建设的时间，建设单位和设备参数等问题。除此之外，太阳能光伏设备发电站的主要信息还包括对电站设备遇到问题时的解决办法和累计供电时间和发电量多少等方面的问题。
1.4建立电站运行期档案
只有做好太阳能光伏发电站运行期档案，才能分析电站运行状况和制定维护方案。维护好的方案是尤其重要的环节，这一环节在日后的电力工作中也会发挥巨大的作用。在电站运行期间，安排专门的人员负责每天的测量和记录，在每天的不同时间段分别测量。其中包含的内容较多且很复杂。日期，记录的时间，每一点都要认真。最重要的还是要记录子方阵的电流和电压情况，以及蓄仙池室的温度，蓄电池充电电流、电压等等对太阳能光伏设备影响较大的地方。另外，电站的工作人员在电站出现问题时要立刻作出反应，将电站故障情况详细的记录下来，并协助维修人员做好维修工作。在这些故障都被排除之后，要认真填写《电站故障维护记录表》这张表所包含的内容十分重要，可能为以后的工作留下可靠的可参考资料，能够从很大程度上减少日后花费在这方面的时间。
电站巡检工作也十分重要，必须要有专业的工作人员进行定期检查，实地考察过后如实记录下检查情况，还要查看近期电站的维护记录情况，发现问题则要及时地安排操作人员进行维护工作。与此同时，相关专业的工作人员在综合巡检时要仔细发现报告中存在的一些问日，并且能够做出详细的报告总结，为以后的巡检工作提供便利，打下坚实的基础。
2.针对电站管理方面的有效措施
2.1确立项目业主并加强管理
太阳能光伏设备投资大、位置偏远，使用群体多数在贫困地区，当地民众素质不高，且在太阳能光伏设备刚开发的几年里，国家并不十分重视这个项目，因此管理更加困难，商业运行难度更大。对于类似于这样的项目，工作人员必须先确定项目业主是谁，业主必须是当地的，而且具有足够强大的经济实力，是独立的法人。与此同时，政府可以进行投资等优惠政策，鼓励更多的企业加入到投资太阳能光伏发电设备的建设中去，以商业化的管理模式，达到双方共赢的局面。
2.2建立运行分析制度提高员工能力
从事太阳能光伏设备的人员并不多，而精通这方面技术的人员就更少了，因此，国家需要多培养一些这方面的人才，对已有的员工，必须提高他们的工作能力，为太阳能光伏设备的发展提供稳固的条件。
想要提高员工的工作能力，提高太阳能光伏设备运行的可靠性，必须要建立可靠的运行分析制度。组织相关部门和人员根据实际情况对电站的运行状况进行改进，有了这个制度，不但将太阳能光伏设备的项目完善了，也为后来的各项工作积累了经验。这样太阳能光伏设备的发展才会更好。
3.总结
如今，能源消耗巨大，多数能源为不可再生能源。为了造福人类、保护地球环境，国家要走可持续发展道路。而在大部分能源消耗大、有污染的情况下，太阳能则是无污染的绿色能源，而且不用担心其资源的枯竭，因而太阳能光伏发电站的前景必定十分可观。因此，在如今太阳能光伏发电站已被开发的情况下，太阳能光伏设备的维护和管理工作必须得到完善，才能谋取更大的利益，才能更好的走可持续发展道路。希望本文的建议可以给这项事业做出一些贡献。■
参考文献
[1]钟渝.我国太阳能发电管理策略研究[D].电子科技大学，2012.
光伏电站安全措施篇2
2018年，在上级发展部门的领导、关心和帮助下，****公司发展建设部围绕综合管理、电网规划、农网建设等中心工作目标，认真落实上级各项工作要求，圆满完成全年工作任务。现将相关情况汇报如下：
一、2018年工作开展情况
（一）规划引领，确保电网与地方经济社会发展有机结合
1、按期完成电网规划工作。认真贯彻落实省、市公司部署，4月中旬出色完成了《****县“十三五”典型县规划》滚动修编工作，完成重点中心村建改方案及全县中心村摸排、上报工作。6月底完成****现代产业园及梅山镇目标网架规划，完成****镇、吴家店镇典型乡镇规划，8月份，会同县发改委联合编制《****县“十三五”新一轮农网改造升级规划》，并通过县政府审定后上报省能源局备案。9月份分别编制完成《****现代产业园供电设施布局专项规划》、《****县电力专项规划（2018-2030年）》，将电力专项规划纳入县政府规划报告中，确保电力设施进得去、落得下。并通过省公司发策部组织的市县公司供电专项规划互查。以规划引领“十三五”期间电网建设，统一规划，逐步实施，有序推进县域电网建设和改造。
2、强化项目前期管理。积极开展项目储备工作，与运检部、供电所紧密联系，对规划库内的项目时序调整及时沟通，确保将最急迫的项目优先安排初设并通过初设评审、入库。2018年共开展了5个批次282个10千伏项目初设评审，储备项目资金达到2.3亿元，确保储备充足。
3、积极推进“一村一图”工作。10月份，省公司布置开展一村一图工作，****公司迅速成立工作组织、明确职责分工并排定了工作计划，全面启动基础数据收集和图形绘制工作。目前****、吴家店2个典型乡镇的基础数据收集和10千伏条图、地理接线图绘制工作，其他乡镇的数据收集和图形绘制正在推进中。
4、全力服务地方经济发展。
积极配合县政府相关单位开展分布式光伏电站选址、接入方案确定等工作，配合省市公司开展新能源消纳分析等研究，主动应对新能源快速发展对电网的影响。
全程跟踪服务中心村建设，2018年****实施库区移民搬迁和扶贫移民搬迁工程，在全县新建288个中心村居民点，搬迁群众11000余户。公司全面完成了全县196个中心村、292处的中心村电力杆线迁改任务，共迁改35千伏线路1.5千米、10千伏线路95.5千米、低压线路204千米、迁改电杆4600余处，全力保障全县中心村建设。目前，涉及中心村永久用电配套工程正在有序推进中。
（二）统筹协调，如期完成电网建设任务
1、主动服务大电网建设，积极配合省、市公司做好220千伏古碑输变电工程、220千伏白塔畈汇流站工程、110千伏郑岭输变电工程、110千伏朝阳山和东高山送出工程建设协调服务工作。其中，110千伏郑岭、220千伏古碑输变电工程已按期竣工投运，220千伏白塔畈汇流站工程、110千伏朝阳山和东高山送出线路工程正在实施中。
2、全面完成年度农网改造升级工程建设任务，至2018年9月份全面完成2015年度农网升级工程建设转资任务，并顺利通过省市公司复核验收电网建设规模，完成新建35千伏变电站2座、增容扩建变电站7座，新增主变9台/变电容量8.78万千伏安，35千伏线路10条、36.688千米；建改10千伏线路298.99千米，配变263台/62720千伏安，低压线路1538.16千米。通过工程实施，一是电网结构进一步增强。消除单主变变电站7座。二是供电能力进一步提高。通过11个35千伏项目的建设，提升了35千伏电网供电能力，35千伏容载比达到3.61，消除了35千伏变电站重过载现象。全县10千伏户均配变容量由2015年底的1.51千伏安提高到1.72千伏安。三是保障了分布式新能源发展和脱贫攻坚。通过农网改造升级工程的实施，切实解决了分布式光伏发电消纳、接网及输送瓶颈，保障了扶贫效果。同时，35千伏油店变升级改造和张冲变2号主变扩建两项工程被省公司评选为优质工程。
3、有序推进2018年中心村和电网基建工程建设，2018年第一、二批次农网（中心村）项目共3个，分别为35千伏响塘变1号主变增容改造（第一批农网）、沙河变2号主变扩建工程（第一批中心村）和关银π入南溪35千伏线路工程（第二批中心村）。目前3个项目均已开工建设，计划在12月中旬完成35千伏响塘变1号主变增容改造和沙河变2号主变扩建工程建设任务，在2019年6月份全面完成关银π入南溪35千伏线路工程建设任务。
（三）、强化指标管控，“五项”措施提升同业对标水平
****公司2018年第一、二和三季度同业对标综合评价分别为D段（58名）、D段（51名）和C段（44名），整体对标位次在稳步提升，其中生产管理、队伍建设2个专业指标较2015年度提升明显。****公司落实五项措施扎实提升同业对标指标水平。一是制定年度对标目标，分析预判5个专业36个专项指标排名水平，确定年度综合评价对标目标。二是围绕年度目标细化分解，将36项指标责任到部门，落实专人管控，分别制定季度/年度提升计划，做到主要领导亲自布置，分管领导抓过程管控，确保指标得以提升。三是定期开展指标评价和诊断分析，不断查找指标差距，重点分析制约弱势指标的关键因素，预判并制定补救方案，着力将短板指标对综合评价的影响程度降到最低。四是强化基础管理，确保基础数据闭环、动态更新，开展生产、营销、人资、财务等基础管理专项活动，建立完善生产管理、营销管理各项工作流程和责任落实，打牢基础，不断优化指标数据。五是公司建立同业对标考核机制，针对指标水平并结合实际制定考核办法提升方案并将36项指标责任到部门，管控到专责人员，做到主要领导亲自布置，分管领导抓具体，确保指标有人管控。实现年度保D争C的目标得以实现。
（四）综合管理工作：一是扎实开展技术标准评价工作，对照“国网安徽省电力公司技术标准实施评价工作流程”中的工作内容和要求，召开启动会、健全工作网络和编制工作方案，如期完成技术标准实施评价工作并通过市公司组织检查。二是规范集体企业管理，强化和规范公司集体企业资金使用、物资和非物资招标采购以及关联交易行为，健全考核分配制度，及时布置和落实集体企业安全管理、车辆管理等工作，3月份顺利完成集体企业改革改制工作。三是强化管理创新，公司年初开展了一期2015年度管理创新及QC成果会，通过沟通、交流、指导等措施，边总结、边修改，坚持围绕课题、解决问题，做好典型经验总结和推广，开展QC、管理创新课题的选择和申报引导员工关心企业、支持企业，努力解决企业管理难点和生产经营工作中的难题。2018年安徽省管理创新成果题为“全面优化物资服务机制保障农网工程建设管理”已按照要求进行申报。四是按照市公司统一部署，常态开展综合计划协同监督、线损同期管理和示范区建设、制度标准化、经济活动分析和业绩指标管控工作。
二、工作亮点及创新做法
抓短板促管理，提升指标水平。2018年公司同业对标在全省72家县公司综合评价显著提升，主要做法：一是年初定位制定合理的目标，围绕安全生产中心工作加强日管控紧盯指标不放松。二是将指标责任到部门，细化到专业，明确到人员，适时监测通报指标完成情况。三是建立部门协同联动工作机制，做到小指标让大指标，以抓核心指标，落后指标为主。四是建立诊断分析，按时召开会议，分析研判指标落后原因、整改，对长期落后指标建立约谈机制。五是注重宣传引导，建立考核激励机制，重奖重罚，同时纳入个人绩效，实行双重考核，并将指标考核延伸到基层、到班组。由于措施有力，安全、生产和经营、服务方面成效显著，2018年度公司同业对标排名实现进段升位。
三、存在问题和建议
电网规划和项目支撑与地方发展需求需进一步协调。一是2018年1月12日，国家能源局将****县列为全国可再生能源政策和发展机制创新示范先行先试县。根据规划，到2022年，全县建成可再生能源总装机570万千瓦，其中光伏发电320万千瓦、水电160万千瓦、风电80万千瓦、生物质能10万千瓦。在光伏等新能源发展过程中，地面光伏电站建设周期短，往往选址确定后半年即可投产，而公司系统电网配套项目前期工作流程较长，与光伏电站协同起来比较困难。二是****现代产业园区北部区域路网基本形成，下一步将陆续有企业落地，需要及时配套电网项目。
解决措施：一是新能源发展方面，提请政府做好高比例可再生能源示范县创建方案的细化分解，排定科学合理的建设时序。汇报上级公司适时滚动修订配电网规划和项目计划安排，确保电网规划与新能源发展规划有效衔接。二是现代产业园区方面，提请政府对现代产业园区电力布局规划尽快评审，加强与园区对接，跟踪招商引资企业落户情况，提前做好园区可能新增负荷点的配套项目前期储备。及时向上级公司汇报园区负荷增长情况，争取电网配套项目落地建设。
四、2019年工作计划安排
1、认真开展同业对标工作。一是做到指标管理项目化，针对短板、弱项指标，尤其是长期落后的指标牵头组织制定提升实施方案、分阶段有效制定提升计划。二是优化并明晰工作流程，对关联指标的监测管理牵头各专业制定有效的工作流程图，能够清晰的看出是因哪个环节出现堵塞而导致。三是细化公司同业对标考核办法，根据指标权重、完成的难易程度和关联责任分解实施考核，建立协同监督预警机制，同时引导各专业延伸考核到人。
2、做细做实规划计划工作。一是坚持将配电网规划与地方发展规划有机结合。将配电网规划、布局规划纳入县总体规划，将园区布局规划纳入园区详细规划，将十三五规划期间规划的变电站、开闭所用地纳入土地利用规划。二是坚持目标导向，将十三五期间要解决的网架完善、供电能力提升措施纳入规划库，并实施开展项目可研。三是树立问题导向，以政府关注的中心村、扶贫、新能源发展以及电网运行中暴露的薄弱环节为重点，及时将上述问题纳入问题库，做细做实项目计划储备。四是强化前期工作管理，对问题库、规划库中项目按照轻重缓急排序，按期开展项目可研工作。
光伏电站安全措施篇3
关键词：风力提水：光伏提水;泵站建设，设计方法
中图分类号：TU992.25文献标识码：A文章编号：
风力和光伏提水技术可用于农村牧区的村镇供水、灌溉人工草场和农田等工程。该项技术的实施不但解决了我国农牧区常规能源不便的实际问题,同时对节能、减排控制全球温室效应和改善我国能源结构具有重大意义。但目前在风力和光伏提水的建设中,缺乏将资源、供水量、保证率等匹配的因素进行科学合理的系统分析和优化设计,致使风力和光伏提水泵站的功能不健全、保证率低、效益差。只有科学的设计才能建设出高效、功能齐全的提水泵站。现依次介绍风力和光伏提水泵站的各个设计环节,对每个环节的设计内容、技术要求和指标的计算确定进行阐述,为今后风力和光伏提水泵站的建设提供一个科学的设计方法。
1风力和光伏提水泵站的工作原理
1.1风力提水泵站的工作原理
风力提水是人类最早开发利用的机械设备,一般为低速阻力型风车驱动往复式容积水泵,但该类系统风能利用率低(一般小于10%),且出水不连续,随着科学技术的发展,现在使用的大多是发电式提水系统,该系统效率高、性能可靠、布置灵活。
发电式风力提水系统的工作原理是:风轮将风的动能转化为机械能来驱动发电机,水泵和潜水电机构成一体的泵水装置,风力发电机和泵水装置通过控制器达到电磁兼容和匹配,从而实现提水的功效,提出的水通过输配水装置供向用水终端,用于人畜饮水、灌溉农田和草场。其原理方框图如图1。
图1发电式风力提水系统工作原理
机械式风力提水系统工作原理是低速风轮(阻力型)将风的动能转化为机械能,再通过机械传动装置来驱动水泵达到提水的功效。其原理方框图如图2。
图2机械式风力提水系统工作原理
1.2光伏提水泵站的工作原理
太阳能光伏提水系统由光电池、控制器、光伏水泵组成。光电池是将太阳的辐射能直接转换成电能的装置。控制器是将直流电转变为交流电,实现逆变,对水泵进行变频控制和最大功率点跟踪的装置,而专用潜水电泵是实现扬水的装置。其原理方框图如图3。
图3光伏提水泵站工作原理
2泵站设计的一般要求
(1)风力和光伏提水泵站周围应没有阻风和遮阳障碍物,对于风力机,其主风向与单个障碍物的距离应大于障碍物的5倍,其他方向为2倍。对于光伏阵列,要求其周围的障碍物以影子最长的冬至那天,其午前9时到午后3时光伏阵列不受影子的影响为准。
(2)对于容量超过5kW的风力和光伏提水泵站应设有专用控制室,并要求地面硬化、墙壁粉刷,设有通风采暖设施和消防器材。
(3)蓄水池应建在有重力供水条件的高处,且要有一定的容积,在连续三天无有效风和阳光出现时泵站仍能正常供水,蓄水池出水管应设有阀门,在蓄水池周围不宜建垃圾点、牲畜饮水处,避免对水源造成污染。
(4)主输水管线应有防冻措施,地埋时不应有较大的起伏,穿越不良地质、地段时应采用相应的技术措施。
(5)在风力机、光伏阵列、控制室、水源口、蓄水池、用水终端处应设有安全防护设施和警示标志。
3泵站设计的技术要求
风力和光伏提水泵站应在环境温度-30~+40℃的条件下正常工作;噪声应控制在75dB以下;容量超过5kW的提水泵站,其卸荷系统与主控系统要分室放置;应有欠压、过载、卸荷、制动等自动保护功能,风力机、光伏阵列和控制室应尽可能的靠近水源,不宜大于30m;蓄水池最低点的水头应高于用水终端处水头2~3m,容积应大于日最大用水量的3倍;风力和光伏提水泵站的供水能力应大于日需水量的1.5倍;主输水管内水的流速宜为0.3~1.0m/s。水源的涌水量与涌水速度应大于风力机和光伏提水系统的额定提水量。
4泵站的选址
泵站应选择有利的场地,以求增大风力机和光伏网阵的出力,提高供能的经济性、稳定性和可靠性。
4.1风力和光伏提水泵站的资源条件分析
(1)风力提水泵站风资源条件。风能资源应具备以下条件:①年平均风速大于等于2.5m/s(10m高度),年平均有效风能密度不大于260W/m2(10m高度);②年有效风速小时数大于3000h(10m高度),最大连续无有效风速小时数(10m高度)小于100h,30年一遇最大风速小于42.5m/s(轮毂高度);③盛行风向、次盛行风向比较稳定,季节变化比较小的地区。盛行风向的风频应大于40%,次盛行风向的风频应大于25%;④避开由于上风向地形的起伏或由于障碍物而引起的频繁湍流。
(2)光伏提水泵站光资源条件。光能资源应具备以下条件:①年平均日照小时数大于等于2800h,年平均辐射总量大于等于4500MJ/cm2;②最大连续无光照小时数小于72h;③人畜供水光伏泵站总辐射量的月际变化与年振幅要小于200MJ/cm2。
风能、光资源状况资料一般使用附近气象站的资料。
4.2风力和光伏提水泵站的建设条件分析
(1)水源条件。机械式直接提水机组的水源应在机位附近,一般机位与水源工程为一体,发电式提水机组的机位和水源可分开布置,但距离越近越好。
(2)水质条件。一般要求为清水,如河水、湖水、池塘水、井水等。固体物质含量(按质量计)不大于0.01%,固体物质颗粒直径不大于0.5mm。选用地下水源时,其允许开采量应大于设计取水量,选用地表水源时,其设计枯水流量的保证率应不低于90%。当单一水源水量不能满足要求时,可采用多水源或调蓄等措施。
(3)地质条件。要求在风力和光伏提水系统安装的局部区域内,地基土应有一定的承载能力,应尽可能避免沼泽、滩涂、流沙,便于运输车辆进入工作场所。
5风力和光伏提水泵站机组的选择
5.1风力提水泵站机组的选择
(1)一般年平均风速小于4m/s的区域宜选用多叶片、阻力型风力提水机组。这样的风力机便于启动,提高风力机的有效工作时间,当该地区年平均风速大于4m/s是宜选择高速升力型风力机,这样可提高风能利用率。
(2)装机容量大于5kW时宜选用发电型风力提水机组。这样的风力机传动系统比机械式简单,造价低,控制方便,使用安全可靠。
(3)高扬程、小流量的工程宜选用往复式活塞泵提水机组。在高扬程大压力的作用下,容积泵的容积效率较离心泵高,在校流量(小于2m3/h)时更加明显。
(4)农田灌溉宜选用发电式提水机组。这样系统流量大,出流连续,能更好地满足灌溉的需要。
(5)水源情况(包括水源位置、水井情况、水源周围地质条件等)布置较困难时宜选用风力发电提水机组。因风力机或光伏阵列与泵水系统为电缆连接,这样布置方便。
(6)水中含沙量大的宜选用离心泵风力提水机组。
(7)流量大于3m3/h时选用发电提水机组驱动离心泵提水机组。在大流量时采用该组合能使整个提水系统的高效、简单、可靠。
5.2风力提水泵站机组的选择
(1)一般提水量小于3m3/h的提水机组。装机容量大于1kW时宜选用高扬程、小流量往复式活塞泵提水机组。
(2)农田灌溉和水中含沙量大的宜选用离心泵提水机组。流量大于3m3/h时选用离心泵提水机组。
6风力和光伏提水泵站性能参数扬程和流量的设计
6.1总扬程的确定
风力提水泵站总扬程是风力机在定额风速时,抽取的水量与水源供给的水量达到平衡时,水源此时的动水位到出水口中心的垂直高度与输水管道的阻力之和。
光伏提水泵站总扬程是指光伏提水系统在9~15时,抽取的水量与水源供给的水量处于平衡时,水源此时的动水位到出水口中心的垂直高度与输水管道的阻力之和。
总扬程一般应为:
式中:H1为动水位到用水终端的垂直距离;H2为蓄水池底部到用水终端的垂直距离,一般取2~3m;H3为蓄水池深度;为管道阻力。
6.2泵站日均提水量的确定
风力提水泵站的日均提水量是在风力提水机额定扬程下,全年不同级别的有效风速小时数与该级别风时水泵流量乘积之和除365天。
光伏提水泵站的日均提水量是在光伏提水机额定扬程下,选用全年不同级别的光照条件下与该级别时流量乘积之和。
式中:为日提水量,m3/d;为开始工作时的风速(或开始泵水时的光照强度),m/s;为最大的风速(或最大光照强度),m/s;为某一级别有效风小时数(或某一级别光照强度的小时数),h;为特定机型额定扬程时相应级别的流量,m3/d。
7蓄水与输配水系统的设计
7.1蓄水工程的设计
蓄水工程形式的选择应根据地形、地质、用途、建筑材料等因素确定。宜采用水罐、水池、水窖等形式,位置应避开填方或易滑坡地段,地下式蓄水工程的外壁与崖坎和根系较发达的树木的距离不应小于5m。蓄水工程与水源的垂直高度差应该与风力和光伏提水机组的设计扬程相匹配,不应大于风力和光伏泵站的设计扬程;蓄水工程的设计容量不应小于最大日用水量的3倍;为生活用水修建的蓄水工程或干旱地区的蓄水工程宜建顶盖;蓄水工程的进水管应设置堵水设施,并布置泄水道,在正常蓄水位处应设置泄水管(口)。
7.2输配水工程设计
输水管线应根据地形、蓄水构筑物的位置和用户的分布,通过技术经济比较确定。应尽量满足管道地埋要求,避免急转弯、较大起伏、穿越不良地质地段,减少穿越公路、河流等障碍物。供水优先采用重力输送。当规模较小,可采用单管布置,在管道隆起处应设置自动进(排)气阀,地势平缓地段每隔800~1000m也应设置自动进(排)气阀,在管道低凹处应设置排气阀。重力流输水管道,地形高度差超过60m并有富余水头时,应在适当位置设置减压设施。地埋管道在转弯、穿越障碍物等处应设置标志。管网中所有管段的沿线处流量之和应等于最高日用水量。重力流管道的经济流速应按充分利用地形高度差确定,但长距离重力流输水管道的设计流速不宜大于2.0m/s。
结语：
本文介绍的风力和光伏提水泵站的设计方法,是多年来从事风力和光伏提水泵站工作经验的总结。在具体的工程设计中,要因地制宜地进行分析与计算,才能使泵站达到建设的预期设计目标。
参考文献:
[1][日]牛山泉.小型风力机的设计与制造[M].北京:能源出版社,1985.
光伏电站安全措施篇4
1光伏发电工程的优点
光伏发电工程是根据光生伏打效应原理，利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能，光伏发电系统主要由太阳电池板(组件)、控制器和逆变器三大部分组成。随着环境友好型社会建设步伐不断加快，光伏电站工程建设作用越来越明显。光伏发电工程是重要的绿化环保工程，基本的运作流程就是把太阳光能转化为电能，为社会服务。就目前而言，光伏发电具有以下优点:可以永久使用，没有能源枯竭隐患;太阳能具有稳定性，并且节能环保;在光伏发电工程建设过程中，主要以光能资源为主，不容易受到外界因素的干扰。另外，对太阳能光伏发电系统而言，具有灵活性和动态性，能够为太阳能芯片，提升精确的数据，大大降低了能耗。我国地域辽阔，人口众多，在社会经济发展过程中，需要消耗巨大的能源，需要坚持可持续发展道路，不断采用节能型能源。由此可知，光伏发电工程对国民经济发展的重要性，在实际建设过程中，需要建设单位结合区域的地理位置和气候特点，对建设过程进行全方位的控制，保证工程质量，创造出更多的经济效益，实现节能环保的目标。
2光伏发电工程建设管理措施
光伏发电工程在我国社会经济发展过程中发挥着越来越重要的作用。因此，为了保证光伏发电工程能够正常运转，在实际建设过程中，要加强对光伏发电工程建设过程的管理，保证建设质量。下面就如何做好光伏发电工程建设管理展开论述。
2．1做好工程设计管理
为了保证光伏发电工程的建设质量，就要做好相项目设计，保证科学性和合理性。首先，光伏发电系统属于敏感型发电方式，在工作时间比其它发电时间比较长，并且对周围的气象环境要求比较高。其次，对光伏芯片而言，会产生温度相应，在太阳光照射下，芯片表面温度上高，会增加芯片峰值期的功率损失，出现额外的输出损耗，需要设计人员要精确计算出最佳的倾斜角度。再次，芯片表面的洁净度会影响到光电的转换效率，如果清洁度较低，就会增加静电现象。因此，在设计过程中，要注意天气对芯片表面污染度的影响，避免影响到以后光伏发电系统的正常运行。在芯片倾斜角度设计过程中，要做好周围地理位置的调研工作，精确计算这个区域内的辐射树脂，并结合调养的高度角设计倾斜角度，从而提升光电转换的效率;在设计过程中，设计人员还要明确区域内的污染指标，控制好芯片表面的洁净度，为光伏发电系统正常运作创造良好的外部环境，提升光伏发电的经济效益、环境效益和社会效益。
2．2光伏发电工程质量管理
在进行光伏发电工程建设过程中，建设单位要重视工程质量，提高建设的经济效益，下面就如何做好光伏发电工程质量管理展开论述。第一，在工程开始前，要做好工程质量管理准备工作，完善相关审批手段，认真审核施工单位资质，对施工材料和机械设备进行严格的审查。第二，在施工现场，要加强对材料的检验和检测，保证光伏发电工程建设材料满足设计标准和要求。尤其在水泥进场，要重点做好水泥品种和级别的检查，保证水泥的强度和安全性符合建设施工标准。另外，还要检查模板和支架的承载鞥努力，能够满足实际施工的荷载。第三，要加强对钢支架、电缆接地埋设以及汇流箱安装的检查，控制好钢支架的垂直度，保证钢支架和埋件焊缝的饱满度，从根本上保证施工质量。第四，在进行光伏发电工程建设过程中，要重视相关技术资料的搜集，保证资料的完整性，为以后工程竣工验收提供重要的参考依据。
2．3做好工程投资成本管理
在进行光伏发电工程建设过程中，建设单位要控制好投资成本，不断减少人力物力财力的消耗。在通常情况下，投资成本主要包括光伏发电的施工范围、电站软硬件、资源价格以及工期长短等。因此，要不断提升内部员工的执行效果，加强成本管理，对成本进行全面的估算、合理的分配、科学的投入，从而提升自身的竞争力。比如在进行资源价格管理过程中，由于不同类型不同，价格也会存在很大差异。对太阳能光伏芯片而言，主要分为晶硅型太阳能芯片、多元化合物的硅基薄膜型太阳能芯片、有机光伏芯片以及多层修饰下的聚合物电极光伏芯片。晶硅型太阳能芯片又分为单晶硅芯片和双晶硅芯片，这种芯片具有稳定性和效率高的优点。对多晶硅芯片而言，能源转化率较低，但是总消耗较少，造价较低。对多元化合物的薄膜型太阳能芯片而言，主要包括非晶硅颗粒，在生产过程中较为简单，成本比较低，但是单晶硅材料会产生见光衰减效应，因此，在实际应用过程中存在不稳定性。通过以上比较，在工程项目建设过程中，要结合光伏电站的特点和材料的差异性，对材料进行合理的购置预算，再进行合理配置。因此，在建设过程中，建设单位要重点加强对项目成本的管理，在保证经济效益的前提下，不断降低工程消耗，控制好软硬件设备的安装质量、资源价格，明确光伏电站的施工范围，提高施工效率，不断缩短施工工期。另外，在建设过程中，管理人员要提升员工的执行效率，加强对成本的管理，提升单位的盈利，保证光伏发电工程建设顺利进行。
2．4做好光伏发电工程维护
为了保证光伏发电工程正常稳定的运行，相关单位就要采取有效措施，加强对电站的维护，加强对电站硬件设备和软件环境的保护，延长发电站的寿命，保证电站的安全稳定。第一，在进行光伏发电站硬件设施维护过程中，要加强对并网逆变装置、交流配电线路、配电柜、功率控制装置的维护，做好日常的清洁和维修工作。维护人员要对蓄电池进行科学充电，加强系统维护，维持其正常的电能存储量;对ADC(模数转换器)中的数字信号转换效果进行测评，控制好参数精确度，保证系统正常运转;要重视光伏芯片部件表面的清洁，对出现问题的部件进行更换或者维修。第二，在进行软件环境维护过程中，要促进数据输送系统的更新，从而满足日常发电的需要。维护人员要加强对通信系统和数据系统的维护，及时有效的修补系统存在的漏洞，提升电站建设的经济效益，为我国国民经济的发展做出更大的贡献。
3综述
光伏发电具有环保节能性，可以为社会创造更多的社会效益。因此，在进行光伏发电工程建设过程中，要做好工程设计管理，加强建设质量管理，做好工程投资成本管理，做好光伏发电工程维护，发挥光伏发电工程的经济效益和社会效益。
作者:王志单位:华电福新能源股份有限公司
参考文献:
［1］毛宏举．分布式光伏发电项目安全管理［J］．电力安全技术，2016(01):1－3．
［2］薛剑超．光伏发电工程全过程项目管理应用研究［J］．中小企业管理与科技(中旬刊)，2016(06):24－25．
光伏电站安全措施篇5
关键词：避雷器；主变保护；安装位置；短路分析
中图分类号：TM862文献标识码：A
1事故经过
1.1事故前电网运行方式
某变电站110千伏母线、35千伏母线、10千伏母线均为单母线接线方式，110千伏线路甲1113、1号主变1101在110千伏I母运行；1号主变3501在热备用状态；10千伏五条出线、1号所用变1006、1号电容器10R1在10千伏I母运行；跳闸前1号主变负荷为4.7MW（主变容量为40MW）。
1.2保护动作情况
某日，某变电站1号主变10千伏侧后备保护装置复压过流II段保护动作，1号主变1001断路器跳闸。889毫秒后1号主变110千伏侧后备保护装置复压过流II段保护动作，1号主变1101断路器跳闸。
2事故分析
2.1事故后运行人员现场检查发现1号主变10千伏侧开关柜内避雷器爆炸，经现场检查主变装置定值与定值单相符。定值单中要求：10千伏侧后备保护0.7秒跳本侧断路器，110千伏侧后备保护1.6秒跳三侧断路器，因主变35千伏侧在热备用状态，故此次110千伏侧后备保护仅跳开110千伏侧断路器。故障时保护装置的动作行为与设置的相同，保护装置的动作行为正确。
2.2在主变10千伏侧后备保护动作跳开后，为何主变110千伏侧后备保护还能采到故障电流而使保护动作跳闸？解答这个问题需先弄清楚故障点的位置，如图1所示，发生爆炸的避雷器安装在主变10千伏侧电流互感器与断路器之间，用来保护断路器的断口免受瞬时过电压危害。故障录波图显示，10千伏系统在20点13分至20点31分出现了间歇性的三相谐振过电压，电压最高A相166V，电压B相87.9V，电压C相171.7V。系统谐振过电压使避雷器绝缘击穿，发生相间弧光短路而避雷器三相爆炸。短路时主变有源侧（110千伏侧）向故障点提供短路电流，故障点不在差动保护范围内，主变110千伏侧、10千伏侧保护用电流互感器同时流过故障电流，对主变差动保护来说为穿越性电流，故主变差动保护不动作。且因10千伏侧后备保护时间0.7秒比110千伏侧后备保护时间1.6秒短，故10千伏侧后备保护先动作跳开1001断路器。1001断路器断开后，仍由主变有源侧（110千伏侧）向故障点提供短路电流，直至899毫秒后110千伏侧后备保护动作跳开高压侧断路器，故障才被切除。
2.3主变差动保护的作用是防御变压器内部（本体和引出线）的多相短路，大接地系统单相接地短路以及绕组匝间短路。避雷器在不在主变差动保护的范围内，如图1、2所示与避雷器的安装位置有较大的关系。《国家电网公司十八项重大电网反事故措施（修订版）》9.1.5条中规定：为防止出口及近区短路，变压器35千伏及以下低压母线应考虑绝缘化，10千伏的线路、变电站的出口2公里内应考虑绝缘导线。10千伏开关柜内避雷器故障，明显属于变压器的近区短路故障，故障时间的长短将对变压器的绕组等造成不同程度的损害。因此，在变压器的近端发生故障时，快速的切除故障对防止变压器损害有着重要的意义。
2.4在低压母线未配置母线保护时，将主变10千伏侧开关柜内的电流互感器与避雷器的安装位置对换，如图2所示，当避雷器发生故障时，主变10千伏侧保护电流互感器未流过故障电流，仅110千伏侧保护电流互感器流过故障电流，故障点在主变差动保护范围内，比率差动保护动作，将保证在100ms内切除故障，极大的缩短故障时间。
3故障分析结果
通过对保护用避雷器的安装位置的分析，本文认为，在制造工艺允许的情况下，将避雷器安装在图2的位置较合适，避雷器不但能起到保护断路器的断口免受瞬时过电压的作用，在自身故障时还能通过主变差动保护快速的切除故障，减少对主变压器的影响。
4防范措施
4.1《国家电网公司十八项重大电网反事故措施（修订版）》中14.5.1条规定：在中性点不接地的6～35千伏系统，应根据电网发展每3～5年进行一次电容电流测试。当单相接地故障电容电流超过《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）规定时，应及时地装设消弧线圈，单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。应在该变电站加装过补偿的消弧线圈从而减少设备谐振过电压的几率。
4.2在制造工艺允许的情况下，将避雷器安装在图2的位置较合适，新建变电站设备主变10千伏侧开关柜内的设备应按图2位置安装，实现其一直处于差动保护范围的状态。
4.3在避雷器安装位置未改变前，三圈变单主变单母线运行方式可采取主变10千伏侧后备保护过流1时限0.7秒跳本侧，过流2时限1.0秒跳主变三侧（主变高压侧后备保护1.6秒跳三侧）；双主变单母分段方式可采取主变10千伏侧后备保护过流1时限0.7秒跳分段，过流2时限1.0秒跳本侧，过流3时限1.3秒跳主变三侧（主变高压侧后备保护1.9秒跳三侧）。此种保护设置可以比主变高压侧后备保护动作切除故障时缩短0.6秒，一定程度上缩短了变压器承受短路电流的时间。
4.4在避雷器安装位置未改变前，也可以考虑在该站10千伏开关柜内加装弧光保护来解决。该保护采用检测弧光和过流双判据原理，由于电弧光能在短路故障发生后1ms内很快产生，而在非故障状态下母线处不可能产生电弧，因而弧光保护具有原理简单、动作可靠、速度快等优点。在35千伏及以下电压等级的母线由于不涉及稳定问题，一般都未装设母线保护。但中低压母线上的各种出线多，操作也相对频繁，三相导体线间距离与大地的距离较近，容易受外界导体的危害，并出现设备绝缘老化和机械磨损，运行条件恶劣，人为和操作错误等问题，而快速母线保护的出现正好解决了这个难题。由于中低压母线故障一般发生在开关柜内，可以通过在开关柜内装设弧光探头的方式迅速找到并切除故障。含断路器动作时间整个跳闸过程不超过100ms，同时由于采用了弧光和过流双判据减少了误跳的产生，从而极大的提高了中低压母线运行的安全性和可靠性。
参考文献
[1]国家电力调度通信中心编.电力系统继电保护实用技术问答[M].中国电力出版社.2000.
[2]江苏省电力公司编.电力系统继电保护原理与实用技术[M].中国电力出版社.2006.
[3]电力行业继电保护标准化委员会编.3～110千伏电网继电保护装置运行整定规程DL/T584-2007[M].中国电力出版社.2007.
光伏电站安全措施篇6
1.1光伏电站防雷
浅谈地面并网光伏电站电气设计要点文/陈攻1彭闪闪2光伏电站的防雷是一个系统而且重要的工程，必须内部、外部措施综合考虑。工程的防雷设计应本着遵循“整体防御、综合治理、多重保护、层层设防”的方针，依据相关规程、规范，力求最大限度地避免由于雷击造成重要设备损害。雷击造成的危害有很多形式，主要包括直击雷击、感应雷击和雷电反击三种，在工程设计中，针对不同的建筑物和雷击形式，采用不同的防护措施如下：
1.1.1直击雷防护
并网发电工程中，电池组件等光伏设备的布置区域广泛、高度差别不大，如设置独立避雷装置，保护范围有限，设置数量较多，会造成工程成本的增加，如果设置不当还会出现遮挡太阳光线、影响发电效率的情况。根据GB50057-2000《建筑物防雷设计规范》的规定，光伏阵列属于三类防雷建筑物，可采用将金属构件可靠连接接地的方式。所以对于光伏组件可采用把所有电池组件、方阵支架上的金属构件与站区内的主接地网有效相连的方式，以达到防雷的目的。一旦出现直击雷击中电池组件的金属框架，已预先设计好的接地通路就可将雷电流顺利引入大地分散消除。而光伏电站建筑物则只需设置屋顶避雷带即可。当避雷装置在接闪雷电时，引下线立即产生高电位，会对防雷系统周围的尚处于地电位的导体产生旁侧闪络，并使其电位升高，进而对人员和设备构成危害。为了减少这种闪络危险，最简单的办法是采用均压环，将处于地电位的导体等电位连接起来，包括室内的金属设施、电气装置和电子设备。如果其与防雷系统的导体，特别是接闪装置的距离达不到规定的安全要求时，则应该用较粗的导线把它们与防雷系统进行等电位连接。这样在闪电电流通过时，所有设施立即形成一个“等电位岛”，保证导电部件之间不产生有害的电位差，不发生旁侧闪络放电。完善的等电位连接还可以防止闪电电流入地造成的地电位升高所产生的反击。
1.1.2感应雷防护
感应雷由静电感应产生，也可由电磁感应产生，形成感应雷电压的机率很高，对建筑物内的电子设备造成较大的威胁，光伏发电系统的防感应雷工作重点是防止感应雷由外界线路侵入室内设备。入侵光伏系统的雷电过电压过电流主要有以下两个个途径：
①.由交流并网供电线路入侵。
②.由光伏系统的组件方阵直流线路入侵。此时应在光伏系统直流汇流箱、并网逆变器内部的交，直流侧设置防雷击保护装置对线路作直击雷保护。在各箱变或开关柜进出线均设置无间隙金属氧化锌避雷器对感应雷进行防护。
1.1.3雷击反击防护做等电位处理
等电位处理也可称共地处理，即工作地、防雷地、保护地均进行等电位连接及金属线管的屏蔽接地，消除各点之间的电位差。
1.2光伏系统的接地
1.2.1接地网的通常设计光伏电站接地网采用以水平接地网为主
垂直接地极为辅主，边缘闭合的方孔复合式接地网，水平接地极拟采用热镀锌扁钢，具体规格根据实际工程详细设计，垂直接地极易采用ø25，L=2.5m镀锌钢管，并与水平敷设的扁钢焊接连贯通，连接成网。建筑物屋顶避雷带引下与主地网连接处，设置必要的垂直接地极，以保证冲击电位时散流，为防止可能的绕击、侧击和球雷等情况，建筑物的梁、柱钢筋应焊接成一体，作为自然接地体与主地网相连接。根据国网公司反措，沿二次电缆的沟道、开关厂的就地端子箱等处，使用截面不小于100mm²的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。
1.2.2接地网防腐设计通过对电站接地装置事故统计表明
接地装置腐蚀是造成接地装置事故的主要原因之一。电站接地装置一般都采取防腐措施，但方法并不一致，对于不同的工程应对这些防腐蚀措施进行比较分析，从而推荐出最佳防腐措施。
（1）接地装置采用热镀锌材料
采用热镀锌扁钢是多数变电站接地装置采用的防腐措施，它主要利用高温热浸时所形成的锌合金层本身的防腐特征。按照满足热稳定要求的扁钢最小截面计算，如无当地土壤腐蚀率时，按已有工程经验考虑每年平均腐蚀0.1mm，截面还应增加50%。
（2）接地装置采用铜材
主要是考虑到变电站接地装置的重要性和铜的耐腐蚀性和稳定性。据资料介绍，铜腐蚀不存在点蚀，属表面均匀腐蚀，铜在土壤中的腐蚀速度大约是钢材的（1／5）～（1／10）。从防腐上来讲铜接地网的防腐性能明显优于热镀锌扁钢，但从工程投资方面上考虑，采用铜接地网的投资成倍地高于热镀锌扁钢地网投资。
（3）阴极保护法。电站中采用埋入电位更负的活泼金属与被保护金属偶接，从而具有减缓或阻止腐蚀的作用。根据提供保护电流方式的不同，阴极保护法又可分为牺牲阳极和外加电流两种。国内有的单位又将牺牲阳极法加以改进，钢体上涂上导电涂料，虽然具体实施上略有差异，但基本原理是相同的。以上两种阴极保护法的造价基本相同。
（4）接地装置的敷设。主接地网应敷设于冻土层以下。当无法深埋时可敷设冻土层中，由于冻土时与非冻土时土壤电阻率相差很大，需保证冻土与非冻土时均能保证接地电阻。接地网施工完成后，必须在冻土与非冻土时分别测量接地电阻值，如实测达不到要求，可敷设深钻式接地极或者使用化学降阻剂等方法，直到达到要求为止。
2光伏电站电缆敷设设计
由于大中型光伏电站占地较大，光伏电站内各单元发电模块与光伏发电母线若采用辐射式连接，虽然单个单元发电模块故障时对整个光伏电站发电量影响较小，但电缆数量以及开关柜数量都将大大增加，故光伏电站内各单元发电模块与光伏发电母线若采用”T”式连接方式。可大大节省电缆数量以及开关柜数量。其集电线路数量可跟据技术经济比较后确定。而在有些山地或丘陵光伏电站需采取综合的敷设方式。例如笔者设计的某30MW地面光伏并网电站，场地起伏有一定起伏，虽然可以采用全程电缆敷设的方式但存在施工难度大，费用高的问题，仅35kV电缆就需要12.5公里，笔者对光伏电站地形的详细的勘测分析后，确定了架空线路加直埋的方式，通过对地形的详细分析，科学的规划集电线路的路径，做到架空线路不遮挡阵列，又力求架空线路路径最短，最终35kV电缆仅需1.6公里，架空线路5公里，仅这设备一项就节省200多万。所以集电线路的设计要结合光伏阵列所在具置，地质情况，电气主接线，投资等综合方面去考虑。平地光伏电站光伏阵列区域电缆宜采用直埋敷设，直埋电缆宜敷设至冻土之下，由于地面光伏电站大都在西北部，冻土很深，如果直埋则现场工程量则会很大且现场施工时往往不采用回填土。此时应采用耐寒电缆，电缆长度留出裕量，为了防止电缆损伤由冻土层敷设至非冻土层时加穿一段电缆保护管。通过这样的措施既能节省大量投资，又能保证电缆的安全运行。山地光伏电站光伏阵列区域电缆宜采用电缆桥架加直埋相结合的敷设方式，电缆桥架顺地势而敷设，考虑到散水及杂草的影响，高度不低于40公分。电缆桥架应采用镀锌桥架或玻璃钢桥架。
3结束语