30MW并網(wǎng)光伏電站110kV升壓站工程投運(yùn)方案110kV升壓站資料

1、云南大唐國際賓川老鷹巖 30MW并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目110kV 升壓站工程投運(yùn)方案編制人員：審 核：批 準(zhǔn)：、八前言本投運(yùn)方案是根據(jù)圖木舒克金太陽 30MW并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目新建工程實(shí)際情 況為編制原則，為確保云南省大唐國際賓川老鷹巖 30MW并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目新建 工程的安全、順利投運(yùn)，并保證整個(gè)電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定運(yùn)行，特編制本方案。本 投運(yùn)方案待調(diào)度審核批準(zhǔn)后執(zhí)行。目次一、工程概況二、投運(yùn)范圍三、投運(yùn)啟動時(shí)間安排四、投運(yùn)前準(zhǔn)備工作五、投運(yùn)記錄的建立與保存六、投運(yùn)的組織與分工七、投運(yùn)過程風(fēng)險(xiǎn)分析控制八、投運(yùn)條件檢查九、啟動操作綱要 十、投產(chǎn)試運(yùn)行步驟 十一、現(xiàn)場安全措施及異常、事故處理預(yù)案 十二、試運(yùn)

2、行階段的管理 十三、試運(yùn)行結(jié)束后的運(yùn)行交接 十四、附：老鷹巖光伏電站 110kV 升壓站電氣主接線圖 附：技術(shù)交底簽證表工程概況云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網(wǎng)光伏電站110kV升壓站工程由云南大唐 國際賓川新能源有限責(zé)任公司建設(shè)、 由中國能建廣東省電力設(shè)計(jì)研究院總承包及 設(shè)計(jì)，中國能建廣東省電力第一工程局負(fù)責(zé)施工， 黃河國際工程咨詢 （ 河南） 有限 公司實(shí)施監(jiān)理，工程計(jì)劃 2014年 12月 25日竣工投產(chǎn)。云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目位于云南省大理州賓川縣 大營鎮(zhèn)洪水塘村以西，距賓川縣城直線距離約22km地理坐標(biāo)介于東經(jīng)100°21'26"

3、100° 22'08"、北緯 25° 46'16"25° 47'10"之間。升壓站共有 110kV 和35kV兩個(gè)電壓等級。110kV高壓配電設(shè)備采用SF6氣體絕緣金屬封閉組合電 器。35kV配電裝置為金屬鎧裝式開關(guān)柜。110kV接線方式為單母線接線，共有三個(gè)間隔：一個(gè)出線間隔、一個(gè)PT間隔、1個(gè)主變間隔。經(jīng)12.06km 110kV線路接入220kV海東變電站。35kV終期接線方式為單母線分段接線，本期建成 35kV I段母線，35kV本期 共有6個(gè)間隔。（1個(gè)主變進(jìn)線間隔、2個(gè)集電線路間隔、1個(gè)SVG、可隔

4、、1個(gè)母 線設(shè)備間隔、 1 個(gè)站用接地變間隔 ）。全站戶外動態(tài)無功補(bǔ)償裝置，采用 SVG形式，額定容量20MVa。中性點(diǎn)接地方式：110kV采用可以選擇不接地或直接接地方式；35kV采用經(jīng) 接地變小電阻接地方式。二、投運(yùn)范圍1 、一次部分投運(yùn)范圍1.1、電壓等級：110kV/35kV兩個(gè)電壓等級。1.2、主變壓器：容量100MVA終期兩臺，本期建成1號主變，本次投運(yùn)110kV 1 號主變。1.3、110kV系統(tǒng)：110kV老海線，110kV GIS 3個(gè)間隔：110kV老海線162斷路 器間隔、110kV 1號主變101斷路器間隔、110kV母線PT間隔。1.4、 35kV系統(tǒng)：35kV 1號

5、主變進(jìn)線301斷路器間隔、35kV 1號站用變361斷 路器間隔、35kV集電I回線362斷路器間隔、35kV集電II回線363斷路器間隔、 35kVI 段母線電壓互感器間隔； 35kV 1 號 SVG 364斷路器間隔、 35kV 1 號 SVG 無功補(bǔ)償系統(tǒng)一套，額定容量 20MVar。 35kV 1 號站用接地變壓器。使用 10kV 線路施工變作為 2 號站用變。2、二次部分投運(yùn)范圍上述一次部分相對應(yīng)的保護(hù)、測控及計(jì)量系統(tǒng)；升壓站遠(yuǎn)動通信設(shè)備；GPS衛(wèi)星對時(shí)系統(tǒng)；五防系統(tǒng)；故障錄波裝置及二次回路；直流電源系統(tǒng)。3、投運(yùn)特殊方式說明35kV集電線路I、U回線路暫未建成，本次投運(yùn)只對 362

6、、363間隔進(jìn)行沖擊帶電后轉(zhuǎn)冷備用，集電線路側(cè)轉(zhuǎn)檢修。4、新設(shè)備主要型號和技術(shù)參數(shù)序號名稱型號生產(chǎn)廠家1110kV 1號主變SFZ11-100000/110GYW天威云南變壓器股份有限公司2126kV SF6氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)（GIS）ZF28A-72.5/126/145上海思源高壓開關(guān)有限公司335kV動態(tài)無功補(bǔ)償裝置（SVGQNSVG-20/35思源清能電氣電子有限公司435kV開關(guān)柜KGN12A-40.5Q云南云開電氣股份有限公司535kV站用接地變壓器DKSC-1250-315/0.4保定天威恒通電氣有限公司6主變測控柜NSR685RF-D國電南瑞繼保7主變保護(hù)柜NSR691RF-

7、D國電南瑞繼保8110kV母線保護(hù)NSR-870ADA國電南瑞繼保935kV母線保護(hù)NSR-870ADA國電南瑞繼保10線路測控NSR685RF-DA國電南瑞繼保:11線路保護(hù)CSC-163AN北京四方2公用測控NSC321-S國電南瑞繼保三、投運(yùn)啟動時(shí)間安排計(jì)劃投運(yùn)時(shí)間：2014年11月28日四、投運(yùn)前準(zhǔn)備工作1、檢查與本次投運(yùn)相關(guān)聯(lián)的所有臨時(shí)安全措施已全部拆除。2、檢查所有投運(yùn)設(shè)備雙重名稱標(biāo)示牌內(nèi)容與調(diào)度下發(fā)的一致，后臺、五防系統(tǒng) 圖實(shí)相符。3、檢查確定所要投運(yùn)的斷路器、隔離開關(guān)和接地開關(guān)在斷開位置。4、檢查本次投運(yùn)新安裝的設(shè)備應(yīng)接地部分按要求可靠接地。5、檢查本次投運(yùn)二次設(shè)備正常，端子排

8、接線端子緊固牢靠。&檢查二次設(shè)備保險(xiǎn)無缺漏和熔斷。7、檢查二次設(shè)備電流回路無開路、電壓回路無短路。8、檢查全部保護(hù)及測控裝置已按定值通知單整定完畢（用裝置定值打印單進(jìn)行核對，并存檔）、與調(diào)度核對無誤（記錄核對時(shí)間及核對調(diào)度員姓名）9、檢查站內(nèi)通訊正常。10、檢查站內(nèi)消防設(shè)施齊備。11、所有人員已按投產(chǎn)試運(yùn)行安措要求到位五、投運(yùn)記錄的建立與保存在投運(yùn)過程中的檢查和投運(yùn)記錄由中國能建廣東省電力第一工程局調(diào)試組 負(fù)責(zé)建立，投運(yùn)結(jié)束24小時(shí)后整理電子版交由運(yùn)行單位保存。六、投運(yùn)的組織與分工啟委會：負(fù)責(zé)工程啟動前及啟動過程中的組織、 指揮和協(xié)調(diào)，審批啟動方案及調(diào)整方 案，確認(rèn)工程是否具備啟動條件

9、，確定啟動時(shí)間，對啟動中出現(xiàn)的重大情況作出 決定。啟委會可授權(quán)啟動試運(yùn)指揮組負(fù)責(zé)啟動工作指揮。啟動調(diào)試總指揮：根據(jù)啟委會的授權(quán)，負(fù)責(zé)啟動期間啟動范圍內(nèi)設(shè)備的事故處理，協(xié)調(diào)啟動操 作與調(diào)試試驗(yàn)的銜接，向啟委會匯報(bào)啟動工作有關(guān)情況。啟動調(diào)度：地調(diào)值班調(diào)度員負(fù)責(zé)運(yùn)行系統(tǒng)的操作指揮與事故處理，并在系統(tǒng)允許的條件下為新設(shè)備啟動工作提供所需的系統(tǒng)條件。啟動操作指揮：在啟動調(diào)試總指揮的指揮下， 根據(jù)啟動方案指揮啟動范圍內(nèi)設(shè)備的操作， 發(fā) 布操作指令或許可操作指令，向啟動調(diào)試總指揮和值班調(diào)度員匯報(bào)操作有關(guān)情 況，協(xié)助啟調(diào)試總指揮處理啟動范圍內(nèi)設(shè)備的異常與事故。調(diào)試試驗(yàn)指揮： 在啟動調(diào)試總指揮的指揮下，負(fù)責(zé)啟動

10、過程中所有調(diào)試、試驗(yàn)工作的組織、指揮和協(xié)調(diào)，落實(shí)有關(guān)調(diào)試、試驗(yàn)的安全措施，向啟動調(diào)試總揮匯報(bào)調(diào)試、試驗(yàn) 的有關(guān)情況。各調(diào)試小組組長：在調(diào)試試驗(yàn)指揮的指揮下， 負(fù)責(zé)組織完成本小組負(fù)責(zé)的調(diào)試、 試驗(yàn)工作， 落 實(shí)有關(guān)調(diào)試、 試驗(yàn)的安全措施， 向調(diào)試試驗(yàn)指揮匯報(bào)本小組調(diào)試、 試驗(yàn)有關(guān)情況。 現(xiàn)場安全監(jiān)督及事故應(yīng)急小組：在啟動調(diào)試總指揮的指揮下， 負(fù)責(zé)啟動調(diào)試過程中各種安全監(jiān)督及事故和突 發(fā)事件的應(yīng)急處理?，F(xiàn)場操作：啟動過程中 220kV 海東站新設(shè)備的操作由 220kV 海東站當(dāng)值值班員執(zhí)行，110kV 老鷹巖光伏電站由中國能建廣東省電力第一工程局試運(yùn)行人員執(zhí)行。110kV 老鷹巖光伏電站當(dāng)值值班員

11、接到調(diào)度指令后， 向中國能建廣東省電力第一 工程局試運(yùn)行人員發(fā)令， 在中國能建廣東省電力第一工程局試運(yùn)行人員接收到老 鷹巖光伏電站當(dāng)值值班員操作指令后， 根據(jù)啟動方案和有關(guān)操作規(guī)定擬定具體操 作票，并在監(jiān)護(hù)人員的監(jiān)護(hù)下完成有關(guān)操作。備注：1、變電站投運(yùn)要有調(diào)度人員、建設(shè)單位人員、運(yùn)行單位人員、設(shè)備廠家代表等 人員參加，由總包單位組織實(shí)施，總包單位人員要負(fù)責(zé)投產(chǎn)后移交前的運(yùn)行 生產(chǎn)工作。2、帶電過程中與調(diào)度的聯(lián)系由啟動調(diào)試總指揮負(fù)責(zé)。3、帶電過程中操作命令由啟動調(diào)試總指揮下達(dá)。4、帶電過程中操作由專人負(fù)責(zé)，并嚴(yán)格遵守復(fù)頌命令制度。5、帶電過程中，新投一次設(shè)備的巡視、監(jiān)聽和監(jiān)視由中國能建廣東省電力

12、第一 工程局投運(yùn)組人員負(fù)責(zé)。七、投運(yùn)過程風(fēng)險(xiǎn)分析控制1、危險(xiǎn)點(diǎn)：帶接地開關(guān)、接地線送電，發(fā)生惡性電氣誤操作事故。 控制措施：（1）新設(shè)備投產(chǎn)前由投運(yùn)負(fù)責(zé)人及安全負(fù)責(zé)人對所有投運(yùn)設(shè)備的接地 開關(guān)、現(xiàn)場接地線進(jìn)行一次清理檢查， 確保站內(nèi)設(shè)備處在冷備用狀態(tài)， 所有隔離 開關(guān)及接地開關(guān)確已閉鎖； （2）核對站內(nèi)設(shè)備狀態(tài)與后臺、 五防和集控站所示一 致。2、危險(xiǎn)點(diǎn)：投產(chǎn)時(shí)保護(hù)裝置誤動。 控制措施：投產(chǎn)前現(xiàn)場打印定值清單與正式定值單（蓋紅章）仔細(xì)核對，并根據(jù) 正式定值單（蓋紅章）要求投入相關(guān)功能連接片， 做好投運(yùn)保護(hù)連接片投退記錄。3、危險(xiǎn)點(diǎn)：主變帶負(fù)荷時(shí)差動誤動?？刂拼胧簬ж?fù)荷前應(yīng)退出差動保護(hù)，待差動

13、保護(hù) CT極性測試正確后及時(shí)匯報(bào) 當(dāng)班調(diào)度員，在當(dāng)值調(diào)度員下令后投入差動保護(hù)。4、危險(xiǎn)點(diǎn)：CT回路開路控制措施：（1）全站投運(yùn)前安排專人緊固所有 CT回路；（2）全站投運(yùn)前必須做 全站小電流通流試驗(yàn)，仔細(xì)檢查全站 CT變比及保護(hù)極性是否正確并詳細(xì)記錄。5、危險(xiǎn)點(diǎn)：PT回路短路控制措施：（1）全站投運(yùn)前安排專人緊固所有 PT回路，檢查PT回路絕緣；（2） 全站投運(yùn)前必須做全站電壓小母線升壓試驗(yàn)， 仔細(xì)檢查全站電壓小母線幅值及相 序是否正確并詳細(xì)記錄。八、投運(yùn)條件檢查1 、現(xiàn)場平整、無雜物、道路通暢照明光線充足，通訊可靠。2、帶電設(shè)備清掃整潔，各設(shè)備編號完整，相色標(biāo)志正確。3、本次投運(yùn)的所有電氣一

14、次設(shè)備，二次設(shè)備、保護(hù)、測量裝置安裝調(diào)試完畢4、所有PT二次空開在斷開位置。5、所有保護(hù)裝置已按調(diào)度下達(dá)的定值設(shè)置完畢。6、新設(shè)備投產(chǎn)申請已經(jīng)批復(fù)。投運(yùn)方案已批準(zhǔn)并報(bào)送相關(guān)部門。7、通信設(shè)備、自動化設(shè)備安裝調(diào)試已完成，具備投運(yùn)條件。8、經(jīng)啟委會驗(yàn)收合格，同意投產(chǎn)。九、啟動操作綱要1、110kV老海線線路帶電。2、110kV I段母線及母線PT間隔帶電。3、110kV 1 號主變帶電。4、35kV I 段母線及母線設(shè)備帶電。5、35kV 1號SVG無功補(bǔ)償系統(tǒng)帶電。6 35kV集電I回線362斷路器間隔、35kV集電II回線363斷路器間隔帶電7、 35kV 1 號站用變帶電。十、 投產(chǎn)試運(yùn)行步

15、驟 提前與調(diào)度核對所有保護(hù)定值，并打印定值清單存檔，核對所有保護(hù)裝置 已按保護(hù)定值通知單要求正確投入，再次檢查全所安全措施已全部拆除 , 所有投 運(yùn)一次設(shè)備都在冷備用狀態(tài)，現(xiàn)場投產(chǎn)負(fù)責(zé)人匯報(bào)調(diào)度：啟委會驗(yàn)收合格，同 意投產(chǎn)。投運(yùn)程序：1、110kV老海線線路帶電。1.1、由調(diào)度安排220kV海東變電站騰空110kV II組母線。1.2、核實(shí)110kV老海線所有工作結(jié)束，人員撤離，現(xiàn)場安全措施拆除，線路絕 緣遙測正常，具備送電條件。1.3、核實(shí)110kV老海線220kV海東變側(cè)18267接地開關(guān)、110kV老鷹巖電站側(cè) 16267接地開關(guān)在拉開位置。1.4、退出220kV海東變110kV老海線1

16、82斷路器重合閘，檢查110kV老海線線 路保護(hù)按要求正常投入。1.5、核實(shí)110kV老鷹巖光伏電站110kV老海線及站內(nèi)設(shè)備處于冷備用狀態(tài)，保 護(hù)按要求正確投入，具備送電條件。1.6、退出老鷹巖光伏電站110kV老海線162斷路器重合閘。1.7、將老鷹巖光伏電站110kV老海線162斷路器由冷備用轉(zhuǎn)為熱備用1.8、投入220kV海東變110kV母聯(lián)112斷路器充電保護(hù)。1.9、 220kV海東變110kV老海線182斷路器由冷備用轉(zhuǎn)為連110kV II組母線運(yùn) 行，對線路進(jìn)行三次沖擊。1.10、退出220kV海東變110kV母聯(lián)112斷路器充電保護(hù)。1.11、檢查110kV老海線線路帶電正常

17、。以下操作在老鷹巖光伏電站完成：2、老鷹巖光伏電站110kV I段母線及母線PT間隔帶電。2.1、檢查110kV老海線及110kV I段母線所有工作結(jié)束，人員撤離，現(xiàn)場安全 措施拆除，具備送電條件。2.2、檢查110kV老海線保護(hù)正確投入。2.3、檢查110kV老海線162斷路器重合閘已退出。2.4、 檢查110kV老海線162斷路器在斷開位置，1621隔離開關(guān)、1626隔離開關(guān) 在斷開位置， 16267接地刀閘在斷開位置。2.5、檢查 110kV I 段母線 PT 1901 隔離開關(guān)在斷開位置， 19010接地刀閘在斷 開位置。2.6、檢查 110kV 1 號主變高壓側(cè) 101 斷路器在斷開

18、位置， 1011 隔離開關(guān)、 l016 隔離開關(guān)在斷開位置， 10167接地刀閘在斷開位置。2.7、將110kV老海線162斷路器從冷備用轉(zhuǎn)至熱備用狀態(tài)。2.8、合上110kV老海線162斷路器對110kV I段母線進(jìn)行第一次沖擊帶電（不 帶母線 PT）。2.9、斷開110kV老海線162斷路器。2.10、合上110kV老海線162斷路器對110kVI段母線進(jìn)行第二次沖擊帶電（不 帶母線 PT）。2.11、斷開老110kV老海線162斷路器。2.12、合上 110kV I 段母線 PT 1901 隔離開關(guān)。2.13、合上110kV老海線162斷路器對110kVI段母線進(jìn)行第三次沖擊帶電（帶 母

19、線 PT）。2.14、檢查110kV I段母線PT二次電壓正確后，合上110kV I段母線PT二次電 壓空開。2.15、檢查各二次保護(hù)及自動化裝置 110kV I段母線PT二次電壓正常。2.16、退出110kV老海線182斷路器充電保護(hù)。3、老鷹巖光伏電站 110kV 1 號主變帶電。3.1 、檢查 110kV 1 號主變所有工作結(jié)束，人員撤離，現(xiàn)場安全措施拆除，具備 送電條件。3.2、檢查 110kV 1 號主變保護(hù)及主變冷卻器正確投入。3.3、檢查 110kV 1 號主變高壓側(cè) 101 斷路器在斷開位置， 1011 隔離開關(guān)、 l016 隔離開關(guān)在斷開位置， 10167接地刀閘在斷開位置。

20、3.4、檢查 110kV 1 號主變低壓側(cè) 301 斷路器在斷開位置， 3011 隔離開關(guān)、 3016 隔離開關(guān)在斷開位置， 30 1 1 7接地刀閘在斷開位置。3.5、將 110kV 1 號主變檔位調(diào)到額定檔位（第 9檔）。3.6、合上 110kV 1 號主變中性點(diǎn) 1 0 1 0接地開關(guān)。3.7、將110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器由冷備用轉(zhuǎn)熱備用狀態(tài)。3.8、合上110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器對1號主變進(jìn)行第一次沖擊帶電。3.9、檢查 110kV 1 號主變及相關(guān)保護(hù)自動裝置無異常， 10分鐘后，斷開 110kV 1 號主變110k V側(cè)101斷路器。3.10、1

21、0分鐘后，合上110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器對1號主變進(jìn)行第 二次沖擊帶電。3.11 、檢查 110kV 1 號主變及相關(guān)保護(hù)自動裝置無異常， 5分鐘后， 斷開 110kV 1 號主變110k V側(cè)101斷路器。3.12、5分鐘后，合上110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器對1號主變進(jìn)行第三 次沖擊帶電。3.13、檢查 110kV 1 號主變及相關(guān)保護(hù)自動裝置無異常， 5分鐘后， 斷開 110kV 1 號主變110k V側(cè)101斷路器。3.14、5分鐘后，合上110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器對1號主變進(jìn)行第四 次沖擊帶電。3.15、檢查 110kV 1 號主變及

22、相關(guān)保護(hù)自動裝置無異常， 5分鐘后， 斷開 110kV 1 號主變110k V側(cè)101斷路器。3.16、5分鐘后，合上110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器對1號主變進(jìn)行第五次沖擊帶電。從故障錄波裝置上記錄各次變壓器沖擊電流峰值：沖擊次數(shù)沖擊時(shí)間間隔時(shí)間電流A 相（A）B相（A）C 相（A）首次沖擊10分鐘二次沖擊5分鐘三次沖擊5分鐘四次沖擊5分鐘五次沖擊正常運(yùn)行3.17、五次沖擊正常后，110kV 1號主變壓器正常運(yùn)行，主變中性點(diǎn)接地方式根 據(jù)調(diào)度命令操作。3.18、進(jìn)行110kV 1號主變檔位調(diào)整試驗(yàn)。4、35kV I段母線及母線設(shè)備帶電。4.1、檢查35kV I段母線所有工作結(jié)束，

23、人員撤離，現(xiàn)場安全措施拆除，具備送電條件。4.2、 檢查110kV 1號主變低壓側(cè)301斷路器在斷開位置，3011隔離開關(guān)、3016隔離開關(guān)在斷開位置，30117接地刀閘在斷開位置。4.3、 檢查35kVI段母線上3011隔離開關(guān)、3021隔離開關(guān)、3031隔離開關(guān)、3041隔離開關(guān)、3901隔離開關(guān)在斷開位置，39017接地刀閘在斷開位置。4.4、將110kV 1號主變35kV側(cè)301斷路器由冷備用轉(zhuǎn)熱備用狀態(tài)。4.5、合上110kV 1號主變35kV側(cè)301斷路器，對35kV I段母線進(jìn)行第一次沖擊帶電（不帶母線PT>o4.6、 檢查35kV I段母線及相關(guān)保護(hù)自動裝置無異常，斷開1

24、10kV 1號主變35kV 側(cè)301斷路器。4.7、合上110kV1號主變35kV側(cè)301斷路器，對35kV I段母線進(jìn)行第二次沖擊 帶電（不帶母線PT。4.8、 檢查35kV I段母線及相關(guān)保護(hù)自動裝置無異常，斷開110kV1號主變35kV 側(cè) 301 斷路器。4.9 、合上 35kV I 段母線 PT 3901隔離開關(guān)。4.10、合上110kV1號主變35kV側(cè)301斷路器，對35kV I段母線進(jìn)行第三次沖 擊帶電（帶母線 PT）。4.11、檢查35kV I段母線PT二次電壓正常后，合上 35kV I段母線PT二次電壓 空開。4.12、檢查各二次保護(hù)及自動化裝置 35kV I段母線PT二次

25、電壓正常。5、35kV 1號SVG無功補(bǔ)償帶電。5.1、檢查35kV I號SVG所有工作結(jié)束，人員撤離，現(xiàn)場安全措施拆除，具備送 電條件。5.2、檢查 35kV I 號 SVG 364斷路器、啟動部分 365斷路器在斷開位置， 3641隔離開關(guān)、 3646隔離開關(guān)、 3648隔離開關(guān)在斷開位置， 36417接地刀閘、 36467 接地刀閘、 36487接地刀閘在斷開位置。5.3、檢查35kV I號SVG相關(guān)保護(hù)、自動裝置正確投入。5.4、將35kV I號SVG 364斷路器由冷備用轉(zhuǎn)熱備用狀態(tài)。5.5、合上35kV 1號SVG 364斷路器對35kV 1號SVG高壓電纜進(jìn)行第一次沖擊帶電。5.

26、6、檢查35kV 1號SVG高壓電纜及相關(guān)保護(hù)無異常后，斷開 35kV 1號SVG364 斷路器。5.7、5分鐘后合上35kV 1號SVG 364斷路器對35kV 1號SVG高壓電纜進(jìn)行第 二次沖擊帶電。5.8、檢查35kV 1號SVG高壓電纜及相關(guān)保護(hù)無異常后，斷開35kV 1號SVG364 斷路器。5.9、5分鐘后合上35kV 1號SVG 364斷路器對35kV1號SVG高壓電纜進(jìn)行第三 次沖擊帶電。5.10、將35kV 1號SVG 364斷路器由運(yùn)行轉(zhuǎn)為冷備用狀態(tài)。5.11、合上35kV 1號SVG啟動部分3648隔離開關(guān)。5.12、將35kV 1號SVG 364斷路器由冷備用轉(zhuǎn)為熱備用

27、狀態(tài)5.13、匯報(bào)大理地調(diào)：老鷹巖光伏電站 35kV 1號SVG已轉(zhuǎn)至熱備用狀態(tài)。5.14、退出220kV海東變110kV母差保護(hù)。（海東變執(zhí)行）5.15、退出20kV海東變側(cè)110kV老海線差動保護(hù)。（海東變執(zhí)行）5.16、退出老鷹巖光伏電站側(cè)110kV老海線差動保護(hù)。5.17、退出老鷹巖光伏電站110kV母差保護(hù)。5.18、退出老鷹巖光伏電站 110kV 1 號主變差動保護(hù)。5.19、退出老鷹巖光伏電站35kV母差保護(hù)。5.20、合上35kV 1號SVG364斷路器對35kV 1號SVG整套SVG無功補(bǔ)償系統(tǒng)進(jìn) 行沖擊帶電。5.21、 SVG無功補(bǔ)償系統(tǒng)檢測到一次電壓正常后，合上35kV

28、SVG啟動部分365 斷路器。5.22、對35kV 1號SVG系統(tǒng)進(jìn)行帶電調(diào)試，并帶負(fù)荷。5.23、檢測220kV海東變110kV老海線182斷路器接入母差保護(hù)的CT極性正確。 （海東變執(zhí)行）5.24、檢測220kV海東變110kV老海線差動保護(hù)CT極性和后備保護(hù)方向正確。 （海東變執(zhí)行）5.25、檢測老鷹巖光伏電站110kV老海線差動保護(hù)CT極性和后備保護(hù)方向正確。5.26、檢測老110kV老海線162斷路器接入母差保護(hù)的CT極性正確。5.27、檢測110kV主變高壓側(cè)101斷路器接入主變差動保護(hù) CT極性及后備保護(hù) 方向正確。5.28、檢測110kV主變低壓側(cè)301斷路器接入主變差動保護(hù)

29、CT極性及后備保護(hù) 方向正確。5.29、檢測35kV I段母線差動保護(hù)各CT極性正確。5.30、投入老鷹巖光伏電站35kV母差保護(hù)。5.31 、投入老鷹巖光伏電站 110kV 1 號主變差動保護(hù)。5.32、將老鷹巖光伏電站 110kV 1 號主變本體及有載調(diào)壓重瓦斯保護(hù)改投信號 24小時(shí)后。5.33、投入老鷹巖光伏電站110kV母差保護(hù)。5.34、投入老鷹巖光伏電站側(cè)110kV老海線差動保護(hù)。5.35、投入20kV海東變側(cè)110kV老海線差動保護(hù)。（海東變執(zhí)行）5.36、投入220kV海東變110kV母差保護(hù)。（海東變執(zhí)行）5.37、投入老鷹巖光伏電站110kV老海線162斷路器重合閘。5.3

30、8、投入220kV海東變110kV老海線182斷路器重合閘。（海東變執(zhí)行）& 35kV集電I回線362斷路器間隔、35kV集電II回線363斷路器間隔帶電（負(fù) 荷未接入）。6.1、 檢查35kV集電I回線362斷路器間隔、35kV集電II回線363斷路器間隔 所有工作結(jié)束，人員撤離，現(xiàn)場安全措施拆除，具備送電條件。6.2、 檢查35kV集電I回線362斷路器在斷開位置，3621隔離開關(guān)、3626隔離 開關(guān)在斷開位置， 36217接地刀閘、 36267接地刀閘在斷開位置。6.3、 檢查35kV集電II回線363斷路器在斷開位置，3631隔離開關(guān)、36326隔 離開關(guān)在斷開位置， 3637

31、接地刀閘、 36367接地刀閘在斷開位置。6.4、檢查35kV集電I回線362斷路器間隔相關(guān)保護(hù)、自動裝置正確投入。6.5、檢查35kV集電II回線363斷路器間隔相關(guān)保護(hù)、自動裝置正確投入。6.6、將35kV集電I回線362斷路器間隔由冷備用轉(zhuǎn)熱備用狀態(tài)。6.7、將35kV集電II回線363斷路器間隔由冷備用轉(zhuǎn)熱備用狀態(tài)。6.8、合上35kV集電I回線362斷路器。6.9、 檢查35kV集電I回線362斷路器間隔及相關(guān)保護(hù)、自動裝置無異常后，斷 開35kV集電I回線362斷路器。6.10、 將35kV集電I回線362斷路器間隔從熱備用轉(zhuǎn)至冷備用狀態(tài)，35kV集電 I 回線轉(zhuǎn)至檢修狀態(tài)。6.1

32、1、合上35kV集電II回線363斷路器。6.12、檢查35kV集電II回線363斷路器間隔及相關(guān)保護(hù)、自動裝置無異常后， 斷開35kV集電II回線363斷路器。6.13、 將35kV集電II回線363斷路器間隔從熱備用轉(zhuǎn)至冷備用狀態(tài)，35kV集 電 I 回線轉(zhuǎn)至檢修狀態(tài)。7、 35kV 1 號站用變帶電7.1 、檢查 35kV 1號站用變及其間隔所有工作結(jié)束，人員撤離，現(xiàn)場安全措施拆 除，具備送電條件。7.2 、檢查 35kV 1 號站用變 361斷路器在斷開位置、 3611隔離開關(guān)、 3616隔離 開關(guān)在斷開位置， 36117接地刀閘、 36167接地刀閘 、3610接地刀閘 在斷開位置。

33、7.3 、檢查 35kV 1 號站用變及其間隔相關(guān)保護(hù)、自動裝置正確投入。7.4 、合上 35kV 1 號站用變接地電阻 3610接地刀閘。7.5、將35kV 1號站用變高壓側(cè)361斷路器由冷備用轉(zhuǎn)熱備用狀態(tài)。7.6、合上 35kV 1 號站用變 361 斷路器對 35kV 1 號站用變進(jìn)行第一次沖擊帶電， 過程中檢查 35kV 1 號站用變低壓側(cè)電壓幅值、相序正確。7.7、檢查 35kV 1 號站用變及相關(guān)保護(hù)、自動裝置無異常后，斷開 35kV 1 號站 用變 361 斷路器。7.8、合上35kV 1號站用變361斷路器對35kV1號站用變進(jìn)行第二次沖擊帶電。7.9、檢查 35kV 1 號站用變及相關(guān)保護(hù)、自動裝置無異常后，斷開 35kV 1 號站 用變 361 斷路器。7.10、合上35kV 1號站用變361斷路器對35kV1號站用變進(jìn)行第三次沖擊帶電。7.11 、檢查 35kV 1 號站用變及相關(guān)保護(hù)、自動裝置無異常。站用電系統(tǒng)按正常 方式運(yùn)行。8 試運(yùn)行老鷹巖30MV光伏電站110kV老海線及升壓站按電網(wǎng)公司要求進(jìn)入試運(yùn)階段。 老鷹巖