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

1、云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網(wǎng)光伏電站項目 110kV升壓站工程投 運 方 案編制人員： 審 核： 批 準： 前 言本投運方案是根據(jù)圖木舒克金太陽30MW并網(wǎng)光伏電站項目新建工程實際情況為編制原則，為確保云南省大唐國際賓川老鷹巖30MW并網(wǎng)光伏電站項目新建工程的安全、順利投運，并保證整個電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定運行，特編制本方案。本投運方案待調(diào)度審核批準后執(zhí)行。目 次一、工程概況二、投運范圍三、投運啟動時間安排四、投運前準備工作五、投運記錄的建立與保存六、投運的組織與分工七、投運過程風(fēng)險分析控制八、投運條件檢查九、啟動操作綱要十、投產(chǎn)試運行步驟十一、現(xiàn)場安全措施及異常、事故處理預(yù)案十二、試運行階段

2、的管理十三、試運行結(jié)束后的運行交接十四、附：老鷹巖光伏電站110kV升壓站電氣主接線圖附：技術(shù)交底簽證表一、 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)計研究院總承包及設(shè)計，中國能建廣東省電力第一工程局負責(zé)施工，黃河國際工程咨詢(河南)有限公司實施監(jiān)理，工程計劃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"100°22'

3、08"、北緯25°46'16"25°47'10"之間。升壓站共有110kV和35kV兩個電壓等級。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，共有三個間隔：一個出線間隔、一個PT間隔、1個主變間隔。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個間隔。（1個主變進線間隔、2個集電線路間隔、1個SVG間隔、1個母線設(shè)備間隔、1個站用接地變間隔)。全站戶外動

4、態(tài)無功補償裝置，采用SVG形式，額定容量20MVar。中性點接地方式：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、 投運范圍1、一次部分投運范圍1.1、電壓等級：110kV/35kV兩個電壓等級。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110kV 1號主變。1.3、110kV系統(tǒng)：110kV老海線， 110kV GIS 3個間隔：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號主變進線301斷路器間隔、35kV 1號站用變361斷路器間隔、

5、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、二次部分投運范圍上述一次部分相對應(yīng)的保護、測控及計量系統(tǒng)；升壓站遠動通信設(shè)備；GPS衛(wèi)星對時系統(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、投運特殊方式說明35kV集電線路、回線路暫未建成，本次投運只對362、363間隔進行沖擊帶電后轉(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

6、1110kV 1號主變SFZ11-100000/110 GYW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)無功補償裝置（SVG）QNSVG-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主變保護柜NSR691RF-D國電南瑞繼保8110kV母線保護NSR-870ADA國電南瑞繼保935kV母線保護NSR-87

7、0ADA國電南瑞繼保10線路測控NSR685RF-DA國電南瑞繼保11線路保護CSC-163AN北京四方2公用測控NSC321-S國電南瑞繼保三、 投運啟動時間安排計劃投運時間：2014年 11 月 28 日四、 投運前準備工作1、檢查與本次投運相關(guān)聯(lián)的所有臨時安全措施已全部拆除。2、檢查所有投運設(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)圖實相符。3、檢查確定所要投運的斷路器、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、檢查本次投運二次設(shè)備正常，端子排接線端子緊固牢靠。6、檢查二次設(shè)備保險無缺漏和熔斷。7、檢查二次設(shè)備電流回路無開路、電壓

8、回路無短路。8、檢查全部保護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行核對，并存檔）、與調(diào)度核對無誤（記錄核對時間及核對調(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)試運行安措要求到位。五、 投運記錄的建立與保存在投運過程中的檢查和投運記錄由中國能建廣東省電力第一工程局調(diào)試組負責(zé)建立，投運結(jié)束24小時后整理電子版交由運行單位保存。六、 投運的組織與分工啟委會啟動調(diào)試總指揮現(xiàn)場安全監(jiān)督及事故應(yīng)急小組調(diào)試試驗指揮啟動操作指揮值班調(diào)度員啟動操作、監(jiān)護人員各調(diào)試小組組長啟委會：負責(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

9、工程是否具備啟動條件，確定啟動時間，對啟動中出現(xiàn)的重大情況作出決定。啟委會可授權(quán)啟動試運指揮組負責(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)試試驗的銜接，向啟委會匯報啟動工作有關(guān)情況。啟動調(diào)度：地調(diào)值班調(diào)度員負責(zé)運行系統(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)試試驗指揮：在啟動調(diào)試總指揮的指揮下，負

10、責(zé)啟動過程中所有調(diào)試、試驗工作的組織、指揮和協(xié)調(diào)，落實有關(guān)調(diào)試、試驗的安全措施，向啟動調(diào)試總揮匯報調(diào)試、試驗的有關(guān)情況。各調(diào)試小組組長：在調(diào)試試驗指揮的指揮下，負責(zé)組織完成本小組負責(zé)的調(diào)試、試驗工作，落實有關(guān)調(diào)試、試驗的安全措施，向調(diào)試試驗指揮匯報本小組調(diào)試、試驗有關(guān)情況?，F(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行人員執(zhí)行。110kV老鷹巖光伏電站當(dāng)值值班員接到調(diào)度指令后，向中國能建廣

11、東省電力第一工程局試運行人員發(fā)令，在中國能建廣東省電力第一工程局試運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)護人員的監(jiān)護下完成有關(guān)操作。備注：1、變電站投運要有調(diào)度人員、建設(shè)單位人員、運行單位人員、設(shè)備廠家代表等人員參加，由總包單位組織實施，總包單位人員要負責(zé)投產(chǎn)后移交前的運行生產(chǎn)工作。2、帶電過程中與調(diào)度的聯(lián)系由啟動調(diào)試總指揮負責(zé)。3、帶電過程中操作命令由啟動調(diào)試總指揮下達。4、帶電過程中操作由專人負責(zé)，并嚴格遵守復(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第一工程局投運組人員負責(zé)。七、 投運過程風(fēng)險

12、分析控制1、危險點：帶接地開關(guān)、接地線送電，發(fā)生惡性電氣誤操作事故?？刂拼胧海?）新設(shè)備投產(chǎn)前由投運負責(zé)人及安全負責(zé)人對所有投運設(shè)備的接地開關(guān)、現(xiàn)場接地線進行一次清理檢查，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、危險點：投產(chǎn)時保護裝置誤動?？刂拼胧和懂a(chǎn)前現(xiàn)場打印定值清單與正式定值單（蓋紅章）仔細核對，并根據(jù)正式定值單（蓋紅章）要求投入相關(guān)功能連接片，做好投運保護連接片投退記錄。3、危險點：主變帶負荷時差動誤動。控制措施：帶負荷前應(yīng)退出差動保護，待差動保護CT極性測試正確后及時匯報當(dāng)班調(diào)度員，在當(dāng)值調(diào)度員下令后投入差

13、動保護。4、危險點：CT回路開路控制措施：（1）全站投運前安排專人緊固所有CT回路；（2）全站投運前必須做全站小電流通流試驗，仔細檢查全站CT變比及保護極性是否正確并詳細記錄。5、危險點：PT回路短路控制措施：（1）全站投運前安排專人緊固所有PT回路，檢查PT回路絕緣；（2）全站投運前必須做全站電壓小母線升壓試驗，仔細檢查全站電壓小母線幅值及相序是否正確并詳細記錄。八、 投運條件檢查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、本次投運的所有電氣一次設(shè)備，二次設(shè)備、保護、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

14、有保護裝置已按調(diào)度下達的定值設(shè)置完畢。6、新設(shè)備投產(chǎn)申請已經(jīng)批復(fù)。投運方案已批準并報送相關(guān)部門。7、通信設(shè)備、自動化設(shè)備安裝調(diào)試已完成，具備投運條件。8、經(jīng)啟委會驗收合格，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)試運行步驟提前與調(diào)度核對所有保護定值，并打印定值清單存檔，核對所有保護裝置已按保護定值通知單要

15、求正確投入，再次檢查全所安全措施已全部拆除,所有投運一次設(shè)備都在冷備用狀態(tài)，現(xiàn)場投產(chǎn)負責(zé)人匯報調(diào)度：啟委會驗收合格，同意投產(chǎn)。投運程序：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182斷路器重合閘，檢查110kV老海線線路保護按要求正常投入。1.5、核實110kV老鷹巖光伏電站11

16、0kV老海線及站內(nèi)設(shè)備處于冷備用狀態(tài)，保護按要求正確投入，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。1.9、220kV海東變110kV老海線182斷路器由冷備用轉(zhuǎn)為連110kV II組母線運行，對線路進行三次沖擊。1.10、退出220kV海東變110kV母聯(lián)112斷路器充電保護。1.11、檢查110kV老海線線路帶電正常。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110

17、kV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)、l626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

18、用狀態(tài)。2.8、合上110kV老海線162斷路器對110kV I段母線進行第一次沖擊帶電（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110kV I段母線進行第二次沖擊帶電（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110kV I段母線進行第三次沖擊帶電（帶母線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、檢查各二次保護及自動化裝置110kV I段母

19、線PT二次電壓正常。2.16、退出110kV老海線182斷路器充電保護。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。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，30117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.

20、6、合上110kV 1號主變中性點1010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號主變進行第一次沖擊帶電。3.9、檢查110kV 1號主變及相關(guān)保護自動裝置無異常，10分鐘后，斷開110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器。3.10、10分鐘后，合上110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器對1號主變進行第二次沖擊帶電。3.11、檢查110kV 1號主變及相關(guān)保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV 1號主變110kV側(cè)101斷路器。3.12、5分鐘后，合上110kV 1號主變1

21、10kV側(cè)101斷路器對1號主變進行第三次沖擊帶電。3.13、檢查110kV 1號主變及相關(guān)保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV 1號主變110kV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號主變進行第四次沖擊帶電。3.15、檢查110kV 1號主變及相關(guān)保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV 1號主變110kV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)沖擊時間間隔時間電 流A相（A）B相（A）C相（A）首次沖擊

22、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行3.17、五次沖擊正常后，110kV 1號主變壓器正常運行，主變中性點接地方式根據(jù)調(diào)度命令操作。3.18、進行110kV 1號主變檔位調(diào)整試驗。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，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

23、，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段母線進行第一次沖擊帶電（不帶母線PT）。4.6、檢查35kV I段母線及相關(guān)保護自動裝置無異常，斷開110kV 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

24、上110kV1號主變35kV側(cè)301斷路器，對35kV I段母線進行第三次沖擊帶電（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、檢查各二次保護及自動化裝置35kV I段母線PT二次電壓正常。5、35kV 1號SVG無功補償帶電。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

25、。5.3、檢查35kV I號SVG相關(guān)保護、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高壓電纜進行第一次沖擊帶電。5.6、檢查35kV 1號SVG高壓電纜及相關(guān)保護無異常后，斷開35kV 1號SVG 364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)保護無異常后，斷開35kV 1號SVG 364斷路器。 5.9、5分鐘后合上35kV 1號SVG 364斷路器對35kV1號S

26、VG高壓電纜進行第三次沖擊帶電。5.10、將35kV 1號SVG 364斷路器由運行轉(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)為熱備用狀態(tài)。5.13、匯報大理地調(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。（海東變執(zhí)行）5.15、退出20kV海東變側(cè)110kV老海線差動保護。（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。5.17、退出老鷹巖光伏電站110kV母差保護。5.18、退出老鷹巖光伏電站110kV 1號主變差動保

27、護。5.19、退出老鷹巖光伏電站35kV母差保護。5.20、合上35kV 1號SVG 364斷路器對35kV 1號SVG整套SVG無功補償系統(tǒng)進行沖擊帶電。5.21、SVG無功補償系統(tǒng)檢測到一次電壓正常后，合上35kV SVG 啟動部分365斷路器。5.22、對35kV 1號SVG系統(tǒng)進行帶電調(diào)試，并帶負荷。5.23、檢測220kV海東變110kV老海線182斷路器接入母差保護的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CT極性和后備保護方向正確。（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CT極性和后備保護方向正確。5.26、檢測

28、老110kV老海線162斷路器接入母差保護的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CT極性及后備保護方向正確。5.28、檢測110kV主變低壓側(cè)301斷路器接入主變差動保護CT極性及后備保護方向正確。5.29、檢測35kV I段母線差動保護各CT極性正確。5.30、投入老鷹巖光伏電站35kV母差保護。5.31、投入老鷹巖光伏電站110kV 1號主變差動保護。5.32、將老鷹巖光伏電站110kV 1號主變本體及有載調(diào)壓重瓦斯保護改投信號24小時后。5.33、投入老鷹巖光伏電站110kV母差保護。5.34、投入老鷹巖光伏電站側(cè)110kV老海線差動保護。5.35

29、、投入20kV海東變側(cè)110kV老海線差動保護。（海東變執(zhí)行）5.36、投入220kV海東變110kV母差保護。（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。5.38、投入220kV海東變110kV老海線182斷路器重合閘。（海東變執(zhí)行）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（負荷未接入）。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

30、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、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、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、自動裝

31、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)。6.11、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、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。7.3、檢查35kV 1號站用變及其間隔相關(guān)保護、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