30MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案.docx

云南大唐国际宾川老鹰岩 30MW 并网光伏电站工程110kV 升压站工程投运方案编制人员： 、八前言本投运方案是依据图木舒克金太阳 30MW 并网光伏电站工程建工程实际情况为编制原则，为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW 并网光伏电站工程建工程的安全、顺当投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。本 投运方案待调度审核批准后执行。目次一、工程概况二、投运范围三、投运启动时间安排四、投运前预备工作五、投运记录的建立与保存六、投运的组织与分工七、投运过程风险分析掌握八、投运条件检查九、启动操作纲要 十、投产试运行步骤 十一、现场安全措施及特别、事故处理预案 十二、试运行阶段的治理 十三、试运行完毕后的运行交接 十四、附：老鹰岩光伏电站 110kV升压站电气主接线图 附：技术交底签证表工程概况云南大唐国际宾川老鹰岩 30MW 并网光伏电站 110kV 升压站工程由云南大唐 国际宾川能源有限责任公司建设、 由中国能建广东省电力设计争论院总承包及 设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工， 黄河国际工程询问 河南 有限 公司实施监理，工程打算 2023 年 12 月 25 日竣工投产。云南大唐国际宾川老鹰岩 30MW 并网光伏电站工程位于云南省大理州宾川县 大营镇洪水塘村以西，距宾川县城直线距离约22km 地理坐标介于东经 100° 21”26“100° 22”08“、北纬 25° 46”16“25° 47”10“之间。升压站共有 110kV 和35kV 两个电压等级。110kV 高压配电设备承受SF6 气体绝缘金属封闭组合电 器。35kV 配电装置为金属铠装式开关柜。110kV 接线方式为单母线接线，共有三个间隔：一个出线间隔、一个隔、1 个主变间隔。经 12.06km 110kV 线路接入 220kV 海东变电站。PT 间35kV 终期接线方式为单母线分段接线，本期建成 35kV I 段母线，35kV 本期 共有 6 个间隔。1 个主变进线间隔、2 个集电线路间隔、1 个SVG、可隔、1 个母 线设备间隔、1 个站用接地变间隔 。全站户外动态无功补偿装置，承受 SVG 形式，额定容量 20MVa。中性点接地方式：110kV 承受可以选择不接地或直接接地方式；35kV 承受经 接地变小电阻接地方式。二、投运范围1 、一次局部投运范围1.1 、电压等级：110kV/35kV 两个电压等级。1.2 、主变压器：容量 100MVA 终期两台，本期建成 1 号主变，本次投运 110kV 1 号主变。1.3 、110kV 系统：110kV 老海线，110kV GIS 3 个间隔：110kV 老海线 162 断路 器间隔、110kV 1 号主变 101 断路器间隔、110kV 母线PT 间隔。1.4 、 35kV 系统：35kV 1 号主变进线 301 断路器间隔、35kV 1 号站用变 361 断 路器间隔、35kV 集电I 回线 362 断路器间隔、35kV 集电II 回线 363 断路器间隔、 35kVI 段母线电压互感器间隔； 35kV 1 号 SVG 364 断路器间隔、 35kV 1 号 SVG 无功补偿系统一套，额定容量 20MVar。 35kV 1 号站用接地变压器。使用 10kV 线路施工变作为 2 号站用变。2、二次局部投运范围上述一次局部相对应的保护、测控及计量系统；升压站远动通信设备；卫星对时系统；五防系统；故障录波装置及二次回路；直流电源系统。3、投运特别方式说明35kV 集电线路I、U 回线路暂未建成，本次投运只对 362、363 间隔进展冲击带电后转冷备用，集电线路侧转检修。序号名称1110kV 1 号主变型号SFZ11-100000/110 GYW生产厂家天威云南变压器股份126kV SF6 气体绝缘金属4、设备主要型号和技术参数GPS2ZF28A-72.5/126/145上海思源高压开关封闭开关设GIS35kV 动态无功补偿装置3QNSVG-20/35思源清能电气电子4SVG35kV 开关柜KGN12A-40.5Q云南云开电气股份535kV 站用接地变压器DKSC-1250-315/0.4保定天威恒通电气6主变测控柜NSR685RF-D国电南瑞继保7主变保护柜NSR691RF-D国电南瑞继保:8110kV 母线保护NSR-870ADA国电南瑞继保935kV 母线保护NSR-870ADA国电南瑞继保10线路测控NSR685RF-DA国电南瑞继保11线路保护CSC-163AN北京四方2公用测控NSC321-S国电南瑞继保三、投运启动时间安排打算投运时间：2023 年 11 月 28 日四、投运前预备工作1、检查与本次投运相关联的全部临时安全措施已全部撤除。2、 检查全部投运设备双重名称标示牌内容与调度下发的全都，后台、五防系统 图实相符。3、检查确定所要投运的断路器、隔离开关和接地开关在断开位置。4、检查本次投运安装的设备应接地局部按要求牢靠接地。5、检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。 &检查二次设备保险无缺漏和熔断。7、检查二次设备电流回路无开路、电压回路无短路。8、检查全部保护及测控装置已按定值通知单整定完毕用装置定值打印单进展 核对，并存档、与调度核对无误记录核对时间及核对调度员姓名9、检查站内通讯正常。10、检查站内消防设施齐备。11、全部人员已按投产试运行安措要求到位五、投运记录的建立与保存在投运过程中的检查和投运记录由中国能建广东省电力第一工程局调试组 负责建立， 投运完毕 24 小时后整理电子版交由运行单位保存。六、投运的组织与分工启委会：负责工程启动前及启动过程中的组织、 指挥和协调，审批启动方案及调整方 案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中消灭的重大状况作出 打算。启委会可授权启动试运指挥组负责启开工作指挥。启动调试总指挥：依据启委会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操 作与调试试验的连接，向启委会汇报启开工作有关状况。启动调度：地调值班调度员负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为设备启动工作供给所需的系统条件。启动操作指挥：在启动调试总指挥的指挥下， 依据启动方案指挥启动范围内设备的操作， 发 布操作指令或许可操作指令，向启动调试总指挥和值班调度员汇报操作有关情 况，帮助启调试总指挥处理启动范围内设备的特别与事故。调试试验指挥： 在启动调试总指挥的指挥下，负责启动过程中全部调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动调试总挥汇报调试、试验 的有关状况。各调试小组组长：在调试试验指挥的指挥下， 负责组织完本钱小组负责的调试、 试验工作， 落 实有关调试、 试验的安全措施， 向调试试验指挥汇报本小组调试、 试验有关状况。 现场安全监视及事故应急小组：在启动调试总指挥的指挥下， 负责启动调试过程中各种安全监视及事故和突 发大事的应急处理。现场操作：启动过程中 220kV 海东站设备的操作由 220kV 海东站当值值班员执行，110kV 老鹰岩光伏电站由中国能建广东省电力第一工程局试运行人员执行。110kV 老鹰岩光伏电站当值值班员接到调度指令后， 向中国能建广东省电力第一 工程局试运行人员发令， 在中国能建广东省电力第一工程局试运行人员接收到老 鹰岩光伏电站当值值班员操作指令后， 依据启动方案和有关操作规定拟定具体操 作票，并在监护人员的监护下完成有关操作。备注：1、变电站投运要有调度人员、建设单位人员、运行单位人员、设备厂家代表等 人员参与， 由总包单位组织实施，总包单位人员要负责投产后移交前的运行 生产工作。2、带电过程中与调度的联系由启动调试总指挥负责。3、带电过程中操作命令由启动调试总指挥下达。4、带电过程中操作由专人负责，并严格遵守复颂命令制度。5、带电过程中，投一次设备的巡察、监听和监视由中国能建广东省电力第一 工程局投运组人员负责。七、 投运过程风险分析掌握1、危急点：带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。 掌握措施：1设备投产前由投运负责人及安全负责人对全部投运设备的接地 开关、现场接地线进展一次清理检查， 确保站内设备处在冷备用状态， 全部隔离 开关及接地开关确已闭锁； 2核对站内设备状态与后台、 五防和集控站所示一 致。2、危急点：投产时保护装置误动。 掌握措施：投产前现场打印定值清单与正式定值单盖红章认真核对，并依据 正式定值单盖红章要求投入相关功能连接片， 做好投运保护连接片投退记录。3、危急点：主变带负荷时差动误动。掌握措施：带负荷前应退出差动保护，待差动保护 CT 极性测试正确后准时汇报 当班调度员，在当值调度员下令后投入差动保护。4、危急点：CT 回路开路掌握措施：1全站投运前安排专人紧固全部 CT 回路；2全站投运前必需做 全站小电流通流试验，认真检查全站 CT 变比及保护极性是否正确并具体记录。5、危急点：PT 回路短路掌握措施：1全站投运前安排专人紧固全部 PT 回路，检查PT 回路绝缘；2 全站投运前必需做全站电压小母线升压试验， 认真检查全站电压小母线幅值及相 序是否正确并具体记录。八、投运条件检查1 、现场平坦、无杂物、道路通畅照明光线充分，通讯牢靠。2、带电设备清扫干净，各设备编号完整，相色标志正确。3、本次投运的全部电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试完毕4、全部PT 二次空开在断开位置。5、全部保护装置已按调度下达的定值设置完毕。6、设备投产申请已经批复。投运方案已批准并报送相关部门。7、通信设备、自动化设备安装调试已完成，具备投运条件。8、经启委会验收合格，同意投产。九、 启动操作纲要1、 110kV 老海线线路带电。2、 110kV I 段母线及母线PT 间隔带电。3、 110kV 1 号主变带电。4、 35kV I 段母线及母线设备带电。5、 35kV 1 号SVG 无功补偿系统带电。6 35kV 集电I 回线 362 断路器间隔、35kV 集电II 回线 363 断路器间隔带电7、 35kV 1 号站用变带电。十、 投产试运行步骤 提前与调度核对全部保护定值，并打印定值清单存档，核对全部保护装置 已按保护定值通知单要求正确投入，再次检查全所安全措施已全部撤除 , 全部投 运一次设备都在冷备用状态，现场投产负责人汇报调度：启委会验收合格，同 意投产。投运程序：1、110kV 老海线线路带电。1.1 、 由调度安排 220kV 海东变电站腾空 110kV II 组母线。1.2 、 核实 110kV 老海线全部工作完毕，人员撤离，现场安全措施撤除，线路绝 缘遥测正常，具备送电条件。1.3 、 核实 110kV 老海线 220kV 海东变侧 18267 接地开关、110kV 老鹰岩电站侧 16267 接地开关在拉开位置。1.4 、 退出 220kV 海东变 110kV 老海线 182 断路器重合闸，检查 110kV 老海线线 路保护按要求正常投入。1.5 、 核实 110kV 老鹰岩光伏电站 110kV 老海线及站内设备处于冷备用状态，保 护按要求正确投入，具备送电条件。1.6 、 退出老鹰岩光伏电站 110kV 老海线 162 断路器重合闸。1.7 、将老鹰岩光伏电站 110kV 老海线 162 断路器由冷备用转为热备用1.8 、 投入 220kV 海东变 110kV 母联 112 断路器充电保护。1.9 、 220kV 海东变 110kV 老海线 182 断路器由冷备用转为连 110kV II 组母线运 行，对线路进展三次冲击。1.10 、 退出 220kV 海东变 110kV 母联 112 断路器充电保护。1.11 、 检查 110kV 老海线线路带电正常。以下操作在老鹰岩光伏电站完成：2、老鹰岩光伏电站 110kV I 段母线及母线PT 间隔带电。2.1 、 检查 110kV 老海线及 110kV I 段母线全部工作完毕，人员撤离，现场安全 措施撤除，具备送电条件。2.2 、 检查 110kV 老海线保护正确投入。2.3 、 检查 110kV 老海线 162 断路器重合闸已退出。2.4 、 检查 110kV 老海线 162 断路器在断开位置，1621 隔离开关、1626 隔离开关 在断开位置， 16267 接地刀闸在断开位置。2.5 、 检查 110kV I 段母线 PT 1901 隔离开关在断开位置， 19010 接地刀闸在断 开位置。2.6 、 检查 110kV 1 号主变高压侧 101 断路器在断开位置， 1011 隔离开关、 l016 隔离开关在断开位置， 10167 接地刀闸在断开位置。2.7 、 将 110kV 老海线 162 断路器从冷备用转至热备用状态。2.8 、 合上 110kV 老海线 162 断路器对 110kV I 段母线进展第一次冲击带电不 带母线PT。2.9 、 断开 110kV 老海线 162 断路器。2.10 、 合上 110kV 老海线 162 断路器对 110kVI 段母线进展其次次冲击带电不 带母线PT。2.11 、 断开老 110kV 老海线 162 断路器。2.12 、 合上 110kV I 段母线 PT 1901 隔离开关。2.13 、 合上 110kV 老海线 162 断路器对 110kVI 段母线进展第三次冲击带电带 母线PT。2.14 、检查 110kV I 段母线PT 二次电压正确后，合上 110kV I 段母线PT 二次电 压空开。2.15 、 检查各二次保护及自动扮装置 110kV I 段母线PT 二次电压正常。2.16 、 退出 110kV 老海线 182 断路器充电保护。3、老鹰岩光伏电站 110kV 1 号主变带电。3.1 、检查 110kV 1 号主变全部工作完毕，人员撤离，现场安全措施撤除，具备 送电条件。3.2 、 检查 110kV 1 号主变保护及主变冷却器正确投入。3.3 、 检查 110kV 1 号主变高压侧 101 断路器在断开位置， 1011 隔离开关、 l016 隔离开关在断开位置， 10167 接地刀闸在断开位置。3.4 、 检查 110kV 1 号主变低压侧 301 断路器在断开位置， 3011 隔离开关、 3016 隔离开关在断开位置， 30 1 1 7 接地刀闸在断开位置。3.5 、 将 110kV 1 号主变档位调到额定档位第 9 档。3.6 、 合上 110kV 1 号主变中性点 1 0 1 0 接地开关。3.7 、 将 110kV 1 号主变 110kV 侧 101 断路器由冷备用转热备用状态。3.8 、 合上 110kV 1 号主变 110kV 侧 101 断路器对 1 号主变进展第一次冲击带电。3.9 、 检查 110kV 1 号主变及相关保护自动装置无特别， 10 分钟后，断开 110kV 1 号主变 110k V 侧 101 断路器。3.10 、 10 分钟后，合上 110kV 1 号主变 110kV 侧 101 断路器对 1 号主变进展第 二次冲击带电。3.11 、检查 110kV 1 号主变及相关保护自动装置无特别， 5 分钟后， 断开 110kV 1 号主变 110k V 侧 101 断路器。3.12 、 5 分钟后，合上 110kV 1 号主变 110kV 侧 101 断路器对 1 号主变进展第三 次冲击带电。3.13 、 检查 110kV 1 号主变及相关保护自动装置无特别， 5 分钟后， 断开 110kV 1 号主变 110k V 侧 101 断路器。3.14 、 5 分钟后，合上 110kV 1 号主变 110kV 侧 101 断路器对 1 号主变进展第四 次冲击带电。3.15 、 检查 110kV 1 号主变及相关保护自动装置无特别， 5 分钟后， 断开 110kV 1 号主变 110k V 侧 101 断路器。3.16 、5 分钟后，合上 110kV 1 号主变 110kV 侧 101 断路器对 1 号主变进展第五次冲击带电。从故障录波装置上记录各次变压器冲击电流峰值：电流冲击次数冲击时间间隔时间A 相AB 相AC 相A首次冲击10 分钟二次冲击5 分钟三次冲击5 分钟四次冲击5 分钟五次冲击正常运行3.17 、 五次冲击正常后，110kV 1 号主变压器正常运行，主变中性点接地方式根 据调度命令操作。3.18 、 进展 110kV 1 号主变档位调整试验。4、35kV I 段母线及母线设备带电。4.1 、 检查 35kV I 段母线全部工作完毕，人员撤离，现场安全措施撤除，具备送电条件。4.2 、 检查 110kV 1 号主变低压侧 301 断路器在断开位置，3011 隔离开关、3016隔离开关在断开位置，30117 接地刀闸在断开位置。4.3 、 检查 35kVI 段母线上 3011 隔离开关、3021 隔离开关、3031 隔离开关、3041 隔离开关、3901 隔离开关在断开位置，39017 接地刀闸在断开位置。4.4 、 将 110kV 1 号主变 35kV 侧 301 断路器由冷备用转热备用状态。4.5 、 合上 110kV 1 号主变 35kV 侧 301 断路器，对 35kV I 段母线进展第一次冲击带电不带母线PT>o4.6 、 检查 35kV I 段母线及相关保护自动装置无特别，断开301 断路器。110kV 1 号主变 35kV 侧4.7 、 合上 110kV1 号主变 35kV 侧 301 断路器，对 35kV I 段母线进展其次次冲击 带电不带母线PT。4.8 、 检查 35kV I 段母线及相关保护自动装置无特别，断开301 断路器。4.9 、合上 35kV I 段母线 PT 3901 隔离开关。110kV1 号主变 35kV 侧4.10 、 合上 110kV1 号主变 35kV 侧 301 断路器，对 35kV I 段母线进展第三次冲 击带电带母线 PT。4.11 、 检查 35kV I 段母线PT 二次电压正常后，合上 35kV I 段母线PT 二次电压 空开。4.12 、 检查各二次保护及自动扮装置 35kV I 段母线PT 二次电压正常。5、35kV 1 号SVG 无功补偿带电。5.1 、检查 35kV I 号SVG 全部工作完毕，人员撤离，现场安全措施撤除，具备送 电条件。5.2 、检查 35kV I 号 SVG 364 断路器、启动局部 365 断路器在断开位置， 3641隔离开关、 3646 隔离开关、 3648 隔离开关在断开位置， 36417 接地刀闸、 36467 接地刀闸、 36487 接地刀闸在断开位置。5.3 、检查 35kV I 号SVG 相关保护、自动装置正确投入。5.4 、将 35kV I 号SVG 364 断路器由冷备用转热备用状态。5.5 、合上 35kV 1 号SVG 364 断路器对 35kV 1 号SVG 高压电缆进展第一次冲击带电。5.6 、检查 35kV 1 号SVG 高压电缆及相关保护无特别后，断开 35kV 1 号SVG364 断路器。5.7 、5 分钟后合上 35kV 1 号SVG 364 断路器对 35kV 1 号SVG 高压电缆进展第 二次冲击带电。5.8 、检查 35kV 1 号SVG 高压电缆及相关保护无特别后，断开 35kV 1 号SVG364 断路器。5.9 、5 分钟后合上 35kV 1 号SVG 364 断路器对 35kV1 号SVG 高压电缆进展第三 次冲击带电。5.10 、 将 35kV 1 号SVG 364 断路器由运行转为冷备用状态。5.11 、 合上 35kV 1 号SVG 启动局部 3648 隔离开关。5.12 、将 35kV 1 号SVG 364 断路器由冷备用转为热备用状态5.13 、汇报大理地调：老鹰岩光伏电站 35kV 1 号SVG 已转至热备用状态。5.14 、退出 220kV 海东变 110kV 母差保护。海东变执行5.15 、退出 20kV 海东变侧 110kV 老海线差动保护。海东变执行5.16 、退出老鹰岩光伏电站侧 110kV 老海线差动保护。5.17 、退出老鹰岩光伏电站 110kV 母差保护。5.18 、退出老鹰岩光伏电站 110kV 1 号主变差动保护。5.19 、退出老鹰岩光伏电站 35kV 母差保护。5.20 、合上 35kV 1 号SVG364 断路器对 35kV 1 号SVG 整套SVG 无功补偿系统进 行冲击带电。5.21 、 SVG 无功补偿系统检测到一次电压正常后，合上35kV SVG 启动局部 365 断路器。5.22 、对 35kV 1 号SVG 系统进展带电调试，并带负荷。5.23 、检测 220kV 海东变 110kV 老海线 182 断路器接入母差保护的CT 极性正确。 海东变执行5.24 、检测 220kV 海东变 110kV 老海线差动保护CT 极性和后备保护方向正确。 海东变执行5.25 、检测老鹰岩光伏电站 110kV 老海线差动保护CT 极性和后备保护方向正确。5.26 、检测老 110kV 老海线 162 断路器接入母差保护的CT 极性正确。5.27 、检测 110kV 主变高压侧 101 断路器接入主变差动保护 CT 极性及后备保护 方向正确。5.28 、检测 110kV 主变低压侧 301 断路器接入主变差动保护 CT 极性及后备保护 方向正确。5.29 、检测 35kV I 段母线差动保护各CT 极性正确。5.30 、投入老鹰岩光伏电站 35kV 母差保护。5.31 、投入老鹰岩光伏电站 110kV 1 号主变差动保护。5.32 、将老鹰岩光伏电站 110kV 1 号主变本体及有载调压重瓦斯保护改投信号 24 小时后。5.33 、投入老鹰岩光伏电站 110kV 母差保护。5.34 、投入老鹰岩光伏电站侧 110kV 老海线差动保护。5.35 、 投入 20kV 海东变侧 110kV 老海线差动保护。海东变执行5.36 、 投入 220kV 海东变 110kV 母差保护。海东变执行5.37 、 投入老鹰岩光伏电站 110kV 老海线 162 断路器重合闸。5.38 、 投入 220kV 海东变 110kV 老海线 182 断路器重合闸。海东变执行& 35kV 集电I 回线 362 断路器间隔、35kV 集电II 回线 363 断路器间隔带电负 荷未接入。6.1 、 检查 35kV 集电I 回线 362 断路器间隔、35kV 集电II 回线 363 断路器间隔 全部工作完毕，人员撤离，现场安全措施撤除，具备送电条件。6.2 、 检查 35kV 集电I 回线 362 断路器在断开位置，3621 隔离开关、3626 隔离 开关在断开位置， 36217 接地刀闸、 36267 接地刀闸在断开位置。6.3 、 检查 35kV 集电II 回线 363 断路器在断开位置，3631 隔离开关、36326 隔 离开关在断开位置， 3637 接地刀闸、 36367 接地刀闸在断开位置。6.4 、 检查 35kV 集电I 回线 362 断路器间隔相关保护、自动装置正确投入。6.5 、 检查 35kV 集电II 回线 363 断路器间隔相关保护、自动装置正确投入。6.6 、 将 35kV 集电I 回线 362 断路器间隔由冷备用转热备用状态。6.7 、 将 35kV 集电II 回线 363 断路器间隔由冷备用转热备用状态。6.8 、 合上 35kV 集电I 回线 362 断路器。6.9 、 检查 35kV 集电I 回线 362 断路器间隔及相关保护、自动装置无特别后，断 开 35kV 集电I 回线 362 断路器。6.10 、 将 35kV 集电I 回线 362 断路器间隔从热备用转至冷备用状态，35kV 集电 I 回线转至检修状态。6.11 、 合上 35kV 集电II 回线 363 断路器。6.12 、 检查 35kV 集电II 回线 363 断路器间隔及相关保护、自动装置无特别后， 断开35kV 集电II 回线 363 断路器。6.13 、 将 35kV 集电II 回线 363 断路器间隔从热备用转至冷备用状态，35kV 集 电 I 回线转至检修状态。7、 35kV 1 号站用变带电 7.1 、检查 35kV 1 号站用变及其间隔全部工作完毕，人员撤离，现场安全措施拆 除，具备送电条件。7.2 、检查 35kV 1 号站用变 361 断路器在断开位置、 3611 隔离开关、 3616 隔离 开关在断开位置， 36117 接地刀闸、 36167 接地刀闸 、3610 接地刀闸 在断开位置。7.3、检查35kV1号站用变及其间隔相关保护、自动装置正确投入。7.4、合上35kV1号站用变接地电阻 3610 接地刀闸。7.5 、将 35kV 1 号站用变高压侧 361 断路器由冷备用转热备用状态。7.6 、合上 35kV 1 号站用变 361 断路器对 35kV 1 号站用变进展第一次冲击带电， 过程中检查 35kV 1 号站用变低压侧电压幅值、相序正确。7.7 、检查 35kV 1 号站用变及相关保护、自动装置无特别后，断开 35kV 1 号站 用变361 断路器。7.8 、 合上 35kV 1 号站用变 361 断路器对 35kV1 号站用变进展其次次冲击带电。7.9 、 检查 35kV 1 号站用变及相关保护、自动装置无特别后，断开 35kV 1 号站 用变361 断路器。7.10 、 合上 35kV 1 号站用变 361 断路器对 35kV1 号站用变进展第三次冲击带电。7.11 、检查 35kV 1 号站用变及相关保护、自动装置无特别。站用电系统按正常 方式运行。8 试运行老鹰岩 30MV 光伏电站 110kV 老海线及升压站按电网公司要求进入试运阶段。 老鹰岩 光伏电站 110kV 1 号主变持续带电运行满 24 小时后，将本体及有载 调压重瓦斯保护改投跳闸。试运完毕，老鹰岩光伏电站 110kV 老海线及升压站移交时间由总包与业主协 商。十一、 现场安全措施及特别、事故处理预案1 、各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施。2、在投运设备四周应有醒目的带电标识及警告牌。3、全部二次电流回路无开路，中性点已牢靠接地，二次电压回路无短路。4、依据国家有关规定 , 布置消防设施。5、与调度的通信联系应畅通便利。6、在合断路器而未能合上时，应检查断路器是否到位，是否储能，掌握回路是 否断线及五防闭锁， 假设二次回路无问题， 则检查断路器机构， 必要时通知厂家处 理。7、带电过程中如觉察特别要准时报告现场运行负责人员，处理缺陷要严格执行 工作票制度，带电过程中的操作严格执行操作票治理制度。十二、 试运行阶段的治理1、投产试运期间设备定值变动、各类问题的处理、投切保护压板、测量相序、 相位、方向等都必需经投运负责人征得调度同意才能进展，并应准时告知结果。2、检查工作认真负责，一丝不苟。检查应实事求是，觉察问题无论大小立 即报告投产值班负责人，确保设备在良好状态下投入运行；严禁私自处理问题。3、保护投切应严格依据调度命令投切。十三、 试运完毕后的运行交接24 小时试运完毕后，老鹰岩光伏电站 110kV 升压站移交时间由总包与业主协商。十四、 附：老鹰岩光伏电站 110kV 升压站电气主接线图附：技术交底签证表预留预留llOkV预留llOkV出llOkV出llOkV出线线线间间l 162«间110UV I 纽母线电压互感器10167预留110kV2 号主变101(1llOkVl 号主变(100MVA)(100MVA)301预留 35kVIl 母5011735kV :G3I13!?Q 363£娠 I刚0 :戚如b却&预35kV:4 牝35kV7 35kV .迷 2对留1集集35kV号电电集SVGII电回III线回线三隔隔16243预 gfllOkV II 母预留llOkV 母联间隔1621UOkV I 母-T-iiOli101tuih斯世老鹰岩号.霸显伏电站 HOkV 升压站制图 周荣虎 现场审核批准技术父底记录表云南大唐国际宾川老鹰岩 30MW 并网光伏电站 110kV 升压站110kV 升压站投产方案交底人交底提纲：交底日期参与交底人员签名：记录人记录时间