并網(wǎng)光伏電站110kV升壓站工程投運(yùn)方案110kV升壓站(共16頁)

1、精選優(yōu)質(zhì)文檔-傾情為你奉上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)：前言本投運(yùn)方案是根據(jù)云南大唐國際賓川老鷹巖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

2、預(yù)案十二、試運(yùn)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(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"100

3、76;22'08"、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(jìn)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

4、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20MVar。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(jìn)線301斷路器間隔、35kV 1號站用

5、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)、測控及計量系統(tǒng)；升壓站遠(yuǎn)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(yùn)特殊方式說明35kV集電線路、回線路暫未建成，本次投運(yùn)只對362、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

6、號名稱型號生產(chǎn)廠家1110kV 1號主變SFZ11-/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(bǔ)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(hù)柜NSR691RF-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

7、-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)啟動時間安排計劃投運(yùn)時間：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

8、、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(yàn)指揮啟動操作指揮值班調(diào)度員啟動操作、監(jiān)護(hù)人員各調(diào)試小組組長啟委會：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

9、，確認(rèn)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(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

10、下，負(fù)責(zé)啟動過程中所有調(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)指揮匯報本小組調(diào)試、試驗(yàn)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(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。現(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)值值班員接到調(diào)度指令后，向中國

11、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第一工程局投運(yùn)組人員負(fù)責(zé)。七、 投運(yùn)過

12、程風(fēng)險分析控制1、危險點(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、危險點(diǎn)：投產(chǎn)時保護(hù)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(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、危險點(diǎn)：主變帶負(fù)荷時差動誤動。控制措施：帶負(fù)荷前應(yīng)退出差動保護(hù)，待差動保護(hù)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

13、投入差動保護(hù)。4、危險點(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。

14、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、35kV1號站用變帶電。十、 投產(chǎn)試運(yùn)行步驟提前與調(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

15、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182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

16、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。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1

17、10kV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)、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

18、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110kV I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110kV I段母線進(jìn)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(hù)及自動化裝置110kV I

19、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。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）。

20、3.6、合上110kV 1號主變中性點(diǎn)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(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(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110kV側(cè)101斷路器。3.12、5分鐘后，合上110kV 1號主

21、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(jìn)行第四次沖擊帶電。3.15、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(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)沖擊時間間隔時間電 流A相（A）B相（A）C相（A）首次

22、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，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

23、位置，39017接地刀閘在斷開位置。4.4、將110kV1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110kV1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）。4.6、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。4.7、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

24、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SVG364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

25、.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35kV1號SVG高壓電纜進(jìn)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(hù)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35kV1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SVG 364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

26、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(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)。5.1

27、9、退出老鷹巖光伏電站35kV母差保護(hù)。5.20、合上35kV 1號SVG 364斷路器對35kV1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35kVSVG 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

28、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)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

29、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。5.38、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(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，3621

30、7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(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

31、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(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、35kV1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(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