云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網
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
本投運方案是根據云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網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并網光伏電站項目新建工程的安全、順利投運，并保證整個電網的安全、穩定運行，特編制本方案。本投運方案待調度審核批準后執行。
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、投運過程風險分析控制
八、投運條件檢查
九、啟動操作綱要
十、投產試運行步驟
十一、現場安全措施及異常、事故處理預案
十二、試運行階段的管理
十三、試運行結束后的運行交接
十四、附：老鷹巖光伏電站110kV升壓站電氣主接線圖
附：技術交底簽證表
一、工程概況
云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網光伏電站110kV升壓站工程由云南大唐國際賓川新能源有限責任公司建設、由中國能建廣東省電力設計研究院總承包及設計，中國能建廣東省電力第一工程局負責施工，黃河國際工程咨詢(河南)有限公司實施監理，工程計劃20**年12月25日竣工投產。
云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網光伏電站項目位于云南省大理州賓川縣大營鎮洪水塘村以西，距賓川縣城直線距離約22km。地理坐標介于東經100°2126“～100°2208“、北緯25°4616“～25°4710“之間。升壓站共有110kV和35kV兩個電壓等級。110kV高壓配電設備采用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12.06km110kV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35kVI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個母線設備間隔、1個站用接地變間隔)。
全站戶外動態無功補償裝置，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110kV1號主變。
1.3、110kV系統：110kV老海線，110kVGIS
3個間隔：110kV老海線162斷路器間隔、110kV1號主變101斷路器間隔、110kV母線PT間隔。
1.4、35kV系統：35kV1號主變進線301斷路器間隔、35kV1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;35kV1號SVG
364斷路器間隔、35kV
1號SVG無功補償系統一套，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的保護、測控及計量系統;升壓站遠動通信設備;GPS衛星對時系統;五防系統;故障錄波裝置及二次回路;直流電源系統。
3、投運特殊方式說明
35kV集電線路Ⅰ、Ⅱ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冷備用,集電線路側轉檢修。
4、新設備主要型號和技術參數
序號
名稱
型號
生產廠家
1110kV
1號主變
SFZ11-100000/110
GYW
天威云南變壓器股份有限公司
126kV
SF6氣體絕緣金屬封閉開關設(GIS)
ZF28A-72.5/126/145
上海思源高壓開關有限公司
35kV動態無功補償裝置(SVG)
QNSVG-20/35
思源清能電氣電子有限公司
35kV開關柜
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-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
CSC-163AN
北京四方
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：20**年11月28日
四、投運前準備工作
1、檢查與本次投運相關聯的所有臨時安全措施已全部拆除。
2、檢查所有投運設備雙重名稱標示牌內容與調度下發的一致，后臺、五防系統圖實相符。
3、檢查確定所要投運的斷路器、隔離開關和接地開關在斷開位置。
4、檢查本次投運新安裝的設備應接地部分按要求可靠接地。
5、檢查本次投運二次設備正常，端子排接線端子緊固牢靠。
6、檢查二次設備保險無缺漏和熔斷。
7、檢查二次設備電流回路無開路、電壓回路無短路。
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)、與調度核對無誤(記錄核對時間及核對調度員姓名)。
9、檢查站內通訊正常。
10、檢查站內消防設施齊備。
11、所有人員已按投產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試組負責建立，投運結束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
啟動調試總指揮
現場安全監督及事故應急小組
調試試驗指揮
啟動操作指揮
值班調度員
啟動操作、監護人員
各調試小組組長
啟委會：
負責工程啟動前及啟動過程中的組織、指揮和協調，審批啟動方案及調整方案，確認工程是否具備啟動條件，確定啟動時間，對啟動中出現的重大情況作出決定。啟委會可授權啟動試運指揮組負責啟動工作指揮。
啟動調試總指揮：
根據啟委會的授權，負責啟動期間啟動范圍內設備的事故處理，協調啟動操作與調試試驗的銜接，向啟委會匯報啟動工作有關情況。
啟動調度：地調值班調度員
負責運行系統的操作指揮與事故處理，并在系統允許的條件下為新設備啟動工作提供所需的系統條件。
啟動操作指揮：
在啟動調試總指揮的指揮下，根據啟動方案指揮啟動范圍內設備的操作，發布操作指令或許可操作指令，向啟動調試總指揮和值班調度員匯報操作有關情況，協助啟調試總指揮處理啟動范圍內設備的異常與事故。
調試試驗指揮：
在啟動調試總指揮的指揮下，負責啟動過程中所有調試、試驗工作的組織、指揮和協調，落實有關調試、試驗的安全措施，向啟動調試總揮匯報調試、試驗的有關情況。
各調試小組組長：
在調試試驗指揮的指揮下，負責組織完成本小組負責的調試、試驗工作，落實有關調試、試驗的安全措施，向調試試驗指揮匯報本小組調試、試驗有關情況。
現場安全監督及事故應急小組：
在啟動調試總指揮的指揮下，負責啟動調試過程中各種安全監督及事故和突發事件的應急處理。
現場操作：
啟動過程中220kV海東站新設備的操作由220kV海東站當值值班員執行，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行。110kV老鷹巖光伏電站當值值班員接到調度指令后，向中國能建廣東省電力第一工程局試運行人員發令，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值值班員操作指令后，根據啟動方案和有關操作規定擬定具體操作票，并在監護人員的監護下完成有關操作。
備注：
1、變電站投運要有調度人員、建設單位人員、運行單位人員、設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投產后移交前的運行生產工作。
2、帶電過程中與調度的聯系由啟動調試總指揮負責。
3、帶電過程中操作命令由啟動調試總指揮下達。
4、帶電過程中操作由專人負責，并嚴格遵守復頌命令制度。
5、帶電過程中，新投一次設備的巡視、監聽和監視由中國能建廣東省電力第一工程局投運組人員負責。
七、投運過程風險分析控制
1、危險點：帶接地開關、接地線送電，發生惡性電氣誤操作事故。
控制措施：(1)新設備投產前由投運負責人及安全負責人對所有投運設備的接地開關、現場接地線進行一次清理檢查，確保站內設備處在冷備用狀態，所有隔離開關及接地開關確已閉鎖;(2)核對站內設備狀態與后臺、五防和集控站所示一致。
2、危險點：投產時保護裝置誤動。
控制措施：投產前現場打印定值清單與正式定值單(蓋紅章)仔細核對，并根據正式定值單(蓋紅章)要求投入相關功能連接片，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：帶負荷前應退出差動保護，待差動保護CT極性測試正確后及時匯報當班調度員，在當值調度員下令后投入差動保護。
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、現場平整、無雜物、道路通暢照明光線充足，通訊可靠。
2、帶電設備清掃整潔，各設備編號完整，相色標志正確。
3、本次投運的所有電氣一次設備，二次設備、保護、測量裝置安裝調試完畢。
4、所有PT二次空開在斷開位置。
5、所有保護裝置已按調度下達的定值設置完畢。
6、新設備投產申請已經批復。投運方案已批準并報送相關部門。
7、通信設備、自動化設備安裝調試已完成，具備投運條件。
8、經啟委會驗收合格，同意投產。
九、啟動操作綱要
1、110kV老海線線路帶電。
2、110kVI段母線及母線PT間隔帶電。
3、110kV1號主變帶電。
4、35kVI段母線及母線設備帶電。
5、35kV1號SVG無功補償系統帶電。
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、投產試運行步驟
提前與調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,所有投運一次設備都在冷備用狀態，現場投產負責人匯報調度：啟委會驗收合格，同意投產。
投運程序：
1、110kV老海線線路帶電。
1.1、由調度安排220kV海東變電站騰空110kVII組母線。
1.2、核實110kV老海線所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，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18267接地開關、110kV老鷹巖電站側16267接地開關在拉開位置。
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110kV老海線及站內設備處于冷備用狀態，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斷路器由冷備用轉為熱備用。
1.8、投入220kV海東變110kV母聯112斷路器充電保護。
1.9、220kV海東變110kV老海線182斷路器由冷備用轉為連110kVII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110kV老海線及110kV
I段母線所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，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、l626隔離開關在斷開位置，16267接地刀閘在斷開位置。
2.5、檢查110kVI段母線PT
1901隔離開關在斷開位置，19010接地刀閘在斷開位置。
2.6、檢查110kV
1號主變高壓側101斷路器在斷開位置，1011隔離開關、l016隔離開關在斷開位置，10167接地刀閘在斷開位置。
2.7、將110kV老海線162斷路器從冷備用轉至熱備用狀態。
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110kVI段母線PT1901隔離開關。
2.13、合上110kV老海線162斷路器對110kVI段母線進行第三次沖擊帶電(帶母線PT)。
2.14、檢查110kVI段母線PT二次電壓正確后，合上110kVI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110kVI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。
3、老鷹巖光伏電站110kV
1號主變帶電。
3.1、檢查110kV
1號主變所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，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101斷路器在斷開位置，1011隔離開關、l016隔離開關在斷開位置，10167接地刀閘在斷開位置。
3.4、檢查110kV
1號主變低壓側301斷路器在斷開位置，3011隔離開關、3016隔離開關在斷開位置，30117接地刀閘在斷開位置。
3.5、將110kV
1號主變檔位調到額定檔位(第9檔)。
3.6、合上110kV
1號主變中性點1010接地開關。
3.7、將110kV
1號主變110kV側101斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
3.8、合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第一次沖擊帶電。
3.9、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，10分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.10、10分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第二次沖擊帶電。
3.11、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.12、5分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第三次沖擊帶電。
3.13、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.14、5分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第四次沖擊帶電。
3.15、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.16、5分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側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
沖擊時間
間隔時間
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
正常運行
3.17、五次沖擊正常后，110kV1號主變壓器正常運行，主變中性點接地方式根據調度命令操作。
3.18、進行110kV1號主變檔位調整試驗。
4、35kVI段母線及母線設備帶電。
4.1、檢查35kVI段母線所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，具備送電條件。
4.2、檢查110kV1號主變低壓側301斷路器在斷開位置，3011隔離開關、3016隔離開關在斷開位置，30117接地刀閘在斷開位置。
4.3、檢查35kVI段母線上3011隔離開關、3021隔離開關、3031隔離開關、3041隔離開關、3901隔離開關在斷開位置，39017接地刀閘在斷開位置。
4.4、將110kV1號主變35kV側301斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
4.5、合上110kV1號主變35kV側301斷路器，對35kVI段母線進行第一次沖擊帶電(不帶母線PT)。
4.6、檢查35kVI段母線及相關保護自動裝置無異常，斷開110kV1號主變35kV側301斷路器。
4.7、合上110kV1號主變35kV側301斷路器，對35kVI段母線進行第二次沖擊帶電(不帶母線PT)。
4.8、檢查35kVI段母線及相關保護自動裝置無異常，斷開110kV1號主變35kV側301斷路器。
4.9、合上35kVI段母線PT3901隔離開關。
4.10、合上110kV1號主變35kV側301斷路器，對35kVI段母線進行第三次沖擊帶電(帶母線PT)。
4.11、檢查35kVI段母線PT二次電壓正常后，合上35kVI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35kVI段母線PT二次電壓正常。
5、35kV1號SVG無功補償帶電。
5.1、檢查35kVI號SVG所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，具備送電條件。
5.2、檢查35kVI號SVG
364斷路器、啟動部分365斷路器在斷開位置，3641隔離開關、3646隔離開關、3648隔離開關在斷開位置，36417接地刀閘、36467接地刀閘、36487接地刀閘在斷開位置。
5.3、檢查35kVI號SVG相關保護、自動裝置正確投入。
5.4、將35kVI號SVG364斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
5.5、合上35kV1號SVG364斷路器對35kV1號SVG高壓電纜進行第一次沖擊帶電。
5.6、檢查35kV1號SVG高壓電纜及相關保護無異常后，斷開35kV1號SVG364斷路器。
5.7、5分鐘后合上35kV1號SVG364斷路器對35kV1號SVG高壓電纜進行第二次沖擊帶電。
5.8、檢查35kV1號SVG高壓電纜及相關保護無異常后，斷開35kV1號SVG364斷路器。
5.9、5分鐘后合上35kV1號SVG
364斷路器對35kV1號SVG高壓電纜進行第三次沖擊帶電。
5.10、將35kV
1號SVG
364斷路器由運行轉為冷備用狀態。
5.11、合上35kV
1號SVG
啟動部分3648隔離開關。
5.12、將35kV
1號SVG
364斷路器由冷備用轉為熱備用狀態。
5.13、匯報大理地調：老鷹巖光伏電站35kV
1號SVG已轉至熱備用狀態。
5.14、退出220kV海東變110kV母差保護。(海東變執行)
5.15、退出20kV海東變側110kV老海線差動保護。(海東變執行)
5.16、退出老鷹巖光伏電站側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無功補償系統進行沖擊帶電。
5.21、SVG無功補償系統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系統進行帶電調試，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110kV老海線差動保護。
5.35、投入20kV海東變側110kV老海線差動保護。(海東變執行)
5.36、投入220kV海東變110kV母差保護。(海東變執行)
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束，人員撤離，現場安全措施拆除，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、3626隔離開關在斷開位置，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、36326隔離開關在斷開位置，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熱備用狀態。
6.7、將35kV集電II回線363斷路器間隔由冷備用轉熱備用狀態。
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斷路器間隔及相關保護、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至冷備用狀態，35kV集電I回線轉至檢修狀態。
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至冷備用狀態，35kV集電I回線轉至檢修狀態。
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束，人員撤離，現場安全措施拆除，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、3616隔離開關在斷開位置，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號站用變高壓側361斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
7.6、合上35kV
1號站用變361斷路器對35kV
1號站用變進行第一次沖擊帶電，過程中檢查35kV
1號站用變低壓側電壓幅值、相序正確。
7.7、檢查35kV
1號站用變及相關保護、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號站用變進行第二次沖擊帶電。
7.9、檢查35kV
1號站用變及相關保護、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號站用變進行第三次沖擊帶電。
7.11、檢查35kV
1號站用變及相關保護、自動裝置無異常。站用電系統按正常方式運行。
8試運行
老鷹巖30MW光伏電站110kV老海線及升壓站按電網公司要求進入試運階段。
老鷹巖光伏電站110kV
1號主變持續帶電運行滿24小時后，將本體及有載調壓重瓦斯保護改投跳閘。
試運結束，老鷹巖光伏電站110kV老海線及升壓站移交時間由總包與業主協商。
十一、現場安全措施及異常、事故處理預案
1、各工作人員應負責各自所涉及工作中的安全措施。
2、在投運設備四周應有醒目的帶電標識及警告牌。
3、所有二次電流回路無開路，中性點已可靠接地，二次電壓回路無短路。
4、按照國家有關規定,布置消防設施。
5、與調度的通信聯系應暢通方便。
6、在合斷路器而未能合上時，應檢查斷路器是否到位，是否儲能，控制回路是否斷線及五防閉鎖，若二次回路無問題，則檢查斷路器機構，必要時通知廠家處理。
7、帶電過程中如發現異常要及時報告現場運行負責人員，處理缺陷要嚴格執行工作票制度，帶電過程中的操作嚴格執行操作票管理制度。
十二、試運行階段的管理
1、投產試運期間新設備定值變動、各類問題的處理、投切保護壓板、測量相序、相位、方向等都必須經投運負責人征得調度同意才能進行，并應及時告知結果。
2、檢查工作認真負責，一絲不茍。檢查應實事求是，發現問題(無論大小)立即報告投產值班負責人，確保設備在良好狀態下投入運行;嚴禁私自處理問題。
3、保護投切應嚴格按照調度命令投切。
十三、試運結束后的運行交接
24小時試運結束后，老鷹巖光伏電站110kV升壓站移交時間由總包與業主協商。。
十四、
附：老鷹巖光伏電站110kV升壓站電氣主接線圖
附：技術交底簽證表
技術交底記錄表
交底人
交底日期
交底提綱：
參加交底人員(簽名)：
記錄人
記錄時間
篇2：30MW并網光伏電站110kV升壓站工程投運方案
云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網
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
本投運方案是根據云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網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并網光伏電站項目新建工程的安全、順利投運，并保證整個電網的安全、穩定運行，特編制本方案。本投運方案待調度審核批準后執行。
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、投運過程風險分析控制
八、投運條件檢查
九、啟動操作綱要
十、投產試運行步驟
十一、現場安全措施及異常、事故處理預案
十二、試運行階段的管理
十三、試運行結束后的運行交接
十四、附：老鷹巖光伏電站110kV升壓站電氣主接線圖
附：技術交底簽證表
一、工程概況
云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網光伏電站110kV升壓站工程由云南大唐國際賓川新能源有限責任公司建設、由中國能建廣東省電力設計研究院總承包及設計，中國能建廣東省電力第一工程局負責施工，黃河國際工程咨詢(河南)有限公司實施監理，工程計劃20**年12月25日竣工投產。
云南大唐國際賓川老鷹巖30MW并網光伏電站項目位于云南省大理州賓川縣大營鎮洪水塘村以西，距賓川縣城直線距離約22km。地理坐標介于東經100°2126“～100°2208“、北緯25°4616“～25°4710“之間。升壓站共有110kV和35kV兩個電壓等級。110kV高壓配電設備采用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12.06km110kV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35kVI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個母線設備間隔、1個站用接地變間隔)。
全站戶外動態無功補償裝置，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110kV1號主變。
1.3、110kV系統：110kV老海線，110kVGIS
3個間隔：110kV老海線162斷路器間隔、110kV1號主變101斷路器間隔、110kV母線PT間隔。
1.4、35kV系統：35kV1號主變進線301斷路器間隔、35kV1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;35kV1號SVG
364斷路器間隔、35kV
1號SVG無功補償系統一套，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的保護、測控及計量系統;升壓站遠動通信設備;GPS衛星對時系統;五防系統;故障錄波裝置及二次回路;直流電源系統。
3、投運特殊方式說明
35kV集電線路Ⅰ、Ⅱ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冷備用,集電線路側轉檢修。
4、新設備主要型號和技術參數
序號
名稱
型號
生產廠家
1110kV
1號主變
SFZ11-100000/110
GYW
天威云南變壓器股份有限公司
126kV
SF6氣體絕緣金屬封閉開關設(GIS)
ZF28A-72.5/126/145
上海思源高壓開關有限公司
35kV動態無功補償裝置(SVG)
QNSVG-20/35
思源清能電氣電子有限公司
35kV開關柜
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-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
CSC-163AN
北京四方
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：20**年11月28日
四、投運前準備工作
1、檢查與本次投運相關聯的所有臨時安全措施已全部拆除。
2、檢查所有投運設備雙重名稱標示牌內容與調度下發的一致，后臺、五防系統圖實相符。
3、檢查確定所要投運的斷路器、隔離開關和接地開關在斷開位置。
4、檢查本次投運新安裝的設備應接地部分按要求可靠接地。
5、檢查本次投運二次設備正常，端子排接線端子緊固牢靠。
6、檢查二次設備保險無缺漏和熔斷。
7、檢查二次設備電流回路無開路、電壓回路無短路。
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)、與調度核對無誤(記錄核對時間及核對調度員姓名)。
9、檢查站內通訊正常。
10、檢查站內消防設施齊備。
11、所有人員已按投產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試組負責建立，投運結束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
啟動調試總指揮
現場安全監督及事故應急小組
調試試驗指揮
啟動操作指揮
值班調度員
啟動操作、監護人員
各調試小組組長
啟委會：
負責工程啟動前及啟動過程中的組織、指揮和協調，審批啟動方案及調整方案，確認工程是否具備啟動條件，確定啟動時間，對啟動中出現的重大情況作出決定。啟委會可授權啟動試運指揮組負責啟動工作指揮。
啟動調試總指揮：
根據啟委會的授權，負責啟動期間啟動范圍內設備的事故處理，協調啟動操作與調試試驗的銜接，向啟委會匯報啟動工作有關情況。
啟動調度：地調值班調度員
負責運行系統的操作指揮與事故處理，并在系統允許的條件下為新設備啟動工作提供所需的系統條件。
啟動操作指揮：
在啟動調試總指揮的指揮下，根據啟動方案指揮啟動范圍內設備的操作，發布操作指令或許可操作指令，向啟動調試總指揮和值班調度員匯報操作有關情況，協助啟調試總指揮處理啟動范圍內設備的異常與事故。
調試試驗指揮：
在啟動調試總指揮的指揮下，負責啟動過程中所有調試、試驗工作的組織、指揮和協調，落實有關調試、試驗的安全措施，向啟動調試總揮匯報調試、試驗的有關情況。
各調試小組組長：
在調試試驗指揮的指揮下，負責組織完成本小組負責的調試、試驗工作，落實有關調試、試驗的安全措施，向調試試驗指揮匯報本小組調試、試驗有關情況。
現場安全監督及事故應急小組：
在啟動調試總指揮的指揮下，負責啟動調試過程中各種安全監督及事故和突發事件的應急處理。
現場操作：
啟動過程中220kV海東站新設備的操作由220kV海東站當值值班員執行，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行。110kV老鷹巖光伏電站當值值班員接到調度指令后，向中國能建廣東省電力第一工程局試運行人員發令，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值值班員操作指令后，根據啟動方案和有關操作規定擬定具體操作票，并在監護人員的監護下完成有關操作。
備注：
1、變電站投運要有調度人員、建設單位人員、運行單位人員、設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投產后移交前的運行生產工作。
2、帶電過程中與調度的聯系由啟動調試總指揮負責。
3、帶電過程中操作命令由啟動調試總指揮下達。
4、帶電過程中操作由專人負責，并嚴格遵守復頌命令制度。
5、帶電過程中，新投一次設備的巡視、監聽和監視由中國能建廣東省電力第一工程局投運組人員負責。
七、投運過程風險分析控制
1、危險點：帶接地開關、接地線送電，發生惡性電氣誤操作事故。
控制措施：(1)新設備投產前由投運負責人及安全負責人對所有投運設備的接地開關、現場接地線進行一次清理檢查，確保站內設備處在冷備用狀態，所有隔離開關及接地開關確已閉鎖;(2)核對站內設備狀態與后臺、五防和集控站所示一致。
2、危險點：投產時保護裝置誤動。
控制措施：投產前現場打印定值清單與正式定值單(蓋紅章)仔細核對，并根據正式定值單(蓋紅章)要求投入相關功能連接片，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：帶負荷前應退出差動保護，待差動保護CT極性測試正確后及時匯報當班調度員，在當值調度員下令后投入差動保護。
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、現場平整、無雜物、道路通暢照明光線充足，通訊可靠。
2、帶電設備清掃整潔，各設備編號完整，相色標志正確。
3、本次投運的所有電氣一次設備，二次設備、保護、測量裝置安裝調試完畢。
4、所有PT二次空開在斷開位置。
5、所有保護裝置已按調度下達的定值設置完畢。
6、新設備投產申請已經批復。投運方案已批準并報送相關部門。
7、通信設備、自動化設備安裝調試已完成，具備投運條件。
8、經啟委會驗收合格，同意投產。
九、啟動操作綱要
1、110kV老海線線路帶電。
2、110kVI段母線及母線PT間隔帶電。
3、110kV1號主變帶電。
4、35kVI段母線及母線設備帶電。
5、35kV1號SVG無功補償系統帶電。
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、投產試運行步驟
提前與調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,所有投運一次設備都在冷備用狀態，現場投產負責人匯報調度：啟委會驗收合格，同意投產。
投運程序：
1、110kV老海線線路帶電。
1.1、由調度安排220kV海東變電站騰空110kVII組母線。
1.2、核實110kV老海線所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，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18267接地開關、110kV老鷹巖電站側16267接地開關在拉開位置。
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110kV老海線及站內設備處于冷備用狀態，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斷路器由冷備用轉為熱備用。
1.8、投入220kV海東變110kV母聯112斷路器充電保護。
1.9、220kV海東變110kV老海線182斷路器由冷備用轉為連110kVII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110kV老海線及110kV
I段母線所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，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、l626隔離開關在斷開位置，16267接地刀閘在斷開位置。
2.5、檢查110kVI段母線PT
1901隔離開關在斷開位置，19010接地刀閘在斷開位置。
2.6、檢查110kV
1號主變高壓側101斷路器在斷開位置，1011隔離開關、l016隔離開關在斷開位置，10167接地刀閘在斷開位置。
2.7、將110kV老海線162斷路器從冷備用轉至熱備用狀態。
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110kVI段母線PT1901隔離開關。
2.13、合上110kV老海線162斷路器對110kVI段母線進行第三次沖擊帶電(帶母線PT)。
2.14、檢查110kVI段母線PT二次電壓正確后，合上110kVI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110kVI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。
3、老鷹巖光伏電站110kV
1號主變帶電。
3.1、檢查110kV
1號主變所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，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101斷路器在斷開位置，1011隔離開關、l016隔離開關在斷開位置，10167接地刀閘在斷開位置。
3.4、檢查110kV
1號主變低壓側301斷路器在斷開位置，3011隔離開關、3016隔離開關在斷開位置，30117接地刀閘在斷開位置。
3.5、將110kV
1號主變檔位調到額定檔位(第9檔)。
3.6、合上110kV
1號主變中性點1010接地開關。
3.7、將110kV
1號主變110kV側101斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
3.8、合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第一次沖擊帶電。
3.9、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，10分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.10、10分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第二次沖擊帶電。
3.11、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.12、5分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第三次沖擊帶電。
3.13、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.14、5分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側101斷路器對1號主變進行第四次沖擊帶電。
3.15、檢查110kV
1號主變及相關保護自動裝置無異常，5分鐘后，斷開110kV
1號主變110kV側101斷路器。
3.16、5分鐘后，合上110kV
1號主變110kV側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
沖擊時間
間隔時間
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
正常運行
3.17、五次沖擊正常后，110kV1號主變壓器正常運行，主變中性點接地方式根據調度命令操作。
3.18、進行110kV1號主變檔位調整試驗。
4、35kVI段母線及母線設備帶電。
4.1、檢查35kVI段母線所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，具備送電條件。
4.2、檢查110kV1號主變低壓側301斷路器在斷開位置，3011隔離開關、3016隔離開關在斷開位置，30117接地刀閘在斷開位置。
4.3、檢查35kVI段母線上3011隔離開關、3021隔離開關、3031隔離開關、3041隔離開關、3901隔離開關在斷開位置，39017接地刀閘在斷開位置。
4.4、將110kV1號主變35kV側301斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
4.5、合上110kV1號主變35kV側301斷路器，對35kVI段母線進行第一次沖擊帶電(不帶母線PT)。
4.6、檢查35kVI段母線及相關保護自動裝置無異常，斷開110kV1號主變35kV側301斷路器。
4.7、合上110kV1號主變35kV側301斷路器，對35kVI段母線進行第二次沖擊帶電(不帶母線PT)。
4.8、檢查35kVI段母線及相關保護自動裝置無異常，斷開110kV1號主變35kV側301斷路器。
4.9、合上35kVI段母線PT3901隔離開關。
4.10、合上110kV1號主變35kV側301斷路器，對35kVI段母線進行第三次沖擊帶電(帶母線PT)。
4.11、檢查35kVI段母線PT二次電壓正常后，合上35kVI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35kVI段母線PT二次電壓正常。
5、35kV1號SVG無功補償帶電。
5.1、檢查35kVI號SVG所有工作結束，人員撤離，現場安全措施拆除，具備送電條件。
5.2、檢查35kVI號SVG
364斷路器、啟動部分365斷路器在斷開位置，3641隔離開關、3646隔離開關、3648隔離開關在斷開位置，36417接地刀閘、36467接地刀閘、36487接地刀閘在斷開位置。
5.3、檢查35kVI號SVG相關保護、自動裝置正確投入。
5.4、將35kVI號SVG364斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
5.5、合上35kV1號SVG364斷路器對35kV1號SVG高壓電纜進行第一次沖擊帶電。
5.6、檢查35kV1號SVG高壓電纜及相關保護無異常后，斷開35kV1號SVG364斷路器。
5.7、5分鐘后合上35kV1號SVG364斷路器對35kV1號SVG高壓電纜進行第二次沖擊帶電。
5.8、檢查35kV1號SVG高壓電纜及相關保護無異常后，斷開35kV1號SVG364斷路器。
5.9、5分鐘后合上35kV1號SVG
364斷路器對35kV1號SVG高壓電纜進行第三次沖擊帶電。
5.10、將35kV
1號SVG
364斷路器由運行轉為冷備用狀態。
5.11、合上35kV
1號SVG
啟動部分3648隔離開關。
5.12、將35kV
1號SVG
364斷路器由冷備用轉為熱備用狀態。
5.13、匯報大理地調：老鷹巖光伏電站35kV
1號SVG已轉至熱備用狀態。
5.14、退出220kV海東變110kV母差保護。(海東變執行)
5.15、退出20kV海東變側110kV老海線差動保護。(海東變執行)
5.16、退出老鷹巖光伏電站側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無功補償系統進行沖擊帶電。
5.21、SVG無功補償系統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系統進行帶電調試，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110kV老海線差動保護。
5.35、投入20kV海東變側110kV老海線差動保護。(海東變執行)
5.36、投入220kV海東變110kV母差保護。(海東變執行)
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束，人員撤離，現場安全措施拆除，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、3626隔離開關在斷開位置，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、36326隔離開關在斷開位置，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熱備用狀態。
6.7、將35kV集電II回線363斷路器間隔由冷備用轉熱備用狀態。
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斷路器間隔及相關保護、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至冷備用狀態，35kV集電I回線轉至檢修狀態。
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至冷備用狀態，35kV集電I回線轉至檢修狀態。
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束，人員撤離，現場安全措施拆除，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、3616隔離開關在斷開位置，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號站用變高壓側361斷路器由冷備用轉熱備用狀態。
7.6、合上35kV
1號站用變361斷路器對35kV
1號站用變進行第一次沖擊帶電，過程中檢查35kV
1號站用變低壓側電壓幅值、相序正確。
7.7、檢查35kV
1號站用變及相關保護、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號站用變進行第二次沖擊帶電。
7.9、檢查35kV
1號站用變及相關保護、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號站用變進行第三次沖擊帶電。
7.11、檢查35kV
1號站用變及相關保護、自動裝置無異常。站用電系統按正常方式運行。
8試運行
老鷹巖30MW光伏電站110kV老海線及升壓站按電網公司要求進入試運階段。
老鷹巖光伏電站110kV
1號主變持續帶電運行滿24小時后，將本體及有載調壓重瓦斯保護改投跳閘。
試運結束，老鷹巖光伏電站110kV老海線及升壓站移交時間由總包與業主協商。
十一、現場安全措施及異常、事故處理預案
1、各工作人員應負責各自所涉及工作中的安全措施。
2、在投運設備四周應有醒目的帶電標識及警告牌。
3、所有二次電流回路無開路，中性點已可靠接地，二次電壓回路無短路。
4、按照國家有關規定,布置消防設施。
5、與調度的通信聯系應暢通方便。
6、在合斷路器而未能合上時，應檢查斷路器是否到位，是否儲能，控制回路是否斷線及五防閉鎖，若二次回路無問題，則檢查斷路器機構，必要時通知廠家處理。
7、帶電過程中如發現異常要及時報告現場運行負責人員，處理缺陷要嚴格執行工作票制度，帶電過程中的操作嚴格執行操作票管理制度。
十二、試運行階段的管理
1、投產試運期間新設備定值變動、各類問題的處理、投切保護壓板、測量相序、相位、方向等都必須經投運負責人征得調度同意才能進行，并應及時告知結果。
2、檢查工作認真負責，一絲不茍。檢查應實事求是，發現問題(無論大小)立即報告投產值班負責人，確保設備在良好狀態下投入運行;嚴禁私自處理問題。
3、保護投切應嚴格按照調度命令投切。
十三、試運結束后的運行交接
24小時試運結束后，老鷹巖光伏電站110kV升壓站移交時間由總包與業主協商。。
十四、
附：老鷹巖光伏電站110kV升壓站電氣主接線圖
附：技術交底簽證表
技術交底記錄表
交底人
交底日期
交底提綱：
參加交底人員(簽名)：
記錄人
記錄時間
篇3：物業項目工程處經理崗位工作職責
物業項目工程處經理崗位職責
1）負責對本部門崗位職責全面實施和管理。
2）組織各專業管理人員參加新物業項目入伙前接管驗收工作。
3）提出新物業項目設施增補改造初步方案。
4）組織物業項目，機電主管人員按時制定維修保養計劃、措施以及記錄檢查完成情況。
5）代表公司聯系、洽談；辦理有關改造工程、維修工程、機電設備維修等方面的各項業務。
6）負責組織有關人員參加改造、維修工程的驗收工作。
7）負責對各物業項目工程技術資料、設備說明書、技術檔案及各項圖紙整理存檔。
8）指導各物業項目機電設備故障的技術處理，負責對項目，前期介入工程中的監督。
9）配合項目管理處有關工程的其他工作。
10）負責外包維修。