并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站
光伏并网发电项目升压站工程施工技术方案
光伏并网发电项目升压站工程施工技术方案一、测量放样1、施工测量前的准备工作(1)校对测量仪器：为保证测量结果精确无误，本工程使用的全站仪、水准仪、塔尺、钢卷尺等测量仪器器具都需经国家法定计量部门校验合格，并且在有效期内。
每次测量放线前都应进行仪器出测前的检校。
(2)根据建筑施工总平面图及其他相关资料进行复核，做好坐标控制点，高程原点、资料的交接工作。
(3)熟悉图纸，切实了解结构。
建筑等细部尺寸与相对位置的关系。
(4)对测量用辅助材料提前进行准备。
本工程使用的测量仪器、工具详见表5.1.10、单位工程定位和主轴线控制网的设置(1)建筑物定位根据一级控制网，施工总平面图等资料，进行实地踏勘，编制详尽的工程定位测量方案，包括施测路线、釆用的计算公式、测设精度、所需测量器具等。
随后釆用极坐标的方法进行建筑物的角点、主轴线的定位，并记录下现场测设的原始数据、图表。
(2)主轴线控制网的设置本工程根据建筑物的实际情况，依据《工程测量规程》等要求，加密先前测设的主轴线，联测后形成满足施工放样及测量精度的场区主轴线控制网，闭合无误后，埋设主轴线控制网节点控制桩。
控制桩应设置在基槽3米外，安全、易保存的位置，控制桩前不允许堆放材料，以保证其通视良好。
(3)验线控制轴线网施测后，由施测人员自检，自检合格后施工工长复检，再由专职质检员专检，确认无误后请监理验线签证。
二、施工工序总体安排本工程施工前期以土建施工为主，原则上先地下后地上，先主体后辅助，优先满足主体安装开工，逐步铺开工作面，最终使土建与安装同步竣工。
1、土建施工程序及流向本工程土建施工拟分为两个施工段进行，采用交叉流水施工。
二次设备和35KV电气装置作为一个施工段，其它设备作为一个施工段，使普工、木工、钢筋工、磴工能交叉作业。
不发生窝工现象，缩短施工工期。
其中还应注意以下几点：(1)主体结构工程施工由下而上。
在单位工程封顶后，可以施工屋面防水工程，屋面和墙面釆用刚性、卷材双防水层；(2)装修的顺序先墙面、后地面，先内后外，先上后下；(3)磴框架先施工框架基础，每个框架基础的一次施工完成，钢筋工预留框架柱塔接钢筋，每一柱的钢筋搭接不在同一断面。
光伏电站110kV预装式组合升压站设计方案
40MWp光伏电站110kV预装式组合升压站设计方案目录1．总的部分1.1本设备适用场合1.2 对设备方案组合的说明2．电气一次部分2.1电气主接线2.2短路电流及主要电气设备、导体选择2.3绝缘配合及过电压保护2.4电气总平面布置2.5站用电及照明2.6电缆设施3．电气二次部分3.1系统继电保护3.2计算机监控系统3.3元件保护及自动装置3.4 UPS电源系统3.5图像监视及安全警卫系统3.6火灾自动报警系统3.7二次设备布置3.8集成变电站二次设备的接地、防雷及抗干扰3.9电流互感器、电压互感器二次参数选择4．框架结构部分4.1站区场地概述4.2站区布置及交通运输4.3整体钢制框架4.4框架设计4.5采暖通风4.6消防5．附图5.1 电气主接线图5.2 主平面图5.3 一层平面图5.4 二层平面图5.5 110KV室断面图5.6 35KV室断面图为了满足负荷日益增长对城市电源点和较大用户的用电需求，满足社会和企业对节约、节能、环保、经济适用的要求，满足国网公司对变电站进行标准化设计的理念，使变电站工程建设由过去的规划设计、招标采购、建设施工、安装调试、验收投运等多个环节，变为只有规划定货和验收投运的交钥匙项目，减少了流程、加快了进度、节约了资源，方便了用户。
1 总的部分110kV集成变电站为钢框架结构、底层悬空、全封闭的室内变电站。
它具有结构紧凑、占地面积小，建设周期短、造价相对较低，对环境影响小、适应性强，并且表面喷涂有防紫外线涂料，在高温地区可有效降低室内温度。
实现工厂化生产、无人值守的预装式变电站。
110kV为1回架空线缆并网出线（终期），1台SZ11-40000/110升压变压器（本期），35kV为5回电缆汇集线（本期），1套SVG无功补偿装置（本期），1套站用接地变成套装置（本期）。
110kV集成变电站按户内无人职守变电站设计。
整站设计参照《国家电网公司输变电工程典型设计—--110kV部分》为依据，110kV配电装置选用户内线变组GIS组合电器设备；主变选用自冷有载调压变压器；35kV配电装置采用金属铠装移开式开关柜，室内双列布置。
河南某光伏电站110KV升压站工程施工方法及施工技术措施
河南某光伏电站110KV升压站工程施工方法及施工技术措施光伏电站110KV升压站工程施工方法及施工技术措施一、施工前准备1、施工前的准备工作校对测量仪器:为保证测量结果精确无误，本工程使用的测量计量仪器器具都需经国家法定计量部门校验合格，并且在有效期内。
本工程使用的测量计量仪器、工具详见表5.1.1。
本工程使用的测量仪器、工具表表5.1.1器具名称编号检验证编号检验单位有效期DC2015字2015.04.03- 电力变压器有载分接开河南电力试验研06128007 第YZKG-003关综合测试仪究院 2016.04.02 号DC2015字2015.04.07- 河南电力试验研DC1202140第直流电阻测试仪 1 QDZY-0039究院2016.04.06号DC2015字2015.04.07- 河南电力试验研第直流电阻测试仪 201017 究院 QDZY-00402016.04.06号DC2015字2015.04.07- 河南电力试验研第直流电阻测试仪 2.0111E+11 究院 QDZY-00422016.04.06号DC2015字2015.04.07- 河南电力试验研第回路电阻测试仪 5048001 究院 QDZY-00432016.04.06号DC2015字2015.04.07- 河南电力试验研第回路电阻测试仪 5050068 究院 QDZY-00442016.04.06号DC2015字2015.04.07- 河南电力试验研第接地引下线导通测试仪 3510067 究院 QDZY-00412016.04.06号2015.04.02- DC2015字河南电力试验研变比测试仪 2003012 第BB-0010 究院2016.04.012015.04.02- 自动抗干扰精密介质损DC2015字河南电力试验研02090263 耗测量仪第DQ-0024 究院 2016.04.012015.04.02- DC2015字河南电力试验研DC1202140试验变压器 2 第GYY-0045 究院 2016.04.01DC2015字2015.04.03- 河南电力试验研断路器动特性分析仪 0074 第究院2016.04.02 GYKG-0112015.04.11- DC2015字河南电力试验研A30201537Z-VI型直流高压发生器 -2 第GYY-0047 究院 2016.04.102015.04.02- DC2015字河南电力试验研便携式直流高压试验器 20III620072 第GYY-0046 究院 2016.04.01 二、施工工序总体安排电气安装施工工序总体安排:安装施工中注意变压器施工的前期准备工作，抓好 110KV 配电装置和35KV配电装置的安装，确保电气控制、保护的安装、调试工期。
110／10kV总降压站启动投运方案
110/10kV总降压站启动投运方案1､概述金久水泥有限责任公司110kV金久变原安装一台40000kVA主变压器,自2009年12月投运以来,系统运行负荷在29000MW左右,系统自备余热发电机组一台,平均发电功率7500kW,逐渐凸显出变压器基本容量费用高,变压器损耗高,导致整条水泥生产线不能经济运行｡经过核查计算,现将该变压器更换为成都双星变压器有限公司生产的31500kVA 变压器,经过安装调试,各项试验合格,符合投运条件, 110/10kV总降压站将带电运行｡一次接图见附页｡2､启动项目2.1､110kV线路PT及避雷器､隔离开关｡2.2､主变压器､110kV开关､隔离开关及其中性点附属设备｡2.3､总降10kV系统柜内成套设备系统,消弧及PT柜,站用变压器｡3､启动时间:2012年2月 28 日4､启动条件全部安装､调试工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,人员全部撤离现场,符合启动投运条件;4.1､110kV线路金久侧110kV线路金久侧PT及避雷器､开关､隔离开关､接地隔离开关等设备所有项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误｡开关､隔离开关､接地隔离开关传动正常｡GIS各气室SF6气体压力正常｡110kV线路保护装置已按保护定值书调试正常｡4.2､110kV主变压器110kV主变压器及其中性点附属设备所有项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格｡110kV主变压器所有保护装置已按保护定值书调试正常｡4.3､总降10kV系统总降10kV系统柜内成套设备系统､开关,所有应试验项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格｡所有开关传动正常｡柜上所有保护装置已按保护定值书调试正常｡5 启动投运操作步骤5.1 110kV线路金久侧(PT､开关)充电(根据地调要求线路充电次数及重合闸投切方式)5.1.1､逐条检查第“4”条所列启动条件全部满足要求｡5.1.2､检查110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)电流､电压端子､空气开关接触良好｡5.1.3､测量110kV线路PT､110kV主变压器绝缘合格｡5.1.4､合上金久变高压侧开关间隔开关状态指示仪电源小开关,检查开关､隔离开关及接地隔离开关位置显示与设备实际状态相符｡5.1.5､检查1084､1083､1081刀闸三相断开｡5.1.6､检查10849､1089､10839､10819､1119接地刀闸三相断开｡5.1.7､合上隔离/接地开关电机电源､合上隔离/接地开关控制电源小开关｡5.1.8､合上110kV线路金久侧1084 刀闸｡5.1.9､合上110kV线路金久侧1083刀闸｡5.1.10､合上主变高压侧108开关,对110kV线路金久侧(PT､开关)充电正常｡5.1.11､分别在110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)110kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量110kV线路ABC三相相序正确､幅值正常｡5.1.12､在110kV总降站后台机DCS界面上检查110kV线路电压显示正确｡5.1.13､断开主变高压侧108开关｡5.2 金久变充电5.2.1､检查总降站10kV系统所有间隔开关均在试验位置｡5.2.2､检查金久变所有油路阀门已处在打开连通状态｡5.2.3､合上金久变110kV侧中性点接地刀闸1110｡5.2.4､检查金久变高压侧108开关确在分闸状态｡5.2.5､合上110kV 扎泥线开关母线侧1081刀闸｡5.2.6､检查110kV 扎泥线开关线路侧1083刀闸确已合上｡5.2.7､合上110kV 扎泥线108开关对主变充电15分钟(第一次)｡5.2.8､检查金久变保护装置正常,金久变本体各部件及声音正常｡5.2.9､断开金久变高压侧108开关｡5.2.10､合上金久变高压侧108开关对主变充电10分钟(第二次)｡5.2.11､检查金久变充电正常｡5.2.12､断开金久变高压侧108开关｡5.2.13､合上108开关对金久变充电5分钟(第三次)｡5.2.14､检查110kV金久变保护及相关二次回路正常｡5.2.15､检查金久变充电正常(金久变保持带电运行状态)｡5.3 总降10kV开关柜充电5.3.1､逐项检查第“4.3”条所列启动条件全部满足要求｡5.3.2､检查总降站10kV开关柜所有出线间隔开关､隔离刀闸均在试验位置｡5.3.3､检查主变低压侧开关011在试验位置5.3.4､给上金久变低压侧开关011二次线插头,检查接触良好｡5.3.5､给上金久变低压侧开关011合闸电源保险,检查保险良好｡5.3.6､合上金久变低压侧011开关控制电源保险,检查主变低压侧开关分闸指示与状态显示仪相符｡5.3.7､在试验位置合上011开关,查合闸正常｡5.3.8､断开金久变低压侧011开关｡5.3.9､取下金久变低压侧011开关合闸电源保险｡5.3.10､将金久变低压侧011开关摇至工作位置｡5.3.11､给上金久变低压侧011开关合闸电源保险｡5.3.12､合上金久变低压侧1001开关对10kV母线充电｡5.3.13､检查金久变低压侧10kV母线充电正常｡5.3.14､合上10kV母线消谐装置及PT一次电源刀闸｡5.3.15､合上10kV母线PT二次交流小开关｡5.3.16､分别将10kV开关柜所有出线开关摇到工作位置并给上控制/合闸电源,合上所有出线开关对柜内CT､过压保护器､站用变､接地刀闸､传感绝缘件等设备充电,检查正常｡5.3.17､给上10kV母线PT控制电源保险;5.3.18､在电度表屏柜内10k V电压端子上测量PT二次电压正常;测量10kV母线ABC 三相相序正确､幅值正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确｡5.3.19､分别在110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)10kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确｡总降10kV开关柜充完毕保持充电运行状态｡5.4逐步恢复各10kV及380V系统运行6､组织措施6.1､成立110/10kV总降站启动投运指挥组总指挥长:姜彬指挥组成员:李香成李才智杨帆陈逊兰天军6.2､指挥组职责:6.2.1､负责组织110kV总降站启动投运方案的编写､审核以及批准执行6.2.2､负责指挥110kV总降站及相关设备带电的安全､可靠､有序进行,协调解决带电过程中出现的问题｡6.2.3､解决带电过程中的技术问题,审核相关技术资料､方案､试验报告｡6.2.4 ､对带电过程进行安全监护,制止不安全行为,并责令其改进｡6.2.5､指挥协调配带电操作人员作好所属设备的检查工作,督促参与人员积极配合110kV总降站及相关设备完成带电任务｡6.2.6､负责检查110kV总降站及相关一次设备的装配质量,及时消除带电过程中出现的问题｡6.2.7､负责设备控制､保护回路检查,及时处理带电过程中出现的二次设备问题｡6.2.8､提供母线带电前的相关试验报告,对母线､变压器带电过程中出现的一次设备问题进行试验,查找原因,交施工方处理｡6.2.9､检查所写操作票正确性,督促操作人员规范操作,确保方案顺利进行｡6.2.10､负责按带电方案的要求对110kV总降站及相关设备进行操作｡7､安全措施7.1､严格执行操作票制度及操作监护制度7.2､所有操作在指挥长的指挥下进行7.3､全部工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,无妨碍操作杂物,施工人员全部撤离现场｡7.4､总降站主变及电容电抗器安全围栏已围好,在安全围栏上挂上“禁止跨越”的标示牌｡。
110kv变电站投运方案
110kv变电站投运方案一、引言本文旨在提出一个110kV变电站的投运方案，确保变电站顺利投产并保障电力供应的可靠性和稳定性。
二、项目背景1. 项目概况说明变电站所在地、规模、投资额等基本情况，并简要介绍该区域的电力需求情况。
2. 投运目标明确变电站的投运目标，例如提供安全、可靠、高质量的电力供应，满足当地经济发展和居民生活需求。
三、投运方案1. 设备选型根据110kV变电站的需求，严格按照国家相关标准进行设备选型，包括变压器、断路器、隔离开关等。
确保设备质量可靠，性能达标。
2. 工程建设详细描述变电站的工程建设过程，包括土地准备、场址平整、基础施工、设备安装等。
着重强调施工安全、质量管控等措施。
3. 系统调试阐述变电站系统调试的步骤和要求，包括设备检查、电气连接、保护装置设置、远动通信连锁等。
确保系统运行正常，各项功能得到验证。
4. 运行保障说明变电站投运后的运行保障措施，包括定期巡视检查、设备维护养护、应急预案制定、数据监测分析等。
确保变电站的持续稳定运行。
四、安全与环保1. 安全管理阐述变电站施工及运营期间的安全管理措施，包括安全教育培训、作业许可制度、安全检查等。
确保工作人员和设备的安全。
2. 环境保护说明变电站在施工和运营过程中的环境保护措施，包括噪音、振动、排放物处理等。
确保对周边环境的最小影响。
五、投运效果评估1. 电力供应可靠性评估分析变电站投运后的电力供应可靠性，并结合数据进行评估和分析。
重点关注变电站运行是否满足当地用电负荷需求。
2. 经济效益评估考虑变电站的建设投资和运行成本，结合电力供应情况和收入情况，对变电站的经济效益进行评估。
重点关注投资回报情况。
六、结论总结110kV变电站投运方案的重点内容，并强调方案的可行性和实施效果。
指出该方案将确保变电站安全、稳定地投入运行，满足电力供应需求。
同时，提出进一步完善和优化变电站运营的建议。
七、参考资料列出参考资料，包括相关标准、规范、技术要求以及专家意见等。
光伏电站升压站一次设备安装施工技术方案
光伏电站升压站一次设备安装施工技术方案1.1主变压器安装㈠110KV升压站主变型号为SZ11-50000/110变压器。
㈡主变压器及附件到货后在现场交货，参加业主及监理人组织的验收工作。
验证产品铭牌及合格证书，实际到货变压器与订货合同规定的型号规格相一致，进行一般性检查，并做出记录。
因主变运输重量较重，安装采用TYJ30-100推进器配合100T电动液压千斤顶卸车就位。
储油柜附件等其他附件利用梁底吊钩配合倒链进行安装。
㈢将运输变压器的大型牵引车平行停靠在指定地点，并使平板车上变压器的横向中心线与卸货平台中心线一致。
顶升作业:选择100T电动液压千斤顶四个，分别布置于变压器油箱两侧的顶位处，每只千斤顶平均受力，顶位下方平板用钢墩或枕木扩大支撑面，使承受力均匀分布。
顶升时，前后左右四顶点同步缓慢升起，由专人填塞垫高块，每次顶升高度不能超过12cm。
当顶升达到推进器重型钢轨可以进入的高度时，停止顶升，再将两根推进器专用钢轨置入变压器底部与卸车平台之间，在钢轨上安置四个滑靴，抽出垫高块，降下千斤顶使变压器缓慢平稳地落入滑靴上。
㈣安置推进器，移动变压器安置推进器，使用夹钳夹紧推进器钢轨，推进变压器，当推进器推至其行程极限时，操纵换向阀，使夹钳口松驰，推进器的活塞杆向变压器方向缩回，同时将钳托拖回，这时再将夹钳夹紧，操作推进器再次推进变压器，如此循环推进变压器直至变压器到达安装位置为止。
㈤变压器落位变压器移动至就位基础上方后，并且变压器本体中心线与变压器安装设计中心位置一致时，用电动液压千斤顶顶升变压器，使变压器抬高，抽去钢轨，使变压器平稳落入设计安装位置（与变压器顶升时相反的操作，每次降落不能超过12cm，并由专人填入垫块）。
变压器卸车布置平面示意图见下图4-1所示：图4-1 变压器卸车就位示意图㈥变压器就位后将变压器所有本体上需安装的油管清扫干净，用洁净白布封堵好，在室内妥善存放。
将高、低空气压套管清扫干净，然后竖立在临时支架上静置。
光伏电场110kV升压站工程方案设计报告
光伏电场110kV升压站工程方案设计报告甘肃高崖子滩49MWp光伏电场110kV升压站工程方案设计报告F253C-A1中水北方勘测设计研究有限责任公司二零一三年八月一、项目概述1.1 概述甘肃高山新能源有限公司高台县高崖子滩49MWp并网光伏发电项目位于张掖市高台县高崖子滩，距离高台县约26km。
场址海拔高程约在1570m～1610m 之间，常驻范围为N39°15′48.44″～39°16′29.08″,E99°32′13.26″～E99°33′58.27″。
工程区内地势平坦，地面附着物较少，属于国有荒滩地，开发利用条件优越。
对外交通有G30 连霍高速、312 国道，紧邻兰新铁路，交通便利。
甘肃高山新能源有限公司拟定一期及二期光伏并网发电项目总装机规模为49MWp，其中一期装机容量为9MWp，二期装机容量为40MWp。
1.2 建设规模本升压站项目建成后，肩负这附近区域光伏电站电能汇集、升压以及送出功能。
由于光伏电站建设分期进行，为避免投资超前，升压站设备及建筑物的建设也分期进行，现将本期建设规模阐述如下：1、110kV GIS开关站单母线接线，本期建成1个主变压器进线间隔、1个去高台变的架空出线间隔、1个PT避雷器间隔；预留1个110kV出线间隔的位置，用于高山远期50MW光伏项目接入；预留一个110kV出线间隔位置，用于甘肃汇能100MW光伏电站接入；GIS室一次建成。
2、主变压器本期建设49MW光伏电站配套用的1台主变压器及其附属设备，预留远期50MW光伏电站配套用的1台主变压器及其附属设备场地。
3、35kV开光柜本期建设49MW光伏电站配套用的35kV开关柜，预留远期50MW光伏电站配套用的35kV开关柜场地。
4、无功补偿装置根据接入系统要求，本期建设-2~+13Mvar的动态无功补偿装置，预留1套-2~+13Mvar动态无功补偿装置的场地。
5、站用电、照明以及防雷接地系统本期建设对应49MW项目的相应的站用电、照明以及防雷接地系统工程。
30MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站资料
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目110kV升压站工程投运方案编制人员：审核：批准：前言本投运方案是根据图木舒克金太阳30MW并网光伏电站项目新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并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运，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、投运前准备工作五、投运记录的建立与保存六、投运的组织与分工七、投运过程风险分析控制八、投运条件检查九、启动操作纲要十、投产试运行步骤十一、现场安全措施及异常、事故处理预案十二、试运行阶段的管理十三、试运行结束后的运行交接十四、附：老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图附：技术交底签证表一、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新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工，黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理，工程计划2014年12月25日竣工投产。
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目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高压配电设备采用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PT间隔、1个主变间隔。
经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。
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。
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云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目110kV升压站工程投运方案编制人员：审核：批准：前言本投运方案是根据云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新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并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运，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、投运前准备工作五、投运记录的建立与保存六、投运的组织与分工七、投运过程风险分析控制八、投运条件检查九、启动操作纲要十、投产试运行步骤十一、现场安全措施及异常、事故处理预案十二、试运行阶段的管理十三、试运行结束后的运行交接十四、附：老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图附：技术交底签证表一、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新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工，黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理，工程计划2014年12月25日竣工投产。
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目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高压配电设备采用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PT间隔、1个主变间隔。
经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。
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间隔、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，采用SVG形式，额定容量20MVar。
中性点接地方式：110kV采用可以选择不接地或直接接地方式；35kV采用经接地变——小电阻接地方式。
二、投运范围1、一次部分投运范围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、二次部分投运范围上述一次部分相对应的保护、测控及计量系统；升压站远动通信设备；GPS 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、投运特殊方式说明35kV集电线路Ⅰ、Ⅱ回线路暂未建成，本次投运只对362、363间隔进行冲击带电后转冷备用,集电线路侧转检修。
计划投运时间：2014年 11 月 28 日四、投运前准备工作1、检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除。
2、检查所有投运设备双重名称标示牌内容与调度下发的一致，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、检查本次投运新安装的设备应接地部分按要求可靠接地。
5、检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。
6、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行核对，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、所有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，投运结束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，对启动中出现的重大情况作出决定。
启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。
启动调试总指挥：根据启委会的授权，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衔接，向启委会汇报启动工作有关情况。
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新设备启动工作提供所需的系统条件。
启动操作指挥：在启动调试总指挥的指挥下，根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，协助启调试总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。
调试试验指挥：在启动调试总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、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、试验的有关情况。
各调试小组组长：在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、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、试验有关情况。
现场安全监督及事故应急小组：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督及事故和突发事件的应急处理。
现场操作：启动过程中220kV海东站新设备的操作由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，根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加，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，新投一次设备的巡视、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、投运过程风险分析控制1、危险点：带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。
控制措施：（1）新设备投产前由投运负责人及安全负责人对所有投运设备的接地开关、现场接地线进行一次清理检查，确保站内设备处在冷备用状态，所有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、危险点：投产时保护装置误动。
控制措施：投产前现场打印定值清单与正式定值单（盖红章）仔细核对，并根据正式定值单（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、危险点：主变带负荷时差动误动。
控制措施：带负荷前应退出差动保护，待差动保护CT极性测试正确后及时汇报当班调度员，在当值调度员下令后投入差动保护。
4、危险点：CT回路开路控制措施：（1）全站投运前安排专人紧固所有CT回路；（2）全站投运前必须做全站小电流通流试验，仔细检查全站CT变比及保护极性是否正确并详细记录。
5、危险点：PT回路短路控制措施：（1）全站投运前安排专人紧固所有PT回路，检查PT回路绝缘；（2）全站投运前必须做全站电压小母线升压试验，仔细检查全站电压小母线幅值及相序是否正确并详细记录。
八、投运条件检查1、现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足，通讯可靠。
2、带电设备清扫整洁，各设备编号完整，相色标志正确。
3、本次投运的所有电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试完毕。
4、所有PT二次空开在断开位置。
5、所有保护装置已按调度下达的定值设置完毕。
6、新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、35kV1号站用变带电。
十、投产试运行步骤提前与调度核对所有保护定值，并打印定值清单存档，核对所有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拆除,所有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老海线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，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，对线路进行三次冲击。
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段母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，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。