光伏前期开发合作协议

光伏前期开发合作协议协议编号：RSDL-

工程开发合作协议

甲方：

电话：

乙方：

法定住址：

电话：

甲、乙双方本着风险共担、利益共享的原则，经公平充分协商，就乙方【】区域内帮忙甲方进展光伏电站工程（以下简称“工程”）开兴旺成以下协议，以兹共同遵守：

1、

合作原则及模式

1、工程装机容量要求：乙方保证单体工程实际装机容量规模不少于

【】MWp。

2、工程开发条件要求：乙方应当向甲方提交工程评估所需资料，包括但不限于：a.工程所在地的光资源原始数据及评估数据;b.工程地址资料、道路状况、工程拟使用土地权属、性质、地形等根本状况及价格；c.工程电力接入等级、容量、距离等根本状况；d.工程开发所需的其他条件。

乙方确保供应的资料真实性，并依据工程开发工作的状况，按甲方需要，在根底资料外，供应其他已实际获得的相关资料。

3、协议签订后乙方负责当地太阳能电站工程开发工作，负责取得工程开发建立所需的全部手续工作（包括但不限于附件1内容），直至工程并网发电，取得发电许可证

4、乙方以甲方的名义在

省直接开展工程开发工作，乙方开展工作，甲方赐予技术和资料上的支持。

5、合作协议签订后，只针对

省光伏电站工程的开发，未经甲方允许，乙方不行单独开展或与其他第三方在在该地区共同开展与本协议义务全都或相近的义务，否则乙方需担当违约责任，违约金为违约方的违约所得，违约金缺乏以弥补甲方损失的，由乙方赔偿甲方实际损失。

二、双方权利及义务

1、乙方负责工程开发工作期间，甲方应积极协作乙方进展工程备案的各项手续及工程所在地政府机构的各项审查等。

2、乙方负责工程开发工作,主要工作内容包括但不限于：工程取得省级主管部门备案、取得工程建立规划批复、完成工程可研报告（收口版）、电网系统接入方案获得

省电力公司批复、工程并网筹备的工程规划选址意见书、工程用地预审意见、工程用地《土地租赁合同》、工程建立规划用地许可证、建立工程规划许可证、建立工程施工许可证、环境影响评价报告审批意见、水土保持方案、安全预评价报告、工程占用林地审批意见（若工程用地为林地或者宜林地）、用地审批、地质灾难、压覆矿、社会维稳，文物等爱护调查、住建、国土、工程并网发电等审批手续且得到相关部门认可即批复等（详见附件一），其他即便在本协议中未载明，但系相关部门所要求的工程开发建立及并网所必需得手续资料。

3、乙方拟以甲方名义开展某一详细工程开发工作前，应以书面形式向甲方汇报并供应工程相关信息（包括但不限于工程常规手续要求、当地政策要求的赞助费、保证金、限电等全部可能影响甲方是拒绝策投资的相关信息）待甲方审查，经甲方审查同意后，方可以甲方名义开展相关工程开发工作。乙方应对供应的工程信息及资料的真实性负责，如甲方因乙方供应的信息存在虚假、重大遗漏、虚假记载或误导性陈述等缘由对某一详细工程作出错误的决策或工程存在重大缺陷的（如无法到达甲方逾期收益、工程存在巨大风险等），则甲方有权拒绝支付相应效劳费用，同时乙方应返还甲方已支付款项。由此造成甲方损失的，甲方有权要求解除本协议，并要求乙方担当赔偿责任。

4、乙方须最迟在

年

月前完成上述全部工作内容，详细各项工作完成时间须依据甲方工程时间节点要求（见附件）。

5、甲方依据实际装机规模按

元/瓦（含税）支付乙方酬劳,酬劳包括但不限于乙方差旅费、业务费、工程备案资料、申报文件、政府要求的任何形式的费用（甲乙双方另有商定的除外）等办理工程开发工作所需的全部费用。乙方的差旅费用、业务费用等由乙方自行担当；乙方为工程获得取得省级规定的主管部门备案、取得工程建立规划批复、完成工程可研报告（收口版）、电网系统接入批复、工程并网筹备的工程规划选址意见书、工程用地预审意见、工程用地《土地租赁合同》等工程开发建立所需相关审批文件齐备并交付予甲方即工程具备实际开工条件，并供应等额发票后五个工作日内，甲方依据实际装机规模按

元/瓦（含税）支付至乙方商定工作酬劳的30%；乙方取得除上述手续资料外的其他附件中商定的及其他即便在本协议中未载明，但系相关部门所要求的工程开发建立及并网所必需得全部手续资料后，并供应等额发票后五个工作日内，甲方支付乙方商定工作酬劳的30%，工程竣工验收并网发电后，乙方供应等额发票后五个工作日内，甲方支付乙方商定酬劳的30%，剩余10%的酬劳在工程正常并网发电一个月后，且甲方收到乙方供应等额发票后五个工作日支付给乙方。乙方确保按市场规章选择价格低、效劳好的第三方合作，以保证该费用的合理低价。

6、在工程前期进展到肯定阶段，依据工程开发需要，甲方需在工程所在地成立工程公司。乙方负责与政府、电力公司等部门沟通、运作，确保工程公司取得工程开发的全部审批文件、按时完成工程开发的全部工作内容。

7、乙方负责落实工程的电力消纳问题，确保当地省级电力公司在与工程公司签署的购售电合同中明确全额收购工程的上网电量。当地省级电力公司在与工程公司在购售电合同中未明确全额收购工程的上网电量时，由此对甲方所造成的损失，甲方有权要求乙方进展赔偿的权力。

8、若乙方未按本协议商定的内容履行或明显不能根据本协议商定内容履行时，甲方有权解除、变更本协议，并有权要求乙方赔偿损失。

9、若甲方未能根据本协议商定的内容履行或明显不能根据本协议商定内容履行时，乙方有权解除、变更本协议，并有权要求甲方赔偿损失。

10、因工程手续问题、政策变更或其他重大情势变更等不行归责于甲方，导致甲方投资开发工程的根本目的无法实现或使甲方投资开发工程产生巨大风险的，甲方有权单方解除本协议，甲乙双方互不担当违约责任，各自损失各自担当，同时乙方应马上归还甲方已支付的款项。

11、双方合作期限为

年，期满后如需续签，双方应重新签订合作协议。

三、保密条款

在本工程合作过程中，双方相互供应的材料、数据、文件、信息等，未经对方许可不得擅自以直接或间接的方式作为商业或非商业用途供应或知悉给任何其他第三方或公开披露。若有违反者，给对方造成损失的，应赔偿其因此所造成的损失。

四、约束力

1、本协议具有法律约束力，旨在约束双方共同合作、确保本工程顺当推动。双方在本协议中的承诺及合作模式均作为双方各自的合同义务具有法律约束力，一方因违反承诺给另一方造成损失的应予以赔偿。

2、双方应按本协议的商定履行各自的责任及义务，不行抗力的状况除外。

3、甲、乙双方供应的资料、文件、数据等相关全部信息均须确保其真实精确性，若隐瞒以上信息的，隐瞒方应赔偿因此给另一方造成的全部损失，且承诺因此产生的纠纷等与另一方无关。

五、不行抗力

1、“不行抗力”是指不能预见、不能避开且不能克制的客观状况，包括但不限于台风、洪水、地震、火灾、爆炸、战斗、叛乱、*、政策变更等。

2、假如任何一方由于不行抗力大事而被阻碍履行其在本协议项下的任何义务，则应延长履约期限以涵盖受不行抗力影响的时间。

3、如因不行抗力因素导致本协议不能履行时，协议将自行终止，双方担当各自损失。

六、纠纷解决

如遇纠纷，双方友好协商；通过友好协商方式不能解决的，任何一方均可向甲方所在地人民法院提起诉讼。

七、其他

1、本协议未尽事宜，由双方另行协商并签订补充协议。

2、本协议一式贰份，双方各执壹份，自双方签字并盖章之日起生效。

3、本协议取代双方之前就本工程所达成、签署的（如有）一切协议、合同、意向书、备忘录、承诺、函件。

4、甲乙双方若尽最大努力促成并履行本协议，但最终因工程的详细或细节事宜不能达成全都意见或不行抗力、不行预见的其他事宜导致本协议不能履行的，本协议自动终止，双方互不担当法律责任。

（以下无正文）

甲方：

授权代表签字：

日期：

乙方：

（盖章）

授权代表签字：

日期：

签订地点：

10

/

10

附件1

分类

序号

文件名称

主管单位/

制作单位

办理

主体

办理时间

费用

担当

备注

（适用/不适用）

备案相关

1

具有资质第三方出具的可研报告（收口版)

第三方

乙方

乙方

可研报告评审意见

省发改委

乙方

乙方

省发改局前期工作复函（小路条）

省发改委

乙方

乙方

发改委备案（或核准）批复

县发改委

乙方

乙方

5

省发改委建立规划批复

省发改委

乙方

乙方

6

地市级环境局环评报告批复（环评）

地级市环保局

乙方

乙方

7

县/市文物局无文物遗存的意见函

县/市文物局

乙方

乙方

8

县、市、省国土部门矿产压覆审查意见

地级市国土厅

乙方

乙方

9

省水利厅水土保持方案的批复

地市级水利厅

乙方

乙方

10

地质灾难危急性评估报告备案登记表

地市级国土厅

乙方

乙方

11

农业工程备案手续

县农业局

乙方

乙方

12

农业工程建立方案批复文件

（该方案应当经甲方书面同意）

县/市级人民政府、国土部门和农业部门

乙方

乙方

13

林地调规手续

省林业厅

乙方

乙方

14

新增土地的租赁协议及保证新增用地合法性的相关手续

乙方

乙方

15

关于指标的四方协议

乙方

乙方

16

安全预评价报告

省安监局

乙方

乙方

17

节能登记表

县发改委

乙方

乙方

18

维稳批复

县维稳办

乙方

乙方

开工手续

1

工程选址批复

省建立厅

乙方

乙方

工程选址意见书

县建立局

乙方

乙方

工程选址技术审查意见表（专家会签)

省建立厅

乙方

乙方

工程用地预审意见

县国土局

乙方

乙方

5

国有土地使用证

县国土局

乙方

乙方

6

建立用地规划许可证

县规划局

乙方

乙方

7

建立工程规划许可证

县规划局

乙方

乙方

8

建筑工程施工许可证

县建立局

乙方

乙方

9

土地租赁协议（附村民会议文件及乡/镇政府鉴证）

村/乡/镇政府

乙方

乙方

10

消防范案

直属消防对

乙方

乙方

电力接入

1

电力系统接入评审意见

地级市供电公司

乙方

乙方

准许工程接入的函

省电力公司

乙方

乙方

并网发电

1

电力业务许可证

区域电监办

乙方

乙方

省发改委上网电价核准批复

省发改委

乙方

乙方

并网安全性评价

区域电监办

乙方

光伏电站并网调度协议（地调）

地级市供电局

乙方

乙方

5

光伏电站并网调度协议（省调）

省电力公司

乙方

乙方

6

购售电合同

省电力公司

乙方

乙方

7

光伏发电首次及土建质量监视检查报告

电力质检站

乙方

乙方

8

光伏发电并网启动试用前质量监视检查报告

电力质检站

乙方

乙方

其他

1、发改委、电力公司或其他相关部门要求的工程并网发电必需办理的其他相关资料，甲方会发函给乙方办理，乙方不得违反，费用由乙方担当。

2、以上所述费用均包括办理相关文件的过程文件发生的费用。

3、上述手续涉及合同的签约主体均为目标公司，上述手续涉及的申请材料主体和各部门下发批复指向主体均为目标公司。

4、实际办理的文件或证件名称与清单中不全都的，以满意并网验收、电力业务许可证等关键点的实际要求为准。

篇2：MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案(110kV升压站)

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：

审

核：

批

准：

前

言

本投运方案是依据云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站工程新建工程实际状况为编制原则，为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站工程新建工程的安全、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

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立、由中国能建广东省电力设计讨论院总承包及设计，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，工程规划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高压配电设备采纳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，采纳SVG形式，额定容量20MVar。

中性点接地方式：110kV采纳可以选择不接地或直接接地方式；35kV采纳经接地变——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爱护、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、投运特别方式说明

35kV集电线路Ⅰ、Ⅱ回线路暂未建成，本次投运只对362、363间隔进展冲击带电后转冷备用,集电线路侧转检修。

4、新设备主要型号和技术参数

序号

名称

型号

生产厂家

1

110kV

1号主变

SFZ11-100000/110

GYW

天威云南变压器股份有限公司

126kV

SF6气体绝缘金属封闭开关设（GIS）

ZF28A-72.5/126/145

上海思源高压开关有限公司

35kV动态无功补偿装置（SVG）

QNSVG-20/35

思源清能电气电子有限公司

35kV开关柜

KGN12A-40.5Q

云南云开电气股份有限公司

5

35kV

站用接地变压器

DKSC-1250-315/0.4

保定天威恒通电气有限公司

6

主变测控柜

NSR685RF-D

国电南瑞继保

7

主变爱护柜

NSR691RF-D

国电南瑞继保

8

110kV母线爱护

NSR-870ADA

国电南瑞继保

9

35kV母线爱护

NSR-870ADA

国电南瑞继保

10

线路测控

NSR685RF-DA

国电南瑞继保

11

线路爱护

CSC-163AN

北京四方

公用测控

NSC321-S

国电南瑞继保

三、

投运启动时间安排

规划投运时间：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、检查本次投运新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。

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、检查全部爱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

启动调试总指挥

现场安全监视及事故应急小组

调试试验指挥

启动操作指挥

值班调度员

启动操作、监护人员

各调试小组组长

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，对启动中消失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新设备启开工作供应所需的系统条件。

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，公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状况，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，依据启动方案和有关操作规定拟定详细操作票，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、建立单位人员、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，新投一次设备的巡察、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）新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、五防和集控站所示全都。

2、危急点：投产时爱护装置误动。

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，做好投运爱护连接片投退记录。

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爱护，待差动爱护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爱护。

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变比及爱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、爱护、测量装置安装调试完毕。

4、全部PT二次空开在断开位置。

5、全部爱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、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爱护定值，并打印定值清单存档，核对全部爱护装置已按爱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老海线线路爱护按要求正常投入。

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，爱护按要求正确投入，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断路器充电爱护。

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断路器充电爱护。

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老海线爱护正确投入。

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、l626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110kV

I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110kV

I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、检查各二次爱护及自动扮装置110kV

I段母线PT二次电压正常。

2.16、退出110kV老海线182断路器充电爱护。

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号主变爱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，30117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1010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号主变及相关爱护自动装置无特别，10分钟后，断开110kV

1号主变110kV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号主变进展其次次冲击带电。

3.11、检查110kV

1号主变及相关爱护自动装置无特别，5分钟后，断开110kV

1号主变110kV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号主变及相关爱护自动装置无特别，5分钟后，断开110kV

1号主变110kV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号主变及相关爱护自动装置无特别，5分钟后，断开110kV

1号主变110kV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：

冲击次数

冲击时间

间隔时间

电

流

A相（A）

B相（A）

C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依据调度命令操作。

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）。

4.6、检查35kV

I段母线及相关爱护自动装置无特别，断开110kV

1号主变35kV侧301断路器。

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段母线及相关爱护自动装置无特别，断开110kV1号主变35kV侧301断路器。

4.9、合上35kV

I段母线PT

3901隔离开关。

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、检查各二次爱护及自动扮装置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相关爱护、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高压电缆及相关爱护无特别后，断开35kV

1号SVG

364断路器。

5.7、5分钟后合上35kV

1号SVG

364断路器对35kV

1号SVG高压电缆进展其次次冲击带电。

5.8、检查35kV

1号SVG高压电缆及相关爱护无特别后，断开35kV

1号SVG

364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母差爱护。（海东变执行）

5.15、退出20kV海东变侧110kV老海线差动爱护。（海东变执行）

5.16、退出老鹰岩光伏电站侧110kV老海线差动爱护。

5.17、退出老鹰岩光伏电站110kV母差爱护。

5.18、退出老鹰岩光伏电站110kV

1号主变差动爱护。

5.19、退出老鹰岩光伏电站35kV母差爱护。

5.20、合上35kV

1号SVG

364断路器对35kV

1号SVG整套SVG无功补偿系统进展冲击带电。

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断路器接入母差爱护的CT极性正确。（海东变执行）

5.24、检测220kV海东变110kV老海线差动爱护CT极性和后备爱护方向正确。（海东变执行）

5.25、检测老鹰岩光伏电站110kV老海线差动爱护CT极性和后备爱护方向正确。

5.26、检测老110kV老海线162断路器接入母差爱护的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爱护CT极性及后备爱护方向正确。

5.28、检测110kV主变低压侧301断路器接入主变差动爱护CT极性及后备爱护方向正确。

5.29、检测35kV

I段母线差动爱护各CT极性正确。

5.30、投入老鹰岩光伏电站35kV母差爱护。

5.31、投入老鹰岩光伏电站110kV

1号主变差动爱护。

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爱护改投信号24小时后。

5.33、投入老鹰岩光伏电站110kV母差爱护。

5.34、投入老鹰岩光伏电站侧110kV老海线差动爱护。

5.35、投入20kV海东变侧110kV老海线差动爱护。（海东变执行）

5.36、投入220kV海东变110kV母差爱护。（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）

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（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断路器间隔相关爱护、自动装置正确投入。

6.5、检查35kV集电II回线363断路器间隔相关爱护、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断路器间隔及相关爱护、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断路器间隔及相关爱护、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，现场安全措施撤除，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35kV

1号站用变及其间隔相关爱护、自动装置正确投入。

7.4、合上35kV

1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号站用变及相关爱护、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号站用变及相关爱护、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号站用变及相关爱护、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30MW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爱护改投跳闸。

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、根据国家有关规定,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，若二次回路无问题，则检查断路器机构，必要时通知厂家处理。

7、带电过程中如发觉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、投产试运期间新设备定值变动、各类问题的处理、投切爱护压板、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、检查工作仔细负责，一丝不苟。检查应实事求是，发觉问题（无论大小）马上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、爱护投切应严格根据调度命令投切。

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

技术交底记录表

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

交底日期

交底提纲：

参与交底人员(签名)：

记录人

记录时间

篇3：高密市海杰木业屋顶分布式光伏发电工程方案

山东高密光伏发电工程方案

2023年一月

目

录

1.工程概况1

2.初步设计2

2.1

设计条件2

2.2

光伏系统构造

400Vac

输出范围

45~55Hz/55~65Hz;

310~480Vac

电流总谐波失真

98.1%

MPPT效率

99.90%

爱护

剩余电流爱护

集成

孤岛爱护

集成

直流开关

集成(可选)

输出过流爱护

集成

绝缘阻抗侦测

集成

证书与标准

并网标准

NB/T

32023

安规

NB/T

32023

电磁兼容

NB/T

32023

常规参数

尺寸（宽×高×厚）

516*650*203mm

重量