加气站试运行方案

加气站试运行方案（共10篇）

加气站试运行方案 篇1

加气站试运行

编制：

审核：

审批：

二〇〇七年九月十二日

目录

一、加气站概述

二、投产领导小组

三、试运行安全方案

四、试运行前的准备工作

五、试运行

试运行安全预案

（1）参加投产人员及投产现场其他工作人员严禁带火种入场，一律按规定穿戴统一的劳动保护工装上岗，胸前佩带进站许可证。

（2）投产现场不得进行动火作业，特殊情况必须动火须经安全主管部门办理有关手续后方可进行。

（3）现场严禁堆放易燃易爆物品，并清除全部施工遗留物、垃圾、油污，做到工完、料净、场地清。

（4）各类车辆必须在指定地点停放，不得进入投产现场。（5）投产期间采访人员严禁使用闪光灯、新闻灯，与投产无关人员谢绝入场。

（6）防静电、防雷击、接地装臵进行100%检查测试，符合要求。（7）按照设计要求配备足够有效的防火、防爆灭火器材并按规定就位，消防冷却系统运行可靠。参加投产人员能熟练使用消防器材和消防设施，懂得安全知识。（8）所有操作器械必须防爆。

（9）对所有动、静密封点进行检查，投产区域不漏油、不漏水、不漏气。

（10）操作人员经严格考核后持证上岗。

（11）由安全人员巡回检查，投产工作人员持通行证，操作人员戴上岗证进入投产现场，其他闲杂人员不得进入生产区大门。

以上安全措施由安全主管部门组织实施并监督执行。

四、试运行前的准备工作

（1）操作、维护人员的配备和技术培训

由业主方、设备厂家的技术人员对即将上岗的操作人员和维护人员进行设备、工艺、电气、仪表、安全等方面的理论知识与实际操作技能的上岗前系统培训，使其熟悉工艺流程和运行参数，能单独顶岗、能独立处理设备及整个系统运行过程中出现的问题。所有上岗人员必须经过考试合格后方可上岗。（2）工具、用具及消防灭火器材的准备与就位

投产过程中使用的工用具必须防爆，消防灭火器材必须按照设计要求的数量和规格进行配备，并放臵到规定地点。（3）压力表、温度表及安全阀的调校

站内所有压力表、温度表及安全阀必须一个不漏地到有调校资质的相关部门进行重新检验和调校。不合格者一律不能投入使用。

（4）可燃气体报警仪的调试

由安全主管部门派技术人员到现场对可燃气体报警装臵逐点进行测试和调校，直至合格。（5）调压阀的调整

由厂家技术人员完成。（6）设备工艺管线电器仪表的检查

由设计单位、施工单位、业主三方对安全完工后的设备和工艺管线进行认真的联合检查，错误及时整改。检查所有阀门、电气仪表是否处于良好的工作状态。

（7）工艺管线焊缝检查、吹扫、试压及严密性实验

1）现场设备、管道焊缝外观质量的检查由质检主管部门按照国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（GB50236-98）表11.3.2的质量等级负责执行。焊缝经检验发现的缺陷超出设计文件和国标（GB50236）的有关规定时，必须进行返修或换管重新焊接。返修复检应按GB50236的有关规定执行。经检验的焊缝应在竣工图上标明位臵、编号和焊工代号，并填写存档资料。

2）压力实验按单体设备、管道系统分段进行，在制造厂内业已完成的吹扫和压力实验并附有资质部门检验报告的压缩机、泵、加气机、储气罐的有关容器设备，现场不再进行吹扫和压力实验，在进行吹扫和压力实验时，用盲板或采取其他措施将其隔开。设备强度实验压力取1.25倍于设计压力，管道强度实验压力取1.5倍于设计压力。实验介质采用洁净水。强度实验时，环境温度应高于5℃，低于5℃时应采取防冻措施。强度实验时，设备和管道上的安全阀、调压器、液位计等仪表元件应拆下或采取有效的隔离措施。强度实验注水时，应排净实验设备和管道内的空气。强度实验应按几个压力段分步骤进行：压力升至实验压力的50%时，保持15min并进行检查，确认无渗漏、无异常情况后方可继续升压；压力升至实验压力的90%时，保持15min并进行检查，确认无渗漏、无异常情况后方可继续升压；压力升至实验压力后，保持30min，然后将压力降至设计压力并进行检查，确认无渗漏、无异常情况后为合格。严密性实验压力为设计压力，实验介质为干净和洁净的压缩空气或氮气。严密性实验时安全阀、调压器、液位计等仪表元件应安装复位。严密性实验也应按几个压力段分步骤进行：压力升至0.2MPa后，保持10min并进行检查，确认无渗漏、无异常情况后方可继续升压；压力升至实验压力的50%时，保持10min并进行检查，确认无渗漏、无异常情况后方可继续升压；以后按实验压力的10%逐级升压，应每级稳压5min，直至实验压力；停压时间应根据查漏情况而定，以发泡剂检验不渗漏为合格。严密性实验应重点检验阀门填料函、法兰或螺纹连接处、放空阀、排污阀、软管连接等处。在压力实验过程中发现泄漏时不得带压处理，清除缺陷后应重新进行实验，压力实验合格后卸压应缓慢进行。压力实验过程中做好记录。

3)吹扫（吹洗）也应按单体设备、管道系统分段进行。吹扫前将孔板、喷嘴、滤网、安全阀、调压阀、回流阀、止回阀芯、仪表等拆除，吹扫结束后复位。不需进行吹洗的设备应与吹洗系统隔开，确保无脏物进入。吹洗的顺序按主管、支管、输排管依次进行，吹扫时管道吹出的脏物严禁进入设备，设备吹出的脏物也不得进入管道。选用洁净水冲洗时，其流速不得低于1.5m/s，水冲洗应连续进行，以排水口的水色和透明度和入水口目测相一致为合格。设备和管道最后用清洁空气吹扫干净，空气吹扫压力不得超过设计压力，压缩天然气系统的吹扫压力0.6MPa即可。空气吹扫时，在排气口用白布或涂白漆的靶板检查，若连续10min检查其上无铁锈、尘土、水分或其他脏物时为合格。20min后再次重新吹扫检查一次。吹洗钢管时，在不损伤设备和管道的条件下用铁锤敲打管底、焊缝、死角处以彻底清除污物。设备和管道吹洗合格后，不许在进行影响设备和管道内清洁的其他作业。吹扫过程中做好记录。

（8）天然气深度脱水装臵的严密性实验、分子筛的装填、再生系统的调试

由于设备长途运输中的颠簸引起的设备、管线法兰连接、螺纹连接、卡套连接以及焊口等处的松动，极易导致泄漏，尤其是脱水装臵吸附高压管线的连接处和焊口处，所以天然气深度脱水装臵虽然已经经过了出厂前的压力实验，到了使用现场安装完毕后投运前必须要进行压力实验。实验过程中注意要参照装臵正常运行时的实际行情进行操作，即一塔吸附、另一塔同时再生并交替运行，合格后方可进行吸附塔分子筛填料的装填，并做好相关记录。之后可引入天然气对装臵进行再次调试，达到装臵设计的技术条件为合格。（9）运输设备单机试运

1）空气压缩机与气动系统的试运 对于天然气压缩机、售气机、天然气深度脱水装臵自动化程度较高的加气站，天然气压缩机自动启停过程中进排气阀以及卸载阀的打开与关闭、售气机售气主阀的打开与关闭、天然气深度脱水装臵状态（吸附与再生）自动切换过程中主阀的打开与关闭，本系统中都用压缩空气做动力。空气压缩机与气动系统的试运按设备操作说明进行，空气压缩机能按照设定的压力参数自动启停和正常运转、压缩空气能达到特定地区（尤其是北方地区）对水露点的设计要求即可。

2）循环水泵与循环水冷却系统的试运 有水冷设备的加气站要用到循环水。其试运按设备操作说明进行，循环水泵能连续稳定运转、循环水能达到设计的压力与流量要求即可。

3）天然气压缩机 天然气压缩机是加气站的核心和关键设备，其试运分空负荷试运和负荷试运两个阶段进行：

①空负荷试运 通过空负荷试运检查主机的制造及装配是否合理和完善，检查能否保证运行安全可靠，为负荷试运做好准备。空负荷试运前应做好以下准备工作：

（a）试车前应将主机和润滑系统、冷却系统、电气控制系统等按照规定安装好；

（b）试车时应拆下机组所有的吸排气阀；

（c）主机曲轴箱内加够符合机组设计要求的润滑油，并在机身滑道、连杆轴瓦等运动部位处喷注足够润滑油（配预润滑系统的设备应启动预润滑系统进行预润滑）；

（d）因设备经过长途运输和吊装，主机和主电机之间的联轴器的同轴度和平行度需要重新检查调整；

（e）检查各零部件的装配是否到位，联结是否牢固；（f）检查油路、水路是否清洁畅通；（g）盘车两圈以上，检查有无卡阻现象；

（h）单独启动气缸注油器系统，检查和调整每一个注油单泵的工作情况，确保各级气缸和填料部位能得到充分的润滑；（i）通入冷却水，检查调节水流量和压力；

（j）以上准备工作做好以后，即可拆开主机和主电机之间的联轴器连接螺栓，点动主电机，检查主电机的运转方向及运转电流是否正常，有无异常响声；

（k）再将联轴器连接螺栓装复，启动主机，在运转中和停车后做如下检查：运动机构润滑油压力在设备使用说明书规定的范围内，否则检查调整；注油器注油是否正常；运动机构在运动中有无异常响声；主轴承、连杆瓦、活塞杆、滑道等摩擦部位的温度是否正常（用测温仪检测不高于70℃）；压缩机的振动情况及噪声是否在规定范围内。如以上过程均无异常，即可进行空负荷连续试车。5~8h空负荷连续试车过程中及停车后必须进行除以上试车内容之外的检查工作：定时检查油温不高于70℃及摩擦部位的温升（用测温仪检测不高于70℃），如温升不正常，应停车检查，待故障排除后再重新试车。

②负荷试运 为验证设备的整机性能和可靠性，压缩机必须进行负荷试运。负荷试运又分空气负荷试运和天然气负荷试运。空气负荷试运前先将主机和各级冷却器、油水分离器、润滑系统、冷却系统、控制系统等按设备设计要求安装联接好，启动压缩机，对气路系统从一级开始逐级进行吹扫（吹扫压力为0.1~0.3MPa，首先拆下一级与二级之间的连接管道，在一级吹除处用白布检查脏物情况，吹扫时间不限，吹净为止，照此完成其余各级的吹扫）。启机，在运转中和停车后做如下检查：运动机构润滑油压在设备使用说明书规定的范围内，否则检查调整；注油器注油是否正常；运动机构在运动中有无异常响声；主轴承、连杆瓦、活塞杆、滑道等摩擦部位的油升是否正常；压缩机的振动情况及噪声是否在规定的范围内，如以上过程均无异常，可缓慢升压至5 MPa，运转30min，再缓慢升压至10 MPa，运转30min，最后缓慢升压至15 MPa，并在该压力下连续运转2h。运转过程中要密切注意运行情况，如有异常情况应停车卸压检查。空气负荷试运行合格后转入天然气负荷试运之前，先要进行气路系统的臵换；气路系统的臵换可采用抽真空法、充氮法和直接臵换法，但务必确保气路系统内含氧量在安全范围内。之后即可进行天然气负荷试运；（在此之前必须完成进站调压阀或天然气压缩机入口调压阀的调试，其方法是先开启调压阀前的控制阀门，慢慢开启调压阀后管路上的吹扫放空阀门，同时调节调压阀的调节螺栓直至获得满足设计要求的阀后压力）启机待运转正常后，缓慢开启进气阀，待末级排气压力升压至10MPa，运转30min ；待末级排气压力升压至15、20MPa时，分别运转30min;待末级排气压力升压至25 MPa时，进行4h连续负荷运转。停车注意事项：缓慢关闭进气阀，缓慢卸载后方可停机；停机后应按由高压级到低压级的顺序依次缓慢打开各级排污阀卸载排污；关闭循环冷却水。并检查主轴承、连杆轴承、活塞杆、滑道等摩擦部位的磨损情况，测量机身油温及摩擦部位的温升。（10）工艺管线臵换

臵换的目的就是使臵换后系统中的气体含氧量小于0.5%（体积比）以防爆炸或火灾事故的发生，确保投产安全顺利进行。参加臵换的人员必须穿戴防静电劳动保护用品，使用防爆工具。可用氮气也可直接用进站天然气对工艺管线及设备分段、分设备进行臵换（臵换天然气压力控制不超过0.05MPa），直至从各段、各设备的最高点取样分析天然气中含氧量小于0.5%（体积比）。（11）报表、运行记录的准备

准备好投产中和投产后所需的各类生产报表、设备运行记录本等资料。

五、试运行

（1）启动站用电气系统，检查电网电压应在规定范围内；（2）启动空气压缩机（如果用气动控制仪表），开启空气储罐通往各用风现场的控制阀门，检查空气压力是否满足使用要求；（3）启动循环水泵与循环水冷却系统（当为水冷式时），开启通往各用水现场的控制阀门，检查冷却水压力是否满足使用要求；（4）开启天然气进站总阀到天然气深度脱水装臵、天然气压缩机、优先/顺序控制盘、储气瓶组的正常生产工艺阀门，按《天然气压缩机操作规程》启动天然气压缩机、负载、正常运行，直至储气瓶组的储气压力达到规定值时停机。在设备运行过程中要按照设备操作规程进行巡回检查和操作，并做好有关记录。

加气站试运行方案 篇2

由我公司承建的乌兰浩特好森街油气站CNG加气部分, 含22.5m3瓶组拖车2台, 12m3储气瓶组及3台加气机 (1台预留) 、卸气柱1台, 日加气能力150000Nm3。目前设备安装就位;CNG管线安装、强度与气密性测试、吹扫完成;配套的电仪、土建、防腐、保温等安装完毕;可燃探头安装完毕;接地、防雷防静电测试合格;操作规程培训完毕;调试气源、加气车辆已落实。已具备整体调试条件。

2 调试目的

(1) 检验压缩机、加气机的可操作性、稳定性、可靠性。

(2) 检验气路、油路、放空系统的严密性、安全性。

(3) 检查自控系统的稳定性。

(4) 检验各系统的联动性。

(5) 检验压缩机与子站拖车、储气瓶组、加气机的联动运转性能。

(6) 检验系统的整体性能。

(7) 检验管理系统与加气数据的配合程度。

(8) 检验整套设备的各项指标。

3 前期准备工作

(1) 操作人员和技术培训。

(2) 工具、消防器材的准备。

(3) 压力表、安全阀的检验。

(4) 设备、工艺管线、电气仪表的检验

(5) 置换介质的准备

4 调试前检查

4.1 系统上电前检查

设备检查、工艺管线连接、各设备连接检查、电气检查、消防器材检查、调试现场安全警戒。

4.2 系统上电检查。

(1) 检查可燃气体报警系统投入正常。

(2) 检查空压机、空压管线等空压系统正常运行。

(3) 给排水系统是否运行正常。

(4) 控制系统参数设置检查。

4.3 工艺管线及设备的置换

(1) 控制系统通电, 开启仪表风压缩机。

(2) 用氮气置换压缩机、工艺管线及储气瓶组内的空气, 直到含氧量达标。

(3) 将拖车与子站卸气软管等连接。

(4) 打开拖车上的总气阀。

(5) 打开拖车上的一号气瓶的气相阀门。

(6) 打开撬体上的气相阀门。

(7) 打开撬体系统总出口阀, 置换工艺管道的氮气, 从加气机的排污阀处排气, 直到天然气含量达标。

5 调试程序

5.1 开启仪表风压缩机, 保证仪表风压力在适合范围

5.2 压缩机单机调试

(1) 压缩机起动前应符合:

检查各部位锁紧螺母、连杆、轴承盖、高压管道等紧固件。检查并调整气缸撑杆, 曲轴与轴承大端盖间间隙, 符合说明书要求。

润滑系统经试运转应符合要求, 供油应正常。

进、排气管路应清洁和畅通。

各级安全阀经校验、整定, 其动作应灵敏、可靠。

盘车3~5转, 应灵活无阻滞现象。

(2) 压缩机空负荷试运转应符合:

检查盘车装置, 处于压缩机启动所要求的位置。

点动压缩机, 启动运转30min。

运转中油压、油温和各摩擦部位的温度应符合文件的规定。

运转中各运动部件应无异常声响, 各紧固件应无松动。

(3) 储气瓶组拖车到位, 将卸气柱卸气软管连接, 连接好静电接地线。

(4) 打开卸气柱进气阀, 将卸气柱内天然气排放确保无压力状况下, 进行消漏处理;

(5) 打开卸气柱出口球阀, 通过压缩机过滤器排污阀门将管线、设备内天然气全部排放, 确保在无压力状态下对所有漏点进行消除;

(6) 将进气管线、压缩机漏点消除后, 关闭所有打开的排污阀, 将卸气柱出口球阀打开, 天然气进入压缩机。分别打开压缩机一、二级阀盖将气阀取出, 通过压缩机入口处手动球阀控制天然气, 对工艺管线进行吹扫, 确保焊渣、异物被带出;

(7) 压缩机检漏、吹扫一切都正常后, 压缩机控制放于手动状态, 打开排污阀利用压缩机内部工艺流程进行启动压缩机。缓慢提高压缩机压力, 在各项数据正常状态下压缩机运行两小时, 初步判定压缩机单机运行成功。

5.3 储气瓶组投用

(1) 打开压缩机组内直充管线截止阀, 使天然气可充入到中压储气瓶组内, 利用撬内天然气压力将中压储气瓶组内氮气排出, 当氮气较少时可关闭阀门, 关闭撬内直充截止阀, 关闭排污阀, 中压储气瓶组排气完成;

(3) 关闭中压瓶组进气阀门, 压缩机启动, 天然气经过压缩机增压后充入高压储气瓶组, 将氮气排出;当氮气较少时可关闭阀门, 停止压缩机, 关闭排污阀, 高压瓶组排气完成;

(4) 高、中压储气瓶组排气工作完成后, 关闭直充回路截止阀, 打开中、高压瓶组进口阀门, 启动压缩机对储气瓶组进行充气, 达到严密性试验压力后, 停止压缩机, 关闭瓶组入口阀, 记录压力, 停止时间, 保压24小时, 观察压力变化情况, 如压力变化在允许范围, 严密性试验合格, 储气瓶组可以投入使用。

5.4 加气机及相连接工艺管线投用

(1) 检查加气机供电、数据采集、管理系统调试是否正常;

(2) 打开预留X03位加气机低、中、高压阀门, 打开压缩机撬直充截止阀、中压储气井出口阀、高压储气井出口阀, 对加气机入口前所有工艺管线进行吹扫, 排出管线内的水汽、异物, 确保进入加气机气体干净;

(3) 工艺管线排空后, 关闭X03位加气机阀门。打开1#、2#加气机的进口阀, 分别对1#、2#加气机内管线、设备接口进行检漏检查, 关闭加气机进气阀, 打开排气阀将加气机内天然气排空, 无压状态下对加气机进行消漏处理, 处理完后通入天然气检查, 确认无漏点后加气机可正常使用;

5.5 系统联调

(1) 检查各设备、工艺阀门、设备设定参数是否正常;

(2) 加气车辆、加气人员到位, 按正常操作程序进行操作, 各设备厂家自己相关设备运行状况, 当储气瓶组压力降至设定压力时压缩机自动起机给加气机供气, 同时给储气瓶组充气, 储气瓶组压力达到高限值时压缩机自动停机;反复多次进行加气测试;

(3) 加气人员做好每次加气记录, 观察加气管理系统运行状况是否与记录吻合。

(4) 在系统运行后, 进行设备72小时运转, 试验设备可靠性。

5.6 紧急切断系统调试

在所有设备正常运行的情况下, 按下紧急停车按钮, 压缩机停车、气动紧急切断阀关闭。调试合格后, 确保紧急停车按钮复位。

5.7 调试结束

在安全顺利完成设备单机调试, 系统联调, 各设备运行状况良好, 各项参数达到设计值后确认调试结束, 进一步做以下事项:

(1) 搜集、整理各项调试数据、记录;

(2) 参与调试相关人员填写调试报告;

加气站试运行方案 篇3

摘要：随着我国墙体材料改革工作的不断深化，作为新型墙体材料的加气混凝土材料，它具有质轻、隔热、保温、防火、吸声、可锯、可刨等多重特性，同时符合国家的环保政策和可持续发展战略，正被越来越多的人所接受，尤其是作为填充墙砌筑材料应用广泛。

关键词：加气混凝土墙面抹灰层空裂；开裂原因；解决方案

随着我国经济的不断发展，墙体材料改革不断加深，新型墙体材料加气混凝土逐渐的进入了建筑领域。不过加气混凝土墙面上抹灰在进行施工时通常存在着裂缝、空鼓或者是脱落的现象，不利于我国建筑行业的发展。为了使得加气混凝土健康、快速的发展，在生产环节就需要把握质量，完善施工工艺。完善和提高加气混凝土的应用技术，促进加气混凝土建筑的健康发展。

一、加气混凝土墙面抹灰层空裂原因分析

1.抹灰砂浆自身收缩引起开裂

抹灰砂浆收缩主要包括化学收缩、干燥收缩、温度收缩及塑性收缩。这些收缩将在抹灰砂浆中产生拉应力，当拉应力超过抹灰砂浆的抗拉强度时就会出现裂缝。

2.抹灰砂浆的保水性不能满足加气混凝土的吸水要求引起开裂施工中要求砂浆中各组成部分不分离而产生折水和泌水，否则会使砂浆与砌体基层之间粘结不牢，并且由于失水而影响砂浆正常凝结和硬化，降低砂浆强度。加气混凝土是高分散多孔结构，气孔大多不连贯，只有少部分是毛细孔，吸水多但吸水导温缓慢。因此，当新抹灰砂浆上墙后，如果保水性不好，水分散发太快，造成砂浆强度不高，粘结力下降以及收缩太快，尤其是砂浆与加气混凝土粘结面，当砂浆层的强度不能抵抗收缩拉力时开裂。同样，由于这时砂浆层与加气混凝土墙面的粘结力还未达到足以抵抗由于收缩而造成的砂浆层在加气混凝土墙面上的滑动，因而发生空鼓。

3.抹灰砂浆和加气混凝土的强度相差较大引起开裂

加气混凝土的抗压强度一般在5MPa 左右，抗折强度0.5MPa 左右，弹性模量2.3×103MPa左右，是一种弹塑性材料，适应变形的能力较强，所以当加气混凝土与普通抹灰砂浆受温度、湿度影响时会引起变形不协调，导致抹灰层空鼓、掉皮和开裂。同时，在相同荷载作用下，加气混凝土的变形量较大，而抹灰砂浆的变形量較小，也会在应力集中处产生空鼓和裂纹。

4.设计因素及加气混凝土本身质量因素的影响。加气混凝土本身的质量存在问题，引起砌体墙本身裂缝，导致抹灰砂浆空裂。

5.加气混凝土砌块本身质量因素的影响。加气混凝土切割表面呈鱼鳞状，砌体表面受损气孔及切割过程中残渣余屑的存在，对砌体及抹灰层会起隔离作用，影响砌体与砂浆的粘结力，使墙体易出现墙皮空鼓、开裂和脱落等。

二、加气混凝土墙面抹灰层空裂的解决方法

严格把好墙体砌筑质量，杜绝因墙身的质量差而引起的粉刷层空裂

1.严把材料进场关。砂的粒径、模数、含泥量符合要求，选择合格的加气混凝土砌块。砌块进场时不仅检查加气混凝土砌块的外观尺寸，还要检查合格证，并随机取样送检，检查其它性能，合格后方可进入施工区域。

2.墙体施工时，严格按有关施工图集，操作规程施工，严格控制砌块含水率，严格计量控制砂浆配合比、稠度，砌筑砂浆饱满度满足要求。砌体完成后严禁撬动、碰撞，避免发生墙身位移裂缝。

3.其它工种预埋预留要及时，严禁在墙上开挖线槽，施工洞填补方法要适当，加强薄弱环节和两种不同材料的界面及接缝处的构造措施。

4.消除设计误差。图纸设计和施工操作是两个范畴。墙体砌筑前，认真审核图纸，发现设计不合理的，加强和允许变形的构造措施未设计或设计不明的，砌筑砂浆及粉刷砂浆与加气混凝土不配套的，粉刷层未分格设计的要及时提出，提醒设计人员作适当调整。

三、粉刷注意事项

1.用钢丝刷刷掉墙面松散灰皮，浇水充分湿润，充分浇水后抹灰，延缓砂浆中水分被加气混凝土很快吸收，尤其是石灰砂浆。

2.合理选用砂浆品种和强度

砂浆的强度与加气混凝土的强度应适应，如表面一定要抹高强砂浆则可以用低标号砂浆过渡。有人认为加气混凝土制品强度低，就试图采用高强标号水泥砂浆来加强，一般在加气混凝土表面以抹M5-M7.5的混合砂浆较适宜。抹灰也可选专用的抹灰砂浆或粉刷石膏，抹灰厚度控制在10mm左右，面层砂浆选材时外层材料的柔韧性变形能力要大于内层材料的柔韧性和变形能力。这样才能保证在墙面上抹灰后长期不空裂。砂浆原材料的质量也是关键。砂选用中砂，含泥量不大于3%，采用稠度标准的灰膏，严格控制灰膏量，不因砂率低引起开裂，控制砂浆配合比。

3.在墙面刷界面处理剂，阻止或延缓墙体的吸水能力，避免抹灰砂浆在没有充分水化前将砂浆中的水分吸干。有充分水化时间达到设计强度，同时也起过渡作用，使底层砂浆通过它与墙体有较好的粘结力，从而避免了抹灰层的空鼓。可用喷砂界面剂作基层处理，用专用喷枪将喷砂界面剂均匀喷到墙面，厚2mm，做成拉毛状。工地上也可用水泥和砂子配成砂浆在墙上抹5mm左右。

4.为了防止抹灰层的收缩裂缝，抹灰层应分格，一般必须在层间分格。竖向分格，视建筑物的体形面积大小而定。

5.在施工过程中，严格控制抹灰的一次厚度不超过10mm，严格控制相邻两层抹灰间隔时间，初凝后方可进行第二次抹灰。抹灰层完毕后一定要注意养护，除浇水外也可用养护剂养护。冬季施工时要注意施工环境的保温，以防抹灰砂浆在水化作用过程中受冻而降低砂浆强度。

结束语

加气混凝土要在我国健康、快速发展，除了各级政府和政策支持外，我们的生产企业必须严把产品质量关，同时加紧研究专用砌筑砂浆和抹灰砂浆，并不断探讨先进的施工工艺。只有在实践中坚持不懈地探索和总结经验教训，才能进一步完善、提高和发展加气混凝土的应用技术，以促进加气混凝土建筑的健康发展，推动我国墙体改革事业的稳步前进。

参考文献：

[1]顾晓彦 加气混凝土砌块建筑顶层墙体裂缝的发生与防治 工程建设与设计 2010

[2]马丽媛 国内外混凝土的收缩性能及抗裂性能试验研究方法评述 中国建材科技 2009

加气站安全检查方案 篇4

2月份安全检查方案

为做好年前安全生产无事故，根据上级要，公司安全部于本月5日对公司下属加气站进行安全检查，特制定以下方案。

组织领导：

成立安全检查领导小组，由公司安全部刘志鹏担任组长。

检查组成员：

宋飞飞

张露露等。

检查计划：

对下孔加气站的安全资料、卫生情况及人员操作规范进行安全检查。

一、检查内容（1）值班

值班记录表、交接班记录表是否完善；（2）人员取证

人员取证台帐是否完善、是否存在无证上岗人员；

（3）隐患排查治理

是否定期开展隐患排查，并做好记录（4）消防培训、演练

每季度（第二个月底之前）应对员工进行消防设备使用培训或演练（应有培训记录、人员签到、影像资料）（5）应急管理

应急物资、防汛物资是否每月定期检查（并留有检查记录）

山西国新下孔天然气有限公司

加气站试运行方案 篇5

为确保公司及加气站安全与稳定，避免恐怖事件的发生，保障十九大期间生产经营工作的顺利进行，努力打造安全稳定的环境，根据市公安局、住建局、治安大队及股份公司关于加强安全生产的通知，结合公司及加气站生产实际特点，特制定《公司反恐防恐工作预案》。

一、反恐防恐指导思想

在公司的统一领导下，认真组织部署有关反恐防恐工作预案，全力以赴保障公司城市管线、城市管网设备、加气站安全平稳运行，确保加气站员工的生命与财产安全，维护加气站区安全与稳定，确保安全平稳供气。

二、反恐防恐工作原则

（一）高度全面认识反恐防恐工作的重要性和紧迫感，把反恐防恐工作与当前中心工作紧密结合，真正代表广大员工的根本利益。

（二）从思想上充分认识恐怖活动的严重性和反恐防恐工作的紧迫性。

（三）坚决果断地采取一切必要措施，打击、控制、消除恐怖活动，严加防患于未然。

（四）建立高效的工作体制和快速反应机制，加强统一领导，及时准确地沟通信息和采取必要措施。

（五）做好舆论宣传导向工作，确保加气站安全与稳定和正常的经营秩序。

三、反恐防恐组织机构 组长：XXX 副组长：XXX 成 员：XXXX

四、反恐防恐工作职责

1、严格信息汇报制度

公司及加气站24小时值班及联系应急抢险电话XXXXX,公司负责人及时收集相关信息，特殊或紧急情况随时上报。办公室负责汇总全面信息，报告领导小组，并随时与上级有关单位保持密切联系。

2、公司及各加气站不得随意传播发布关于恐怖事件信息。

3、通力做好反恐防恐思想政治工作。注意掌握员工的思想动态，加强站内的监控和管理，坚持正确舆论导向作用，加强反恐防恐宣传教育力度，引导广大员工以适当方式与恐怖活动作坚决斗争。

4、加强信息沟通，全力做好我公司重点区域、重点部位和重点人员的排查工作，查找安全隐患和薄弱环节，采取措施加以整治，加大掌控力度。一旦发现恐怖迹象或苗头，立即果断与有关部门联系，不得瞒报、漏报或迟报而贻误战机。

5、应急办公室会同有关部门，集中人力、物力、财力，建立应急救援物资、生活必需品保障制度，以保证反恐防恐工作顺利开展。

6、加强员工自身的防护工作。

7、严格实行24小时值班制度。领导小组成员、各站负责人务必保持通讯畅通。

五、反恐防恐应急处置措施

1、发生加气站恐怖事件，立即启动公司专项预案《加气站反恐工作预案》。

2、发生城区管网设备破坏事件，立即启动公司专项预案《燃气设备泄漏事故应急救援预案》。

3、发生长输管线破坏事故，立即启动公司专项预案《长输管线应急抢险预案》。

4、加强管网、阀井安全巡查工作。

六、演练安排

1、由于公司加气站为重点监控对象，计划从10月17日-24日每日反恐演练两次，早上为10:30分，下午为17:30分进行演练。

2、组织站区燃气泄漏演练一次。

加气站试运行方案 篇6

一、工程概况：

本工程主体结构为框架结构，混凝土采用商砼，室内填充墙材料采用B06级（规格200*250*600）加气混凝土砌块，主体完工经各部门验收均为安全、合格。

二、编制依据：

加气混凝土砌块具有密度小、保温隔热性能好、荷载轻、隔音等优点，在新型墙体材料中得到比较广泛的采用，在框架结构建筑中，成为替代粘土实心砖砌筑填充墙的主要材料。但由于加气混凝土砌块规格体积大，強度偏低，吸水性强，收缩性大，其粉刷表面容易产生裂缝。目前，本工程部分室内墙面已出现裂缝，因此我们应分析裂缝产生的原因，积极采取相应的措施进行整改，以促进提高本工程表观质量。

三、产生裂缝原因分析：

（1）强度偏低：一般只有2.5MPa～4.0MPa，因此只适用于框架结构的填充墙，如墙体长度过长，加之沉降不均匀，会造成墙体垂直或斜向拉裂现象，相应造成抹灰层产生垂直或钭八字裂缝。

（2）收缩大：收缩包括干燥收缩和温度收缩。加气混凝土砌块的干燥收缩值为0.3mm/m～0.5mm/m，是普通粘土砖的4倍，线膨胀系数约为8×10-6mm/（m.℃），也比普通粘土砖大得多，导致加气混凝土砌块的干缩变形和温度变形比较大。导致不同材料交接处抹灰层产生水平或垂直裂纹。

（3）吸水性强，导湿性差：加气混凝土砌块气孔率通常达到70%～80%，但多数气孔呈封闭状，导致其吸水率高，而且吸水后水分易封闭于气孔中，同时封闭状的气孔减慢了其吸水速度，使其吸水过程变得很长才能达到饱和。导致抹灰层未空鼓而产生稀疏型裂缝。

四、加气混凝土砌块裂缝维修方法：

1.因加气混凝土砌块强度偏低，造成墙体垂直或斜向拉裂现象，相应造成抹灰层产生垂直或钭八字裂缝墙面裂缝维修方法：

这种情况首先要找准裂缝位置，沿裂缝两边进行机械切割（切割宽度控制在5-6cm内），使两边切割边切成向外约45度的斜口，而后人工凿除空鼓砂浆至墙体内约2cm深，用钢丝刷刷除松动部位，冲洗浮灰，用界面剂刷一道，然后抹水泥砂浆（掺8%膨胀剂）。抹面厚超过10mm时，分2次粉刷，养护约7天时间，干燥后粘贴12cm宽抗裂布，最后刮2遍腻子。

2.因加气混凝土砌块收缩大，导致不同材料交接处抹灰层产生水平或垂直裂纹维修方法：

这种情况要铲除原墙面腻子，清洗干净后重新刮腻子，也可在上面批二遍柔性腻子。

3.因加气混凝土砌块吸水性强，导湿性差，导致抹灰层未空鼓而产生稀疏型裂缝维修方法：

东营压气站轻烃装置的优化运行 篇7

胜利油田东营压气站轻烃岗有一套50×104m3/d的天然气处理装置, 它是压气站的主要生产装置, 因该装置运行多年, 存在着设备运行效率低、天然气处理装置轻烃收率低、能耗高的问题, 为此, 需要对该装置进行优化调整, 以期提高轻烃收率、增加产量、降低能耗。

1 选题理由

轻烃装置已连续运行多年, 近年来, 因来气量变化、设备老化、运行参数不优等因素致使运行效率低, 影响了装置的收率及产品质量, 据统计收率平均仅77%左右, 影响轻烃产量, 根据目前轻烃装置生产状态及中石化经济技术指标要求, 轻烃装置的收率要达89%以上, 能耗2500MJ/t, 目前的指标没有达到以上要求, 需对轻烃装置进行挖潜。

2 原因分析及要因确认

2.1 原因分析

针对轻烃装置运行不优化, 经多次分析、论证, 找出了以下影响因素:轻烃装置运行参数不优, 实际生产参数与理想值偏差大, 设备运行效率低, 生产效率低, 各工序之间关键生产参数不匹配;工艺管线局部腐蚀严重, 壁厚达不到工艺要求或造成局部管线穿孔, 增加装置故障停车率, 影响参数调整;操作工技术水平低, 操作工不熟悉工艺流程, 设备操作不当或没掌握操作要点;工艺流程不合理, 影响参数调整。

2.2 要因确认

轻烃装置运行参数不优:轻烃装置分为干燥、制冷及分馏工序, 三道工序层层制约, 当各项关键参数调控在相互匹配的范围内时, 轻烃装置的运行效率才达最佳, 但目前三道工序的部分参数并不在匹配的范围内, 主要表现为轻烃装置进口压力低、三台干燥塔运行效率低、制冷系统运行效率低, 以上原因导致制冷温度在-65℃~ -70℃, 与理想值-75℃以下差距很大。通过分析, 这导致轻烃收率及产量降低, 此因素定为要因。

工艺流程不合理:轻烃装置已运行18 年, 经过多次设备更新, 部分工艺流程或不符合工艺规范或不能满足生产要求, 即:轻烃装置入口分离器没有液位计, 排液判断完全靠经验, 易造成原料气夹带液体进入干燥塔, 增大干燥塔负荷;轻烃岗排油管将分离器的污油压最后到达压气站轻烃储罐, 约600 米长、60 余个弯头, 频繁出现排油不畅, 致卧式、立式分离器内积液过多, 冬季易发生管线冻堵;外输管网与轻烃装置天然气外输流程上的调节阀未投用, 无法对外输压力进行调节;罐区没有保温伴热流程, 冬季水份积攒在罐底, 极易发生冻堵, 导致排液不畅。通过分析, 这导致轻烃装置频繁停车, 影响产量, 此因素定为要因。

工艺管线局部腐蚀严重:压气站各装置间设备由不同规格、不同材质的工艺管线相连接, 由于工艺管线受流通介质的影响, 会出现不同程度的腐蚀, 甚至发生穿孔事故, 这影响了轻烃装置开车率。通过分析, 这导致轻烃装置频繁停车, 影响产量, 此因素定为要因。

操作工技术水平低:轻烃岗职工18 人, 对轻烃装置的工艺、设备操作技术水平高, 且轻烃岗是胜利油田轻烃装置操作工技能鉴定场地, 每年参加技术比武的职工均取得好名次, 此因素定为非要因。

3 对策实施

根据轻烃装置实际运行情况, 实施了以下操作:

(1) 调整轻烃装置参数运行范围, 制定优化方案。首先, 将离心机的末级压力运行状态提升至2.85 ~ 3.0MPa, 膨胀机的入口压力2.65 ~ 2.85MPa左右, 膨胀机膨胀比能达到2.5 左右, 这样就提高了膨胀机的运行效率, 制冷温度能达到-75℃~ -80℃, 在夜晚环境温度低时能达-83℃。其次, 为更好的优化轻烃生产运行, 减少分子筛层受压力冲击的次数, 保护分子筛, 制定出干燥系统优化运行方案, 即:确定干燥塔切换周期和延长干燥塔充 (泄) 压时间。

(2) 工艺流程改造。针对不符合规范的工艺流程, 根据现场运行情况进行改造:给轻烃装置入口分离器加装液位计, 为职工排液提供数据支持;改变轻烃岗排油管线走向, 缩短其行程并减小弯头、减压, 同时将管径由原来Φ48变为Φ60, 从加温气出口引出一支热气与新排油管线并排至罐区进行伴热, 避免冬季管线冻堵;从气柜伴热管线引出一支热媒油管线, 沿现有管线架至罐区, 给三台中间罐伴热, 避免冬季冻堵而停车。

(3) 更换腐蚀严重管线。由于高压汇管内部长年积淤, 为保证安全运行, 将保护站高压汇管抬高, 离开地面, 将其壁厚增至14mm;将离心机三、四段的冷却器进出口法兰、冷却器至分离器管线的法兰、分离器进出口法兰全部更换, 并将分离器、冷却器排污短节作相同材质管线进行加强防护, 同时将空压五台分离器的排污管线全部更换;为保证轻烃装置的安全运行, 将离心机至轻烃装置原料气管线局部严重腐蚀的进行更换;将站内一次水管线深穿, 并将原一次水管线甩开;为更好的维护管线, 我们还制定了壁厚检测程序, 对全站各装置压力容器、压力管道进行了A、B、C类划分, 进行不同周期的检测。

4 效果检查

通过开展上述相关工作, 有效地解决了轻烃装置运行不优的问题, 将轻烃装置C3+收率提高至89.9%, 综合能耗降低至2490MJ/t。

(1) 经济效益。若每天平均多产2 吨轻烃, 轻烃单价5900 元/ 吨, 开工天数330 天, 则:2×0.59×330 = 389.4 万元;更换了轻烃装置入口管线, 离心机压力损失由0.3MPa降至0.1MPa, 离心机的输出功率相应下降, 根据前后对比, 离心机较干燥系统优化前少用电4800 度/天, 每度电按0.568元计, 每年可节约电费4800×0.568×330=899712元;一次水管线改造, 将原耗水量由日均500 方降到300 方, 每方水4.8 元, 则每天可节约水费 (500-300) ×4.8×330 = 31680 元。总计389.4+89.9712+3.168=482.5392 万元

(2) 社会效益。制定了一套系统的优化方案, 为职工操作提供了技术支持, 降低了劳动强度。

5 巩固措施

(1) 对轻烃装置实际生产情况, 在编制的优化方案的基础上进行量化、细化。

加气站试运行方案 篇8

关键词：10kV配网；三相负荷不平衡；电力线故障；线损

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）26-0126-02

10kV配网作为中国的主要电力的供电系统，有力地推动了国民经济这列火车呼啸前进。10kV的供电线路是电力系统的主要供应线，是连接电网和最终用户间的重要桥梁。在电力系统中10kV供电线路占很大的一部分，以至于存在很多的故障，但仍在可控制当中，从下面的故障分析中简单浅谈减少损失与合理配网带来的运行水平上的

提高。

1 分析电力线故障

1.1 故障原因

影响到10kV配电网运行的主要因素有：人员管理不到位、检查不全面以及消缺上的不准时。其中检查不全面，指的是那些检查巡视的工作人员因自身的综合素质不高、专业技能和责任心不强，导致偷工减料这种行为经常发生；而消缺上的不准时指的是有关职责考核的落实力度太低而带来的不严格的管理程序。

目前，10kV配电网的技术指标已经大大提高，其网络结构也有了明显改善。但随着社会经济不断的发展，管网改造过程相对缓慢，两者之间的差距导致一些10kV馈线重载操作。出于安全的考虑不得不强制处理压负荷，又考虑到10kV的馈线过载操作的因素，导致旧的托架夹（包括铜和铝钳，JB夹）发红、发热的部分引发了馈线故障以及馈线跳闸现象。特别是在农村的10kV配电网络，依然是长期使用能耗较高的电气设备和比例阀式避雷器、SC-210型瓷横臂、柱上开关以及跌落式熔断器。这些老款的运行设备与如今新款的电气设备相比较，其技术指标太低且设备瓷支柱与内部绝缘老化程度非常严重。

1.2 故障特点

发生故障往往是瞬间的事情，由于当下的电源线的自动控制的系统故障诊断方面与预警极其薄弱，从而导致故障的不确定性：

（1）季节性的原因，如雷电和雨雪等灾害，加上外力碰撞等因素都可能引发事故的突发性；（2）在树木最为旺盛的生长季节，由于树木、鸟以及杂物等因素均对10kV电力线路带来季节性影响；（3）线路运行时间较长或者工艺制造上的不够精良以及施工技术不过硬等因素都会使故障的发生率提高，并且加大了维护检修的难度。

1.3 防范对策

对10kV配电网的运行，要想做好维护和检查工作，必须努力消除管理中的缺点。首先，根据不同的季节和天气的变化，每月制定相应的检查方案，明确岗位职责的巡逻人员，确保检查工作落实到位。如果在检查中发现任何缺陷，必须给予安排专门人员分类分析，并及时完成消缺工作；其次，发展适合单位管理制度的有效措施，如奖励和惩罚制度的建立。单位领导应该发挥与上级主管部门的巡逻监控的作用，严格地处罚那些巡逻不当，没有及时完成消缺的工作人员，奖励那些表现好、积极进取的员工；最后，利用计算机辅助管理系统开展检查，消除缺陷，便于分析那些相关缺陷和分类记录，使其发挥更大的责任考核制度。

10kV配电线的馈线重载区，每月进行负载监测工作。并根据10kV配电网馈线的结构同时开展负荷监测，选择预警系统来限制10kV馈线最大负载电流≤441A，并投入整改计划落实10kV的馈线负荷转接工作。

2 线损问题

2.1 技术线损

在一些地区，负荷的增长速度太快，其规划以及负荷预测的工作滞后，导致配网的增容改造无法满足大多数用户的需求；分配不合理的负荷，配电变压器容量不匹配，仍然存在“大马拉小车”的情况，从而造成线路发生轻载、空载运行；施工技术差，导致接线头和引流线的接头处阻力太大，使热损耗增加；三相不平衡负载，中性线电流增大，损耗也随之增加；操作和维护不当，设备存在严重的灰尘，再加上雨雾天气的影响导致出现漏电的损耗；线路通道由于树木的砍伐不彻底，导致导线碰到树木产生漏电。

2.2 管理线损

（1）用户没有按照经济功率的因数进行无功补偿，而出现低谷时向系统反输送无功的功率。（2）计量的仪表没有按照规定进行按时的检测。（3）电能表的安装不合要求，选择不合理的二次回路导线截面或错误的接线

2.3 探讨配网三相负荷不平衡

2.3.1 负荷不平衡引起损耗增加。（1）三相负荷在运行不平衡时，会有零序电流产生，此时不平衡的情况会更加严重，导致零序电流也就越大。（2）负荷不平衡相对负荷平衡而言，会引起铜损的增加，不平衡的程度越大，铜损的增加也就越大。（3）负荷不平衡导致流过线路电流各不相同，线路产生的损耗和流过的电流平方是成正比例

关系。

2.3.2 负荷不平衡对电压质量的影响。由于负荷的不平衡，引发流过电流的配变绕组、线路电流值不等以及电压也不同，从而使配变输出的电压和用户设备得到的电压出现不平衡现象。

3 技术措施

（1）减小配网故障时的停电范围，提高配网的转运供电的能力，使用联络式的开关不仅能减小停电的范围，还能使计划停电的范围大大缩小，关于联络式开关的选择，建议选择用磁性真空断路器。

（2）采取综合的技术手段，仔细解决污闪的问题，解决闪络诱发时间的短路和电压过高因素烧毁装备的问题是10kV配电网安全可靠的关键。

（3）提高绝缘子耐雷能力，特别是针式的绝缘子耐雷的能力。将近十年的运行经验，耐张点悬式绝缘子的雷击闪络故障很少发生，故障的发生主要集中在针式绝缘子，且故障查找相对困难，建议逐渐取消针式绝缘子的使用。推荐将传统的P-15T-15T型更换PSQ型，57-2S型支柱绝缘子，并且使用新的双瓷横臂（增强型S-210，SQ-210）设备的形式，以增加绝缘子爬电距离。

（4）组装线路上的避雷器，在部分特殊的线路组装避雷线。提高绝缘子的绝缘水平，只是一个方面，没有足够的保护线路遭受雷击后的安全运行。配套措施增加了一种泄雷的方式，并且安装线路避雷器是一种简便、经济实惠的有效措施。线路避雷器的原则是不可以在安装位置周围有高楼大厦，必须于空间开阔的雷击多发区。为了节省资金，在四周有高层建筑物的地点可不安装，在有确定雷电的高发期，气象部门已经确定了雷区地图，一方面可以利用在线信息系统的防雷统计数据核实线路是否在雷电易发区，另一方面建议使用非直线线路避雷器，金属氧化物避雷器要求无间隙，同时建议使用残余电压避雷器45kV电压或50kV。

（5）按时检查接地网，确保接地网的接地电阻是符合要求的。在确保有足够数量的泄雷管道后，同时也应该保证管道畅通可以安全使用，而保证排雷管道畅通的一个重要因素就是符合要求的接地网。在接地电阻测试的期间，提议每两年检测一次，较长运行时间的接地网可以适时缩短到一年一次。阻值不合格的接地电网，按照运行时间和实际检测的阻据的不同情况，可以分别使用重新接新地网或增打地极的方法来解决不合格电网的问题。

4 结语

随着国内电力行业的持续快速发展，10kV配电网络在企业中变得越来越重要。从10kV线运行的稳定可靠与降低配电网络的损耗，结合提高配电网运行水平以及供电能力方面的问题的有效解决方案，来实现10kV配电网运行水平的提高。

参考文献

[1]张华.浅谈城市配电供电可靠性[J].科技情报开发与经济，2005，15（22）：281-282.

[2]姚祥超.10kV配网运行事故原因分析及预防措施[J].中国新技术新产品，2011，（17）：124-128.

[3]陈鹏.10kV配网供电可靠性的技术探讨[J].中国新技术新产品，2012，（6）.

[4]宋朔.加强配网运行维护与管理，提高供电可靠率

系统试运行策划方案 篇9

一、修改浪潮审批系统的行政许可事项。崂山区浪潮审批系统的行政许可事项是20XX年由区法制办向各个单位收集相关材料，提交给区计算机中心。由区计算机中心转交给浪潮公司。由于近年来区各个单位对行政许可事项进行修改以及各个单位相关人员的调整，办理行政许可事项所需的材料也有所变化。浪潮审批系统已经不能满足试运行的需要，部分相关的行政许可事项必须修改。

(一)行政许可事项材料的收集。区法制办应把各个单位收集调整后的行政许可事项的材料，包括审批事项的外网公示信息调研表、审批事项的审批流程及各审批环节情况调研表、相关的申请表附件等等，提交给区计算机中心。由区计算机中心转交给浪潮公司。

(二)审批人员的调整。各个单位在审批流程的审批人员有调整的，应将调整后的人员名单提报给区计算机中心，由区计算机中心进行修改。

(三)对没有申请表的行政许可事项建立统一的申请表格式。有的单位的行政许可事项没有申请表，应对其制定统一的申请表格式。包括申办人或申办单位、申办事项、地址、电话等等。

二、添加非行政许可事项。由于20XX年区法制办收集提交的材料只包括行政许可事项和备案，大厅一些进驻单位的非行政许可事项并没有收集提交。因此，此次试运行应当添加大厅的非行政许可事项。区法制办应把各个单位非行政许可事项的材料，提交给区计算机中心。由区计算机中心转交给浪潮公司。

三、添加垂直部门的行政许可事项和非行政许可事项。由于20XX年区法制办收集提交的材料只包括行政许可事项和备案，大厅一些垂直部门的许可事项也没有收集提交。因此，此次试运行应当添加大厅垂直部门的许可事项。区法制办应把大厅垂直部门的许可事项的材料，提交给区计算机中心。由区计算机中心转交给浪潮公司。

四、完善并联审批流程，工商系统、公安刻章系统、银行系统提供数据接口，与浪潮审批系统进行数据对接。对并联审批流程进行完善，添加一个综合窗口，负责收材料、发证等。工商系统、公安刻章系统、银行系统提供各自的数据接口，与浪潮审批系统进行数据对接。具体做法可参考市政务办理大厅的做法。

五、对浪潮审批系统2代调整的新模块进行实际运用。浪潮审批系统升级到2代以后，以前我大厅提出的需求均能较好的实现，如事项编号的分配、收费模块的添加、各个单位具体事项的统计、单一事项可以添加2级目录(如单一事项可以添加新办、变更、到期换证、年审等2级目录)等等。现应该制定各项模块的规则，将提出的需求转换为实际运用。

六、重新培训政务大厅工作人员。由于浪潮审批系统升级到2代，添加了很多新的模块，因此应该请浪潮公司的技术指导人员重新培训大厅工作人员。

七、大厅硬件设备的完善。由于行政许可事项需要提报很多材料，青岛市政务大厅为了实现“低碳”办公，每个窗口均设立多功能一体机，对相关材料直接扫描，传递给下一环节，节省大量纸张，同时也是实现网上审批的必要条件。我大厅可否参照市大厅实行?

嘉园变电站启动试运行方案 篇10

一、工程概况

1、新建110kV嘉园变电站工程由桂林供电局作为项目代业主，由广西丰源电力勘察设计有限责任公司设计，土建、电气、通信部分由桂林漓昇电力建设有限责任公司负责施工，由广西正远电力工程建设监理有限责任公司监理。本次试运行包括嘉园站所有电气一、二次设备。

2、电气主接线： 110kV采用内桥接线，10kV为单母线分段形式。

3、变压器：1台50MVA变压器，电压等级为110/10kV。4、110kV配电装置：飞嘉线113间隔、飞嘉侯线间隔、桥100间隔、1号主变1014间隔、I段母线、II段母线。5、10kV配电装置（共18面固定开关柜）：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，备用9001隔离柜，备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜、电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910 开关柜。

6、无功补偿：10kV装设2组容量分别为4200Kvar和6000Kvar户外并联补偿电容器。

7、站用变及消弧线圈：1台1100/160 kVA接地变压器，电压等级为10kV/400V。

8、本期工程的二次部分安装了监控系统为深圳南瑞公司产品，采用计算机监控模式。110kV线路不设线路保护；110kV主变安装深圳南瑞公司生产的ISA387GA型差动保护、ISA388G型高、低后备保护、ISA361G型本体保护、ISA341GA型测控保护；10kV出线线路每回安装1套ISA351G型电流保护，两组电容器组均安装ISA359GD型电容器保护。直流系统为许继电源有限公司的直流产品。10kV出线安装了上海思源消弧线圈系统。低频低压装置采用南瑞稳定技术公司UFV-200A 型频率电压紧急控制装置

二、启动试运行风险分析及控制措施

风险分析：在投运过程中，如果出现设备故障或电网故障，存在飞虎站110kV母线失压的风险

控制措施：方式将安排腾空飞虎站110kVI段母线。

三、试运行前的准备工作

1、运行单位准备好操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位，本次运行设备印制好编号。

2、所有启动试运行范围内的设备均按有关施工及验收规程、规定的要求进行安装调试，且经启动验收委员会工程验收组验收合格，并向启动验收委员会呈交验收结果报告，启动验收委员会认可已具备试运行条件。110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

3、变电站与桂林地调的通信开通，启动试运行设备的远动信息能正确传送到桂林地调。

4、启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报送桂林地调。

5、启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成，并报公司生产技术部、安监部备案。

6、施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报桂林地调备案。

7、与启动试运行设备相关的厂家代表已经到位。8、2号站用变高压侧接入外来电源，已带电正常运行。

四、启动试运行范围

1.嘉园站（主变）：1号主变压器；

2.嘉园站（110kV部分）：110kV飞嘉侯线1143间隔，110kV飞嘉线113间隔，110kV Ⅰ段母线、Ⅱ段母线，110kV 桥100间隔，1号主变1014间隔；

3.嘉园站（10kV部分）：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，10kVⅠ段母线，备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜，电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910开关柜，备用9001隔离柜； 4.嘉园站：全站二次设备；

五、启动试运行的项目

1.飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行

2.飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行

3.飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行

4.嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运行、进行110kV侧核相及并列切换运行试验

5.嘉园站1号主变充电试运行；

6.嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行； 7.嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验； 8.嘉园站110kV进线备自投试验；

9.嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验； 10.嘉园站10kV各备用间隔充电试运行。110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

六、启动试运行时间安排

计划2011年 月 日～ 月 日

七、启动试运行指挥成员名单和电话 启动试运行指挥组组长： 启动试运行指挥组副组长：

八、启动试运行应具备的条件

1.新启动试运行的变电站与广西中调、桂林地调之间的通信能满足调度运行要求，启动试运行设备相关的远动信息能正常传送到广西中调和桂林地调。

2.所有启动试运行范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收

3.所有现场有关本次启动试运行设备的基建工作完工，已验收合格，并且临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离施工现场，现场具备送电条件。

4.运行单位就启动试运行设备已向广西中调和桂林地调报启动试运行申请。

5.启动试运行开始前，参加启动试运行有关人员应熟悉厂站设备、启动试运行方案及相关的运行规程规定。与启动试运行有关的运行维护单位应根据启动验收委员会批准的启动试运行方案，提前准备好操作票。

6.110kV嘉园站：确认飞嘉线 113间隔线路PT与线路电缆已经接好。7.110kV嘉园站：确认飞嘉侯线 114间隔线路PT与线路电缆已经接好。

九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合（在启动试运行前完成）

线路：检查110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线在冷备用状态。

飞虎站（腾空飞虎站110kV1号母线，为投运做准备。由地调值班调度员下令飞虎站值班员操作）：

1.检查飞虎站110kV母联100开关在运行状态； 2.检查飞虎站备用118开关在冷备用； 3.检查飞虎站备用117开关在冷备用；

4.检查飞虎站110kV苏虎麻百线113开关运行在110kV2号母线；

5.将飞虎站220kV1号主变101开关、110kV飞福线116开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线运行

110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

6.断开飞虎站110kV母联100开关； 7.操作完毕，汇报启动试运行指挥组。嘉园站：

将嘉园站1号主变有载调压的档位置于1档；

十、启动前现场准备和设备检查

由启动试运指挥组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。测量线路绝缘、核相 飞嘉线：

1.线路施工单位进行110kV飞嘉线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。

飞嘉侯线：

2.线路施工单位进行110kV飞嘉侯线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。

一次设备检查及准备

飞虎站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）

1.检查飞虎站110kV飞嘉线115、飞嘉侯线114开关均在断开位置； 2.检查飞虎站1151、1152、1153、1141、1142、1143刀闸均在断开位置； 3.检查飞虎站11517、11537、11538、11417、11437、11438地刀均在断开位置； 侯寨站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）4.检查侯寨站110kV飞嘉侯线173开关在断开位置； 5.检查侯寨站1731、1732、1733、1735刀闸均在断开位置； 6.检查侯寨站17318、17338、17337地刀均在断开位置；

嘉园站（由启动试运行组组长下令变电站值班员，操作完后汇报调度员）

7.检查嘉园站113、100、901、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关均在断开位置；

8.检查嘉园站1131、1133、1014、1001、1002、1143、1010、0951、9001、9303、9503、9100刀闸均在断开位置；

9.检查嘉园站901、0951、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、9001手车均在试验位置； 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

10.检查嘉园站11317、11337、11338、10148、10017、10027、11437、11438、93038、95038、9308、9508、9108、9118、9128、9138、9148、9158、9168、9178、9188、9198、9518、9528、9538、90018地刀均断开位置；所有间隔无异物、无接地线； 11.检查确认嘉园站所有10kV备用开关柜线路均未接入。二次设备检查及准备

飞虎站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）

12.投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；

13.按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护连接片；

14.按地调下达的编号为2011286定值单对飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护进行整定；将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护切至“退方向充电定值区”。该项工作在启动试运行前完成；

15.退出飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的重合闸；

16.投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉侯线114开关连接片；

17.投入飞虎站110kV飞嘉线115开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；

18.按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉线115开关保护连接片；

19.按地调下达的编号为2011276定值单对飞虎站110kV飞嘉线115开关保护进行整定；将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护切至“退方向充电定值区”。该项工作在启动试运行前完成；

20.退出飞虎站110kV飞嘉线115开关的重合闸；

21.投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉线115开关连接片；

110kV嘉园站（由启动试运行组组长下令变电站值班员操作，操作完后汇报调度员）22.分别投入嘉园站110kV 飞嘉线113间隔、110kV桥100开关柜、110kV飞嘉侯线1143间隔、1号主变1014间隔、1号主变低压侧901开关柜、1号主变本体及其附属设备的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；投入有载调压电源；

23.按地调下达的编号为2011264的定值单投入嘉园站110kV 1号主变全部保护；1号主变重瓦斯、有载调压重瓦斯投跳闸，轻瓦斯投信号，压力释放投信号、油压速动投信号、温度超高投信号、油位异常投信号；按地调下达的编号为2011386的定值单对1号主变保护 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

进行定值整定并另存至临时充电定值区，并将嘉园站1号主变定值切至本临时充电定值区。该项工作在启动试运行前完成；

24.分别投入嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜、10kV 1号站变910开关柜、10kV电容器Ⅰ 930开关柜、10kV电容器Ⅱ 950开关柜、10kVⅠ段母线PT 0951开关柜、10kV备用9001隔离柜的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空气、测控交流电压空开、电机电源等电源；

25.按正常方式投入嘉园站10kV 备用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关保护相关连接片；

26.按定值单2011268分别投入嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关保护；

27.退出嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关的重合闸；

28.按正常方式投入嘉园站10kV 1号站变910保护相关连接片； 29.按定值单2011267投入嘉园站10kV 1号站变910开关保护；

30.按正常方式投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950测控相关连接片； 31.按定值单2011265、2011266分别投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950开关保护；

32.小电流选线系统：投入嘉园站消弧线圈自动控制系统保护电源、风机电源等； 33.频率紧急控制系统：投入嘉园站低频低压减载装置电源。

注意：启动试运行前操作配合工作完成后，要采取措施保证启动试运行设备的状态不改变

十一、启动试运行步骤

飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行 34.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线1141、110kV飞嘉线1151刀闸；

35.地调下令：合上飞虎站110kV母联100开关，对220kV飞虎站：110kV 1号母线、110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电；

飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行

36.地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸合上； 37.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1143刀闸；

38.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路充电2次，110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

每次充电5分钟，第1次充电的同时在飞虎站测量110kV飞嘉侯线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站的110kV飞嘉侯线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT二次电压测量后与110kV 2号母线PT二次电压核相；在嘉园站测量110kV飞嘉侯线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上嘉园站的110kV飞嘉侯线线路PT 的二次空气开关，并在嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组。第2次充电结束后，断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 39.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸； 40.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1002刀闸；

41.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸、110kV桥1002刀闸及110kVⅡ段母线充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；

飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行 42.地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉线1151刀闸合上； 43.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1153刀闸；

44.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路充电2次，每次间隔5分钟，第1次充电的同时在220kV飞虎站测量110kV飞嘉线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压测量后与110kV2号母线PT二次电压核相；在嘉园站测量110kV飞嘉线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上110kV嘉园站的110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压与110kV飞嘉线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组，第2次充电正常后断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；

45.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线1131、1133刀闸；

46.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞虎线1133刀闸充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；

嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运、进行110kV侧核相及并列切换运行试验 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

47.启动试运行组长下令：嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP1 桥开关备自投投退”压板“1LP2 进线备自投投退”压板置于“退出”位置，备自投装置上的“充电”指示显示未充电，检查装置显示正确；

48.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1001刀闸；

49.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对110kV桥1001刀闸及110kVI段母线充电；

50.地调下令：断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；

51.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关，在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉线线路PT二次电压与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组；

52.启动试运行组长下令：在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“2BK 110kV电压并列/远控把手”切至“并列”，对110kV飞嘉线线路PT 二次与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压回路进行并列切换试验，试验结束正确后将结果汇报启动试运行指挥组； 53.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关； 54.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 嘉园站1号主变充电试运行

55.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关； 56.启动试运行组长下令：检查嘉园站1号主变的档位在1档；

57.启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变中性点1010中性点刀闸； 58.启动试运行组长下令：无压下合上嘉园站1号主变1014刀闸；

59.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行4次全电压冲击，第1次持续时间10分钟，以后每次间隔5分钟，带电持续5分钟。冲击合闸时应测量主变励磁涌流，主变冲击合闸时派专人到变压器旁监听，发现异常立即汇报试运行负责人。第4次冲击后断开嘉园站110kV飞嘉线113开关；

60.启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变低压侧901开关手车由试验位置摇到工作位置；

61.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行第5次冲击，第5次冲击后不再断开110kV飞嘉线113开关；

嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

62.启动试运行组长下令：将嘉园站10kV备用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关手车、10kV电容器I930、10kV电容器II950开关手车、10kV1号站用变910开关手车、10kVI段母线电压互感器0951、9001隔离手车由试验位置摇到工作位置；

63.启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变低压侧901开关，对10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951、9001隔离手车、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、910、930、950开关手车充电试运行；

64.启动试运行组长下令：在嘉园站10kV Ⅰ段母线PT柜测量10kV Ⅰ段母线PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压，测量正确后投入PT二次空开，并在110kV嘉园站主控室测量10kV Ⅰ段母线二次电压、相序及开口三角不平衡电压，用110kV飞嘉线线路PT与10kV Ⅰ段母线PT进行二次核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组； 65.地调下令：退出飞虎站110kV母线差动保护；

66.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关； 嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验

67.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ9303刀闸； 68.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ9503刀闸； 69.启动试运行组长下令：退出嘉园站1号主变差动保护；

70.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关对10kV电容器Ⅰ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟，第3次冲击合闸后，断开电容器Ⅰ 930开关。充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压。第一次充电时测量1号主变高、低压侧二次电流及相量判别，检查1号主变差动保护差流。正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组；

71.地调下令：对飞虎站110kV飞嘉线115开关带负荷判方向，正确后；（请生技部安排人员）

72.地调下令：对飞虎站110kV母差保护判差流与极性。正确后；（请生技部安排人员）73.启动试运行组长下令：对嘉园站1号主变差动保护判差流及极性，并对1号主变高、低后备保护判方向，正确后；

74.地调下令：投入飞虎站110kV母差保护（注意投入飞虎站110kV母差保护跳115开关保护出口压板）；

75.地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护定值切至正常运行定值区 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

76.地调下令：将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护定值切至正常运行定值区 77.启动试运行组长下令：投入嘉园站1号主变差动保护功能； 78.启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变定值切至正常运行定值区 79.启动试运行组长下令：断开嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关；

80.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ950开关对10kV电容器Ⅱ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟；充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压； 81.合上嘉园站10kV电容器I930开关；

嘉园站110kV进线备自投试验（嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。）进线备投方式1

82.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关；

83.启动试运行组长下令：按编号为2011387的定值单投入嘉园站110kV备自投（在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP2 进线备自投投退”压板置于“投入”位置，检查备自投装置上的“充电”指示显示充电，装置显示正确）； 84.地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；

85.启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关；

86.启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV桥100开关，合上110kV飞嘉线113开关；（注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替）87.启动试运行组长下令：备自投正确动作后向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 进线备投方式2

88.启动试运行组长下令：检查110kV备自投装置充电正常；

89.启动试运行组长下令：间隔五分钟后，合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关。

90.地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；

91.启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

92.启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV飞嘉线113开关，合上110kV桥100开关；（注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替）备自投试验结束；

93.地调下令：向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉线115开关； 94.启动试运行组长下令：同期合上嘉园站110kV飞嘉线113开关； 95.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关； 嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验

96.启动试运行组长下令：检查核实嘉园站站内电源由10kV 2号站用变供电；

97.启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器在分位；2QS刀闸、2QF断路器在合位；

98.启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜ATS双电源自动切换装置“Ⅰ”在分位，“Ⅱ”在合位，其控制方式为“手动操作切换”。

99.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号站用变910开关对10kV 1号站用变充电； 100.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号消弧线圈9100刀闸对10kV 1号消弧线圈充电； 101.启动试运行组长下令：在嘉园站400V进线柜测量10kV 1号站用变低压侧电压及相序，正确后； 102.启动试运行组长下令：合上嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器，对1号站用变400V电压与2号站用变400V电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组； 103.启动试运行组长下令：检查嘉园站ATS双电源自动切换装置切换方式为“切换无优先”，将其控制方式切至为“自动投入切换”。104.启动试运行组长下令：断开嘉园站2QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅰ”位；合上低压进线柜2QF断路器，断开1QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅱ”位； 105.启动试运行组长下令：400V带负荷备投试验结束后，站内用电由1号站用变供电；

嘉园站10kV各备用间隔充电试运行 106.107.108.109.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用911开关，对911空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用912开关，对912空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用913开关，对913空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用914开关，对914空开关柜充电； 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

110.111.112.113.114.115.116.117.118.119.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用915开关，对915空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用916开关，对916空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用917开关，对917空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用918开关，对918空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用919开关，对919空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用951开关，对951空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用952开关，对952空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用953开关，对953空开关柜充电； 启动试运行组长下令：按照调度定值2011411投入低频低压减载装置； 启动试运行组长下令：拉开嘉园站1号主变110kV中性点1010地刀

系统运行方式调整（由值班调度员下令）120.121.运行 122.123.124.125.地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉线115开关重合闸检无压，有压自动转同期 地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉侯线114检无压，有压自动转检同期 地调下令：将侯寨站110kV飞嘉侯线173开关由冷备用转运行状态 地调下令：断开飞虎站110kV母联100开关。地调下令：检查飞虎站110kV母联100开关运行正常

地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线投运结束24小时后将嘉园站10kV备用953、备用952、备用951、备用919、备用918、备用917、备用916、备用915、备用914、备用913、备用912、备用911开关由运行转冷备用

十二、安全措施及注意事项

1.所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》等规程、规范。2.启动试运行的各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施。3.启动试运行的试验和操作人员，应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。4.启动试运行方案由地调值班调度员按方案有关程序执行，对只涉及嘉园站新设备启动试运行部分操作，可委托启动试运指挥组长（副组长）负责指挥操作，但须明确委托指挥操作范围、内容等事宜及汇报要求；启动试运行设备现场的操作须按规定填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由运行、施工单位共同监护。

5.启动试运行期间的有关试验工作至少由两名试验人员进行，试验人员需要在一次设备 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：

及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。6.每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常，调度员下令后方能进行下一个项目的工作。

7.启动试运行期间启动试运行设备如发生故障需处理,须经启动委员会同意后方可实施，故障处理前须做好安全措施，消缺后经启动委员会同意后继续进行启动试运行；试运行过程中如果正在启动试运行设备出现重大故障或充电的电源开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，经地调许可，可立即断开重大故障设备的电源开关，避免设备损坏。

8.启动试运行期间，如110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线对侧开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，由地调指挥处理，待查明跳闸原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行：

9.试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

10.嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。

十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，嘉园站本次启动范围设备交由运行单位维护。

1、启动试运行工作结束后，将变电站实际运行状态情况汇报广西电力调度通信中心及桂林供电局地调。

2、启动试运行工作结束，经24小时试运行正常后，所有本次启动试运行范围设备移交给桂林供电局运行维护管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由广西电力调度通信中心、桂林供电局地调按各自管辖范围确定。