第一篇：燃气公司试运行投产方案

燃气公司试运行投产方案 1投产范围及条件 1.1 投产范围—线路部分 1.2 投产范围—站场部分 1.3 投产条件 2编制依据和原则 2.1 编制依据 2.2 编制原则 3工程概况 3.1工程概况 3.2线路概况

3.3 站场工艺流程及功能设置

4、投产组织机构及职责范围 4.1组织机构网络图 4.2人员组成及职责

5、实施计划

6、投产试运前准备与检查 6.1 站场及线路

6.2 上游气源供气及下游管线接收条件 6.3 其他条件

6.4投产所需的主要物资 6.5运营人员进站培训 6.6投产前厂家保驾

7、置换

7.1注氮置换的目的 7.2 注氮要求 7.3置换的方式

7.4氮气置换和检测示意图 7.6置换程序 7.7氮气置换 7.8氮气头的检测 7.9 氮气置换操作 7.10天然气置换

8管线升压期间的检漏措施

9、投产运行 10 投产HSE措施 10.1对组织及人员的要求 10.2对站场及设备的要求 10.3对操作的要求 10.4对车辆、消防的要求 10.5投产期间的风险分析及控制 10.6置换空气、天然气注意事项 10.7注氮的安全要求 11应急处理预案 11.1一般故障及处理 11.2管线小型漏气 11.3站场及线路泄漏气预案 11.4站场及线路防爆预案

11.5天然气中毒的预防措施及急救措施 11.6爆管事故预案 11.7站场防火预案 附件一注氮参数记录表 附件二进气参数记录表 附件三气头到达时间记录表 附件四 管道储气升压记录表 附件五 气头监测记录表 附件六：通讯联系表 附录七：投产外部应急通讯录 附件八：管道投产前检查内容表

1投产范围及条件

1.1 投产范围—线路部分

城南片区10公里中压管线，设计压力为：

；材质为

；其中DN350—5000，DN200—3000，DN110—6000，DN90—3000.1.2 投产范围—站场部分 五里亭LNG气化站一座；其中150立方米储罐2座；设计流量为

立方米/h.1.3 投产条件

城南片区管网已通过柳州市技术监督局监检合格。管道已经过氮气置换。

LNG气化站压力管道、容器也取得柳州市技术监督局监检合格。自动仪表等设备已调试合格。LNG储罐已经过液氮预冷48小时合格； 2编制依据和原则

2.1 编制依据 标准 文件 2.2 编制原则

1、严格按照国家及行业的有关规程、规范和本工程设计文件编制；

6、坚持安全第一，确保管道投产试运安全；

8、注意沿线设备、设施的保护，避免设备损伤，确保管道设备运行安全；

9、组织严密，职责明晰，管理顺畅。3.1工程概况

3.2线路概况（附图）3.3 站场工艺流程及功能设置 储罐 气化

调压、计量、加臭

4、投产组织机构及职责范围

4.1组织机构网络图

4.2人员组成及职责

5、实施计划

6、投产试运前准备与检查 6.1 站场及线路

6.2 上游气源供气及下游管线接收条件 6.3 其他条件

6.4投产所需的主要物资 6.5运营人员进站培训 6.6投产前厂家保驾

7、置换

7.1注氮置换的目的 7.2 注氮要求 7.3置换的方式

7.4氮气置换和检测示意图 7.6置换程序 7.7氮气置换 7.8氮气头的检测 7.9 氮气置换操作 7.10天然气置换

8管线升压期间的检漏措施

9、投产运行 10 投产HSE措施 10.1对组织及人员的要求 10.2对站场及设备的要求 10.3对操作的要求 10.4对车辆、消防的要求 10.5投产期间的风险分析及控制 10.6置换空气、天然气注意事项 10.7注氮的安全要求 11 嘉峪关支线应急处理预案 11.1一般故障及处理 11.2管线小型漏气 11.3站场及线路泄漏气预案 11.4站场及线路防爆预案 11.5天然气中毒的预防措施及急救措施 11.6爆管事故预案 11.7站场防火预案

第二篇：克拉玛依二期工程投产启动试运行方案

克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW）工程

并网发电启动试运行方案

批 准：

审 核：

编 写：

上海斯耐迪工程咨询监理有限公司 2014年12月15日 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

目 录

一、工程概况...........................................................................................................3

二、总则...................................................................................................................3

三、主要编制依据...................................................................................................3

四、光伏电站启动试运行前的联合检查...............................................................4

五、启动试运行前准备...........................................................................................6

六、启动试运行范围...............................................................................................6

七、启动试运行项目...............................................................................................7

八、升压站启动试运行时间安排及具体措施.......................................................7

九、光伏区各汇流线路带电方案.........................................................................10

十、并网光伏电站连续试运行.............................................................................14

十一、并网光伏电站检修消缺.............................................................................15

十二、交接与投入商业运行.................................................................................15

十三、试运行安全保证措施.................................................................................15

十四、安全措施及注意事项.................................................................................16

十五、110kV升压站一次设备编号图..................................................................16 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

一、工程概况

1.1本期项目工程建设规模为30MW，由光伏发电系统、电气公用系统、接入系统组成，每1MW规模设计为一个方阵，共30个方阵；每个方阵配2台500KW的逆变器，配套建设一个分站房。每个方阵配1台1000kVA的箱式变压器。项目电池板采用固定倾角的安装方式，倾角为35°；同一方阵电池板间南北向间距8.7米。晶体硅光伏组件作为光电转换设备，将光能转换为800V左右的直流电，通过逆变器将直流电转换为315V的交流电，再经箱变升压至35kV经过高压输电线路并入天华新能源电力有限公司110kV变电站。

1.2 本期天华新能源电力有限公司（110kV天华阳光光伏升压站）新增电气设备：35kV/110kV的升压变压器1台及一个110kV户外间隔；新增35KV高压开关柜12面、新增一套35KV接地变压器带小电阻成套装置、新增一套SGV无功补偿装置成套装置；新增主变保护屏1面、主变测控屏1面、35kV母线保护屏面、站控层通讯屏1面。

二、总则

2.1 并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分启动试运行是并网光伏电站基本建设工程启动试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。

2.2 本程序用于克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW）工程并网发电启动试运试验。

2.3 启动试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部的调整和补充。

三、主要编制依据

3.1《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》（GB 20047.1）3.2《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》（Q/SPS 22）克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

3.3《光伏系统功率调节器效率测量程序》（GB 20514）3.4《光伏电站接入电力系统的技术规定》（GB 19964）3.5《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 GB 50150 3.6《电能计量装置技术管理规程》 DL/T 448 3.7《变电站运行导则》 DL/T969 3.8国家电网基建[2011]146号《关于印发《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》的通知》

3.9 Q/GDW 250-2009《输变电工程安全文明施工标准》

3.10建标(2006)102号《工程建设标准强制性条文(电力工程部分)》 3.11《国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册》 变电工程分册 3.12设备制造厂家资料、设计资料

四、光伏电站启动试运行前的联合检查

4.1协调联系制度

各单位的协调联系制度已建立、落实。4.2 机电设备安装、检查、试验记录

投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。4.3 试运行环境要求

4.3.1 各层地面已清扫干净，无障碍物。4.3.2 临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位。4.3.3 各部位和通道的照明良好。

4.3.4 各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。4.3.5 各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。4.3.6 各运行设备已可靠接地。

4.3.7 与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训后上岗。

4.3.8 运行部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。

4.4 太阳光伏组件检查 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

4.4.1 组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示。

4.4.2 组件互连应符合方阵电气结构设计，每个光伏组件均应在组件接线盒内加装旁路二极管。

4.4.3组件互连电缆已连接正确，电池板接地可靠。4.5 汇流箱检查

4.5.1 检查汇流箱外观合格，汇流箱内部接线满足设计要求，电缆标牌标识清晰。

4.5.2 汇流箱应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的避雷器。4.5.3 汇流箱的防护等级设计应能满足使用环境的要求。4.6 直流汇流柜、直流开关柜检查

4.6.1 直流汇流柜、直流开关柜结构的防护等级设计满足使用环境的要求。4.6.2 直流汇流柜、直流开关柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌吸收保护装置。

4.6.3 直流汇流柜、直流开关柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质材料。4.6.4 直流汇流柜、直流开关柜内的输入输出回路采用短路保护和过电流保护装置，装置应便于操作。4.7 连接电缆检查

4.7.1 连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆。4.7.2 连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗。

4.7.3 电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。4.8 触电保护和接地检查

4.8.1 B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用； 4.8.2 为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积； 4.8.3 光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用接地材料和接地体相连。4.8 逆变器检查 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

4.8.1设备表面不应有明显损伤，零部件应牢固无松动； 4.8.2 线缆安装应牢固、正确，无短路；

4.8.3 模块安装检查：模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。4.9监控系统检查

4.9.1 应对监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠。4.9.2 应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常。4.9.3 监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行。4.9.4 监控系统与各子系统通信畅通。

五、启动试运行前准备

5.1 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。5.2 所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。

5.3 110kV天华阳光光伏升压站、二期光纤区与调度的通信开通，启动设备的远动信息能正确传送到调度。

5.4 启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报供电局调度管理所。

5.5 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生技、安监部备案。

5.6 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调度备案。5.7 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。

六、启动试运行范围

6.1 110kV天华阳光光伏升压站：35kV/110kV的1号主变压器、110kVI线1101间隔、110kV新增管母。

6.2 110kV天华阳光光伏升压站：35kVI段母线、12面35kV开关柜、接地变压器带小电阻成套装置1套、SGV无功补偿装置成套装置1套。6.3 光伏区：二期光伏发电系统单元6回。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

6.4 二次屏柜：主变保护屏1面、主变测控屏1面、35kV母线保护屏面、站控层通讯屏1面。

七、启动试运行项目

7.1 110kV天华阳光光伏升压站：对110kV母线带电。

7.2 110kV天华阳光光伏升压站：对1号主变进行5次带电冲击。

7.3 110kV天华阳光光伏升压站：110kV母线保护核实差流、主变保护带负荷判方向。

7.4 110kV天华阳光光伏升压站： 35kVI段母线与35kVII段母线核实相序、SGV无功补偿装置投运、接地变压器带小电阻装置投运。

7.5 光伏区发电系统：6回发电单元输电线路投运、30台箱变倒送电、30台逆变器同期合闸接触器进行自动准同期合闸。

八、升压站启动试运行时间安排及具体措施

2014年12月17日开始

8.1 启动试运行指挥成员名单和电话

8.1.1 启动试运指挥组长：李振新 联系电话：*** 8.1.2 启动试运指挥副组长：张建华 联系电话：*** 8.1.3 启动试运组员：杨运波 万锐

8.1.4 110kV天华阳光光伏升压站运行单位：江涛 张帆 8.2 启动试运行应具备的条件

8.2.1 所有启动范围的电气设备均按规程试验完毕、验收合格。8.2.2 变电站主变电流回路极性接线正确。

8.2.3 110kV天华阳光光伏升压站与调度之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到调度。

8.2.4 所有启动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。

8.2.5 所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，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现场，现场具备送电条件。

8.2.6 运行单位已向调度报送启动申请。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

8.2.7 启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。

8.2.8 110kV系统、35kV系统、光伏区发电系统设备试验合格，已向试运行小组组长汇报。

8.3、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合：

8.3.1 110kV天华阳光光伏升压站：110kV天五线1215开关在冷备用状态。8.3.2 110kV天华阳光光伏升压站：110kV1号主变压器高压侧1101开关在冷备用状态。

8.3.3 110kV天华阳光光伏升压站：110kV1号主变压器低压侧3501开关小车在试验位置。

8.4 检查一、二次设备状态

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，启动试运行开始前完成。8.4.1 一次设备检查： 110kV天华阳光光伏升压站：

8.4.1.1检查110kV天五线1215开关在断开位置，12153、12151刀闸在断开拉置，12153D2、12153D1、12151D接地刀闸在断开位置。

8.4.1.2检查110kV1号主变压器高压侧1101开关在断开位置，11011、11013刀闸在断开拉置，11011D、11013D1、11013D2接地刀闸在断开位置。8.4.1.3检查1号主变中性点111D接地刀闸在合闸位置。

8.4.1.4检查110kV1号主变压器低压侧3501开关小车在试验位置。8.4.1.5检查1号主变高压侧置于系统规定的档位。8.4.2 二次设备检查和保护投退

8.4.2.1检查110kV天五线1215开关重合闸出口压板已退出。

8.4.2.2检查110kVI线1101间隔的测控装置电源、保护装置电源、故障录波装置、刀闸控制电源、电机电源、开关的储能电源、控制电源已投入，保护定值已按正式定值单整定投入，压板功能投退正确。

8.4.2.3检查110kV母线差动保护等均投入（对母线带电时母差投入，对主变冲击试验时母差保护退出）

8.4.2.4检查1号主变差动保护、瓦斯保护、非电量等保护均投入。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

8.4.3 启动试运行步骤: 8.4.3.1 110kV天华阳光光伏升压站：对110kV母线进行带电。1）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站将110kV母线保护均投入。2）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上110kV天五线12153、12151刀闸

3）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上110kV天五线1215开关，对110kV母线带电，冲击试验三次，带电5分钟，间隔5分钟，检查母线及电压正常。

8.4.3.2 110kV天华阳光光伏升压站：对1号主变进行5次带电冲击。

消防器材应准备好，主变充电后派专人在变压器旁监视，如有异常情况，应立即通报试运行负责人并汇报调度，停止试验查明原因。

1）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站110kV母线差动保护退出。2）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站将1号主变保护定值按定值单要求录入。

3）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上1号主变高压侧11011、11013刀闸、1号主变中性点111D接地刀闸。

4）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上110kV1号主变高压侧1101开关对主变全电压合闸五次。第一次持续时间10分钟，其它各次持续5分钟。第一次与第二次间隔10分钟，以后每次间隔5分钟，冲击合闸时在保护装置监测主变励磁涌流，冲击过程中如发现异常立即汇报试运行指挥长、当值调度，停止冲击查明原因后方可继续进行启动试运行。第五次冲击带电正常后不再断开110kV1号主变高压侧1101开关。

5）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站把1号主变高压侧档位调至与2号主变高压侧档位一致。

6）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站拉开1号主变中性点111D接地刀闸。（由运行方式决定）。

7）核实110kV母线差动保护及1号主变差动保护二次差流，检查无异常后投入110kV母线差动保护（第一次冲击试验后就核查二次差流）。8）检查35kV母联3550断路器在分闸位置。

9）合上1号主变低压侧3501开关对35kVI段母线带电。10）在35kVI段母线PT与35kVII段母线PT二次侧核对相序。11）检查35kVI段母线及电压正常。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

8.4.4.对1号SVG降压变冲击合闸试验

8.4.4.1 合上1号SVG降压变开关控制电源、保护电源。8.4.4.2检查1号SVG保护投入、相应压板投入。8.4.4.3拉开1号SVG降压变351KD接地刀闸。8.4.4.4合上1号SVG降压变351K隔离刀闸。8.4.4.5 将1号SVG降压变351C开关推入至工作位置

8.4.4.6 合上1号SVG降压变351C开关对1号SVG降压变进行冲击试验，进行5次，每次间隔5分钟，变压器无异常现象。8.4.4.7 1号SVG成套装置带电调试。8.4.5.对1号接地变冲击合闸试验

8.4.5.1合上1号接地变开关控制电源、保护电源。8.4.5.2检查1号接地变保护投入、相应压板投入。8.4.5.3拉开1号接地变低压侧3SC单相接地刀闸。8.4.5.4 将1号接地变351S开关推入至工作位置

8.4.5.5 合上1号接地变351S开关对1号接地变进行冲击试验，进行5次，每次间隔5分钟，变压器无异常现象。8.4.5.6 1号接地变成套装置带电调试。

8.4.6.至此，此次110kV天华阳光光伏升压站试运行工作结束。110kV变电站检查110kV母差保护投入、保护定值、压板运行投运正常。检查1号主变保护定值、35kVI段母线保护、各发电单元线路保护定值、压板运行投运正常，新设备正常运行72小时后本次启动范围设备交由运行单位维护，运行方式由调度确定。

九、光伏区各汇流线路带电方案

9.1.各汇流线路发电单元监控设备调试

9.1.1 计算机监控系统上位机、数据采集器、数据通讯装置、接线、内部调试完成；

9.1.2 监控系统与子系统通讯正常；

9.1.3 监控系统各模拟量采集正常、开关量显示正常； 9.1.4 监控系统相关画面及数据库完成； 9.1.5 监控系统远方分合开关试验正常。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

9.2.第七回发电单元35kV箱变充电

9.2.1第七回发电单元35kV #1箱变充电需具备的条件 9.2.1.1 35kV #1、2、3、4、5箱变安装完毕； 9.2.1.2 35kV #1、2、3、4、5箱变相关的试验完毕；

9.2.1.3 35kV#1、2、3、4、5箱变一次电缆接引完毕，二次配线完成； 9.2.1.4 35kV#1、2、3、4、5箱变相关的调试工作完成，箱变分接开关运行档位在Ⅲ档;9.2.1.5 检查35kV#1、2、3、4、5箱变低压侧断路器均在“分”位;9.2.1.6 检查35kV#1、2、3、4、5箱变高压侧负荷开关均在“分”位。9.2.1.7 检查35kV#1、2、3、4、5箱变高压侧熔断器均在“合”位。9.2.1.8 检查35kV汇七线进线开关柜保护联片在“投入”位置;9.2.1.9 第七回发电单元35kV#1、2、3、4、5箱变低油位保护模拟试验正常； 9.2.2 35kV 汇七线及#1箱变带电步骤

9.2.2.1检查35kV #1箱变高压侧负荷开关在合位； 9.2.2.2检查35kV #1箱变低压侧开关在分位； 9.2.2.3检查35kV #1箱变高压侧熔断器在“合”位； 9.2.2.4检查35kV汇七线进线开关柜3511开关在分位； 9.2.2.5合上35kV汇七线进线开关柜3511开关，9.2.2.6检查35kV汇七线进线开关柜3511开关确已在合位。

9.2.2.7通过35kV汇七线进线开关柜3511开关对35kV#1箱变进行冲击试验，测35kV#1箱变励磁涌流幅值；

9.2.2.8检查第七回发电单元35kV#1箱变带电是否运行正常，有无异音、无异常。

9.2.2.9 第七回发电单元35kV#1箱变冲击试验完毕。

9.2.2.12第七回发电单元35kV #2、3、4、5箱变充电时，35kV汇七线进线开关柜3511开关不再拉开，只需分别将35kV #2、3、4、5箱变高压侧负荷开关合上，分别对相应箱变带电，正常后不再分开，空载运行。9.2.3 第七回发电单元逆变器交流柜上电

9.2.3.1检查第七回发电单元 #1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12开关均在“分”位；

9.2.3.2检查第七回发电单元 #1逆变器室DB3-

1、DB3-2交流配电柜开关均 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

在分位；

9.2.3.3检查第七回发电单元35kV #1箱变低压侧开关QF1、QF2均在分位； 9.2.3.4合上第七回发电单元35kV箱变低压侧开关QF1、QF2；检查开关均在合位；合上逆变器室DB3-

1、DB3-2交流配电柜开关；检查开关均在合位；送电至逆变器室交流柜；

9.2.3.5检测第七回发电单元 #1逆变器室交流柜上电正常，确认逆变器交流输入电网电压、频率正常。

9.2.3.8第七回发电单元35kV #2、3、4、5逆变器充电步骤按1#逆变器交流侧充电步骤一一进行。9.3.第七回发电单元启动

9.3.1 第七回发电单元 #1逆变 #1—#12汇流箱投运 9.3.1.1 汇流箱发电单元电池组件安装完成，表面清洁； 9.3.1.2 汇流箱发电单元直流防雷配电柜支路开关在分；

9.3.1.3 汇流箱发电单元电池组件接线完成，组件与汇流箱之间的接线完成；汇流箱与直流防雷配电柜、数据采集器之间的接线完成；

9.3.1.4 测量汇流箱支路电压，电压测量正常后投入#1逆变#1—#12汇流箱内支路保险，测量汇集母排电压值，检查汇流箱数据采集正常； 9.3.1.5 电压测量正常后逐组投入汇流箱输出总开关；

9.3.1.6 第七回发电单元 #1逆变 #1—#12汇流箱分别按此步骤一一进行。9.3.2 第七回发电单元 #1逆变器直流侧投运 9.3.2.1 #1逆变器启动具备条件

9.3.2.1.1 #1逆变器室直流防雷配电柜、逆变器安装接线完成； 9.3.2.1.2 检查直流汇流柜各输入支路电压正常； 9.3.2.1.3 检查直流开关柜输出电压正常； 9.3.3 启动步骤

9.3.3.1 检查 #1逆变器内是否有短路、输入和输出端铜排是否有短路、绝缘是否良好；

9.3.3.2 逐组投入 #1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12，确认正极对地、负极对地电压正常，正-负极电压正常；

9.3.3.3通过LCD显示屏观察，逆变器是否有异常告警。9.3.3.4 进行逆变器参数设置。

9.3.3.6第七回发电单元#2、3、4、5逆变器可按照以上步骤逐一进行启动试 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

运行。

9.3.4 第七回发电单元 #1逆变器并网发电 9.3.4.1 #1逆变器启动具备条件

9.3.4.1.1 系统电已倒送至逆变器交流配电柜； 9.3.4.1.2 汇流箱直流电已送至逆变器直流配电柜；

9.3.4.1.3 检查交直流配电柜输出电压正常、相位正常、相序正常、频率正常；

9.3.5 启动步骤

9.3.5.1 合上 #1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12开关；

9.3.5.2 逐组检查#1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12确已在“合”位； 9.3.5.3 #1逆变器并网装置检测系统两端符合并网条件； 9.3.5.4 将#1逆变器并网开关KM1、KM2分别旋至合位。

第八、九、十、十一、十二回发电单元并网方法及步骤同第七回发电单元相同，只是35kV开关室对应开关名称编号不一样，对应的35KV箱变编号不一样。9.3.6 测试

9.3.6.1 防孤岛保护测试

逆变器并网发电，断开交流配电柜的交流输出开关，模拟电网失电，查看逆变器当前告警中是否有“孤岛”告警，是否自动启动孤岛保护。9.3.6.2 输出直流分量测试

用钳形电流表测量输出，确认直流分量小于交流分量额定值的0.5% 9.3.6.3 休眠功能测试

断开部分直流支路开关，检查逆变模块休眠功能，检查各模块功率分配状况；

恢复部分直流支路开关，检查逆变模块启动状况，检查各模块功率分配状况。

9.3.6.4 待机功能验证

9.3.6.4.1正常模式切换到待机模式

满足下列条件之一时，逆变器自动从正常模式切换到待机模式，无需人为干预：

a、输入直流电压超出额定的直流电压范围 b、电网电压异常 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

c、夜晚无日照

9.3.6.4.2 待机模式切换到正常模式

满足下列两个条件时，逆变器自动从待机模式切换到正常模式，无需人为干预：

a、电压在额定的直流电压范围 b、电网电压在正常工作范围 9.3.6.5 开关机功能测试

9.3.6.5.1 按监控面板上的紧急关机“EPO”按钮，逆变器关闭；按监控面板上的故障清除按钮“FAULT CLEAR”，逆变器重新开机； 9.3.6.5.2检查监控面板上开机键、关机键功能正常； 9.3.6.5.3 检查远方开停机功能正常。9.3.6.6 风扇检查

检查逆变器所有的风扇是否都在正常转动。9.3.6.7 输出谐波测试

用电能质量分析仪测量交流输出，输出电流波形失真度THDi<3%（输出满载时）。

9.3.6.8 远方功率调节功能测试

测试远方功率调节功能。9.3.7 运行观察

插入所有模块，整机上电运行，带负荷发电1天，观察是否有异常告警、动作等现象。

9.3.8 并网完成，检查各系统工作正常；

9.3.9 密切监视各系统参数显示，做好设备定期巡回。

十、并网光伏电站连续试运行

10.1完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入试运行。

10.2 执行正式值班制度，全面记录运行所有参数。

10.3运行中密切监视变压器、逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。

10.4在连续试运行中，由于相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

运行中断，经检查处理合格后应重新开始连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

10.5 连续试运行后，应停电进行机电设备的全面检查。消除并处理试运行中所发现的所有缺陷。

十一、并网光伏电站检修消缺

并网光伏电站离网并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到长期稳定运行的要求。

十二、交接与投入商业运行

并网光伏电站通过试运行并经离网处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行相关机电设备的移交，并签署光伏电站设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算相关设备的保证期。

十三、试运行安全保证措施

13.1试运行工作在启动验收领导小组具体组织下，按审批的启动试运行程序进行，有专人负责试运行过程中的安全工作。

13.2所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从试运行指挥部统一领导。

13.3所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度。

13.4运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督。13.5 试运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。

13.6设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足试运行要求。

13.7 试运行区域内设置一切必须的安全信号和标志。13.8 投运设备区域按要求配置消防器材。

13.9组织全体参加试运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项试验前的安全交底。

13.10 试运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

标志。

13.11 保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离。

13.12 电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌。

13.13 试运行操作，实行操作票制度，坚持一人操作，一人监护。13.14 作好试运行现场安全保卫工作。

十四、安全措施及注意事项

14.1 所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》。14.2 各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施。14.3 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； 14.4 所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。

14.5 试验人员需要在一次设备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。

14.6 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。

14.7 试运行期间发生的设备故障处理及试验工作,须经启动委员会同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。

14.8 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。

十五、110kV升压站一次设备编号图

第三篇：中石化榆济线投产试运行

“从目前的情况来看，天然气供应还比较平稳。” 中国石化[8.21-0.24%]天然气分公司相关负责人说。

榆济管线送来“及时气”

“榆济管线的提前投产试运行太重要、太及时了，短短10多天就已经显示出较强的自我调控、保障市场能力。”分公司生产运行部负责人朱勇感叹道。

榆济管线所经地形复杂，穿越毛乌素沙漠、黄土塬、黄河、吕梁山脉、太岳山脉、太行山脉，环境脆弱，施工难度大。为了抢工期、早投产，中国石化克服诸多困难，打拼了两年，终于在11月23日实现试运行，确保了山东、河南等地天然气市场的安全平稳。

“当然，榆济管线只是提前投产，整个管网系统还没有完全建成，不少工程还在收尾，很多问题尚需解决，与设计输送能力还有差距。”朱勇表示。

目前，中国石化拥有两大天然气管线——川气东送管道和榆济管线。川气东送管道总长2170公里，气源地是普光气田，目前日均供气量1450万立方米，主要供应四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海等地市场；榆济管线总长1045公里，气源地是大牛地气田，主要供应山东和河南，12月初日供气量600万立方米。

以产定销做编制，量入为出保民用

对中国石化而言，制定天然气供应方案是关键。首先是加强公司内部协作和信息共享，确保有效衔接，然后在此基础上编制天然气冬季销售方案，最后与各地用户逐一对接，共同制定今冬明春分月供气方案。

“‘以产定销、量入为出’是我们遵循的原则。”分公司市场营销部副主任孟亚东介绍说，一到秋末，集团公司就会与地方政府积极沟通协调，对接供需，共同制定天然气供应方案。

为确保天然气供应的安全、平稳、高效，天然气分公司还采取了一系列强化管理的措施。一是开展秋季安全大检查，对重要生产设备设施进行全面、系统的“体检”，确保冬季高峰时期优化运行；二是制定详细明确、可行性强的应急保障预案，以应对突发事件的发生；三是依托管道沿线的中国石化企业，建立一支应急抢险抢修队伍，并做好人员、物资等方面的储备；四是充分利用信息系统，加强管网的运营调度和监控。

中国石化还按照居民、公共事业和重点用户的优先次序，力保重点地区和重点用户用气。“进入冬季，首保民用，压减工业和发电负荷。其实，中国石化为此也做出了较大牺牲。”朱勇解释说，在冬季高峰期，中国石化要求所属以天然气为原料的炼化企业全部参与调峰，安排检修或停工，减少自身用气，确保地方用气。

开足马力仍难补缺口

“天然气供需缺口逐年扩大，我们有心无力。今冬明春川气东送管道和榆济管线的天然气日供应量约为2100万立方米，是目前的条件下所能达到的最大能力。” 分公司相关负责人说，“最大的问题还是缺资源。”

尽管近年来中国石油[11.44 0.00%]、中国石化的天然气生产量有了较大幅度的增长，但与增长更为迅猛的市场需求相比，仍存在着较大缺口。随着城市建设的快速发展和人们生活水平的提高，天然气消费进入寻常百姓家，成为生活必需品。

海关总署公布的一份报告显示，国内天然气供需缺口呈现逐年扩大之势，预计2010年中国天然气供需缺口为300亿立方米，2015年天然气供需缺口超过400亿立方米。

有专家表示，除资源“瓶颈”外，目前我国天然气的地下储气库建设相对滞后，调峰能力整体比较弱，应对风险能力尚有不足。据悉，中国石化正在加快储气库建设，一些项目正在实施中。

“无论如何，我们将一如既往加强管理、保障气源、优化管网，全力做好天然气供应保障工作，尽一切可能确保天然气供应的安全、平稳、高效。”天然气分公司有关负责人表示。

第四篇：试运行方案（精选）

XX省XX县XX有限责任公司

XX加油站

试运行方案

XX加油站 20XX年XX月XX日

一、建设项目施工完成情况

XX加油站位于XXXXXXXXX，加油站设计为X级加油站。

XX加油站于20XX年XX月开工建设。设计单位：XXXXXXX，建设单位：XXXXXXXXXXX。加油站设计图纸经公安消防部门审核，并出具消防审核意见书。

XX加油站于20XX年XX月建设完工。

二、储存危险化学品品种和设计能力

XX加油站主要经营成品油品种为：93#汽油、97#汽油、0#柴油。

XX加油站设计能力：埋地油罐三座（30m³汽油罐2个，30m³柴油罐1个），双枪加油机4台，加油亭一座、营业室、休息室及相关附属设施。

三、试运行过程中可能出现的安全问题及对策措施

试运行过程中可能出现的安全问题

（1）火灾爆炸

加油站所经营的汽、柴油具有易燃、易爆的特性，管理不当、操作失误、设备缺陷等原因极易造成油品泄漏，泄漏油品在空气中蒸发扩散与空气混合形成爆炸性混合物，若此时遇到火源，可能发生火灾、爆炸事故。（2）触电伤害

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如果电器设备的日常管理、维护不当，致使输电线路坠落到地面上或输电线路外套脱落，就会使人员触电的几率大大增加，从而引发触电事故。（3）车辆伤害

加油站进出车辆多，若站内人员缺乏安全意识，注意力不集中、指挥失误或车辆驾驶员的失误可能造成车辆伤害事故。（4）中毒或窒息

在有毒或缺氧的环境中，人体因吸入有毒物或氧不足而造成中毒或窒息。若油品泄漏或进入油罐检修有可能发生中毒或窒息的危险。（5）机械伤害

加油站的柴油发动机和油泵是运转设备，在其过程中若人员接触到其，会发生伤害事故，对人员造成伤害。（6）高处坠落

本项目在建设过程中需在高处作业，有发生高处坠落的可能。（7）物体打击

在建设过程中需在高处作业、平地施工中，存在发生物体打击事故肯能。（8）起重伤害

在设备安装过程中，需采用起重设备吊装，存在发生起重伤害。

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对策措施：

运行期间的安全对策措施

1.在以后的经营过程中，加油站的防雷装置应由具有资质的单位定期进行检测，检测合格方可继续使用。

2.定期请当地消防部门进行消防设施安全检查，发现问题及时整改。

3.严格划分禁火区，禁火区内严禁吸烟、使用明火、违章带入火种。过年、过节严禁在附近燃放鞭炮等。

4.加油站内消防器材摆设应便于取用，且不应摆放于危险地点处，如：油罐区应配备1只推车式灭火器，加油区应配备4只干粉灭火器，卸油区、站房、附属房也应配备相应的灭火器，同时应配置灭火毯2块，消防沙子2m3。

5.卸油过程中，不得私自开启量油口或罐体上其他设施进行通气，以期达到加快卸油速度的目的。

6.主要负责人（站长）、安全员应参加安全生产监督管理部门的培训，并定期参加再培训，保证所持证书在有效期范围，转岗、新进的从业人员应全员参加培训，培训合格后持证上岗。

7.企业应严格控制和消除火源，在检修等作业过程中，应严格执行《安全用火管理制度》和《油罐维修管理制度》，防止火灾、爆炸事故的发生。

8.加强加油区、油罐区安全管理，发现油品泄漏立即采取措施，杜绝火灾、爆炸事故发生。

9.加强从业人员的安全教育培训、应急能力培训，并建立健全安全管理台帐及记录，进一步完善安全管理制度、操作规程、安全责任制及安全管理台帐。

10.定期进行事故预案演练，结合事故应急救援预案演练的实际情况和《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T

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9002-2006），不断修改完善事故应急救援预案。

11.在加油站内不能使用燃煤、燃油、燃柴或燃气灶，若使用应保持至少18m的安全距离，加油站人员值班居住场所不得使用以上方式进行生火做饭。

12.定期监测集水井的积水情况，定期排水，避免因积水太多造成油罐上浮。

13.加油站爆炸危险区域内不得使用非防爆电器设备。14.油品的运输必须由具有相应危险化学品运输资质的单位运输，运输人员必须持有相应的资质。

15.企业应为新进员工缴纳工伤保险费，为员工配发防静电服、手套等劳动防护用品。

16.及时更换老化、损坏或淘汰的设备、设施。17.加油机应按检定周期按时检定。

18.加油、卸油、量油、清罐、发电等作业应符合《加油站作业安全规范》（AQ3010-2007）的要求。

19.加强对消防设施的维护保养，灭火器定期进行检验，保证灭火器的有效性，经常保持消防器材的清洁卫生。

20.建议将安全责任制、安全管理制度上墙。

21.选购的加油机等设备必须是具有相应资质生产厂家生产的设备，且符合国家标准。

22.在危险区域内应先用防爆设备，安装应按要求进行；电气设备的外露可导电部份应可靠接地。

23.每台加油机应不少于2只4KG手提式干粉灭火器或1只4KG手提式干粉灭火器和1只泡沫灭火器。

24.设35KG推车式干粉灭火器1个。当两种介质储罐之间的距离超过15CM时，应分别设置。

25.油罐必须进行防雷接地，接地点不应少于两处。

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26.埋地油罐应与露出地面的工艺管道相互做电气连接并接地。

27.加油站的油罐车卸车场地，应设罐车卸车时用的防雷电接地装置。

28.三级加油站的罩棚、营业室应设事故照明。

29.电力线路宜采用电缆并直埋敷设。电缆沟内必须充沙填实。电缆不得与油品管道敷设在同一沟内。

30.罩棚下的灯具应选用防护等级不低于ip44级的节能型照明灯具。

31.站内应设置醒目的路牌安全警告标志。

32.紧急通道和紧急出口应设置明显的标志和指示箭头。33.试运行期间，主要工作有：安排人员培训，并进行实际操作；对加油机进行日常操作，并予以记录；对系统发生的问题，分重点分层次地予以解决，并由此提出针对性的措施。发现并总结加油站运行中的管理和维护问题，总结经验，以便系统正常运行时参考。

34.完成系统日常操作、故障警报处理、应急处理、加油站加油机、油罐等设备维护和设备巡检等培训；

35.具备经考核合格的日常操作和维护人员上岗。36.制定加油站安全管理队伍； 37.建立日常运行工作制度草案

38.建立日常操作、故障处理、警报处理、应急处理操作规程（草案）；

39.建立日常设备巡检制度，制定各项巡检、复核内容； 40.制定加油站设备管理和维护规范； 41.制定日常运行报表生成内容、时间间隔。组织规范好试运行

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建立规范的可操作的试运行记录内容，制定可操作的试运行记录表格，安排合理的记录周期和巡检周期。试运行的组织主体为XX加油站，且参与各方均安排相应人员协助该项工作。XX加油站需要对操作人员进行有效地组织和安排。

四、试运行制度

开展安全宣传。

对外宣传：设置醒目标志，让用户明确站内要求；对内宣传：每一员工不仅会使用各种设备，而且对设备性能、结构原理、安全知识、消防知识有较深了解。

1、作业现场的安全措施

⑴防冒油措施

①加强计量工作：班前计量、卸车前后计量；

②坚持来油监卸制度；

③防止设备老化或带病作业：加油枪、加油机连接管、通气管、计量孔、卸油孔、人孔、电器线路等设备定期进行检查维护；

④持枪加油，防止油加冒。

⑵防止混油措施：

①坚持来油验单；

②设专人负责监卸；

③卸油口标出油品标号。

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2、防爆电气安全措施

按加油站爆炸危险区域划分，区域内要按防爆要求选型、安装；区域外可不用。加油机：接线盒、开关、启动器、电机进线必须符合防爆要求；特别是整体防爆，线路不准有接头。罩棚要选用防护型灯具。

3、雷击、静电的安全防范措施

⑴ 防雷击措施

①罩棚、营业室、油罐呼吸管需要可靠接地，防止直接雷击，其接地电阻不大于10Ω；

②加油机、胶管、卸油场地导静电线完好有效，防止感应雷，加油机外壳接地电阻不大于4Ω；

③雷雨天气，应停止付油，必要时切断电源；

④雷雨季节来临时，应对设备接地装置做全面检查；

⑤经常收听天气预报，做好准备；

⑥每年不少于两次的防雷接地检测。

⑵ 防静电措施

①接地装置完好，连接可靠：a.油罐不少于两处接地；b.卸油点必须有接地；c.加油机接地有效；d.油枪与胶管接地线路完好。

②作业前应检查是否完好，连接是否可靠；

③几点注意事项：a.卸油前必须先接地后卸油；b.卸油后必须先拆管后拆接地线；c.计量作业要采用专用测量工具；量

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油高时要在下尺槽作业。

4、用户进站加油的防范措施

①禁止用塑料容器加油；

②禁止加油站内从事可能产生火花的作业；

③所有机动车辆必须熄火加油；

④摩托车必须熄火推进加油站加油；

⑤禁止装火药、爆竹、液化气等易燃易爆物品的车辆进站加油；

⑥禁止闲杂人员、车辆在站内通行、逗留。

5、防盗、防抢安全防范措施

①加油站安装必要的防盗门窗、通讯工具和报警装置；

②配备适量的防范武器：石灰粉、橡皮警棍；

③当天现金应及时存入银行或公司，少量现金应放入保险柜；

④夜间值班人员做到不饮酒，不擅离岗位，不睡觉，时刻注意站内外动向；

⑤与当地派出所取得联系，每位员工要牢记报警电话。

6、防中毒措施

①防止油品泄露；

②作业宜站在上风口；

③严禁用汽油洗手；

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④进入油气空间应戴防毒面具。

四、采取的安全措施

XX加油站主要采取的安全措施

1、根据《汽车加油站气站设计与施工规范》（GB50156-2002，2006版）的要求修建加油站，距离符合规范要求；

2、根据《汽车加油站气站设计与施工规范》（GB50156-2002，2006版）配置灭火器材，加油站设计图纸经消防部门审核，加油站建成后经消防部门验收；

3、加油站已根据要求设置防雷防静电设施，并经鲁甸气象局检测，结果为合格；

4、加油站内站长、安全员、特种作业人员已经配置到位，相关人员均经过培训持证上岗。

五、事故应急救援预案

XX加油站根据《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/19002-2006）编制了事故应急救援预案。预案见附件。

六、试运行起止日期

XX加油站试运行时间：20XX年XX月至20XX年XX月

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42.在以后的经营过程中，加油站的防雷装置应由具有资质的单位定期进行检测，检测合格方可继续使用。

43.定期请当地消防部门进行消防设施安全检查，发现问题及时整改。

44.严格划分禁火区，禁火区内严禁吸烟、使用明火、违章带入火种。过年、过节严禁在附近燃放鞭炮等。

45.加油站内消防器材摆设应便于取用，且不应摆放于危险地

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点处，如：油罐区应配备1只推车式灭火器，加油区应配备4只干粉灭火器，卸油区、站房、附属房也应配备相应的灭火器，同时应配置灭火毯2块，消防沙子2m3。

46.卸油过程中，不得私自开启量油口或罐体上其他设施进行通气，以期达到加快卸油速度的目的。

47.主要负责人（站长）、安全员应参加安全生产监督管理部门的培训，并定期参加再培训，保证所持证书在有效期范围，转岗、新进的从业人员应全员参加培训，培训合格后持证上岗。

48.企业应严格控制和消除火源，在检修等作业过程中，应严格执行《安全用火管理制度》和《油罐维修管理制度》，防止火灾、爆炸事故的发生。

49.加强加油区、油罐区安全管理，发现油品泄漏立即采取措施，杜绝火灾、爆炸事故发生。

50.加强从业人员的安全教育培训、应急能力培训，并建立健全安全管理台帐及记录，进一步完善安全管理制度、操作规程、安全责任制及安全管理台帐。

51.定期进行事故预案演练，结合事故应急救援预案演练的实际情况和《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T 9002-2006），不断修改完善事故应急救援预案。

52.在加油站内不能使用燃煤、燃油、燃柴或燃气灶，若使用应保持至少18m的安全距离，加油站人员值班居住场所不得使用以上方式进行生火做饭。

53.定期监测集水井的积水情况，定期排水，避免因积水太多造成油罐上浮。

54.加油站爆炸危险区域内不得使用非防爆电器设备。55.油品的运输必须由具有相应危险化学品运输资质的单位运输，运输人员必须持有相应的资质。

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56.企业应为新进员工缴纳工伤保险费，为员工配发防静电服、手套等劳动防护用品。

57.及时更换老化、损坏或淘汰的设备、设施。58.加油机应按检定周期按时检定。

59.加油、卸油、量油、清罐、发电等作业应符合《加油站作业安全规范》（AQ3010-2007）的要求。

60.加强对消防设施的维护保养，灭火器定期进行检验，保证灭火器的有效性，经常保持消防器材的清洁卫生。

61.建议将安全责任制、安全管理制度上墙。

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第五篇：轧钢厂试运行方案

轧钢厂设备ERP试运行方案

一、厂内试运行

目的：录入年修所需数据 时

间：2011年11月1日-7日 单

位：1780生产区、三四高线生产区

作

业：录入年修所需数据：停机立案结案、工单申请、年修计划申请及拟准、预修（定修）作业等。

操作人员：业务骨干、关键用户（B1、B2、C1、C2）地

点：1780、四高线

二、机动部联合测试

目的：配合机动部、计算机中心，并联合其他主体厂矿测试系统问题。

时

间：2011年11月8日-11日

单

位：设备科、1780生产区、二高线生产区、三四高线生产区、棒线带生产区

作

业：停机立案结案、工单申请、年修计划申请及拟准、预修（定修）作业等。

操作人员：业务骨干、关键用户（B1、B2、C1、C2）地

点：经营公司一楼计算机中心机房

三、厂内联合测试

目的：厂内全员全流程试运行，应用真实数据，确保操作流程顺畅、操作准确。在测试中检验点检基准、设备定址码的合理性和有效性。并根据测试结果修正维修基准、单元定额。

时

间：2011年11月14日-30日

单

位：设备科（科长、专责修理计划人员、工程人员）、生产科（厂调度）、安全科、各生产区（调度、点检站站长、点检员、维修人员）

作

业：所有模块，全流程操作。

操作人员：设备厂长、业务骨干、关键用户（B1、B2、C1、C2）点检人员、作业长拟准人员（C3、C4），设备科科长、专责修理计划人员、工程人员、生产科厂调度、安全科、各生产区调度、点检站站长、点检员、维修人员、计量人员、特种设备人员。

地

点：(建议)经营公司一楼计算机中心机房。

占用3台计算机（也可自带电脑），在测试中发现问题随时沟通机动部、计算机中心、本钢派遣人员。

轧钢厂设备科（215）自建临时机房。