中石化榆济线投产试运行

第一篇：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。

第二篇：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

第三篇：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

第四篇：天然气长输线试运行工作总结（模版）

惠农区天然气长输线试运行工作总结

惠农区天然气工程隶属石嘴山市天然气工程二期工程，投资估算5912.04万元，工程于2008年4月正式开工建设。2008年12月10日大武口—惠农区段主体工程完工，同时对以上主体工程进行试运行。

一、工程概况

主要包括：大武口至惠农区长输管线（DN300—55.525km,PN4.0Mpa,年输气量1.0×10m3/a）、红果子分输站至惠农调压站支线（DN100-4.050 km，PN1.6MPa，年输气量2.39×10m）、石嘴山末站1座、红果子分输站1座、阴极保护站两个。

该工程埋地管道外涂层采用煤焦油瓷漆防腐，以强制外加电流为主，牺牲阳极为辅的阴极保护方式进行保护。

2008年12月10日，惠农区储配站末站一次点火成功，经过三天的升压、稳压，在线输气设备调试、验漏堵漏，投产工作圆满完成，进入管道试运行阶段。

二、试运行工作范围

试运行工作范围包括大武口—惠农区段天然气管道工程内的储配站末站、七座阀室和管线在线设备的维护、保养和工作状态的调研；穿越高速公路涵洞1处，穿越铁路1处，顶管穿越公路2处，采用混凝土稳管，多次穿越光、电缆及6

38水管道，不包括管道辅助工程的投运和调研。

三、试运行工作情况

大武口—惠农区储配站长输管线试运行一年来，我们主要做了以下几个方面的工作：

（一）大惠天然气管道线路方面

1、经过对大武口门站—惠农区储配站的55.525km管道的走向、穿越、水土保护工程、沿线的地貌、经过的山地、河流、泄洪沟、村庄、大型建筑物进行了多次的详细勘查，对工程建设进行了全面了解，熟悉各项基础设施、隐蔽工程的施工状况，掌握第一手资料。

2、对管道沿线补栽加密桩、安装宣传教育警示标牌、阀室、阀井做防渗水处理等。

3、每月进行两次徒步巡线、每周进行两次车巡，对管道沿线的重点部位进行检查，对沿线的村民进行保护管道的安全宣传教育。

4、对阀室的设备进行了调试、堵漏，同时更换了不合格的压力表，达到安全生产的要求。

5、对红果子兰山园、河滨工业园区的施工地段坚持每天蹲点监护。

（二）对设备、管道系统的性能、设计等进行一系列的周密监控、检查、调试。

通过对不同工况下的天然气输送生产运行结果分析，对输气系统进行全面的测试，针对设计、施工过程中存在的隐患，进行整改，为输气管道系统进入下一个阶段的正常运行打下坚实的基础，保证安全平稳输气。

（三）在站场内，按照长输天然气管道的要求，汲取了各天然气管道管理的经验，制定了标准化管理制度。

（四）建立健全了输气站、巡线维修队管理制度、岗位责任制、岗位练兵、应急救援、生产记录、生产报表等资料。

（五）通过岗位练兵、现场讲解、操作示范、指导操作等方法，使实习的员工达到了天然气输送初级工的技能要求，能单独进行输气生产运行工作，部分员工达到中级工的技能水平。

四、经过一年来的试运行，该项目完全是按照安全设施、设计施工建设的。各项工程符合设计要求，试运行正常。

为进一步适应城市建设发展的要求，改善石嘴山市惠农区的投资环境，提高人民群众的生活水平，发展石嘴山市惠农区天然气工程是切实可行的。

第五篇：邯济线冬期施工方案

邯郸至济南铁路扩能改造工程ZH-2标

（K84+645～K164+500）

冬季施工方案

编制：

审核：

审批：

中铁二十一局集团邯济铁路扩能改造工程施工指挥部

二○一○年十一月十八日

目 录

1.编制说明.........................................................................................1 2.工程概况、技术标准及工程特点...................................................2 2.1工程概况.................................................................................2 2.2主要技术标准.........................................................................3 2.3工程特点.................................................................................3 3.气象概况.........................................................................................4 4．冬季施工准备...............................................................................4 4.1冬季施工的界定.....................................................................4 4.2冬季施工前的准备工作..........................................................5 5.主要项目的冬季施工方案...............................................................6 5.1路基施工.................................................................................6 5.2路基附属工程施工..................................................................7 5.3桥涵施工.................................................................................7 5.4混凝土工程冬期施工防冻总体要求.......................................8 5.5 混凝土生产防护措施.............................................................8 5.6 混凝土配制............................................................................8 5.7钢筋工程...............................................................................16 6.机械设备的冬季施工措施.............................................................17 7.人员防寒、防冻............................................................................17 8.安全、防火技术措施....................................................................18

1.编制说明

1.1编制依据

1）《邯济铁路扩能改造工程施工总价承包招标文件》、设计图纸及其它相关设计资料。

2）本集团经认证的《质量手册》和《程序文件》。3）类似工程施工经验及现场实际情况。4）我单位现有的经济、技术综合实力情况。5)本地气候情况。1.2所采用的规范、标准、指南

1）《铁路混凝土结构耐久性设计暂行规定》铁建设〔2005〕157 号 2）《铁路混凝土工程施工技术指南》TZ210－2005 3）《铁路混凝土与砌体工程施工规范》TB10210－2001 4）《铁路桥涵混凝土和砌体结构设计规范》TB10002.4-2005 5）《铁路混凝土与砌体工程施工质量验收标准》TB10424-2003 6）《铁路混凝土工程施工质量验收补充标准》铁建设[2005]160 号

7)《客货共线铁路路基工程施工技术指南》TZ 202－2008 8)《客货共线铁路桥涵工程施工技术指南》TZ 203－2008 2.工程概况、技术标准及工程特点

2.1工程概况

邯济铁路扩能改造工程ZH-2标段起点位于邯济线K84+645，经冠县、堂邑，之后跨越京九铁路，与既有线并行至本标段终点K164+500，线路全长79.814km。改造冠县、堂邑、解庄、聊城北、聊城东5个车站，关闭贾镇车站。2.1.1路基工程

本标段区间路基土石方3706221m3，站场土石方1747677m3，路基附属工程79.814正线公里。改建站场5座，为冠县站、堂邑站、解庄站、聊城北站和聊城东站。2.1.2桥涵工程

本标段共有特大桥5252.39延长米/3座；大桥749.43延长米/5座；梁式中桥1136.72延长米，新建框架式中桥870.08顶平米，改建框架式中桥2331.4顶平米；梁式小桥81.86延长米；新建框架涵827.85横延米，接长框架涵4251.55横延米。

本标段点多线长，施工管理跨度大，总工期仅为24个月，站前与站后、线上与线下关系紧密，相互制约，工序很多，任务量繁重。所经地区是我国主要农产区，沿线绝大部分为耕地，排灌沟渠纵横。

经过地区交通运输通畅，公路有104、106、309等国道和京福、京珠、青银、济馆等高速公路，其他四通八达的省道、县道构成的公路网与本线相通；公路可以满足工程材料运输的需要。为满足现场施 工需要，需沿新建线路边修建一条贯穿线路的临时施工便道。根据工程具体位置、沿线道路情况及运量，考虑在特大桥、大桥等重点工程地段、重点土石方地段、取土场等大型临时设施地段需要增设汽车便道引入线，共计23.78km；需新建沿线贯通便道91.644km。2.2主要技术标准

铁路等级：Ⅰ级； 正线数目：双线；

最小曲线半径：一般地段1200m，困难地段800m； 限制坡度：6‰； 牵引类型：电力；

机车种类：客SS9，货SS4； 牵引质量：5000t； 到发线有效长度：1050m； 闭塞方式：自动闭塞（ZPW-2000）； 旅客列车设计行车速度：120km/h； 供电方式：带回流线的直接供电方式； 运输调度指挥系统：CTC。2.3工程特点

本标段大部分靠近既有线施工，区间增二线并行地段线间距多为4.0米，工程施工中对既有行车设备影响较大，尤其是站场改造、线 路换边、曲线改造、涵洞接长、桥涵基础施工、信号改造、铺架施工、接触网施工等项目，直接影响行车安全。站场施工过渡、区间卸路料、便梁架设、接触网施工作业等项目均需要封锁要点施工，对行车干扰较大；营业线施工，施工人员多，专业配合多，安全控制难度大。

聊城北站是在已有的电气化车站内进行改造，站改复杂、施工难度大，并对京九干线运输影响较大。3.气象概况

聊城市年平均气温为13.1℃。在地理位置的变化上，气温由西北向东南逐渐增高。气温的季节变化明显，冬季气温最低，1月份平均气温为-2.5℃，是全年中最冷月份。全市极端最低气温平均为-21.4℃，观测到的最低值为-22.7℃（莘县，1971）。

4．冬季施工准备

4.1冬季施工的界定

昼夜平均气温在0℃以下且连续15d时，路基填筑施工按低温施工办理。

当工地昼夜平均气温（最高和最低气温的平均值或当地时间6 时、14 时及21 时室外气温的平均值）连续3d 低于5℃或最低气温低于-3℃ 时，混凝土施工按冬期施工的有关规定办理。

根据聊城历年的气象情况，我标段预计将于2010 年12 月上旬进入冬季施工。4.2冬季施工前的准备工作

1）根据施工计划和施工组织设计，确定了冬期施工的工程项目。我标段安排在冬季施工的主要项目有路基填筑、桥梁钻孔桩、桥梁承台、桥梁墩身、涵洞。

2）我单位调度已经及时与当地气象部门联系，收集了历年气象资料，并随时掌握当地目前的气象变化情况。

3）在入冬前指挥部组织了专人编制冬季施工方案。编制的原则是：确保工程质量；经济合理，使增加的费用为最少；所需的热源和材料有可靠的来源,并尽量减少能源消耗；确实能缩短工期。方案确定后，下发给各项目部，各项目部组织有关人员学习，并向队组进行交底。

4）工程技术人员根据指挥部下发的冬期施工方案，提出防寒、防冻措施，认真对现场施工人员做好技术交底和培训工作，并做好记录。安质人员认真监督检查，在恶劣天气来临之前，严格认真对照“五防” 工作制度，落实各项措施，牢固树立预防为主的思想，备足了冬季工程用料及防寒材料，做到组织落实、措施落实、人员落实、物质落实，对存在的问题立即整改并复查。确保工程项目安全优质、施工人员安全及设备完好。

5）中心试验室做好冬季施工混凝土及掺外加剂的试配试验工作，提出施工配合比。

6）安排专人测量施工期间的室外气温，暖棚内气温，混凝土的温度并作好记录。7）进入冬季施工前，对掺外加剂人员、测温保温人员和火炉管理人员，专门组织技术业务培训，学习本工作范围内的有关知识，明确职责，方准上岗工作。

8）根据实物工程量提前组织有关机具、外加剂和保温材料进场。9）经过调查选用符合要求的防冻材料（包括防冻剂、机械用的防冻油等）和给职工配发的防寒用品。

5.主要项目的冬季施工方案

5.1路基施工

低温施工优先选用级配良好的渗水土作填料，在使用非渗水土时，其含水量须低于塑限，并采取加大压实功能施工措施。低温施工的路堤，其基底在冻结前处理，清除冰雪、疏干积水，坑洼处用与基底同类的土填筑压实，处理好的基底随即掩盖以防冻结。低温施工的路基顶面及边坡修整在解冻后进行。

施工地段的积雪，在临动工前清除。

冬季路基填方施工，重点防止冻土块填入，做到随挖、随运、随填、随压实，并严格按冬季施工组织措施及技术要求进行，达不到要求时，暂停施工。已铺土层未压实前，不得中断施工，确保挖、运、填的周期时间小于土的冻结时间。

路堤填筑不得使用掺有冻土的填料填筑。分层填筑铺筑土厚度按一般规定减薄20～25%，并避免铺成斜层。对取土场和路堤的外露土层用松土或草袋覆盖。

施工中遇大雪或其它原因不得不中途停工时，整平填层及边坡面并掩盖，继续施工前，将表面冰雪清除。5.2路基附属工程施工

路基附属工程进行砂浆砌筑或勾缝时，采用外加剂法进行施工，外加剂为高效抗冻剂。施工时清除片石、预制构件表面的冰雪；砂中不得混有直径超过1cm冻结块的砂。当最低气温低于-15℃时，砂浆等级比常温下提高一级。

集中搅拌时设暖棚，对运输工具增设保温措施。对砌筑完的砌体立即用草帘等包裹起来进行保温。沥青在现场就近熬制，以免温度急剧散失。5.3桥涵施工

混凝土拌合站、大堆料及其它材料、混凝土泵站等外罩暖棚。混凝土管道外包保温材料。钢筋、模板在室内加工。施工用水池外罩暖棚，用水管网外露部分用防寒材料包扎。

钻孔灌注桩施工时，钻机下部罩暖棚。开钻后连续作业，各工序间紧密连接，减小工序间的间隔时间，以免孔内泥浆冻结。制备泥浆的储浆池、沉淀池须搭设防寒棚，保证泥浆不冻结。泥浆循环使用聚乙烯保温管。冬季桩基础的施工采取加热原材料或掺防冻剂的方法进行，砼灌注温度不得低于5℃。当桩身位于冻土层内时，砼浇筑后顶 部应覆盖保温，保证砼强度未达到设计标号的50%之前不得受冻。

承台、墩身采用暖棚法养护，暖棚法详见“5.6.4.8 混凝土养护”。5.4混凝土工程冬期施工防冻总体要求

1）冬季施工期间，须防止新浇的混凝土在达到抗冻强度前受冻； 2）对于我单位采用的普通硅酸盐水泥配制的混凝土，采取保证措施在其抗压强度达到设计强度的30%和5MPa 前不允许受冻；

3）浸水冻融条件下的混凝土在其抗压强度达到设计强度的75％前，不得受冻。5.5 混凝土生产防护措施

1）在混凝土工厂搅拌机和料斗上部搭设防护蓬和保温罩，防止雨雪和冰冻对上水管道的损坏。

2）下雪天对原材料进行覆盖，砂、石中严禁含有冰雪、冰块及冻块等，水泥严禁有受潮现象。

3）拌和站对计量设备进行冬季施工前的自检，并记录，保证计量准确，严格按配合比配料，混凝土发现异常及时通知实验室值班人员进行调整。

4）现场严禁随意向混凝土中加水，实验室加强监督，严格控制现场混凝土的出机温度及入模温度。5.6 混凝土配制

为减小、防止混凝土冻害，提高混凝土的早期强度，我单位尽 量将配合比的用水量降低至最低限度，严格混凝土控制坍落度，加入复合早强抗冻型减水剂。5.6.1 水泥的选择

配制混凝土时，选用了42.5 普通硅酸盐水泥。5.6.2 选用较小的水灰比和坍落度

无配筋或配筋稀疏的混凝土结构和普通配筋率（配筋率3‰左右）的钢筋混凝土结构采用140（±20）mm 坍落度的混凝土；钻孔桩采用180（±20）mm 坍落度的混凝土。

混凝土的最大水胶比不大于 0.45，最小胶凝材料用量不少于 320Kg/m 3。

对于钻孔灌注桩水下混凝土，其配制强度较设计要求提高15%，胶凝材料用量不小于400Kg/m3。适当地延长混凝土的搅拌时间，并采用掺入热水的热拌工艺，提高其灌注时的温度。5.6.3 混凝土的外加剂选择

外加剂采用减水率高、坍落度损失小、适量引气、质量稳定、复合早强、能满足混凝土耐久性能的产品。

在钢筋混凝土中禁止掺用氯盐类防冻剂，以防止氯盐锈蚀钢筋。5.6.4 混凝土的搅拌、运输、养护等

为了尽可能保证混凝土的入模温度不低于5℃，就必须得保证混凝土拌和物合成后出机有较高的温度。采取的措施：加热混凝土原材料，延长搅拌时间，缩短运输时间，尽量避免二次倒运。5.6.4.1 混凝土原材料加热 原则：优先采用加热水的方法，当加热水仍不能满足要求时，再对骨料进行加热。

1）混凝土原材料加热温度总体控制及加热方法

首先将水加热，其加热温度不高于80℃。当骨料不加热时，水的加热温度提高到80℃以上。

当只加热水不能满足要求时（随天气而定），将骨料均匀加热。采用的加热方法：骨料采用暖棚法法加热，即搭设坚固、不透风的暖棚，在棚内设置燃煤取暖炉加热，暖炉上加锅。并加强通风措施，将炉的排气管引出棚外，将烟气排出棚外，以防煤气中毒和防止二氧化碳浓度过高加速混凝土的碳化。暖棚进口加设棉布帘。

外加剂在使用前运入暖棚进行自然预热，不直接加热。当拌制的混凝土出现塌落度减小或发生速凝现象时，重新调整拌和料的加热温度。

2）混凝土搅拌投料顺序

先投骨料和已加热的水，搅拌均匀后，再加胶凝材料和外加剂进行搅拌。

3）冬期混凝土施工热工计算

搅拌混凝土前，先经过热工计算，并经试拌确定水和骨料需要预热的最高温度。为保证混凝土拌和物的出机温度和入模温度，结合现场施工实际情况，进行混凝土热工计算，确保混凝土的温度符合要求。

Ⅰ、混凝土拌和物合成后的温度按下式计算：

T0=[0.9(WcTc+WsTs+WgTg)+4.2Tw(Wg-PsWs-PgWg)+c1(PsWsTs+P gWgTg)-c2(PsWs+PgWg)]÷[4.2Ww+0.9(Wc+Ws+Wg)]

式中：T0—混凝土拌和物合成后的温度（℃）； Ww、Wc、Ws、Wg—水、水泥、砂、石的用量（Kg）； Tw、Tc、Ts、Tg—水、水泥、砂、石的温度（℃）； Ps、Pg—砂、石的含水率（%）；

c1、c2—水的比热容（KJ/Kg•K）及溶解热（KJ/Kg）当骨料温度＞0℃时，c1 =4.2、c2=0； 当骨料温度≤0℃时，c1 =2.1、c2=335。Ⅱ、混凝土拌和物的出机温度按下式计算： T1= T0-0.16(T0-Tb)式中：T1—混凝土拌和物的出机温度（℃）； T0—混凝土拌和物合成后的温度（℃）； Tb—搅拌机棚内温度（℃）。

Ⅲ、混凝土拌和物经运输至成型完成时的温度按下式计算：

T2= T1-（αt+0.032n）（T1-Tc）

式中：T2—混凝土拌和物经运输至成型完成时的温度（℃）；

t—混凝土拌和物自运输至浇筑成型完成的时间（h）；

n—混凝土转运次数；

Tc—运输时的环境温度（℃）；

α—温度损失系数，采用混凝土搅拌输送车，α=0.25。5.6.4.2 骨料不带有冰雪和冻块以及易冻裂的物质，严格控制混凝土的配合比和坍落度，由骨料带入的水分及外加剂溶液（外加剂为液体）中的水分均从拌合水中扣除。投料前，先用热水冲洗搅拌机滚筒。5.6.4.3 拌制掺用外加剂（液体）的混凝土时，使用时先配制成规定浓度溶液，然后根据使用要求，用规定浓度溶液再配制成施工溶液。各溶液分别置于有明显标志的容器内，不混淆。5.6.4.4 搅拌

搅拌时间较常温施工延长50%；对于掺外加剂的混凝土，搅拌时间取常温搅拌时间的1.5 倍。搅拌时间延长至3 分钟。5.6.4.5混凝土运输

冬期施工运输混凝土拌和物，尽量减少热量损失，采用如下措施： 1）尽量缩短运距，选择最佳的运输路线，缩短运输时间； 2）混凝土搅拌车上裹棉罩（随天气情况），以延缓混凝土的热量损失；

3）尽量减少装卸次数并合理组织装入、运输和卸出混凝土的工作。

5.6.4.6 混凝土浇筑

1）混凝土浇筑前，清除模板和钢筋上的冰雪和污垢。当环境气温低于-10℃时，采用暖棚法将直径≥25mm 的钢筋和金属预埋件加热至正温。

2）新、旧混凝土施工缝的清理： a、前层混凝土的强度不小于1.2Mpa。b、施工缝处的水泥砂浆薄膜、松动石子或松弱混凝土层凿除，并用水冲净且保证无积水。

c、新混凝土在浇筑前，在横向施工缝处先铺一层厚约 15 mm 并与混凝土灰砂比相同而水灰比略小的水泥砂浆。然后再接续浇筑新层混凝土。施工缝处的新层混凝土重点捣实。

d、冬期施工接缝混凝土，在新混凝土浇筑前加热使结合面有5℃以上的温度，浇筑完成后，及时加热养护使混凝土结合面继续保持正温，直至新浇混凝土获得规定的抗冻强度。

e、混凝土采用机械振捣并分层连续浇筑，分层厚度不小于20cm。5.6.4.7砼试块的留设

较常温多留置2组同条件养护试件，一组用来测定砼受冻前的强度即临界强度，另一组用作检验28d的强度，砼试块在浇筑现场用浇筑结构的搅拌物制作。试压前试件在拥有正温条件的室内停放，解冻后再进行试压，停放时间4～12h。5.6.4.8 混凝土养护

我标段混凝土养护采用暖棚法或蓄热法（视每个工点的现场实际情况而定）养护。

5.6.4.8.1 暖棚法养护：适用于混凝土或砌体圬工较为集中的工点。

1）在构筑物周围用钢管或圆木搭设大棚，用黄布包裹密封，大棚搭设坚固、不透风。

2）采用燃煤取暖炉加热，暖炉上加锅。并加强通风措施，将炉的排气管引出棚外，将烟气排出棚外，以防煤气中毒和防止二氧化碳 浓度过高加速混凝土的碳化。

3）暖棚内底部温度不低于5℃，当低于5℃时采取增加煤炉的办法。混凝土养护期间，有专人负责更换煤球，保持棚内温度。4）暖棚内保持一定的湿度，湿度不足时，向混凝土面及模板洒水或覆盖湿润的草袋。

5.6.4.8.2 蓄热法养护：当室外最低温度高于-15℃时，地下工程或表面系数（冷却面积和体积的比值）不大于15m-1 的工点优先采用本法养护。

1)采用的保温措施使混凝土的温度下降到0℃之前，混凝土的强度达到本方案中“混凝土工程冬期施工防冻总体要求”所要求的强度。

2)混凝土浇筑成型后，立即防寒保温，先在裸露的混凝土表面先用塑料薄膜等防水材料覆盖，然后再覆盖棉被并用油布进行严密包裹。对结构边棱隅角加强覆盖保温，迎风面采取防风措施。

3）如发现混凝土温度下降过快或遇寒流袭击，立即采取补加保温层或采用人工加热措施（加电热毯）。5.6.4.8.3 混凝土掺用防冻剂的养护

1）混凝土外露表面覆盖，在负温条件下不浇水。

2）混凝土初期养护的温度，不低于防冻剂规定的温度，当达不到规定的温度时，且混凝土强度小于 3.5Mpa 时采取保温措施，使混凝土温度不低于防冻剂规定的温度。5.6.4.9混凝土拆模 1）混凝土拆模强度

冬期混凝土拆模强度符合下列要求：

满足混凝土正常温度下拆模强度的要求并同时满足上叙抗冻强度的规定。

正常温度下混凝土拆模强度：侧模在混凝土强度达到2.5Mpa 以上，且其表面及棱角不因拆模而受损时，方可拆除。

2）混凝土与环境的温差不大于15℃，当温差在10℃以上，但低于 15℃时，拆除模板后立即在混凝土表面采取临时覆盖措施，采用覆盖干草袋外加彩油布。

3）采用暖棚法养护的混凝土，当养护完毕后的环境气温仍在0℃以下时，待混凝土冷却至5℃以下且混凝土与环境之间的温差不大于15℃ 后，方可拆除模板。

4）钻孔灌注桩待混凝土强度达到其抗压强度的30%后，方可开挖承台。

5.6.4.10混凝土冬期施工质量检查

混凝土的检测包括质量检测和温度检测，在整个施工过程中都指定了专人负责，明确了责任。所有检测都有记录，并根据检测的结果及时调整施工方案，以确保混凝土的质量。

1）水及骨料加入搅拌机时的温度，混凝土拌制、浇筑时的环境温度以及混凝土出机、入模温度检测，每一工作班至少检测3 次。

2）混凝土养护温度的检测次数，按下列规定执行： A、蓄热法养护在养护期间每8h 一次。B、暖棚法养护暖棚内的温度每6h 检测一次。

C、室外气温及工地环境温度每昼夜定时、定点检测4 次。3）混凝土养护温度的检测方法

A、在结构隅角、突出、迎风面和细薄部位均匀预留 10～12mm 测温孔。孔深根据养护办法及结构尺寸确定。测温孔编号并绘图。

B、采用蓄热法养护时，测温孔设在易于散热的部位；采用暖棚法养护时，测温孔在离热源不同的位置分别设置；大体积结构的测温孔在表面及内部分别设置。

C、检测混凝土温度时，保证测温计不受外界气温影响，并在测温孔内至少留置3min。采用预埋式温度计检测混凝土的温度。

D、冬期混凝土抗压试件的制作数量，根据养护、拆模和承受荷载的需要，增加与结构同条件养护的试件2 组，此种试件在解冻后进行试验，确定其强度。5.7钢筋工程

在负温条件下，钢筋的力学性能发生变化：屈服点和抗拉强度增加，伸长率和抗冲击韧性降低，脆性增加，加工性能下降。

1）帮条焊时帮条与主筋之间用五点定位焊固定，搭接焊时用两点固定，定位焊缝离帮条或搭接端部 20mm以上，帮条焊与搭接焊缝厚度不小于0.3d，并不小于4mm，焊缝宽度不小于0.7d，并不小于8mm（d 为钢筋直径）。

2）钢筋提前运入加工棚，焊毕后的钢筋待完全冷却后才运往室外。3）冬期钢筋电弧焊接，有防雪、防风及保温措施，并选用韧性好的焊条，焊接后不得立即接触冰雪。

4）每批钢筋焊接前，先进行同条件下的焊接试验。焊接接头分批按规范进行外观检查和力学性能试验。每300个同类接头为一批，外观检查每批抽查10%的接头，力学性能试验切取6个试件（3个进行拉伸试验，3个进行弯曲试验）。6.机械设备的冬季施工措施

1）入冬前对在用设备进行一次换季保养，检查技术状况，更换适宜的各种油品、防冻液等。对有问题的机械设备及时修理，不得带故障运转。

2）新购防冻液测定凝点，凝点低于最低温度。不加防冻液的机械设备实行挂牌制度，将责任落实到人。

3）机械在使用前首先检查传动系统，无冻结情况后方可启动，非专职机电人员严禁动用机械设备。

4）冬季启动机械设备确保慢速运转，待机油、液压油温度和压力正常后方带负荷运转。经常检查机械是否有漏油、滴油现象。不用明火预热发动机。

5）施工车辆在冰雪道路上行驶时配防滑链条并低速行驶；上下坡和急转弯时，避免紧急制动。7.人员防寒、防冻

1）各项目部按规定给每个职工足额配发劳保用品，取暖设施和防寒衣物，并向职工讲解防寒、防冻知识，各经理部（队）做好后 勤保障工作，保证所有参战职工的身体健康。

2）本标段冬天天气干燥寒冷，全体管理人员和施工人员不在工地、工棚内或室内烧材取暖。

3）不在易燃易爆物如油料库旁燃火取暖，以免引起大火、爆炸事故。

4）职工在宿舍内燃煤取暖设置烟囱，并将烟囱伸出室外，在睡觉休息前检查烟囱的工作状态，防止煤气中毒。

5）在室内采用大功率电炉取暖时，另接线路，以免引起因电路功率过高，引起火灾。

6）各宿舍区、工棚、工点按有关规定设置足够有效的消防器材，并放在明显易取的位置上，设立明显标志。所有施工管理和作业人员接受消防知识教育、熟悉消防器材的位置、熟练掌握消防器材的使用方法。

7）职工食堂、职工生活用水管线提前做好保温，将水管埋入冻土层以下、包裹隔热材料等措施，防止冻裂。8.安全、防火技术措施

1)高空条件下作业人员遵守高空作业的安全技术规程，配戴安全帽、穿防滑鞋和栓安全带等劳保用品。脚手架斜坡道设防滑条，临边安全网防护严密。

2)基槽开挖周围设防护栏，2 米范围内不堆放重物或弃土，附近不走行重载车辆。

3)由于暖棚内热源很多，加强防火，备足消防器材，暖棚内不 吸烟及明火作业，电焊前采取安全措施。

4)电源开关，控制箱等设施统一布置，加锁保护，防止乱拉电线，设专人负责管理，防止漏电触电。

5)建立安全防火组织和值班制度、监督检查，值班人员忠于职守，各负其责。

6)上工前清除斜坡道、栈桥及场地上的积雪、冰块。7)冰雪融化期不开挖堆积体，更不夜间施工。