220kV级油浸式电力变压器安装使用说明书
（0LB.319.8001）
中国●江苏华鹏变压器有限公司
2005年
目录
一、概述 (2)
二、运输和起吊 (2)
三、验收及保管储存 (4)
四、器身检查 (6)
五、整体复装 (8)
六、真空注油 (12)
七、交接试验与试运行 (13)
八、运行维护 (16)
一、概述
本说明书作为220kV油浸式电力变压器安装使用的通用性技术文件。
本说明书包括：变压器在铁路、公路、船舶运输要求，现场验收、储存注意事项，器身检查、现场安装流程，有关交接试验的注意事项、投入运行的条件及投入运行后的日常维护、故障判断等方面的说明。
在使用本说明书时，应结合变压器的具体结构，参照有关组件的使用说明书，严格按照各说明书的技术要求进行施工，并一一做好全不过程的工作记录，如有疑问或不清楚之处，请直接与制造公司联系以便得到及时妥善的处理。
二、运输及起吊
1、运输要求
1．1、充油运输的变压器应先充入合格的变压器绝缘油，油面离油箱顶约100mm 高度空间充以干燥氮气，检查有无渗漏现象，箱顶装设的压力表应保持正压
力即可。
1．2、充氮运输的变压器，应充入纯度大于99.9%、露点不高于-40℃的纯氮气，并应在油箱上装设充氮设备和压力表，保持油箱内的初始正压力在
（0.02~0.03）MPa之间（有载开关和本体用U形管连接，同时充氮），产
品到现场后，油箱内应保持正压力。
1．3、充氮运输的变压器，在运输图中应做好充氮的记录。
1．4、运输装车、固定应按照相关运输部门规定执行。
1．5、变压器应装设冲撞记录仪。
1．6、凡带有载开关运输的变压器，有载开关和本体用U形管连接。
2、主体运输
2．1、整个运输过程中（包括铁路、公路、船舶运输）变压器主体倾斜度：长轴方向应不大于15°，短轴方向应不大于10°。
2．2、变压器主体严禁溜放，运输加速度应限制在：纵向加速度不大于3g，横向及垂直加速度不大于3g。
2．3、完全铺平的公路，运输最大时速不大于40kM/h，没有完全铺平的公路，运输最大时速不大于15kM/h，没有进行铺砌的公路，运输最大时速不大于
10kM/h。
2．4、必要时应将运输道路进行平整和加固。
3、主体起吊
3．1、主体起吊设备、吊具及装卸地点基础，应能承受变压器起吊重量（即运输重量）。
3．2、主体起吊时，应将绳索挂在起吊标识位置。
3．3、吊索与垂直夹角应不大于30°。
4、组、部件的起吊
4．1、油枕、散热器、套管升高座等重件起吊时挂住吊耳，选择能承受重量的钢丝绳进行吊装。
4．2、没有设支架的零件，要充分注意重心再起吊。
4．3、配管类的起吊将钢丝绳挂在法兰处。
4．4、绝缘油桶在竖起状态下起吊时，钢丝绳绕在从上向下1/3处。
4．5、所有零部件的起吊应根据装箱单中的重量选择合适的钢丝绳进行作业。
5、主体牵引
5．1、主体牵引着力点应牵挂在油箱下部的专用拉板上。不允许牵挂在联管等不能受力的组、部件上。
5．2、在轨道上使用小车或滚杠牵引时，速度不应超过100m/h。
5．3、本体牵引时可参考图1（箱底加强铁在同一平面时可以取消垫木）：
图1
5．4、在斜坡上装卸主体，倾斜度应不大于10°，斜坡长度应不小于10m，并有防滑措施。
5．5、使用千斤顶时，千斤顶应同时顶在千斤顶支架下，升起和降落时，应保持同时动作、速度相等，并应防止千斤顶打滑。
三、验收与保管储存
1、到货验收
1．1、按照订货合同验证铭牌、附件、备品备件。
1．2、检测变压器主体在运输过程中与运输车的相对位移量，检查冲撞记录仪的记录情况，并做好记录；再进行外观检查，查看是否有碰撞损坏情况。若发现问题，应立即与承运人和运输部门联系，共同查明原因，以便妥善处理，并将有关情况通知制造公司，做好记录。
1．3、带油运输的变压器应检查有无渗漏油，检查压力表是否保持正压，并做好记录。
1．4、充氮运输的变压器应检查氮气压力是否保持正压，并做好记录。
1．5、检查附件包装箱有无破损、丢失现象。若有问题，应做好记录，并与制造公司联系，核对损坏、丢失情况，以便妥善处理。
1．6、应按产品装箱单一览表检查，对到货箱数及附件是否符合，有无破损、丢失现象。若有问题，应做好记录，并与制造公司联系，核对损坏、丢失情况，以便妥善处理。
2、附件开箱检查验收
2．1、货到现场，需安装时，应提前与制造公司联系，告知开箱时间，与制造公司共同进行开箱检查验收。
2．2、应按各装箱单，核对箱内零件、部件、组件是否与装箱单符合，检查有无损坏现象，并做好记录。
2．3、应核对出厂文件及技术资料、合格证书是否齐全。
3、保管及储存
3．1、经开箱检查，核对无缺陷验收后，应详细记录签收。
3．2、经开箱检查的零件、部件、组件应按其性能特点进行保管，必须有防水、雪、腐蚀性气体直接侵入的措施。
3．3、仪器仪表及带有电器元件的组件（如电动操作机构、控制柜等），应放在通风干燥的地方，并有防潮措施。
3．4、油浸保管的零件（到开始使用前不打开），用于内部引线绝缘等变压器内部的绝缘零件，一般来说，保管在变压器油箱或套管内。
3．5、带油运输的变压器到达现场，当需要存放期超过两个月时，应在第一个月内装上储油柜（包括有载开关储油柜）。注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的
油面高度，并在储油柜上装上吸湿器。
3．6、充氮运输的变压器一个月内不进行安装时，应排出氮气，注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的油面高度，并在储油柜上装上吸湿器。在排氮过程
中，应注意工作人员安全，远离变压器，以防窒息。
3．7、电容式套管存放期超过六个月时，应把套管端头抬高与水平面夹角不小于15°，或从包装箱内取出，垂直存放。
3．8、以上所述，在存放期间，应经常检查（每月一次），有无锈蚀、渗漏油现象，并在六个月内取一次油样进行试验，并做好记录。
4、绝缘油的管理
4．1、绝缘油过滤注入油罐时，应防止混入杂质、潮气、雨水和空气污染，严禁在雨天进行倒罐过滤油。
4．2、装油容器应严格清洗干净，并检查容器密封情况，不密封的油罐，应装有干燥吸湿器。
4．3、注入变压器的绝缘油，应达到表1的指标：
表1
4．4、其他性能指标应参照GB2536-1990《变压器油》和GB/T7595-2000《运行中变压器油质量标准》标准。
4．5、一般情况应尽量使用制造厂提供的绝缘油，如需补充其他来源的绝缘油应符合混油规定，并经有关单位试验，确定混油的相容性，否则严禁混合使
用。
四、器身检查
（对于全焊死结构的变压器，可取消此条）
1、器身检查的要求
1．1、变压器到达现场后，应进行器身检查。器身检查可分为吊芯检查和不吊芯检查。吊芯检查对于钟罩式油箱是吊开上节油箱检查器身；不吊芯检查是
只打开人孔进入油箱内进行器身检查。
1．2、对于陆路运输的变压器，一般情况下，不需吊芯检查，只打开人孔进入油箱内进行器身检查；由于运输中产生问题需全面检查及排除故障时，必须
进行吊芯检查。
1．3、对于船舶运输的变压器，一般必须进行吊芯检查。
1．4、器身检查的条件
1．4．1、在室外进行检查时，应搭建临时的防护蓬帐或有防尘措施，严禁在阴雨、下雪、沙尘天气中进行器身检查。
1．4．2、器身检查时，环境温度不应低于5℃，如低于5℃时，应采用热风机或其他加热措施给环境加热，器身温度应高于环境温度，有条件时加热器身温
度比环境温度高10℃。
1．4．3、阴天进入箱内检查时，应连续给油箱内注入干燥空气。
1．4．4、器身在空气中暴露时间，从开始放油或排出氮气开始记时，按下列规定执行：
a)、相对湿度不大于60%时，不超过16h；
b)、相对湿度不大于75%时，不超过12h；
c)、相对湿度大于75%时，器身应进行相应的干燥处理。
2、器身检查前的准备
2．1、应按总油重（包括加添油）过滤好足够的绝缘油。
2．2、充氮运输的变压器，应把氮气排除干净后，进行器身检查，排氮时应注意工作人员安全，远离变压器，以防窒息，可以采取充油置换法。
2．3、带油运输的变压器排油时，通过真空滤油机排入准备好的油罐，排油时应将箱盖上的注油蝶阀打开，才能顺利排油。在油箱内残油高于0.2m时，人不能进入油箱内检查。人进入油箱后，人孔处必须设专人监护和内外联系。
对于桶式油箱变压器，需要进行吊芯检查时，应将油抽到箱盖下2~3m。
2．4、对于钟罩式油箱，起吊上节油箱前，应先拆除无励磁调压开关的操纵杆，并记好相应位置（相位及分接位置），以便复装，有载分接开关的拆卸应按有载开关安装使用说明书，拆除钟罩式油箱上开关头部法兰与开关本体的连接，将开关主体置于器身支架上，拆卸时要记好相应位置的标记，还要拆除器身上部与油箱顶盖的连接。
2．5、准备好起吊设备、真空装置、滤油机、安全灯、工具、备用材料和试验设备等，器身检查时，对于工具及工作人员随身携带物品，应做好记录，并在操作时时常进行清点；进入油箱的工具、衣物、鞋等应清理干净，保证无异物掉入油箱内。
2．6、安装或指导安装的人员应具备必要的上岗资格，相关量具应在检测的有效期内；安装人员身上的物品，只要与变压器安装无关的物品，在安装时不应带入变压器内。
3、吊芯
3．1、起吊时，应安排人员观察四周，防止吊车及变压器上节油箱挂上电线或其他障碍物（最好选择合适的环境）。
3．2、对于钟罩式油箱，拆除箱沿螺栓起吊，用准备好的定位棒插入箱沿四角螺孔，吊车试吊，调整吊车或吊绳，使上节油箱箱沿与下节油箱箱沿平行，开始起吊，起吊高度按变压器外型图中吊高示意图的规定。起吊时应防止上节油箱与引线或支架等碰撞。
4、器身检查
4．1、器身检查应注意的事项
4．1．1、引线、引线夹及绝缘件上不应搭、挂、靠任何物品，不应在引线及支架上攀登。
4．1．2、器身上不应放置任何物品。
4．1．3、线圈引出线不应有任何弯折（对于有损伤的部位要进行修复），需保持原安装位置。
4．1．4、严禁在油箱内更换灯泡和检查、修理工具。
4．2、器身检查的内容
4．2．1、检查铁心线圈有无移位、变形及铁心夹紧螺栓、拉板有无松动；检查所有紧固件在运输过程中是否松动；检查器身压钉是否处于压紧状态，锁紧螺
母是否处于锁紧状态。
4．2．2、用开关扳手或开关手轮转动开关，检查触头接触是否良好，是否干净清洁，无载开关位置是否正确，三相均应在额定位置。检查开关引线连接是否
可靠，有载开关的切换油室应密封良好，拧紧油室底部的放油塞。
4．2．3、使用摇表检查铁心、夹件、地屏接地是否良好。测量铁心是否一点接地，如果发现有多点接地应立即排除。测量绝缘电阻良好，应无击穿和闪络现象，
且铁心绝缘电阻不应小于200MΩ；对于铁心铁轭是用低磁钢拉带紧固时，
应将钢拉带与夹件间连接引线拆开，测量钢拉带与夹件及铁心片间的绝缘电
阻（不应小于200MΩ）。
4．2．4、检查引线有无损伤、变形，绝缘包扎是否松动、损伤。
4．2．5、检查油箱内壁及油箱屏蔽装置，有无尖角、毛刺、杂物、污染等与变压器无关的异物。
4．2．6、检查拆除油箱内部运输用的临时紧固装置。
4．2．7、在器身检查前放完油后，应先装好由于运输超限而拆去的所有阀门，封闭好真空注油时须封闭的所有阀们，以便下一部真空注油和组件复装工作。
五、整体复装
5．1、整体复装注意事项
5．1．1、应严格清理所有附件及密封制品，并擦洗干净，擦尽箱沿密封槽内所有变压器油。安装部门自行配备的管路，也必须严格进行清理，管路系统内
不允许存在焊渣和异物，并作好安全记录。自行配置的管路，不允许在管
道内加装金属网，以免金属网冲入油箱内，危害到变压器的安全运行。
5．1．2、检查各安装法兰面是否清洁及密封圈是否完全光洁、完好。
5．1．3、紧螺栓时应均匀对称拧紧，对角线的位置起，依次一点一点的分步紧固，四周螺栓分4~5次进行紧固，图2的紧固顺序为
1—2—3—4—5—6—7—8—1—…
图2
5．1．4、密封件压缩后应均匀，不能偏心，橡胶件压缩后的高度约为原高度的2/3。5．1．5、吊芯时注意不能碰撞，吊绳应绑扎牢固。
5．1．6、开关顶盖以及防爆盖严禁踩踏。
5．1．7、引线不能绞、扭或随意弯折。
5．1．8、注意钢结构件的标示应对号入座。
5．1．9、电流互感器二次侧应短接。
5．1．10、在变压器上安装时，不应将其他无关物品带上变压器，以免掉入油箱内。将所有的标准件及工具装在准备好的容器内。
5．2、组装前的准备工作
5．2．1、参照油纸电容式变压器套管使用说明书，测量套管性能指标。5．2．2、参照《温度控制器使用说明书》，整定温度限值。
5．2．3、参照《气体继电器使用说明书》，整定信号、动作整定值。
5．2．4、参照《压力释放阀使用说明书》，检查动作接点和复位接点。5．2．5、参照《油位计使用说明书》，检查油位表的动作灵活性。
5．2．6、参照《储油柜安装使用说明书》，组装储油柜。
5．3、整体复装
5．3．1、储油柜的安装，参照《储油柜安装使用说明书》，安装油位表及联管和胶囊、吸湿器。储油柜与本体的安装，参照出厂文件中储油柜装配图进行连
接装配。
5．3．2、压力释放阀的安装，请参照《压力释放阀使用说明书》。压力释放阀带导油罩时，应将导油罩的喷油口装向油箱外侧。投运时，压力释放阀下的蝶
阀应处于开启状态。
5．3．3、气体继电器及取气盒的安装，请参照《气体继电器使用说明书》。无励磁调压变压器只有一个气体继电器应装在储油柜与油箱联管之间；有载调压变压
器在有载开关和开关储油柜之间还有一个25型的气体继电器。气体继电器
安装时，箭头应指向储油柜，还应检查取气盒铜管是否畅通，在送电前，应
检测气体继电器是否动作可靠。
5．3．4、套管安装，请《参照套管安装使用说明书》；引线根部和接线柱根部不应硬拉、扭曲、打折，（66~220）kV级以上引线根部锥度绝缘，应进入均
压球内。均压球应拧紧，且清理干净，套管及升高座应按标记对号入座。
（66~220）kV级套管吊装高度按出厂文件中变压器外型图，具体操作参照
下面的说明进行：
a）用尼龙绳绑牢套管，尼龙绳的一端挂在行车上，套管的下端垫以橡皮板，以免起吊时擦坏均压球.。根据套管选择合适的主吊绳及保护材料。
b）互感器升高座上法兰面的密封槽处放上密封垫。从套管上端入一根布带拉住相线头部，由专人指挥行车缓缓下落，同时拉布带将相线慢慢上拉。
待套管落到互感器安装面时将相线拉出，用螺母将相线锁紧在套管上，然后
拧上接线端子。套管与电流互感器升高座采用螺栓联结。具体见图3。
图3
c)、35KV，20kV级中低压侧套管安装打开本体安装法兰处的盖板并擦拭干净，
在密封槽处放上相应的密封件。将套管对准安装位置，在法兰处安装压脚，通过压脚将套管固定在升高座上。卸下升高处的手孔盖板，在变压器内部将接线片用螺栓与导电杆的尾部联结在一起，注意不能使接线片拉的过紧，联结结束后复装手孔盖板。具体见图4。
5．3．5、散热器的安装，请参照散热器使用说明书。风冷却变压器，采用宽片式或扁管式散热器，应防止散热器碰撞、变形，在规定位置上吊装散热器，防止相互碰撞，并不应用硬力安装，以免拉伤散热器造成渗漏油。5．3．6、风机的安装，请参照风机使用说明书。注意：一般风机安装时风机铭牌向外侧安装。
5．3．7、控制线路的安装，应按出厂文件中控制线路安装图，注意请提前在油箱箱体上安装线盒和布线，以免安装散热器后无法安装控制线。若产品带套管型电流互感器，应将测量控制回路联线接好。变压器在运行中，套管型电流
互感器的二次出头不得开路，不接表计时，应将其短接。
5．3．8、有载分接开关的安装，应按其安装使用说明书，连接开关主体，安装水平、垂直传动轴，安装电动机构并进行档位正反圈数校正，应保证电动机构、本体和远方指示三位一致；无载开关的操动杆和传动机构安装应保证三相分接位置一致；器身定位装置如需回装，应保证其与油箱连结部位的绝缘。5．3．9、温控器安装，请参照温控器安装使用说明书，装温包时，温度计座内应注入距顶面50mm高的变压器油，温度整定值应提前按用户要求值整定好，并将远方和现场温度指示校准一致。
5．3．10、装好所有联管及其零部件。
5．3．11、变压器设计时，已在联管放坡，变压器在安装时不需整体放坡。
六、真空注油
6．1、真空注油
6．1．1、当日能完成器身检查和整体复装的变压器应在整体复装完成后，应立即进行抽真空及真空注油。
6．1．2、当日不能完成器身检查和整体复装的变压器应及时注如合格的变压器油，应待次日放出油后继续进行器身检查和整体复装，完成后进行真空及真空注油。6．1．3、带有载调压开关的变压器，应随变压器同时放出有载调压开关内绝缘油，并用U型管在专设位置上连通开关油室和变压器油箱，以便开关油室同时进入真空，并同时接好有载调压开关油管，以便同本体同时真空注油。若开关不同本体一起注油，则真空注油前应将开关中加满油。
请注意：注油时应在油箱上安装压力真空表，以监视油箱内的真空度情况。6．1．4、在油箱顶部中φ80蝶阀处或在气体继电器联结法兰处，装置抽真空管路和真空表，接至真空设备。
6．1．5、在下节油箱中φ80闸阀处装置注油管路，通过滤油机接至油罐开始注油。6．1．6、启动真空泵开始抽真空，应均匀提高真空度，按表2真空度维持真空时间。表2
6．1．7、真空注油，在真空状态下打开闸阀，注入合格的绝缘油，持续真空按上表，注入油箱的油应加温到（50~70）℃为宜，一般注油速度（2~3）t/h。6．1．8、注油至离箱盖100mm时，停止注油，同时给有载调压开关油室注入合格的绝缘油，维持真空不小于8h，然后，即可解除真空，拆除抽真空管路及真空装置。
6．2、补充注油及静放
6．2．1、在储油柜注油阀处，装置补充注油管路（因补注油须从油箱上部进行，以免造成油箱内经真空处理好的绝缘油混入气泡）。
6．2．2、安装气体继电器同时打开储油柜、净油器及其他应投入运行的蝶阀、闸阀，并检查阀门处于开启状态后定位。
6．2．3、拆除有载分接开关油室与变压器油箱连通用U型管，并密封好此处法兰，同时安装好开关储油柜。
6．2．4、打开注油阀门补充注油，同时按油面上升高度逐步打开升高座、导气管、冷却器集油盒的放气塞、散热器等最高位置放气塞进行排气，出油后即旋紧放气塞。6．2．5、注油至储油柜相应温度的油位高度（储油柜排气，参照储油柜使用说明书），同时经有载分接开关油枕注油到相应温度的油位高度。
6．2．6、整体密封性试验，一般采用油静压法，压力应不大于0.035Mpa。将注满油的变压器静放6h，检查油箱各处有无渗漏油现象。若有渗漏，要及时处理，直至无渗漏为止，密封试验结束。
6．2．7、总的静放时间，从补充注油结束算起，应不小于72h。在这期间，应多次放气。
6．2．8、用不吊芯方法进行器身检查的变压器，也应该按此项规定进行真空注油。6．3、全真空储油柜产品的注油
6．3．1、对于全真空储油柜产品，在安装现场条件具备的前提下，应对变压器总体（包括储油柜、散热器等附件）进行抽全真空（但应防止胶囊破损），并一次性注油至储油柜相应温度的油位高度，具体操作、整体密封性试验要求如上述。
七、交接试验与试运行
7．1、交接试验前的检查
7．1．1、检查分接开关位置，无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接开关的，检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。
7．1．2、变压器外部空间绝缘距离，应不小于表3、表4规定。
表3
表4
注：表中数据为海拔不大于1000m的数据。当海拔高度超过1000小于2500m 时，每超过100m按表中数据增加1%计算。
7．1．3、检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面低于正常油面，可以从储油柜下的注油管加油，加油时，应先把注油管的活门上的放气塞打开，等放气塞流油后再进行加油。
7．1．4、检查接地系统是否可靠正确。
7．1．5、检查铁心接地，应保证一点接地，不能形成回路。
7．1．6、检查油箱是否可靠接地。
7．1．7、投入运行的组件阀门（事故放油阀、真空注油阀除外），是否呈开启位置。气体继电器、升高座等装置应再次排气。
7．1．8、温控器的检测，按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。
7．1．9、对二次线路的检测，将高、低油温节点短路，或将过负荷电流继电器节点短路，通电后风机正常运转。
7．1．10、检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅通。
7．2、交接试验
交接试验应按电力规程试验标准进行，试验项目及允许值应按GB 50150-1991《电气装置工程电气设备交接试验标准》及DL/T 596-1996《电力设备预防性试验性规程》标准执行。
7．3、试运行前的检查
7．3．1、无载分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位，以消除油膜对接触电阻的影响，然后将档位对准，此时开关动静触头间的接触直流电阻小于500μΩ。各分接开关要处于同一档位，且与线路电压相符合。
7．3．2、60kV、110kV与220kV套管中法兰引出的小瓷套，在变压器运行时，应可靠接地。
7．3．3、检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。7．3．4、检查各保护装置，断路器整定值和动作灵敏度是否良好。
7．3．5、检查继电器保护，如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动试验。7．3．6、检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。7．3．7、检查储油柜吸湿器是否畅通。
7．3．8、重复检查接地系统是否接地可靠。
7．3．9、查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，应适当调整保护系统整定值，以便有效的保护变压器。
7．3．10、在上述检查及试验项目符合要求时，方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。
7．4、投入试运行
7．4．1、空载试运行，变压器应由电源侧接入电压后，如有条件由零点徐徐上升至额定电压，也可用电压冲击合闸。
7．4．2、变压器空载冲击合闸，应注意下列事项。
7．4．2．1、空载冲击合闸前，变压器应静放24h以上，装配放气塞的升高座和套管要定时放气。
7．4．2．2、空载冲击合闸前，过流保护动作时限应整定为零，气体继电器信号回路暂接入分闸回路上。
7．4．2．3、电源三相开关不同步时差应小于10ms，合闸应有避雷器保护，变压器中性点应可靠接地（应直接接地）。
7．4．2．4、空载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的5%，合闸次数最多应为5次，第一次受电后持续时间应不小于20min，每次合闸间隔时间应不小于5min。
7．4．2．5、试验结束后，应将气体继电器信号接点接报警回路，分闸接点接分闸回路，并调整过流保护限值。
7．4．3、带负载试运行
7．4．3．1、空载试运行24h无异常后，可转入带负载运行，应逐步分级地从25%、50%、75%到100%增加负载。
7．4．3．2、在带一定负载连续试运行24h后，变压器主体及附件均正常，变压器便转入正常运行。
八、运行维护
8．1、正常运行
8．1．1、经试运行无异常现象发生，则认为变压器已正式投入运行。
8．1．2、在正常运行阶段，应经常查看油面温度，油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。如果查出气体继电器内有可燃性气体时，应立即查明原因，是否由密封不好或其他原因所致。
8．1．3、查看、视听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音和冷却系统运转是否正常，散热器、冷却器、辅助冷却器、备用冷却器是否均能按规定整定值自动投入和切除。对风冷变压器，当达到额定电流2/3或油面温度达到65℃时，应投入吹风装置，当负载电流低于1/2额定电流或油面温度低于50℃时切除风扇。对强油风冷变压器应按负载情况自动投入或切除相当数量的冷却器。
8．1．4、变压器运行，参照电力行业标准DL/T 572-1995《变压器运行规程》。8．2、维护
8．2．1、投入运行的变压器应按电力行业标准DL/T 722-1995《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定检测周期，对变压器油样进行监测，如发现油中溶解气体指标超标，或其他性能指标超过限定值时，应进行油色谱跟踪，当超标2倍时，应停止运行，查明原因。
8．2．2、油浸风冷变压器风扇停止工作时，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。强迫油循环的变压器，如果冷却系统故障停电，切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min，若油面温度未达到75℃，则允许上升到75℃，但最长运行时间不应超过1h。
8．2．3、变压器铁心的接地套管在运行状态下，应有效接地。测量铁心接地电流不应超过0.1A，注意避免铁心多点接地和瞬间开路。
8．2．4、有载分接开关，应每三个月取一次油样试验，必要时应过滤油室中变压器油或更换变压器油。记录有载分接开关操作次数，当有载调压开关在某时期动作频繁时，应缩短取油样试验的周期。
8．2．5、检查净油器、吸湿器吸潮剂，受潮率达60%时应更换。
8．2．6、定期检查风扇电机运转是否正常，如果有扫堂现象应立即退出运行，进行检查或更换。
8．2．7、定期测量绝缘油电气强度、介质损耗因数tanδ、含水量、酸值与原始记录比较，如超出GB/T 7595-2000《运行中变压器油质量标准》的规定时，应更换绝缘油，并检查原因。
8．2．8、测量介质损耗因数应注意：电网系统内消弧线圈对测量结果有严重影响，测量时，应停止使用消弧线圈。当系统内干扰很强无法测出介质损耗因数（tanδ）时，应采取措施消除干扰，再进行测量。
8．2．9、检查继电器保护（气体继电器、释压器等）和差动保护接点回路，接线是否牢固、接线端子电缆有无发热老化现象。
8．2．10、定期检查，装配螺栓是否松动，密封衬垫有无老化及渗漏情况，日常维护时如发生以上问题时，应立即修复或通知制造厂协助修复，并作好记录。
8．3、冷却系统的运行及维护
8．3．1、强油冷却
8．3．1．1强油循环系统应具备两路独立电源供电，一路出现故障，另一路自动投入继续供电。当两路电源全部停止供电时，冷却系统处于自冷状态，此时若变压器带额定负载，允许运行20min；若负载不满，油面温度不超过75℃时，允许继续运行，但运行时间不应超过1h。
8．3．1．2、若风扇停止运行，油泵照常运行，变压器按油温控制。8．3．1．3、冷却系统的起、停，用户按当地的环境温度设定油面温度的限制。8．3．1．4、当变压器负荷较低时,应根据负荷情况启动冷却器的台数,其具体计算如下:
Sn=√Pk’/Pk×S H（kVA）
式中：Sn——变压器开启n组冷却器所能带的负载。
S H——变压器额定容量（kVA）。
Pk——变压器75℃时的负载损耗（kW）。
Pk’ ——变压器开启n组冷却器允许负载损耗（kW）。
Pk’=np-p o
式中：n——开启的冷却器组数。
p o——变压器在额定频率下的空载损耗（kW）。
p——变压器负载运行时每组冷却器的负荷（kW）。
P=（P o+P k）/（N-1）
式中：N——实装冷却器的数量。
8．3．2、自然风冷却
8．3．2．1自然风冷却环系统应具备两路独立电源供电，一路出现故障，另一路自动投入继续供电。当两路电源全部停止供电时，冷却系统处于自冷状态，此时若变压器带额定负载，允许运行1h；若负载不满，油面温度不超过75℃时，允许按自冷容量继续运行。
8．3．2．2、风扇数量可以根据变压器实际容量和温度可以逐台投入、退出。8．3．2．3、风扇的起、停，用户按当地的环境温度设定油面温度的限制。
8．4、螺栓紧固外加（最大）力矩应按表2规定
表5
8．5、变压器故障分析和排除及安全注意事项
8．5．1、如果气体继电器报警，应速查明原因，收集气体分析。
8．5．2、绝缘油如果出现不合格现象，应立即采取处理措施。
8．5．3、变压器油绝缘特性超出GB/T 7595-2000《运行中变压器油质量标准》规定值时，应进行分析检查或更换变压器油。
8．5．4、安全使用注意事项：
变压器发生下列情况时，应立即停止运行，进行器身检查。
a）变压器油温升超出允许值时；
b）因大量漏油，油面急剧下降不能处理时；
c）在正常冷却、正常负荷下，油面不正常上升时；
d）变压器内部声音不正常，不均匀，有爆裂声音时；
e）储油柜、开关防爆膜破裂喷油时；
f）压力释放阀动作喷油时；
g）油的颜色变化严重，油内出现炭化时；
h）套管严重损坏，有放电时；
i）色谱分析，有可燃性气体，总烃增长率过快时。
8．6、环境保护注意事项
a）、变压器安装后所有固体废弃物变压器用户负责回收，妥善保管；
b）、剩余及渗漏的变压器油变压器用户方必须妥善处理，最大限度地减少对土地及地下水的污染；
c）、变压器定期进行检查，防止变压器油渗漏，造成环境污染；
d）、在安装过程中，请注意对面漆的保护，安装结束后对面漆的磨损处进行补漆，尽量避免喷漆，以减小对环境空气的污染。
e)、保护环境，人人有责！
高低后备保护定义： 高后备保护和低后备保护是相对变压器而言的，变压器高压侧的后备保护称为高后备，变压器低压侧的后备保护称为低后备。 高后备是指在110kV线路断路器拒动的情况下，由变压器高压侧断路器通过保护装置来断开故障电流，即作为110kV线路的后备保护；低后备是指在10kV线路断路器拒动的情况下，由变压器低压侧断路器通过保护装置来断开故障电流，即作为10kV线路的后备保护。高低后备保护种类： 变压器相间短路的后备保护有：过电流保护、低压启动的过电流保护、复合电压启动的过电流保护及负序过电流保护等。 变压器接地短路的后备保护有：零序电流保护、零序电压保护（零序电压保护只有在中性点失去、系统中没有零序电流的情况下才能够动作，不需要与其他元件的接地保护相配合）。后备保护用于在主保护故障拒动情况下，保护变压器。一般包含： （1）高压侧复合电压启动的过电流保护； （2）低压侧复合电压启动的过电流保护； （3）防御外部接地短路的零序电流、零序电压保护； （4）防止对称过负荷的过负荷保护； （5）和高压侧母线相联的保护：高压侧母线差动保护、断路器失灵保护； （6）和低压侧母线相联的相关保护：低压侧母线差动保护等。 低后备的作用：变压器低压母线、变压器低压线圈的保护以及低压出线的后备（远后备）保护。 高低后备保护范围： 问题一：高后备保护自高压侧CT以下的部分，作为主变差动保护的后备保护，同时也是中压侧及低压侧的总的后备保护；中后备保护作为中压侧出线的后备保护；低后备同中后备。高后备分有带方向和不带方向两种情况。不带方向的保护范围是：各侧母线及出线，包括主变本体，带方向的是指向母线（或指向主变）。 问题二：母线桥穿墙套管故障，应该属于主变差动保护范围，应该差动保护动作，如果差动保护没有跳开开关才轮到高后备保护动作，低后备保护是不会动作的，低后备只能保护低压侧CT以外的，不能保护以里的，不能倒过来保护主变方向。 问题三：高后备保护是一个总称，包括相间故障的复压方向过流保护和接地故障的零序方向过流保护、间隙保护等。 双绕组变压器当高后备投入的话，投低后备意义就不大。因为低后备保护动作后变压器处于空载状态，变压器运行已经失去价值。所以投入高后备不投低后备直接将变压器高压侧开关断开，以防止故障电流对变压器的损害。 相间短路后备保护方向设置： （1）三侧有电源的三绕组升压变压器，相间故障后备保护为了满足选择性要求，在高压侧或中压侧要加功率方向元件，其方向可指向该侧母线。方向元件的设置，有利于加速跳开小电源侧的断路器，避免小系统影响大系统。 （2）高压及中压侧有电源或三侧均有电源的三绕组降压变压器和联络变压器，相间故障后备保护为了满足选择性要求，在高压或中压侧要加功率方向元件，其方向宜指向变压器。（3）反应相间故障的功率方向继电器，通常由两只功率方向继电器构成，接入功率方向继电器的电流和电压应按90接线的要求。为了消除三相短路时功率方向继电器的死区，功率方向继电器的电压回路可由另一侧电压互感器供电。 高低后备保护出口：
XX公司XX35KV变电站 35KV1妓压器大修施工组织方案 分管领导：———————————— 安监部：———————————— 生技部：————————————施工单位：———————————— 编制：———————————— 编制时间：年月日 目录
一、工程概况 (2) 二、组织措施 (2) 1、施工现场组织机构 (2) 2、工作任务 (2) 3、变压器技术参数： (2) 4、计划工作时间 (3) 三、技术措施 (4) 1、变压器施工执行技术标准： (4) 2、施工准备 (4) 3、工作进度 (5) 四、检修项目及技术要求 (5) （一）、办理工作票开始工作，拆除一次引线、修前检查试验。 (5) （二）、放出变压器油 (6) （三）、检修项目 (6) （四）、大修后试验 (8) （五）、其它 (9) （六）、验收检查 (9) 五、安全目标、安全保证体系及危险点预控 (10) 1. 安全管理目标 (10) 2. 安全管理组织机构 (10) 3. 工程危险点分析及其控制措施 (10) 4．主变压器施工危险点及其控制措施 (15) 六、文明施工及环境保护管理措施 (20) 、工程概况 江苏协联热电集团有限公司135MV机组电源改造工程高压厂用变压器及封闭母线安装。主要包括#5、6机组高压厂用变压器及封闭母线安装调试。 、组织措施 1）施工现场组织机构 ①项目管理体系表:
②项目经理部的组成及分工 2、工作任务 麻田35KV变电站35KV1#fc变大修 3、变压器技术参数： 型号：容量：接线组别: 额定电流：额定电压：阻抗电压 油重：总重：生产厂家: 4、计划工作时间 2012 年8 月25 日——8 月29日三、技术措施 1、变压器施工执行技术标准： （1）《电力变压器检修导则》DL/T 573 －95 （2）《电力设备预防性实验规程》DL/T 576 －1996 （3）《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148－90
广西石化公司2013年大检修变压器检修技术方案 编制：桂文吉 审核： 批准： 动力部电气装置
目录 一工程概况 二检修项目 三编制依据 四检修组织 五检修工艺及技术要求 六安全措施
一工程概况 广西石化全厂共有108台变压器，由ABB公司220KV变压器、江苏华鹏35KV变压器、广州维奥依林6KV变压器、顺特6KV干式变压器组成。开工运行平稳，没有出现过变压器事故，在本次大检修当中重点进行常规检修、维护保养、变压器试验。 二检修项目 2.1 油变检修项目 2.1.1检查并拧紧套管引出线的接头； 2.1.2放出储油柜中的污泥，检查油位计； 2.1.3净油器及放油阀的检查； 2.1.4冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检检查； 2.1.5套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫； 2.1.6检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，并进行试验； 2.1.7检查有载或无载分接开关； 2.1.8充油套管及本体补充变压器油； 2.1.9检查接地装置； 2.1.10油箱及附件检查防腐； 2.1.11检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；、 2.1.12 全面清扫 2.1.13进行规定的测量和试验。 三检修依据
3.1《石油化工设备维护检修规程（第六册）（SHS06002-2004） 3.2《电业安全工作规程》DL408-91 3.3《电力变压器检修导则》；DL/T573-95 3.4《电力变压器运行规程》；DL/T572-95 3.5《电力设备预防性试验规程》；DL/T596-1996 四检修组织 检修负责人 技术负责人 安全员 检修班组 班长 五检修工艺及技术要求 5.1油变部分 5.1冷却系统检修 5.1.1冷却风机应清洁、牢固、转动灵活、叶片完好；试运转时应无振动、过热或碰擦等情况、转向应正确；电动机操作回路、开关等绝缘良好。 5.1.2强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好 5.1.3强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异音、振动和过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。 5.1.4差压继电器、流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可
造气循环水1#变压器检修方案 电仪车间 二〇一六年十二月
造气循环水1#变压器检修方案汇审表
造气循环水1#变压器检修方案 一、编制目的 检查并处理造气循环水1#干式变压器C相高压侧分接头隐患，满足设备在完好的条件下运行，确保设备性能，保证安全运行。 二、检修1#干式变压器概况 造气循环水配电室是由1#800KVA和2#630KVA两台干式变并列供电运行，目前1#干式变压器C相高压分接头熔断，C相全部负荷加载至2#变压器（2#额定电流909A，运行电流750A。）。为了保证变压器长周期运行，要对1#干式变压器进行计划检修，检修时间为四个小时，为了做好本次检修工作，保证检修质量，实现投运一次成功，特编制本方案。 三、组织机构与责职分工 1、组织机构 组长： 副组长： 成员： 2、职责分工 ：负责本次检修的全面指挥工作。 ：负责监督检修过程及质量的检查确认工作。 ：负责本次检修方案的制定及过程中的组织协调。 ：负责票证办理，检修过程中的安全监护工作。 ：负责检修材料、工器具准备及检修任务落实工作。 ：负责检修、试验等数据记录及具体检修实施工作。
四、检修日期 201 年月日时分至201 年月日时分（约4小时） 五、变压器检修内容及步骤 1、准备好检修所需的材料、工器具和专用试验表具； 2、办理电气作业票，做好技术措施，停电、验电、变压器两侧 挂好接地线、悬挂“有人工作、禁止合闸”标示牌； 3、清理1#干变C相分接头熔断引线，与准备好的带线鼻连接 线头铜焊在一起，冷却后进行绝缘缠绕，最后与分接头连接处理结束； 4、同时检查两台干变的铁芯、绕组、引线、套管及连接片等有 无爬电痕迹，局部过热痕迹和变形，焊接处有无开裂；对高压侧30 个连接点和低压侧22个连接点进行紧固； 5、清除变压器的灰尘、污垢等； 6、测量高低压绕组的绝缘电阻，测量高低压绕组的三项直流电阻； 7、验收：确认各项检修工作已完成；使用工具数量齐全、现场 无遗留；各部件连接良好，螺栓拧紧，部位固定；线圈绝缘良好， 高低压绕组三相直流电阻平衡，阻值与出厂说明书相比无显著增大，各相绕组相互间的差别不应大于三相平均值的2％－4％。阻值与出 厂测试值相比变化不大于2％； 8、做好检修试验记录，包括检修时间、检修内容及修理情况， 试验数据等。 六、检修工器具一览表
沈阳东电电力设备开发有限公司 变压器检修工作大纲及实施方案 一、检修大纲： 1、变压器修前电气试验。 2、变压器排油、油处理。 3、变压器吊罩检查包括变压器内部绕组、引线、铁芯及绝缘固定件、无载分接开关、油箱等可见部分。 4、变压器外部组部件拆卸更换或检测。 5、变压器复装、抽真空、真空注油、热油循环。 6、变压器油压试漏、静放。 7、变压器修后试验。 8、变压器复装，清理现场。 二、准备工作： 1、现场准备： （1）在检修的工作现场准备充足的施工电源及照明设施； （2）准备好检修必须的备品、备件、材料、工具及专用设备等； （3）将真空滤油机、干燥空气发生器及油罐等设备摆放到位，准备电源电缆，保证真空滤油机滤芯清洁或者更换新的滤芯； （4）在开工前对真空滤油机等设备进行检修调试，保证设备状态正常，确保检修工作能够顺利进行； （5）将油罐及管路清理干净，供变压器排油用。 2、变压器停电，做好施工安全措施，断开变压器外部各侧套管的电气连接引线，断开二次接线、控制箱电源线等。 3、拆除变压器周边妨碍吊罩的设施。 4、根据施工要求和施工安全，搭建必要的脚手架。 5、准备施工所需要的本体密封盖板。 6、准备现场施工所需要的安全帽和安全带等保护工具。 7、按照运行规程要求进行变压器修前试验。
8、施工场地及环境控制要求： （1）在现场进行变压器吊罩检修，需要做好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离。 （2）现场变压器检修应选在晴朗、干燥、无尘土飞扬的天气进行。器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度≤65%为12h，空气相对湿度≤75%为8h。器身暴露时间是指从变压器放油时起至开始抽真空时为止。进行排油施工，如器身暴露时间超出规定时间不大于4h，则可相应延长抽真空时间来弥补。 三、施工方案 1、进行变压器修前试验 变压器试验是判断变压器性能的主要依据，吊罩检查前需对变压器按照运行规程要求进行检修前试验，主要试验项目如下： 1.1绝缘油常规试验和油色谱分析 1.2测量线圈连同套管的绝缘电阻和吸收比； 1.3测量线圈连同套管的直流电阻（所有分接位置）； 1.4测量线圈连同套管的泄漏电流； 1.5测量线圈连同套管的介质损耗和电容量； 1.6测量铁芯、夹件对地绝缘电阻、铁芯与夹件之间的绝缘电阻； 1.7电容型套管的tgδ和电容值试验； 1.8可根据实际情况增加其它试验项目。 2、修前试验工作完成后，采用真空滤油机将变压器油全部排入干净、清洁的油罐内，并立即对排入油罐内的变压器油进行循环处理，直至满足下列指标要求： 耐压：≥ 60kV (标准油杯试验) 含水量：≤ 10 mg/kg tgδ(90℃)：≤ 0.5％ 其它性能符合有关标准。 3、排油工作完成后，进行附件拆卸。 4、附件拆除原则：要按照先外后里，先上后下的顺序，逐一拆除变压器附
继电保护装置按它所起的作用分为主保护、后备保护和辅助保护。主保护：是被保护电气元件的主要保护，当被保护电气元件发生故障时，能以无时限（不包括继是保护装置本身的因有动作时间，一般为0．03到0．12秒），或带一定时限切除故障。例如电流速断保护，限时电流速断保护、瓦斯保护均属于主保护。为了实现继电保护的选择性，某些主保护往往不能保护被保护元件的全部。例如变压器的速断保护，只能保护变压器一次侧储备，不保护变压器二次侧储备。后备保护：后备保护是被保护元件的后备保护，叫近后备保护。在主保护范围内发生故障时，主保护和后备保护同时起动，当主保护动作切除故障点后，由于短路电流消失，后备保护既行返回。当主保护由于某种原因拒绝动作时，后面的保护延时动作，切除故障点，起到了主保护的后备。当后备保护作为下一级元件（或叫相邻元件）主保护的后备保护时，叫远后备保护。例如配电变压器低压出线发生故障时，变压器的后备保护也起动，低压出线保护动作切除故障嘛后，变压器的后备保护返回，当低压出线保护拒绝动作时，变压器后备保护按预先整定的时间动作，切除变压器高压侧的断路器。远后备保护动作后，使停电范围增大，往往造成越级跳闸。后备保护能保护被保护电气元件的全部。一套后备保护既是近后备保护，又是远后备保护。后备保护一般带时限的过电流保护组成，其灵敏度，当作为后备保护时，应满足继电保护规程的要求。当作为远后备时，可适当降低灵敏度。辅助保护：辅助保护是起某些辅助作用，例如切除主保护死区内的故障保护，或在某些[wiki]设备[/w i k i]上加速主保护工作的保护。变压器应装设的保护有哪些？ 答：（1）瓦斯保护：反映变压器油箱内部的各种故障和油面降低。并作用于各侧跳闸（重瓦斯）和发信号（轻瓦斯）。
编号：AQ-JS-03006 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 变压器检修技术措施 Technical measures for transformer maintenance
变压器检修技术措施 使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。 一、概述： 朱集西煤矿110kV变电所1#主变、2#主变油面温控器由于质量问题，信号温度计不能准确的探测到Pt100传来的温度信号，使得变电所后台不能显示出变压器当时的温度值，并且当变压器温度过高后不能有效的报警和跳闸，给变压器的正常运行带来了不利因素。为安全、快速、优质完成主变检修任务，特制定本措施。 二、施工准备 1、施工人员准备 施工负责人：1名 技术负责人：1名 变电所值班人员：2名 电工：3名 2、工器具准备
（1）110kV验电器1副，35kV高压绝缘靴、绝缘手套各1副、4mm2单丝线20m，4×4mm2圆皮线4m。 （2）12寸扳手2把，18寸扳手2把，生料带若干。 （3）十字花螺丝刀2把，小型十字花螺丝刀2把，一字头螺丝刀2把，小型一字头螺丝刀2把，尖嘴钳2副。 （4）铝合金单梯4m，5×450尼龙扎带若干，再生布若干。 3、安装准备 施工人员到现场比对变压器油面温控器的固定位置，如果不对应，制作用于固定温控器的镀锌扁铁板。 三、施工工序及方法 1、1#主变挂临时接地线 变电所值班人员将H17柜隔离小车摇出至试验位置并挂停电警告牌。然后到GIS室将7013隔离刀闸、7011隔离刀闸依次拉开，最后将70140接地刀闸合上并挂停电警告牌。 施工人员到达1#主变现场，由一名电工穿戴好绝缘靴和绝缘手套，登至1#主变梯子顶部，拉开110kV验电器对高压测A、B、C
干式变压器检修方案 电仪车间 2013年5月16日
审批：审核：编写：
目录 一、编制目的 二、检修变压器概况 三、变压器检修步骤 四、检修部署 五、安全防护措施 六、危险源辨识
一、编制目的 检查并及时处理供配电设备隐患，满足设备在良好的条件下运行，确保设备性能，保证安全运行。 二、检修配电柜概况 因变压器的特殊性在正常生产时无法对其进行维护，存在积尘较多螺丝松动的情况。为了保证配电柜设备长期运行，要对在运行配电柜进行计划检修，为了做好本次检修工作，保证检修质量，实现开车一次成功，特编制本方案。 此次变压器检修内容； a.清扫变压器外箱内外灰尘、污垢等； b.检查变压器外箱； c.检查瓷瓶及接线板等电气连接部分； d.消除运行记录缺陷，更换易损件； e.检查接地装置； f.测量绕组的绝缘电阻、吸收比； g.测量高、低压绕组的直流电阻；(有条件做无条件可不做) h.冷却系统及其测量装置（PT—100）二次回路检查实验； i.检查铁芯及其夹紧件，检查铁芯接地情况； j.检查变压器线圈及其夹紧装置、垫块、引线、接线板、各部分螺栓等；
k.检修分接开关（连片），检查分接头对应电压比； l.外箱防腐； m.完善编号和标志。 三、变压器检修步骤 1）根据以上内容备置检修所需的材料、工具和专用试验设备； 2）开具检修工作票，电气作业票； 3）按照检修内容展开工序； 1.检修前必须经得厂部调度或工段的批准。 2.检修前办理好停送电手续并通知其他车间及调度停电的时间和范围。 3.解体(解体前要对变压器进行放电并悬挂接地线) a.按厂家安装使用说明书，打开箱后门，拆除高压进线电缆，拆除低 压母排（电缆）及封闭罩；拆除温控装置（PT—100）及二次线。视不同防护等级的外箱拆卸活动门盖，拆除地脚螺栓，分开拆卸箱壁； b.拆卸外箱其他部件，便于各部分检修。 4. 检查 a.检查铁芯、绕组、引线、套管及外箱等是否清洁，有无损失和局部 过热痕迹和变形，焊接处有否开裂； b.检查套管无破裂和爬电痕迹，固定是否牢固； c.检查线圈绝缘的颜色是否正常，有无损失破裂；
电力自动化变压器检修系统处理技术研究 随着社会经济和科学技术不断发展，互联网通讯技术、计算机技术、电力控制技术等现代信息技术，我国电力事业发展过程中，得到了越来越深入且广泛的应用，极大地提高了现代电力系统的智能化、自动化、数字化水平，推动我国智能电网的建设发展。变压器是现代电力系统重要的基础设备，承载着改变系统电压的重要职能，针对变压器设备建立电力自动化变压器检修系统，可有效提高变压器故障的检修效率和准确率，对于提高系统整体的安全性和稳定性，具有重要的现实意义。从电力自动化变压器检修系统入手，就其相关处理技术，发表几点看法，以供相关人员参考。 标签：电力自动化;变压器;检修 一、电力自动化变压器系统检修概述 电力自动化变压器检修属于一项系统性工程，主要体现在其应用价值、应用意义、基本概念、应用方法等方面。其中电力自动化变压器的检修工作过可以为后续变压器的检修提供宝贵数据，这些历史数据的应用和研究有利于提升变压器的维修效果。变压器检修工作本身就具有一定的规律性，通过检修自动化变压器来累积经验，然后存于检修系统中。电力自动化变压器检修工作，要在对其规律清晰了解之后方可进行相应的决策和管理工作。 电力自动化变压器检修系统要求检修人员必须具备互联网分析知识，对于变压器的检修技术要有清楚的认识和了解。电力自动化变压器检修工作作为变压器检修的重要组成部分，在自动化变压器检修系统中，检修数据非常重要，其保存和应用能为今后的检修工作奠定良好的基础。对于这些数据进行便利保存和调取，需要相应的分析技术和处理技术。因此，电力自动化变压器在特定的网络中进行分析和研究的时候显得更加合理，针对顾客在维修过程中提出的要求，进行相应的分析，最终获得一种比较合理的数据处理方式。 电力自动化变压器检修系统处理技术的应用价值很高，可将检修数据的分析和处理结果传达给用户。另外，电力自动化变压器检修系统处理技术的应用价值还包含了对数据更加合理和隐蔽的处理。电力工程自动化变压器检修系统的工作人员根据分析和处理的数据来做出检修判断，使得判断的结果具有更高的可靠性。 二、电力自动化变压器检修系统处理技术 2.1合理准备数据 合理准备数据是电力自动化变压器检修系统处理技术的基础和前提。在合理准备数据的过程中，电力系统工作人员通过进行数据的抽取工作、转变工作和在这之外的数据清洗工作，这些工作的有效进行能够促进设备历史维修数据的存
变压器后备保护 为防止变压器外部故障引起的过电流及作为变压器主保护的后备，变压器应装设后备保护。保护采用带低电压或不带低电压闭锁的过电流保护。如果灵敏度不够，可采用带复合电压闭锁的过电流保护。 (1)对于单侧电源的变压器。后备保护装设于电源侧，作为差动保护、瓦斯保护的后备或相邻元件的后备。 (2)对于多侧电源的变压器，变压器各侧均应装设后备保护。其为：作为变压器差动保护的后备，要求它动作后启动总出口继电器。各电压侧母线和线路的后备保护，要求它动作后跳开本侧的断路器。作为变压器断路器与其电流互感器之间死区故障的后备保护。 8.1.5 变压器过负荷保护 由于变压器的过负荷一般是三相对称的，因此，过负荷保护只需接入一项电流，各侧的过负荷保护均经过同一时间继电器延时发出信号。 保护的安装地点应能够反应变压器所有绕组的过负荷情况，对于双绕组升压变压器，过负荷保护通常装设在低压侧。对于双绕组降压变压器，过负荷保护装设在高压侧。 8.2 母线保护 发电厂和变电所的母线是电力系统的一个重要组成元件,当母线发生故障时将使连接在故障母线的所有元件在修复故障期间,或转换到另一组无故障的母线上运行以免被迫停电.此外,在电力系统中枢变电所的母线上故障时,还可能引起系统稳定的破坏,造成严重后果。 按照有关规定,对于一般线路,不采用专门的母线保护,而利用供电元件的保护装置就可以把母线鼓掌切除.当利用供电元件的保护装置切除母线故障时,故障的切除时间一般比较长.此外,当双母线同时运行或母线为分段母线时,上述保护不能有选择的切除故障母线.因此,在下列情况下应装设专门的母线保护: (1)在110kV及以上的双母线上,为保证有选择地切除任意组母线上发生故障,而另一组无故障的母线仍能继续运行,应装设专门的母线保护。 (2)110kV及以上的单母线，重要的发电厂的35kV母线或高压侧为110kV及以上的重要降压变电所的35kV母线，按照装设全线速动保护的要求必须快速切除母线的故障时，应装设专门对母线保护。 (3)对于变电所3～10kV分段或不分段的单母线,如果接在母线上的出线不带电抗器,或对中、小容量变电所接在母线上的出线带电抗器并允许带时限切除母线故障时，不装设专用母线保护。母线故障可利用装设在变压器断路器的后备保护和分段断路器的保护来切除。当分段断路器的保护需要带低压起动元件时，分段断路器上可不装设保护，而利用变压器的后备保护以第一段时限动作于分段
变压器大修施工方案 项目名称：变压器大修 编制人： 审核人： 批准人： 日期：年月日
目录 1.概述 2.组织措施 2．1组织准备 2．2技术准备 2．3资金及器材准备 3．技术措施 3．1施工执行标准 3．2大修工艺流程 3．3工作过度计划 4．检修项目及技术要求 4．1变压器器身检修 4．2变压器油箱检修 4．3变压器附件检修 4．4组装注油 4．5大修后试验 5．安全措施 5．1安全管理目标 5．2安全管理组织机构 5．3安全措施 6．验收送电
1．概述 该变压器自上次大修后至今已接近大修年限，根据中华人民共和国电力工业部发布的《电力变压器检修导则》规定，决定将该变压器进行大修，为确保变压器大修工作安全、顺利地进行，特编制本大修施工方案。 2.组织措施 2、1组织准备 2、1、1：本次大修由生技、安监、检修、运行、保卫等相关部门组织足够人力参加检修工作，所有参加大修的工作人员名单张榜公布，以确保职责，并便于联系。 2、1、2：现场组织机构 （1）现场总指挥 （2）现场技术负责人 （3）现场安全负责人 （4）工作负责人 （5）试验负责人 （6）起重负责人 （7）油务负责人 （8）工具保管员 2、1、3工作任务 （1）按变压器常规大修项目进行各项检查 （2）处理大修中发现的其他缺陷 2、1、4计划工作时间 2、2技术措施准备
2、2、1查阅上次该变压器的大修报告和上次大修后小修预试报告，了变压器的绝缘状况。 2、2、2查阅运行档案，了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数、变压器负荷及运行温度情况。 2、2、3大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。 2、3器材准备 2、2、1备品及材料 （1）变压器密封胶垫 （2）变压器添加油 （3）阀门、温度计等小组件 （4）绑围屏用收缩带 （5）修理绝缘用皱纹纸 （6）胶木螺栓、螺母 （7）绝缘纸板 （8）变压器各种螺栓、螺母 （9）变压器各种弹垫、平垫 （10）110KV高压瓷套管 （11）枕木或木板 （12）保质材料（如白棉布、面团、旧布或棉纱、干净工作服等） 2、3、2常用机具设备 （1）电力电源配电盘（2）储油罐（3）真空滤油机、压力滤油机、油泵、滤油纸干燥箱、真空泵、耐油橡胶管、真空橡胶管、楼梯、安全带、手动工具（扳手、钳子等）、钢丝绳、千斤顶、手搬葫芦、电气焊设备及材料、消防设备、检测试验设备等。
云南通变电器有限公司 变压器修理规程（中小修） 一、修理范围： 所有110kV及以下电力变压器、电炉变压器、整流变压器等，包括开关修理。 二、修理原因： 1、双方通过现场低电压检测或吊芯检查初步判定变压器线圈及器身内部绝缘未损坏及无放电痕迹。因高压引线、低压引线、开关等组部件发生故障而停运时进行修理，该过程为中小修。 2、条件允许时，建议变压器进行返厂修理，经高电压试验后可确保线圈及器身内部绝缘未损坏，再进行其它损坏部位的修复。 三、修理方案： 1、拆除箱沿螺栓，吊出变压器器身； 2、检查线圈是否受到冲击而变形；检查铁心接地情况，检测铁心对地绝缘电阻； 3、对损伤部位进行处理修复，对损坏组部件进行更换； 4、对器身所有电气连接螺栓进行检查拧紧（包括线圈分接线与开关静触头连接螺栓）；对器身所有紧固件进行检查压紧； 5、返厂修理时，对器身进行真空干燥； 6、对大型有载调压变压器，应打开有载分接开关顶部盖板，吊出并检查清洗开关芯子，更换开关室绝缘油；检查调档是否正常； 7、对电炉变压器用低压出线导电铜排，如出现环氧浇注绝缘层老化开裂不能修复时，应更换导电铜排；对油水冷却器油管道进行清洗； 8、检查瓷套有无放电痕迹及破损现象、清洁套管，检查储油柜、气体继电器、压力释放阀、蝶阀等； 9、更换所有老化密封胶圈；清除油箱底部油泥，更换硅胶； 10、更换所有变压器油；或视情况进行油真空过滤；提供合格的油检验报告； 11、清洁变压器外壳后进行外观喷漆；
12、现场修理完成后，进行变压器的现场试验，现场试验项目为：绝缘电阻测量、直流电阻测量、电压比检测。并在变压器器身装入油箱内并压紧后注油观察变压器密封情况； 13、返厂修理时，除进行低电压试验，还应进行高电压试验； 14、检修时间：根据变压器容量及现场条件确定，但器身裸露时间不应超过12h。返厂修理时间协商。 注意事项： 1、吊芯检查时，用户应准备相应的安全措施； 2、现场修理前，需方确保变压器已断电及天气晴朗（相对湿度不超过60%）、风力小，并将外部接线全部拆除。 3、现场修理前，需方准备好起吊装置，枕木及配合人员到位；施工方将检修所需更换的密封件、硅胶等所需材料及检修工具、油罐车（如需要时）等准备好，人员到位。 4、室外修理时，应准备好防雨、防灰尘措施及材料； 5、修理内容以实际签定修理协议为准。
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 变压器检修技术措施(正 式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-4000-96 变压器检修技术措施(正式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、概述： 朱集西煤矿110kV变电所1#主变、2#主变油面温控器由于质量问题，信号温度计不能准确的探测到Pt100传来的温度信号，使得变电所后台不能显示出变压器当时的温度值，并且当变压器温度过高后不能有效的报警和跳闸，给变压器的正常运行带来了不利因素。为安全、快速、优质完成主变检修任务，特制定本措施。 二、施工准备 1、施工人员准备 施工负责人：1名 技术负责人：1名 变电所值班人员：2名 电工：3名
2、工器具准备 （1）110kV验电器1副，35kV高压绝缘靴、绝缘手套各1副、4mm2单丝线20m，4×4mm2圆皮线4m。 （2）12寸扳手2把，18寸扳手2把，生料带若干。 （3）十字花螺丝刀2把，小型十字花螺丝刀2把，一字头螺丝刀2把，小型一字头螺丝刀2把，尖嘴钳2副。 （4）铝合金单梯4m，5×450尼龙扎带若干，再生布若干。 3、安装准备 施工人员到现场比对变压器油面温控器的固定位置，如果不对应，制作用于固定温控器的镀锌扁铁板。 三、施工工序及方法 1、1#主变挂临时接地线 变电所值班人员将H17柜隔离小车摇出至试验位置并挂停电警告牌。然后到GIS室将7013隔离刀闸、7011隔离刀闸依次拉开，最后将70140接地刀闸合上
变压器后备保护 为了反映变压器外部短路引起的过电流，以及作为变压器内部短路的后备，变压器均应装设电流保护作为后备，根据变压器容量大小及短路电流水平，考虑到保护灵敏度的要求，变压器相间短路的后备保护一般设置为过流保护、复合电压启动的过流保护、负序过流和单元件电压启动过流保护及方向过流保护，这些配置中，除了单纯电流保护外，其他都涉及到电压元件作为闭锁或启动元件。下面我们就牵涉到电压的几个问题进行分析和说明。 不管是复合电压中的低电压元件还是负序过流和单元件低压启动的过流保护中的低压元件，其电压量选取均应采用线电压，电压元件宜装在低压侧，为什么不能采用三相电压呢?我们知道如果采用三相电压作为低压启动元件，当低压侧相间短路时，灵敏度是很高的，但是，高压侧相间短路时，灵敏度就会降低，以变压器A、B相短路为例(变压器为Y/d11)。当A、B相短路时，ùAB=0，即ùA=ùB变压器ùB对应低压ùab，ùA对应低压ùca，则有ùab=ùca，即ùa-ùb=ùc-ùa，将此式变动可推出ùa+ùb+ùc=0=3ùa，所以低压侧三个相电压，ùc=-ùb，ùa=0，在此情况下，采用三个相电压元件作为低电压启动元件，保护会动作，但灵敏度有所降低。更重要的是，由于我们所接相电压TV二次侧中性点是接地的，对小电流系统来说，当低压侧A相接地时，且变压器过负荷运行时，A相相电压ùa=0，保护可能误动，这是我们所不希望的;而采用线电压作为低电压启动元件，则能完全可避免这一个问题。 不采用三相线电压启动过流保护的原因，在上面我们分析过，当采用低压侧三相ùab、ùbc、ùca为低压元件信号时，高压侧相间短路时(以A、B相为例)，由我们以上推断可知低压侧三个线电压ùab=ùb，ùbc=-ùc=ùa，ùca=-2ùc均较高，低压元件灵敏度很低，保护不能启动。如果在变压器两侧均装设接三相线电压的低压启
Q/DTD2007－501 北京大唐发电股份有限公司 陡河发电厂企业标准 油浸变压器检修工艺规程 2007年5月1日发布 2007年 5月 1日实施北京大唐发电股份有限公司陡河发电厂发布
目录 范围及引用标准 3 第一章检修周期及检修项目 4 第二章大修前的准备工作 5 第三章变压器大修工艺流程图 7 第四章变压器检修工艺标准 9 第五章变压器电气试验 29 第六章附录 36 附录一绝缘油的要求 36 附录二油中溶气分析的初步判断标准 38 附录三各种数障的“关键”气体 39 本标准由大唐国际陡河发电厂提出 本标准由陡河发电厂设备部负责起草 本标准主要起草人：刘爱成、孟杰荣 审核：王建东 审定：张文生 批准：畅雅平 北京大唐发电股份有限公司陡河发电厂企业标准变压器检修工艺规程 Q/DTD
一、范围 本规程规定了陡河发电厂内油浸变压器进行检修的周期、标准项目检修项目、大修的施工步骤及工艺质量标准，本规程适用于陡河发电厂全部油浸变压器，本规程并附录了一些检修维护的相关知识，供陡河发电厂变压器检修工作中使用，也可做变压器运行、检查人员参考。本规程详细制定了我厂变压器大修项目的检修工艺标准，小修项目的工艺标准参照大修执行。 二、引用标准 1. 《电气检修工艺规程》陡河发电厂一九九八年修订。 2. 《机组小修项目管理标准》 Q/CDT-IDHTP 2070208-2006 3. 《机组大修项目管理标准》 Q/CDT-IDHTP 2070208-2006 4. 《电力设备交接和预防性试验规程》Q/CDT 107 001－2005 5. 《电力变压器检修导则》DL/T 573－95 6. 《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生〔1996〕589号） 7. 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》华北电集生〔2002〕 8. 《电力设备典型消防规程》（DL 5027－1993） 9. 《发电厂及电力系统反事故技术措施汇编》（电气部分） 10. 《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229－1996） 11. 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）（电气部分） 12. 《交流电气装置的接地》（DL/T 621－1997）
更换变压器技术措施为了保证井下电气设备的安全供电，需对地面变电所高、低压盘进行检修和两台新变压器的安装，为保证检修工作的顺利进行，特制定本措施如下： 一、安全负责人： 二、现场负责人： 三、人员组织： 四、施工地点：地面变电所 五、施工方案： 对地面变电所进行分段检修，检修高、低压盘和对两台新变压器进行安装工作。
六、施工时间及影响范围： 1、施工时间： 2012年月日： 2012年月日： 2、施工影响范围：全矿井 七、施工前准备工作： 1、提前一天在矿例会上进行通报检修内容和检修时间。，并通知调度室做好安全生产调度工作。
2、因此次施工影响范围是全矿井，所以应提前一天通知通防科做好 施工时自然通风和施工后的瓦斯排放工作。 3、由机电队安排井下司泵工在施工前必须把主水仓及备用水仓排空，确保在施工期间有足够的容量，容纳井下正常涌水。 4、机电队电话维修工提前对变电所电话线路进行检修，确保施工期 间通讯畅通。 5、施工负责人分别向参加本项工作的全体施工人员宣读工作票、劳 动纪律和安全措施，并布置任务，讲清现场情况、具体工作地点及 质量标准、检修工艺等事项。 6、施工前，要对所有的工具、仪表、仪器和材料配件进行清点登记，同时要对所有使用的各种安全保护用品进行认真的检查，以确保安 全可靠。
7、在变电所内，对现场的安全设施、开关的停电部位、带电部位、运行方式及工作区域进行核对、检查，确认无误后，进行签字，然后进入作业现场。 8、在进行检修时，工作现场必须用遮栏拦住，并悬挂“危险”标志牌。 八、安全技术措施： 1、凡参加检修人员必须严格按照《煤矿安全规程》及《技术操作规程》进行工作，并认真听取安全负责人的工作安排及安全要求。 2、工作时必须保证检修质量，牢固树立安全第一的思想，认真细致地进行检修工作。 3、停电前必须报经调度室、机电科，安全负责人同意方可进行停电操作。
风井检修变压器、线路措 施示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
风井检修变压器、线路措施示范文本使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 为安全生产，现需对西风井风机、变压器、配电盘、 控制线路、接地极等进行检修维护。 作业时间：20xx年8月15日15:00-16:00 作业地点: 西风井主扇房 作业任务：检修变压器、配电盘、控制线路 施工单位：机运队 施工负责人： 措施编制人： 一、施工前准备 1、施工前组织现场所有施工人员学习并落实本措 施。 2、施工前把所需工具、材料准备好，并放置在检修
设备旁适当位置处，以利于施工。 3、施工现场准备0.2ｍ2以上的灭火沙、两只合格的灭火器； 4、由技术员向全体作业人员介绍施工步骤； 5、电气作业时至少应有两人同时工作，其中指定一名工作经验丰富，对设备熟悉的人员作为安全监护人； 6、在电气设备上工作，必须严格执行停电票制度。除了工作前对施工的每一位工作人员学习贯彻工作内容、安全注意事项、停电和带电部位，同时应当监督作业人员的安全防护措施； 7、工作负责人在现场负责安全监护，如确实需要投入工作，应指定专人从事安全监护工作； 8、施工前应对施工器具严格进行检查，确认完好 二、施工步骤： 1、停电前要通知调度室，接到调度室停电通知后方
变压器继电保护原理图动作过程讲解
变压器继电保护原理图动作过程讲解目录： 一、变压器的保护方式 二、断路器在分闸状态，用控制开关合闸过程 三、断路器在合闸状态，用控制开关分闸过程 四、断路器的“试合闸”动作过程 五、断路器合闸到永久性短路故障点，变压器保护动作过程及跳跃闭锁继电器的“防跳”功能分析 六、断路器在合闸工作状态，变压器电流速断保护范围内发生故障，保护动作过程分析 七、断路器在合闸工作状态，变压器过电流保护范围内发生故障，保护动作过程分析 八、断路器在合闸工作状态，变压器轻瓦斯信号动作过程 九、断路器在合闸工作状态，变压器重瓦斯保护动作过程 十、断路器在合闸工作状态，变压器温度信号动作过程 十一、断路器在合闸工作状态，变压器单相接地保护动作过程 十二、断路器在合闸工作状态，断路器跳闸回路断线监视功能分析 十三、断路器在合闸工作状态，变压器电流测量回路工作原理分析 一、变压器的保护方式 1．对于6～10kV车间变电所的主变压器，通常装设带时限的过电流保护，如果过电流保护动作时间大于0.5～0.7s时，还应装设电流速断保护。
2．瓦斯保护容量在800kV．A及其以上的油浸式变压器应装设瓦斯保护，作为变压器油箱内部故障和油面降低的主保护。 3．电流速断保护它与瓦斯保护相互配合，可快速切除变压器高压侧及其内部的各种故障，均为变压器的主保护。 4．过电流保护是为了防止变压器外部短路引起的过电流和作为变压器主保护的后备保护而装设的继电保护装置。 5．温度保护作为变压器油温升高和冷却系统工作不良的保护装置。 6．单相接地保护由零序电流互感器及与之连接的电流继电器构成。作为变压器高压侧出现单相接地故障的保护。 二、断路器在分闸状态，用控制开关合闸过程 1．当断路器QF在分闸位置，控制开关SA在“跳闸后”位置。“工作位置”行程开关2SQ触点已闭合，控制开关SA（11，10）触点接通，常闭辅助触点QF1闭合，此时，绿灯GN接通控制小母线WC而亮平光。 电流路径：WC+→1FU→SA11－10→GN→2SQ→QF1→KO→2FU→WC- 2．控制开关SA切至“预备合闸”位置时： 其一，控制开关SA（9，10）触点接通,SA（11，10）触点断开，绿灯GN接通闪光小母线WF，断路器位置和控制开关位置不对应，绿灯GN闪光； 电流路径：WF+→SA9－10→GN→2SQ→QF1→KO→2FU→WC- 其二，控制开关SA（1，3）触点接通，为“事故跳闸”音响信号接通做准备。 3．控制开关SA切至“合闸”位置时：
解决方案编号：YTO-FS-PD732 矿用变压器停电检修安全技术措施通 用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
矿用变压器停电检修安全技术措施 通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 一、概述 因我矿供井下动力专用变压器（350KVA）出现故障（低压侧中性星接点螺丝松动、连接片烧坏，检查变压器油位）需要进行停电检修，为了保证我矿停电检修期间安全，特制订本措施。 二、工作安排及负责人 1、停电检修时间: 20xx年9月24日08时30分---24日12时00分 检修地点: 地面变压器房 停电影响范围: 全矿工业及生活用电 施工总负责人： 施工安全负责人： 现场施工负责人： 停送电负责人： 检修人员：机电运输队全体工作人员 2、停电检修计划及措施由单位领导审查签字批准后，
于当月当日报机电运输队。机电运输队将各单位检修计划平衡汇总后，于当日，组织有关矿领导、调度室、安检科、通风工区、技术科、各检修单位机电负责人等召开停电检修平衡会，对各单位检修项目进行统一安排。 三、联系停送电负责人： 四、检修前准备工作 1、检修前一天根据统一安排后的检修计划由调度室通知停电范围，要求受影响单位派专职电工配合停送电操作，不得出现停电期间无人在岗或有人在岗出现误操作等现象。 2、通风队提前一天对停电影响范围内的通风机进行自动切换试验，保证自动切换装置灵敏可靠。 3、检修人员准备好检修用的电工工具、检修备件、仪器仪表等所需工器具。 五、施工步骤： （一）停电程序及操作步骤 1、所有单位检修人员及负责人、停送电联系人按检修计划规定时间到达各自的施工地点待命，同时井下所有人员全部撤出到地面。 2、调度室确定井下所有人员全部撤离至地面，各岗位人员就位后通知联系停送电负责人联系归宗开关站停送电。