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1主变、高厂变、高公变及#1启备变1.1设备概况1.1.1每台机组均设一台主变，在发电机出口分别接一台高厂变、一台高公变，带6KV厂用及公用负荷。
同时设一台#1启备变，作为两台机组6KV段的备用电源。
主变由常州东芝变压器厂提供，高厂变、高公变均为无载调压变压器，#1启备变为有载调压变压器，均由特变电工衡阳变压器厂提供。
1.2设备规范1.2.1变压器技术参数表1变压器技术参数1.2.2变压器套管CT技术参数表2变压器套管CT技术参数1.2.3变压器分接开关技术参数表3变压器分接开关技术参数1.2.4.1主变冷却器a)共配置7组冷却器，每组冷却器配置3台冷却风扇和1台潜油泵。
b)冷却装置采用低噪声的风扇和低转速的油泵，有过载、短路和断相保护。
c)冷却装置进出油管装有蝶阀，潜油泵进出口油管装有蝶阀。
d)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任选一路“工作”或“备用”。
工作电源断相或失压时能自动切换至备用电源。
e)每组冷却器通过切换开关可运行在“工作”、“辅助A1”、“辅助A2”、“备用”、“停止”状态。
工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。
辅助A1，冷却器按变压器线圈温度大于55℃或负荷大于75%自动启动，小于45℃停止。
辅助A2，冷却器按变压器线圈温度大于65℃或负荷大于85%自动启动，小于55℃停止。
.f)冷却器全停延时1min报警。
冷却器全停延时30min后若顶层油温高于75℃则变压器跳闸。
否则，冷却器全停延时60min变压器跳闸。
g)冷却器熔断器用途说明如下：FU1、FU2动力电源A监视继电器回路。
FU3、FU4动力电源B监视继电器回路。
F1动力电源A交流接触器回路。
F2动力电源B交流接触器回路。
F3辅助/备用自动回路。
F4故障信号指示灯回路。
F5、F6110V直流控制回路。
F7、F8110V直流信号回路。
QA加热器回路。
各组冷却器动力箱FC1～FC7各组冷却器接触器回路。
h)当投入备用电源、备用冷却装置，冷却器跳闸、潜油泵发生故障时，均发出信号。
第4章变压器系统4.1变压器设备概述4.1.1本期#1、#2机组各设一台主变，分别通过发电机-变压器-线路组型式接入新建的330kV母线配电装置。
每台机组设一台高厂变，高压侧从发电机出口接入，低压侧作为本机组6KV厂用段负荷的工作电源。
两台机组共设一台高压启备变，高压侧电源接引自老厂110KV母线，低压侧作为两台机组6KV厂用段的备用电源。
4.1.2主变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的三相双绕组强迫油循环风冷无励磁变压器，型号为SFP-400000/330。
厂高变为山东电力设备有限公司生产，型号SFF-45000/20，冷却方式自然油循环风冷/自冷。
启备变由保定天威集团特变电气有限公司生产，户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器，型号为SFFZ-35000/110，冷却方式自然油循环风冷/自冷。
4.2变压器设备技术规范4.2.1主变压器技术规范变压器生产厂家特变电工衡阳变压器有限公司变压器生产日期型号SFP-400000/330 额定容量400MVA型式户外、三相双绕组强迫油循环风冷无励磁变压器最高工作电压(高压侧/低压侧)（KV）363/20额定电压(高压侧/低压侧)（KV）363±2×2.5%/20 额定电流(高压侧/低压侧)（A）636.2/11547 短路阻抗15％(短路阻抗误差不超过±3%)调压方式无激磁调压冷却器台数4+1 连接组标号YN,d11 调压范围363±2×2.5% 效率99.74%中性点接地方式经接地刀闸直接接地额定频率（HZ）50冷却方式强迫导向油循环风冷（ODAF）相数 3绕组绝缘耐热等级 A损耗空载损耗(kW) 195 负载损耗(kW) 845 附件损耗(kW) 404.2.2启备变技术规范变压器生产厂家保定天威集团特变电气有限公司生产日期型号SFFZ-35000/110 型式户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器额定容量（MVA）35/20-20效率(%) 99.43最高工作电压(kV) 高压/低压126.5/6.3 额定电流(A)高压/低压175.7/1832.9额定电压(kV)高压/低压115/6.3 额定电压比(kV)115±8X1.25%/6.3-6.3 KV短路阻抗（%）16% 额定频率(Hz) 50中性点接地方式高压侧直接接地/低压侧经电阻接地冷却方式冷却方式自然油循环风冷/自冷相数 3冷却器数量（其中备用组数）4联结组标号YN/yn0-yn0+d 绝缘耐热等级 A空载损耗(kW) 28负载损耗(kW) 1704.3.1变压器绝缘电阻规定4.3.1.1新安装、检修后或长期停用（超过15天）的变压器，在投入运行前，应由检修试验人员测量变压器的绝缘电阻值，并向运行人员做好书面交代。
一、概述：聊城发电厂一期工程主变、启备变、高厂变为沈阳变压器厂产品，其中每台机组三台主变，外形尺寸长×宽×高=6.20m×3.2m×4.5m，运输重156t。
两台启备变，外形尺寸长×宽×高=5.52m×2.8m×3.8m，运输重96.8t。
每台机二台高厂变，外形尺寸长×宽×高=4.36m ×2.1m×3.5m，运输重43t。
变压器将由铁路专用线运至聊城工地，进入锅炉专用线南端。
二、施工方案：变压器到货由火车运至锅炉专用线时，两台高厂变由锅炉线60t龙门吊卸车，装至50t 汽车拖盘上，运至就位现场，由俄63t履带吊18m主臂工况将其吊装就位，主变及启备变将由CC1000履带吊卸车，吊运至其就位位置，落下就位或放置在轨道上拖拉就位。
三、措施编制依据：3.1 厂家提供的变压器运输图；3.2 CC1000履带吊及63t履带吊性能表；3.3 聊城工地现场情况；3.4 安全工作规程；3.5 机械化公司机械施工能力。
四、准备工作：4.1 技术准备：4.1.1 施工前进行安全技术交底学习；4.1.2 标明变压器就位方向(电气工程处负责)。
4.2 机械工器具准备：4.2.1 CC1000履带吊，18m主臂工况，200t钩，穿满绳；4.2.2 俄63t履带吊一部，18m主臂工况；4.2.3 60t/42m龙门吊一部；4.2.4 50t汽车拖车一部；4.2.5 20t滑车组，32t滑车组各两套；4.2.6 Φ52、L=17m，Φ65、L=18m绳扣各一对4.2.7 装载机（ZL50B）一部，叉车（5t）一部；4.2.8 拖排两副、Φ108×14、L=2m滚杠40条；4.2.9 其它绳扣、道木、路基板等。
4.3.1 卸车场地：锅炉专用线南端东侧清理出宽15m的场地以供卸车及存放设备用，要求地面平整坚实，无障碍物。
变压器运行规程
1.概述
1.1.1主变采用型号SFP-750000/500的三相双线圈铜绕组无载调压油浸式变压器，冷却方式为强迫导向油循环风冷。
电压组合(分接开关)为
5500
2+-2×2.5%/20KV 。
型号说明：S （三相）F （风冷）P （强迫）-750000（额定容量KVA ）/500（电压等级KV ）。
1.1.2高厂变采用型号SFF10-CY-63000/20的三相分裂油浸风冷无载调压变压器。
分接开关为20±2×
2.5% /6.3－6.3KV 。
型号说明：S （三相）F （风冷）F （双分裂）10（性能水平代号）-CY （厂用）-63000（额定容量KVA ）/20（电压等级KV ）。
1.1.3启备变采用型号SFFZ10-CY-63000/220的三相双分裂油浸风冷有载调压变压器。
调整分接开关230±8×1.25%/6.3 -6.3/6.3KV 的位置可以调整所带6kV 母线电压为额定值。
型号说明：S （三相）F （风冷）F （双分裂）Z （有载调压）10（性能水平代号）-CY （厂用）-63000（额定容量KVA ）/220（电压等级KV ）
1.1.4低压干式变采用SC9系列三相树脂浇注绝缘干式变压器。
冷却方式为强迫风冷（AF ），冷却风扇可以手动控制，也可以根据变压器温度自动控制。
2.设备规范
2.1变压器设备规范 2.1.1 #3、＃4主变规范
2.1.2 #3、#4高厂变规范
2.1.3启备变规范。
一、目的检验变压器及其主要附件、绝缘油在运输、存放及安装吊检过程中是否受到损伤，安装后质量是否符合技术标准要求，保证投入运行时设备安全、可靠。
二、编写依据1、GB 50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》2、DL 5009-1-92《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）3、厂家安装使用说明书及出厂报告。
三、调试范围聊城电厂新厂高厂变4台、主变7台、启/备变2台。
四、调试应具备条件1、试验时环境温度不低于5℃，空气相对湿度不高于80%。
2、试验所需仪器仪表配置齐全、合格。
3、参加调试人员熟练掌握试验方法，熟悉变压器结构、性能及相关的技术标准。
五、调试顺序与技术要求及标准（一）、吊检前的试验（二）、吊检时试验（三）安装完毕后的试验调试应具备的条件：①变压器本体及附件安装完毕，且已注入符合厂家要求数量的，经化验合格的#25绝缘油。
②变压器套管及其附件表面应干净、无油污、无灰尘。
③安装完毕，试验前变压器油须静置时间：高厂变为24小时以上，主变、启/备变为48小时以上。
六、附表：1、油浸式变压器绝缘电阻的温度换算系数注：①K为实测温度减去20℃的绝对值；②当测量绝缘值电阻的温度差不是表中所列数值时其换算系数A可用线性插入法确定。
2、tgδ（%）温度换算系数注:①K为实油温度减20℃的绝对值。
②当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时,其换算系数A可用线性插入法确定。
3、油浸电力变压器绕组直流试验电压标准及直流泄漏电流参考值七、附图：1、交流工频耐压试验接线图：K-电源开关 RD-熔断器 TY-调压器 R1、R2-限流电阻 LJ-过流继电器 K1-短路开关Bs-试验变压器 G-保护间隙 C1、C2-分压器电容 Cx-被试绕组电容2、介质损耗试验接线图：（1）反接线（2）正接线FKGS-介质损耗测试仪 CX-被试品电容3直流高压发生器输出电压Cx八、安全注意事项1、进入工作现场必须戴安全帽，进行高空作业应扎好安全带。
一、变压器、高低压设备技术要求：（一）、变压器采用在中高档的企业产品。
1、规范和标准1.1合同设备包括卖方向其他厂商购买的所有附件和设备，这些附件和设备应符合相应的标准规范或法规的最新版本或其修正本的要求, 除非另有特别说明，将包括在投标期内有效的任何修正和补充。
1.2除非合同另有规定，均须遵守最新的国家标准（GB）和国际电工委员会(IEC)标准以及国际单位制(SI)标准。
如采用合资或合作产品，还应遵守合作方国家标准，当上述标准不一致时按高标准执行。
所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓夹及螺母均应遵守国际标准化组织(ISO)和国际单位制(SI)的标准。
2、环境条件与设计条件2.1设备运行的环境要求供方应保证提供的所有材料、设备、精加工件、装置和系统在运输、卸货、搬运、储存、安装和运行中能经得起环境的条件，并且没有损坏和失灵，能长期满载连续运行。
1>周围空气温度最高温度：+40℃；最低温度：-5℃；日平均： +25℃；年平均： +20℃；2>海拔高度：小于1000米；3>环境相对湿度(在25℃时)多年平均值：小于85％；4>地震烈度：Ⅷ度；5>污秽等级：Ⅲ级6>安装地点：户内；2.2设备主要参数型号： SCB10 H系列干式变压器额定频率：50Hz；额定容量：见清单（图纸）空载额定电压变比： 10±2*2.5% /0.4kV短路阻抗： 6%或4 %（按设计要求）绝缘等级： H级相数及联接组标号：三相；D，Yn11；冷却方式： AN/AF；2.3过载能力变压器允许短时间过载能力在空气冷却情况下应满足表2.1要求(正常寿命，过载前已带满负荷)。
表2.1 变压器过载能力3、技术性能要求3.1一般要求1>干式变压器应是Nomex绝缘、空气自冷/强制风冷、高压绕组包封式或非包封式三相室内变压器。
2>干式变压器绝缘耐热等级不低于H级：主材和辅材均不低于H级的要求，且两者的缘耐热等级应一致。
目录一、编制依据 (3)二、工程概况 (3)三、主要工程量 (3)四、作业条件 (3)五、主要施工工序 (5)六、QA检查单 (8)七、安全、文明施工及环境管理 (8)八、施工安全风险与文明施工预测控制计划表 (9)九、绿色施工措施 (12)十、应急保障措施 (12)一、编制依据《工程建设施工企业质量管理规范》 GB／T50430-2007；《电力建设安全工作规程》(火力发电厂) DL5009.1—2014；《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分) ；《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》GB 50148-2010；《建筑电气工程施工质量验收规范》GB 50303-2015；《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147-2010；《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国电电源[2002]49号河南省电力勘测设计院工程设计图纸资料及相关说明；湖北省建设有限公司******2×100MW燃煤发电工程《施工组织总设计》；部分设备厂家技术资料；二、工程概况根据现场施工安排，******2×1000MW新建工程1#机组工程，主变、启备变和高厂变由拖车运输到施工现场，然后安全卸车、准确就位，由变压器技术协议提供数据，根据现场实际情况，主变、启备变和高厂变采用400t履带呆直接卸车就位。
三、主要工程量3.1主变、启备变和高厂变采用履带吊直接吊装就位。
四、作业条件4.1项目开工前的准备：4.1.1施工人员熟悉作业流程及安全措施，并接受详细的安全技术交底。
4.1.2运输拖车行走和卸车位置地面坚实、平整。
4.1.3变压器安装方向、中心线已明确。
4.1.4变压器基础已清理干净。
4.1.5 拖车行走路线回填并压实。
4.1.6所有施工人员、现场负责人、技术人员、安全员全部就位。
4.2主要材料准备4.2.1 卸车所用的工器具均已准备就绪。
4.2.2 卸车用的设备已准备好，并经检验合格。
2.主变、启/备变和高、低压厂变技术规范：2.1发电机、变压器禁止启动项目：发生下列情况之一者，禁止启动：1)发电机、主变压器等主要设备有严重缺陷；2)发电机、变压器等一次设备回路绝缘不符合标准；3)发变组主保护不能投入；4)发电机、主变压器等主要参数不能显示；5)发电机一次水水质不合格；6)主变压器、高压厂用变压器油质不合格；7)发电机氢气纯度不合格。
3.2.3.41 机组负荷达200MW，厂用电切至本机带2.2负荷大于250MW启动低加疏水泵，投入AVC，视机组情况投入其它制粉系统2.3电气设备启动前的检查及准备2.4验收新装或检修后的发电机下列项目应合格：1)发电机定、转子回路绝缘；2)气密性试验；3)氢气系统；4)一次水系统。
2.5 厂用电系统的检查与投运1)确认直流系统、UPS系统运行正常，电压在正常值。
2)厂用电系统。
a)确认#11、#12启/备变运行正常，无报警信号。
b)厂用6KV、循环水泵房6KV、公用6KV母线电压正常。
c)确认各厂用变压器运行正常，各低压段、MCC运行正常，电压在正常值。
2.6氢气系统的投入和运行1)发电机充氢前的检查和准备：a)汽轮发电机处于静止或盘车状态。
b)有关表计和报警装置经校验合格,控制电源投入。
c)发电机已全部封闭,气密性实验合格。
d)确认密封油系统具备投运条件。
e)通知氢站,准备足够的氢气、二氧化碳气体。
f)确认氢气、二氧化碳气体纯度合格。
2)氢置换前应将动火票收回，机房天车停电，进行置换充氢工作，应办理工作票。
3)氢纯度表的指示：位置1：H2在空气中含量（正常运行）；位置2：H2在CO2中的含量（充排氢时监视）；位置3：空气在CO2中含量（充排CO2时监视）。
4)发电机排氢门MKG19AA055的逻辑保护开条件：a)（MKG18CP004）事故排氢或（MKG18CP004）氢置换在进行中。
b)发电机壳内压力大于20Kpa。
自动关条件：a)或b)a)MKG18CP004)发电机壳内气体压力小于最小值。
2.主变、启/备变和高、低压厂变技术规范：2.1发电机、变压器禁止启动项目：发生下列情况之一者，禁止启动：1)发电机、主变压器等主要设备有严重缺陷；2)发电机、变压器等一次设备回路绝缘不符合标准；3)发变组主保护不能投入；4)发电机、主变压器等主要参数不能显示；5)发电机一次水水质不合格；6)主变压器、高压厂用变压器油质不合格；7)发电机氢气纯度不合格。
3.2.3.41 机组负荷达200MW，厂用电切至本机带2.2负荷大于250MW启动低加疏水泵，投入AVC，视机组情况投入其它制粉系统2.3电气设备启动前的检查及准备2.4验收新装或检修后的发电机下列项目应合格：1)发电机定、转子回路绝缘；2)气密性试验；3)氢气系统；4)一次水系统。
2.5 厂用电系统的检查与投运1)确认直流系统、UPS系统运行正常，电压在正常值。
2)厂用电系统。
a)确认#11、#12启/备变运行正常，无报警信号。
b)厂用6KV、循环水泵房6KV、公用6KV母线电压正常。
c)确认各厂用变压器运行正常，各低压段、MCC运行正常，电压在正常值。
2.6氢气系统的投入和运行1)发电机充氢前的检查和准备：a)汽轮发电机处于静止或盘车状态。
b)有关表计和报警装置经校验合格,控制电源投入。
c)发电机已全部封闭,气密性实验合格。
d)确认密封油系统具备投运条件。
e)通知氢站,准备足够的氢气、二氧化碳气体。
f)确认氢气、二氧化碳气体纯度合格。
2)氢置换前应将动火票收回，机房天车停电，进行置换充氢工作，应办理工作票。
3)氢纯度表的指示：位置1：H2在空气中含量（正常运行）；位置2：H2在CO2中的含量（充排氢时监视）；位置3：空气在CO2中含量（充排CO2时监视）。
4)发电机排氢门MKG19AA055的逻辑保护开条件：a)（MKG18CP004）事故排氢或（MKG18CP004）氢置换在进行中。
b)发电机壳内压力大于20Kpa。
自动关条件：a)或b)a)MKG18CP004)发电机壳内气体压力小于最小值。
b)（MKG18CP001）发电机壳内气体压力小于20Kpa,则自动关。
5)CO2闪蒸子回路（MKG70EE001）的逻辑a)CO2闪蒸子回路（MKG70EE001）投入后，至少有一台风机开启，则反馈子回路MKG70EE001投入，并打开一个二氧化碳加热器的电磁阀(MKG73AA051或MKG74AA051)投入，如两阀均打开或关闭，或无风机开启，则故障报警。
如打至就地控制，则OM画面上闭锁操作。
b)二氧化碳加热器电磁阀（MKG73AA051）的开关逻辑▪自动开：当CO2闪蒸子回路（MKG70EE001）投入后自动开。
▪自动关：当CO2闪蒸子回路（MKG70EE001）退出后或当另一电磁阀（MKG74AA051）打开时，则自动去关MKG73AA051阀门。
c)CO2闪蒸风机（MKG73AN001）的逻辑▪自动停止：CO2闪蒸子回路（MKG70EE001）退出，或事故柴油发电机启动时，自动停CO2闪蒸风机（MKG73AN001）。
▪自动开启：CO2闪蒸子回路（MKG70EE001）投入，或事故柴油发电机410B开关合闸,CO2闪蒸风机（MKG73AN001）自动开启。
6)氢气干燥子回路（MKG55EE001）a)氢气干燥子回路（MKG55EE001）投入且氢气干度限位开关（MKG51CG051）动作，则发出风机启动命令。
若此时热交换器未投或氢气干度限位开关未动作，则延时发风机停止的命令，且自动退出氢气干燥子回路（MKG55EE001）。
b)氢气加热器（MKG55AH001）的投停▪加热器停止条件：干燥器入口温度＞120℃；干燥器出口温度＞80℃；氢气干燥子回路（MKG55EE001）退出后；氢气干度限位开关未动作；干燥风机停止。
以上有一个条件满足则加热器停止。
▪加热器投入条件：以上条件不满足，且氢气干燥子回路（MKG55EE001）投入氢气干度限位开关（MKG51CG051）动作，延时2分钟，氢气加热器（MKG55AH001）投入。
2.7 励磁滑环风机子回路的投入1)自动投入:a)一台密封油泵在运行中；b)汽机SGC停止程序第5步；c)汽机SGC启动程序第7步。
以上三个条件满足任意一个，则励磁滑环风机子回路自动投入。
2)手动投入:在GENERATOR画面中,点击“FAN SLIPR ENC”，打开滑环风机子回路，点击“0/1”并执行，励磁滑环风机子回路手动投入。
3)当励磁滑环风机子回路投入且汽轮机转速小于180rpm时，风机自动开启。
当励磁滑环风机子回路投入且汽轮机转速大于240rpm时，风机自动停止。
2.8发电机变压器组投运前的检查内容:1)查发电机变压器组回路所布安全措施均已拆除，常设遮栏和标识牌已恢复正常,各种试验报告齐全；2)查发电机主开关在断位，合上主开关油泵开关、端子箱内加热电源小开关，查机构箱内S8小开关在“远方”位；3)查各刀闸三相在断位；4)查主变侧A、B、C三相避雷器完好；5)查#1主变中性点接地刀闸（#2主变中性点接地线）良好,中性点避雷器完好；6)查主变A、B、C三相油温表完好,油温正常；7)查主变A、B、C三相油位计完好,油位正常；8)查主变A、B、C三相套管完好,油位正常；9)查主变A、B、C三相呼吸器完好,硅胶颜色正常；10)查主变A、B、C三相压力释放器完好；11)查主变A、B、C三相瓦斯继电器完好,继电器内无气体；12)按阀门检查卡检查主变A、B、C三相各阀门状态相符；13)查主变电源控制柜内电源正常,开关在断位；14)查主变A、B、C三相各冷却风扇清洁完好；15)查主变A、B、C三相潜油泵正常,无渗、漏油；16)查主变A、B、C三相油流继电器完好，指示正确；17)查#1、2高厂变本体清洁无杂物；18)查#1、2高厂变6KV侧中性点接地电阻良好；19)查#1、2高厂变油位计完好,油位正常；20)查#1、2高厂变油温表完好,油温正常；21)查#1、2高厂变呼吸器完好,硅胶颜色正常；22)查#1、2高厂变油箱压力释放器完好；23)查#1、2高厂变瓦斯继电器完好,瓦斯继电器内无气体；24)按高厂变阀门检查卡检查#1、2高厂变各阀门状态相符；25)查#1、2高厂变各风扇完好；26)查#1、2高厂变风扇电源控制柜正常,开关在断位；27)查发电机出口避雷器完好；28)查发电机-1PT、-2PT清洁完好,一次保险正常；29)查励磁变清洁无杂物,绕组、铁芯、接头正常，分头位置正确；30)查发电机励磁柜清洁完好,各部件正常；31)查发电机中性点刀闸完好,接地变清洁无杂物；32)查发电机氢气盘正常,各阀门状态正确,无漏氢现象；33)查发电机密封油系统正常；34)发电机封闭母线完好,风机良好,开启正常，微正压装置运行良好，压力在正常范围内；35)查发电机保护盘清洁无杂物，各继电器完好；36)查发电机同期盘清洁无杂物，各继电器完好；37)查发电机厂用电切换盘清洁无杂物，各继电器完好；38)查发电机本体清洁无杂物,标示牌和设备铭牌齐全；39)查发电机各轴承清洁,无渗油；40)查发电机滑环清洁,各碳刷完好；41)查发电机滑环室风机良好,开启正常；42)查发电机各氢冷器正常；43)查发电机一次水系统正常；44)查发电机液位计液位正常，DCS画面无报警；45)查A、B、C、D段工作进线开关完好,已送至试验位置；46)在CRT画面上核对上述设备状态与实际相符。
2.9发电机由检修转备用的操作步骤：1)查发变组回路安全措施已拆除,按检查卡检查无异常；2)合上发电机中性点接地刀闸；3)查-1PT及一次保险完好,将之送至工作位置；4)查-2PT及一次保险完好,将之送至工作位置；5)合上-1PT二次小开关；6)合上-2PT二次小开关；7)查发电机出口电容器正常；8)合上主变中性点刀闸(查)（#2主变中性点接地线良好）；9)送上主变通风柜电源；10)将#1高厂变风扇控制投入“自动”运行；11)将#2高厂变风扇控制投入“自动”运行；12)查主开关在断位,合上开关就地端子柜内各操作小开关；13)合上发电机励磁柜各电源小开关；14)查发电机励磁开关在断位,依此合上#1～#4整流柜直流侧刀闸（查）；15)送上A段工作进线开关操作、贮能小开关,将A段工作进线开关摇至工作位置；16)送上B段工作进线开关操作、贮能小开关,将B段工作进线开关摇至工作位置；17)送上C段工作进线开关操作、贮能小开关,将C段工作进线开关摇至工作位置；18)送上D段工作进线开关操作、贮能小开关,将D段工作进线开关摇至工作位置；19)合上发电机同期柜上电源小开关F01，查同期继电器正常；20)合上发电机保护柜上电源小开关S801、S802、S803、S804，查各保护继电器正常，跳闸矩阵保护投入正确，无装置报警；21)合上发电机厂用电切换柜上电源小开关，查继电器正常。
2.10变压器投运前的准备1)对新装或检修后的变压器，各项试验报告齐全，投运措施正确。
2)对新装变动内、外接线的变压器在并列运行之前必须定相。
3)变压器调分接头必须有调度或值长的通知。
4)对无载调压的变压器调分接头之前必须停电并做好安全措施,由检修人员进行调整,调整后试验报告合格,并在＂变压器分接头位置记录本＂上登记。
5)对有载调压的变压器,在调整分接头时必须严格执行下列规定:a)变压器在满载及过载运行时,禁止调整分接头开关；b)正常时采用远方操作,远方操作失灵时可就地调节；c)调整后应及时检查三相电压平衡,并将分接头位置记入专用记录本内；d)在调整中出现异常时,应立即停止操作并切断电机电源；e)调整变压器分接头时,应派人员到就地观察指示位置是否正确,切换声音是否正常，切换后有无异常发生。
6)#11、#12启/备变有载调压装置的OM画面操作a)调出“HV/MV PWR SUP CO”画面，打开“MAN/AUTO”，点击“0/1”，设置为手动，此时，方框显示为白色。
b)打开“ON LOAD TAP CHANGER”操作窗口，点击“上调”或“下调”键，再点击“EXECUTE”键，则变压器向上或向下调整一个分头。
c)若在调整过程中，发现异常，打开“EMERGY STOP”，点击“0/1”键，再点击“EXECUTE”键，则分头调整立即停止。
7)OM画面上的自动调整调出“HV/MV PWR SUP CO”画面，打开“MAN/AUTO”，点击“0/1”，设置为自动，此时，方框显示为绿色。
则装置自动根据电压调整分头。
若在调整过程中，发现异常，打开“EMERGY STOP”，点击“0/1”键，再点击“EXECUTE”键，则分头调整立即停止。
2.11变压器投运前应进行下列检查:1)变压器所布安全措施均已拆除,常设遮栏和标示牌均已恢复正常。
