1、110KV变电站检修作业施工方案第一局部 主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV8000KVA ,该变压 器已运行多年，需对其进展停电吊芯检修和相关性能试验。为保证检修试验工作 的平安顺利实施，特编写此方案，参照执行。、编制依据：1、GBJ148-90?电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施 工及验收标准?。2、DL 40891电业平安工作规程发电厂和变电所电气局部3、GBJ 1471990电气装置安装工程：高压电器施工及验收标准4、DL 5009.31997电力建立平安工作规程变电所局部5、DL/T 639-1997 SF6电气设备运行、试2、验及检修人员平安防护细 那么6、Q/CSG 1 0007-2004电力设备预防性试验规程7、Q/CSG 1 0004-2004电气工作票技术标准8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。二、吊芯检修环境的选择：变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变,可搭设防风防雨帆 布棚。变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架上铺跳板。抽芯要选 择晴朗、枯燥的无风天气进展。周围环境温度不低于0C,器身温度不得低于环 境温度，否那么易将器身加热至高于环境温度10Co在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。时间计算应在开场放油时开场。空气湿度或露空6作业准备6.1人员配置人员数量要求工作3、负责人1人，工作班成员至少2人。6.2检修工具准备表2检修所需工具表名称型软格精度位数量检修类型开口扳手8 24”套1大、小修套筒扳手8 30 u套1大、小修梅花扳手6 24”套1大、小修一字螺丝刀3.5 “、4 ”、6 ”、8 套1大、小修十字螺丝刀4”、 6”、 8”套1大、小修力矩扳手N-m80 400套1大、小修力矩扳手N-m20 100套1大、小修回路电阻测试仪A100台1大、小修兆欧表V2500只1大、小修万用表常规只1大、小修移动线盘个各1大、小修临时接地保安线mm225付用户自定大、小修注：可根据实际情况增减名称型朝格精度位检修类型小锤2 1b把1大、小修吊索kg最小载荷2004、0付1大、小修绝缘梯m3张2大、小修塞尺mm套1大修MR cm50把1大修开口扳手1719 把1大修起吊机具套1大修电焊机台1大修油漆平铲把1大修6.3消耗性材料及主要备品备件表3消耗性材料及主要备品备件表名称型哥见格单位数量检修类型白布/m2大、小修汽油kg5大、小修漆刷1.5寸把4大、小修漆刷2寸把4大、小修塑料薄膜m6大、小修油漆红、绿、黄相色漆kg0.5大、小修中性凡士林瓶1大、小修名称型号规格单位检修类型松动剂WD-40听1大、小修清洗剂瓶1大、小修钢丝刷把1大、小修调节垫8kA. 950 .185片20大、小修开口销420只20大、小修防锈油克25大修螺栓套假设干大修备注：可根据实5、际情况增减7作业周期略8工期定额大修所需工作日为10个，小修所需工作日为5个，临时检修所需工作日按工 作量确定。9设备主要参数9.1主要技术参数表4主要技术参数表名 称出厂标准参数备注型式户外柱式名 称出厂标准参数备注断口数3额定电压kV110额定电流A630/1250额定频率Hz50额定工频lmin断口210耐受电压kV对地185额定雷电冲击耐断口520受 电 压(1.2/50 us)峰值对地450kV接线端额定水平拉力N500瓷瓶的抗弯强度N4000瓷瓶的抗扭强度Nm2000掀戒寿命2000 次额定短时耐受电流kA31.5热稳定电流(4S) kA20/31.5额定峰值耐受电流kA50/806、合闸时间s6具体以出厂试验报告为准分闸时间s0000空气相对湿度(%)65以下65-7575-85不控制持续时间h2416108三、平安质量保证措施:1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手 上，防止滑落。3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。绳扣应挂于变压器专用吊耳上, 夹角适宜。4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠，跳板固定,上下方便,四周应有防坠落 的栏杆及上下的防滑装置。非检查人员不得登上脚手架,以防超载。5、器身检查时，工作人员应着干净的工作服、手套及而耐油胶靴。口袋中禁放 物品，经防掉入油箱中。作好7、每一项检查记录。6、检查应小心、仔细地认真进展,防止用力过大而拧断螺丝、碰伤绝缘或碰坏 瓷瓶等现象。7、器身检查时所用的工具、材料及拆卸下的器件物品注册登记,以供工作完毕 时查对。8、起吊过程中严禁手在箱盖与箱盖之间作频繁的不必要的活动。9、施工完后将现场清理干净。10、组织有关人员学习本抽芯方案，作到人人心中有数。进展试验，并记录数据。试验完毕后,应对被试品进展充分放电。分析与判断1测试结果应符合规程要求。2试验结果异常时，应综合分析，是否由于引线电阻引起。3被试品外表污秽等，需处理后再次测量，必要时在外表加 屏蔽线。测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压 下的泄漏电流为了8、检查氧化锌阀片是否受潮或是否劣化，确定其动作性能 是否符合产品性能要求。采用直流高压发生器进展试验,检查接线回路是否正确；选 用的试验设备的额定电压应高于被试设备的直流1mA电压。缓慢升 压，待高压侧电流表升到1mA时读取电压值。再在0.75倍1mA参 考电压下读取泄漏电流值，并记录试验结果。试验完毕后，应对被试品进展充分放电。检查放电计数器动作情况及监视电流表指示该试验能判断放电计数器是否状态良好可靠动作。采用专门的放电计数器测试仪或采用并联电容充放电法进展 测量进展试验，测试应不少于10次，观察放电计数器动作情况 及监视电流表指示，并记录试验结果。4 .安健环控制措施4.1控制措施凡试验区9、域应设置平安围栏，无关人员不得进入。要注意平安施工用电。每次试验开场前，必须指定专人负责监护，并通知在附近工作 的其他人员。试验中应做好灰尘、噪音等的控制。序a危险点预控措施1试验电源无漏电保护开关加装漏电保护开关2接地不良结实接地线3就地无人监护派专人监护4不带平安帽带好平安帽5随意未经同意撤除平安 防护设施派专人监护6离带电体太近保持平安距离7试验人员中途离开加强对试验人员平安教育5质量控制措施及检验标准5.1测量绝缘电阻值：应符合规程和厂家技术要求。5.2金属氧化物避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电压，整节 或分支进展测试值，不应低于现行国家标准GB11032?交流无间隙金 属氧化物10、避雷器?的规定,并符合产品技术条件的规定。实测值与制 造厂规定值比较,变化不应大于5% ；5.3 0.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50pA ,或符合产品技术条件的规定。第四局部电流、电压互感器的检修及试验1总那么1.1使用范围本规程适用于企业电气装置中6KV220KV系统中电流互感器和电 压互感器的维护与检修。1. 2编写依据本规程依据(DL/596 - 1996)规程和SHS06002 - 92规程和局部 互感器生产厂家使用说明中，并结合企业实际情况编写而成。1.3检修前的准备1.3 . 1根据设备状况,确定检修内容,编制检修方案进度和方案。组织好检修人员进展技术交流，讨论完善检11、修方案，明确检 修任务。备好检修所用设备、材料、工具、仪表、备品配件和文明、 平安检修所用物品。做好平安防护措施,办好工作票、动火证等。1.4交接与验收交接内容检修人员在工作完毕后向运行人员交待检修情况，现设备状态及 尚存在的问题，检修调试有关数据等。主管部门对重大设备检修缺工程应组织有关人员按完好设备标 准和检修质量标准进展检查和验收，做出是否投运的明确结论。2 . 检修周期和工程21检修周期小修：每年一次。大修（110KV及以上送专业厂家或部门A . 一般 10 - 15 年 1 次。B. 根据设备运行状况及预防性试验结果确定。2 . 2检修工程小修工程A . 清扫各部及套管,检查瓷套管有12、无裂纹及破损；B . 检查引线接头和串并接头有无过热，接触是否良好，螺 栓有无松动，紧固各部螺栓；C 检查可看到的铁芯、线圈有无松动、变形、过热、 老化、剥落现象；D . 检查接地线是否完好、结实；检查清扫油位指示器、放油阀门及油箱外壳，紧固各部 螺栓，消除渗漏油。F . 更换硅胶和取油样试验,补充绝缘油。G 进展规定的测量和试验。大修工程完成小修工程;B .解体检查；c .检修铁芯；D .检修线圈；E .检修引线、套管、瓷套、油箱；E. 更换密封垫；检修油位指示器、放油阀、吸湿器等附件；F. 补充或更换保格绝缘油；油箱外壳及附件进展防腐；J .检查接地线；K .必要时对绝缘进展枯燥处理；L.13、进展规定的测量和试验。3检修质量标准3.1螺栓应无松动，附件齐全完整。3.2无变形、且清洁严密、无锈蚀，穿芯螺栓应绝缘良好。3.3线圈绝缘应完好，连接正确、紧固,油路应无堵塞现象。3.4绝缘支别勿应结实，无损伤。3.5互感器内部应清洁，无油垢。3.6二次接线板完整,引出端子连接结实，绝缘良好，标志清晰。3.7所有静密封点均无渗油。3.8具有吸湿器的互感器，期吸湿剂应枯燥，其油位应正常。3.9电容式电压互感器必须根据产品成套供给的组件编号进展回装, 不行互换，各组件连接处的接触面无氧化锈蚀，且润滑良好。3.10互感器的以下部位接地应良好。A分级绝缘的电压互感器，其一次线圈的接地引出端子；B .电14、容型绝缘的电流互感器，其一次线圈末屏蔽的引出端子及铁芯引出接地端子；C .互感器的外壳；D .暂不使用的电流互感器的二次线圈应短接后接地。4.电气试验4.1电流互感器电流互感嚣的试验工程、周期和标准见表1各类试验工程定期试验工程见表1中序号1、2、3、4、5项。A. 大修后试验工程见表1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、22项。不更换绕组的，可不进展6、7、 8项4.2电压互感器电磁式和电容式电压互感器的试验工程周期和要求分别见表2）和表3各类试验工程定期试验工程见表2中序号1、2、3、4、5项。A. 大修时或大修后试验工程见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、115、1项。不更换绕组可不进展9、10 项和表2中序号1、2、3项。表电流互感器的试验工程、周期和要求序号工程周期要求说明1绕组及1）投运1 ）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比末屏的前拟，不应有显著变化绝缘电2)1-32）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻采用2500兆阻年一般不低于1000MQ欧表3）大修后4）必要时2tg 8及1）投运1 ）主绝缘tg8 （%）不应大于下表中的数1 )绝缘tgS电容量前值，且与历年数据比较，不应有显著变试验电压2) 1-3化：为10KV ,年末屏对地3）大修电压等级2066 -220330tg 8试验后KV-110-电压为4）必要355002KV时大油纸-1.00.16、70.62）油纸电容修电容3.02.0-型 tgS 后型充2.52.0-般不进展油型温度换算，胶纸当tg5值电容与出厂值型或上一次试验值比拟有明显增长时应综合分析，tg 6随温度、电压的 关系，当tg 8随温度明显变化或试验 电压由10KV 升到 Um/3时，tg5增量超过士03% ,不 应继续运 行3）固体绝缘 互感器可 不进展tg运行中油纸电容型充油型胶纸电容型3.53.01.02.52.50.80.72）电容型电流互感器主绝缘电容量与初 始值或出厂值差异提出士 5%范围时应 查明原因3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电 阻小于1000MQ时，应测量末屏对地 tgS ,其值不大于2%8测量17、3油中溶 解气体 色谱分 析1投运前2）1-3年（66KV 及以 上3）大修后4必要时油中溶解气体组分含量体积分数超过以下任T1时应引起注意：总炷100x10-6H2150x10-6C2H2 2x10-6 （110KV及以下1x10-6 220500KV1）新投运互感器的油中不应含有 C2H22）全密封互感器按制造厂要求如果有4交流耐压试验1）1-3年20KV 及以 下2）大修后3）必要1） 一次绕组按出厂值的85%进展。出厂 值不明的按以下电压进展试验:电压等级KV361015203566试验152130384772120时电压KV2 ）二次绕组之间及末屏对地为2KV3 ）全部更换绕组绝缘后18、，应按出厂值进展5局部放电测量1）1-3年（2035KV固 体绝 缘互感器2）大修后3）必要时1 ）固体绝缘互感器在电压为l.lUm/3时，放电量不大于100pC,在电压为 l.lUm时必要时儿放电量不大于 500 pC2 ） 110KV及以上油浸式互感器在电压为l.lUm/3时，放电量不大于20pC试验按GB5583进展6极性检查1）大修后2）必要与铭牌标志相符四、施工人员安排：序号工种名称数量备注1.施工负责人、电气工程师1A2.施工技术贝兼平安贝1A3.电气设备检修技工2A4.电气试验技工2人5.起重工2A6.力工4人五、工具设备及材料清单:序号工具名称规格、型号备注1.吊车25t1台219、.倒链1个3.钢丝绳扣4个4.变压器油桶100kg10个5.塑椭4个6.漏斗5个7.油盆3个8.毛刷T、210把9.活搬手4、12”、8各两把10.布剪刀103把11.二节手电筒3个注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运前，及库存的新设备投运之前时7各分接1）大修更换绕组后应头的变后与铭牌标志相符测量比值差和比检查2 ）必要相位差时8校核励必要时与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特继电保护有要磁生气性曲线相比较，应无明显差异求时进展勃勃发现曲线9密封检1）大修试验方法按制查后应无渗漏油现象造厂规定2）必要时10一次绕1）大修组直流后与初始值或出厂值比较，应无明显差异电阻测2 ）必要量时1120、绝缘油1）大修击穿电后见第13章压2 ）必要时表2电磁式电压互感器的试验工程、周期和要求序号工程周期要求说明1绝缘电阻1 ） 13年2 ）大修后3 ）必要时自行规定一次绕组 用 2500V 兆欧表，二次绕组 用 1000V 或 2500V兆欧表2tg 8(20KV及以上1）绕组绝缘；a）1-3年b）大修后c）必要时2 ） 66-220KV 串级式电 压互感器 支架a 投运前b）大修后C）必要时i ）绕组绝缘tg8 （%）不应大于下表中的数值串级式电 压互感器 的tg8试 验方法建 议采用末 端屏蔽 法，其它 试验方法 与要求自 行规定温度。C51020304035KV及以下大修后1.52.5321、.05.07.0运行中2.02.53.55.58.035KV及以上大修后1.01.52.03.55.0运行中1.52.02.54.05.52 ）支架绝缘tg8般不大于6%3油中溶解气体 色谱分 析1 ）投运前2）1-3 年（66KV 及 以上3）大修后4 ）必要时油中溶解气体组分含量体积分数）超过 以下任一值时应引起注意:总蛭100x10-6H2150x10-6C2H2 2x10-61）新投运互感器的油中不应含有C2H22）全密封互感器按制造厂要求如果有4交流耐1 ) 3年(20KV1） 一次绕组按出厂值的85%进展，出厂1）级式耐压试验 前后，应检查有否绝 缘损伤5局部放电测量1）投运前2）22、1-3年20 -35KV固体绝 缘互感器3）大修后4 ）必要时1 ）固体绝缘相对地电压互感器在电压为l.lUm/3时，放电量不大于100pC, 在电压为l.lUn时必要时，放电量 不大于500pC。固体绝缘相对相电压 互感器，在电压为LlUm时,放电量 不大于lOOpC。2 ） 110KV及以上油浸式电压互感器在电压为l.lUm/3时,放电量不大于 20pC。1）试验按GB5583进展2）出厂时有试验报告者投、 11 运刖可不进展试验或只进展抽查6空载电1 ）大修后1）在额定电压下，空载电流与出厂数值比流测量2 ）必要时拟无明显差异2 ）在以下试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流中性点非有23、效接地系统1.9Un/3中性点接地系统1.5Un/37密封检1）大修后应无渗漏油现象试验方法查2 ）必要时按制造厂规定8铁芯夹大修时自彳魂定采 用紧螺栓2500V 兆可接欧表触到的绝缘电阻9联接组1）更换绕组与铭牌和端子标志相符别和极后性2）接线变动后10电压比1）更换绕组与铭牌标志相符更换统组后后应测量2）接线变动比值差和后相位差11绝缘油1 ）大修后击穿电2 ）必要时压注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前表3电容式电压互感器的试验工程、周期和要求序号工程周期要求说明1电压比1）大修后2）必要时与铭牌标志相符2中间变压器的绝缘电阻1）大修后2）必要时自行规定24、采用2500V兆欧表3中间变压器的tgS1）大修后与初始值相比不应有显著变化2 ）必要时注：电容式电压互感器的电容分压器局部的试验工程、周期和要求见5试投运5.1试运前应进展以下检查A. 外观完整无缺损B. 油浸式互感器应无渗油，油位指示正常；C. 保护间隙的距离应符合规定；D. 油漆完整,相色正确,接地良好。5.2试运行时进展以下检查：A. 夕卜表及内部均应无放电或其它异声；表计指示正常，装有三相表计时三相表计指示平衡,无缺 相或不平衡现象；B. 油温油位正常，无渗油。6维护检查与故障处理6.1维护检查周期专业检查应每周一次运行人员检查应每班至少2次。天气恶劣时，对于安装于室外的互感器应缩短25、检查周期，每小 时1次。有互感器接头发热异常现象时，应缩短检查周期，加强跟踪测。当系统内有过电压或单相接地故障时,应对故障系统内的互感器进展检查。6.2维护检查工程与标准：A. 瓷件局部应清洁完整,无袭纹、破损及放电；接线结实，各接头应无松动及过热；B. 油位、油色应正常，无渗油；接地应良好；C. 带有呼吸器的互感器，吸湿剂不应失效；夕卜表及内部均应无放电或其它异声；D. 表计指示正常。12.铿刀103把13.干粉或四氯化碳灭火器4个14.温度计3个15.湿度计2个16.塞尺2把17.电工工具4把18.2500摇表1个19.白布带20KG20.白布10米21.塑料布10米22.破布20KG2326、.槽钢88m六、变压器试验仪器设备清单：序号仪器设备名称型号数量用途备注1正余弦变压器综合测试仪12多功能万用表13变压器损耗参数测试仪14回路阻抗测试仪15断路器测试仪16继电保护测试仪17全自动变比测试仪18变压器直流电阻测试仪19变压器油耐压测试仪1七、器身检查程序和内容1、准备工作a）抽芯检查前,电调应作绝缘电阻、直流电阻、变比、组别等相应实验。b）瓦斯继电器应校验合格。绝缘油补充油和箱体内油应化验，耐压合格。c）分体运输的变压器附件如油枕、散热器等应清洗、打压合格，密封备装。d）按本方案的要求进展人员安排,准备好所需的设备、工具和材料，并设专 人登记和保管。e）松螺丝前应测量箱体的间27、距，作好记录，抽芯后应按此间距或略小于此间 距进展压严密封。2、放油以干净的耐油管放油至干净的油桶，放油的油面应低于油箱上沿、密封圈以下。 放油时应翻开上部的进气孔，以防抽真空。2、整体吊装a）吊索应挂于箱盖的四个专用吊耳上，长短一致，其吊索与垂线的夹角应小 于30度，也即吊索的夹角60度。b冼以25T吊车视情况可改变吊车的大小将器身整体吊起，找正后放下。再在吊钩上悬挂5T倒链，用以起吊芯子。倒链的平安载荷系数为2新倒链。3、卸箱盖螺丝和吊芯a）拆卸箱盖四周的固定螺丝，并交专人保管。松卸螺丝应循序渐进，开场每 个螺丝少松两扣，不要松脱，可采取推磨式松螺丝法。在四角的螺丝孔中各插入 一根1.5 28、2米长，0）16圆钢，由专人负责用以控制器身的找正。b）缓慢起吊芯子,以四角的圆钢找正，防止碰撞。当芯子高于箱口后,以塑 料布蒙住油箱，以两根清洁并包以塑料布的8#槽钢或道木垫入芯子下部,并放 置其上。此时吊芯的钢丝绳仍受力。4、器身的检查和记录所有的螺丝应紧固，并有防松措施,绝缘螺栓应完好无损，防松绑扎完好。1）铁芯检查a）铁芯应无变形，铁貌与夹件之间的绝缘垫应良好。b）铁芯应无多点接地。c）翻开铁芯的接地线，以2500V摇表检查绝缘情况,铁芯及穿钉绝缘 良好。2 ）绕组检查a）绕组的绝缘层应完整无损，无变位现象。b）各绕组排列整齐,间隙均匀，油路畅通。c）绕组的压钉应紧固,防松螺钉应锁紧。29、d）绝缘围屏绑扎结实，围屏上的所有线圈引出处的封闭应良好。e）引出线绝缘包扎应结实，无破损、拧曲现象，引出线绝缘距离应合 格，固定牢靠，其固定支架应紧固；引出线的裸露局部应焊接良好, 应无尖角和毛刺；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。套管应完好无损。3 ）调压装置的检查a）调压装置与线圈的连接应紧固，接线正确。b）调压装置的触头应清洁，接触严密，弹性良好。所有接触到的地方, 用0.05x10mm的塞尺检查，应塞不进去,引线接触良好。c）调压装置应完好无损。转动盘应动作灵活，位置可靠，且与指示器 密封良好。d）绝缘屏障应完好，固定结实，无松动现象。e）各部位无油泥、水滴和金属末等杂物。5、器身30、复原1）器身检查完毕后，应检查油箱内有无落掉物，假设有，应进展打捞。器 身检查时有无遗漏物品。2）拉紧倒链，抽出8#槽钢或道木，更换密封圈，并以（pl6圆钢定位。3）按原测量的间距逐步上紧箱盖的固定螺丝及附件。4）检查各绕组的绝缘情况,无异常可进展下道工序。5）清点工具，按登记数量收回，清理现场。6、注油变压器注油时,要使油流缓慢充满变压器直到到达适宜的油位为止。翻开套 管的放气塞，排尽变压器内部气体，直至放气塞溢油为止。关闭散热器上部蝶阀， 翻开散热器、净油器下部蝶阀,同时翻开散热器、净油器上部放气塞,排尽内部 气体,直到放气塞溢油为止。放气完毕后,将散热器上部蝶阀翻开,翻开油枕放 气塞，排31、尽油枕内部气体，直到放气塞溢油，根据施工环境温度调整油位。7、二次接线：将所有撤除的二次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。8、测量、试验:对变压器进展整体密封性检查，绝缘油化验。按规定对变压器 进展本体电气试验、瓦斯保护、压力释放阀动作试验，测温和风冷回路试验。9、一次接线:将所有撤除的一次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。10、完工检查：储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在开位。储油柜和套管 的油位正常。对散热器、套管等部件进展放气，直到充满绝缘油。气体继电器内 无气体。铁芯接地小套管应接地良好。变压器一次、二次引线接线牢靠、正确。 瓦斯继电器防雨罩安装到位。确认作业现场32、设备上没有遗留的工具、材料和施工 废弃物。确认设备位置恢复到作业前状态,清理清扫现场。第二局部高压户外刀闸检修及试验方案1范围本次检修试验的高压户外刀闸的型号为GW4-110 110KV/600AO2编制依据：2.1 DL 40891电业平安工作规程发电厂和变电所电气局部2.2 GBJ 1471990电气装置安装工程：高压电器施工及验收标准2.3 DL 5009.31997电力建立平安工作规程变电所局部2.4 DL/T 6391997 SF6电气设备运行、试验及检修人员平安防护细那 么2.5 Q/CSG 1 00072004电力设备预防性试验规程2.6 Q/CSG 1 00042004电气工作33、票技术标准3支持文件GW5-110型户外隔离开关安装使用说明书4术语和定义大修：隔离开关本体、传动部件、清洗、更换易损件，处理缺陷等操作。小修：不拆部件，只做缺陷处理、清洗、紧固螺栓等。临时性检修：影响平安运行时的检修。5平安及预控措施按照?电业平安工作规程?等相关规定编写出与本作业相应的平安措施，并根 据平安生产风险管理体系的相关要求，对本作业的危险点进展分析，提出预控措 施表1危险点及预控措施表作虹程危险点预控措施执行人吊车进入带电区域误碰带电设备专人引道起重负责人设备吊装过程中保持与带电设备的平安距离工作监护人搬运长物两人放到搬运工作人员登局过程中极局处作高空坠落梯子搭靠结实、正确使用平安工器工作监护人业机械转动伤人具工作监护人调试中分和隔离开关相互呼唱、听从指挥、离开转动范围