键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
15．2．3 出厂局放试验的合格标准。
15．2．3．1 220kV及以上的变压器，测量电压为 1．5Um／√3时，自耦变压器中压端不大于200PC，其他不大于100PC。
15．2．3．2 110kV变压器，测量电压为1．5Um／√3时，不大干300PC。
15．2．3．3 中性点接地系统的互感器，测量电压为 1.0Um时，液体浸渍型式不大于10pC，固体型式不大于50PC。测量电压为1．2Um／√3力时，液体浸渍型式不大于5pC，固体型式不大于20PC。
15．2．3．4 对220KV及以上电压等级互感器应进行高电压下的介损试验。 15．2．3．5 500kV变压器应在油泵开启时进行局放试验。 15． 2． 4 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。
15．2．5 认真执行交接试验现程：对主变、厂变、启备变在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形以留原始记录。 220kV及以上电压等级和 120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器大修后，必须进行现场局部放电试验。
15．2．6 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。 15．3 设备采购时，应要求制造厂有可靠的密封措施。对运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。
15．3．1 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准、规程或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对装有有载分接开关的油箱要同时抽真空。装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，要严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入，并结合大修或必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
15．3．2 对变压器套管要定期进行试验和油色谱分析，当套管介损、电容量及色谱数据变化时要分析原因，采取相应措施，防止发生套管爆炸事故。
15．3．3 运行和检修中应注意检查套管引线端子连接处的接触是否良好。
15．3．4 无载分接开关在改变分接位置后必须测量使用分接的直流电阻，合格后方可投运。
15．3．5 加强有载分接开关的运行维护，开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修。并对开关的切换时间进行测试。
15．4 潜油泵的轴承，应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。为保证冷却效果，冷却器应定期进行水冲洗。 15．4．l 对已运行的3000r／min高速油泵应安排更换，中速泵运行稳定的可不进行更换，但在以后更换时应更换为低速泵。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。
15．4．2 强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动切换装置，要定期进行切换试验。信号装置应齐全可靠。 15．4．3 风冷却器应每年至少进行一次水冲洗。 15．5 变压器的本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，
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应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。
15．5．l 对新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
15．5．2 气体继电器应l－3年校验一次。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。
15．6 220KV及以上电压等级的变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查。在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。变压器在遭受近区突发短路后，应用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可运行。
15．6．1 对110kV及以上电压等级变压器类设备每半年至少进行一次红外成像测温检查。
15．6．2 对主变、厂变、启备变应在交接时、出口短路后、近区多次短路后、不超过十年进行绕组变形试验。禁止变压器出口短路后，未经线圈变形试验及其它检查试验就盲目投入运行。
15．6．3 继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。15．7 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式，对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在使用的单铜管水冷却的变压器，应始终要保持油压大于水压，并要加强维护，采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。
15．8 对簿绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装。 15．9 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混浊应慎重。
15．9．1 对不同油种的混油应按照 GB／T7595－2000的规定执行。
15．10 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。
15 11 防止套管存在的问题。
15．11．1 套管安装就位后，带电前必须静放。 500kV套管静放时间不得少于 36小时，110～220kV套管静放时间不得少于 24小时。
15．11．2 对保存期超过 1年的110 kV及以上套管，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
15．11．3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。 15．11．4 作为备品的110kV及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。 15．11．5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
15．11．6 定期对套管进行清扫，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。
15．11．7 应采用红外热成像技术检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位，防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。
15．11．8 运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。 16 防止开关设备事故
为防止高压开关设备事故，应认真贯彻《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故技术措施》和《高压开关设备质量监督管理办法》（发输电［ 1999］72号）等有关规定，并提出以下重点要求： 16．1 采用五防装置运行可靠的开关柜，严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用，
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已运行的五防功能不完善的开关柜应尽快完成完善化改造。
16．1．1 对已运行的五防功能不完善的开关柜应加强运行管理，并在3~5年内安排进行完善化改造。 16．2 根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。
16． 3 开关设备断口外绝缘应满足不小于 1．15倍（252kV）或 1．2倍（363 kV及 550kV）相对地外绝缘的要求，否则应加强清扫工作或采用防污涂料等措施。 16．3．1 各单位应结合开关设备预试时间，测量220KV及以上开关设备的断口及支柱爬距。
16．4 加强运行维护，确保开关设备安全运行。对气动机构应定期清扫防尘罩、空气过滤器，排放储气罐内积水，做好空气压缩机的累计启动时间记录。对液压机构应定期检查回路有无渗漏油现象，做好油泵累计启动时间记录。发现缺陷应及时处理。 16．4． l加强对开关机构的运行维护工作，特别是对SF6开关的机构要根据运行状况合理安排大修，防止机构失修造成开关设备故障。对气动机构应按厂家要求定期进行防尘罩、空气过滤器的清扫工作、排水工作，并建立文字记录。创造条件安装油泵及空气压缩机的累计启动时间记录装置。
16．4．2 对于严寒地区运行的气动机构，对空气管路要有有效的防冻措施，空气压缩机要具有自动气水分离装置。
16．4．3 对于纯弹簧操作机构，应加强弹簧、轴、销的防腐防锈，每年应检查并记录弹簧拉伸长度，防止因弹簧断裂造成断路器事故。
16．5 对于手车柜每次推入柜之前，必须检查开关设备的位置，杜绝合闸位置推入手车。
16．6 根据设备现场的污秽程度，采取有效的防污闪措施，预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸。
16．6．1 断路器外绝缘应采用有效防污闪、雨闪措施，套管外绝缘伞型应合乎标准要求。 16．6．2 对72.5kV及以上电压等级少油断路器在新装前及投运一年后应检查铝帽上是否有砂眼，密封面是否平整，应针对不同情况分别处理，如采取加装防雨帽等措施。在检查维护时应注意检查呼吸孔，防止油漆等物堵死，在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视，防止绝缘提升杆闪络爆炸。
16．7 开关设备应按规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，防止断路器拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分。
16．7．1 为防止断路器拒分、拒合和误动，应采取以下措施： 16．7．1．1 辅助开关安装牢固，防止因多次操作松动变形。
16．7．1．2 应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符合要求时应及时调整或更换。
16．7．1．3 辅助开关和机构间的联接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应将紧，并采取防松措施，如涂厌氧胶等。
16．7．1．4 对断路器操作机构，应检查操作机构脱扣器的动作电压是否符合30％－65％额定电压的要求。在80％（或85％）额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活，且吸持牢靠。
16．7．1．5 分、合闸铁芯应运行灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。 16．8 隔离开关应按规定的检修周期进行检修。对失修的隔离开关应积极申请停电检修或开展带电检修，预防恶性事故的发生。 16．8．l 隔离开关一般3－5年至少进行一次大修，不能按期大修者应增加小修次数。110kV及以上电压等级的隔离开关至少 l~ 2年小修一次。
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16．8．2 对于久未停电检修的母线侧隔离开关应积极申请停电检修或创造条件开展带电检修。 16．9 结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关操作与运行的可靠性。
16．9．1 应逐步安排对GW5、 GW6、 GW7型等问题较多的隔离开关传动部件、操作机构、导电回路等进行完善化改造或更换。
16．9．2 新装或检修隔离开关应在瓷柱与法兰结合面涂以性能良好的硅类防水胶。 16．9．3 新装或检修220kV及以上（包括500kV变电站中的35KV）隔离开关必须对支柱绝缘子进行认真检查，对不合格的产品必须更换。
16．10 充分发挥 SF6气体质量监督管理中心的作用，应做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。
16．10．1 各单位的SF6设备进行充气或补气应采用经过各SF6气体监督站检验合格的气体，以确保气体质量。 16．10．2 SF6气体密度继电器和压力表应在开关本体大修和 1－ 3年时进行校验。 16．11 加强高压开关柜的技术管理工作，防止开关柜事故。 16．11．1 新建、扩建和改造工程中，必须选用加强绝缘型且母线封闭的高压开关柜。 16．11．2 高压开关柜中的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料（如环氧或 SMC材料）。
16．11．3 开关柜配电室应配置通风防潮设备，在多雨季节或需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。对已运行的普通绝缘型高压开关柜应有计划地安排绝缘改造。
16．11．4 进行母线和柜间隔离是防止开关柜“火烧连营”的有效措施。另外，应加强柜内二次线的防护，二次线应由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。 16．11．5 10kV开关柜无油化改造应选用与本体一体化的弹簧操作机构。 16．12 加强对GIS设备的运行管理和检修管理工作，对运行近20年的产品应进行全面的检查检测工作，根据检测结果确定维护检修方案，防止因年久失修造成事故。运行中应严格按照预防性试验规程对GIS进行预防性试验，确保设备安全运行。
16．12．1 对GIS设备应定期进行SF6气体水份测试，发现不合格应查明原因，尽快处理。运行中巡视应检查荆已录气体压力值。
16．12．2 为防止运行中的 GIS绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，对于不能监测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。
16．12．3 室内安装运行的GIS设备，宜设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。人员在进入设备区前必须先通风15min以上。 16．13 预防高压开关设备载流导体过热。
16．13．1 用红外测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。 16．13．2 对开关设备上的铜铝过渡接头要定期检查。
16．13．3 在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查开关回路电阻。 17 防止接地网事故
为防止接地网事故的发生，应认真贯彻《交流电气装置的接地》（DL／T 621—1997）、《电气设备预防性试验规程》（DL／T 596－1996）和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL／T 620－1997）以及其他有关规定，并提出以下重点要求： 17．1 根据发电厂短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引线）的热稳定容量，并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。对于发电厂中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异地两相接地校核
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接地装置的热稳定容量。
17．1．1 每3年根据发电厂短路容量的变化或考虑系统5－10年的发展规划，按系统最大运行方式确定最大入地短路电流，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量。
17．l．2 根据热稳定条件，并考虑腐蚀时，接地装置（包括设备接地引下线）的最小截面应符合规程要求。 17．2 在、供电工程设计时，要吸取接地网事故的教训，设计单位应提出经过改进的、完善的接地网设计，施工单位应严格按设计进行施工。
17．3 基建施工时，必须在预留的设备、设施的接地引下线经确认合格（正式文件记录）以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填土，并应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。
17．4 接地装置的焊接质量、接地装置的试验均应符合规定，各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。
17．4．l 新建和改造接地网应采用焊接连接，接地引下线与主接地网的连接，应用焊接；接地引下线与电气设备的连接，可用螺栓或焊接。用螺栓连接时应设防松螺母或防松垫片。
17．4．2 特别应注意检查焊接部分的焊接质量并作好防腐措施，当采用格接焊接时，其搭接长度应为扁钢宽度的2倍或圆钢直径的6倍。
17．5 接地装置腐蚀比较严重的枢纽变电所宜采用铜质材料的接地网。
17．5．1 新建发电厂宜采用铜质材料的接地网，接地装置有腐蚀进行改造时，应采用铜质材料的接地网。
17．6 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应有完善的均压及隔离措施：满足接触电位差和跨步电压的要求，方可投入运行。 17．7 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线截面均应符合热稳定校验的要成。重要设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线截面均应符合热稳定校验的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。 17．8 接地装置引下线的导通检测工作应每年进行一次。根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。
17．8．1 对于已运行 10年的接地网，接地装置腐蚀情况通过周围的环境及开挖检查确定。根据电气设备的重要性和施工的安全性，选择5－ 8个点沿接地引下线进行开挖检查，要求不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象，如有疑问还应扩大开挖的范围。 17．8．2 对于运行10年以上的接地网，以后每3－5年再进行开挖检查一次，发现地网腐蚀较为严重时，应及时进行处理。 17．9 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高的工频过电压的异常运行工况，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压 ≤1 85kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合要进行校核。
17．9．1 棒间隙距离建议值为：220kV选用285－300mm；110kV选用105－115mm。对于110kV变压器，当个性点绝缘的冲击耐受电压 ≤185kV时，应在间隙旁并联MOA，其比U1mA ≥67kV，1kA雷电残压 ≤ 120kV。间隙动作后，应检查间隙烧损情况和间隙距离是否符合要求。
17．10 认真执行《电气设备预防性试验现程｝）（ DL／T596－1996）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。 17．10．1 接地电阻的测量按照《接地装置工频特性参数的测量导则》DL 475一1992）进行；发电厂接地装置的接地电阻测量周期应不超过6年，对于重要的接地网或腐蚀
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