道的检查及热油冲洗工作，严防杂质进入本体。
1.3.6油处理过程要有严格的监控措施并进行记录，做好防止油管路进水，防止异物进入本体的措施。
1.3.7严格控制变压器安装质量，110kV及以上的变压器注油应采用真空注油。
1.3.8 220kV、110kV主变压器低压侧套管与低压侧母线连接母线桥应全部采用绝缘材料包封，防止小动物或其它原因造成变压器近区短路。
1.3.9变压器气体继电器应配置不锈钢材质防雨罩、避免接点受潮误动。 1.3.10变压器压力释放阀的动作接点应接入信号回路，不得接入跳闸回路。
1.3.11线圈温度计和顶层油温度计的动作接点不得直接、或不加闭锁条件直接串接中间继电器出口跳闸，可接报警发信。
1.3.12安装结束后，变压器（电抗器）应按GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、订货技术要求、调试大纲及其它相关规程和预防事故技术措施的要求进行交接验收试验。其中局部放电测量和必要时开展的空载、负载、感应耐压等重要监督试验项目应由有资质的试验单位负责实施，其试验结果合格后方可申请启动验收。 1.4运行维护
运行维护单位应积极贯彻执行上级关于变压器（电抗器）技术监督工作的规定和DL/T 572《电力变压器运行规程》及有关规程、制度以及有关技术措施，做好各项技术管理工作；建立、健全本单位变压器（电抗器）设备台帐和技术档案，按设备管理权限及时向上级主管部门提供有关统计数据，掌握本单位变压器（电抗器）运行中的异常状况，并采取措施，及时予以消除；组织制订本单位变压器（电抗器）检修计划、预防性试验计划、缺陷消除计划、技改工程以及预防事故措施计划，并检查有关部门执行情况；认真按照变压器（电抗器）检修规程，有关的预防事故措施和技术文件，针对设备缺陷或薄弱环节，研究改进措施，并组织实施。并重点关注以下内容： 1.4.1对有2台及以上油泵的变压器，应采取分时分批启动，防止冷却器油泵全部同时启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作。
1.4.2运行人员应加强对主变重点部位进行红外测温，如主变套管、接头等位置，巡视时要关注主变本体及套管油位等情况，防止变压器套管缺陷扩大为变压器事故。
1.4.3强迫油循环变压器的冷却系统必须有两个相互独立的冷却系统电源，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。
1.4.4强油循环变压器内部故障跳闸后，应立即切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。
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1.4.5重点地震防范区域内的主变压器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线，不满足要求的，应配合设备停电进行整改。 1.5 预试定检
在变压器（电抗器）的预试定检工作中，应严格执行Q/CSG 114002《电力设备预防性试验规程》、DL/T 393《输变电设备状态检修试验规程》、DL/T 573《电力变压器检修导则》、DL/T 574《变压器分接开关运行维修导则》及南方电网公司发布的相关型号变压器（电抗器）的维护检修手册要求执行，并重点关注以下内容： 1.5.1 预防性试验
a）各单位110kV及以上电压等级变压器（电抗器）的预防性试验周期计划应及时上报省公司。
b）各单位应加强变压器（电抗器）非电量保护、控制装置等附件的运行、维护、校验工作。 c）油分析试验应保证取样方法正确和试验数据准确，以便正确判断。
d）绝缘电阻、绕阻直流电阻、介质损耗因数、直流泄漏等试验结果与试验时的状况有关，应认真记录大气条件和变压器上层油温情况，避免记录不准造成对试验数据的误判断。
e）在变压器（电抗器）新安装投运、检修结束投运、大负荷期间、缺陷发展期间和有重要保电任务时，应采用行之有效的带电检测手段（如红外测温、油中溶解气体含量分析）加强检测工作。
f）各单位应重视各种带电监测和在线检测设备运行经验的积累工作。当在线监测数据与停电（或离线）试验结果不一致时，以停电（或离线）试验结果为准。 1.5.2检修监督
a）运行维护单位按照批复后的检修计划编写具体的检修方案。
b）运行维护单位应加强检修前试验检查、检修过程中工艺、质量的控制。大修时应特别注意大气状况的影响，控制器身暴露时间。解体、检查、装配、绝缘油处理、器身干燥、注油等关键工序应严格按有关规范执行，每道工序均需指定人员签字验收。
c）变压器大修后应进行的重要试验项目（局部放电测试，必要时进行的空载、负载、感应耐压等）应该由有资质的单位负责实施。
d）每三年对220kV及以上强油循环变压器的冷却系统进行一次清洗，确保冷却器系统正常运行。
e）检修后应进行验收，设备应达到检修预计目标，经验收合格后方可投入运行。
f）检修工作结束后，运行维护单位应按规定格式编写检修报告，并履行审批手续。220 kV
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及以上电压等级变压器（电抗器）大修报告应在检修工作结束后在规定的时间内报送上级主管部门。
2 高压开关类设备 2.1 设计选型
高压开关设备的技术参数和要求应符合GB1984《高压交流断路器》、GB 1985《交流高压隔离开关和接地开关》、GB 28525《额定电压72.5 kV 及以上紧凑型成套开关设备》、GB/T 11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》、DL/T 403《12kV～40.5kV 高压真空断路器订货技术条件》、DL/T 404《3.6kV～40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》以及南方电网公司Q/CSG 123003.1《500kV HGIS 技术规范》、Q/CSG 123003.2《500kV GIS 技术规范》、Q/CSG 123003.3《 220kV GIS 技术规范》、Q/CSG 123003.4《220kV HGIS 技术规范》、Q/CSG 123004.1《500kV 瓷柱式高压交流SF6 断路器技术规范》、Q/CSG 123004.2《220kV 瓷柱式高压交流SF6 断路器技术规范》、Q/CSG 123005.1《500kV 隔离开关和接地开关技术规范》及Q/CSG 123005.2《220kV 隔离开关和接地开关技术规范》的规定。另外还需关注以下关注点：
a）高压开关设备设计选型应符合南方电网公司防止开关和GIS设备事故措施要求及隔离开关完善化要求。
b）高压开关设备有关参数选择应考虑电网发展需要，留有适当裕度，特别是开断电流、外绝缘配置等技术指标。
c）设计选型应根据技术监督部门对高压开关设备运行状况的评估和故障情况进行选型，应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品；对故障频发、存在重大缺陷的产品，要根据改进情况并经技术审查后方可选用。
d）对于金属铠装开关设备必须通过内部燃弧试验，并提供内部燃弧试验报告。
e）对于SF6气体绝缘设备必须采用压力表和密度继电器，或采用带压力指示的密度继电器进行气压监视。F6气体绝缘设备的SF6气体密度继电器与压力表应设置通用接口或阀门，具备不停电补气及不拆表校验功能，且能可靠切断主气路。
f）35kV、66kV投切电容器、电抗器组断路器，应选用开断时无重燃及适合频繁操作的SF6断路器。
g）隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的锂基润滑脂，应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。
h）GIS在设计过程中应特别注意气室的划分，避免某处故障后劣化的SF6气体造成GIS其
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他带电部位的闪络，同时也应考虑检修维护的便捷性，保证最大气室气体量不超过8h的气体处理设备的处理能力。
i）断路器应优先选用弹簧机构、液压机构（包括液压弹簧机构）。
j）GIS的母线避雷器和电压互感器应设置独立的隔离开关或隔离断口；架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器应采用户外安装方式。
k）开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。 l）开关设备接线端子应采用符合国家标准要求的铜铝上下面焊接的线夹（或铝制线夹加铜铝过渡片），严禁采用铜铝对接过渡线夹。
m）铠装移开式开关柜应保证在操作时在关门状态下由试验位置移动到工作位置。 n）GIS设备为方便测量回路电阻，所有接地开关的接地端子应与GIS外壳绝缘后向外引出接地，接地端子设计应便于拆卸。 2.2 设备监造
对敞开式开关设备（220kV及以上电压等级）、GIS成套设备、大批量订货的开关设备及有特殊要求的开关设备应进行监造。监造工作应选派对高压开关设备熟悉的技术人员参加，应监督制造厂是否严格执行订货技术协议。应按照DL/T 586《电力设备监造技术导则》及本文设计选型审查中所提及高压开关设备的技术参数和要求进行监造及出厂试验见证，并重点关注以下内容：
a）高压开关柜应明确防止由于载流回路发热而引起事故的措施，应按批次抽检开关柜，送具
有检测资质的单位进行开关和刀闸主导体截面的大小、连接螺栓的紧固要求、触头夹紧弹簧的材料以及抗塑性变形能力、弹簧的压力状态、接触面的材质和处理工艺、小车触头插入深度以及触头接触位置等项目的检测。
b）对于GIS设备制造厂应提供GIS回路电阻出厂测试区间图（含技术条件规定值和出厂测
量值）及运维测试区间图（含技术条件规定值）。
c）GIS出厂试验中，如发生放电现象，不管是否为自恢复放电，均应解体或开盖检查、查找
放电部位。对发现有绝缘损伤或有闪络痕迹的绝缘部件均应进行更换。
d）GIS断路器、隔离开关和接地开关出厂试验时应进行不少于200次的机械操作试验，以保
证触头充分磨合。200次操作试验后，应彻底检查动静触头、导电杆及内部紧固连接，并进行内部彻底清洁，确认无异常再进行其它出厂试验。
e）GIS供货厂家应针对本厂产品的特点，制订现场安装工艺控制标准、安装作业指导书、安
装检查质量卡、安装调试大纲、质量管理的技术措施等指导性文件，并将相关文件在出厂试验见证时提交运行单位。
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f）GIS、SF6断路器设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支持绝缘子等绝缘部件必须经过
局部放电试验方可装配，要求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。
g）220kV及以上电压等级隔离开关和接地开关在制造厂必须进行全面组装，调整好各部件的
尺寸，并做好相应的标记。
h）检查隔离开关以其所配装的接地开关之间的机械闭锁，是否有足够的机械强度。
2.3现场安装及投产验收
按照GB 50147《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》、GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、DL/T 782《110kV 及以上送变电工程启动及竣工验收规程》、Q/CSG 411002.2《10kV～500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准第二册：变电电气安装》及Q/CSG 411002.4《10kV～500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准第四册：电气试验》要求执行，并重点关注以下内容：
a）对GIS设备现场安装过程的关键点、关键工序和重点检测项目，如母线装配、导电回路连接、GIS内部清洁、各气室密封面的处理、回路电阻测试、抽真空充SF6气体、检漏微水测试、现场交接试验等，生产部门应进行现场见证。
b）规范GIS现场安装的监理工作，检查施工过程中是否按设计图纸、施工技术方案、安装作业指导书等有关文件的要求进行施工。及时、详细、客观地描述和记录安装的全过程。
c）GIS设备穿墙管筒严禁用水泥进行封堵，应采用不锈钢板、铝合金板或绝缘板进行封堵。 d）严格控制高压开关设备安装现场的环境条件，户外GIS（HGIS）、罐式断路器的装配作业必须搭建有效的防尘围栏（帐篷）后方可进行。作业区相对湿度大于80％、阴雨天气时，不允许装配施工；装配施工时，作业区内不得进行产生粉尘及金属微粒的工作。
e）GIS母线安装时，应制订安装作业指导书，规范施工作业要求，并为验收人员提供验收标准。增加每个接头接触电阻值的测试，并使用内窥镜检查所有母线接头的插入深度。
f）GIS设备现场交流耐压时（含交接及检修后的耐压试验），应进行特高频（或超声）局部放电检测。
g）GIS现场交接耐压试验中，如发生放电现象，不管是否为自恢复放电，均应解体或开盖检查、查找放电部位。对发现有绝缘损伤或有闪络痕迹的绝缘部件均应进行更换。
h）GIS隔离开关和接地开关现场耐压试验前应进行不少于20次的机械操作试验，以保证触头充分磨合。20次操作试验后，应通过手孔等观察孔检查动静触头、导电杆及内部紧固连接，确认无异常再进行耐压试验。
I）GIS现场交流耐压在按规定进行完1min交流耐压后，应降至运行电压保持不少于5min时
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