8.2.9 加强变压器（平抗）油的质量控制。在运行中应严格执行有关标准，完善在线色谱分析功能。工作现场应具有色谱分析装置和试验分析人员，以做到及时检测。

8.2.10 完善变压器（平抗）的消防设施，定期进行维护、试验。

8.3 防止直流开关事故

8.3.1 以交流断路器的单相单元作为基础的直流高速开关或直流断路器，应满足交流断路器的技术要求，并适当改进以满足用作直流开关的不同要求。

8.3.2 直流高速开关或直流断路器利用金属氧化物避雷器作为电流转换的消能元件时，应提供并联接入的避雷器吸收的总能量及分流控制指标（包括避雷器多柱和多芯间的分流）。

8.3.3 对于弹簧操作机构，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开关事故。

8.3.4 开关设备应按照规定的检修周期，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。

8.3.5 严格执行交接预试规程，测量断路器分合闸最低动作电压，防止出现断路器拒动及误动事故。

8.3.6 应充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，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。

8.3.7 加强开关充电装置的维护工作，应按照规定的检修周期进行检修维护，防止开关因充电装置故障误动和拒动。

8.4 防止直流穿墙套管事故

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8.4.1 对于SF6绝缘套管，应配置相应的气体密度（或压力）监视装置，在低于设备要求值时，可靠退出运行。

8.4.2 定期对套管进行维护，检查SF6气体密度监视装置和压力计。

8.4.3 坚持“逢停必扫”原则，保持套管的外绝缘水平，防止耐污水平下降。

8.5 防止绝缘子放电事故

8.5.1 换流站户外垂直套管爬距应满足运行要求，防止不均匀湿闪事故发生。

8.5.2 变电设备外绝缘配置必须达到污秽等级要求，有关防污改造可采取更换防污设备或涂防污涂料等措施。

8.5.3 密切跟踪换流站周围污染源盐密值的变化情况，据此及时调整所处地区的污秽等级，并采取相应措施使设备爬电比距与所处地区的污秽等级相适应。

8.5.4 为防止户内支持绝缘子污闪放电，在外绝缘爬距符合《户内设备技术条件》的同时，必须保证户内直流场空调通风系统的运行，并根据季节气候变化，调节和保持合适的温度和湿度。

8.5.5 积极开展绝缘子超声波探伤和带电裂纹检测工作，以及时发现缺陷，防止事故发生。

8.6 防止直流控制保护设备事故

8.6.1 直流系统控制保护应至少采用完全双重化配置，每套控制保护应有独立的硬件设备，包括专用电源、主机、输入输出电路和保护功能软件。

8.6.2 直流保护应采用分区重叠布置，每一区域或设备至少设置双重化的主、后备保护。

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8.6.3 直流保护系统的结构设计应避免单一元件的故障引起直流保护误动跳闸。如果双/多重化直流保护系统相互独立，之间不采用切换方式防误动，则每套保护必须有完善的防误动措施，实现防误动逻辑的硬件应与实现保护逻辑的硬件相互独立。

8.6.4 应充分发挥技术管理的职能作用，加大直流控制保护技术监督力度，有针对性地指导运行维护单位加强控制保护工作。

8.6.5 有关控制系统软件及参数的修改须经主管部门的同意。保护策略、参数及现场二次回路变更须经相关保护管理部门同意。

9 防止大型变压器损坏事故

为防止大型变压器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》（国家电网生[2004]641号）、《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规定》（国家电网生技[2005]174号）等有关规定，并提出以下重点要求：

9.1 加强变压器的全过程管理

9.1.1 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。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。在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力动态计算报告，并进行核算工作。

9.1.2 严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验。

9.1.3 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，

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并作为设备原始资料存档。

9.2 相关试验和运输要求 9.2.1 出厂试验要求

9.2.1.1 测量电压为1.5Um/3时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于100pC。

9.2.1.2 测量电压为1.5Um/3时， 110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。

9.2.1.3 500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。

9.2.2 应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经过整体预装。

9.2.3 认真执行交接试验规程。110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录。220kV及以上电压等级或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；110kV电压等级的变压器在新安装时，如有条件宜进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。

9.2.4 大型变压器在运输过程中，应按照相应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。

9.3 防止变压器绝缘事故

9.3.1 加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜

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油泵负压区出现的渗漏油。

9.3.2 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准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。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。

9.3.3 装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须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，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进行检查。

9.3.4 对薄绝缘、铝线圈及运行超过20年的变压器，应加强技术监督工作。如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的变压器也不应再迁移安装。

9.3.5 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，在取样试验合格后，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，对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行。

9.3.6 每年应至少进行一次红外成像测温检查。 9.4 防止分接开关事故

9.4.1 无励磁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和变比，合格后方可投运。

9.4.2 加强有载分接开关的运行维护管理。当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。

9.5 采取措施保证冷却系统可靠运行

9.5.1 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。对强有导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。对于盘式电

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