较差的绝缘子（例如：钟罩式绝缘子）应重点关注；带电水冲洗要严格执行《带电水冲洗规程》，且操作人员须经培训合格。
7.2.3.3在调爬和清扫中应注意避免在局部点留下防污漏洞或死角，例如：具有多种绝缘配置的线路中相对薄弱的区段，配置过于薄弱的耐张绝缘子，输﹑变电的结合部等。 7.2.4 绝缘子使用注意事项 7.2.4.1 玻璃绝缘子与瓷绝缘子
对于盘形悬式玻璃绝缘子的自爆和瓷绝缘子的零值问题，一方面应坚持定期检测和更换，另一方面对劣化率过高者，应结合生产厂家﹑产品批次﹑运行时间﹑运行条件等因素进行综合分析，必要时应全部更换并与设计﹑基建及生产厂家及时交换信息。 7.2.4.2 复合绝缘子
复合绝缘子的使用应按《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》（DL/T864-2004）的要求执行。重点注意以下事项：
7.2.4.2.1在合成绝缘子存放期间及安装过程中，严禁任何可能损坏绝缘子的行为；在安装合成绝缘子时，严禁反装均压环。
7.2.4.2.2大跨越塔或重要的交叉跨越塔应使用双串合成绝缘子,且尽可能采用独立挂点的双串，但应注意两支绝缘子的受力平衡。
7.2.4.2.3以合成绝缘子进行反污调爬时，应综合考虑线路的防雷﹑防风偏﹑防鸟害等性能。
7.2.4.2.4对运行中的合成绝缘子应仿照“盐密监测点”设置一定数量的“憎水性监测点”，定期检测绝缘子憎水性，以分析该批产品的外绝缘状况。对位于严重污秽地区内的复合绝缘子宜进行表面电蚀损检查。杆塔防腐处理时，应防止防腐漆滴落到复合绝缘子表面。
7.2.4.2.5定期换下一定比例的复合绝缘子做全面性能试验，对于确定性能已明显老化﹑不能确保安全运行的产品批次应及时更换。
7.2.4.3 防污闪涂料与防污闪辅助伞裙
绝缘子表面涂覆“RTV防污闪涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止变电设备污闪的重要补救性措施，使用上应分别符合《电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料》（DL/T627-200х）和《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》（调网[1997]130号）的要求，其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙，但可将辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。
7.2.5 户内绝缘子的防污闪要求
室内设备外绝缘爬距的设计及调整应符合《户内绝缘子运行条件》（DL/T729），并结合室内实际情况确定相应的防污闪措施。
8 防止直流输电和换流设备事故
针对直流输电系统快速发展的形势，为了防止直流输电系统设备出现异常导致系统事故的发生，严格执行国家电网公司《预防直流电源系统事故措施》（国家电网生[2004]641号）、《直流电源系统技术监督规定》（国家电网生技[2005]174号）及有关规程、规定，并提出以下要求： 8.1 防止换流阀损坏事故
8.1.1加强换流阀设计、制造、安装到投运的全过程管理，明确专责人员及其职责。
8.1.2高压直流系统换流阀应赴厂监造和验收，按照赴厂监造关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。
8.1.3每个阀中必须增加一定数量的晶闸管级。各阀中的冗余晶闸管级数，应不小于12个月运行周期内损坏的晶闸管级数的期望值的2.5倍，也不应少于2至3个晶闸管级。
8.1.4阀在设计、制造和安装上应能消除任何原因导致的火灾以及火在阀内蔓延的可能性。阀内的非金属材料应是难燃的，并具有自熄灭性能。所有的塑料中都应添加足够的阻燃剂，但不应降低材料的机械强度和电气绝缘特性等必备物理特性。
8.1.5应在相邻的材料之间和光纤通道的节间设置阻燃的防火板，或采用其他措施，阻止火灾在相邻塑料
材料之间以及光纤通道的节间横向或纵向蔓延。
8.1.6为防止阀厅火灾事故发生，应加强火情早期检测功能，宜选用响应时间快、灵敏度高的检测设备。检测设备的固定（VESDA 管道）应采用韧性材料，严防管道脱落。
8.1.7应保证阀冷却系统在运行时无漏水和堵塞情况。阀的结构应能保证泄漏出的液体自动沿沟槽流出，离开带电部件，汇流至一个检测器并报警。
8.1.8冷却系统必须配备完善的漏水监视和保护措施，能及时测量冷却系统的故障，并报警。当有灾难性的泄漏时，必须自动断开换流器电源以防止阀的损坏。应避免冷却系统漏水、冷却水中含杂质以及冷却系统腐蚀等原因导致的电弧和火灾。
8.1.9完善自动监视功能，包括阀避雷器动作和阀漏水检测功能。
8.1.10定期清扫阀塔内部件，包括电阻、电容、电感、可控硅及其冷却器、防火隔板、水管、光纤盒、悬吊螺杆、工作平台、屏蔽罩等设备，需擦拭均匀，保证阀塔内电位分布均匀。
8.1.11可控硅试验须使用专用试验仪器。具体试验项目有：短路试验、阻抗试验、触发试验、保护性触发试验、恢复保护试验和反向耐压试验。 8.2 防止换流变压器（平波电抗器）事故
8.2.1 加强对设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，明确专责人员及其职责。
8.2.2严格按照有关规定对新购设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
8.2.3定购设备前，应向厂家索要做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所定购变压器的抗短路能力计算报告。
8.2.4换流变和平抗应赴厂监造和验收，按赴厂监造关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。
8.2.5工厂试验时应将供货的套管安装在换流变（平抗）上进行试验，所有附件出厂时均应按实际使用方式整体预装过，并向厂家索要主要材料和附件的工厂试验报告和生产厂家出厂试验报告。
8.2.6认真执行交接试验规程，出厂和投运行前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以作原始记录；安装和大修后必须进行现场局部放电试验。
8.2.7换流变压器在运输、更换就位过程中，必须使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，经相关单位共同验收后，用户方保留记录纸。
8.2.8加强设备重瓦斯保护的运行管理，正常运行过程中应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应先制定安全措施，并经主管领导批准。
8.2.9加强变压器（平抗）油的质量控制，对运行中油应严格执行有关标准，完善油在线色谱分析功能，现场需配备色谱分析装置和试验分析人员，做到及时检测。
8.2.10加强管理完善变压器（平抗）的消防设施，定期进行维护、试验，防止设备着火时的事故扩大。 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。
8.3.7加强对开关充电装置的维护，按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
8.4.1对于SF6绝缘的套管，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，保证运行正常。
8.4.2坚持“逢停必扫”的原则，保持套管的外绝缘水平，防止耐污水平下降，造成污闪、雨闪事故。 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。安装时应防止内部受潮。 8.5.2变电设备外绝缘配置必须达到污秽等级要求，防污改造采取更换防污设备或涂防污涂料等措施。 8.5.3密切注意换流站周围污染源盐密值的变化，根据设备运行经验，相应调整所处地区的污秽等级，使得设备的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》的基础上，必须保证户内直流场空调通风系统的运行，根据季节气候变化，调节并保持合适的温度和湿度。
8.5.5在运行维护过程中，应积极开展绝缘子的超声波探伤和带电裂纹检测工作，以便及时发现缺陷，防止事故发生。
8.6 防止直流控制保护设备事故
8.6.1直流系统控制保护采用完全冗余或“三取二”配置，每套冗余配置的保护有独立的硬件设备，包括专用电源、主机、输入输出电路和保护功能软件，避免因保护装置单一元件故障引起主设备或系统停运。 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采用相同原理的双主双备保护或不同原理的一主一备保护配置。
8.6.3应进一步发挥技术管理的职能作用，强化直流控制保护技术监督力度，指导运行维护单位加强控制保护工作，提高运行维护单位的控制保护工作水平。
8.6.4制定直流控制保护装置整定运行规程，制定直流保护整定方案和运行说明，为现场控制保护人员的工作提供指导参考依据。
8.6.5加强直流控制保护工作人员专业技能职业素质的培训。
9 防止大型变压器损坏事故
为了防止大型变压器损坏事故发生，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。对于大型变压器或重要变压器，应选择有良好运行业绩和有成熟制造经验的制造厂。明确变压器专责人员及其职责。
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 订购前，应向制造厂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。
9.1.4 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，监造关键控制点应在合同中明确，监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，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/ 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/ 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 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。
9.2.3 认真执行交接试验规程；对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 每年至少进行一次红外成像测温检查。
9.2.5 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。 9.3 防止变压器绝缘事故
9.3.1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。
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要同时按相同要求抽真空。 9.3.3装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，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，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，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，对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行。
9.3.6 每年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，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的可靠运行
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。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，高速泵应进行更换。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。 9.5.2为保证冷却效果， 变压器冷却器应1～2年进行一次冲洗，宜在大负荷来临前进行。
9.5.3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。
9.5.4 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。 9.6 加强变压器有关保护的管理
9.6.1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，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。
9.6.2 对新安装的瓦斯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。
9.6.3 瓦斯继电器应定期校验。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。