变压器的防火防爆措施
出处：按学科分类—政治、法律 中国商业出版社《最新单位消防工作实务全书第三卷》第1174页（27749字）
变压器本体任何故障都有导致变压器起火的危险，因此预防变压器故障是防止其着火的关键，应从设计、制造、安装、检修、运行、维护等方面采取措施，以杜绝变压器火灾事故的发生。
(一)严格执行标准(国际标准和国家标准)、优化设计、提高设计制造水平
变压器的使用条件、额定参数、温升、绝缘水平和绝缘试验、分接和连接方式、承受短路能力、出厂试验等，均应符合《电力变压器》、《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》及《高压输变电设备的绝缘配合》等有关规程和规范，要优化设计、减少隐患，为安全运行创造条件。对变压器防火防爆重点强调以下几点：
1．变压器应装设符合规范要求的器身安全保护装置。
(1)800kVA及以上的变压器应装设安全气道，当内部压力达到0．049MPa时，保护膜应爆破，释放压力。释压装置的安装应保证事故喷油畅通，并有不致喷入电缆沟、母线及设备上的措施。防爆膜应采用玻璃片，厚度为2．5～4mm(φ115～φ250)，禁止使用薄金属片。
(2)大容量变压器应装设压力释放装置，当内部压力达到0．049MPa时，应能可靠释放压力。对于120MVA及以上变压器，为保证压力迅速释放，应设置2个压力释放装置。正常情况下压力释放装置应严密，与大气可靠隔离。
(3)800kVA及以上变压器应装设气体继电器，其触点容量不小于66VA(交流110或220V)，直流有感负载时，不小于15W。当气体继电器内积聚数量达250～300mL或油速达到整定范围时，应可靠接通相应的触点，使变压器从电网中切除。
气体继电器的安装位置及结构，应便于观察析出气体的数量和颜色，且应便于取出气体。
(4)装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1．5%的升高坡度，以使继电器故障时可靠动作。
(5)带有套管型电流互感器的变压器，应有供给信号测量和保护装置辅助回路用的接线箱。
2．变压器应装设性能良好的继电保护装置。
(1)反应故障的保护有：瓦斯保护、速断保护、差动保护、过流保护、过电压保护等。
(2)反应异常的保护作用于声光信号，有过负荷保护、轻瓦斯保护、油位下降、油温升高、冷却器全停、过励磁保护等。
3．应装性能良好的防火、灭火设施和事故储油设施。
4．按照“电力设备过电压保护设计技术规程”规定，应装设防雷保护装置。
5．变压器的冷却装置应符合安全要求。
(1)按照规范设计和装设冷却装置。
(2)强油循环的冷却系统必须有两个独立工作的电源，并能自动切换。切换时能发出声光信号。
(3)强油循环变压器，当切除故障冷却器时，应发出声光信号，并自动投入备用冷却器。
(4)风扇、水泵及油泵的电动机应有过负荷、短路及断相保护。
(5)水冷却器的油泵应装在冷却器的进油侧，并保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0．05MPa，冷却器出水侧应有旋塞。
(6)强水循环水冷却的变压器，各冷却器的潜油泵出口应装逆止阀。
(7)强油循环冷却的变压器应能按温度或负载大小控制冷却器的投切。
6．变压器应装设性能良好的油保护装置。
(1)变压器均应装设储油柜(密封变压器除外)。储油柜应密封良好，耐受0．05MPa压力试验，6h无渗漏；安全气道与储油柜应相互连通；其结构应便于清理内部；储油柜的容积应保证在周围气温+40℃满负荷状态下，油不溢出；在一30℃未投入运行时，油位计应有油可见，并正确显示油位；储油柜应有注油、放油和排油装置；在变压器储油柜上应装设带有油封的吸湿器，使油温变化体积伸缩时，空气能通过吸湿器进出油枕，空气中的水分和湿气经过硅胶而被除去。
(2)变压器应装有净油器，内部应装设性能良好的吸附剂。使用装有吸附剂的净油器，变压器油因上下温差而通过净化器，其中的吸附剂(活性氧化铝或硅胶)能清除油中有机酸类杂质，以延缓油的老化。
(3)变压器应采取防止油老化措施，如储油柜利用隔膜密封、胶囊密封、氮气囊密封及变压器充氮保护，油位计处应加装胶囊或隔膜，这些措施对防止油质劣化具有重要意义。隔膜式储油柜、胶囊式储油柜或氮气囊储油柜，使油与空气隔离，隔膜或胶囊随油面上下波动，使油自由伸缩，油压无大的变化。对充氮保护的变压器，油柜上面的氮气能使空气不与油直接接触，氮气经油连通器与空气隔离，使油可以自由伸缩，从而起到油保护作用。采用上述措施的变压器，净油器仍应投入运行，并应根据运行情况及时更换吸附剂。
(4)采用全密封结构，国外一些大型变压器采用较多。油与变形量大而弹性小的金属膨胀器连通，而与空气隔离。当油温变化时，膨胀器随之膨胀或收缩，使油压维持不变。膨胀器外加装与大气连通的保护罩。
7．变压器应按规范要求装设温度测量装置。变压器应有测量顶层油温的玻璃温度计；变压器应装设户外式信号温度计，强油循环变压器应装设两个户外式信号温度计；8000kVA及以上的变压器应装有远方测温装置，强油循环变压器应装有两个远距离测温元件；1000kVA及以上的油浸式变压器、800kVA及以上的油浸式和630kVA及以上的干式厂用变压器应将信号温度计接远方信号；强油循环水冷却变压器应在冷却器进出口分别装设检测装置；无人值班变电站内20000kVA及以上的变压器，应装设远方监视负载电流和顶层油温的装置；干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。
8．室内安装的变压器应装有机械通风装置，以降低变压器的温度，在机械通风停止时，应能发出远方信号。
9．当变压器所在系统的实际短路表观容量大于规定值时，应要求制造厂对变压器采取限制短路电流的措施。变压器保护动作的时间应小于承受短路耐热过程的持续时间。
10．变压器和发电机直接连接而且承受发电机甩负载工作的条件时，在变压器与发电机连接的端子上应能承受1．4倍额定电压历时5s。
11．如在变压器上安装反应绝缘情况的在线监测装置，其电气信号应经传感器采集，并保持可靠接地。采集油中溶解气体的装置，应有良好的密封性能。
12．变压器油箱和附件应满足“三相油浸式电力变压器技术参数和要求”。变压器的机械强度应能承受0．10119MPa(759mmHg)的真空度和正压0．098MPa的机械强度的试验，油箱不得有损伤和不允许的永久变形。
(二)严格执行有关规定
严格执行《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工验收规范》、《电力变压器检修导则》、《变压器油中溶解气体分析和判断导则》、《变压器运行规程》等有关规程、规范和制造厂的规定。提高安装、检修质量，严格安装、检修工艺和质量标准，认真进行维护，减少变压器事故。
为防止变压器火灾事故的发生，这里重点强调以下几个方面：
1．预防变压器绝缘击穿事故：
(1)严防水分及空气进入变压器引起绝缘击穿事故。变压器在制造、运输、存放、安装和运行中，必须密封良好，严防变压器受潮、进水、进空气，特别是套管、防爆膜、油枕顶部、呼吸器、油面计、潜油泵法兰垫、进油阀门杆盘根等处密封应特别注意。安装或检修后应进行0．6m油柱试验。220kV以上变压器采用真空注油，110kV也应用真空注油，排除线圈中汽泡。散热器和冷油设备联接应密封良好，特别是水冷却的冷油器应作压力试验且水压应低于油压，严防泄漏。变压器投入运行前要排除内部空气，如高压套管法兰、升高座、油管路中的死区及冷油器顶部等处残存空气应排尽。强油循环变压器在安装毕投运前，应启动全部冷却设备，使油循环较长时间，将残留空气逸出。
强迫油循环的变压器，在安装时应保证本体及冷却系统各部位的连接密封良好。密封垫应安装正确，保持完好，制造上有缺陷的应及时处理好，潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根、压差继电器的连接管等都应完好不漏。更换胶垫时，对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验，不耐油或其他性能不良的不能使用。
水冷却的冷油器和潜油泵在安装前应按制造厂的安装使用说明书分别对每台作检漏试验。几台并列运行的冷油器，最好在每台潜油泵的出口加装逆止阀，以免备用冷油器中的油流倒向。运行中和备用的冷油器必须保证油压大于水压。潜油泵进油阀应全部打开，而用出油阀调节油的流量，以避免出现负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示，检查水中有无油花(每台冷油器应装有监察出水中有无油花的水阀门)。北方应采取防止冷油器停用时铜管冻裂的措施。
防爆筒应与油枕连通或经呼吸器与大气连通，定期排放油枕下部积水。
呼吸器的油封应注意加油和维护，保证畅通。干燥器应保持干燥，硅胶应定期更换。
从油枕带电补油或带电滤油时，应先将油枕中的积水放尽。不应自变压器下部注油以防止将空气或将箱底水分、杂物等带入线圈中。
当轻瓦斯发信号时，要及时取气(即使是空气)判明成分，并取油样作色谱检查，及时排除故障。
定期作含水量和含气量分析。对于220kV变压器油中含水量应不大于25mg／L，含气量应不大于2%，运行中如若超过此数值一倍时，应对油进行处理。500kV变压器要求更高，其含水量应小于15mg／L，含气量应小于1%。
(2)安装和检修中应严防焊渣和金属杂物进入变压器。扣钟罩前应彻底进行检查，用油冲洗清除焊渣、油泥、棉纱等杂物。有条件时可吊芯清除箱底杂物。安装前应将油管路、冷油器和潜油泵以及导向冷却变压器的进油联箱的内部清理干净并用油冲洗。净油器安装应正确，防止氧化铝或硅胶进入变压器内。为避免铜丝网冲入变压器内，应将铜丝网换成烧结式过滤网。对已冲入了氧化铝和硅胶的变压器，应尽早安排检修处理。
(3)防止绝缘受伤：①变压器在吊罩时，应严防绝缘受到损伤，特别要注意内部绝缘距离较为紧凑的变压器，勿使钟罩砸伤引线和支架，为此可考虑在起吊钟罩时装设不使其走偏的稳钉。在安装高压套管时，应注意切勿使引线扭转，不要过分用力吊拉引线，使引线根部和绕组绝缘受伤。如果引线过长或过短，应予以处理。套管下部的绝缘筒围屏及500kV引线结构，应按制造厂的图纸和说明安装，检查并校核绝缘距离应符合图纸要求。要防止引线砸及围屏使绝缘距离不够，检修时严禁踩在引线的根部而损伤绝缘或导线。②变压器在吊罩检查时，应认真检查夹件、垫块和螺栓松紧情况，应拧紧夹件的螺栓和压钉，防止在运行中受到电流冲击时线圈发生移位。③变压器检修时，应认真检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹，发现异常应认真处理。绕组应清洁，表面无油垢，无变形，无破损，整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。绕组绝缘状况应良好(有弹性、手指按压无残余变形)。④对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器，特别是铝绕组变压器，应根据具体情况进行必要的试验和检查，防止缺陷扩大，使设备发生重大损坏。⑤安装、检修需要更换绝缘部件时，必须采用试验合格并经干燥处理的材料和部件。
(4)防止绕组温度过高、绝缘劣化造成短路。①变压器的保护装置必须完善可靠。保护继电器及瓦斯继电器应安装调整正确，定期检测和预试，清除误动因素。重瓦斯保护应投入跳闸。跳闸直流电源必须可靠。不允许将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时停用，则应采取可靠的安全措施，事后应立即恢复。②在地震预报期内，根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型确定重瓦斯投入跳闸或信号。地震引起重瓦斯动作跳闸的变压器，在恢复供电前应经过详细试验和检查，确定无异状才可投运。③精心维护、认真调整、严格控制变压器顶层油温及各部温升在规程允许范围之内，防止绝缘加速老化。油浸式变压器顶层油温不应超过表4－3－17的规定，制造厂有规定的按制造厂规定执行。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温不宜经常超过85℃。改进结构或改变冷却方式的变压器应通过温升试验确定负载能力。变压器的绕组、铁芯及油的温升不应超过表4－3－18的规定。浸有不燃性合成绝缘液体且所用绝缘材料不是A级的变压器，其允许温升可以通过试验后确定增加数值。④油浸式变压器在各种负载状态下的负载电流、热点温度及绝缘材料接触的金属部件温度应严格控制，其最大限值应不超过表4－3－23的规定，顶层油温限值为105℃。当制造厂有超额定电流的明确规定时，应按制造厂的规定执行。确定不同负载状态下负载电流的原则概括如下：
表4－3－23 变压器负载电流和温度最大限值
当变压器正常周期性负载运行时，若变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行；变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性的超额定电流运行；变压器有较严重缺陷或绝缘有薄弱环节时，不易超额定电流运行；正常周期性负载运行方式下，超额定电流运行时，允许的负载系数K2和时间，可按负载导则确定。
当变压器长期急救周期性负载运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必需采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间和倍数；当变压器有严重缺陷或绝缘有薄弱环节时，不应超额定电流运行；在长期急救周期性负载运行期间，应有负载电流记录，并计算该运行期间的平均相对老化率；长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于1或远大于1。超额定电流的负载系数K2和时间，可按负载导则确定。
当变压器短期急救负载下运行时，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能达到危险程度，这时应投入包括备用在内的全部冷却器，并尽量压缩负载、减少时间，一般应不超过0．5h。若变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不易超额定电流运行；在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录，并计算该运行期间的相对老化率。
严格控制短路时的过负荷倍数和时间。短路过负荷属于事故过负荷，此时绕组的温度剧烈升高，绝缘老化非常迅速。因此规程规定变压器短路电流不得超过绕组额定电流的25倍，短路电流的持续时间2～4s(相应的短路电流分别为20倍和15倍以下)。国外研究表明：一次严重短路的寿命损失，相当于几年的正常寿命损失：当断开时间不长，又进行不成功的自动重合闸时，情况更为严重，这一点应当特别注意。⑤干式变压器的正常周期性负载、长期急救周期性负载和短期急救负载的运行要求，应按制造厂规定和相应导则的要求执行。无人值班变电所内变压器超额定电流运行方式，可视具体情况在现场规程中规定。⑥变压器三相负载不平衡时，应加强监视，最大一相电流不得超过允许值。大中型变压器允许的中性线电流应按制造厂及有关规定执行。配电变压器接线为Y，yn0(或YN、yn0)和Y，Zn11(或YN、Zn11)时，中性线电流允许值分别为额定电流的25%和40%或者按制造厂规定执行。⑦强油循环冷却变压器运行时，必需投入冷却器，空载或轻载时，不应投入过多的冷却器。各种负载下，投入冷却器的台数应按制造厂的规定确定。按温度和负载投切冷却器的自动装置应保持正常。⑧油浸、风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间应按制造厂的规定执行。油浸风冷变压器当冷却系统故障后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。⑨强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下，运行的时间最长不得超过1h。⑩串联电抗器、接地变压器、调压器等设备超额定电流运行的限值和负载图，应按制造厂的规定执行。消弧线圈和接地变压器在系统单相接地时的运行时间和顶层油温应不超过制造厂的规定。⑾强油循环的冷却系统电源应可靠，两个电源切换应正常。⑿要防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏，风扇叶片应校正平衡并调整好角度，电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖，应做好维修工作，以保证正常运行。⒀变压器上层油温的温度计和遥测装置应准确可靠。⒁变压器靠近顶部的箱壁上应装有一个酒精温度计，以便在必要时校对扇形温度计的指示。⒂对统包绝缘的加强段部分，应在大修时检查油道有无堵塞现象，必要时进行处理。⒃对冷却风扇、潜油泵、水冷系统水泵等设备应加强检查、维护、检修、试验，使其经常处于良好或备用状态。从而使变压器得到良好的冷却。
(5)防止过电压击穿事故：①保护变压器的避雷器应装有动作记录器，定期检查动作次数。薄绝缘变压器宜采用氧化锌避雷器保护。②中性点接地系统中的中性点不接地运行的变压器，在投运、停运以及事故跳闸过程中，应防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。当单独对变压器充电或停电操作时，其中性点必须接地。③严格控制工频电压升高时运行的持续时间。电压110～500kV电力变压器(包括自耦变压器)，对于额定电压的短时工频电压升高倍数及持续时间应符合表4－3－24的规定。④薄绝缘变压器宜逐步改造，未改造前应采取措施。⑤变压器中性点接地开关应定期检查，接触应可靠良好。应校核铜辫及接地线截面是否符合要求，以免因截面不够被烧断后，引起中性点悬浮。
表4－3－24 电力变压器过电压倍数与允许持续时间的关系
(6)防止工作电压下绝缘击穿事故发生。新造、改造和国外进口的变压器，应按照国家标准《电力变压器绝缘水平和绝缘试验》的要求进行试验，对于不同电压等级、全绝缘绕组和分级绝缘绕组的额定耐受电压(线端额定短时工频耐受电压、线端的额定雷电冲击耐受电压、中性点端子的额定短时工频耐受电压、中性点端子的额定雷电全波冲击耐受电压)应分别符合表4－3－25及表4－3－26的要求。
表4－3－25 电压等级为3～500kV的变压器绕组的绝缘水平
表4－3－26 分级绝缘绕组中性点的绝缘水平
对于全部或局部更换绕组的变压器，要进行感应耐压试验。220kV及以上的变压器应将局部放电和全波冲击试验作为出厂试验，并随设备提供实测数据，标准按IEC规定。目前我国对220kV及以上、120MVA及以上变压器的试验量值为：1．5倍最大相电压下，放电量不大于500pC(30min值)；1．3倍最大相电压下，放电量不大于300pC(30min值)。
110kV及以上的变压器中一旦出现乙炔，即应缩短检测周期，跟踪变化越势。
运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电故障时，应进行局部放电试验，以进一步判断异常情况。
对220kV及以上的三相变压器，当怀疑存在围屏树枝放电故障时，应解开围屏进行检查。
220kV及以上变压器投运时，不宜同时启动多台冷却器，应逐台启动，以免发生油流带电产生高静电电压。
(7)在震级裂度为7级以上地区的变压器应采取防震措施：
①将变压器底盘固定于轨道上；②变压器套管与软导线连接时应适当放松；与硬导线连接时应将过渡软连接适当加长；③冷却器与变压器分开布置时，变压器应经阀门、柔性接头、连接管道与冷却器相连接；④变压器应装设防震型气体继电器；⑤柱上变压器的底盘应与支架固定，上部应与杆柱绑牢。
采取上述措施以防止变压器位移、倾倒、套管断裂及附件损坏等。
(8)变压器套管顶部老式的“将军帽”应予改进，同时每次大小修应检查其密封严密性。为防止套管上部注油孔的螺栓胶垫老化、开裂进水，结合检修定期检查更换。
2．预防铁芯多点接地及短路故障：
(1)在吊罩检查时，检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘膝膜有无脱落，上铁轭顶部和下铁轭底部有无油垢、杂物。叠片有翘起或不规整处，可用木棰和铜锤敲打平整。杂物和油垢应及时清理。检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度，检查绝缘压板有无爬电烧伤、放电痕迹。应测试铁芯绝缘，确定铁芯是否有多点接地。如有多点接地应查明原因，消除后才能投入运行。
(2)安装时注意检查钟罩顶部的加强筋与铁芯上夹件的间隙，如有碰触或距离太近，应及时调整或消除。
(3)供运输时固定变压器铁芯的连接件，应在安装时将其翻脱开，以防止运行中上夹件中有环流。
(4)穿芯螺栓绝缘应良好，并应注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘套外两端的金属座套，防止因座套过长与铁芯触及造成短路。
(5)绕组压钉螺丝应紧固，防止螺帽和座套松动掉下，造成铁芯短路。铁芯及铁轭静电屏蔽引线应紧固完好，防止出现悬浮放电。
(6)铁芯或夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引下至适当位置，以便在运行监视接地线中是否有环流。当电流超过100mA时，应停止运行，吊罩检查。
(7)在变压器安装、检修、吊罩检查时，应认真检查并清理箱底、铁芯、轭铁等处，应无铁丝、铜丝、焊渣、工具和其他杂物，防止在运行中与铁芯接触形成铁芯多点接地故障。
(8)检查铁芯电场屏蔽，应绝缘良好、接地可靠。
3．预防套管闪络爆炸事故：
(1)定期对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑采用加强防污型套管或涂防污闪涂料。套管瓷件应无破损，无裂纹，无油垢，无秽污，外观清洁。油位正常，油质良好并符合规程要求的各项性能参数。
(2)安装时，要认真检查套管各部位的密封情况，并设法检漏，使接线端子帽密封良好，严防水分进入套管内或自引线进入变压器内而发生故障。
(3)运行、检修中应该注意检查套管出线端子的发热情况(运行中可采用红外线检测仪定期检测)，防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。
(4)套管应定期作预防性试验，特别是绝缘电阻、介质损失因数、电容量和色谱的测量和分析。如发现问题可结合临修或大修进行解体检查、处理，组装后应真空注油。套管主绝缘电阻应不低于10000MΩ，电容型套管末屏对地绝缘电阻应不小于1000MΩ。电容型套管20℃时的tgδ(%)值应不大于表4－3－27的规定。套管应定期做局部放电量试验，66kV及以上的电容型套管局部放电量测量值，在1．5倍最大相电压下，油纸电容型应不大于10pC；胶纸电容型应不大于250pC。套管油应在投运前或大修后进行溶解性气体色谱分析，其气体含量(体积分数)应不超过下列数值
表4－3－27 20℃时的tgδ(%)允许值
H2：500×10－6
C2H2：2×10－6(≤110kV)或1×10－6(220～500kV)
CH4：100×10－6
超过上述数值，应引起注意并跟踪分析，查出原因，予以消除。
(5)电容型套管的抽压和接地运行的小套管的内部引线，如有损毁应及时处理，运行中应保证末屏接地良好。
4．预防引线事故：
(1)在吊芯吊罩检查时，应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离，必要时予以校正，并注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角，防止在运行中发生放电击穿。引线绝缘包扎应完好，无变形变脆，引线无断股卡伤情况，引线绝缘厚度及与各部位的距离应符合规范要求。发现引线绝缘有损伤的应予修复。对500kV变压器，要注意检查分接引线绝缘状况，对高压引线要保证各绝缘结构件的位置及其等电位连接引线的正确连接。
(2)各引线接头应焊接良好。引线接头应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其他杂质。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，及时发现接头过热故障。对套管及分接开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。检修后应作检查试验，保证焊接质量。早期采用锡焊的引线接头，应尽可能改为磷铜焊或银焊接。
(3)大电流引线(铜、铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热。在绕组下面水平排列的裸露引线，如果处在强迫油循环进油口之下，应加包绝缘，以防止杂物引起短路。
(4)35kV及以下的套管导杆上引线两侧的螺母都应有锁母紧固，以防止松动。
(5)35kV及以上的穿缆引线应包扎半迭绕白布带一层，防止裸电缆与套管导杆相碰分流烧坏引线。
(6)引线绝缘支架应无损伤、无裂纹、无弯曲变形及烧伤，绝缘支架固定应可靠。绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘。
5．预防分接开关事故：
(1)变压器安装后投入运行前，必须测量各分接位置的直流电阻，阻值应在允许范围内。按照导则要求，各对动静触头应无发热、无烧痕，接触良好，接触电阻应不大于500μΩ。
(2)无载分接开关在改变分接位置时，为了消除触头接触部分的氧化膜及油污等，应将触头转动多次。对运行中不需改变分接位置的变压器，每年应结合检修或试验进行一次同样的操作，然后调至所需分接位置，并测量直流电阻，合格后方得带电运行。
(3)安装及检修中，应对分接开关进行认真检查，对有载调压开关应按出厂说明书和“有载分接开关运行维护导则”对操作机构、选切开关及过渡电阻等进行全面检查和调试。应特别注意分接引线距离、固定状况、动静触头间接触情况及操作机构位置指示的正确性。应保证开关箱密封良好，防止开关箱内油渗入变压器本体，影响色谱分析的故障判断。对500kV变压器应进行切换开关电木筒的密封试验。对无载分接开关应注意检查弹簧状态、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂、断股、开焊及紧固件是否松动。分接开关引线应作等电位连接，防止拨叉处产生悬浮电位放电。
(4)分接开关引线焊接应坚牢，应由原来锡焊改为银焊，以防温度增高时引线焊接处脱焊。
(5)分接开关检修中拿出操作杆时应标记位置，防止恢复时三相位置不对应，造成三相电压不一致而产生环流。
(6)有载分接开关在操作之后，应认真复查有关表计，以判断三相接触情况。应定期检查触头烧毛情况，如有烧毛痕迹应及时处理。
6．防止油质劣化、变质，保持绝缘水平。变压器油质劣化的主要原因是温度、氧气、水分、油中分解出的劣化物质及局部放电的综合作用。因此应采取多种措施，防止油质劣化。
(1)在设计上应尽量使电场均匀，防止局部放电；减小漏磁，防止局部漏磁通密度增加，引起耦合的金属部分出现涡流，温度增高。
(2)严格进行运行监视和负荷调整，在各种运行方式下，控制各部分温升及热点温度，不超过表4－3－17、表4－3－18、表4－3－23的规定值。
(3)在冷却装置的设计、安装、检修和维护方面，应严格按照规程和规范执行，保证冷却装置安全、高效的工作，防止运行油温和绕组温度超过允许值。
(4)加强储油柜的胶囊封、隔膜封、氮气囊封和油位计胶囊和隔膜等密封装置的维护和管理，发现缺陷应及时予以处理，防止油与空气直接接触。
(5)胶囊式储油柜内部应清洁无水迹；胶囊密封性能应良好，胶囊应无老化开裂现象。使用前应进行密封性能试验，试验压力为0．02～0．03MPa，时间为12h应无泄漏。为防止油进入胶囊，胶囊管出口应高于油位计与安全气道连管，且三者应相互连通。胶囊式储油柜补油时，应首先进行胶囊排气(其步骤为先打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔)，再从变压器下部油门排油，空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，直至油位计指示正常油位为止。
(6)隔膜式储油柜其隔膜应密封良好无渗漏，使用前应进行密封试验，试验压力为0．02～0．03MPa，时间为12h。隔膜应保持清洁完好，储油柜内应干净无杂质。密封胶垫应密封良好无渗漏。隔膜式储油柜注油前应首先将磁力油位计调整至零位，再打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，关闭放气塞。再由注油管向隔膜内注油，达到比指定油位稍高时，再次打开放气塞，充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定的油位。注油时应防止进入空气或隔膜内的气体未排净而出现假油位，以避免运行中温度上升时大量喷油或引起重瓦斯保护误动作。
(7)油位计带有小胶囊的储油柜的注油方法：储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶囊，以便将囊中空气全部排出。打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子。油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。
(8)净油器内部应清洁无吸附剂碎末。吸附剂应根据油质的酸价和pH值进行更换。更换的吸附剂应经过干燥，保持良好的吸附和吸潮性能，以清除油中的水分及有机酸类杂质，延缓油的老化。净油器进油口的滤网应装在挡板的外侧，出油口的滤网应装在挡板的内侧，以防吸附剂和破损滤网进入油箱。
吸湿器中的吸附剂(活性氧化铝或硅胶)应经常更换，保持干燥，颗粒不小于3mm，保持其良好的吸湿性能。吸湿器玻璃罩应清洁完好，胶垫应符合质量标准。下部的油封罩内注入变压器油，并使之保持正常油位线，以起到呼吸作用。
(9)变压器带电加油时，应严格控制所补油的含水量在10mg／L以下，含气量应低于1%。加油过程中应严防潮湿空气进入变压器内，以减缓变压器油的劣化速度。
(10)对变压器、电抗器等设备的绝缘油中的含气量和含水量应严格控制。因此，应定期进行微水含量和含气量分析和测定。对新安装设备(变压器和电抗器)的绝缘油中含水、含气量控制标准见表4－3－28。运行中绝缘油应按表4－3－29来控制。当超过时，应进行复测，同时结合其他试验项目(击穿电压、绝缘电阻)综合分析，当确认绝缘受潮时，应进行真空脱气，滤油处理。
表4－3－28 新安装设备和需补新油的控制标准
表4－3－29 运行中绝缘油控制标准
7．变压器干燥、试验或在本体工作时，应做好防火安全工作。
(1)应按照《电业安全工作规程》、《电力变压器检修导则》、《电力变压器》制定出干燥方案、试验方案和本体检修注意事项。并按照规程规定履行工作票制度，完成保证工作人员安全和设备安全的技术措施和组织措施。
(2)变压器干燥时，工作人员应熟悉各项操作程序和注意事项，事先做好防火安全措施(如准备湿石棉布，“1211”灭火器，四氯化碳灭火器等)，以防止加热系统故障和绕组过热烧毁变压器。变压器干燥通常采用油箱铁损干燥法、零序电流干燥法、铜损干燥法、热风干燥法、蒸汽蛇形管干燥法、红外线干燥法、热油干燥法、电炉加热法等干燥方法，可根据变压器容量和现场条件选择干燥方法。无论采用何种方法必须保证绕组温度不超过95℃。加热过程中采用真空干燥，有利于绕组和绝缘部件中水分的蒸发。其真空度应保持0．04～0．05MPa，以油箱变形不超过20mm并能自动恢复原形为原则。当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不宜超过100℃。热风干燥时，进风温度不得超过100℃，进风口应设空气过滤预热器，防止火星、灰尘或水分进入变压器。由于热油干燥工艺会加速油质劣化，故热油干燥工艺一般不再采用。中小变压器如果采用热油喷淋真空干燥法，应控制热油温度不超过90℃，保持85～90℃为宜，绕组铁芯温度不应超过95℃，油加热器汽侧压力应低于油压，油压保持0．15～0．20MPa为宜，油箱真空度保持0．04MPa且油箱变形不超过20mm。
(3)变压器放油后，进行电气试验(如测量直流电阻或通电试验)时，严防因感应高压或通电时发热引燃油纸等绝缘物。
(4)在处理变压器引线接头及器身周围需明火作业时，必须事先作好防火措施。
(5)电气试验和操作波耐压试验应严格按照安全措施进行，防止过电压损毁设备。
8．严格按照变压器运行规程，加强运行维护，认真巡视检查，及时发现隐患，防止变压器火灾事故的发生。
(1)变压器日常巡视检查的内容主要有：①检查变压器油枕和充油套管内的油色、油位和油温。油位的高度以及油温应正常，应详细检查油泵、散热器等进出口法兰有无漏油现象。②检查变压器套管，应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹以及其他异常现象。引线接头接触应良好，电缆和母线无发热变色、冒烟等缺陷。③检查变压器时应倾听响声是否正常，有无新的异音和不正常的振动、放电响声。④检查冷却装置的运行情况，如潜油泵、散热器、循环水泵、冷油器等应正常完好。⑤检查瓦斯继电器油面和连接门是否打开。⑥检查压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；气体继电器内应无气体；各控制箱和二次端子箱应关严无受潮；干式变压器的外表应无积污；变压器室的门窗、照明应完好，房屋不漏水等。⑦变压器周围应清洁，无可燃物和易引起短路故障的杂物(金属的或非金属的)。消防设施应良好可靠。⑧气候骤冷骤热和天气变化时，应检查变压器和套管油是否正常。⑨发电厂厂用变压器应加强清扫，封堵漏洞，防止污闪，防止小动物引起短路，应记录近区短路发生的详细情况。
(2)在下列情况下应对变压器进行特殊检查：①新设备投运或经过检修、改造的变压器在投运72h内；②有严重缺陷时；③有大风、大雾、大雪、冰雹等气象变化时；④雷雨季节，特别是雷雨后；⑤高温季节，高峰负载时；⑥变压器急救负载时。
(3)变压器定期检查应增加的检查内容：①外壳、螺栓及箱沿应无异常发热。②各部位的接地应完好。必要时，测量铁芯和部件的接地电流。③强油循环冷却的变压器应做冷却装置自动切换试验。④水冷却器进行旋塞放水检查，应无油花。⑤有载调压装置的动作情况应正常。⑥各种标志应齐全、明显。⑦各种保护装置应完好、齐全。⑧各种温度计、超温信号应正确可靠。⑨消防设施应齐全、完好。⑩室内变压器通风设备应完好。⑾变压器事故储油坑应保持良好状态，有足够厚度(一般不小于250mm)，且有粒度为50mm左右的卵石层。排油管道应畅通，应能迅速将油排出进入事故储油池。不得将油排入电缆沟内，防止火灾蔓延。⑿检查变压器外壳、法兰、螺栓等发热情况，从而确定变压器的漏磁状况。
(4)变压器在运行中，应经常监视变压器的仪表指示，及时掌握变压器的运行情况，记录超额定电流运行的时间和倍数。无人值班变电所，应定期检查记录电压、电流和顶层油温。配电变压器在最大负载期间，应测量三相电流，应保持基本平衡。
(5)变压器不应设置在易燃、易爆、有火灾危险的场所，周围不应种树木，应有护围栏，周围不应有杂物堆积，不允堆放油桶和可燃物品。室内变压器应装在防火防爆建筑物内，与车间之间应有铁门隔绝。室外变压器都应有防火隔墙。大型变压器之相间还应有防火隔墙，以防火灾蔓延。变压器防爆筒喷油口应朝向安全地带。变压器应该通风良好，散热良好，上层油温不得超过允许值。
(6)在器身进行明火作业时，应采取严格防火措施，并设置足够数量的消防器材。
(7)变压器保护的直流电源熔断器配置应合理，应能保证在故障情况下保护可靠灵敏动作、断路器正确跳闸，防止断路器拒动扩大事故。
(三)加强绝缘监督，认真进行预防性试验及变压器油的气相色谱分析
定期进行预防性试验、绝缘油的气相色谱分析，建立试验及色谱分析档案。发现异常，应及时跟踪分析，从而可以及时发现绝缘过热、局部放电、绕组过热、分接开关接触不良、放电、发热等缺陷和隐患。
1．按照预防性试验规程的规定，逐项进行试验和测量，建立设备绝缘和检测试验档案，认真进行比较分析，及时发现设备隐患和缺陷。
2．加强变压器油中溶解气体气相色谱分析，以综合判断变压器内部故障。
对变压器油中气体进行气相色谱分析和综合判断，是鉴别变压器等充油设备的运行状况、发现内部缺陷和隐患的有效手段。因为，正常情况下充油电气设备的绝缘油及有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等气体，这些气体大部分溶解在油中，当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。随着故障的发展，分解出的气体经对流、扩散，不断地溶解在油中。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器。故障气体的组成和含量与故障的类型和严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并可随时掌握故障的发展，从而能对设备的运行状况做出正确判断。
正常运行中的变压器，应定期进行色谱分析：330kV及以上的变压器，应每3个月进行一次色谱分析；220kV变压器及120MVA及以上变压器，每6个月进行一次色谱分析；8MVA及以上变压器，每年进行一次色谱分析；其他油浸式变压器可根据情况进行色谱分析；电压为220kV及以上的所有变压器、容量为120MVA及以上的发电厂主变压器、电压为330kV及以上的电抗器，在投运后第4、10、30天各进行一次色谱分析(500kV投运后第1天增加1次)；大修后的主变压器必须进行色谱分析；换油的变压器也应作色谱分析。
变压器油中溶解气体进行色谱分析判断故障的步骤如下：
(1)将油中溶解气体与变压器油溶解气体含量的注意值进行比较。
变压器油中气体含量的正常值不应超过表4－3－30的规定，如果油中溶解气体有一项以上超过正常水平及500kV变压器的油中出现乙炔时，即应缩短周期，进行追踪分析。500kV变压器油中气体含量有上升趋势时，应立即停止运行，检查处理。
表4－3－30 变压器油中溶解气体含量(体积分数)的注意值
注：500kV变压器C2H2的注意值为1×10－6。
对新投运的变压器，应特别注意油中乙炔含量。新出厂或新投运的变压器油中不应含有乙炔，其他各组分也应该很低，与出厂试验不应有明显差别。当发现油中含有微量乙炔时，应认真进行综合分析判断，防止发生故障。
(2)用产气速率与注意值比较来判断变压器的状况。
在追踪分析中，变压器故障产气率是一重要判断依据。因为产气速率与故障消耗能量的大小、故障部位以及故障点温度的高低等情况有直接关系，所以根据追踪分析的结果计算产气率，从而可判断故障的严重程度。产气率分为相对产气率和绝对产气率。
相对平均产气率即每运行月某种气体含量增加值占原有值的百分数的平均值，以r表示，其计算公式为
式中：r——相对产气速率%／月；
Ci2——第二次取样测得油中气体浓度；
Ci1——第一次取样测得油中气体浓度；
△t——两次取样间隔的运行时间，月。
绝对产气率即每运行小时产生某种气体的平均值用ra表示，其计算公式为
式中：ra——绝对产气率，mL／h；
Ci2——第二次取样测得油中气体浓度；
Ci1——第一次取样测得油中气体浓度；
△t——两次取样间隔的运行时间，h；
G——设备总油量，t；
ρ——油的密度，t／m3。
当故障的绝对产气速率达到0．25mL／h(开放式)或0．5mL／h(密封式)，相对产气速率大于10%／月时，则可认为设备内部有异常情况，应继续追踪分析，进一步判断故障的性质和程度。有的设备因某种原因气体含量值较高，超过了表4－3－30的注意值，但增长速率低于注意值，仍可认为是正常设备，但应加强监视。
(3)正确分析一氧化碳和二氧化碳的气体含量。正常运行的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。当故障涉及到固体绝缘时，会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增高。但根据有关资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解表现在油中一氧化碳的含量上，一般情况下没有严格界线，二氧化碳含量的规律更不明显。因此，考察这两种气体含量时，应结合变压器的结构特点、运行温度、负荷情况、运行历史等情况加以综合分析。
对开放式变压器，一氧化碳含量一般在300μL／L以下。如果总烃含量超出正常范围，而一氧化碳含量超过300μL／L，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性；若一氧化碳含量虽然超过300μL／L，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的。对某些有双饼式线圈带附加外包绝缘的变压器，当一氧化碳含量超过300μL／L时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。
对于储油柜中带有胶囊或隔膜的变压器，油中一氧化碳含量一般均高于开放式变压器。突发性击穿事故时，油中溶解气体中的一氧化碳、二氧化碳含量不一定高，应结合气体继电器中的气体成分进行判断。
(4)分析油和绝缘材料故障产生气体的组分。设备内部的大多数早期故障，所产生的气体远在任何自由气体积累于气体继电器内之前就溶解于油中，因此，从分析油样中溶解的气体组成和含量，就可以鉴定设备内部状况，检测出早期放电或过热性故障等。在确认内部存在故障的情况下，可以根据各组分的相对含量来诊断故障类型，并可以根据特征气体增长情况，判断其故障发展趋势。在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷，随着故障温度的升高，乙烯和乙烷逐渐成为主要征兆。在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道高温(3000℃以上)的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔。如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。
不同类型的故障所产生的气体组分列于表4－3－31中。
表4－3－31 充油电气设备内部各种故障所产生的气体组分
*表示主要气体特征。
当然，有时设备内部并不存在故障，由于其他原因油中也会出现上述气体。应注意可能引起误判断的气体来源，例如有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体渗漏或某种范围开关动作悬浮电位放电的影响；设备曾有过故障而故障排除后绝缘未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱曾带油补焊；原注入的油就含有某几种气体；潜油泵、油流继电器等的故障产生的气体也会进入变压器本体的油中等。
(5)采用三比值法判断故障性质。根据油中溶解气体组分及含量确认设备内部存在故障之后，可用三对比值法(五种三对比值)做为判断变压器等充油设备故障性质的主要方法(IEC599文件已推荐三比值法做为判断故障类型的通用方法)。
三对比值以不同的编码表示，三比值法的编码规则和判断故障性质的方法，分别见表4－3－32、表4－3－33。
表4－3－32 三比值法的编码规则
表4－3－33 判断故障性质的三比值法
注 1．随着火花放电强度的增长，特征气体的比值有如下增长的趋势：乙炔／乙烯比值从0．1～3增加到3以上；乙烯／乙烷比值从0．1～3增加到3以上。
2．在这一情况中，气体主要来自固体绝缘的分解，这说明了乙烯／乙烷比值的变化。
3．这种故障情况通常由气体浓度的不断增加来反映，甲烷／氢的比值通常大约为1。实际值大于1或小于1与很多因素有关，如油保护系统的方式、实际的温度水平和油的质量等。
4．乙炔含量的增加，表明热点温度可能高于1000℃。
5．乙炔和乙烯的含量均未达到应引起注意的数值。
用三比值法应注意几点：①只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在的故障时，才能用三比值法进一步判断其故障的性质，对气体含量正常的变压器，比值没有意义。②表中每一种故障对应一组比值，对多种故障的联合作用可能找不到相对应的比值组合。③在实际中可能出现没有包括在表中的比值组合，对于某些组合的判断正在研究中。例如121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况。
(6)在气体继电器出现气体的情况下，应将继电器内气体分析结果与油中气体分析结果进行比较。
(7)综合分析判断。通过变压器油中气体分析和其他试验结果(如测量绕组直流电阻、空载特性、绝缘试验、局部放电量试验、测量微水等)，并结合设备运行、检修和各方面异常情况综合判断，来确定变压器的故障程度、部位、类型、发展情况，最后决定变压器的处理方法，即确定能否继续运行、缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排检查、立即停止运行并吊罩吊芯检查和检修。这样就可以防患于未然，防止变压器严重故障。
(8)瓦斯保护装置动作后，应立即将气体继电器或油样做色谱分析，可根据上述规则判定故障性质，若气体继电器内的气体为无色无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷；若气体是可燃的和油中分析气体结果异常，应综合判断变压器是否停运和确定检修方案。
3．试验检测分析变压器内的故障。变压器在运行中、检修中或故障后，为综合分析、判断故障部位和程度，需进行电气试验、绝缘电气试验和绝缘油试验。
(1)电气试验检测绕组故障。①测量绕组连同套管的直流电阻。要求各相绕组电阻的差别不超过三相平均值的1%～2%，与上次测量值相比，差值不超过2%，属于正常范围。②测量所有分接头的电压比。电压比的允许偏差为±0．5%(对35kV以下电压比小于3的变压器允许偏差为±1%)。③测量额定电压下的空载电流和空载损耗。可以及时发现绕组的短路故障。若空载电流有明显增加，各相间损耗有明显差别，说明绕组有短路故障，应及时消除。④测量变压器额定电流下的阻抗。试验可以在1／4额定电流下进行测量，可以帮助分析变压器是否因出口短路或内部故障时强大的冲击力使绕组变形，甚至位置移动。与出厂值相差应不大于±5%，与平均相差应不大于±2%。
(2)用绝缘电气试验判断变压器绝缘故障。①测量绕组的绝缘电阻和吸收比。测量绕组的绝缘电阻是发现变压器的绝缘击穿、大范围受潮的重要依据。测量吸收比可以与以往测量结果比较，视其有无明显变化来判断绝缘受潮程度，吸收比应不低于1．3。②测量绕组连同套管的直流泄漏电流，并与以往测量值进行比较，可以发现绝缘受潮和绝缘的局部缺陷。500kV变压器绕组，直流试验电压60kV时，泄漏电流一般不应超过30μA。③测量绕组连同套管一起的介质损耗因数tgδ，对于判断变压器的绝缘老化、受潮等整体状况有一定作用，应与其他测量结合进行综合判断。绕组在20℃时tgδ值应不大于下列数值，且历年测量数值不应有明显变化。
330～500kV 0．6%
63～220kV 0．8%
35kV及以下 1．5%
④进行绕组连同套管一起的交流耐压试验，能对变压器更换绕组或大修后的绝缘强度直接进行校验，并能及时发现绝缘弱点。⑤测量铁轭、穿芯螺栓绝缘电阻及铁芯对地绝缘电阻，与以往比较看其有无明显变化，可以及时发现变压器铁芯接地和短路故障，防止铁芯发热和涡流增大引起的故障。⑥局部放电检测试验。与其他试验结合进行，可以发现内部局部放电性故障和局部绝缘缺陷。试验应符合GB1094·3的规定。大型变压器应装设在线局部放电监测装置。
(3)绝缘油试验，除认真进行油中溶解气体气相色谱分析外，还应按规程逐项进行试验。通过绝缘油试验，可以发现变压器的内部故障。
(四)严格执行运行操作规程，防止误操作
1．变压器的投运和停运操作：
(1)在投运变压器之前，应对变压器进行详细检查，以确认变压器及其保护装置是否在良好状态，是否具备带电运行条件，特别应注意地线是否拆除，变压器上部有无异物，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确等。投运前变压器的保护装置应按规定投入。
(2)运行中的备用变压器应能随时投入运行，长期停运的变压器应定期充电，同时投入冷却装置。
(3)变压器投运和停运的操作程序：①强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数。水冷却器应先启动油泵，再开启水系统；停电操作先停水后停油泵。冬季停运时，应将冷却器中的水放净。②变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作。停运时应先停负载侧，后停电源侧。③在无断路器时，可用隔离开关投切110kV及以下、切断电流不超过2A的空载变压器。用于切断20kV及以上的变压器的隔离开关，必需三相联动并装有消弧角。装在室内的隔离开关操作室必需在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。④允许用熔断器投切空载配电变压器和66kV的站用变压器。⑤220kV及以上变压器投运时，不宜同时启动多台冷却器，应逐台启动，以免发生油漏带电引起绝缘击穿事故。
(4)新投运变压器和更换绕组后的变压器，其冲击合闸次数为3次。
(5)新装、大修、事故抢修及换油后的变压器在施加电压前，应按规定时间使变压器油静止(500kV变压器油静止时间为72h)。
(6)在110kV及以上中性点接地系统中，投运或停运变压器的操作时，中性点必需先接地。
(7)干式变压器在停运期间，应防止绝缘受潮。
(8)消弧线圈投入运行前，应使其分接位置与系统运行情况相符，且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。
(9)消弧线圈由一台变压器的中性点切换到另一台时，必需先将消弧线圈断开后，再切换。
2．瓦斯保护装置的运行：
(1)变压器运行时，瓦斯保护装置应接跳闸和信号，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。
(2)变压器在运行中，滤油、补油、换油泵或更换吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，其他保护装置仍应接跳闸。
(3)当油位计的油面异常升高，或呼吸系统有异常现象，需要放气或打开放油阀时，应将重瓦斯改接信号。
(4)地震期间，应根据气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。
3．变压器的压力释放器接点宜作用于信号。
4．变压器分接开关，应按规程和制造厂的规定进行操作和维护，分接开关的操作步骤是：
(1)应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；
(2)单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作；
(3)有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行；
(4)有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠近无励磁调压变压器的分接位置；
(5)应核对系统电压与分接额定电压的差值，并要使其在允许范围之内。
为防止分接开关在严重过载或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路加装电流闭锁装置，其整定值应不超过额定电流的1．5倍。
5．变压器的并列运行：
(1)变压器并列运行必需具备联接组别相同、电压比相等、阻抗电压值相等三个条件。
(2)新装或变动过内外连线的变压器，并列运行前必需核定相位。
(3)发电厂升压变压器高压侧跳闸时，应防止厂用变压器超额定电流运行，并防止厂用电切换操作时的非同期并列。
(五)准确判断异常，正确迅速处理事故，防止事故扩大
1．运行中不正常现象的处理：
(1)运行人员发现变压器不正常运行时，应设法尽快消除。
(2)当变压器响声明显增大、且内部有爆裂声；严重漏油喷油、使油位下降到最低油位；套管有严重破损或放电现象及变压器冒烟着火时，应立即将变压器停止运行。
(3)当发生危及变压器安全的故障，而保护装置拒动时，应立即将变压器停运。
(4)当变压器附近设备着火、爆炸或发生其他危险情况，对于变压器构成严重威胁时，应立即将变压器停运。
(5)当变压器油温升高，超过规程规定的限值时，应按照规程规定，立即检查处理。
(6)变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，酌情投入相应数量的冷却器。
(7)当变压器的油面较当时油温所对应的油位相对降低时，应查明原因，禁止从变压器下部补油。
(8)变压器油位因温度上升，高出油位指示极限，经查明不是假油位时，则应放油至正常油位。
(9)铁芯多点接地且接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施，将电流限制在100mA左右，并加强监视。
(10)系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。
2．瓦斯保护装置动作的处理应按照规程规定执行。在未查明原因之前，不得将变压器投入运行。为查明原因应考虑以下因素，做出综合判断：(1)是否呼吸不畅或排气未尽；(2)保护及直流等二次回路是否正常；(3)变压器外观有无明显故障性质的异常现象；(4)气体继电器中集积气体是否可燃；(5)气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；(6)有关电气试验结果；(7)变压器其他继电保护装置动作情况。
3．变压器着火跳闸：
(1)变压器着火跳闸后，应立即查明原因。若变压器有内部故障象征时，应做进一步的检查或试验，进行综合判断。
(2)变压器跳闸后，应立即停油泵。
(3)变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并采取灭火措施，防止火势蔓延。
(六)变压器采用新的不燃烧绝缘液体作绝缘冷却介质，防止火灾发生
变压器设备的绝缘油一般是采用可燃的矿物油，其闪点140℃左右，燃点165～190℃，自燃点332℃左右，很容易着火燃烧。当变压器发生短路故障时，很容易将绝缘油点燃。着火的变压器油流淌到哪里，哪里就着火，且很难扑灭。为此英国的E．C(ElectricityCouncil)和ISC共同开发并研制了完全不燃烧液体，它是四氯乙烯、甲基睾丸酮112及甲基睾丸酮113的混合物，混合比例是60%、30%、5%。这种不燃烧绝缘油的物理化学特性如下：
1．物理化学特性：
(1)不燃绝缘液体无发火点，即为完全不燃烧绝缘液体。其次，比热值小，膨胀系数大。液体吸收产生于变压器线圈、铁芯上的热量后体积膨胀加大，密度变小。第三是粘度低，对流速度快，很容易将热量排出去，因而具有很好的冷却性能。
(2)密度——温度特性。不燃烧绝缘液体的密度，随温度升高而变小，这和矿物绝缘油相同。
(3)粘度——温度特性。不燃烧绝缘液体与矿物质绝缘液体相比，其粘度只有
～
，这就是它具有优越冷却性能的主要原因。
2．电气性能，不燃烧绝缘液体与矿物质绝缘油几乎没有差别。
3．温升试验表明，不燃烧绝缘液体与矿物质绝缘油及变压器油相比，其平均液体温升、液面温升、线圈温升、最热点温升都低，如最热点温度前者仅为66．4℃，后两者为86．6℃和91．2℃。线圈对液温的差值也小得多。从而说明其冷却效果是良好的。正因为不燃烧绝缘液体具有上述特性，所以用它作为变压器的绝缘冷却介质是一种很好的介质，对于防止变压器着火爆炸也具有重要意义。
不燃烧绝缘液体的特性及温升试验结果参看表4－3－34及表4－3－35。
表4－3－34 不燃烧绝缘液体及矿物质绝缘油的特性
表4－3－35 各种绝缘液体变压器的温升试验结果
注 1．试验用的变压器为三相11kV／443V、500kVA。
2．所有数据的试验条件相同，各液体热点温度是指低压线圈顶部温度。
3．该变压器是以矿物质绝缘油来设计的。
4．表中tr－绝缘液体表面温升 tay－绝缘液体的平均温升。