1.1 240MVA及以下容量变压器应选用通过短路承受能力试验验证的相似产品；500kV变压器或240MVA以上容量变压器应优先选用通过短路承受能力试验验证的相似产品。生产厂家应提供同类产品短路承受能力试验报告或短路承受能力计算报告。在变压器设计阶段，应取得所订购变压器的短路承受能力校核报告。220kV及以上电压等级的变压器还应取得抗震计算报告。 1.2 高压厂用变不宜选用有载调压方式，确需采用时，分接开关应选用单相调压开关，且应与绕组就近布置。
1.3 220kV及以下主变压器的6~35kV中（低）压侧引线、户外母线（不含架空母线）及接线端子应绝缘化；500（330）kV变压器35kV套管至母线的引线宜绝缘化；变电站出口2km内的10kV架空线路应采用绝缘导线。
1.4 变压器受到近区短路冲击未跳闸时，应立即进行油中溶解气体组分分析，并加强跟踪， 同时注意油中溶解气体组分数据的变化趋势，若发现异常，应及时安排停电检查；若通过故障录波或监测装置判断短路电流峰值超过变压器能够承受的短路电流峰值的70%时，应尽早安排停电检查。变压器受到近区短路冲击跳闸后，应开展油中溶解气体组分分析、绕组电阻测量、绕组变形（绕组频率响应、低电压短路阻抗、电容量）及其他诊断性试验，综合判断无异常后方可投
入运行。
2 防止变压器绝缘事故
2.1 工厂试验时应将实际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。
2.2 出厂局部放电试验测量电压为1.58Ur/ 时，110（66）kV电压等级
变压器高压端的视在放电量不大于100pC；220kV~500kV电压等级变压器高、中压端的视在放电量不大于100pC；750kV~1000kV电压等级变压器高压端的视在放电量不大于100pC，中压端的视在放电量不大于200pC，低压端的视在放电量不大于300pC。强迫油循环变压器出厂试验时还应在潜油泵全部开启时（除备用
潜油泵）进行局部放电试验，试验电压为1.58Ur/
，局部放电量应小于以上的
规定值。顺桨500kV及以上并联电抗器在进行出厂温升试验时，应进行局部放电监测。
2.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验（承受短路能力的试验视实际情况而定）。
2.4 500kV及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行感应耐压试验（IVW）。
2.5 充气运输及现场保存的变压器应监视气体压力，压力低于0.01MPa时要补干燥气体。现场充气保存时间不应超过3个月，否则应注油保存，并装上储油柜。
2.6 强迫油循环变压器安装结束后，应按顺序开启全部油泵进行油循环，苯胺类化合物 并经充分静放、排气后方可进行交接试验。
2.7 110（66）kV及以上电压等级的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验；对110（66）kV电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验；如有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。现场局部放电试验验收，应在所有额定运行油泵（如有）启动以及工厂试验电压和时间下，110（66）kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC；220~500kV电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于100pC； 750~1000kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC，低压端的局部放电量不大于300pC。
2.8 变压器在交接或者大修后可采取单相加压方式进行局部放电测量，有条件时，可采取三相加压测量。
2.9 110（66）kV及以上电压等级变压器、50MW及以上机组配置的高压厂用变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗法测试绕组变形，并留原始记录。
2.10 高压厂用变宜在交接和大修后开展带有局部放电测量的感应电压试验（IVPD）。
2.11 加强变压器运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，如果出现渗漏应切换停运冷却器组，进行堵漏消除渗漏点。
2.12 对运行10年以上且负载率长期运行在90%以上的变压器，应进行一次油中糠醛含量测试。不同油基、牌号、添加剂类型的油原则上不宜混合使用； 如必须混合使用时，参与混合的新油（或运行中油）应符合各自的质量标准，且应预先进行相关试验。
2.13 220kV及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进人后，应进行现场局部放电试验。
2.14 积极开展红外检测，新建、改扩建或大修后的变压器（电抗器）， 应在投运带负荷后不超过1个月（但至少在24小时以后）进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的变压器（电抗器）每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器（电抗器）应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。
3 防止变压器保护事故
气体继电器、油流速动继电器、压力释放阀在新安装和变压器大修时应进行校验，并检查相关的二次接线盒、端子箱防水及密封情况，防止二次回路受潮短路。
4 防止分接开关事故
4.1 油浸式真空有载分接开关轻瓦斯报警后应暂停调压操作，并对气体和绝缘油进行谱分析，根据分析结果确定恢复调压操作或进行检修。
4.2 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。
5 防止变压器套管事故
5.1 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施。在严重污秽地区运行的变压器，宜采取在瓷套涂防污闪涂料等措施。
5.2 处于8度及以上地震烈度区域的110kV及以上变压器和500kV及以上高压并联电抗器高压侧套管不应选用卡装式瓷绝缘套管，宜选用通过抗震试验的无机粘接的胶装式瓷绝缘套管（耐受地震波水平峰值加速度不低于主变所处地震烈度区域的水平最大峰值加速度）。
5.3 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，制造厂应明确规定套管可取绝缘油总量。
5.4 运行中变压器套管油位视窗无法看清时，继续运行过程中应按周期结合红外成像技术掌握套管内部油位变化情况，防止套管事故发生。
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6 防止冷却系统事故
6.1 强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30秒以上，以防止气体继电器误动。
6.2 对目前正在使用的单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压， 并加强运行维护工作，同时应采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。
6.3 强迫油循环变压器内部故障跳闸后，潜油泵应同时退出运行。
7 防止变压器火灾事故
7.1 排油注氮灭火装置应满足:
（1）对于重锤结构，采用电磁铁驱动脱扣结构的，排油及注氮阀动作线圈功率应大于DC220V×1.5A；采用电磁铁直接支撑结构的，排油及注氮阀动作线圈功率应大于DC220V×3A；
（ 2 ） 对于采用其他结构的注氮阀， 注氮阀动作线圈功率应大于
DC220V×1.5A；
（3） 注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；
（4） 动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变断路器开关跳闸、油箱超压开关（火灾探测器）同时动作时才能启动排油充氮保护。
7.2 当采用水喷雾灭火系统时，应满足以下要求：
（1） 水喷雾控制回路继电器动作功率应大于8W。
（2） 动作逻辑关系应满足变压器火灾探测器与变压器断路器开关跳闸同时动作。
7.3 变压器固定灭火装置进行远方或就地手动操作时，应能够实现一键启动，不应串入气体继电器、压力释放阀及各侧断路器的接点。
7.4 励磁变压器上方不宜布置水管道，若无法避免应采取防水隔离措施。
7.5 当采用泡沫灭火系统时，宜采用泵组式泡沫喷雾灭火系统，具备先期采用泡沫快速灭火、后期采用水喷雾持续降温的功能。
7.6 应结合例行试验检修，定期对灭火装置进行维护和检查，以防止误动和拒动。
7.7 工艺瓶现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。
7.8 应定期对变压器固定灭火系统进行维护保养，并结合变压器停电检修工作进行灭火系统功能测试，防止误动和拒动。维护保养检测人员应具备相应等级消防设施操作员（消防设施检测维护保养职业方向）资格和高压电工从业资格。
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8 防止互感器事故
8.1 防止各类油浸式互感器事故
8.1.1 新采购的电容式电压互感器电磁单元油箱工艺孔应高出油箱上平面10mm以上，且密封可靠。
8.1.2 所选用电流互感器的动、热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的远期要求，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。
8.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设金属氧化物避雷器（MOA）。
8.1.4 米勒板110（66）kV~750kV油浸式电流互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。
8.1.5 电容式电压互感器宜选用速饱和电抗器型阻尼器，并应在出厂时进行0.8Un、1.0Un、1.2Un及1.5Un的铁磁谐振试验(注:Un指额定一次相电压)。
8.1.6 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过规定的允许值。互感器的二次引线端子和末屏引出线端子应有防转动措施。
8.1.7 110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交
流耐受电压试验，交流耐压试验前后应进行油中溶解气体分析。
8.1.8 对于220kV及以上等级的电容式电压互感器，其耦合电容器部分是分成多节的，安装时必须按照出厂时的编号以及上下顺序进行安装，严禁互换。
8.1.9 220kV及以上电压等级油浸式电流互感器运输时，应在每辆车的产品上至少安装一台冲击记录仪。设备运抵现场后应检查确认，记录数据超过5g 应进行评估，超过10g应返厂检查。110kV及以下电压等级电流互感器应直立运输。
8.1.10 故障抢修安装的油浸式互感器，应保证绝缘试验前静置时间，其中500（330）kV~750kV设备静置时间应大于36h，110（66）kV~220kV设备静置时间应大于24h。
8.1.11 对新投运的220kV及以上电压等级电流互感器，1~2年内应取油样进行油谱、微水分析；对于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。
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