力，压力过低时（低于0.01MPa）要补干燥气体，现场放置时间超过3个月的变压器应注油保存，并装上储油柜和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，必要时应进行检漏试验。为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须密封良好。必要时应测露点。如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
9.2.2.5 变压器新油应由厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。
500kV变压器新油应由变压器制造厂提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。
9.2.2.6 110（66）kV及以上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。主变就位后，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。
9.2.2.7 110（66）kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录；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，220kV及以上变压器放电量不大于100pC。
110（66）kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录；低电压阻抗出厂试验应按单相测量法进行。220kV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，110kV变压器应进行出厂局部放电试验见证，对绝缘有怀疑时，应在现场安装后进行局部放电试验；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。用户可
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在工厂对110（66）kV电压等级变压器抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验；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，220kV及以上变压器放电量不大于100pC。
9.3 防止变压器保护事故 9.3.1 基建阶段应注意的问题
9.3.1.1 新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用；气体继电器应在真空注油完毕后再安装；瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
新安装的气体继电器应能承受全真空要求，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。
9.3.1.2 变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。
9.3.1.3 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。
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；有载分接开关检修后，应测量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。
9.4.2 安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动。
9.4.3 新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，束缚电阻应采用常接方式。
9.4.3 有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。新安装的有载分接开关，应对切换程序与时
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间进行测试。
9.4.4 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。
9.5 防止变压器套管事故
9.5.1 新套管供应商应提供型式试验报告。
9.5.2 检修时当套管水平存放，安装就位后，带电前必须进行静放，其中500kV套管静放时间应大于36小时，110～220kV套管静放时间应大于24小时。
9.5.3 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，防止污秽闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。
9.5.4 作为备品的110(66)kV及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110(66)kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
9.5.5 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样分析而造成其负压。运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。
9.5.6 加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理，每次拆接末屏后应检查末屏接地状况，在变压器投运时和运行中开展套管末屏接地状况带电测量。
变压器投运前应确认末屏接地状况良好，运行中有条件宜开展套管末屏接地状况带电测量。
9.6 防止冷却系统事故 9.6.1 设计阶段应注意的问题
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9.6.1.1 优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。 9.6.1.2 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。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。
9.6.1.3 对强油循环的变压器，在按规定程序开启所有油泵（包括备用）后整个冷却装置上不应出现负压。
9.6.1.4 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置。
1.变压器内部故障跳闸后，应自动切除油泵。
2.冷却器接触器容量应按电机额定电流的1.5倍进行配臵。 3.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。
9.6.1.5 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。
9.6.1.6 变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。
9.7 预防变压器火灾事故
9.7.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。
新建变电站的变压器固定式灭火装臵应同时具备自动、手动、远程遥控和应急机械操作方式，对不具备条件的运行变压器应逐步进行改造。
9.7.2 采用排油注氮保护装置的变压器应采用具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。
9.7.3 排油注氮保护装置应满足：
9.7.3.1 排油注氮启动（触发）功率应大于220V*5A(DC)； 9.7.3.2 注油阀动作线圈功率应大于220V*6A(DC)； 9.7.3.3 注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；
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9.7.3.4 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、油箱超压开关同时动作时才能启动排油充氮保护。
9.7.4 水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器开关跳闸同时动作。
9.7.5 变压器本体储油柜与气体继电器间应增设逆止阀，以防储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。
9.7.6 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。
9.7.7 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。
10 防止串联电容器补偿装置和并联电容器装置事故
10.2 防止高压并联电容器装置事故 10.2.1 并联电容器装置用断路器部分
10.2.1.1 加强电容器装置用断路器（包括负荷开关等其他投切装置）的选型管理工作。所选用断路器型式试验项目必须包含投切电容器组试验。断路器必须为适合频繁操作且开断时重燃率极低的产品。如选用真空断路器，则应在出厂前进行高压大电流老炼处理，厂家应提供断路器整体老炼试验报告。
10.2.1.2 交接和大修后应对真空断路器的合闸弹跳和分闸反弹进行检测。12kV 真空断路器合闸弹跳时间应小于 2ms，40.5kV 真空断路器小于 3ms；分闸反弹幅值应小于断口间距的 20%。一旦发现断路器弹跳、反弹过大，应及时调整。
1.新装臵禁止选用开关序号小于12的真空开关投切并联电容器组；对已有的开关序号小于12的真空开关应列入计划逐年改造。
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