5.2.4 变电所的带电水冲洗工作必须保证水质的要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》进行操作，母线冲洗要投入可靠的母差保护。
5.2.5 加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。
5.2.6 继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作。
5.2.7 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。
5.2.8 对枢纽变电所中的电气设备应定期开展带电测温工作，尤其是对套管及其引线接头、隔离开关触头、引线接头的温度监测，每年应至少进行一次红外成像测温。
5.2.9 订购变压器时，应要求厂家提供变压器绕组频率响应特性曲线、做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短能力动态计算报告；安装调试应增做频率响应特性试验；运行中发生变压器出口短路故障后应进行频率响应特性试验，绕组变形情况的测试结果，作为变压器能否继续运行的判据之一。
5.2.10 在运行方式上和倒闸操作过程中，就避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空载母线，以防止因谐振过电压损坏设备。
5.2.11 定期对设备外绝缘进行有效清扫，加强户内设备的外绝缘监督，防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的闪络事故。
5.3 应避免开关设备故障造成枢纽变电所全停事故的发生，还应第7.3和7.6~7.9条的规定。 5.4 应避免接地网造成枢纽变电所全停事故的发生，还应遵守第8.3和8.7~8.9条的规定
6 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
6.1 防止大型变压器损坏事故 6.1.1 认真贯彻：
6.1.1.1 电力部于1996年9月5日颁发的“预防110~500KV变压器事故措施”。 6.1.1.2 能源部（87）电生火字117号“关于加强变压器消防设施的通知”。 6.1.1.3 DL/T572-95《电力变压器运行规程》 6.1.1.4 DL/T573-95《电力变压器检修导则》 6.1.1.5 DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》
6.1.2 加强对变压器类设备的全过程管理，各单位应明确变压器专责人员；变压器专责人应参与变压器从选型、定货、验收到投运的整个过程；还应切实加强人员培训工作。 6.1.3 建立好主变、高厂变检修、试验台帐，加强对运行中的主变、高厂变设备巡视和检查。 6.1.4 防止水分及空气进入变压器。
6.1.4.1 定期对套管顶部、压力释放阀、储油柜顶部、呼吸管道等处的密封进行检漏试验。 6.1.4.2 大修后的主变、高厂变应厂家说明书规定进行真空处理注油。对于主变，要求真空度为1.01╳10-4Pa±5%，持续真空时间4h；注入油箱的油须加温到50~60℃为宜，注油速度4t/h，注油时绝缘电阻不应有明显下降，否则应放慢进油速度。
6.1.4.3 变压器在大修后投运前，应启动全部冷却设备将油循环使残留气体逸出，如套管升高座、油管道中的死区，冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。
6.1.4.4 从储油柜带电补油或带电滤油时，应先将储油柜中的积水放尽。不应自变压器下部补油，以防止空气或箱底杂质带入器身中。
6.1.4.5 当轻轻瓦斯保护发出信号时，运行人员要及时取气进行检验判明成分，并取油样作色谱分析，查明原因及时排除。
6.1.4.6 对套管将军帽应定期检查其密封性，以杜绝水分自套管顶进入器身中。
6.1.4.7 潜油泵的轴承，应采用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1000转/分的低速油泵；为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。 6.1.5 防止变压器漏油，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压出现的渗漏油。 6.1.6 防止杂物进入变压器
6.1.6.1 变压器真空滤油时要特别注意防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属末或杂物进入变压器内部。
6.1.6.2 运行中潜油泵的轴承如出现过热、振动、杂音及严禁严重渗、漏油等异常时，应立
即停运并及时抢修。大修后的潜油泵应使用千分表检查叶轮上端密封外加的径向跳动公差，不得超过0.07mm。
6.1.6.3 变压器内部故障跳闸后应尽快切除油泵，避免故障中产生的游离炭、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。 6.1.7 防止绝缘受伤
6.1.7.1 变压器大修吊罩检查时，应防止外罩碰撞线圈；在装复变压器套管时应注意勿使引线扭结，严禁用力拉扯引线。检修、检查时严禁蹬踩引线和绝缘支架，防止碰撞引线导致改变引线间距离。
6.1.7.2 进行变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉及各绝缘支架的螺栓，以防止在运行中受到电流冲击时发生变形或损坏。
6.1.7.3 检修过程中若需要更换绝缘部件时，必须采用试验合格材料和部件，并经干燥处理。 6.1.8 防止绕组温度过高、绝缘劣化或烧坏。
6.1.8.1 当变压器冷却系统故障停电切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min，若油面温度未达到75℃，允许上升到75℃，但最长运行时间不得超过1h。若仅风扇停止运行，潜油泵继续工作，允许按油面温度控制时间。
6.1.8.2 变压器冷却系统的电源必须可靠，应为双电源或从UPS系统中取。 6.1.9 防止工作电压下的击穿事故
6.1.9.1 对于主变，油中一旦出现乙炔，应缩短检测周期，跟踪变化趋势。
6.1.9.2 定期进行变压器绝缘油的色谱分析和化学监督，运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，应进行在线中停运后的局放电试验以进一步判断。 6.1.9.3 主变投入运行时，应逐台启动冷却器，以免发生油流带电。
6.1.10 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做低电压短路阻抗测试或用频响法测试验线圈变形以留原始记录。220KV及以上电压等级和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。220KV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。 6.1.11 出厂局放试验的合格标准为：
220KV及以上变压器：测量电压1.5Um/ ，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC。 110KV变压器：测量电压1.5Um/ ，不大于300pC。
6.1.12 在吊检时应测试铁芯绝缘。如有多点接地，应查清原因，消除故障。
铁芯和夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当的位置，以便在运行中监视接地线中是否有环流。当有环流而又无法及时消除时，作为临时措施可在接地回路中串入电
阻限流，电流一般控制在300mA以下。
6.1.13 油枕带密封胶囊的应注意检胶囊的完好情况及油枕与变压器油箱间的油道是否正常。 6.1.14 运行、检修中应注意检查变压器引出线端子的发热情况，并定期用红外检测，防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。
6.1.15 变压器安装投运前及无载分接开关改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻，合格后方能投入运行。
对有载分接开关应按出厂说明书规定在安装时及运行中对操动机构、切换开关、过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。
6.1.16 发生过出口近区短路的变压器（尤其是铝线圈结构）或运输冲撞时，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试线圈变形，并与原始记录比较，以判明变压器中各部件有无变形和损坏。
6.1.17 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、运输部门和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。
6.1.18 对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装。
6.1.19 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慎重。
6.1.20 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时事故扩大。 在处理变压器引线及在器身周围进行明火作业时，必须事先作好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。 6.1.21 防止套管存在的问题
6.1.21.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500KV套管静放时间不得少于36小时，110KV~220KV套管不得少于24小时。
6.1.21.2 对保存期超过1年的110KV及以上套管，安装前进行局放试验，额定电压下的介损试验和油色谱分析。
6.1.21.3 事故抢险修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。 6.1.21.4 作为备品的110KV及以上套管，应置于户内且竖直放置。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而受潮。 6.1.21.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
6.1.21.6 定期对套管进行清扫，保护清洁，防止污闪和大雨时的闪络。要特别注意套管的介损、电容量和色谱分析的变化趋势，防止运行中爆炸喷油，引起变压器着火。
6.1.21.7 电容式套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部引线，如有损坏应及时处理，运行中应保护末屏有良好接地。 6.2 防止互感器事故
6.2.1 电力部于1995年9月5日颁发的“预防110~500KV互感器事故措施”，应对照检查，认真贯彻。
6.2.2 大修后的互感器，投运前应取油样试验，进行油色谱及微水测量；电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量，必要时进行局部放电测量；电压互感器要测量二次绕组电阻和直流电阻，必要时进行局部放电测量。 6.2.3 出厂局放试验的合格标准为：
中性点接地系统的互感器：测量电压为1.0Um，液体浸渍，不大于10pC，固体型式：不大于50pC。
测量电压为1.2Um/ ，液体浸渍，不大于5pC，固体型式：不大于20pC。
6.2.4 互感器检修后，投运前要仔细检查密封和油位状况，有渗漏油的互感器不得投运，对多次取油样后油量不足的互感器要补足油量。当补油较多时应按规定进行混油试验。 6.2.5 互感器在检修和试验后，投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地，电压互感器高压绕组的X（或N、B）端及底座等接地是否牢固可靠，应直接明显接地，不应通过二次端子排过渡，防止出现悬空和假接地现象。
6.2.6 电流互感器的一次端子引线接头部位要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止过热性故障。电压互感出线盒内az与af端子之间出厂时己用接线板连接，在使用期间，不允许有松动现象；电容器盖中心处的两注油孔是密封的，不允许拧开，防止雨水及潮气进入电容器内部，影响电气性能。
6.2.7 互感器吊芯检查或由于其它原因使主绝缘露出油面，应注意暴露时间符合规定，装复时必须真空注油，绝缘油必须真空脱气处理，注油真空度、抽空时间、注油速度应按《互感器运行检修导则》规定进行，注油管孔径应大不于3mm，尽可能从互感器上端注油，以避免从底部抽入汽泡。
6.2.8 互感器在运行中渗漏油时要认真对待，根据情况限期处理，电压互感器（电容式）如渗漏油，或压力指标下降时，应停止使用。
6.2.9 对试验确认存在严重缺陷的互感器，应及时处理或更换。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期，进行追踪检查和综合分析，以查明原因：当电压互感器tgδ增长时应尽快