18.5.4.5 冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器的散热效果降低时，要适当缩短允许过负荷时间。变压器的冷却器每1～2年用压缩空气或水进行一次外部清洗，以保证冷却效果。
18.5.4.6 运行15年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化程度，必要时可取纸样作聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。
18.5.4.7 运行中变压器的热点温度不得超过《油浸式电力变压器负载导则》（GB/T 15164—1994）规定的限制和特定限制。在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监控。
18.5.5 防止过电压击穿。
18.5.5.1 有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运、停运和事故跳闸过程中，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。变压器应采用氧化锌避雷器。在投切空载变压器时，其中性点必须接地。
18.5.5.2 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。
18.5.6 防止工作电压下的击穿。
18.5.6.1 新安装和大修后的220kV及以上变压器，应在现场进行局部放电试验。
18.5.6.2 新变压器油要加强质量控制，试验合格后，方能注入设备。
18.5.6.3 110kV及以上变压器油中出现乙炔，应缩短检测周期，跟踪变化趋势。当绝缘油中可燃气体增加，并伴有少量乙炔产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，适当放宽运行限制。但应查明原因，并注意油中含气量的变化。
18.5.6.4 运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，必要时应进行局部放电试验，并进行综合试验分析。
18.5.6.5 薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，换下的变压器报废。
18.5.7 每年应至少进行一次红外成像测温检查。
18.6 防止变压器保护装置误动、拒动
18.6.1 变压器的保护装置必须完善可靠并应定期进行校验。严禁将无主保护的变压器投入运行。因工作需要将保护短时停用，应有相应的措施，处理后应立即恢复。
18.6.2 220kV及以上主变压器宜装设故障录波器，录取故障情况下的主变压器电流、电压、相别、持续时间等参数，以提高事故分析质量，为制定防范措施提供可靠依据。
18.6.３ 220kV及以上变压器的高低压侧后备保护，应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。
18.7 预防变压器铁芯多点接地和短路故障
18.7.1 在检修时应测试铁芯绝缘。如有多点接地，应查清原因，消除故障。
18.7.2 穿芯螺栓绝缘应良好，应注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘套外两端的金属座套，防止因座套过长触及铁芯造成短路。
18.7.3 线圈压钉螺栓应紧固，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。
18.7.4 铁芯、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100mA以下。
18.8 预防变压器套管闪络及爆炸
18.8.1 当发现套管中缺油时，应查找原因并进行补油。对有渗漏油的套管应及时处理，防止内部受潮而损坏。
18.8.2 注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势，发现问题时及时处理。
18.8.3 电容型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。运行中应保证末屏有良好接地。
18.8.4 运行、检修中应该注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测，引线铜头是锡焊的应改为铜焊。
18.8.5 110kV及以上的套管上部注油孔的螺栓胶垫容易老化开裂，应结合小修予以更换，防止进水。
18.9 预防变压器引线烧损
18.9.1 在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘，以防止杂物引起短路。
18.9.2 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带以防止裸电缆与套管导杆相碰，分流烧坏引线。
18.10 预防变压器分接开关故障
18.10.1 变压器安装完毕准备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和变比，合格后方能投入运行。
18.10.2 对有载调压开关应按出厂说明书规定在安装时及运行中定期对操作机构、切换开关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。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，操作机构指示位置的正确性。
18.11 防止变压器油劣化
18.11.1 加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持变压器油质良好。
18.11.2 装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进行，防止进入空气和出现假油位。并结合大修对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
18.11.3 对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应通知制造厂更换处理。要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。
18.12 防止变压器火灾
18.12.1 加强变压器的防火工作，运行中应有事故预想。变压器周围应有可靠的消防设施。
18.12.2 进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系统故障引起线圈过热烧损。
18.12.3 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做好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。
18.12.4 事故储油坑应保持在良好状态，卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通，事故时应能迅速将油排出。防止油排入电缆沟内。室内变压器也应有储油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。
18.12.5 对变压器油箱渗漏点进行补焊时,必须保证油位高于补焊点, 严防因电焊而引燃油箱内聚集的可燃气体。
18.13 电流互感器的一次端子接头部位要有足够的接触面积，其电气联结应接触良好，以防止产生过热性故障。L2端子与膨胀器外罩应注意做好等电位联结，防止出现电位悬浮。对二次线引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
18.14 已安装完成的互感器若1年及以上时间未带电运行，在投运前应按照预试规程进行预防性试验和检查。
18.15 互感器的检修与改造
18.15.1 220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。
18.15.2 油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》（DL/T 727—2000），要注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理，注油速度等应按规定进行。应从互感器上部注油(带有专用取注油阀的除外),避免底部注油带入气泡。如要补充油，必须对补充油进行严格检验。
18.15.3 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行，不再进行改造。
18.16 互感器运行维护及缺陷处理
18.16.1 定期检查互感器外绝缘表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。
18.16.2 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应依据情况限期处理，必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。
18.16.3 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。
18.16.4 如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。
18.16.5 为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围，应注意一次端子L1与L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确，以确保母差保护的正常投入运行。
18.16.6 依据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电所短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值，应及时安排更换。
18.16.7 每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。
18.16.8 防止电容式电压互感器故障，对电磁单元部分进行认真检查，阻尼器未接入时不得投入运行。当发现有异常音响时，互感器应退出运行，进行详细试验、检查，并立即予以处理；当测试电磁单元对地绝缘电阻时，应注意内接避雷器绝缘电阻的影响；当采用电磁单元作电源测量电容分压气C1和C2的电容量和tgδ时，应注意控制电磁单元一次侧电压不超过2.5kV或二次辅助绕组的供电电流不超过10A，以防过载。
18.17 SF6电流互感器
18.17.1 进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。
18.17. 2 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的90％。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。
18.17.3 按制造厂规定对压力表和气体密度继电器进行校验。
18.17.4 运行中应巡视检查气体密度表，年漏气率应小于1%。
18.17.5 若压力表偏出绿色正常压力区，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。
18.17.6 补气较多时（表压小于0.2MPa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80%～90%）。
18.17.7 运行中SF6气体含水量不应超过300mg/L，若超标，应尽快退出运行。
18.17.8 设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电，避免带故障强送引发再次放电。
通信设施安全技术
车间安全生产注意事项
