1.2 预防铁芯多点接地及短路故障
        1.2.1在每年预试时，应测试铁芯绝缘，确定铁芯是否有多点接地。如有多点接地，应查清原因，消除后才能投入运行。
        1.2.2穿心螺杆绝缘应良好，应注意检查铁芯穿心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。
        1.2.3线圈压钉螺丝应紧固，防止螺帽和座套松动掉下，造成铁芯短路。
        1.3 预防套管引起的事故
        1.3.1安装套管时要认真检查各部位的密封情况，并检漏，使接线端子帽及注油孔密封良好，严防水分从引线进入变压器内或进入套管内而发生故障。
        1.3.2运行、检修中应注意检查套管引出线端子的发热情况，引出线与铜鼻子的焊接，应使用银焊或磷铜焊接，应无毛刺和尖角，禁止使用锡焊，防止因接触不良引线过热开焊引起套管爆炸。
        1.3.3每年作套管的介损tgδ和电容量的测量，如发现问题，可联系厂家检查处理或更换新套管。
        1.3.4如不同型式、尺寸的套管，更换时应注意套管装入变压器后尾部的绝缘距离。
        1.3.5每年对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。
        1.3.6变压器检修套管安装就位后，带电前必须静放，110kV～220kV套管静放时间不得少于24h。
        1.3.7对保存期超过1年的110kV及以上套管，安装前，应进行局放试验、额定电压下套管的介损试验。
        1.3.8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。
        1.3.9套管渗油时，应及时处理，防止内部受潮。
        1.4 预防引线事故
        1.4.1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，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。发现有损伤的引线绝缘，应立即予以修复。
        1.4.2各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，可以及时发现接头过热故障。对套管及分装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。
        1.5 预防分接开关事故
        1.5.1安装及检修中，应对分接开关进行认真检查。
        1.5.2对无载开关应注意检查弹簧压力、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，对可能产生悬浮电位的拨叉应采取等电位连接措施。每年结合检修或试验，将分接开关触头转动几次，以消除触头接触部分的氧化膜及油污，然后调至所需分接位置，测量直流电阻，合格后方可投入运行。
        1.6 防止变压器油质劣化；
        1.6.1加强油务管理、监督工作，保持变压器油质良好。采取有效措施，减少或隔绝变压器油和空气接触。隔膜袋中空气要经过装有干燥剂的呼吸器。
        1.6.2已装有隔膜袋密封的大容量变压器，应注意隔膜袋口呼吸畅通，注油时应注意防止出现假油位和进入空气，以免运行中温度上升时大量喷油和引起重瓦斯保护动作。
        1.6.3更换潜油泵时，应打开潜油泵出油侧排气塞，慢开启潜油泵进油侧蝶阀，排完气关闭排气塞，将空气排尽。
        1.6.4消除变压器本体的泄漏，防止水分进入变压器内，使油质劣化。
        1.7 防止变压器火灾事故；
        1.7.1加强变压器的防火工作，特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油，引起变压器着火。运行中应有事故预想。变压器周围应有消防设施，一旦发生事故时能尽量缩小事故范围。
        1.7.2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或绕组过热烧损变压器。
        1.7.3变压器放油后（器身暴露在空气中），进行电气试验（如测量直流电阻或通电试验）时，严防因感应高压打火或中断电流时的电弧引燃油纸等绝缘物。
        1.7.4在处理变压器引线焊接头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。
        1.7.5事故贮油坑应保持在良好状态，有足够厚度和符合要求的卵石层。排油管道应畅通，应能迅速将油排出。不得将油排入电缆沟内。室内变压器也应有贮油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。
        1.7.6当变压器起火时，应立即切断变压器各侧电源，向值长和有关领导报告，并迅速组织人员到现场查看和进行扑救。
         1.7.7加强厂用变压器室通风机的运行维护工作，防止变压器室温度过高。
        1.8 预防为主，加强维护管理
        1.8.1认真按部颁规程进行预防性试验，发现异常及时处理。220kV及以上电压等级变压器在吊罩大修后，必须进行现场局部放电试验。
        1.8.2对6kV及以上电压等级变电设备需每年进行至少一次的红外成像测温检查。
        1.8.3对容量在31.5MVA以上变压器进行绕组变形测试。在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器有无故障后，方可投运。
        1.8.4为了更有效地监视变压器主绝缘故障，例如220kV及以上的变压器树枝状放电故障，应加强油的色谱分析工作，提高分析的准确度。进行历年来的数据对比分析，应注意特征气体的相对变化量，如发现异常时，可进行油中微水和杂质含量测定，综合判断，必要时可进行现场局部放电测量。
        1.8.5在有地震预报的地区，对变压器必须采取防震措施，防止移位、倾倒、套管断裂及附件损坏。如取消滚轮和轨道，将变压器平放在基础上，在变压器四角打地锚拉线，对套管拉线要适当放松，加大伸缩接或作软连接。潜油泵与基础面要保持一定距离，散热器之间的连接要加固，防止晃动时损坏。
        2 预防互感器爆炸事故技术措施
        2.1新安装和检修后的互感器，要坚持分别按《电气装置安装工程施工及验收规范第十七篇电气设备交接试验标准篇》和《电气设备预防性试验规程》的规定进行试验。在投运前进行油的色谱分析，并尽可能做局部放电和油的含水量测量，作为设备投运时的起始值，并与出厂试验值相比较，当相差较大时，应注意分析原因，必要时可适当增加试验项目，以查明原因。
        2.2对新安装和检修后重新投入运行的互感器，在投运前，要仔细检查密封情况。严禁有渗、漏现象发生。
        2.3在安装、检修和试验后，应注意检查电压互感器的高压绕组X端和电流互感器的电容未屏，是否已与接地网可靠连接，避免出现悬空或假接地现象。
        2.4对已投入运行的电压、电流互感器，应采取有效的密封防潮措施。
        2.5利用预防性试验及检修停电机会，每年要对互感器进行一次仔细的外观检查，如密封状态是否良好，装有呼吸器的互感器是否正常。
        2.6对经试验确定存在严重缺陷的互感器，应及时予以处理或更换。对怀疑存在缺陷的互感器，应适当缩短试验周期，进行综合分析，查明原因。当发现运行中的互感器冒烟时，应迅速切断有关电源。
        2.7加强互感器的预防性试验，其中介质损耗因素和电容量测量、油的色谱分析、油的含水量测量、局部放电测量以及电容型电流互感器末屏绝缘电阻的测量等，对发现进水受潮和局部缺陷都比较有效。在确定设备能否继续运行时，一定要注意前后试验结果的对比和多项测试结果的综合分析判断。
        2.8 已安装好但长期不带电运行的互感器，在带电前，应进行试验和检查，必要时，可接在空母线上运行一段时间后，再投入运行。
        2.9 在系统运行方式和倒闸操作上，应注意防止铁磁振荡和操作过电压烧坏互感器。
        2.10 对于新投运或A级检修后投入运行的互感器，在充电正常后，应对相合格后，方可正常投入运行。
        2.11 为减少互感器事故时的影响范围，应将母线差动保护投入运行，并要注意二次线圈的连接方式，避免电流互感器的U型电容芯底部出现保护死区的问题。