变压器、互感器反事故措施安全措施
防止变压器损坏和互感器爆炸事故反事故措施
防止变压器损坏和互感器爆炸事故反事故措施为了防止高压开关的损坏事故发生，应严格执行《电力变压器运行规程》(DL/T572-1995)、《电力变压器检修导则》(DL/T573-1995)、《有载分接开关运行维修导则》(DL/T574-19951《互感器运行检修导则》(DL/T727-2000\《运行中变压器油维护管理导则》(GB/T14542-19931《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国家电力公司国电发[2000]589号)等各项规定，并重点要求如下：1.加强对变压器类设备(变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、耦合电容器等)从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、试验、验收、运输、安装、投运的全过程管理。
各单位变压器专责人员必须参与设备技术条件审查、选型、选厂及招标、监造验收工作，对变压器类设备技术及管理全面负责。
2.对新购110kv及以上变压器类设备进行监造验收，并出具监造验收报告。
确保招标技术条件中的改进措施，落实在设备设计、制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
2.1订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
2.2220kv及以上变压器应赴厂监造和验收。
按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
2.3要有出厂局放试验的合格标准。
2.3.1220kv及以上变压器，测量电压为1.5Um/V3时，自耦变压器中压端不大于200pc,其它端不大于100pC。
2.3.2110kV变电器，测量电压为1.5Um/V3时，不大于300pC。
2.3.3互感器设备的视在放电量测量电压为1.2Um/V3及1.0Um/V3时，液体浸渍型式不大于10pc,固体型式不大于50pc。
变电站反事故措施和强制性条文
六 防止继电保护事故
• 基建调试、验收 • 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理确定新
建、扩建、技改工程工期。基建调试应严格按照规程规定 执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。
• 基建单位应至少提供以下资料：一次设备实测参数；通道
设备的参数和试验数据、通道时延等（包括接口设备、高 频电缆、阻波器、结合滤波器、耦合电容器等）；电流互 感器的试验数据（如变比、伏安特性及10％误差计算等）； 瓦斯继电器试验报告；全部保护竣工图纸（含设计变更）。
装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精 度优于1%、输出电压纹波系数不大于1% 的技术要求。
• 各级熔断器的定值整定，应保证级差的合
理配合。上、下级熔体之间（同一系列产 品）额定电流值，应保证2—4级级差，电 源端选上限，网络末端选下限。
• 新、扩建或改造的变电所直流系统用断路
器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器， 不应用普通交流断路器替代。
并符合有关技术要求。
• 断路器在投运前、检修后及运行中，应定期检查
操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止 低电压动作特性不合格造成拒动或误动。
• 加强操动机构的维护检查，保证机构箱密封良好，
防雨、防尘、通风、防潮及防小动物进入等性能 良好，并保持内部干燥清洁。
• 加强辅助开关的检查维护，防止由于松动变位、
三 防止开关设备事故
• 设备的交接验收必须严格执行国家和电力行业有
关标准，不符合交接验收标准的设备不得投运。
• 新装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装
置安装工程电气设备交接试验标准》、《电力设 备预防性试验规程》、产品技术条件及有关检修 工艺的要求进行试验与检查，不合格者不得投运。
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施1.为了防止大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，依据《关于“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589）、及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589）的有关规定，特制定本措施。
1.1防止大型变压器损坏事故1.1.1 加强变压器投入运行前的外部检查。
检查一次回路中的全部短路接地线、短路线均应拆除，断开接地刀闸；常设遮栏和标示牌应按规定设置妥当；储油柜和充油套管的油位、油色应正常，无渗、漏油现象；油箱本体、油枕、瓦斯继电器及接缝处应不渗油；核对分接开关就地与集控位置指示全都；冷却装置运转正常，冷却器掌握箱内及集控室无特别信号。
1.1.2 变压器投入运行前均应测其绝缘电阻值，高压侧电压在6KV及以上者应用2500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于300兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
高压侧电压在0.4KV及以下者应用500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于0.5兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
绝缘电阻值不合格的变压器严禁投入运行。
1.1.3加强运行中变压器各表计的监视，定期抄录和分析有关数据，变压器的有关表计每小时抄录一次。
1.1.4运行中电压允许变动范围为额定电压的±5%，电压分接头不论在哪个电压档位置，所加电压都不得高于该档电压的105%。
1.1.5主变、启备变的上层油温不得超过75℃，最高不得超过85℃；启备变、厂高变的上层油温不得超过85℃，最高不得超过95℃。
1.1.6#3、#4主变冷却器在正常运行状况下不得少于3组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动两组帮助风扇。
#1、#2主变冷却器在正常运行状况下不得少于2组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动一组帮助风扇。
在环境温度高的状况下或满负荷运行下，可全部投入冷却器运行。
厂高变冷却风扇正常处于备用状态。
1.1.7主变、启备变正常过负荷以额定负荷的15%为限，厂高变正常过负荷以额定负荷的25%为限，严格监视上层油温不得超过以上规定值。
电力局反事故技术措施工作计划（五篇）
电力局反事故技术措施工作计划（五篇）第一篇：电力局反事故技术措施工作计划一、变压器类设备1、切实执行国电公司《防止电力生产重大事故的十八项重点要求》中对变压器类设备的规定；2、为有效防止变压器出口短路，逐步安排变压器低压侧硬母排绝缘热缩套的加装工作；3、做好主变压器保护装置的定值整定和维护校验工作；4、重视变压器附件的选用和更换工作，切实减少因附件质量问题引起的各种变压器缺陷；5、继续加强对变压器油色谱跟踪工作，争取开展变压器类设备的红外线测温工作；6、更换因短路容量增大而动、热稳定不合格的电流互感器。
7、部分10kV线路配变接地环安装。
二、开关类设备1、认真执行国电公司《防止电力生产重大事故的十八项重点要求》中防止开关设备事故的有关规定；2、根据系统可能出现的最大运行方式，定期核算开关设备安装地点的'短路开断容量；3、运行人员要准确记录断路器的故障跳闸次数，达到允许跳闸次数的断路器要及时进行大修；4、新渥变、岭口变部分10kV断路器操作机构更换；5、变电所更换4台SF6开关，分别是水川3709、安尚36705、岭尚3706、下岭3702开关；6、开关设备应按规定的检修周期和实际短路开断次数及状态进行检修；7、110kV变电所氧量仪和SF6浓度报警仪配置。
三、线路设备1、加强线路基础资料管理，做到资料及时、完整、准确；2、加强线路的检查巡视，及时发现安全距离不足、线路器材被盗、违反《电力设施保护条例》等问题，并及时发送通知单并组织整改；3、严格按设计进行施工，隐蔽工程要经验收合格后方可掩埋；4、总结防雷工作经验，做好防雷设施的管理工作，努力降低雷击跳闸率；5、必要时对接地引下线的导通进行检测，根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理；6、35kV线路年检时定文章版权归作者所有!期打开部分线夹检查；7、部分10kV线路避雷器安装。
四、运行、检修管理1、运行人员要严格执行电网运行的有关规程、规定。
高压电气设备反事故措施
清溪电站高压电气设备反事故措施一、防电气误操作事故1、加强对电气工作人员的安全思想教育，严格贯彻执行《电业安全工作规程》和两票三制（工作票、操作票，交接班制度、巡回检查制度、定期试验和维修制度）的规定。
管理人员经常定期检查两票执行情况，及时统计两票合格率，发现问题及时纠正。
高压值班工作人员必须经考试合格，并持证上岗。
2、电站中央控制室应该配置高压及低压电系模拟图，要求图系正确，命名规范统一，便于核对填写操作票、工作票、模拟操作及反映电气设备运行状况，确保倒闸操作的正确性及检修工作的安全性。
3、各开关柜防误闭锁装置、常设遮拦防误机械锁以及防误标示设施应该定期检查并经检验合格。
4、电站应具备必要的安全用具，如绝缘手套、绝缘鞋、绝缘垫、高低压验电器、接带型接地线（接地线应编号）标示牌，临时遮拦、红白带等，并按周期检查，试验合格。
二、防止高压开关事故1.认真核对高压开关安装点的短路容量，要对不符和短路容量标准的开关，制定计划，限期更换或采取改进措施。
2.要加强对高压开关的定期巡视和检修，明确检查、检修项目和周期，符合各项有关标准后才能投运。
新装开关要严格按照有关标准工艺施工，试验合格后才能送电，不合格的开关不得投运。
3.高压开关柜必须安装“五防”（防止带负荷拉合隔离闸刀、防止误合〈分〉断路器、防止带电挂接地线、防止带接地线合闻、防止误入带电间隔）装置，无“五防”装置的开关柜必须立即安装，失灵的“五防”装置要立即修复，严禁擅自拆除“五防”装置强行操作。
4.值班人员、操作人员应熟悉“五防”装置的特点，并正确使用“五防”装置。
已投运的“五防”装置不得轻易解除，对有缺陷的“五防”装置应经电气负责人批准后才可解除，并跟期修复。
5.开关室内应保持干燥清洁，对安全距离较小的手车式开关，要加强防短路工作，在梅雨、雷雨季节或阴雨天气设吸湿器，必要时在柜内装设加热器，加热器要保持完整性，平时应加强检查，确保该装置的正常运行。
互感器反事故措施
互感器反事故措施一、目的：指导加强互感器的日常管理，关注互器温度、声音、油位等物理量的变化，保证发现隐患于萌芽之中，从而保证互感器始终处于可控的健康状况。
二、电压互感器反事故措施1、新安装和大修后电压互感器的投运前，应做好检查和试验，其试验结果应与出厂值或者是上一次试验值基本一致，差别较大时应分析并查明原因。
不合格的电压互感器不得投入运行。
2、油浸式电压互感器不应有渗漏油现象，并调整油面在相应位置，使之在最低环境温度时仍有指示。
电压互感器本体有渗油问题不得投运。
3、电压互感器在投运前应注意检查各部位接地是否牢固可靠，电磁式电压互感器高压绕组的接地端（X或N）接地、电容式电压互感器的电容分压器部分的低压端子（δ或N）的接地及互感器底座的接地等，严防出现内部悬空的假接地现象。
电压互感器安装用构架则应有两处与接地网可靠连接，每年应做一次导通试验。
4、新安装的互感器交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式电压互感器应进行油介质损耗因数测量、油中溶解气体分析和微水含量分析；电磁式电压互感器要分别测量整体和绝缘支架的介质损耗因数。
3.4 对运行中渗漏油的电压互感器，应根据情况限期处理。
油浸式电压互感器严重漏油油样分析。
对油中含水量增大或异常升高的电压互感器要加强监视或进行油处理。
3.5 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的电压互感器；对介质损耗因数上升或怀疑存在缺陷的电压互感器，应缩短试验周期，进行跟踪检查和分析，以查明原因。
全密封型电压互感器，当油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视；如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理。
当发现油中乙炔大于1µL/L时，应引起注意，必要时进行全面的检查和分析。
3.6 运行中电压互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，表明内部故障，应立即退出运行。
当电压互感器二次电压异常变化时，应迅速查明原因（如电容式电压互感器可能发生自身铁磁谐振，电磁式电压互感器可能发生内部绝缘故障等），并及时处理。
变压器、互感器设备反事故技术措施(4)
变压器、互感器设备反事故技术措施（4）预防引线事故
(1) 在进行大修时，应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形，损坏或松脱。
(2) 在线圈下面水平排列的裸露的引线，须加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。
(3) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线。
12.防止分接开关事故
(1) 有载调压开关在运行中，应接出厂说明书进行维护和定期检查
(2) 应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节.
(3) 有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行.
13.预防绝缘油劣化
(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，保持油质良好。
(2) 变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求，且影响本体绝缘性能时应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。
变压器、互感器设备反事故技术措施1
变压器、互感器反事故技术措施（试行）第一章总则第一条变压器、互感器是电力系统的主要设备之一，为准确掌握变压器、互感器设备的运行状况，及时发现设备缺陷，保证变压器、互感器设备安全稳定运行，结合目前运行变压器、互感器设备结构及运行可靠性等实际情况，特制订变压器、互感器设备反事故技术措施。
第二条本措施适用于分公司系统输变电设施。
第三条有关术语的解释:（一）变压器、互感器设备简介1.变压器设备分为两类：油浸式变压器和干式变压器。
2.互感器设备分为两大类：电压互感器和电流互感器。
3.电压互感器按电压变换原理又分为电磁式电压互感器和电容式电压互感器两类，电流互感器按主绝缘介质不同又分为干式电流互感器（35kV母线CT等）、油浸式电流互感器、气体绝缘电流互感器。
第二章反事故技术措施第四条为保证变压器、互感器设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强变压器、互感器设备专业的技术管理工作，应认真贯彻和执行如下标准的各项条款。
DL/T596-2005 电力设备预防性试验规程DL/T573-1995 电力变压器检修导则DL/T572-1995 电力变压器运行规程GB/T17468-2008 电力变压器选用导则GB 1207-1997 电压互感器GB 1208-1997 电流互感器JB/T5356-2002 电流互感器试验导则JB/T5357-2002 电压互感器试验导则GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 50148-2010 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T12022-2006 工业六氟化硫DL506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测试方法DL/T595-1996 六氟化硫电气设备气体监督细则DL/T639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则第五条加强对变压器、互感器设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内变压器、互感器设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
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变压器、互感器反事故技术措施总则为提高电站变压器、互感器设备（以下简称开关设备）的运行可靠性，根据国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款以及事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，电站各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。
公司根据运行具体情况和经验，制订适合本厂变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。
各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
防止水及空气进入变压器(1)变压器在运行中应防止进水受潮，套管顶部将军帽，储油柜顶部，套管升高坐及其连管等处必须良好密封。
必要时应进行检漏实验，如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
(2)对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油，其真空度抽真空时间，进油速度等均应达到要求。
(3)从储油柜补油或带电滤油时，应先将储油柜的积水放尽，不得从变压器下部进油，防止水分。
空气或油箱底部杂质进入变压器器身。
(4)当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。
(5) 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，切实保证畅通。
(6) 变压器停运时间超过6个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。
防止异物进入变压器。
(1)变压器更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道，冷却器，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。
如发现异物较多，应进一步检查处理。
(2)要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。
应定期检查滤网和更换吸附剂。
(3)加强定期检查油流继电器指示是否正常。
检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
防止变压器绝缘损伤(1) 检修需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理。
(2) 变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架(3) 变压器应定期检测其绝缘。
防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损(1) 变压器过负荷运行应按照GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》和DL/T572-95《电力变压器运行规程》执行。
(2) 运行中变压器的热点温度不得超过GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。
(3) 变压器的风冷却器每1～2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。
(4) 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。
(5) 定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。
防止过电压击穿事故(1) 在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地。
(2) 变压器中性点应装设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。
防止工作电压下的击穿事故(1) 大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。
(2) 运行中的变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，进行局部放电试验。
防止保护装置误动/拒动(1) 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/中/低压侧设备无保护投入运行。
(2) 气体继电器应安装调整正确，定期试验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。
(3) 压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。
(4) 变压器应装设故障录波器，变压器各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。
预防铁芯多点接地和短路故障(1) 在检修时应侧试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。
(2) 穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。
(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，铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好，防止出现电位悬浮产生放电。
预防套管事故(1) 定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络。
(2) 定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。
(3) 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。
预防引线事故(1) 在进行大修时，应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形，损坏或松脱。
(2) 在线圈下面水平排列的裸露的引线，须加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。
(3) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线。
防止分接开关事故(1) 有载调压开关在运行中，应接出厂说明书进行维护和定期检查。
(2) 应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节。
(3) 有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行。
预防绝缘油劣化(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，保持油质良好。
(2) 变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求，且影响本体绝缘性能时应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。
预防变压器短路损坏事故(1) 继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。
(2) 采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。
(3) 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。
(4) 提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现保护拒动。
防止变压器火灾事故(1) 加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大，变压器应配备完善消防设施，并加强管理。
(2) 做好变压器火灾事故预想，加强对套管的质量检查和运行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。
(3) 现场进行变压器干燥时，应事先做好放火措施，防止因加热系统故障或线圈过热烧损。
(4) 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施。
防止互感损坏事故(1) 防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV互感器事故措施》（国家电网生【2004】641 号），《110（66）kV～500kV互感器技术监督规定》（国家电网生技【2005】174 号）等有关规定，并提出以下重点要求。
(2) 加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。
(3) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式，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要求，特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能，电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。
(4) 110k V～500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。
对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的铁磁谐振试验（注：Uln指一次相电压下同）。
(5) 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。
电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行 1.5Um/3(中性点有效接地系统)或 1.9Um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。
(6) 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。
(7) 互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
(8) 已安装完成的互感器长期未带电运行（110kv及以下大于半年；35kv及以下一年以上），在投运前应按照规程进行预防性试验。
事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。
(9) 互感器的检修与改造。
油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727—2000)，要注意器身暴露时间不得超过规定，回装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。
(10) 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，对老化胶垫与隔膜应予更换。
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。
(11) 对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套，应经常检查硅胶表面表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。
（12）运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。
对运行中渗油的互感器，应根据情况限期处理。
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。
(13) 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。
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。
(14) 对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断。
如产气速率增长较快，应加强监视；如检测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔大于1x106? L/L 时，应立即停止运行。
(15) 对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。
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，应须速查明原因并及时处理。
(16) 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线；当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
(17) 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。
(18) 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
(19) 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。
(20) 若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。
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。
(21) 加强油质管理。
用户可根据运行经验选用合适的油种。
新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。
对运行中油应严格执行有关标准。
对不同油种的混油应按照GB/T7595—2000的规定执行。