检测，防止不接地或虚假接地运行。
24.新安装或大修后的变压器，在投入运行前应注意以下几方面： 24.1变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、
冷却器顶部等处的残存气体；强油循环变压器在投运前，要启动全部冷却设备使油循环，停泵排除残留气体后方可带电运行；更换或检修各类冷却器后，不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却器直接投入，防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。
24.2 套管安装（或更换）就位后，带电前必须和变压器本体共同静
放一定时间（500KV变压器静放72小时，220KV变压器静放48小时，110KV变压器静放24小时），以利于内部气体充分逸出，防止套管内部残存气体发生放电。
24.3 变压器安装完毕准备投入运行前及无励磁分接开关改变分接位
臵后，必须测量所使用分接头回路的直流电阻，合格后方能投入运行。
25. 变压器投入或 停止运行，在操作中应注意以下几方面： 25.1中性点有效接地系统中，中性点不接地系统的变压器，其中性
点亦应安装接地隔离开关，正常运行时断开，在进行投入或退出运行的空载变压器操作时，务必将该变压器的中性点临时可靠地接地。
25.2 过长电缆（或气体绝缘电缆）与GIS相连的变压器，为避免因
特高频操作过电压（VFTO）造成高压绕组首端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外（如加大变压器入口等值电容等），运行中应采取“带电备用”的运行方式（即断路器分闸后，其母线侧隔离开关保持合闸状态运行），以减少投切空载母线产生VFTO的概率。
25.3 强迫油循环冷却变压器，在投入或停止运行的操作中，其冷却
器的启、停及运行中开启台数按制造厂安装使用说明书的规定进行，以免油流速度过高，产生油流静电不利影响；对于水冷却器投入运行的操作，一般先启动循环油泵、后打开给水阀相继启动水泵，停止水冷却器运行的操作顺序相反；在进行水冷却器投入或停止运行的操作前，应检查差压继电器、油泵、水泵及给水阀等操制回路所装设的防止误操作闭锁措施应在完好状态，并投入了使用后再执行操作。
26. 500KV变压器油中出现乙炔气体，当乙炔含量超过1ppm时，应
加强监测。若产生乙炔的上升速度超过0.3ppm/星期，每星期进行一次油色谱分析并及时分析乙炔产生和变化原因，迅速汇报上级主管部门，联系有关制造厂共同分析研究处理对策。怀疑设备存在放电性故障时，可进行局部放电试验，但加压要慎重，以局部放电量的限制水平作为另一项控制指标，避免因施加电压过高而造成变压器的绝缘缺陷范围扩大。
27. 对于运行中的壳式变压器，应加强绝缘油品质管理，定期监测绝
缘油的体积电阻率、带电度和变压器泄漏电流，以防止绝缘油老化（或油流带电）危害变压器绝缘。
28. 变压器在运行中出现绝缘油介损值超过《电力设备预防性试验规
程》（DL/T596-1996）的规定，且影响其本体绝缘性能时，应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。
29. 芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，如运行中环流超过300mA,
暂时不能消除时，应在接地回路中串入限流电阻作为临时措施。 30. 停运时间超过6个月的变压器，在重新投入运行前，应按《电力
设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）进行有关试验。在寒冬季节停运一段时间的，在投运前宜用真空加热滤油机进行热油循环，按规程试验合格再带电运行。
31. 运行15年以上的变压器，应进行一次比较全面的状态评估，包
括绝缘油的性能变化（如理化、介电和带电度等）。
32. 加强变压器的防火工作，重点是防止变压器着火后的事故扩大。
按《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-1996）和《电力设备典型消防规程》（DL5027-1993）规定完善消防设施，并加强管理。运行中应有火灾事故预想。当变压器发生火灾，向消防机构报警，要说明是变压器油着火，宜派干粉或泡沫式灭火车队，尽可能在火焰初起时予以扑灭。装于地下洞室、城市人口密集区域等特殊场所的油浸变压器，应安装自动遥控水喷雾或其它灭火装臵。对水喷雾装臵应定期（至少每年一次）进行喷淋试验，保证消防装臵经常处在完好的状态下备用，以便在使用时能发挥作用，不误动、不拒动。
33. 变压器的事故储油坑的卵石厚度应符合要求，要保持储油坑的排
油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油到事故总积油池。事故总积油池应防止积水，注意经常排水。应防止绝缘 油进入电缆沟内，室内变压器应有挡油矮墙，以防止火灾蔓延。
34. 对于同类型变压器已发生过多次相似原因的故障，或运行时间超
过15年的变压器，已有绝缘劣化迹象的，宜考虑设臵备用变压器，以加快变压器故障和缺陷的处理速度，缩短停电时间减少电网损失。备用变压器在订购前应落实存放场地，在保管期间也应视为运行设备，注意巡视检查，并定期进行常规维护及试验。 35. 运行中的互感器，应定期按当年电网最大运行方式的互感器安装
地点可能出现的最大短路电流来复核其动、热稳定，如发现互感器铭牌参数不能满足要求时，应向主管部门或相关调度提出，在运行中采取相关措施，并及时列入更改计划解决。
36. 运行中的互感器要加强对其承担的负荷（含电流互感器的一二次
负荷）、运行工况、周边环境进行监视，如发现有不符合互感器使用技术条件的情况，应及时向有关部门汇报，并及时采取措施，
以防止发生异常，甚至扩大成事故。
37. 按照现场运行过程或本单位颁发的运行制度，对正常运行中的互
感器定期、按规定的内容进行巡视，以下情况要加强做好巡视： 37.1 安装或大修后投入的设备；
37.2 特殊的运行情况下（如过负荷、带故障运行等）； 37.3 恶劣气候或环境下要加强巡视。
38. 硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的互感器瓷套，要经常检查硅橡胶
表面有无放电现象，并及时处理。
39. 中性点有效接地系统中，为防止电磁式电压互感器发生铁磁谐振
过电压而烧毁，在系统运行方式和倒闸操作中，应避免用带断口电容的断路器投切带有电磁电压互感器的空母线。投入时，即先投入电源侧断路器，后投入电磁或电压互感器；退出运行时，应先断开电磁或电压互感器，然后断开电源侧断路器。当电网运行方式不能满足要求时，应采取其它措施，如更换为电容式电压互感器等。
40. 运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理。油浸式互感器严
重漏油或电容式电压互感器电容单元渗漏油，应立即停止运行。根据互感器具体结构，定期进行绝缘油采样分析，油中含水量应在运行温度下取样测量，对于含水量大于标准规定的互感器要加强监视或进行处理。
41. 油浸纸绝缘互感器介损值上升或怀疑存在缺陷的，应缩短试验周
期，进行跟踪检查和分析，绝缘油色谱分析中某气体组分超过注意值时要做具体分析，对乙炔要严格要求，因为它是反映故障的主要指标。当互感器发现绝缘油中产生的乙炔在增长时，应立即停止运行，进行全面的电气绝缘性能试验和局部放电测量。对氢气含量则要做具体分析，全密封型互感器，当油中气体色谱分析仅氢单项超过注意值时，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，属非故障性氢超标，可安排脱气处理。
42. 油浸绝缘互感器运行中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。
43. 防止电容式电压互感器发生故障，应注意对电磁单元进行认真检
查，如发现阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。当电容单元介损值超标（如膜纸复合绝缘大于0.2%），可在额定电压下复测，复测值如符合10KV下的要求，可继续投入运行；否则应退出运行。当互感器出现异常响声时应立即退出运行。
44 .电压互感器二次电压有异常变化时，应迅速查明原因。如确认为
一次设备故障，对于电容式电压互感器可能发生了自身铁磁谐振，对电磁式电压互感器有可能发生内部绝缘故障等，应迅速退出运行。
45. SF6互感器若压力表偏出绿色正常压力区（表压小于0.35MPa）时，
应引起注意，并及时按制造厂要求停止运行，着重检查防爆片有无微裂泄漏；补SF6气体时，应注意控制补气速度约为0.1MPa/h。SF6互感器一般应停电补气，只有个别特殊情况需带电补气时，应在制造厂家指导下进行。
46. SF6互感器运行中应监测SF6气体含水量不超过300μl/l(v/v),
若超标时应尽快退出，通知厂家协助处理。
47. 运行中SF6互感器故障引起该回路的断路器跳闸后，可先使用SF6
分解气体快速测试装臵，对互感器内SF6气体进行检测，以确定内部有无放电故障。避免带故障强送再次放电，扩大产品损坏程度。
48. SF6互感器故障解体检查前，应先将其内SF6进行检测分析，从而来确认内部有无放电。对初步判定没有内部放电时，则先进行工频耐压试验或局部放电测量，然后解体；对已查明存在放电的设
备，不必进行耐压试验，则直接解体检查，以免再次放电影响故障真实原因的正确分析。
49. SF6电流互感器应要求用铸铝合金制造电容屏接筒，并固定可靠，避免因为材质偏软导致电容屏接筒移位而发生放电故障。应要求一次导电杆屏蔽筒采用铝合金管制造，并做好等电位连接，防止电位悬浮，造成放电故障。
50 .SF6电流互感器头部二次绕组（铁芯）的固定应牢固可靠，确保运输中和运行中支撑件无松动、断裂。此外，装配时应保证绝缘支撑件的工艺清洁度，确保其沿面的绝缘性能可靠。制造厂要加强对绝缘支撑件的检验，确保支撑件在全电压下20小时无局部放电的要求。