各电管局，省、自治区、直辖市电力局，南方电联，电科院、武高所：

　　为了加强电力系统变压器类设备的管理，解决好变压器、互感器、电抗器等重要变电设备在选型、安装、运行中的问题，不断提高变电设备的健康水平，保证其安全经济运行，现将经修订的《电力工业部变压器类设备管理规定》、《预防110－500千伏变压器事故措施》、《预防110－500千伏互感器事故措施》印发给你们，请结合具体情况认真贯彻执行。原能源电（1990）1083号文印发的上述《规定》同时废止。各单位在执行过程中，有何意见和建议，请及时告部安生司、国调中心。

　　1996年9月5日

　　附件一：电力工业部变压器类设备管理规定

　　一、总则

　　1.1　变压器类设备（包括电力变压器、电抗器、互感器、消弧线圈及阻波器等）是电力系统中的重要设备。为了切实加强电力系统中的变压器类设备的管理，不断提高设备健康水平，保证设备安全经济运行，特制定本规定。

　　1.2　本规定适用于电力系统内变压器类设备的管理。

　　1.3　各网、省级电网经营公司（简称网公司、省公司，下同）及其电力生产企业（包括国家建设和多渠道集资建设的电厂）、供电企业、电力建设企业以及科研、设计、物资等单位都应遵守本规定。接入电网的地方电力生产企业、自备电厂的变压器类设备的管理也应参照执行。

　　1.4　电力系统各有关部门应密切配合、积极推行变压器类设备的全过程管理，做好招标、选型、监造、安装、运行、管理等主要环节的工作。

　　1.5　各单位在执行本规定时，可结合本地区实际情况，有重点地制定具体实施细则。

　　二、管理职责

　　2.1　各网、省公司应在生产部或生技（供电）处设立变压器类设备专责人，归口管理发、供电的变压器类设备；并在电力试研院（所）设立变压器类专职人员，各供电企业、电力生产企业在生技处（科）设变压器类设备专责人。

　　2.2　各级专责人员应具有一定的专业业务能力和工作经验，并应保持相对稳定。

　　2.3　网、省公司专责人职责

　　2.3.1　具体负责本电网变压器类设备的管理工作；

　　2.3.2　组织安排变压器类设备的技术改造工作，掌握220KV及以上设备的大修内容及计划；

　　2.3.3　参加110KV及以上大型变压器的事故调查分析，了解和掌握110KV及以上变压器类设备的重大缺陷和处理情况，督促及时消除重大缺陷，防止频发事故的发生；

　　2.3.4　参加220KV及以上变压器类设备的设计审查、设备选型和安装验收等工作。

　　2.4　网、省公司电力试验研究院（所）（简称电研院，下同）变压器类设备专职人员的职责

　　2.4.1　协助网、省公司专责人做好变压器类设备专业技术工作；

　　2.4.2　进行变压器类设备的技术监督，参加设备重大事故和缺陷分析，提出年度和专题技术分析报告；

　　2.4.3　负责安排变压器类设备的重大特殊试验和解决技术关键问题；

　　2.4.4　负责网、省公司变压器类设备技术情报的收集、交流及专业技术培训工作；

　　2.4.5　建立220KV及以上设备的运行及事故（含故障）统计分析用的微机管理数据库。建立必要的台帐、图表、资料。

　　2.5　供电企业、电力生产企业变压器类设备专责人的职责

　　2.5.1　负责本单位的变压器类设备的运行检修管理和技术管理工作，组织贯彻有关规程、规定及反事故技术措施等要求；

　　2.5.2　参与变压器类设备选型、监造、验收等工作。负责所属变压器类设备的大修、技术改进计划的编制和实施以及重大缺陷的消除；

　　2.5.3　负责变压器类设备的运行分析、重大缺陷处理、事故、异常统计分析和年度技术总结；

　　2.5.4　协调和绝缘监督、油务监督等有关专业之间的关系，以加强对变压器类设备的运行管理和全过程管理。

　　三、前期管理

　　3.1　设备选用及监造

　　3.1.1　专责人应参与新建、扩建及技改工程中变压器类设备的选型及招标审查工作。变压器类设备（包括重要的附件）按规定鉴定合格并取得运行经验方能正式选用，110KV及以上变压器类设备（含大机组配用的高厂变及启动变）应通过电力部、机械部两部组织鉴定才能选用；

　　3.1.2　对500KV（330KV）变压器及首次采用的新形式的高压大型变压器类设备，设备专责人应参与有关制造、试验等关键工序中问题的研究。重大设备应根据合同和监造大纲派员进厂监制。

　　3.2　竣工投产的交接验收

　　3.2.1　基建或技改工程安装的变压器类设备，在竣工投产前供电企业，电力生产企业的变压器类专责人应参加验收；

　　3.2.2　网、省公司变压器类设备专责人和电力研究院（所）的专职人员，应参加220KV及以上变压器类设备的验收工作；

　　3.2.3　电力建设企业应按有关的《施工及验收规范》的规定向电力生产经营企业移交有关技术资料、专用工具、备品备件；电力生产、经营企业应将出厂及安装资料及时归档。

　　四、运行管理

　　4.1　认真贯彻执行变压器类各种设备的运行规程及有关规程、反事故措施，做好设备缺陷记录，重要问题及时逐级汇报。

　　4.2　结合季节性检修及设备的大、小修认真安排清扫及绝缘预防性试验（有条件者，可结合在线监测或带电试验进行）对设备运行工况、存在问题能做到有数据、有分析。

　　4.3　对引进设备要按厂家使用要求或技术合同进行运行、维护、试验等。

　　4.4　专业检查

　　4.4.1　各网、省公司、试研院（所）的专责（职）人员可对所管辖范围内变压器类设备的专业管理、设备状况等进行检查；

　　4.4.2　通过检查，总结推广好的经验和作法，对发现的问题应提出指导性意见，由有关单位拟定整改计划；对普遍存在或突出的问题可及时通报。重大问题应向上级主管部门汇报。

　　4.5　设备评级和缺陷管理

　　4.5.1　各网、省公司应根据本地区设备特点，制定评级标准和定级的具体办法。并通过互查、竞赛、评比、奖优罚劣等办法，促进评级工作的开展；

　　4.5.2　供电企业、电力生产企业的变压器类设备评级工作应根据评级标准进行，每年不少于一次。评级结果，随年度总结报主管公司；

　　4.5.3　对于变压器类设备中存在的一般缺陷，各供电企业、电力生产企业要纳入检修计划，通过检修予以消除。对带病运行的设备要列入重点监视对象，制定监视措施，加强监视；

　　4.5.4　严重威胁安全运行的设备缺陷，应及时采取措施予以处理，并将异常情况及处理方案报主管公司并通报试研院（所），500KV（330KV）设备如有重大异常情况，要及时向上级主管部门汇报。

　　五、检修管理

　　5.1　认真执行检修导则、规程，网、省公司要结合本地情况组织编制包括有检修项目、检修工期、工时和材料消耗等内容的变压器类设备的检修定额，并认真实施、考核。

　　5.2　变压器类设备需贯彻以预防为主、计划检修和状态检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好，讲究经济效益。

　　5.2.1　抓好计划、准备、现场施工、交接验收、总结评价五个环节；

　　5.2.2　大力推广经有关部门鉴定认可的新技术、新工艺、新材料；

　　5.2.3　合理组织检修力量、提高检修效率，在确保检修质量的前提下，缩短检修工期；

　　5.2.4　应做到经大修设备一次投运成功，达到一类设备标准，在检修周期内不发生因检修质量不良而引起的临时性检修，提高变压器类设备的可靠性。

　　5.3　引进设备的检修按厂家要求或技术合同进行。

　　六、运行及事故统计分析

　　6.1　变压器类设备在安装、运行或检修中发生事故或一类障碍后，供电企业、电力生产企业变压器类设备专责人要及时了解和记录，并向网、省公司专责人汇报。同时通知电研院（所）。对重大事故网、省公司应及时向上级主管部门报告，并按《电业生产事故调查规程》有关规定处理。

　　6.2　供电企业、电力生产企业每年应对本单位变压器类设备运行及检修情况、事故率、设备完好率及可靠性指标等情况进行一次全面分析总结，于次年一月十五日报主管公司并抄送电研院（所）。网、省公司于三月底写出汇总报告报上级主管部门，抄送部电科院（省公司抄送网公司）。电科院汇总全国情况，提出年度变压器类设备运行和事故统计技术分析报告，于五月底上报并转发网、省公司（总结的主要内容和报表格式见附件）。

　　七、技术档案管理

　　7.1　网、省公司和电研院（所）应建立以下资料：

　　7.1.1.1　10KV及以上变压器类设备及100MW及以上火电机组配用的高压厂变和启动变的种类、型号、台数的汇总表和明细表；

　　7.1.2　220KV及以上设备评级情况和重大事故及严重缺陷、异常情况记录、缺陷设备的油色谱记录。

　　7.2　供电企业、电力生产企业应建立以下资料；

　　7.2.1　本单位变压器类设备的种类、型号、制造厂、制造日期、投运日期、台数的汇总表和明细表；

　　7.2.2　每台变压器类设备的安装地点、评级情况及重大设备缺陷记录和异常情况记录，如：变压器受短路冲击时间及倍数、变压器过负荷情况等；

　　7.2.3　事故、障碍及处理情况记录；

　　7.2.4　历年大修简要总结；

　　7.2.5　变压器类设备原始技术资料及产品使用说明书。

　　7.3　设备调用或移装时技术档案应随之移交。

　　八、备品备件管理

　　8.1　变压器类设备备品备件管理参照《电力工业生产设备事故备品管理办法》执行。

　　8.2　变压器类专责人协同备品管理人员制定《事故储备定额》，并组织实施。

　　8.3　根据生产需要，在进口变压器类设备的同时，进口必要的备件，并加强备件管理，以备急用。

　　附件：年度变压器类设备专业技术总结的主要内容和报表

　　一、主要工作简况：

　　一年来检修、技术改造、反事故措施完成情况；技术管理工作简况、设备增装、变化情况；主要经验和存在问题。

　　二、运行情况分析：

　　一年来发生的变压器类事故，一类障碍和运行、检修中的重大异常现象的主要原因和责任分析；考核事故率、可靠性指标等。

　　三、220KV及以上设备大修及小修计划完成情况；大小修中处理的重大问题；消除的主要缺陷，设备改进情况等。

　　四、下一年度的工作计划；反措、技术改造项目、技术管理安排；220KV及以上变压器类设备大修计划，需上级解决的问题等。

　　五、220KV及以上变压器类设备的评级情况。

　　六、计算方法：

　　1、年事故率＝一年内事故台次／年末设备运行总台数×100％

　　2、年事故容量率＝一年内事故容量／年底运行设备总容量×100％

　　3、完好率＝一、二类设备总台数／年底运行设备总台数×100％

　　4、可用率＝运行小时＋备用小时／8760×100％

　　（注：500KV、220KV分别统计）

　　七、报表

　　附表1：220KV、330KV、500KV变压器及并联电抗器年运行台数统计表。

　　附表2：110KV变压器、220KV、330KV、500KV互感器年运行台数统计表。

　　附表3：110KV－500KV变压器、电抗器（设备）事故情况统计表。

　　附表4：110KV－500KV互感器（设备）事故情况统计表。

　　附表5：110KV－500KV变压器、330KV－500KV电抗器（设备）障碍情况统计表。

　　＊110KV互感器仅上报运行台数。

　　附表一：220KV、330KV、500KV变压器并联电抗器及380KV、500KV互感器年运行台数统计表（略）

　　附件二：　 电力工业部预防110－500千伏变压器事故措施

　　一、预防变压器绝缘击穿事故

　　1.防止水分及空气进入变压器

　　1.1　变压器在运输和存放时必须密封。对于充氨或干燥空气运输的变压器，现场存放期按基建验收规范，在安装前应测定密封气体的压力及露点（压力≥0.1kg，露点一40℃），以判断固体绝缘中的含水情况，当已知受潮时必须进行干燥处理合格后才能投入运行。必须严格防止变压器在安装以及运行中进水，要特别注意高于储油柜油面的部件，如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密封，对这些部位应进行检漏试验。

　　1.2　变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性，是防止渗油、进潮的关键。这些部位的金属部件尺寸应正确，密封面平整光洁，密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料，要特别注意潜油泵、油阀门等部件。禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。

　　1.3　水冷却器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书逐台进行检漏试验，必要时解体检查。并到运行的冷却器，应在每台潜油泵出口加装逆止阀。运行中的冷却器必须保证油压大于水压。潜油泵进油阀应全部打开，用出油阀调节油的流量避免形成负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花（每台冷却器应装有监测水中有无油花的放水阀门）。在冬季应防止停用及备用冷却器铜管冻裂。对冷却器的油管结合大、小修应进行检漏。

　　1.4　安全气道应于储油柜连通或经呼吸器与大气连通，定期排放储油柜内部积水。用压力释放阀取代安全气道有利于提高变压器的密封性能，应逐步更换。

　　1.5　呼吸器的油封应注意加油和维修，切实保证畅通，干燥剂应保持干燥。

　　1.6　对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油。真空度、抽空时间、注油速度、真空范围均应达到要求。对装有有载调压开关的油箱要同时抽真空，避免造成开关油箱渗油。

　　1.7　变压器投入运行前要特别注意排除内部空气，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。强油循环变压器在安装（或检修）完毕投运前，应启动全部冷却设备将油循环，使残留气体逸出。

　　1.8　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。

　　1.9　当轻瓦斯保护发出讯号时，要及时取气进行检验以判明成份，并取油样作色普分析，查明原因及时排除。

　　1.10　对套管将军帽无论是新结构或改造后的应定期检查其密封性，以杜绝水分自套管顶部进入器身中。

　　2、防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器

　　2.1　除制造厂有特殊规定外，变压器在安装时应进行吊罩或进入检查，必要时吊芯，彻底清除箱底杂物。

　　2.2　安装前必须将油管道、冷却器和潜油泵的内部除锈清理干净并用合格油冲洗。

　　2.3　净油器应安装正确，防止活性氧化铝或硅胶冲入变压器内。对已发生冲入氧化铝或硅胶的变压器，应尽早检修。

　　2.4　潜油泵的轴承，应采用E级或D级。有条件时，上轴承应改用向心推力球轴承，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗、漏油等异常时，应立即停运并及时检修。大修后的潜油泵应使用千分表检查叶轮上端密封外圆的径向跳动公差，不得超过0.07mm.

　　2.5　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。

　　2.6　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。

　　2.7　对质量有怀疑的潜油泵、净油器在安装及大修时应解体检查。大修时应逐步将高速油泵改为低速（不大于1000转／分）油泵，并注意改装前后的冷却效率是否一致。

　　3、防止绝缘受伤

　　3.1　变压器在吊检时应防止绝缘受伤，在安装变压器套管时应注意勿使引线扭结，勿过分用力吊拉引线而使引线根部和线圈绝缘损伤。如引线过长或过短应予处理。套管下部的绝缘筒、500Kv引线结构，应按厂家图纸说明安装，检查并校核绝缘距离。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。严禁用力拉扯引线。

　　3.2　进行变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。

　　3.3　安装或检修中需更换绝缘部件时，必须采用试验合格的材料和部件，并经干燥处理。

　　4、防止线圈温度过高，绝缘劣化或烧坏

　　4.1　对负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定负荷能力。对早期生产的换位导线统包绝缘的线圈，怀疑有局部过热时，可酌情降低出力。

　　4.2　强油循环的变压器当冷却系统故障时，容许的负荷和时间按厂家的规定。

　　4.3　强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源，应装有自动的切换装置，并定期进行切换试验。信号装置齐全、可靠。

　　4.4　为防止风冷器的风扇电动机大量损坏，风扇叶牌应校平衡并调整角度，电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖，应作好维护保证正常运行。

　　4.5　对强油循环的风冷却器散热面每1～3年用压缩空气或水进行一次清洗，保证冷却效果。

　　4.6　对运行年久（15年及以上）的变压器应进行油中糠醛含量测定，来确定绝缘老化程度，必要时可取纸样作聚合度测定。

　　5、防止过电压击穿事故

　　5.1　中性点有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运和停运以及事故跳闸过程中应限制出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。当单独对变压器充电时，其中性点必须接地。

　　5.2　薄绝缘变压器宜逐步改造，对于主变压器应用氧化锌避雷器保护。

　　5.3　变压器中性点接地刀闸应定期检查，校核铜辫连接的截面是否符合要求，以免烧断引起中性点悬浮。

　　6、防止工作电压下的击穿事故

　　6.1　对新装和大修后（220Kv更换线圈，500Kv必要时）的变压器，应进行局部放电试验，并要求感应试验电压达到1.3或1.5倍最大工作相电压。

　　6.2　对110Kv及以上变压器油中一旦出现乙炔，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势。

　　6.3　运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，应进行局部放电试验进一步判断。

　　6.4　对220千伏及以上的三相变压器，根据运行经验和检测结果怀疑存在围屏树枝状放电故障时，应解开围屏进行直观检查。

　　6.5　220千伏及以上变压器投运时，不宜启动多台冷却器，而应逐台起动，以免发生油流带电。

　　7、防止保护装置误动、拒动

　　7.1　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。如因工作需要将保护短时停用时，应有相应的措施，事后应立即恢复。

　　7.2　瓦斯保护应安装调整正确，定期检验，消除各种误动因素。

　　7.3　跳闸电源必须可靠。当变压器发生出口或近区短路时，应克保开关正确跳闸，以防短路时间过长损坏变压器。

　　7.4　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，应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查，有条件时可进行绕组变形测量，以判明变压器中各部件有无变形和损坏。

　　二、预防铁芯多点接地和短路故障

　　1、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。

　　2、安装时注意检查钟罩顶部与铁芯上夹件的间隙。如有碰触，应及时消除。

　　3、供运输时固定变压器铁芯的连接件，应在安装时将其脱开

　　4、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。

　　5、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。铁芯及铁轭静电屏引张应紧固完好，防止出现悬浮放电。

　　6、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。

　　三、预防套管闪络及爆炸事故

　　1、定期对套管进行清扫，保持清洁，防止污闪和大雨时的闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑采用加强防污型套管或涂防污涂料。

　　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。

　　3、对110千伏及以上的套管，如发现缺陷较大需进行解体检修时，组装后应该真空注油，真空度及抽空时间应符合制造厂要求，检修后应进行高电压下的介损和局部放电试验。

　　4、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。

　　5、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。

　　6、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，防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。引线铜头是锡焊的应改为铜焊。

　　7、110千伏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。

　　8、变压器出厂试验时，所用的套管应和供货套管相同，防止未经试验的套管装于产品上。

　　四、预防引线事故

　　1、在安装或大修时，应注意检查引线、均压环（球）、木支架、胶木螺钉等部件是不吸变形、操作、松脱。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。发现引线绝缘有损伤的应予修复。对500Kv变压器，要注意检查分接引线绝缘状况，对高压出线要检查各绝缘结构件的位置及其电位连接引线的正确连接。

　　2、各引线头应焊接良好，对套管及分接开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。

　　3、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。

　　4、35千伏及以下的套管导杆上引线两侧的螺母都应有锁母和碟形弹簧垫，以防止松动。

　　5、对35千伏及以上的穿缆引线应包扎半迭绕白布带一层以防止裸电缆与套管导杆相碰分流烧坏引线。

　　五、预防分接开关事故

　　1、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。

　　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。为防止开关箱内油渗入变压器本体影响色谱分析的故障判断，应保持密封良好。对220－500Kv变压器必要时应进行切换开关电木筒的密封试验。

　　3、无载调压开关应注意检查弹簧状况，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。为防止拨叉产生悬浮电位放电，应注意作等电位连接。

　　六、防止变压器油劣化

　　1、加强油务管理监督工作，定期进行绝缘油的色谱分析和化学监督，保持变压器油质良好。220－500Kv变压器的变压器油应严格控制含水量、含气量、油耐压强度和tgδ四大指标。

　　2、运行中发现变压器油tgδ等指标增大并影响变压器整体绝缘水平下降时应及时查明原因和进行油处理。

　　3、装有隔膜密封的大容量变压器，注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进行，防止出现假油位和进入空气。

　　4、开启式运行的变压器有条件时可改为隔膜密封，也可采用半导体致冷干燥器驱潮。

　　5、新投变压器的油中溶解气体色谱试验取样周期应按部颁规程执行，应从实际带电起就纳入色谱监视范围，按实际情况确定取样监测时间间隔，油样应及时进行分析。

　　七、防止变压器火灾事故

　　1、加强变压器的防火工作，应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。变压器周围应有可靠的消防设施，一旦发生事故时能尽量缩小事故范围。

　　2、进行变压器干燥时，应事先作好防火等安全措施并防止加热系统故障或线圈过热烧毁变压器。

　　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通电时发热，引燃油纸等绝缘物。

　　4、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。

　　5、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（例如排入事故总储油池）。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。

　　6、变压器应设法安装自动的遥控的水喷雾或其他来火装置。

　　（注：充油电抗器可参照该措施有关的条款执行）