电力变压器运行维修规程培训

电力变压器运行维修规程培训勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01规程概述与适用范围02运行基本要求03运行维护管理04异常运行及处理CONTENTS目录05试验与检测06检修规程07安全操作规程01规程概述与适用范围规程制定目的与意义保障人员生命安全规范操作人员行为，明确操作前的安全防护要求（如穿戴绝缘手套、安全帽等）及操作流程，防止因误操作导致触电、电弧灼伤等人身伤害事故。防止设备损坏通过明确变压器的额定运行参数、允许过负荷条件、维护保养周期等，避免设备因过电压、过负荷、绝缘老化等原因造成绕组烧毁、铁芯损坏等故障，延长设备使用寿命。确保电力系统稳定运行规定变压器异常运行及故障处理措施，如过负荷时的负荷调整、瓦斯保护动作后的处理流程等，能快速有效处置突发情况，减少事故对电网的影响，保障电力供应的连续性和可靠性。提升运维工作效率统一日常巡视、定期维护、试验检测等工作的标准和方法，使运维人员有章可循，便于规范化管理，提高工作效率，及时发现并消除设备隐患。适用设备类型与参数范围油浸式电力变压器适用于额定电压35kV及以上、容量5MVA及以上的油浸式电力变压器，其运行需满足DLT572规程中关于绝缘、温升、冷却系统等技术要求。干式电力变压器适用于额定电压10kV及以上、容量1MVA及以上的干式电力变压器，运行环境温度不宜超过45℃，需符合GB/T17211负载导则规定。关键参数限定电压等级覆盖1kV及以上，容量范围从1MVA至大型主变，短路电压、联结组别等参数需符合GB1094系列标准，确保与电力系统匹配。特殊类型设备参照执行电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照本规程，进口变压器除符合本规程外，还应参考制造厂技术规定。规范性引用文件范围规范性引用文件与术语定义本规程应用必不可少的文件包括GB1094系列（电力变压器总则、温升、绝缘水平等）、GB/T15164（油浸式负载导则）、GB/T17211（干式负载导则）、DL/T596（预防性试验规程）、DL/T722（油中溶解气体分析导则）等。引用文件版本要求注日期的引用文件仅该版本适用；不注日期的引用文件，其最新版本（含所有修改单）适用于本规程。核心术语定义：电力变压器利用电磁感应原理，将一种电压等级的交流电能转换成同频率的另一种电压等级交流电能的静止电气设备。核心术语定义：过负荷与过励磁过负荷指运行时负载电流超过额定电流的状态；过励磁指电压与频率的比值超过额定值的运行状态。核心术语定义：热老化变压器绝缘材料在长期高温作用下，其性能逐渐劣化的现象。02运行基本要求选型核心要素设备选型与安装规范

变压器选型需综合电网规划、负荷性质（如工业负荷、民用负荷）及运行环境（户内/户外、污秽等级等），选用符合GB1094系列标准的产品，确保电压等级、容量与系统需求匹配。安装环境要求

安装地点需具备良好通风、防火、防潮条件，基础牢固且接地可靠。油浸式变压器环境温度不宜超过40℃，干式变压器不宜超过45℃，户外安装需采取防雨雪、防腐蚀措施。安装操作规范

严格按设计图纸及安装说明书施工，检查外壳、套管无破损，密封处无渗漏；器身吊检时避免剧烈振动，铁芯、绕组等部件应清洁无杂物，接线端子紧固且绝缘距离符合要求。安全与防护标准

安装后需确认接地系统可靠（接地电阻≤4Ω），设置安全遮栏及警示标识；冷却系统（风扇、油泵）安装牢固，转向正确，控制回路接线无误，确保与电网保护配置协调。运行环境条件要求环境温度控制油浸式变压器环境温度不宜超过40℃，干式变压器不宜超过45℃。应确保运行环境温度符合产品技术要求，避免高温对设备绝缘和寿命产生不利影响。环境清洁度要求运行环境需保持清洁，无腐蚀性气体、粉尘等有害物质。户外安装的变压器应采取有效防护措施，防止雨水、冰雪侵入，保障设备安全稳定运行。通风与防火条件安装地点应具备良好的通风条件，以利于散热。同时，需满足防火要求，配备必要的消防设施，周边无易燃易爆物品，确保火灾隐患可控。基础与接地要求变压器基础应牢固，能承受设备重量及运行中的振动。接地系统应可靠，接地电阻符合相关标准，防止设备漏电及遭受雷击等电气故障。

额定参数与允许偏差范围额定电压与允许偏差变压器运行电压应在额定电压的±5%范围内。当施加一次电压不超过对应额定值的105%时，二次侧可带额定电流；特殊情况经试验或制造厂认可，允许高至该分接头额定电压的110%，此时电流值需遵守制造厂规定或试验确定。

额定容量与过负荷允许值变压器在规定冷却条件下可按铭牌容量运行。正常过负荷允许值根据负荷曲线、冷却介质温度及过负荷前负荷确定；事故过负荷仅在事故情况下使用，其允许值需遵守制造厂规定，且事故过负荷后应将大小和持续时间记入设备档案。

温度允许范围油浸式变压器上层油温允许值应遵守制造厂规定，但不得超过95℃，为防止油质劣化过速，不宜经常超过85℃，温升不超过55℃；干式变压器环境温度不宜超过45℃，绕组温度应符合产品技术要求。

保护装置配置与协调要求核心保护装置配置变压器应配备完善的保护装置，包括过流保护、过压保护、差动保护、过励磁保护等，以应对不同类型的故障。

保护装置可靠性要求保护装置应定期进行校验和调试，确保其动作准确可靠，避免因保护误动作或拒动作而扩大事故范围。

与电网保护的协调性变压器的保护装置应与电网的保护配置相协调，在故障发生时能够快速、有选择性地切除故障，保障电网整体安全。03运行维护管理

日常巡视检查项目与标准01外观与油位油质检查检查变压器外壳、套管、储油柜等部件有无破损、变形，密封处（如法兰、阀门）是否渗漏油。储油柜油位应在“环境温度-油位”曲线对应刻度内或油位计正常区间；油色应透明、无杂质，无发黑、浑浊或乳化现象。

02温度与冷却系统检查油浸式变压器顶层油温不宜超过85℃（或按厂家规定），绕组温度不宜超过105℃；干式变压器绕组温度不宜超过130℃（F级绝缘）。冷却系统的风扇、油泵应能正常启停，转向正确，风冷装置温控器动作可靠（如油温55℃启动风扇，45℃停止）。

03声音与套管状态检查正常运行时为均匀的“嗡嗡”电磁声，无“噼啪”放电声、“吱吱”摩擦声或“咕噜”气泡声。套管表面应清洁，无破损、裂纹、放电痕迹或严重油污，绝缘子无闪络现象。

04保护装置与接地检查瓦斯继电器内部无气体，油杯油位正常；压力释放阀无异常动作痕迹，密封良好。变压器中性点、外壳的接地引下线应可靠连接，接地电阻≤4Ω（或按设计要求），接地标识清晰。

05呼吸器与附件检查呼吸器内干燥剂未失效（未变色），油封完好，呼吸畅通。检查散热器、冷却器管路无堵塞、变形，连接可靠；各阀门开闭位置正确，无渗漏。

定期维护周期与内容大修周期规定新安装变压器投运后5年内应进行首次大修，之后每间隔10年大修一次。若经色谱分析及综合诊断判定运行良好，可适当延长周期，但需经总工程师批准。

小修周期要求有人值班变电站变压器每月至少检查1次，每周进行1次夜间检查；无人值班变电站变压器每10天（3200kVA及以上）或每月（3200kVA以下）检查1次，投运前及停运后需额外检查。

日常维护核心内容每日检查油位、油温、声音、渗漏油情况，清扫套管表面；每周检查接地装置、冷却系统运行状态，测试风扇/油泵备用电源切换功能；每月记录绝缘油色谱分析数据，确保击穿电压≥40kV。

特殊维护触发条件过负荷运行、系统短路故障后、雷雨/冰雪等恶劣天气后，需立即增加巡视次数，重点监测油温、绕组温度及保护装置动作情况，必要时进行油样紧急化验。

特殊工况下的巡视要求01过负荷运行巡视变压器过负荷运行时，应增加巡视次数，密切监视负荷电流、油温、绕组温度的变化；检查冷却系统是否全部投入，接头有无过热现象，设备有无异音、异味。

02系统短路故障后巡视系统发生短路故障后，需重点检查变压器外观有无变形、渗漏油，套管有无破损、放电痕迹；测量绕组直流电阻和绝缘电阻，检查瓦斯继电器有无气体积聚。

03恶劣天气后巡视大风、暴雨、雷电、冰雪等恶劣天气过后，应检查引线有无摆动、断股，套管表面有无闪络放电痕迹，基础有无下沉、倾斜，接地装置是否完好，积雪覆盖的散热器应及时清除。

04检修试验后投运巡视变压器检修、试验后投入运行初期，应加强巡视，检查声音是否正常，油位、油温变化是否符合规律，保护装置及冷却系统运行是否稳定，各连接部位有无渗漏油。

油质检测与处理规范油质检测项目与周期油浸式变压器需定期检测油质，核心项目包括绝缘电阻、介质损耗因数、含水量、溶解气体分析等。35kV及以上变压器油常规取样试验每年至少2次，110kV及以下每年至少1次；新投运或大修后变压器应进行全项油质分析。

油质合格判定标准绝缘油应透明微带黄色，无浑浊、发黑或乳化现象。击穿电压：35kV及以下变压器油≥35kV，110kV及以上≥40kV；水分含量≤50ppm；酸值≤0.1mgKOH/g；溶解气体分析中总烃含量应符合DL/T722导则规定，无乙炔或氢气异常增长。

油质异常处理措施当油质劣化（如酸值超标、介损增大）时，应采用真空滤油机进行过滤处理，油温控制在50-60℃，循环过滤至指标合格；若油色发黑、出现炭质或溶解气体严重超标，需彻底更换新油并对油箱进行清洗。补油时必须使用同型号、同品牌且经检验合格的绝缘油。

油处理安全操作要求滤油作业前应断开变压器电源，释放静电压；现场严禁明火，配备干粉灭火器；废油需装入专用容器交由有资质单位回收，严禁随意倾倒。处理过程中应监测油位变化，防止抽真空时油位过低导致绝缘暴露。04异常运行及处理

过负荷运行判断与控制措施

过负荷运行的定义与判断标准过负荷是指变压器运行时负载电流超过额定电流的运行状态。判断依据为实际负载电流持续高于变压器铭牌标注的额定电流值。

过负荷运行的危害分析过负荷运行会导致变压器损耗增加、温度升高，加速绝缘材料热老化，严重时可能损坏绕组绝缘，甚至引发短路故障。

过负荷运行的限制条件变压器过负荷运行的时间和倍数应严格按照规程执行，正常过负荷可根据负荷曲线、冷却介质温度等确定允许值；事故过负荷仅在事故情况下使用，需遵守制造厂规定或试验确定的允许值，如许可过负荷30%运行两小时，但上层油温不得超过85℃。

过负荷运行的控制与处理措施发现过负荷应立即查明原因，采取调整负荷分配、投入备用变压器等措施；加强对油温、绕组温度的监视，当温度超过规定值时，应立即降低负荷或停止运行。

过励磁运行危害与处理流程过励磁运行的定义变压器运行时，其电压与频率的比值超过额定值的运行状态。

过励磁运行的主要危害过励磁运行会导致变压器的铁芯饱和，使变压器的损耗增加、温度升高，严重时会损坏变压器的绝缘。

过励磁运行的处理流程当变压器过励磁运行时，应立即查明过励磁的原因，并采取相应的措施，如调整电压、降低负荷等。密切关注变压器的运行参数和声音变化情况，当发现异常时，应立即停止变压器运行。01油温异常升高的原因分析冷却系统故障冷却系统故障是导致油温异常升高的常见原因，包括散热器堵塞、风扇或油泵停运、冷却管路泄漏等。例如，散热器表面积灰过多会阻碍散热，使散热效率下降；风扇或油泵故障导致冷却介质循环中断，无法及时带走热量。02变压器过载运行变压器长期或短时超过额定电流运行，会使绕组铜损和铁芯铁损增大，发热量增加。正常过负荷需按规程控制时间和倍数，事故过负荷仅允许在紧急情况下短时间运行，否则易导致油温快速上升。03内部故障影响变压器内部故障如绕组匝间短路、铁芯多点接地、分接开关接触不良等，会产生局部过热。例如，绕组短路会导致电流剧增，产生大量热量；铁芯接地故障会形成环流，引起铁芯局部过热，进而导致油温升高。04环境因素及其他环境温度过高（超过规程规定的油浸式40℃、干式45℃）、变压器室通风不良，会使散热条件恶化。此外，油位过低导致散热面积不足、温度计指示失灵等也可能造成油温异常升高的误判或实际问题。声音异常判断与应急处理

正常运行声音特征变压器正常运行时发出均匀的"嗡嗡"电磁声，这是铁芯磁致伸缩产生的周期性振动声，音量稳定且无杂音。

常见异常声音类型及原因过负荷时发出沉重"嗡嗡"声；铁芯松动或夹件螺丝松动产生不均匀"噪音"或"锤击"声；内部绝缘击穿或接触不良发出"噼啪"或"吱吱"放电声；系统短路时发出"僻啪"爆裂声；铁磁谐振时产生粗细不匀噪音。

声音异常应急处理流程立即停止变压器运行，断开各侧电源开关；记录异常声音特征、发生时间及伴随现象（如油温升高、油位变化）；进行外观检查，重点查看套管、瓦斯继电器、防爆管等部件有无异常；未经专业检查确认故障原因前，严禁重新合闸送电。

故障定位与处理原则若判断为内部故障（如放电声、爆裂声），应吊芯检查绕组、铁芯、分接开关等关键部件；若为外部原因（如引线松动、套管积污），可针对性处理后进行绝缘测试；经维修处理后，需通过绝缘电阻测试、油色谱分析等试验合格方可重新投运。油位异常处理与油质变化判断

油位过高处理检查油枕油位计是否正常，排查是否因油温过高、油枕内有积水等原因引起。若油温过高，检查冷却系统；若油枕积水，应及时排水；若油位计故障，应修复或更换。

油位过低处理检查是否存在渗油、漏油现象或油温过低。若渗油漏油，及时修复渗漏部位并补充同型号变压器油；若油温过低，待温度回升后观察油位变化；若假油面，检查呼吸器排气孔是否堵塞并疏通。

油质正常指标正常油色应为透明微带黄色（米兰色），无杂质、无浑浊、无发黑现象。油质应符合GB/T7595-2017《运行中变压器油质量标准》，击穿电压、酸值、水分等指标需在规定范围内。

油质劣化判断油色发黑、浑浊或出现乳化现象，伴有焦糊味，提示油质老化或存在故障。通过油样化验，若击穿电压降低、酸值升高、水分超标或溶解气体分析异常（如乙炔含量增加），可判断油质劣化。05试验与检测绝缘电阻测试方法与标准测试周期与环境要求绝缘电阻测试周期一般为每年一次。测试时应使用合适的绝缘电阻表，记录环境温度、湿度，将测量值换算至20℃标准温度下进行评估。测试部位与操作步骤测试部位包括各绕组间（高-低、高-地、低-地）。操作前需断开变压器电源及所有外部连线，放电后进行测量，确保测试结果准确。合格标准与结果判断绝缘电阻值应符合产品技术要求，油浸式变压器新投运时绝缘电阻一般不低于出厂值的70%。若绝缘电阻过低或三相差异过大，需进一步进行介质损耗因数测试等其他绝缘试验。

介质损耗因数测试要求测试周期规定介质损耗因数测试是检测变压器绝缘性能的重要手段之一，测试周期一般为每两年一次。

测试仪器要求测试时应使用专业的介质损耗因数测试仪，并按照规定的测试方法进行操作，确保仪器精度符合标准。

测试结果标准介质损耗因数测试结果应符合产品技术要求，当测试值超标时，需结合其他绝缘试验（如绝缘电阻、局部放电试验等）综合判断绝缘状况。

油中溶解气体分析判断导则分析目的与适用范围油中溶解气体分析（DGA）是判断变压器内部潜伏性故障的重要手段，适用于所有充油电力变压器及电抗器等设备。通过检测油中溶解气体的组分和含量，可早期发现过热、放电等故障隐患，预防设备损坏和事故扩大。

特征气体与故障类型对应关系不同故障类型会产生特定气体组合：过热故障主要产生甲烷（CH₄）、乙烷（C₂H₆）；高能量放电产生乙炔（C₂H₂）、氢气（H₂）；局部放电则以氢气（H₂）、甲烷（CH₄）为主。例如，乙炔含量显著升高通常指示绕组匝间短路或电弧放电。

判断方法与注意事项常用判断方法包括特征气体法、比值法（如三比值法）及产气速率法。检测周期应符合DL/T722标准，新投运变压器建议投运后3个月内进行首次分析，正常运行变压器每年至少1次。当气体含量超标或产气速率异常时，需结合电气试验、油质检测综合判断故障性质和部位。预防性试验周期与项目绝缘电阻测试周期：每年一次。使用合适的绝缘电阻表测量各绕组间及绕组对地的绝缘电阻，结果应符合产品技术要求，当绝缘电阻值低于规定值时，需进一步进行其他绝缘试验。介质损耗因数测试周期：每两年一次。使用专业的介质损耗因数测试仪进行操作，测试结果应符合产品技术要求，该测试是检测变压器绝缘性能的重要手段之一。油质检测周期：油浸式变压器油的常规取样试验，110kV以上每年至少2次，110kV及以下每年至少1次。检测项目包括绝缘电阻、介质损耗因数、含水量、溶解气体分析等，依据GB/T7595-2017《运行中变压器油质量标准》控制油品质量。直流电阻测量周期：变压器大修后、更换绕组后、分接开关调整后。测量各相绕组的直流电阻，检查回路的完整性和三相电阻的均一性，三相不平衡度应符合规定。变比测试周期：变压器大修后、更换绕组后、分接开关调整后。测量变压器各分接位置的变比，确保符合设计要求，以保证变压器在不同分接下的电压转换精度。06检修规程

检修周期与分类（大修/小修）大修周期规定新安装变压器投运前应吊罩（芯）检查；主变压器运行5年后进行首次大修，之后每10年大修一次。若运行中发现异常或试验判明内部故障，应及时安排大修。

小修周期规定主变压器及高压厂用变压器每年进行一次小修；安装在污秽地区的变压器，小修周期应根据现场情况在规程中明确。

大修主要项目包括吊芯（罩）检查绕组、铁芯、分接开关，检修油箱、套管、冷却系统，更换密封垫，处理渗漏油，进行油质处理及规定的电气试验等。

小修主要项目包括清扫外壳及附件，检查并紧固接线端子，处理渗漏油，更换呼吸器硅胶，校验瓦斯继电器及测温装置，检查冷却系统运行状态。大修项目与工艺要求器身检查与处理拆卸变压器各附件（套管、散热器等），吊出器身进行检查。检修绕组、引线有无变形、过热、破损；检查铁芯、穿心螺栓绝缘及接地情况；处理铁芯多点接地等缺陷，确保绝缘电阻符合标准。分接开关检修对有载分接开关进行吊芯检查，清洁触头，测量接触电阻（应≤50μΩ），检查传动机构灵活性及档位指示准确性。按DL/T574标准进行操作试验，确保切换无卡涩、电弧熄灭正常。油箱及附件检修清洗油箱内部，更换所有密封胶垫（采用耐油丁腈橡胶），检查焊缝及法兰面无渗漏。检修油枕、呼吸器、压力释放阀，更换吸湿剂（硅胶变色不超过1/3），确保油位计指示清晰、呼吸通畅。冷却系统检修解体清洗散热器、冷却器，去除油垢和堵塞物；检修风扇、油泵电机，测量绝缘电阻（≥0.5MΩ），校验温控器及自动切换功能，确保冷却系统在油温55℃时能自动启动，45℃时停止。油处理与试验采用真空滤油机处理绝缘油，控制油中水分≤50ppm、击穿电压≥40kV（依据GB/T7595）。进行油色谱分析，确保乙炔含量＜5μL/L，总烃含量＜150μL/L，各项指标合格后方可注油。电气试验要求大修后需进行绝缘电阻测试（20℃时≥出厂值70%）、直流电阻测量（三相不平衡率≤2%）、变比试验（误差≤±0.5%）、交流耐压试验（按DL/T596标准执行），确保试验数据符合规程要求。

小修内容与质量标准外观与附件检查维护清扫变压器外壳、散热器、油枕等部件，确保无积尘、油污；检查各密封部位，处理渗漏油，更换老化密封垫；检查套管表面清洁度，无破损、裂纹及放电痕迹，接线端子紧固，接触良好无过热。

油位与油质检查处理检查储油柜油位是否在正常刻度范围，与环境温度匹配；油色透明，无浑浊、发黑现象；呼吸器内干燥剂未变色失效，油封完好，呼吸畅通；必要时补充同型号合格变压器油。

冷却系统检查维护检查风扇、油泵运行状况，无异常声响、过热，转向正确；冷却系统控制装置及温控器动作可靠，如风扇在油温55℃启动、45℃停止；清扫冷却器表面积尘，确保散热良好。

保护与控制装置检查校验瓦斯继电器、压力释放阀，确保动作可靠，瓦斯继电器内无气体；检查测温装置指示准确，与后台数据一致；保护装置（差动、过流等）定值正确，二次回路接线牢固。

电气连接与接地检查紧固高低压侧接线端子，清除氧化层并涂抹导电膏；检查中性点接地、外壳接地引下线连接可靠，接地电阻≤4Ω；分接开关档位指示正确，触头接触良好，操作灵活。

检修后试验与验收规范电气试验项目测量各绕组绝缘电阻，换算至20℃标准温度下，油浸式变压器不低于出厂值的70%；进行绕组直流电阻测试，三相不平衡度应≤2%，与出厂值差异≤2%；按规程施加1.3倍额定电压进行工频耐压试验，持续1分钟无击穿、闪络现象。

油质试验要求新油或处理后油需检测击穿电压（≥40kV）、水分（≤50ppm）、酸值、介损值等指标，符合GB/T7595-2017《运行中变压器油质量标准》；进行油中溶解气体分析，关键气体组分（如乙炔）含量应符合DL/T722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定。

空载与负载试验施加额定电压进行空载试验，测量空载电流与损耗，与出厂数据偏差不超过10%；施加额定电流进行负载试验，绕组温升（油浸式顶层油温升≤55K）及负载损耗应符合设计要求。

验收标准与流程外观检查无渗漏油、接线牢固，保护装置（差动、瓦斯等）动作可靠；试运行24小时，油温稳定、声响正常、无报警信号；提交完整技术资料，包括检修记录、试验报告、油质化验结果等，经技术负责人签字确认后方可验收合格。07安全操作规程人员资质与防护要求

操作人员资质要求操作人员必须持有电工特种作业证书，具备变压器运行维护相关经验，熟悉电气安全操作规程，并经培训合格后方可上岗。个人防护装备要求作业时必须穿戴绝缘手套、绝缘靴、安全帽等个人防护装备；高压操作时还需使用合格的绝缘工具，如绝缘杆、验电器等。作业监护要求高压电气设备的操作必须由二人进行，其中一人负责监护，操作完毕后应有相应的指示信号或悬挂标示牌，严禁单人擅自操作。专业技能要求维修人员需熟悉变压器的结构原理、技术参数及故障处理方法，掌握绝缘电阻测试、油样分析等基本检测技能，定期参加安全技术培训。

操作前准备与检查流程01人员资质与安全防护准备操作人员需持有电工特种作业证书，熟悉电气安全规程；作业前穿戴绝缘手套、绝缘靴、安全帽等防护装备，配备合格绝缘工具并进行绝缘检测。

02设备参数与资料核对确认变压器铭牌参数（额定电压、容量、接线组别）与系统需求一致；查阅设备技术档案，包括出厂试验报告、历次检修记录及当前运行状态数据。

03外观与结构检查检查变压器外壳、套管、储油柜有无破损、变形或渗漏油；散热器、冷却器管路无堵塞，连接螺栓紧固；接地装置引下线可靠连接，接地电阻≤4Ω。

04绝缘性能与油质检测使用2500V兆欧表测量各绕组绝缘电阻（高-低、高-地、低-地），20℃时油浸式变压器绝缘电阻不低于出厂值的70%；检查储油柜油位在正常区间，油色透明无杂质，必要时取样化验击穿电压、水分及溶解气体含量。

05保护与冷却系统检查继电保护装置（差动、过流、瓦斯保护）按定值投入，二次回路接线牢固；冷却系统（风扇、油泵）启停正常，转向正确，温控器动作可靠（如油温55℃启动风扇，45℃停止）。

停送电操作规范

停电操作流程停电前应逐步减轻负荷，先断开低压侧开关，再断开高压侧开关，最后拉开两侧隔离开关。操作时必须使用绝缘工具，穿戴绝缘手套和绝缘靴，并严格执行“操作票”制度，一人操作、一人监护。

送电操作流程送电前需确认变压器绝缘电阻合格、保护装置正常，先合高压侧隔离开关，再合低压侧隔离开关，最后通过断路器合闸。新投运或大修后的变压器应进行5次空载冲击合闸，每次间隔不少于5分钟