防止大型变压器及互感器损坏预防措施培训

防止大型变压器及互感器损坏预防措施培训勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01设备概述与重要性02变压器损坏原因分析03互感器故障原因剖析04设备全生命周期管理CONTENTS目录05变压器专项预防措施06互感器专项预防措施07运行维护与状态监测08故障应急处置与案例分析01设备概述与重要性

变压器与互感器在电力系统中的角色

核心能量转换设备变压器通过电磁感应实现交流电压和电流的转换，是电力传输与分配的核心设备，保障不同电压等级电网的高效连接。

电气量测量基础电流互感器将大电流转换为标准小电流（如400/5A），电压互感器将高电压降至标准低压（如100V），为仪表和保护装置提供安全测量信号。

继电保护的关键环节互感器提供的精确电气量数据是继电保护装置动作的基础，能快速识别短路、接地等故障，保障设备与系统安全。

系统安全稳定的保障其运行状态直接影响电力系统的计量准确性、保护可靠性及人身设备安全，是电网安全稳定运行的重要支撑。设备损坏的危害与影响对电力系统安全稳定运行的威胁大型变压器、互感器是电力系统的核心设备，其损坏可能导致系统电压崩溃、大面积停电等严重事故，破坏电网的稳定运行，影响电力可靠供应。巨大的经济损失设备本身造价高昂，更换和维修成本巨大。同时，事故导致的停电将影响工业生产、商业运营等，给国民经济造成严重的间接经济损失。对人员安全的潜在风险设备损坏如发生爆炸、起火、喷油等情况，可能危及现场工作人员的生命安全，造成人身伤亡事故。社会影响恶劣大面积停电等事故会影响居民日常生活、公共服务（如医院、交通等）的正常运转，可能引发社会不稳定因素，造成不良的社会影响。大型变压器事故率概况行业事故统计与典型案例

近10年来220kV及以上变压器事故率逐年降低，1999年500kV变压器事故率为0.48%，220kV变压器为0.44%，反映出我国大型变压器制造质量和运行管理水平的提升。主要事故类型分布

在大型变压器事故中，绕组绝缘事故占比最大，其次是调压开关和套管故障。绕组损坏事故修复困难、损失大，多与制造设计不周、工艺不良相关。电压互感器烧毁典型案例

某35kV变电站10kV中性点不接地系统中，电磁式电压互感器因铁磁谐振三次烧毁，故障前系统发接地信号且有强烈电晕声，烧毁部位集中在高压端，绝缘材料喷射至二次线及开关柜壳体。变压器绕组损坏案例分析

某500kV主变压器因调压绕组下端引线布置破坏静电板完整性，导致局部高场强，加之油流带电及接地屏引线破损，引发突发性短路，造成调压绕组及引线烧损、油箱开裂。02变压器损坏原因分析01外部因素：雷击与出口短路雷击对变压器的危害及易损部位雷击是导致变压器损坏的常见外部因素之一，尤其易损坏分接开关、套管以及变压器线圈的进线部分，可能造成绝缘击穿、绕组损坏等严重后果。02变压器出口短路的危害机制变压器出口短路时会产生巨大电动力，该电动力可导致线圈变形，进而引发绕组绝缘损坏、匝间短路等问题，严重威胁变压器的安全运行。03出口短路后的检查与判断要求变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运，以确保设备安全。04防雷及防短路的综合防护措施为预防雷击，应经常检查变压器的避雷器动作记录器并做好记录，发现动作后及时检查；为防止出口短路，全电缆线路不应采用重合闸，含电缆的混合线路应采取措施防止变压器连续遭受短路冲击。

外部因素：过载与过电压运行长期过载运行的危害长期过载运行会使变压器绝缘层加速老化，破坏其热稳定性，最终导致变压器损坏。需严格监控负载情况，避免长时间超过额定容量运行。

过电压运行的影响过电压会导致变压器内部谐波分量显著增加，可能引发绝缘击穿等问题。应采取措施限制过电压，如安装避雷器等保护装置。

过载与过电压的监测与控制加强对变压器运行参数的实时监测，包括负载电流、电压等，当接近报警值时，及时对负荷、冷却器及环境温度等进行综合分析并有效控制。内部因素：附件质量与制造缺陷分接开关质量问题分接开关，包括有载调压开关，其质量问题是导致变压器损坏的重要内部因素之一，易引发故障。线圈制造质量缺陷变压器线圈的制造质量与损坏密切相关，如线匝、线饼间的绝缘损坏，可能导致变压器整体受损。绝缘距离设计不当若变压器内部绝缘距离设计不当，局部放电现象可能频繁发生，进而引发内部击穿，造成损坏。变压器油污染问题变压器油若受到污染、含有水分或杂质，在高电压环境下可能形成导电小桥，导致内部击穿，损害变压器。

内部因素：绝缘问题与油质污染绝缘材料老化与劣化长期运行中，绝缘材料会逐渐老化，导致局部击穿或短路。例如，绝缘纸在高温和电场作用下会发生热老化和电老化，降低绝缘性能，影响测量精度甚至引起故障。

绝缘工艺不良电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均、外紧内松、纸有皱格，电容屏错位、断裂，“并腿”时损伤绝缘等缺陷，都能导致运行中发生绝缘击穿事故。

绝缘干燥和脱气处理不彻底电流互感器若不能保持高真空度，或处理时间不够，在运行电压和温度的作用下，就会发生热和（或）电老化击穿。

变压器油质污染变压器油若受到污染、含有水分或杂质，在高电压环境下可能形成导电小桥，导致内部击穿，进而损害变压器。应加强油质管理，严格执行有关标准。03互感器故障原因剖析铁磁谐振的核心诱因电压互感器烧毁机理：铁磁谐振过电压电压互感器的非线性铁磁特性是引发铁磁谐振的核心因素。正常工作时其励磁阻抗大，网络接地阻抗呈容性，三相系统基本平衡。谐振产生的触发条件当系统遭遇单相接地故障的出现与消失、单相弧光接地等扰动时，三相铁芯受不同程度激励进入饱和状态，导致各相感抗改变。随着线路电流增加，铁芯逐渐磁饱和，电感值迅速下降，当满足ωL=1/(ωC)条件时，便产生谐振。铁磁谐振的危害表现谐振过电压会使电压互感器承受过高电压，导致流过其的电流急剧上升，引发一次侧熔断器熔断甚至烧毁互感器。极端情况下，还可能造成避雷器、变压器及断路器套管闪络或爆炸。某35kV变电站10kV系统电压互感器曾因铁磁谐振三次烧毁，烧毁部位集中在高压端附近，伴随高温及绝缘材料喷射。

电流互感器事故：绝缘工艺与开路危害绝缘工艺不良的风险点电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均、外紧内松、纸有皱格，电容屏错位、断裂，“并腿”时损伤绝缘等缺陷，都能导致运行中发生绝缘击穿事故。

绝缘干燥与脱气处理不当的后果若对绝缘干燥和脱气处理不彻底，电流互感器在运行中，在运行电压和温度的作用下，易发生热和（或）电老化击穿。

电流互感器二次开路的严重影响当电流互感器二次绕组开路时，一次电流全部变为励磁电流，导致铁芯饱和，磁通密度可达几个特斯拉以上，二次侧将产生高达数千伏的高电压，可能击穿绝缘、使外壳带电导致触电，同时铁芯发热可能损坏互感器，并影响计量准确性。

二次开路的典型事故案例实际工作中曾发生因电流回路开路，在送电过程中烧毁电流端子、损坏盘内电路板的情况，给用户带来了巨大的经济损失。共性故障：安装维护与环境因素安装工艺缺陷导致故障安装过程中引线接头松动、注油工艺不良、电容屏错位断裂等问题，易引发局部过热或放电，如电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均可能导致运行中绝缘击穿。日常维护不当加速老化呼吸器油封失效、干燥剂受潮、潜油泵轴承磨损（未使用E级或D级轴承）等维护问题，会导致设备受潮、过热，如轻瓦斯保护信号未及时处理可能引发严重故障。恶劣环境引发性能劣化潮湿、多尘或腐蚀性气体环境会降低绝缘性能，污秽地区未选用防污型瓷套易发生雨闪；高温环境下变压器油质劣化加速，极端温度可能导致密封件失效渗漏。外力与操作失误影响运输过程中冲击过大（未按规范安装三维冲击记录仪）、安装时工具遗留在设备内、带电补油或滤油等违规操作，可能直接损坏绕组或绝缘结构。04设备全生命周期管理

选型与招标技术条件制定01明确设备性能参数要求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。互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构，应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求，对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套。

02严格规范技术文件内容订购前，应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和承受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承受短路能力计算报告。240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品；500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。

03提出密封与防护要求设备采购时，应要求制造厂有可靠、密封措施。运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。

04明确试验与验收标准出厂试验的局部放电合格标准需明确，如110kV变压器局部放电试验，测量电压为1.5Um√3时，不大于300pC；220kV及以上变压器局部放电试验，测量电压1.5Um√3时，自耦变压器中压端不大于200pC，其他不大于100pC。对110kV及以上电压等级电流互感器，必要时应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压下的介损和电容量测量。监造范围与要求监造与出厂验收关键控制点220kV及以上电压等级的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。短路能力验证资料获取订购前，应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和承受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承受短路能力计算报告。局部放电试验标准110kV变压器局部放电试验，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC；220kV及以上变压器测量电压1.5Um/√3时，自耦变压器中压端不大于200pC，其他不大于100pC；中性点接地系统的互感器局放试验，测量电压为1.0Um时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC；测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。附件与材料检验向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装。互感器特殊试验要求对110kV及以上电压等级电流互感器，必要时应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压下的介损和电容量测量。220~500kV电流互感器除应进行上述测量外，还应测取tgδ=f(U)的关系曲线(上升和下降),同时注意相应电容量的变化。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验(U1n指额定一次相电压)。运输与安装过程质量控制运输过程安全保障大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且量程合适的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员共同验收，记录纸和押运记录作为设备原始资料存档。安装前设备检查安装前需检查设备密封状况，确保无渗漏油。油浸式互感器不应有渗漏油现象，调整油面至相应位置，保证在最低温度时仍有指示，有渗漏油的互感器不得投运。安装工艺规范执行新安装和大修后的变压器应严格按标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环，其真空度、抽真空时间、进油速度等均需达到要求，防止水分、空气或箱底杂质带入器身。安装后试验验证安装完成后，严格按有关规定进行验收试验，包括绝缘试验、介损试验、伏安特性试验等。220kV及以上电压等级变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验，确保设备性能符合要求。

投运前试验与交接验收标准01绝缘性能试验新安装和大修后的互感器必须进行绝缘电阻测量和交流耐压试验，检测整体受潮、脏污及绝缘老化缺陷，确保设备绝缘性能符合安全运行要求。

02直流电阻与变比测试投运前需测量一、二次绕组直流电阻，及时发现导线断裂、接头开焊等隐患；进行变比测试验证一、二次侧关系准确性，为继电保护定值计算提供依据。

03局部放电与伏安特性试验220kV及以上电压等级互感器应进行现场局部放电试验，110kV互感器测量电压1.5Um/√3时局部放电量不大于300pC；通过伏安特性试验检验励磁特性，确保铁芯饱和电压高于1.5Ue以避免谐振风险。

04密封性能与外观检查检查互感器密封状况，油浸式设备应无渗漏油，油位正常；核对套管爬电距离、伞裙结构是否满足安装地点污秽等级要求，重污秽区宜采用复合硅橡胶套管。05变压器专项预防措施防止出口短路事故措施

强化设备选型与质量管控240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品；500kV及240MVA以上变压器，制造厂须提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。

优化电网运行与保护配置全电缆线路不应采用重合闸，含电缆的混合线路应采取措施防止变压器连续遭受短路冲击。变压器遭受近区突发短路后，需进行低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，与原始记录比较无异常后方可投运。

加强设备安装与验收管理220kV及以上电压等级变压器应赴厂监造和验收，按关键控制点要求执行，监造结束后提交报告并存档。工厂试验时应将供货套管安装在变压器上进行试验，所有附件按实际使用方式整体预装。

提升抗短路能力与改造开展变压器抗短路能力校核，根据实际情况选择性加装中性点小电抗、限流电抗器等措施。当三绕组变压器低压侧短路电流超出断路器开断电流时，应增设限流电抗器。绝缘损坏预防：密封与油质管理强化密封系统检查与维护运行中的变压器、互感器应加强密封检查，特别注意冷却器潜油泵负压区渗漏油，发现渗漏应切换停运冷却器组进行堵漏。密封垫应采用优质耐油橡胶，禁止使用过期失效胶垫。呼吸器油封需保持正常油位及畅通，干燥剂保持干燥有效。规范注油与补油工艺新安装和大修后的变压器应严格按标准进行真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及油温均需达标。禁止从变压器下部补油，防止水分、空气及箱底杂质进入。补油前需确认储油柜油质合格，防止油质恶化。油质监督与劣化防控加强油质管理，运行中油应严格执行相关标准。对运行10年以上变压器进行油中糠醛含量测试，评估绝缘老化程度。运行超过15年的变压器储油柜胶囊和隔膜应及时更换。定期检查储油柜油位、油色，确保无积水、无渗漏，防止绝缘受潮损坏。

冷却系统维护与潜油泵管理冷却系统日常巡检要点加强运行巡视，特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，发现渗漏应切换停运冷却器组，进行堵漏消除渗漏点。风冷却器应定期进行水冲洗以保证冷却效果。

潜油泵轴承选型与质量控制潜油泵的轴承应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r/min的低速泵，有条件时上轴承应改用向心推力球轴承。

潜油泵运行状态监测与维护运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗、漏油等异常，应停运检修。定期检查潜油泵入口处是否渗漏油，确保密封垫安装正确、完好，禁止使用性能不明的耐油胶垫。

故障状态下冷却系统应急处理变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生的游离碳、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分，防止故障扩大。保护装置配置与运行要求

瓦斯保护配置与运行运行中的变压器轻、重瓦斯保护应可靠投入，不允许将无保护的变压器投入运行。重瓦斯保护与差动保护不得同时停用，重瓦斯保护退出时需经公司生产副经理或总工批准。轻瓦斯保护动作发信号时，应及时取气判明成分并取油样作色谱分析。

差动保护与后备保护配置变压器应配置完善的差动保护，作为内部故障的主保护。同时应配置过流、过负荷等后备保护，确保在主保护拒动时能可靠动作。220kV及以上电压等级变压器差动保护应具备抗励磁涌流、TA断线闭锁等功能。

保护装置运行巡视检查加强对保护装置的日常巡视，检查保护盘柜盘面指示灯是否正常，电流、电压采集数据是否准确。利用红外枪对电流、电压端子进行过热检测，定期检查保护压板投退位置正确，确保保护装置处于良好运行状态。

保护装置定期检验要求按照《继电保护及安全自动装置检验条例》要求，定期对保护装置进行检验。220kV及以上电压等级变压器保护装置每2-3年进行一次全部检验，每年进行一次部分检验，确保保护装置性能可靠。06互感器专项预防措施电压互感器铁磁谐振消除方法选用励磁特性优良的电压互感器选用抗谐振电压互感器，其伏安特性优异，启始饱和电压高于1.5Ue，在一般过电压情况下不会进入饱和区，避免参数匹配引发的谐振。更换为电容式电压互感器电容式电压互感器对地呈现容性，从根本上消除了铁磁谐振的条件，有效防止铁磁谐振现象的发生。一次中性点加装消谐电阻或消谐器在Y0接线的电压互感器高压绕组中性点接入消谐电阻R0，可限制绕组中的电流，抑制断续弧光接地时的高幅值电流，改善伏安特性，抑制谐振。在10kV系统中，阻尼电阻可选取30～50kΩ范围，一般可选择20～50Ω、0.2～1kW的大功率电阻。加强10kV线路日常维护与检修增加线路巡视次数，提高巡视质量，及时发现并消除各类故障隐患，提升线路健康水平，降低线路发生单相接地故障的概率，从而减少铁磁谐振的诱因。

电流互感器二次回路安全操作规范二次侧严禁开路的核心准则电流互感器运行时，二次侧必须保持闭合。若二次侧开路，一次电流全部成为励磁电流，铁芯磁通密度骤增至数特斯拉，二次侧将产生数千伏高电压，可能击穿绝缘、烧毁设备并危及人身安全。

二次侧接线操作安全步骤进行二次侧拆线或接线前，必须先用短接片或短接线将二次侧可靠短接。工作完成后，应仔细检查确认二次端子无开路，确保送电前回路处于正常状态。

故障处理与应急措施发现二次开路时，应立即向调度汇报并解除可能误动的保护。处理时需站在绝缘垫上，使用绝缘工具，在就近电流端子处短接二次侧，再查找并处理开路点。若引发火灾，应先切断电源，使用干式灭火器或砂子灭火。

日常巡视与检测要点加强对电流回路的日常巡视，检查盘面指示灯是否正常、电流采集数据是否准确。利用红外枪检测端子有无过热现象，及时发现接触不良等隐患，预防开路故障发生。

选型要求：动热稳定与防污性能动热稳定性能要求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，确保在故障情况下能够承受短路电流的冲击而不损坏。

外绝缘爬电距离要求互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构，应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求，保证在不同环境条件下的绝缘性能可靠。

重污秽区防污措施对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套，以提高互感器在恶劣环境下的防污闪能力，保障设备安全运行。

运行中异常情况判断与处理电压互感器紧急停运条件出现严重发热、冒烟或冒油；高压侧熔断器连续两次熔断；外壳破裂或严重漏油；内部发出放电声或异常噪音；设备发生火灾时，应立即停运电压互感器。

电压互感器二次回路断线处理现象为三相电压不平衡，故障相电压指示为零，电度表指示异常，发出“电压回路断线”信号。处理时先测量二次侧熔丝电压，更换熔断熔丝，检查隔离开关触头接触及一次侧熔丝情况，详细检查二次回路短路、松动或断线等。

电流互感器二次开路处理表现为本体发出嗡嗡声，严重时冒烟起火，开路处火花放电，仪表指示异常。处理需分清故障回路与相别，汇报调度并解除可能误动保护，减小一次负荷电流，使用绝缘工具在就近端子短接二次侧，检查处理开路点，必要时停电处理。

本体故障应急处置原则当互感器出现本体过热、内部放电、二次电压异常、高压保险频繁熔断等本体故障时，应立即汇报值班长，安排停电检修。若发生火灾，迅速切断电源，隔离故障设备，使用干式灭火器或砂子灭火。07运行维护与状态监测日常巡视检查要点外观与渗漏油检查检查变压器本体、储油柜、套管、冷却器等部位有无渗油、漏油现象，本体无积水，确保密封良好。重点关注冷却器潜油泵负压区的渗漏油情况，发现渗漏应及时切换停运并处理。油位与油质检查检查储油柜和充油套管的油位是否正常，油色应透明无杂质。呼吸器油封油位应保持正常且畅通，干燥剂（变色硅胶）应保持干燥，失效时及时更换。温度与声音监测重点监视变压器绕组温度、上层油温，接近报警温度时需综合分析负荷、冷却器及环境温度并有效控制。监听本体及冷却系统有无异常噪音，如内部放电声、异音等。保护装置与仪表检查检查瓦斯保护、差动保护等是否可靠投入，盘面指示灯、表计指示是否正常。220kV及以上电压等级设备每月进行一次测温，每年至少一次红外成像测温检查，及时发现过热隐患。附件状态检查检查防爆膜、安全释压阀是否完好，防止与空气直接连通。油流指示器指示位置应正常，确保潜油泵运行状态良好。避雷器动作记录器应做好动作次数记录，动作后及时检查设备。

定期试验项目与周期绝缘电阻与介损试验每年进行一次，采用2500V兆欧表测量绝缘电阻，应符合设备出厂值或历史数据的70%以上；介损试验在10kV及以上电压等级设备中进行，测量电压1.0Um时，液体浸渍互感器不大于10pC，固体型式不大于50pC。

油质化验与色谱分析运行中油每3年进行一次常规化验，包括水分、酸值、击穿电压等指标；运行10年以上的变压器每年进行一次油中糠醛含量测试，轻瓦斯保护动作后立即取气进行色谱分析，重点关注乙炔含量是否超过《电气设备预防性试验规程》允许范围。

局部放电与变比测试220kV及以上电压等级变压器投运后1个月内（至少24h后）进行一次精确红外检测，每年开展一次局部放电试验，测量电压1.5Um/√3时，220kV及以上不大于100pC；变比测试结合大修进行，确保一、二次侧变比误差符合规程要求，为继电保护定值计算提供依据。

直流电阻与伏安特性试验互感器投运前及大修后必须测量一、二次绕组直流电阻，发现导线断裂、接头开焊等缺陷；电压互感器每3年进行一次伏安特性试验，确保启始饱和电压高于1.5Ue，避免铁磁谐振过电压风险。

红外检测与油色谱分析应用红外检测技术的应用要点220kV及以上电压等级变电设备每月进行一次测温，每年至少进行一次红外成像测温检查。大修后的变压器（电抗器）在投运带负荷后24h以后、不超过1个月内进行一次精确检测，可及时发现设备过热等异常情况。

油色谱分析的关键作用运行中变压器轻瓦斯保护动作后，应及时取气检验成分并取油样作色谱分析。对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试，加强油质管理，及时发现内部潜在故障，如放电性故障等。

综合诊断与故障预警结合红外检测的温度异常数据与油色谱分析的特征气体组分（如乙炔含量），可综合判断变压器内部是否存在过热、放电等故障隐患，为设备状态评估和故障预警提供科学依据，避免事故扩大。建立缺陷分级管理制度设备缺陷管理与隐患排查

根据缺陷的严重程度、发展趋势和对安全运行的影响，将设备缺陷划分为危急、严重、一般三个等级，明确各级缺陷的上报时限、处理流程和责任部门，确保缺陷得到及时有效的处理。强化日常巡检与专项检查

制定详细的巡检计划，加强对变压器、互感器本体及附件（如套管、分接开关、冷却系统、呼吸器等）的日常巡视检查。定期开展红外测温、油质分析（如色谱分析、介损测试）、局部放电检测等专项检