5.2.9 消弧线圈中一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。
5.3 瓦斯保护装置的运行
5.3.1 变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。
用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。
5.3.2 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。
5.3.3 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。
5.3.4 在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。
地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后方可投入。
5.4 变压器的压力释放器接点宜作用于信号
5.5 变压器分接开关的运行维护
5.5.1 无励磁调压变压器在变换分接时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻。分接变换情况应作记录。10kV及以下变压器和消弧线圈变换分接时的操作和测量工作，也可在现场规程中自行规定。
5.5.2 变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：
a.应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；
b.单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作；
c.有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行；
d.有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠
近无励磁调压变压器的分接位置。
e.应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合4.1.1的规定。
5.5.3 变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂规定者可参照以下规定：
a.运行6～12个月或切换2000～4000次后，应取切换开关箱中的油样作试验；
b.新投入的分接开关，在投运后1～2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际情况确定检查周期；
c.运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时，应更换切换开关箱的绝缘油；
d.操作机构应经常保持良好状态。
e.长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。
5.5.4 为防止开关在严重过负载或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路中加装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器额定电流的1.5倍。
5.6 发电厂厂用变压器，应加强清扫，防止污闪、封堵孔洞，防止小动物引起短路事故；应记录近区短路发生的详细情况。
5.7 变压器的并列运行
5.7.1 变压器并列运行的基本条件：
a.联结组标号相同；
b.电压比相等；
c.阻抗电压值相等。
阻抗电压不等或电压比不等的变压器，在任何一台都满足本规程4.2节规定的情况下，也可并列运行。
阻抗电压不同的变压器，可适当提高阻抗电压高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用。
5.7.2 新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。
5.7.3 发电厂升压变压器高压侧跳闸时，应防止厂用变压器严重超过额定电流运行。厂用电倒换操作时应防止非同期。
5.8 变压器的经济运行
5.8.1 变压器的投运台数应按照负载情况，从安全、经济原则出发，合理安排。
5.8.2 可以相互调配负载的变压器，应考虑合理分配负载，使总损耗最小。
6 变压器的不正常运行和处理
6.1 运行中的不正常现象和处理
6.1.1 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。
6.1.2 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行：
a.变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；
b.严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；
c.套管有严重的破损和放电现象；
d.变压器冒烟着火。
6.1.3 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.4 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.5 变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理：
a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；
b.核对温度测量装置；
c.检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。
若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；
若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。
在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。
变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。
6.1.6 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。
6.1.7 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守本规程5.3.2的规定，禁止从变压器下部补油。
6.1.8 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。
6.1.9 铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。
6.1.10 系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。
6.2 瓦斯保护装置动作的处理
6.2.1 瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。
若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。
若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
6.2.2 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：
a.是否呼吸不畅或排气未尽；
b.保护及直流等二次回路是否正常；
c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
d.气体继电器中积集气体量，是否可燃；
e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
f.必要的电气试验结果；
g.变压器其它继电保护装置动作情况。
6.3 变压器跳闸和灭火
6.3.1 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。
若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。
6.3.2 变压器跳闸后，应立即停油泵。
6.3.3 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。
7 变压器的安装、检修、试验和验收
7.1 变压器的安装项目和要求，应按GBJ148中第一章和第二章的要求，以及制造厂的特殊要求。
7.2 运行中的变压器是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
a.电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；
b.结构特点和制造情况；
c.运行中存在的缺陷及其严重程度；
d.负载状况和绝缘老化情况；
e.历次电气试验和绝缘油分析结果；
f.与变压器有关的故障和事故情况；
g.变压器的重要性。
7.3 变压器有载分接开关是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
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