变压器油氢气超标原因
变压器绝缘油含气量超标处理分析
变压器绝缘油含气量超标处理分析变压器是电力系统中重要的设备，其绝缘油在变压器正常运行过程中起到了非常重要的作用。
绝缘油的质量对变压器的安全运行具有关键性影响。
随着变压器运行时间的增加，绝缘油中含气量超标的情况可能会发生。
含气量超标会影响变压器的正常运行，甚至会造成严重的安全隐患。
对于变压器绝缘油含气量超标的处理是非常重要的。
本文将对变压器绝缘油含气量超标的处理进行分析和讨论。
一、含气量超标的原因变压器绝缘油中含气量超标的原因有很多，主要包括以下几个方面：1. 变压器运行环境问题：变压器长期在潮湿、高温或高地区运行，会导致绝缘油中含气量增加。
2. 绝缘油老化：变压器运行时间长、绝缘油老化严重会导致绝缘油中含气量增加。
3. 操作不当：变压器在运行过程中，操作不当或者维护保养不到位等因素也会导致绝缘油中含气量超标。
二、含气量超标的危害1. 缩短变压器的使用寿命：含气量超标会导致绝缘油的绝缘性能下降，加速变压器的老化，从而缩短变压器的使用寿命。
2. 影响变压器的正常运行：含气量超标会导致变压器绝缘油中气泡过多，影响绝缘油的导热性能和冷却效果，从而影响变压器的正常运行。
3. 安全隐患：含气量超标会导致绝缘油的绝缘性能下降，从而增加变压器的遇电击穿等安全隐患。
三、处理方法含气量超标的变压器绝缘油需要及时进行处理，以保证变压器的安全运行。
处理方法主要分为以下几种：1. 更换绝缘油：对于含气量超标的绝缘油，最直接有效的处理方法就是更换绝缘油。
在更换绝缘油的过程中，需要对变压器进行全面检查，排查导致绝缘油含气量超标的原因。
2. 滤油处理：对于含气量超标的绝缘油，可以采用滤油处理的方法来降低绝缘油中的气体含量。
滤油处理能够有效去除绝缘油中的杂质和气体，提高绝缘油的质量。
3. 干燥处理：采用干燥装置对变压器绝缘油进行干燥处理，可以有效去除绝缘油中的水分和气体，降低绝缘油的含气量。
四、预防措施为了避免变压器绝缘油中含气量超标的情况发生，可以采取以下预防措施：1. 对变压器进行定期维护保养，保证变压器的正常运行环境。
变压器绝缘油含气量超标处理分析
变压器绝缘油含气量超标处理分析变压器是电力系统中重要的设备之一，其正常运行离不开绝缘油的支持。
绝缘油的主要功能是绝缘和冷却，但在长期使用过程中，绝缘油会受到机械振动、氧化、水分等因素的影响，导致绝缘油中含气量超标，进而影响变压器的安全运行。
因此，在变压器绝缘油含气量超标时，必须及时处理，以防止影响变压器的正常运行和安全。
变压器绝缘油含气量超标的原因主要有以下几点：一、气泡的生成与溶解在变压器运行过程中，由于电气介质受到电场的作用，局部油温升高，使油中的气体溶解度下降，不能完全溶解在油中，因而会生成气泡。
当变压器运行过程中发生故障，例如短路、击穿等现象，会使绝缘油中的气泡难以溶解，导致绝缘油中含气量升高。
二、机械振动三、绝缘油老化与水分变压器绝缘油在长期使用过程中，会因为氧化和热量作用而老化，从而导致绝缘油中含气量增加。
而水分则会影响绝缘油的物理性质和绝缘性能，进而使绝缘油中含气量超标。
一、油温控制变压器运行过程中，保持变压器内部油温稳定、不超过规定范围，可以有效地减少绝缘油中气泡的产生。
二、检测与分析定期对变压器绝缘油进行检测，了解其物理性质和绝缘性能，对含气量超标的绝缘油进行分析，确定具体原因，进而采取相应的处理措施。
三、升级绝缘材料通过升级变压器绝缘材料来提高绝缘性能，从而减少绝缘油中气泡的产生和含气量的升高。
四、更换绝缘油在绝缘油含气量超标的情况下，需要及时更换绝缘油，以保证变压器的正常运行。
总之，对于变压器绝缘油含气量超标的情况，需要及时检测和处理，采取相应的措施，以保证变压器的安全运行和正常工作。
同时，要注意加强变压器的日常维护，减少绝缘油老化、水分、机械振动等因素对变压器的影响。
主变油中氢气超标排查及处理范文
主变油中氢气超标排查及处理范文随着电力系统的发展，主变油是电力系统中不可或缺的组成部分，起着绝缘、冷却、润滑等作用。
然而，由于各种原因，有时主变油中的氢气会超标，对设备的正常运行产生影响甚至威胁设备的安全稳定运行。
本文将介绍主变油中氢气超标的排查和处理方法，希望能为读者提供参考。
发现主变油中氢气超标后，首先需要进行详细的分析，找出可能导致氢气超标的原因。
一般来说，氢气超标的原因可以分为两类：一是设备内部因素，如主变油槽密封不严、油泵、阀门等设备漏气；二是外部因素，如设备运行不正常、系统水分过高等。
在分析原因时，需要综合考虑设备运行状况、历史记录以及实际情况，准确找出氢气超标的原因。
针对设备内部因素，可以通过以下方法进行排查。
首先，检查主变油槽密封情况，确认槽体是否有漏油迹象。
如果存在漏油情况，需要及时修理或更换密封件。
其次，检查油泵、阀门等设备是否正常工作，有无泄漏现象。
如果发现异常情况，需要及时修理或更换相关设备。
最后，检查油泵、阀门等设备的安装是否合理，是否存在松动或漏气现象。
通过以上排查，可以有效排除设备内部因素导致的氢气超标问题。
针对外部因素，可以通过以下方法进行排查。
首先，检查设备运行状况，包括温度、负载情况等。
如果设备运行温度过高或超负荷运行，会导致主变油中的氢气超标。
此时，需要对设备进行适当的调整或停机检修，以降低运行温度和负载。
其次，检查系统中的水分情况，包括空气中的湿度、油中的湿度等。
如果系统中的水分过高，会促使主变油中的氢气产生增多。
此时，需要采取合适的措施，如增加干燥器的容量、增加干燥器的使用频率等。
最后，还需检查系统的冷却装置是否正常工作，有无堵塞或泄漏现象。
有效的冷却装置可以降低主变油的温度，减少氢气的产生。
排查出氢气超标的原因后，需要采取相应的处理措施。
首先，针对设备内部因素导致的氢气超标问题，需要及时进行修复或更换相关设备，确保设备的正常运行。
其次，针对外部因素导致的氢气超标问题，需要采取相应的改进措施，如调整设备运行参数、增加干燥器的容量等，以预防氢气超标问题的发生。
变压器油含氢量超标
变压器油含氢量超标变压器无论是热故障还是电故障，都会导致绝缘介质裂解产生一些特征气体。
由于碳氢键之间的链能低，在绝缘介质的分解过程中，一般会生成氢气，氢气也是各种故障气体的主要成分之一。
1.变压器油中氢气含量升高的危害氢气与油中溶解的空气混合以溶解状态或悬浮状态存在于变压器油中。
当运行条件，如油温或油压发生变化时，氢气便会以微小气泡的形式从油中析出，在狭长的缝隙中逐渐积聚并附着在绝缘表面上，这就形成了气泡性电晕放电的条件。
这种放电若发生在导线绝缘和垫块之间或导线绝缘和撑条的缝隙处，造成的危害就更大。
2.变压器油中产生氢气的原因2.1 变压器油在电磁场作用下的分解一般情况下，110kV及以下电网中的变压器所用的变压器油都是25号变压器油，属于石蜡基油。
石蜡基油中烷烃比例较大，烷烃类油化学性质比较稳定，抗氧化性能好，但是耐热性能较差，尤其在电场作用下容易发生脱氢反应。
2.2 水分对变压器油的影响通常变压器油中的水分主要是由于变压器受潮产生水引起的。
因为水分子为强极性，在电场作用下水分子发生极化而形成偶极子，并按电场方向转动而形成泄露电流较大的水桥，进而引起水分子汽化而生成气泡。
在电场作用下，气泡又形成气体小桥，气泡的介电常数小于油的介电常数，此时气泡承受的电场强度更高，引起电晕放电，致使气体水分子首先被电离生成氢气和氧气。
纸绝缘干燥不彻底或空气中水分侵入等原因也会引起氢气的产生，这是因为油浸纸绝缘放电的起始场强随着固体绝缘的干燥程度而增加。
2.3 金属促进变压器油脱氢反应由于变压器中使用了一部分不锈钢材料，在变压器油逐渐氧化过程中，不锈钢材料中的镍分子会促进变压器油产生脱氢反应。
一种固体要成为催化剂，能够吸附反应物是一个基本条件。
催化作用过程中，物理吸附能显着降低其后进行的化学吸附的活化能。
在同时，变压器油是烃类化合物。
由于烃分子热解或氧分子的碰撞产生了游离基R，R与氧分子的自由价结合，生成过氧化自由基R+O2—>ROO，然后ROO再和油中的新烃分子结合产生新的自由基。
2023年主变油中氢气超标排查及处理
2023年主变油中氢气超标排查及处理（3000字）引言：主变油中氢气是变压器设备运行中常见的一种气体，但若氢气含量超过安全标准，将会对设备的正常运行产生严重影响，甚至引发事故。
因此，针对氢气超标问题，我们需要采取有效的排查和处理措施，保障变压器设备的安全稳定运行。
本文将对2023年主变油中氢气超标排查及处理进行详细介绍。
一、氢气超标原因分析1. 老化老旧设备：随着设备使用时间的增加，变压器内部材料会发生老化，导致绝缘油的性能下降，容易产生氢气。
2. 绝缘材料故障：变压器绝缘材料的损坏或故障会使电气弧放大，从而造成绝缘油分解产生氢气。
3. 温度过高：变压器运行时，内部温度过高也会导致绝缘油的分解，产生氢气。
4. 湿度过高：变压器长期处于高湿度环境中，会导致绝缘油中含有大量水分，进而促使氢气的生成。
二、氢气超标排查措施1. 定期监测：通过定期对主变进行监测，采集变压器油样，进行气体检测和分析。
借助专业的气体检测仪器，对油样中的氢气含量进行实时监测，及时发现是否超标。
2. 环境检测：对变压器周围的环境进行检测，检查是否存在气体泄漏情况。
例如，使用氢气探测器对变压器周围进行全面检测，确保设备周围环境安全无泄漏。
3. 设备巡检：定期派遣专业人员进行设备巡检，检查变压器内部和外部是否存在异常情况，如渗漏、腐蚀等，确保设备正常运行。
三、氢气超标处理措施1. 绝缘油处理：若发现变压器绝缘油中氢气超标，需要及时对绝缘油进行处理。
可以采取真空脱气方法，通过使绝缘油处于真空中，促使氢气从油中析出并排出系统，降低氢气超标情况。
2. 维修更换：对于老化老旧设备和绝缘材料故障引起的氢气超标问题，需要进行设备维修或更换。
及时更换老化材料、修复损坏绝缘材料，确保设备正常运行。
3. 控制温度和湿度：变压器运行时，控制内部温度和湿度是减少氢气超标的重要手段。
可以采取通风降温、增加冷却设备、降低环境湿度等措施，确保设备温度和湿度在正常范围内。
变压器绝缘油含气量超标处理分析
变压器绝缘油含气量超标处理分析随着变压器在电力系统中的重要性日益凸显，对变压器绝缘油的质量要求也越来越高。
变压器绝缘油的质量直接关系到变压器的运行稳定性和寿命，而绝缘油中的含气量是影响绝缘油质量的重要因素之一。
含气量超标会导致绝缘油的绝缘性能下降，甚至可能引发变压器事故。
及时发现绝缘油含气量超标并进行处理分析是非常重要的。
一、含气量超标的原因分析绝缘油中的气体主要有两种来源，一种是在生产和储存过程中由于操作不当或设备密封不严等原因造成的气体进入绝缘油中，另一种是在变压器运行过程中由于变压器内部局部温升或局部放电等原因产生气体。
含气量超标的原因主要有以下几点：1. 生产和储存环节在绝缘油的生产和储存过程中，如果操作不当或设备密封不严，就会导致气体进入绝缘油。
在绝缘油的加工、贮存和运输过程中，如果设备和容器的密封性不好，就容易受到空气、水分和其他杂质的侵入，从而增加绝缘油中的气体含量。
2. 变压器运行过程中在变压器运行过程中，如果变压器内部出现局部温升或局部放电，就会导致绝缘油中的气体释放。
在变压器内部，当局部温升或局部放电达到一定程度时，就会产生气体，导致绝缘油中的气体含量超标。
绝缘油中的含气量超标会对变压器的安全运行和绝缘性能产生严重影响，主要表现在以下几个方面：1. 绝缘性能下降绝缘油中的气体会影响绝缘油的绝缘性能，导致绝缘油的介电强度下降，增加了变压器局部放电的发生概率，从而降低了变压器的安全性能。
2. 绝缘油老化加快含气量超标的绝缘油中的气泡会形成气泡导致局部油流速度增大，继而加快了绝缘油的老化速度。
气泡在绝缘油中的流动也会增加摩擦，导致绝缘油的温升增加，加速了绝缘油的老化。
3. 引发变压器事故当绝缘油中的气体含量超标时，会增加变压器内部的局部放电的发生概率，如果不能及时处理，就会进一步加剧绝缘油的老化，最终可能导致变压器事故的发生。
针对绝缘油中的含气量超标问题，需要采取有效的措施进行处理，主要包括以下几个方面：1. 检测分析首先需要对绝缘油进行含气量的检测分析，了解绝缘油中气体的种类和含量。
主变油中氢气超标排查及处理模版
主变油中氢气超标排查及处理模版主变油中氢气超标是变压器运行中的一种常见问题，超标的氢气含量可能会对变压器的安全运行产生不良影响。
为了及时排查和处理这一问题，本文将介绍一份主变油中氢气超标排查及处理模版，以帮助运维人员高效、规范地进行工作。
一、问题描述在工作中发现主变油中氢气含量超过了设定的上限值，超标严重程度可根据实际情况进行描述。
二、问题原因分析超标的氢气含量可能是由以下原因引起的，需要进行逐一排查：1. 绝缘油老化：绝缘油长时间使用后会逐渐老化，导致氢气含量增加。
2. 油中水分含量高：油中含有较高的水分会促进绝缘油的氧化分解，从而产生更多的氢气。
3. 变压器内部故障：变压器内部可能存在绝缘材料的老化、击穿等故障，导致氢气产生增加。
4. 变压器过载或短路：变压器长期过载或遭受瞬时短路会导致变压器内部温度升高，进而增加氢气的生成。
5. 变压器油泄漏：油泄漏会导致空气进入变压器内部，促进油的氧化，增加氢气含量。
三、排查流程1. 检查绝缘油的使用时间，判断是否老化，如若老化，则需对绝缘油进行更换。
2. 检查变压器绝缘系统的密封性能，判断是否存在油泄漏的情况，如若存在泄漏，应及时堵漏。
3. 检查变压器内部的绝缘材料，例如绝缘纸、绝缘垫等，判断是否老化或损坏，如若老化或损坏，应及时更换。
4. 检查变压器的运行数据，包括负载、温度、短路情况等，判断是否存在过载或短路现象，如若存在，应采取相应的措施进行处理。
5. 检查绝缘油中水分含量，如若过高，则需对绝缘油进行脱水处理。
6. 如未找到明显的问题原因，可考虑对变压器进行维修或更换。
四、处理方案根据问题原因的排查结果，制定相应的处理方案：1. 绝缘油老化：更换绝缘油，油品要符合相关标准，更换前需将变压器内的油进行充分热处理和过滤。
2. 油中水分含量高：采取适当的脱水处理方法，可以通过加热、真空抽取等方式进行脱水处理。
3. 变压器内部故障：根据故障类型进行维修或更换受损的绝缘材料，同时进行相应的绝缘测试和局部放电检测。
2024年主变油中氢气超标排查及处理
2024年主变油中氢气超标排查及处理引言：随着电力行业的快速发展，主变是电网的重要设备之一。
主变承担着将高压电能转变为低压电能的重要任务。
然而，由于长期运行和各种外部因素的影响，主变的绝缘材料逐渐老化，绝缘性能下降。
主变绝缘油中的氢气含量超标是主变故障的常见原因之一。
本文将对2024年主变油中氢气超标问题进行排查及处理的方案进行详细阐述。
一、氢气超标原因分析主变绝缘油中氢气含量超标的原因主要有以下几点：1. 绝缘材料老化：由于主变长期运行，绝缘材料的老化是导致氢气超标的主要原因之一。
绝缘材料老化导致绝缘性能下降，容易产生气体分解。
2. 油中水分：当主变绝缘油中的水分超过一定限度，会导致电解反应的发生，生成氢气。
因此，油中水分也是导致氢气超标的原因之一。
3. 过电压：主变在运行过程中，可能会受到外部过电压的影响，导致油中的气体分解，产生氢气。
4. 油质问题：如果主变绝缘油的质量不合格或受到污染，可能导致氢气超标。
二、排查方法为了及时发现主变绝缘油中的氢气超标问题，需要采取以下排查方法：1. 定期监测氢气含量：定期对主变绝缘油中的氢气含量进行监测，可以及时发现氢气超标情况。
可以选择使用氢气分析仪进行检测，根据检测结果判断是否存在氢气超标问题。
2. 检查绝缘材料状态：定期检查主变的绝缘材料状态，包括绝缘子、套管等，发现绝缘材料老化严重的情况及时更换，预防氢气超标问题的发生。
3. 检查油质情况：定期对主变绝缘油的质量进行检查，包括油的颜色、透明度等，发现油质问题时及时更换绝缘油，防止氢气超标。
4. 性能测试：定期对主变进行性能测试，包括绝缘性能测试、介质损耗测试等，发现问题及时进行维修，预防氢气超标问题的发生。
三、处理方法一旦发现主变绝缘油中氢气超标问题，需要采取以下处理方法：1. 更换绝缘油：当主变绝缘油中的氢气含量超标时，应及时更换绝缘油。
更换绝缘油时需要选择合格的绝缘油，并确保更换过程中不受到污染。
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变压器油氢气超标原因 Company number：【0089WT-8898YT-W8CCB-BUUT-202108】
新投运120MVA变压器油中氢气含量超标原因分析与处理
袁章福程振伟
(浙江华电乌溪江水力发电厂邮编：324000)
摘要新投运变压器，出现油中特征气体H2含量异常超标现象，本文对这一故障原因进行了阐述与分析，介绍了相应处理措施与实施效果，对相关专业人员有一定的借鉴作用。
关健词新变压器油中氢气单值升高原因分析处理结果
0 前言
变压器是电力系统的重要设备，确保它的安全运行具有极其重要意义。
浙江华电乌溪江水力发电厂湖南镇电站二号主变压器于2005年2月进行了技术更新，新变压器型号为SFS9-120000/220，由济南西门子变压器有限公司制造，具有免维修、噪声低、低损耗、吊芯式结构、外型美观等特点，于2005年3月18日投入运行。
变压器投运后运行正常，可在5月份的油样色谱分析试验中，发现油中H2含量异常升高，超过了规程中规定的不大于150 uL／L的要求，在随后的油色谱跟踪试验中，显示随着时间推移， H2含量持续增长，与其它特征气体相比，有明显的单值升高特征。
为此进行了分析与处理。
1 变压器技术参数及运行工况
变压器型号：SFS9-120000/220、
名称：三相三绕组无载调压油浸风冷升压变压器
相数：三相
冷却方式：ONAN（70%）/ONAF（100%）
使用条件：户外
额定容量：120/60/120MVA
额定电压：242±2×%/121/
额定电流：6598.3A
额定频率：50Hz
连接组号：Y N y no,d11、
空载损耗：
空载电流：%
器身重：108T
油重： T
总重：187T
厂家：济南西门子变压器有限公司
出厂日期：2004年12月
变压器投运前各项试验合格，油色谱试验数据如下：
气体含量单位:μ
湖南镇电站一至四号发电机组的主接线方式为“两机一变式”，三、四号机组接二号主变，机组额定容量为，因机组运行多年，自身存在缺陷，正计划改造，规定其运行出力不大于，故变压器投运后均未达到满负荷状态。
2 变压器油中H2含量超标情况及原因分析
油中H2含量超标情况
变压器投运后，按要求定期取油样色谱分析试验，数据如下：
气体含量单位:μL/L（下表同）
5月19日的油色谱试验数据显示，特征气体H
2含量超过了标准规定，CH
4
、C
2
H
4
等烃
类气体含量在规定范围内，经送油样至浙江省电力中试所油色谱分析试验比对，试验数据正确, 变压器油微水含量分析试验数据正常，要求进一步加强油色谱分析试验，测得相关数据如下：
六月份起取油样周期改为每周一次（表中数据未全部列出），期间进行了变压器油微水含量分析试验、变压器绕组绝缘电阻、吸收比试验、绕组tgδ测试、泄漏电流测试等，上述试验数据均正常。
原因分析
对于新投运的变压器来说，特征气体含量(除C2H2外)有一定的变化当属正常现象，因为在电场、热作用下，油中水分解、绝缘材料热分解会引起气体含量一些变化，当然这些变化量应在规定的范围内，并趋于稳定。
如果特征气体含量超过规定要求，H2含量大于150μL/L、总烃含量大于150μL/L、C2H2含量大于5μL/L时，均需引起注意，数据显示含量已远大于规定的150μL/L要求。
H
2
在《电力设备预防性试验规程》DL／T596—1996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL／T722—2000中对CO含量正常值提出了参考意见，认为密封室变压器其正常值约800 uL／L。
如总烃含量大于150μL/L，CO、CO2气体含量显着变化则反映了设备内部绝缘材料老化或故障现象，显然这一现象不存在。
电弧、火花放电、局部放电、油和固体绝缘热分解、水分解等因素均可引起H2含量升高。
特征气体C2H2含量稳定无变化，可排除电弧、火花放电的可能。
油和固体绝缘热分解可引起特征气体H2、CH4、C2H4、 C2H6、 CO、 CO2变化，实际上烃类气体含量变化不大，变压器油温一般在45～60℃间，故变压器无整体及局部过热现象。
局部放电要产生H2和CH4，随着温度升高，相继产生C2H6、C2H4，从烃类气体含量的变化看应无局部长期放电现象。
特征气体H2含量超标，而其他烃类气体成分含量变化不大，客观上可大致判断为设备受潮或进水。
回顾变压器运输、安装过程，正值春初多雨之时，安装前变压器本体充氮保护，安装当日上午晴空无风、相对湿度低于75%，满足安装条件，然而下午天气忽转阴雨，安装工作不得不马上中止，虽及时将变压器本体密封并抽真空、充氮保护,这一过程中难免有潮气浸入；第二次安装时，因进度原因，本体再次抽真空、充氮保护；另外，相关附件如连接管道、套管等，其端部接触面均有受潮现象，安装时仅清扫干净未采取进一步的处理。
故变压器本体内部受潮的可能性非常大。
此外，变压器内的不锈钢材料可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放。
综上分析，变压器油中特征气体H2含量大幅上升的主要原因应是变压器内部受潮引起。
据有关研究资料，变压器本体总水量中，有 99％存在于固体绝缘纤维中，只有1％以下的水分存在于变压器油中，这主要是因为纤维素对水具有强大的亲和力。
固体绝缘中的水份只有在温度大于80℃时，才会从绝缘层表面逸出溶入油中，当温度下降后，又会吸附上绝缘层，因变压器油一直运行在70℃下，故油中水含量几无变化，变压器油微水含量分析试验反应不出受潮现象。
变压器绕组绝缘电阻、吸收比试验、绕组tgδ测试、泄漏电流试验正常，说明变压器绝缘仅表面受潮。
3 处理措施与效果
经与制造厂家联系，于9月初将变压器改检修，进行缺陷处理，针对变压器绝缘表面受潮、H2含量超标这一现象，采取二个处理措施，一是对变压器油进行脱气处理；二是抽真空去除变压器内绝缘层表面潮气。
将变压器油全部排入油桶,，现场用ZLJ-200二级真空滤油机进行循环加热脱气处理，油温加至60℃，经三天不间断的过滤，油色谱分析试验数据合格，如下：
同时用真空泵对变压器本体进行抽真空工作，如图示将真空泵与滑阀（6）连接，吸湿
器抽真空连接示意图
器（16）先拆下，端口用闷板密封，真空表接于排油阀（12）上，变压器各排气塞均关闭，滑阀（8）与（20）打开，各组散热器与油箱的连接阀也应打开（散热器一起抽真空），经查无误后，打开滑阀（6）和真空泵逆流止回阀（13），启动真空泵进行抽真空。
要求真空度（残压）≤1mbar(1Pa=，在必要真空达到后，最低抽真空时间≥24h，实际上在变压器油脱气期间，一直对本体抽真空至开始加注变压器油时为止。
当油位加
至离油箱顶还有10cm距离时，暂时停止注油过程，又继续抽真空24小时。
然后加满油。
相关试验合格后，于9月13日，二号主变压器投入运行，运行后的油色谱跟踪分析试验数据如2
经抽真空及脱气处理后，变压器内绝缘表面受潮故障得到有效消除，油中特征气体含量稳定，二号主变压器可靠运行。
4 结论
变压器的安装工作及为关健，其工艺好坏直接影响变压器的安全运行，除了应认真遵循设备安装说明及相关检修标准外，我们还应考虑作业环境、气候变化、附件存放等因素，要有应对措施，把好每一环节，从而确保变压器可靠、安全运行。
参考文献
1 变压器安装说明/西门子变压器有限公司
2 电力变压器检修导则DL/T 573-95
3 变压器故障诊断与修理/赵家礼、张庆达等编着—北京：机械工业出版社，
4 电力设备预防性试验规程DL/T 596-1996
5 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL／T722—2000
作者简介
袁章福男工程师从事水电厂电气一次设备点检工作
mail：
程振伟男工程师从事水电厂电气设备高压试验工作。