变压器油氢气超标原因
主变压器油含气量超标原因分析及处理
主变压器油含气量超标原因分析及处理针对内蒙古京泰发电有限责任公司二号主变压器在检测中多次出现含气量超标的问题，简述含气量超标危害，对二号主变压器进行全面检查，分析含气量超标原因，查找故障点，并通过渗漏点焊接、调整平衡蝶阀、真空滤油等检修技术措施，降低并消除油中气体含量，恢复变压器正常运行。
标签：变压器；含气量；超标；处理变压器是电力系统中输变电能的重要设备，它担负着电压、电流的转换任务，它的安全性能直接影响系统的经济运行，变压器的安全、可靠是通过其内部的绕组及变压器油的绝缘油性能来保证的。
1 设备概况内蒙古京泰发电有限责任公司二号主变为特变电工衡阳变压器有限责任公司制造，型号为：SFP-370000/500，额定容量为370000kV A，额定电压为500kV。
二号主变于2010年3月投运至今，共进行过3次C级检修。
在2012年11月份之前进行的油中含气量检测中，油中含气量最大值为2.39%，在2012年11月份年度例行油化验试验中发现油中含气量为8%（标准为≤3%），随后对变压器油多次取样，送内蒙古电科院对变压器油中含气量进行复测。
2 变压器油中含气量超标危害2.1 降低绝缘强度气体在油中的溶解度具有饱和临界值，在25℃和一个大气压下，可溶解10.8%（体积）的空气。
当小气泡附着在绕组表面逐渐形成大气泡而突然向上浮动时，经高电场区域，可能引起局部放电，并且含气的油在发生局部放电时还会产生二次气泡，进一步危害绝缘，甚至发生闪络。
2.2 加速绝缘老化绝缘油在温度的作用下，如果在接触空气中的氧气，会发生热（氧）老化。
老化的结果除产生水之外，还生成酸和油泥等。
油泥沉积在绕组和铁芯等的表面，会影响冷却效果、也会降低绝缘强度。
2.3 导致气体继电器动作若油中的含气量高，一旦温度和压力变化，将使气体逸出，导致气体继电器动作报警，甚至引起断路器跳闸。
3 含气量超标原因分析检查判断3.1 含气量超标原因分析通过对每次含气量检查结果数据分析，考虑到季节气温变化因素，认为含气量存在逐步上升趋势，并且上升率较快，初步分析存在油气接触现象。
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。
大型变压器油中含气量异常处理方法及原因分析
Power Electronics •电力电子Electronic Technology & Software Engineering 电子技术与软件工程• 237【关键词】变压器 含气量 色谱500kV 变压器按照《电力设备预防性试验规程》相关规定的要求，运行中变压器油每年应进行油中含气量、水分、击穿电压、介损等进行相关试验，试验时发现变压器油中含水量大于3，超过规程要求值，绝缘油色谱、微水、绝缘强度及介损数值等均正常。
针对此现象，结合现场实际，开展一系列检查及判断试验，为含气量超标的分析判断和处理方法提供指导意见。
1 经过某电厂500kV 变压器2013年投入运行，投运后两年内变压器油中含气量均在0.9以内，2017年6月份油中含气量达到6.3，调取同时期的油中溶解气体色谱分析数据、油中水分数据、油击穿电压数据、介损数据，并缩短试验周期，对以上数据多次测量，发现油中总烃含量、乙烯C 2H 4、甲烷CH 4、油中水分、击穿电压、介损等均在规程规定值范围内，未发现异常。
考虑到试验仪器和试验人员可能对数据产生一定影响，同月重新取样将油试品分别送至安徽某电力研究院和浙江某电力研究院，数据反馈仍大于规程要求值：一般不大于3。
同时将试验数据，与变压器装配的油在线监测装置进行对比，各项数据含量比较接近，在线监测装置中显示含氧量较大，说明油在线监测装置的数据比较准确可信。
2 原因分析2.1 含气量排查（1）变压器在安装前已对油进行检测，油中含气量在正常范围，运行3年期间试验正常，可以确定非油本身原因造成。
（2）充油电气设备如果发生电气故障，油中氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳的含量会变化及结合产气速率可大型变压器油中含气量异常处理方法及原因分析文/杨联联进行有效判断，氧气和氮气可作为辅助判断指标。
对以往及缩短试验周期的数据进行分析发现，油中总烃含量、甲烷CH 4、乙烯C 2H 4、油中水分、击穿电压、介损等均在规程规定值范围内，通过取样比较，CO 2/CO 的比值小于7大于3，CO 2绝对产气速率尚未超过注意值200ml/d ，CO 2增长不涉及变压器固体绝缘，CO 2单一增长原因，可能为变压器油从空气中吸收的CO 2。
主变油中氢气超标排查及处理范文（二篇）
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。
非故障设备中变压器油单氢含量异常增长的原因分析与处理
非故障设备中变压器油单氢含量异常增长的原因分析与处理摘要：在变压器等电气设备的预防性试验中，变压器油色谱分析氢含量超标问题较为常见。
根据近几年的绝缘油运行监测数据分析，单氢超标不一定引发设备故障，在单氢超标、且其他电气试验无异常情况下，设备仍可继续正常运行。
关键词：变压器油单氢超标分析处理本文主要探究非故障设备中变压器油单氢含量异常增长的原因及排查处理。
通过对韶关电网单氢超标的12台500kV高压电抗器、以及84台电流互感器的变压器油进行色谱追踪分析，结合红外热成像、绝缘耐压等试验，综合判断设备均无热性故障，初步判断单氢超标原因是出厂前脱气不彻底和微水电解产生。
新变压器绝缘材料中、新绝缘油中均可能含有少量水分、氢气，在电场持续作用下，容易析出氢气，这也是新投运变压器绝缘油在一段时间内氢含量持续增长的原因。
因此，投运前必须采用真空过滤法进行脱气和脱水，可将油中溶解度很小的水分及氢气脱离。
尽管如此，我们对上述设备采取缩短试验周期或加装油色谱在线监测装置措施，均正常运行至今。
有效节省了设备大修或更换成本。
1 非故障设备中变压器油中氢组分的来源2018年12，我部按检修试验规程要求对500kV某站500kV电抗器A相进行大修后投运1,4,10，30天绝缘油色谱追踪试验。
第30天时，试验发现该电抗器油中氢含量41.501μL/L，与上次采样试验值氢含量0μL/L相比，大幅度增长。
虽然远未达到规程规定的氢含量150μL/L注意值，按规定可恢复绝缘油色谱正常试验周期（每3个月一次）。
但该微小细节仍引起我部的重视，通过追踪试验发现该电抗器油中氢含量逐渐增长至181.843μL/L，属重大缺陷。
油色谱追踪情况如表1：表1：油色谱追踪情况(μL/L)备大大大大追追追氢（H2）相对产气速率：据DL/T722-2014变压器油中溶解气体分析和判断导则计算相对产气速率γ，％/月。
γ=2019年1月23日至2019年3月13日氢的相对产气速率γ1=67.54％/月；2019年3月27日计算，氢的相对产气速率γ2=33.55％/月，呈明显下降趋势。
柳坪水电站油浸式变压器氢气超标原因分析及处理
在局部过热 、 局部放 电、 火 花放 电或 电弧放 电， 根据 Ｄ Ｌ ／ Ｔ７ ２ ２ — ２ ｏ ｏ ｏ ￣ 变压器 油中溶解气体 分析 和判断 导则 》 对氢气 含量超 标
提 出 的参 考 意 见 （ 表 ２ ） ， 油 化 检 测 报告 中无 乙炔 气 体 ， 即 乙 炔 气
压、 闭 口闪点 、 介损等 试验都 合格 ， 符合标 准规定 ， 排 除 了氢气
老化受 电磁场作用产生氢 气的可能性 。 （ ２ ） 查询 １ Ｂ主变压器的运行数据 ， 未 出现短 路跳 闸现象 ， 未 出现过负荷运行状态 ， 未 出现操作过 电压情况 ， １ Ｂ主变压器 上层油温一直在 ６ ５℃以下运行 ， １ Ｂ主变压器 铁芯接地 电流低 于０ ． １ Ａ， 排除 了变压器 内部材料受热老化产生氢气的可能性 。 （ ３ ）因 １ Ｂ、 ２ Ｂ主变压器采用相 同的绝缘 油型号、 相 同的绝 缘油批次 ， 在相 同的时 间用相 同的方法取样 ， １ Ｂ主变油化 不合
ｚ ｎ ｕ ａ ｎ ｇ ｂ ｅ ｉ ｙ — ｎ ｇ Ｙ 。 ｎ ｇ ｕ Ｙ ａ ｕ 茎 鱼 坚 望 量 里 耋
柳 坪 水 电站 油 浸 式 变 压 器 氢 气 超 标 原 因分析 及 处 理
’ 李 彦 郭安 奎
（ 阿坝水 电开 发有 限公 司 ， 四川 成都 ６ １ ０ ０ ４ １ ） 摘 措施。 关 键词 ： 油浸式 变 压器 ； 氢气 超标 ； 预 防性试 验 ； 油 化试 验 要： 简 要介 绍 了柳 坪水 电站 １ Ｂ主变 压器 ， 并 对 发 现其 氢气 超标 缺 陷 的过 程 进行 了阐述 ， 然后 分 析 了缺 陷原 因 ， 最后 提 出 了处 理
关于750kV油浸式变压器油色谱氢气超标简要分析
关于 750kV 油浸式变压器油色谱氢气超标简要分析摘要：简要分析某750kV变压器从发现氢气超标、分析原因及最终处理的过程。
关键词：油浸式变压器；氢气异常；色谱分析引言随着科技的不断发展，人们对电的需求也提高了很多，电力行业不仅要提供足够的电能，而要可靠的提供电能。
变压器是输力系统中是十分重要的设备，对油浸式变压器油进行气相色谱分析已经变成判断油浸式变压器有无缺陷和故障的重要手段，可以判断故障类型以便于制定相应的处理措施。
1气相色谱法在充油电力设备中的应用气相色谱法是色谱法的一种，是以载气为流动相，利用色谱柱对混合气体进行物理分离的一种色谱法。
气相色谱法具有灵敏度高、定量精度高、高选择性、样品用量小、分析快速、定性重复性好、设备简单以及应用范围广泛等优点。
在充油电力设备中广泛应用该方法对变压器油中溶解气体的组分和含量进行检测，以便于分析设备的故障以及潜在的故障。
在实际生产中证明这种检测方法的开发和应用使充油电气设备内部存在故障的检测方法取得了里程碑的进步，尤其是这种检测方法可以在设备部停电的时候进行，因此可以点定期的对运行的充油设备进行内部故障诊断，以确保设备安全稳定的运行。
2实际案例分析某变电站750kV主变压器型号为型号ODFPS-500000/750，2019年06月制造，2020年03月完成安装，在保管期于2020年4月23日3号主变油进行色谱分析，发现油中氢气含量超出标准值，具体数据见下表：根据GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定:新装变压器油中总烃含量不应超过20μL/L ，氢气含量不应10μL/L 。
3事故分析现场选取主变C 相在作为产氢原因的排查从2020年4月26日~5月19日，选取主变C 相（产品编号1190028003）进行整体（冷却器）滤油，直至油中氢气含量低于2ppm 时停止滤油，滤油后关闭所有冷却器与储油柜之间的阀门，验证本体、冷却器、储油柜在单独密封条件下，是否有单氢增长的进行验证排查，各阶段色谱测试数据如下表从数据结果可以看出：（1）、5组冷却器内油中氢气增长较快（氢气含量在312-840ppm 之间）。
主变油中氢气超标排查及处理
主变油中氢气超标排查及处理主变油中氢气超标可能是由于主变内部出现故障导致的，这种超标情况对主变正常运行存在风险，需要及时排查和处理。
下面是关于主变油中氢气超标排查及处理的详细内容：一、超标原因分析1. 油泵故障：主变正常工作时，油轴承会产生磨损和摩擦，氢气是由于这些磨损和摩擦产生的。
如果主变的油泵失效或存在问题，会导致油液循环不畅，进而引起氢气超标。
2. 局部过热：主变内部某些部位可能会发生过热，例如油泵、绕组等。
过热会导致油液分解，产生氢气。
局部过热的原因可能是由于负载过重、绕组内部故障等因素引起。
3. 油质降解：主变油长时间使用后，会逐渐降解，形成氧化产品。
这些氧化产品会与水分反应产生氢气。
如果主变油长时间未更换或未进行保养，可能会导致氢气超标。
二、超标排查措施1. 检查油泵：检查主变的油泵是否正常工作，是否存在堵塞等故障。
可以进行油泵维修或更换，以确保油液循环畅通。
2. 检查绕组：使用红外热像仪等设备检查主变绕组是否存在过热现象，以确定是否需要进行绕组维修或更换。
3. 检测油质：取样分析主变油的油质，了解油质的降解情况。
可以通过对比分析，判断是否需要更换主变油。
4. 检查主变运行状态：检查主变运行时的电流负载、温度等参数，了解主变的运行状态。
对于负载过重、温度异常等情况，需要进一步排查故障原因。
三、超标处理方法1. 更换主变油：如果主变油质降解严重导致氢气超标，可以通过更换主变油来解决问题。
更换主变油需要选择合适的油品，同时进行油箱清洗，确保更换后的主变油质量符合要求。
2. 维修或更换故障部件：如果发现油泵、绕组等部件存在故障，需要及时进行维修或更换。
修复或更换故障部件能够恢复主变的正常运行，防止氢气超标。
3. 加强主变维护：加强主变的日常维护工作，定期对主变进行检查、检测，确保油质的正常状态。
包括定期更换主变油、清洗油箱等。
4. 加大运行监测力度：加强对主变运行状态的监测和记录，及时发现异常情况并及时处理。
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变压器油氢气超标原因 Coca-cola standardization office【ZZ5AB-ZZSYT-ZZ2C-ZZ682T-ZZT18】
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H
2
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H
2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， H
2
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
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H
2
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：
24
C 2H
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：
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C
2H
2
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，H
2含量大于150μL/L、总烃含量大于150μL/L、C
2
H
2
含量大于
5μL/L时，均需引起注意，数据显示H
2
含量已远大于规定的150μL/L要求。
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H
2
含量升高。
特征气体C
2H
2
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H
2、CH
4
、C
2
H
4
、 C
2
H
6
、 CO、 CO
2
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H
2和CH
4
，随着温度升高，相继产生C
2
H
6
、C
2
H
4
，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H
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
2
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H
含量大幅上升的主要原因应是变压器内部
2
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
含量超标这一现象，采取二个处理措施，一是对变压器油器绝缘表面受潮、H
2
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
变压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下，油中H2含量趋于稳定，符合规程要求。
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
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程振伟男工程师从事水电厂电气设备高压试验工作
电话：。