油浸式变压器检修维护手册解读.docx

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油浸式变压器检修维护手册解读

中广核太阳能光伏电站110KV油浸式变压器检修维护手册

一、电站主变压器的作用及意义

主变压器是光伏电站中最重要的电气设备，是光伏电站与电网电气联接的核心部件。

由于主变容量较大，故多采用油浸式。

在光伏电站正常发电过程中，它将光伏电站逆变器所发交流电升压后送入电网；在电站停发或热备状态下，为逆变器并网提供有效介质途径，在未设置备用电源情况下，是全站电源的重要保障，。

此外，主变压器是电网调度设备，主变的状态直接关系到全站乃至电网的安全运行，因此保障主变压器安全、稳定、可靠运行是光伏电站运维的一项重要任务。

二、油浸式变压器的结构及技术参数

公司大多投产及新建电站的油浸式主变压器多为天威保变及特变电工生产，具体结构可参考如下结构图。

以哈密电站一期为例，主变主要技术参数如下表所示。

序号

名称

参数

一

变压器基本技术参数

1

型式及型号

SZ11-20000/110

2

额定容量（MVA）（绕组温升65K）

20/20

3

最高工作电压（kV）

高压/低压

126/11.5

4

额定电压（kV）

高压/低压

110/10.5

5

额定电流（A）高压/低压

104.98/1154.73

6

额定电压比（kV）

121

8×1.25%/10.5

7

短路阻抗（%）

10.5%

8

联结组标号

Yn、d11

9

额定频率（Hz）

50

10

绝缘耐热等级

A

11

额定绝缘水平

高压侧

雷电冲击耐受电压峰值（kV）

480

短时工频耐受电压有效值（kV）

200

低压侧

雷电冲击耐受电压峰值（kV）

75

短时工频耐受电压有效值（kV）

35

中性点

雷电冲击耐受电压峰值（kV）

325

短时工频耐受电压有效值（kV）

140

12

损耗

空载损耗（kW）

19.5

负载损耗（kW）

88.4

附件损耗（kW）

-

13

效率（%）

99.6

14

局部放电量（pC）

≤100

15

噪音水平（dB）

≤65

16

无线电干扰电压（μV）

≤500

二

变压器套管

1

额定绝缘水平

高压侧

雷电冲击耐受电压峰值（kV）

480

短时工频耐受电压有效值（kV）

200

低压侧

雷电冲击耐受电压峰值（kV）

75

短时工频耐受电压有效值（kV）

35

中性点

雷电冲击耐受电压峰值（kV）

325

短时工频耐受电压有效值（kV）

140

2

套管外绝缘爬距

高压（mm）

≥3906

低压（mm）

≥357

中性点（mm）

≥2248

3

套管端子允许荷载（高压/低压/）

横向拉力（N）

1500/1500

垂直拉力（N）

1500/2000

水平拉力（N）

3000/3000

4

中性点套管端子允许荷载（横向/垂直/水平）拉力（N）

2000/1500/1500

5

套管式电流互感器

高压侧

电流比（A）

准确级

额定输出（VA）

中性点

电流比（A）

100～200/5

准确级

10P30/10P30

额定输出（VA）

≥30

6

冷却器

工作组数

备用组数

风扇电机功率（kW）、电压（kV）、数量

三

其它技术要求

1

轨距（mm）（纵向×横向）

2

运输重（T）

3

上节油箱重（T）

4

油重（T）

5

总重（T）

6

变压器外形尺寸（mm）长、宽、高

7

变压器运输尺寸（mm）长、宽、高

三、油浸式变压器投运前的运维

1、试验前的检查

油浸式变压器在运行前均必须通过各项相关试验，试验必须为有资质的试验人员负责，且厂家人员必须在现场。

现场运维人员可配合相关试验人员，但不作为试验人员，在试验过程运维人员有知晓权。

检查项目如下：

检查分接开关位置，无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。

带有载分接开关的，检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。

变压器外部空间绝缘距离，应不小于下表规定

系统标称

电压/kV

设备最高电压

Um/kV

额定雷电冲击

耐受电压/kV

最小空气间隙/mm

10

12

75

125

35

40.5

200

340

66

72.5

325

630

110

126

480

880

132

145

按国标要求标准

按国标要求

注：

表中数据为海拔高不大于1000m数据。

当海拔高度超过1000m而小于2500m时，每超过100m按表中数据增加1%计算。

检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。

如果储油柜油面低于正常油面，可以从储油柜下的注油管加油，加油时，应先把注油管的活门上的放气塞打开，等放气塞流油后再进行加油。

检查接地系统是否可靠正确。

检查铁心接地，应保证一点接地，不能形成回路。

检查油箱是否可靠接地。

投入运行的组件阀门（事故放油阀、真空注油阀除外），是否呈开启位置。

气体继电器，升高座等装置应再次排气。

温控器的检测，按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。

对二次线路的检测，将高、低油温节点短路，或将过负荷电流继电器节点短路，通电后风机正常运转。

检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅通。

2、带电前的检查

为避免交叉作业，主变送电前的检查工作主体为现场工程人员负责。

但为保障现场运维人员技能水平，现场运维人员应熟悉各项检查工作。

检查项目如下：

变压器档位分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位，以消除油膜对接触电阻的影响，然后将档位对准，此时开关动静触头间的接触直流电阻小于500μΩ。

各分接开关要处于同一档位，且与线路电压相符合。

110kV油浸变压器套管中法兰引出的小瓷套，在变压器运行时，应可靠接地。

检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。

检查各保护装置，断路器整定值和动作灵敏度是否良好。

检查继电器保护，如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动试验。

检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。

检查储油柜吸湿器是否畅通。

重复检查接地系统是否接地可靠。

检查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，应适当调整保护系统整定值，以便有效的保护变压器。

在上述检查及试验项目符合要求时,方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。

四、油浸式变压器并网运行的运维

变压器并网运行的操作原则上由现场运维人员负责，在并网运行内的一周时间内，运维人员应加强对变压器的巡检力度，发现任何问题应立即与现场工程人员沟通、联系，保证设备的可靠、稳定运行。

1、油浸式变压器的投运

空载试运行，变压器应由电源侧接入电压后，作电压冲击合闸。

变压器空载冲击合闸，应注意下列事项：

空载冲击合闸前，变压器应静放24h以上，装配放气塞的升高座和套管要定时放气。

空载冲击合闸前，过流保护动作时限应整定为零，气体继电器信号回路暂接入分闸回路上。

电源三相开关不同步时差应小于10ms,合闸应有避雷器保护，变压器中性点应可靠接地（应直接接地）。

空载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的5％，合闸次数最多应为5次，第一次受电后持续时间应不小于10min,每次合闸间隔时间应不小于5min。

试验结束后，应将气体继电器信号接点接报警回路，分闸接点接分闸回路，并调整过流保护限值。

2、带负载试运行：

空载试运行24h无异常后，可转入带负载运行，应逐步分级地从25%、50%、75%到100%增加负载。

在带一定负载连续试运行24h后，变压器主体及附件均正常，变压器便转入正常运行。

注：

在巡检过程中，现场运维人员必须使用温度测试仪或热成像仪，对变压器本体及接线端子等附件进行有针对性的检查；变压器运行中声音是均匀的电流声音，如发现声音异常，明显增大、或者存在局部放电响声，应该立即找出原因、采取措施，必要时可采取降低负荷或停运变压器等手段。

五、油浸式变压器正常运行中的维护

第一节检修周期

1、大修周期：

在投入运行后的10年大修一次。

运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。

当承受出口短路后，应考虑提前大修。

事故泄油池5年清理一次

2、小修周期（应安排在每年春秋检，或线路停运时）

电站油浸式主变应每年进行一次小修。

3、附属装置的检修周期

保护装置和测温装置的校验，每年一次。

冷却风扇电机分解检修，每年一次。

自动装置及控制回路的校验、检查、清扫，每年一次。

4、有载分接开关的检修周期

取样时发现油质低于标准时应更换油或过滤。

即使油耐压超过30KV以上，每年应更换新油一次。

新投入运行的有载分接开关在切换5000次后或虽未达到5000次但运行满1年后，应将切换部分吊出检查。

当操作满50000次后应对切换开关进行检修；分接开关工作五年后，即未满50000次也应进行检修。

5、电容套管

应根据电气试验及密封材料老化情况确定。

第二节检修项目

1、大修项目：

检修前制订大修方案以及器材准备工作。

吊芯、吊罩检查器身。

对绕组（线圈）、引线的检修，有载（无载）分接开关的检修。

对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。

油箱及附件检修，包括：

套管、储油柜（含胶囊、隔膜）、压力释放阀、呼吸器等。

装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。

瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。

冷却器：

风扇电机、油流继电器、阀门、管道、净油器等附属设备的检修。

进行必要的绝缘干燥处理。

变压器油的处理或换油（110KV及以上电压等级者真空注油）。

清扫外壳，进行除锈喷油漆。

大修后的试验和试运行。

2、小修项目

检查并消除已发现的缺陷。

检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。

放出储油柜集污器中的油泥，检查油位计，必要时对套管、变压器本体和有载开关加油。

检查各部密封胶垫，处理渗漏油。

冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。

套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。

各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。

各部油阀和油堵的检查处理。

有载分接开关的检修和操作试验。

检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。

油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。

按规定要求进行测量和试验。

有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。

1测量触头接触电阻。

2测量限流电阻值。

3检查分接开关动作顺序。

4传动装置和控制装置的检查。

5绝缘油试验。

第三节检修工艺的基本要求

1、检修前准备工作

①大修前应先了解变压器的运行状况，主要内容有：

了解变压器在运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。

变压器上次大修的技术资料和技术档案。

了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运行情况）。

查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压器的绝缘状况。

查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷，

进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目（如干燥、油处理等）。

②编制大修工程技术、组织措施计划，主要内容有：

⑴人员组织及分工。

⑵核实检修项目及制定施工进度。

⑶特殊项目的施工方案，确保施工安全、质量的技术措施，现场的防火措施。

⑷主要施工工具和设备明细表，主要材料明细表；

⑸绘制必要的施工草图和蓝图。

⑹准备技术记录表格，确定应绘制和校核的备品配件图纸。

⑺落实大修用料。

③安排施工场地

大型电力变压器的检修工作，在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。

同时应注意带电设备的安全距离，妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。

④做好下列物资准备

⑴材料（包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等）。

⑵起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。

⑶真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等（滤油机、油罐、油管必须要清除潮气和污脏）。

⑷安全用具和安全设备（包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷布和消防器材等）。

⑸试验仪器仪表。

⑹烘潮设备。

第四节变压器的分解、起重搬运和组装

1、分解检修和组装顺序

办理并完成停电工作手续，进行修前电气试验，对变压器进行一次全面外观检查，并做好记录。

拆除变压器引线和二次回路，放油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器（包括潜油泵和风扇）、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置，分别进行校验、检查和修理。

在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。

拆除部件后及时用封板封好孔洞，以防尘防潮。

油全部放出并进行过滤处理。

拆除无载分接开关操作（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。

检查器身状态，进行各部件操作杆（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。

清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。

装回钟罩（器身），更换密封胶垫，检修油门，紧固螺栓后真空注油。

安装冷却器等附属装置。

安装套管并装好内部引线。

注变压器到规定的油位线。

油压试漏。

大修后试验。

2、分解和组装时应注意的问题

拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗（油箱内的除外），如有损坏应修理或更换，然后妥善保管，防止丢失或损坏。

拆卸时应先拆小型仪表和套管，后拆大型铁件，组装时顺序相反。

冷却器、防爆器、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带电流互感器的升高座尚应注入合格的变压器油。

对易损部件（套管、油位计、温度计等）拆下后应妥善保管，以防损坏，套管应垂直放置，并且用新塑料布包扎好防潮防尘。

组装后要检查冷却器、净油器和瓦斯继电器油门位置。

对套管升高座、上部孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔进行多次排气。

拆卸无载分接开关操作杆时，务必记住分接开关的位置并做好标记，对于有载分接开关必须置于整定位置。

认真作好现场记录工作。

装配后的变压器零件要完整无缺，缺少的零件应在大修中配齐。

3、起重工作

起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。

根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。

钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上，刚吊紧钢绳时，应再次检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。

起吊器身（钟罩）时，吊绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊杆或调整绳索，使器身（钟罩）保持平衡。

起吊过程中，器身与箱壁不得碰撞。

器身（钟罩）四角应系缆绳，并由专人扶持，使其保持平稳。

起吊过程中上升或下降速度不宜过快，并掌握重心防止倾斜。

放落时，应事先选好地点，摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。

复位时，应套好箱沿密封胶垫，安放平整，并用U形卡子固定好。

复位时，器身（钟罩）应对准位置，平稳下降，注意器身与箱壁四周的距离。

防止碰伤器身。

器身（钟罩）下降至接近箱沿时，应注意对正四周的螺孔，装上螺栓，取出U形卡子，注意防止密封垫变位，器身（钟罩）下降压正后，对称均匀紧固螺栓。

吊装套管时，其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致，并用绳子绑好，防止碰撞及翻倒。

起吊工作应明确分工，专人指挥，并有统一的信号。

采用汽车起重机工作时，应注意起重臂伸张的角度，起重过程中回转角度与附近带电设备之间的安全距离，必要时应设置专人监护。

在检查过程中，器身（钟罩）不宜长期在空中停留，检查时器身（钟罩）必须放置平稳。

变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长，否则应采取抽真空防潮措施。

第五节变压器的检修工艺及质量要求

1、器身检修

应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等）。

对异常情况要查找原因并进行检修处理，同时要作好记录。

器身暴露在空气中的时间（从开始抽油至开始注油止，放完油的时间越短越好）：

相对湿度≤65%—16小时，相对湿度≤75%—12小时，当器身温度低于周围气温时，宜将变压器加热，一般高出10℃。

器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。

检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工作服和软底鞋，戴清洁手套（防汗），禁止用手接触线圈与绝缘物，寒冷天气应戴口罩。

油箱底应保持洁净无杂质。

2、线圈检修

检查相间隔离板和围屏，检查有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常，应做针对处理。

检查线圈表面是否清洁，匝绝缘有无破损。

检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。

检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷（白布或泡沫塑料）轻轻擦洗。

有手指按压线圈表面，检查其绝缘状态，有无凹陷和松弛现象。

3、铁芯检修

检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹、有无松脱，上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的油垢杂物，可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。

检查铁心，上下夹件、方铁、线圈压板（包括压铁）的紧固度和绝缘情况。

检查穿铁心和夹件的油道，应畅通，油道垫块无脱落和堵塞现象。

检查铁心地片的接触及绝缘情况。

检查铁芯与定位钉（变压器运输用）的距离。

4、引线检修

检查引线及引锥的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接是否良好，有无过热现象。

检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好，有无过热现象。

引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否符号要求。

检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情况。

检查引线与各部位之间的绝缘距离。

检查套管将军帽密封是否良好，套管与引线的连接是否紧固。

5、油箱及钟罩检修

检查油箱内部清洁度。

清扫强油管路，并检查强油管路的密封情况。

检查套管的升高座，一般升高座的上部应设有放气塞，对于大电流套管，为防止产生涡流发热，三相之间应采用隔磁措施。

检查油箱（钟罩）大盖的箱沿应保持平整，接头焊缝须用砂轮打平，防止出现凹凸不平，箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。

检查铁心定位螺栓。

检查隔磁及屏蔽装置。

检查油箱的强度和密封性能。

检查油箱及大盖等外部，进行清扫除锈（特别是焊缝），如有砂眼渗漏应进行补焊，重新喷漆。

6、冷却装置检修

一般冷却器（散热器）检修

①清扫冷却器（散热器）表面。

②用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏。

扁管0.1——0.15Mpa10小时。

③用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，须加热油进行。

④将内部油排净后加垫密封。

7、油浸式套管检修

瓷套外观检查并清扫。

套管分解时，应依次逐个松动法兰螺丝，防止受力不匀损坏套管。

拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。

拆导杆和法兰螺丝前，应防止导杆摇晃损坏瓷套。

对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。

擦拭油垢，检查瓷套内部。

组装过程中，注意胶垫位置应放正。

8、套管型电流互感器检修

检查引线标志是否齐全。

更换引出线线柱的密封胶垫。

必要时进行伏安特性试验。

测量线圈的绝缘电阻。

9、分接开关检修

①检查开关各部件是否齐全完整。

⑴检查开关各部件是否齐全完整。

⑵松开上方定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头是否灵活，上部指示位置是否一致。

⑶检查动静触头间接触是否良好，触头表面状态是否良好。

⑷检查触头分接线是否紧固有无松动。

⑸检查分接开关绝缘件状况是否良好。

⑹拆装前后指示位置必须一致，三相手柄及操作机构不得互换。

⑺检查绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好。

⑻发现开关绝缘受潮或在空气中暴露时间过长，应进行干燥。

②有载分接开关检修

⑴按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修（50000次）。

⑵检修时，切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时，相对湿度不大于65%，否则应作干燥处理。

⑶取油样进行化验，油不合格应换油。

⑷吊出切换开关清洗干净。

⑸检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂，各触头编织软联结有无损坏，动静触头的烧损程度，过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的变换程序。

⑹复装。

注油，也可同本体一起真空注油。

10、电动机构的检修

①一般部分

⑴箱子的防水性。

⑵齿轮盒的密封。

⑶所有的接地部分。

②操作试验

逐级控制操作试验。

凸轮开关动作检查试验。

误相序的安全线路检查。

电气和机械限位的动作检查。

安全保护开关检查

空气开关的检查

电热器的检查

其它附件检查

11、储油柜的检修

①普通式储油柜

⑴打开侧盖，清洗检查内外表面，清扫积污器、油位计、油塞等零部件。

⑵更换各部密封垫圈

②胶囊式储油柜

其检修程序与普通式储油柜基本相同。

安装程序如下：

⑴放出储油柜的存油，将其内部清扫干净。

⑵检查胶囊的密封性能。

⑶用干净布擦净胶囊外壁，从人孔把胶囊放入储油柜。

⑷将胶囊用尼龙绳挂在挂钩上，连接好引出口，然后拧紧人孔法兰。

③隔膜式储油柜

⑴分解检修前可先充油进行密封试验。

⑵拆下各部连管（呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等）。

⑶拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计。

⑷分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。

⑸清扫上下节油箱。

⑹更换密封垫圈。

⑺检查后分解程序相序程序组装。

12、呼吸器检修

倒出内部吸湿主剂，检查剥离罩完好，进行清扫。

把干燥的吸湿剂装入。

更换胶垫。

注油到合适位置使形成油封。

13、净油器检修

倒出硅胶（活性氧化铝）用干燥清洗的变压器油净油器内部和联管清洗干净。

检查各部件完整无损关进行清扫。

检查下部滤网有无堵塞、洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤过网，密封完好。

14、压力释放阀检修

清扫更换密封垫。

上部爆膜片应完整无裂纹。

15、瓦斯继电器检查

外部检查，检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整，接线端了及盖板上箭头标志是否清楚，各接合处是否渗漏油。

冲洗干净。

检验动作、绝缘、流速校验合格。

16、蝶阀、油门及塞子的检修

检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封，更换密封垫圈。

油门应拆下分解检修，研磨并更换密封填料。

对放气（油）塞全面检查并更换密封圈。

17、测温装置的校验

每2年校验一次。

18、变压器的整体组装及注油：

①整体组装的准备工作

组装前应彻底清理散热器（冷却器）、储油柜、防爆器（安全气道）、油管、不带电流互感器的升高座、套管及春所有零、部件组件，用合格的变压器油冲洗与变压器直接接触的零、部组件。

变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，并作记录。

安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理，并作记录。

有安装标志的零件与部件，须按照安装标志指示的部位组装。

变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。

在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。

组装组件时，应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。

油箱顶部若干上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封。

所有密封胶垫换新品，尺寸符合要求，受力压缩均匀，压缩量为2/3为宜。

大型变压器采用真空注油工艺注油。

注：

储油柜不参加抽真空。

冷却器连同主体一同抽真空。

⑶在1小时内均匀提高真空度，达8ⅹ104Pa维持1小时，，如无异常，则将真空度逐渐加至9.75ⅹ104Pa维持1小时，检查油箱