主变压器的安装(岭澳二期总结)

目录
1、说明
2、主变压器及附件技术资料
3、主变压器安装流程
4、施工前的准备
5、主变压器到货检查和运输
6、主变压器就位及检查
7. 变压器的油处理
8、主变压器附件安装
9、主变压器安装试验
10 主变压器安装记录
11、风险分析与应对措施
1、说明
本报告内容包括主变安装的电仪工作范围、工作方案及相关风险分析与应对措施，依据标书、岭澳一期经验、系统手册、岭澳二期程序和国内火电厂的相关经验编写。

本报告只作为电仪处进行主变压器施工管理的参考材料。

本报告以便于施工管理人员详细了解施工内容和相关程序要求以及在以往施工中的经验为目的，有利于施工管理人员在审核安装程序和作业程序时有所对照，找出需要完善的内容。

岭澳二期工程的施工用安装程序由广电院出版,施工用工作程序由施工承包商出版。

由于设备招标尚未结束，设计还在进行中，本报告将根据情况做相应的修改和完善。

2、主变压器及附件技术资料
2.1工程概况
岭澳核电站（广二核）二期共建两台机组，单机容量为1000MW，发电机出口电压为26KV，通过断路器器连接到由三台单相变压器组成的主变压器组。

主变压器出口电压为500KV，与GEW系统的EHV SF6设备端连接，连至500KV开关厂。

岭澳核电站二期3、4号机油变压器主要包括三个单相主变压器及其备用相共4台，主变压器容量为3×420MVA，主变压器为单相无负载调压风冷变压器，单相运输重220吨，单相尺寸：6000×7500×4500，单相主变压器附件及油重50吨。

高压厂用变压器共4台，容量为68/34/34MVA，厂用变压器为低压侧双分裂绕组的三相变压器，厂用变压器不带油运输重85吨，注油重107吨，主变压器和高压厂用变压器都安装在TA平台上。

3号机组变压器设备计划于2008年9月15日到达广二核码头，其中4台主变压器（1台备用）与降压变压器一起到货。

运输工作由广东省火电工程总公司完成，就位和安装工作由常规岛安装承包商完成。

2.2 主变布置
2.2.1 主变压器布置于室外汽机房的南侧。

单相变压器排列组成一个三相变压器，每相之间设防火墙。

三角形接线接于低压端子上方。

在中性点与主接地网之间连接中性线。

2.2.2 在主变高压端子与垂直安装的SF6绝缘母线之间固定EHV-SF6设备端子。

2.2.3 高压厂用变压器布置于主变与汽机房墙之间，每台变压器安装于与相邻变压器用防火墙隔开的独立的位置。

2.2.4 每台变压器与相邻变压器用防火墙隔开，每个隔开的场地均设有自动高速喷雾火灾保护系统。

（详见JPT系统手册）
2.2.5 每台变压器均设有事故油泻，变压器油排向SHE系统进行油和水（雨水及消防水）分离。

其他水区域的雨水排入SEO系统。

在变压器区的基础下予埋有一个接地网，该网是全厂接地网LTR的一部分。

连接到接地网的设备及其接地点的数量如下：
数量
高压避雷器 3
每台变压器的油箱 2
主变高压中性点CT一次侧 2
高厂变“A”中性点设备 1
高压接地开关 3
每组钢结构 1
每个控制箱 1
与汽机厂房的接地母线GSY的连接 3
2.2.6 备用变压器（主变压器单元设一相，高压厂变设一台）充满油放置于一个指定的独立的地方，所有变压器设有防火保护。

2.3 主变特性
2.3.1 概述
额定功率 MVA 3X400
电压比 KV 525/24
接线组别 YNd11
冷却标识 ODAF
抽头变化范围% +5
% -5
抽头级差% 2.5
阻抗% 15(以3X400MV A,525KVW
为基准) 容许误差% 5
基本冲击耐压（峰值）
全波和截波1.2/50us
高压KVP 1550
高压中性点KVP 200
低压KVP 170
温升
油面℃55
绕组平均℃65
2.3.2 运行特性(待设备招标后由厂家资料确定)
2.3.3 主要特性(待设备招标后由厂家资料确定)
2.3.4 冷却系统(待设备招标后由厂家资料确定)
2.3.5 储油箱(待设备招标后由厂家资料确定)
2.3.6 储油箱呼吸系统类型(待设备招标后由厂家资料确定)
2.3.7 无载分接开关(待设备招标后由厂家资料确定)
2.3.8 保护装置(参见GPA系统手册)
变压器油温报警
变压器瓦斯保护跳闸+报警
低压绕组温度报警
油箱压力释放跳闸+报警
油箱低油位报警
OLTC油箱低油位报警
交流电源故障报警
直流电源故障报警
2.3.9 超高压中性点套管
用于保护电流互感器CT变比准确级额定二次负荷电阻Rbn 零序过流1、零差1 2000/1 TPY 5Ω
零序过流2、零差2 2000/1 TPY 5Ω
2.4 主变设备描述
2.4.1 铁芯(待设备招标后由厂家资料确定)
2.4.2 绕组(待设备招标后由厂家资料确定)
2.4.3 主绝缘结构(待设备招标后由厂家资料确定)
2.4.4 无载调压开关
2.4.5 终端
两个油/空气瓷型低压套管与离相封闭母线连接,并安装在空气中。

油/SF6电容器高压套管由500KV变压器提供，并提供一个瓷型中性管套。

2.4.6 储油箱(待设备招标后由厂家资料确定)
2.4.7 冷却装置(待设备招标后由厂家资料确定)
2.4.8 报警指示和保护(待设备招标后由厂家资料确定)
2.4.9 超高压中性点连接
中性点之间通过管型导体连接，并由固定于钢支架上的支柱绝缘子支撑，该支柱绝缘子的绝缘水平与中性点的绝缘水平相同。

中性点连在一起然后接地。

保护用CT装于各相中性点引出套管上。

连接要满足在超高压系统任何一点发生线对地接地故障时的短路电流的要求。

3、主变压器安装流程
4、施工前的准备
4.1 文件准备
4.1.1 主变压器安装程序已出版并可用
4.1.2 主变压器安装工作程序出版并可用
4.1.3 变压器油处理工作程序出版并可用
4.1.4主变压器卸货运输工作程序出版并可用
4.1.5主变压器就位工作程序出版并可用
4.1.6 主变压器施工用图纸完整、正确并可用
4.1.7 质量计划已编写、审核完毕，且已经过批准实施。

4.2 施工设备材料准备
4.2.1 材料齐全并经过验收合格，需加工制作的部件准
备齐全。

4.2.2 干燥设备、滤油设备和验油仪器等专用工器具齐
全，性能可靠
4.2.3 运输车辆和吊机检验好用,符合程序要求
4.2.4 安全设施齐全，脚手架等已悬挂验收牌；危险因素辩识清楚，针
对措施得力可行，责任到人。

4.2.5 干粉灭火器等消防器材准备充分。

4.3 人员培训
4.3.1 施工人员经过相关培训考核合格。

4.3.2 施工人员必须熟悉施工图纸、有关技术资料和施
工现场情况。

4.3.3 施工前对作业人员进行质量、安全、环保、技术
措施交底。

4.4 土建条件
4.4.1 变压器基础及周围的土建施工已全部完毕，并经
验收合格。

4.4.2 变压器基础周围道路地面平整、坚实，满足变压
器的运输和吊装。

4.4.3 岭核一期时的经验
1) 道路协调、道路承载问题：主变压器单台重223吨，
加上运输车重，要求地面承载力p≥20N/m2，而吊机卸货位置的气体绝缘导体廊道，土建承载力要求达到30N/m2（加上500t吊机的自重）。

由于运输车辆长23m（车头长4m，车身长19m），在运输备用主变压器时，还必须有倒车位置，故拐弯半径必须能满足要求。

现场的混凝土道路为7m，且有路牙石，要求土建沿运输道路回填并撤除部分障碍物，以方便运输。

2）土建标准：高差为±5mm，对平整度无特殊要求，安装部门要求变压器基础的平整度必须达到±2mm，经讨论达成的共识是由每台变压器防震垫组成区域的平整度，要求土建承包商打磨防震垫区域。

5、主变压器到货检查和运输
5.1 变压器到场检查
变压器到达码头卸货之前,由业主、供货商现场代表、施工方代表、质量保证部、质量控制部有关人员上船检查变压器外观、充气压力、震动记录附件等是否符合程序要求，作好记录并签字认可。

具体包括：
5.1.1油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。

5.1.2油箱箱盖或钟罩法兰及封板的连接螺栓应齐全，紧固良
好，无渗漏；浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。

5.1.3充油套管的油位应正常，无渗油，瓷体无损伤。

5.1.4充气运输的变压器，油箱内应为正压，其压力为0.01～
0.03MPa。

5.1.5 装有冲击记录仪的设备，应检查并记录设备在运输和装卸
中的受冲击情况，设备受冲击的程度以重力加速度g表示。

g值的大小，国内尚无标准，一般由制造厂提供或由定货合
同双方商定，一般认为3g左右。

5.1.6 记录时应同时记下当时的温度。

注意:此时不应当关闭震动记录仪。

5.2 变压器的运输
5.2.1 在变压器运输过程中,成立专门的组织机构,处理、协调各种关系。

以广东火电现场经理为总指挥，下分：安全监督（安监工程师及监护人员）、起重组、运输组、技术组、质量控制组。

5.2.2 编制可行的运输计划
岭澳一期的运输计划是:
由于4台主变和3台降压变同时到货,运输设备有400t拖车一辆,200t拖车两辆,卸货用吊车4600S一台,考虑现场卸货情况安排运输次序,每台主变卸货后,安装承包商直接安排拖运就位,尽可能不影响下一台的运输.降压变较轻可以在运输主变过程中用其他车辆穿
插运输。

5.2.3 由于受现场起吊设备限制,4600S吊机臂长仅为7米且不能作任何旋转,故对主变压器装车方向要求严格,否则就位无法调整高低压侧的朝向.
5.2.4 运输承包商和安装承包商的接口
由运输承包商用4600S吊机卸货至安装承包商铺设的轨道上,由安装承包商拖运就位。

5.2.5 变压器卸货时,4600S吊机吊起变压器、撤走运输车辆、敷设轨道到吊机底部，前后需历时30多分钟。

在敷设轨道过程中，变压器与地面中间垫枕木，以防吊机钢丝绳断裂时缓冲变压器受到的冲击，确保设备安全。

6、主变压器就位及检查
6.1 变压器就位
说明:本文介绍岭澳一期的方案和实施过程
6.1.1 就位方案3台主变压器和降压变压器,用吊车起吊后放置在拖运轨道上,采用拖运就位的方式完成就位。

6.1.2 基础划线对变压器基础进行测量之后，画出变压器中心线,一直延伸至运输道路上变压器的卸载点。

同样，要画出拖运轨道相应的线，保证敷设轨道时，与变压器中心线对准。

画好抗震垫和消音带的具体位置。

6.1.3 道路要求清理道路和操作区域，封闭相关道路，设置警示牌，禁止无关人员进入现场。

6.1.4 放置拖运工具由于就位路径各部位的标高不同，要在变压器基础和运输路面之间用脚手板和钢板进行找平。

变压器运抵现场，把变压器起吊，拖车开走之后，用吊车把托运轨道和旱船放置在变压器之下。

如图1、图2所示。

6.1.5 由运输分包商(广东火电公司)将变压器放置在旱船上，应注意变压器中心线与基础中心线对齐。

6.1.6 就位前的检查卸车后，立即检查变压器箱体内的气体压力是
否符合要求。

着重检查震动记录仪的指示，并做相应的标记。

6.1.7 准备两套两门滑轮组固定在主变两侧和两套两门滑轮组固定在主变基础北侧的两个地锚上。

6.1.8 钢丝绳缠绕按二、三走五进行穿绕。

钢丝绳出绳端接两台50t 汽车吊，用两台50t汽车吊进行吊拉。

吊拉过程中应注意两台汽车吊应同步进行。

6.1.9 沿拖运轨道拖运变压器，直至位于变压器基础之上。

拖运过程中根据主变压器前进情况可适当改变汽车吊位置，使汽车吊在额定工作半径内作业。

6.1.10 移动变压器的过程中，注意保持两条中心线重合，出现偏差随时调整。

6.1.11 在变压器基础四角放置液压千斤顶，对准变压器底座的4个加强板，千斤顶下敷设钢板或枕木，用于保护基础。

6.1.12 用4个液压千斤顶同时逐步顶起变压器，移去拖运轨道和旱船。

6.1.13 对照图纸在基础上放置抗震垫。

6.1.14 变压器放置到基础上，采取分次降低的方法逐步降低变压器，放置在基础上：每次降低，在到达千斤顶的行程之前，变压器底部垫上枕木，然后降低变压器，使其降在枕木上。

撤除千斤顶底部的枕木后，再次用千斤顶顶起变压器，撤除变压器底部的枕木，降低变压器，直至放置在基础之上。

6.1.15 检查中心线重合情况和抗震垫的安装是否适当。

6.1.16 进行变压器就位后的检查（内容和上船检查相同）。

6.1.17 清理现场。

6.1.18 变压器在就位过程中的维护工作要按照相应的维护程序进行。

6 .2 主变压器就位后的检查
6.2.1 就位后的外观检查（内容和上船检查相同）
6.2.2 铁芯绝缘测量
6.2.3 充气运输的变压器，当不能及时注油时，应继续充与原充气体相同的气体保管，但必须有压力监测装置，压力应保持为0.01～0.03MPa。

6.2.4 初次真空注油(具体内容见
7.变压器油处理)
6.2.5 器身检查
6.2.5.1变压器运达现场后，应进行器身检查。

器身检查可为不吊罩直接进入油箱内进行。

当满足下列条件之一时，可不进行器身检查。

6.2.5.1.1 制造厂规定可不进行器身检查者。

6.2.5.1.2 容量为1000kVA及以下，运输过程中无异常情况者。

6.2.5.1.3就地生产仅做短途运输的变压器，如果事先参加了制造厂的
器身总装，质量符合要求，且在运输过程中进行了有效的监督，无紧急
制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。

6.2.5.4 器身检查时，应符合下列规定：
（1）周围空气温度不宜低于0℃，器身温度不应低于周围空气温度；当器身温度低于周围空气温度时，应将器身加热，宜使其温度高于周围空气温度10℃。

（2）当空气相对湿度小于75%时，器身暴露在空气中的时间不得超过16h。

（3）调压切换装置吊出检查、调整时，暴露在空气中的时间应符合表1的规定。

表1调压切换装置露空时间
（4）空气相对湿度或露空时间超过规定时，必须采取相应的可靠措施。

时间计算规定：带油运输的变压器，由开始放油时算起；不带油运输的变压器，由揭开顶盖或打开任一堵塞算起，到开始抽真空或注油为止。

（5）器身检查时，场地四周应清洁和有防尘措施；雨雪天或雾天，不应在室外进行。

6.2.5.5 变压器器身检查前采用注油排氮，器身检查时准备如下：
（1）器身检查参加部门：业主、供货商现场代表、施工方代表、质量保证部、质量控制部有关人员。

选天气晴朗无风的一天施工。

在器身检查和附件安装过程中要施工的变压器中通入干燥空气防潮，工作完成后及时抽真空。

（2）变压器器身检查现场不准无关人员进入，设专人看护工具，并进行建帐登记，检修后对工具进行检查，不应缺少。

（3）器身检查过程中，每小时应记录一次温度与湿度；器身检查时应有防尘措施；雨、雪或雾天严禁进行工作。

（4）检查人员进入器身必须穿专用工作服，除所用工具外不得带入任何金属物品。

6.2.5.6 器身检查的主要项目和要求应符合下列规定：
（1）运输支撑和器身各部位应无移动现象，运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除，并经过清点作好记录以备查。

（2）所有螺栓应紧固，并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。

（3）铁芯检查：
a．铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；
b．铁芯应无多点接地；
c．铁芯外引接地的变压器，拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好；
d．打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件
间的绝缘应良好；
e．当铁轭采用钢带绑扎时，钢带对铁轭的绝缘应良好；
f．打开铁芯屏蔽接地引线，检查屏蔽绝缘应良好；
g．打开夹件与线圈压板的连线，检查压钉绝缘应良好；
h．铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。

（4）绕组检查：
a．绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象；
b．各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞；
c．绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。

（5）绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的封闭应良好。

（6）引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，其固定支架应紧固；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接良好；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。

（7）无励磁调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好；所有接触到的部分，用0.05×10mm塞尺检查，应塞不进去；转动接点应正确地停留在各个位置上，且与指示器所指位置一致；切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。

（8）有载调压切换装置的选择开关、范围开关应接触良好，分接引线应连接正确、牢固，切换开头部分密封良好。

必要时抽出切换开关芯子进行检查。

（9）绝缘屏障应完好，且固定牢固，无松动现象。

（10）检查强制油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封情况。

（11）检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。

注：铁芯检查时,其中的c、d、e、f、g项无法拆开的可不测。

6.2.5.6 器身检查完毕后，必须用合格的变压器油进行冲洗，以清除制造部门可
能遗留于线圈间、铁芯间和箱底的脏物并冲洗器身露空时可能污染的灰
尘等；冲洗器身时往往由于静电感应而产生高电压，故冲洗时不得触及
引出线端头裸露部分，以免触电。

同时亦应检查箱壁上的阀门开闭是否
灵活、指示是否正确。

导向冷却的变压器尚应检查和清理进油管节头和
联箱。

7. 变压器的油处理
说明：岭澳一期两台机组加上备用变压器总共近370吨油需要处理。

使用两台真空滤油机、1台压力式真空滤油机、1台离心式滤油机。

4只20吨储油罐，每两只串联后进行滤油处理。

开始先使用压力式和离心式滤油机滤除油内的杂质颗粒，然后使用真空式滤油机滤除水分和气体。

7.1 岭澳一期油处理程序:
7.1.1 桶装变压器油处理前检查;
7.1.2 储油罐内进行循环滤油;
7.1.3 初次真空注油(只注到刚好没过铁芯);
7.1.4 变压器完全安装;
7.1.5 再次真空注油(注油到环境温度对应的油位—最终油位);
7.1.6 变压器内热油循环处理.
7.2 岭澳一期专用工具的制作
7.2.1 抽真空用四通弯头
连接真空泵、变压器顶部滤油阀、针型阀——真空表、针型阀——油位管/干燥空气进口管，见下图：
7.2.2 注油用三通弯头
连接滤油机出油口、变压器进油口和放气用针型阀见图：
7.3 变压器油取样和检验
7.3.1 注射器取样
7.3.1.1 把橡胶管套在取样阀上,用夹子夹住另一头,开启阀门;
7.3.1.2 取出针筒内的活塞,开启橡胶管,放掉1～2L油,冲洗针筒; 7.3.1.3 重新组装针筒,针头朝上,推活塞到针筒底部,将空气排空; 7.3.1.4 把针头刺入橡胶管,完全靠油的压力注入针筒；
7.3.1.5 油注入针筒一半时,退出橡胶管。

推出针筒内的气泡，关闭接头；
7.3.1.6 确保油内无气泡存在后，准备好清洗过的橡皮塞套，然后用有弹性的橡皮绳固定在外针筒上，拉起橡皮绳套住顶起的内针筒，使其内外针筒有一定压力，不至于搬运或长途运送造成松动而进入空气，保证油样的可靠性。

7.3.2 油瓶取样
7.3.2.1把橡胶管套在取样阀上,用夹子夹住另一头,开启阀门;
7.3.2.2开启橡胶管,放掉1～2L油,冲洗橡胶管；
7.3.2.3 仔细冲洗油瓶内部和油瓶盖子；
7.3.2.4 把橡胶管放入油瓶内部，不要触及瓶壁，尽量将橡胶管靠近油面，以减少油和空气的接触，避免激起油泡。

往油瓶内注油，至距离顶部1cm为止；
7.3.2.5 盖好盖子，密封保护；
7.3.2.6 检查记录，并贴上标签进行标识；
7.3.2.7 关闭变压器阀门，拆除橡胶管。

7.3.3 取样注意事项
油的取样工作对油样是否检验合格至关重要。

在滤油过程中，一般是两个油罐互相串联之后，充分混合过滤。

油样的检验结果往往是一个合格，一个不合格，问题多数出在油样而不是油本身。

分析油样不合格的原因大致有这样几点：
1）取样阀不干净。

由于取样阀内部难于清理，取样时冲洗效果不好，影响油样质量。

2）真空滤油要求加热至50～60℃下进行，以提高过滤效果。

取样前，如果油罐温度下降，造成内部压力过低，使取样阀无法取油，反而吸入大量的外部空气，必然降低油样质量。

3）取样方法不当，器具不洁，环境湿度大等因素。

变压器相应位置上配置有油取样装置，操作前要仔细清理取样装置周围的污物和取样用的工具（如油瓶、乳胶管、注射器等）。

详
细记录取样的位置、变压器编号（或油罐/油桶编号）、取样日期、环境温湿度、天气情况、取样人员等信息。

并在取样瓶（或注射器）上贴上标签，予以标识。

在条件允许的情况下，应当尽量选择空气相对湿度比较低的晴朗天气进行油取样工作。

在滤油的过程中，经常监视滤油机侧真空表的指示，便于判断油过滤脱气情况。

如果该真空表指针常指真空度最高点，已基本不动，说明油内含气量已能达到标准，可以取样送检，避免无谓的工作。

7.4 桶装油存放、检查、处理
7.4.1油桶不得直接接触地面储存，下面应垫以木板等物隔离，同时要有适当遮盖，防雨防晒。

油桶若长期存放，需桶面朝下垂直放置或平放，保持出油口在油位之下，这样可对密封保持一个正压力，阻止呼吸作用对油的污染。

油储存过程中经常检查是否有泄露的锈蚀现象。

7.4.2开盖目测检查桶装油，合格的倒入油处理罐内循环处理，不和格的单独存放。

严禁把废油随意堆放，或与合格油混放。

7.4.3 油处理前的品质检查。

进行油处理之前对所有的储存油罐都要取样检查，须达到以下要求：
90℃下的介损角tgδ≤5×10-3
介质强度≥3KV
7.5 注油
7.5.1 油循环处理结束,正式注油前,在滤油机入口处取样进行检验,指标为:
90℃下的介损角tgδ≤5×10-3
介质强度≥70KV
含水量≤10×10-6
含气量≤3%
直径≥0.5μm的颗粒含量≤5000/100ml
7.5.2 抽真空,排氮气
1）测量铁芯对外壳的绝缘＞100MΩ；
2）破坏变压器本体的氮气，器身顶部（瓦斯继电器安装位置）与底部泻油阀间连接油位指示器；
3 ）顶部注油阀处连注油管，瓦斯继电器安装处连真空泵；
4 ）变压器本体抽真空到399.96Pa以下，再继续抽真空2h。

7.5.3初次注油：
1）变压器本体上画好初次真空注油高度，使变压器油注到刚好没过铁芯，保证在安装附件过程中尽量避免内部设备受潮；
2）滤油机抽真空并加热滤油，油温控制到50～60℃内。

3）注油到位后停止注油，保持1h，封闭注油阀。

7.5.4 在变压器完全安装后再次抽真空注油到最终油位：
1）打开冷却器顶部连接阀，检查冷却器底部连接阀是否仍在关闭状态，目的是让冷却器抽真空注油；
2）拆除有载调压开关油枕呼吸器及主油枕呼吸器，打开本体/油枕连接阀，打开调压开关/油枕连接阀，打开油囊/油枕连接阀；
3）连接真空泵到变压器呼吸器管道，连接滤油机到变压器顶
部注油阀；
4）抽真空到399.96Pa以下并保持真空2h；
5）保持抽真空期间，注油至冷却器和油枕；
6）注油至油枕的油位指示器中央时停止注油；
7）关闭油囊/油枕连接阀，关闭真空泵，关闭调压开关/主油枕的连接阀，逐步降低油囊真空值；
8）油囊注入干燥空气，直到有油从油枕顶部泻油阀溢出，排除油枕与油囊间可能残留的空气；
9）把油囊压力降到大气压力，安装OLTC及主油枕呼吸器（OLTC油枕内无气囊，故无需排气）；
10）调整阀门到运行位置。

7.6 热油循环（采用6000L/h的滤油机,油循环过程中,每小时记录油温）
1)箱体油循环:底部滤油阀连出油管,顶部滤油阀接进油管,滤油机油温控制到50～60℃内,油循环至少持续48h;
2) 油枕油循环:箱体底部滤油阀连出油管,油枕滤油阀接进油管,滤油机油温控制到50～60℃内,油循环至少持续4h;
3)油循环结束后恢复所有盖板,释放残留空气,确认所有阀门在运行位置;
4)最终油品质检查。

在油箱底部和变压器油处理的端部分别取样检验。

符合IEC422标准：
90℃下的介损角tgδ≤15×10-3。