7.2.6整个真空注油过程中，没小时记录一次真空度。何时开始注油，何时停止，发生的问题以及处理过程，都要记录。 7.3波纹储油柜的变压器的真空注油过程
7.3.1真空注油前，将真空注油系统与变压器相连详见图9。 7.3.2关闭阀门V1、V4； 7.3.3打开阀门V2、V3：
7.3.4在变压器抽真空过程中，应随时检查有无泄漏。为便于听到泄漏响声，必要时可以暂时停真空泵。当达到要求的真空度≤50Pa后，真空泵应持续运转保持此真空度不小于24h。
7.3.5在保证变压器无泄漏的情况下开始注油。
7.3.6打开v1，变压器油开始注入器身，且所有组件（不包括储油柜）与油箱本体同时注油。注油温度45℃-55℃（真空滤油机出口平均温度），注油速度（5-10）t/h，注油过程中油箱内部要始终保持≤50Pa的真空度。
7.3.7当注油高度最低要浸过全部绕组和铁轭绝缘件，最高以无油抽出为止为准时(可根据变压器总装配图计算注入的油量)，停止注油。注油完毕立即关闭v1，拆除注油管将注油管密封，此时还应继续抽真空，并在规定的真空度下维持8h,进行补油。
7.3.8真空补油后的添加油只能从油箱上部V3阀门缓慢注入，绝对不允许从油箱下部的阀门处注油（使用脱气油时除外），补油使油位计的油面处在正常位置。从储油柜注油时见储油柜使用说明书。油质应符合5.2.2.1条规定。
7.4注油结束后，应注意油温下降和真空负压引起的油位变化。 8.静放及密封性试验
8.1注（补）油结束后，关闭注油阀门拆除注油装置，利用变压器所有组件、附件及管路的所有放气塞放气，见到油溢出后立即拧紧放气塞，擦净溢出油。放气塞的胶垫较小，所以要用力适度，既要密封良好又不要拧坏胶垫。
8.2密封性试验可采用油柱或氮气。储油柜油面施加30kPa静压力进行密封试验（如果压力释放阀动作，可适当降低压力值），持续20h无渗漏和损伤。
8.3密封试验结束后至少将变压器静放48h，同时严密监视所有密封部位不得有渗漏油。静放结束后，利用所有的放气塞放气，然后拧紧放气塞。同时取油样进行试验，并将试验结果与注油前的试验结果进行比较。
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8.4在温度不低于+10℃、相对湿度不大于80%的条件下进行下列绝缘性能测量：绕组绝缘电阻R60≥出厂值的85%;吸收比R60/R15≥出厂值的85%;绕组tgδ≤出厂值的120%。 9.变压器外表清理及补漆
变压器装配完毕后，清除变压器上所有杂物及变压器运行无关的临时装置，并擦净变压器外表面；清楚运输及装配过程中沾染的油迹、泥迹、锈迹等；对漆膜受损部位补漆，漆的颜色与原颜色一致。 10.投入运行前的检查和交接试验 10.1外表检查
10.1.1本体及附件均装配齐全，各相的相色和标志正确。 10.1.2油箱和所有附件均无渗漏油现象，并擦拭干净。
10.1.3储油柜、套管等油位表指示清晰、准确、各温度计的指示差别在测量误差范围之内。 10.1.4各控制测量回路连接正确无误。
10.1.5气体继电器安装方向正确无误，充油正常，气体排尽。
10.1.6吸湿器内装入合乎要求的变色硅胶，与胶囊之间的阀门已经打开。 10.1.7分接开关操作灵活、分接开关位置指示正确。 10.1.8铁心、油箱及套管接地屏的接地连接正确可靠。 10.1.9小车滚轮的制动装置牢固可靠（本体带小车）。 10.1.10套管型电流互感器未接负载的端子已经可靠连接。 10.2交接试验前的检测 10.2.1测量铁心对地绝缘电阻。
使用500-2500V兆欧表进行铁心对地绝缘电阻测量。测量时，先将接地套管接地套管擦拭干净，并将兆欧表接入测量回路后再打开接地线。测量完毕后，应先连接好接地线，然后再拆除兆欧表。铁心对地绝缘电阻应补小于200MΩ(20℃)。 10.2.2绕组直流电阻测量。
使用专用直阻测量或用电压电流表法通过套管测量绕组的直流电阻。测量应在油温稳定的情况下进行，同时正确测定被试绕组的温度。
绕组直流电阻测量应在所有分接位置进行，测量值与出厂值比较变化应不大于2%。对于带分接的绕组，应比较各分接下绕组直流电阻的变化，借以判断分接开关的接触情况。 10.2.3绝缘油试验
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安装过程中的静放程序完成之后，从油箱下部取样阀中取油样进行化验，作为运行前的基准数据：击穿电压≥50KV/2.5mm，油中含水量≤1%（体积），tgδ≤0.5%(90℃)。油中溶解气体分析在所有绝缘试验中和冲击合闸试验完成之后进行，要求总烃含量≤10μL/L,氢气含量≤50μL/L,乙炔含量为零。否则应进行脱气处理。 10.2.4测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数。
测量应使用≥2500V的兆欧表，并在天气良好的条件下进行；被试品温度5℃-5℃，环境相对湿度不小于80%。开始测量前，应将被试绕组接地放电至少5 min。
绕组绝缘电阻的测量时间自向试品施加兆欧表电压开始，记录第15s时和60 s时的读数，以后每间隔60s读数一次，连续测量10min，共读取11个读数。
绕组绝缘电阻R60为的读数，折算到20℃后的R60不低于出厂值的70%。
吸收比R60/R15在10-40℃的范围之内测量时可以不进行温度折算。而且一般应大于1.3.当绝缘电阻R60很大时吸收比可能小于1.3，此时要进行综合分析，不能简单判断产品受潮。
极化指数P1=R10min/R1min一般不应小于1.5，同样也要结合绝缘电阻的实际值进行综合分析判断。
10.2.5测量绕组的直流泄漏电流，应符合GB50150的规定。 10.2.6校验变压器的连接组别应该与铭牌标志相同。
10.2.7校研绕组所有分接下的变比，测量结果应与出厂值一致。 10.2.8测量绕组连同套管单独的介质损耗
使用西林电桥或其他仪器测量tgδ值，并根据 要求选择合适的接线方式。实测tgδ值应不大于出厂值的130%（同温度）。绕组连同套管tgδ的最大值为0.8%，单独套管的tgδ的最大值为0.7%。测量完毕将各套管的末屏接地引线接好。 10.3交接试验
在外表面检查和交接试验前的检测项目均符合要求时，方可进行下述试验。 10.3.1空载试验和空载冲击合闸试验（冷却器不投入运行）。
（1）气体继电器讯号触头调整到报警回路，跳闸触头接至继电器保护跳闸回路，过电流保护时限调整到继电保护系统所要求的值。
（2）高压绕组中性点必须大电流接地。
（3）进行3-5次空载合闸电流冲击试验，监视在励磁涌流冲击下的继电保护装置的动
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作情况。第一次空载合闸后带点时间最好不少于30min，以检查变压器内部有无响声和其他不正常的现象。后续合闸之间的间隔为5min-10min。
（4）气体继电器在跳闸触点接至电源跳闸回路，过电流保护时限整定为瞬时动作的条件下，将变压器空载接入电源并徐徐升高到额定电压维持10min应无异常现象（当油温达到75℃时，必须开启油泵和风扇），再把电压徐徐升到1.1倍额定电压维持10min应无异常现象，最后徐徐降压。
如果现场不具备升压1.1倍额定电压条件，可改为额定电压空载1h 试运行。 10.3.2耐压及局部放电试验
（1）若现场具备条件，可在高压中性点和低压线端进行1min外施工频电压试验，试验电压可按相关标准或技术协议。
（2）若现场条件具备，试验方法和施加电压可按相关标准或技术协议，放电信量偏差与出厂值比较不 超过30%，且视在放电量满足合同要求。
10.3.3按GB或技术协议进行其他试验项目，系统调试时对变压器进行其他的高压试验应另行协商。
10.3.4试验结束后拆除变压器临时接地线。 10.3.5试运行
首先将冷却系统开启，待冷却系统运转正常后再投入运行。 11运行 11.1投入运行
当变压器经过试运行后，如果没有发生异常情况，则认为变压器已经属于正式投入运行。
11.2冷却系统运行
11.2.1强迫油循环冷却系统应有两个电源，互为备用，如果两个电源全部停电，切除全部冷却器时，额定负载下允许运行20min 。
11.2.2变压器退出运行后，再断开冷却器电源，当变压器重新投入运行时按11.3.5顺序进行。
11.2.3为防止油流静电对变压器绝缘的损害，冷却器启用时，不应同时启动所有的冷却器，而应逐台启动，尤其对停运一段时间后再投入运行的冷却器。
11.2.4投入运行的冷却器组的台数应根据负荷和温度来确定，不允许将备用冷却器组和工
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作冷却器和一起全部投入运行。投入的冷却器组应交替使用，延长其使用寿命。 11.2.5低负载运行时，可停运部分冷却器组，在保持各绕组及油温温升不变的条件下，开启冷却器组数与负载的关系如下：
开启n个冷却器能带的负载：Sn=SN*（Pkn/Pk） 开启n个冷却器能带的负载损耗： Pkn=nP-P0 满载运行时每个冷却器的冷却容量：P=(P0-Pk)/(N-1) 式中Sn—变压器额定容量（kVA） Pk-变压器满载时的短路损耗（kW） P0-变压器的空载损耗（kW） P-每组冷却器的冷却容量（kW） n-变压器的冷却器总数量
11.3分接开关具体见《无励磁开关使用说明书》。 11.4储油柜及压力释放阀具体见其安装使用说明书。
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