第一部分 主变吊芯检修及试验方案
本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。
一、编制依据：
1、
GBJ148-90《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施
工及验收规范》。 2、
3、 4、 5、 6、 7、 8、
二、吊芯检修环境的选择：
变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。时间计算应在开始放油时开始。空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：
环境温度（℃） >0 >0 >0 75∽85 <10 <0 不控制 <8 DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范 DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）
DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程 Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范 变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。
空气相对湿度（%） 65以下 65∽75 持续时间（h） <24 <16 三、 安全质量保证措施：
1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。
2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手
上，防止滑落。
3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。绳扣应挂于变压器专用吊耳上，夹角合适。
4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠，跳板固定，上下方便，四周应有防坠落的栏杆及上下的防滑装置。非检查人员不得登上脚手架，以防超载。
5、器身检查时，工作人员应着干净的工作服、手套及而耐油胶靴。口袋中禁放物品，经防掉入油箱中。作好每一项检查记录。
6、检查应小心、仔细地认真进行，避免用力过大而拧断螺丝、碰伤绝缘或碰坏瓷瓶等现象。
7、器身检查时所用的工具、材料及拆卸下的器件物品注册登记，以供工作结束时查对。
8、起吊过程中严禁手在箱盖与箱盖之间作频繁的不必要的活动。 9、施工完后将现场清理干净。
10、组织有关人员学习本抽芯方案，作到人人心中有数。
四、施工人员安排：
序号 1. 2. 3. 4. 5. 6.
五、工具设备及材料清单： 序号 1. 吊车 2. 倒链 3. 钢丝绳扣 工具名称 25t 规格、型号 数量 1台 1个 4个 备注 工种名称 施工负责人、电气工程师 施工技术员兼安全员 电气设备检修技工 电气试验技工 起重工 力工 数量 1人 1人 2人 2人 2人 4人 备注 4. 变压器油桶 5. 塑料桶 6. 漏斗 7. 油盆 8. 毛刷 9. 活搬手 10. 布剪刀 11. 三节手电筒 12. 锉刀 100kg 1″、2″ 4″、12″、8″ 10 10″ 10个 4个 5个 3个 10把 各两把 3把 3个 3把 4个 3个 2个 2把 4把 1个 20KG 10米 10米 20KG 8m 13. 干粉或四氯化碳灭火器 14. 温度计 15. 湿度计 16. 塞尺 17. 电工工具 18. 2500摇表 19. 白布带 20. 白布 21. 塑料布 22. 破布 23. 槽钢
六、变压器试验仪器设备清单： 序号 1 2 3 4 仪器设备名称 正余弦变压器综合测试仪 多功能万用表 变压器损耗参数测试仪 回路阻抗测试仪 型号 [8 数量 1 1 1 1 用 途 备注 5 6 7 8 9
断路器测试仪 继电保护测试仪 全自动变比测试仪 变压器直流电阻测试仪 变压器油耐压测试仪 1 1 1 1 1 七、器身检查程序和内容 1、准备工作
a)抽芯检查前，电调应作绝缘电阻、直流电阻、变比、组别等相应实验。 b)瓦斯继电器应校验合格。绝缘油（补充油和箱体内油）应化验，耐压合格。 c)分体运输的变压器附件如油枕、散热器等应清洗、打压合格，密封备装。 d)按本方案的要求进行人员安排，准备好所需的设备、工具和材料，并设专
人登记和保管。
e)松螺丝前应测量箱体的间距，作好记录，抽芯后应按此间距或略小于此间
距进行压紧密封。
2、放油
以干净的耐油管放油至干净的油桶，放油的油面应低于油箱上沿、密封圈以下。放油时应打开上部的进气孔，以防抽真空。 2、整体吊装
a)吊索应挂于箱盖的四个专用吊耳上，长短一致，其吊索与垂线的夹角应小
于30度，也即吊索的夹角≯60度。
b)先以25T吊车（视情况可改变吊车的大小）将器身整体吊起，找正后放下。
再在吊钩上悬挂5T倒链，用以起吊芯子。倒链的安全载荷系数为2（新倒链）。3、卸箱盖螺丝和吊芯
a)拆卸箱盖四周的固定螺丝，并交专人保管。松卸螺丝应循序渐进，开始每
个螺丝少松两扣，不要松脱，可采取推磨式松螺丝法。在四角的螺丝孔中各插入一根1.5～2米长，Φ16圆钢，由专人负责用以控制器身的找正。
b)缓慢起吊芯子，以四角的圆钢找正，避免碰撞。当芯子高于箱口后，以塑
料布蒙住油箱，以两根清洁并包以塑料布的8#槽钢或道木垫入芯子下部，并放置其上。此时吊芯的钢丝绳仍受力。 4、器身的检查和记录
所有的螺丝应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应完好无损，防松绑扎完好。 1）铁芯检查
a) 铁芯应无变形，铁轭与夹件之间的绝缘垫应良好。 b) 铁芯应无多点接地。
c) 打开铁芯的接地线，以2500V摇表检查绝缘情况，铁芯及穿钉绝缘
良好。 2）绕组检查
a) 绕组的绝缘层应完整无损，无变位现象。 b) 各绕组排列整齐，间隙均匀，油路畅通。 c) 绕组的压钉应紧固，防松螺钉应锁紧。
d) 绝缘围屏绑扎牢固，围屏上的所有线圈引出处的封闭应良好。 e) 引出线绝缘包扎应牢固，无破损、拧曲现象，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焊接良好，应无尖角和毛刺；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。套管应完好无损。 3）调压装置的检查
a) 调压装置与线圈的连接应紧固，接线正确。
b) 调压装置的触头应清洁，接触紧密，弹性良好。所有接触到的地方，
用0.05×10mm的塞尺检查，应塞不进去，引线接触良好。 c) 调压装置应完好无损。转动盘应动作灵活，位置可靠，且与指示器
密封良好。
d) 绝缘屏障应完好，固定牢固，无松动现象。 e) 各部位无油泥、水滴和金属末等杂物。
5、器身复原
1) 器身检查完毕后，应检查油箱内有无落掉物，若有，应进行打捞。器身
检查时有无遗漏物品。
2) 拉紧倒链，抽出8#槽钢或道木，更换密封圈，并以φ16圆钢定位。 3) 按原测量的间距逐步上紧箱盖的固定螺丝及附件。 4) 检查各绕组的绝缘情况，无异常可进行下道工序。 5) 清点工具，按登记数量收回，清理现场。 6、注油
变压器注油时，要使油流缓慢充满变压器直到达到合适的油位为止。打开套管的放气塞，排尽变压器内部气体，直至放气塞溢油为止。关闭散热器上部蝶阀，打开散热器、净油器下部蝶阀，同时打开散热器、净油器上部放气塞，排尽内部气体，直到放气塞溢油为止。放气完毕后，将散热器上部蝶阀打开，打开油枕放气塞，排尽油枕内部气体，直到放气塞溢油，根据施工环境温度调整油位。 7、二次接线：将所有拆除的二次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。 8、测量、试验：对变压器进行整体密封性检查，绝缘油化验。按规定对变压器进行本体电气试验、瓦斯保护、压力释放阀动作试验，测温和风冷回路试验。 9、一次接线：将所有拆除的一次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。 10、完工检查：
储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”位。储油柜和套管的油位正常。对散热器、套管等部件进行放气，直到充满绝缘油。气体继电器内无气体。铁芯接地小套管应接地良好。变压器一次、二次引线接线牢靠、正确。瓦斯继电器防雨罩安装到位。确认作业现场设备上没有遗留的工具、材料和施工废弃物。确认设备位置恢复到作业前状态，清理打扫现场。
第二部分 高压户外刀闸检修及试验方案
1 范围
本次检修试验的高压户外刀闸的型号为GW4-110 110KV/600A
。 2 编制依据：
2.1 DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） 2.2 GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范 2.3 DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）
2.4 DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 2.5 Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程 2.6 Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范 3 支持文件
GW5-110型户外隔离开关安装使用说明书 4 术语和定义
大修：隔离开关本体、传动部件、清洗、更换易损件，处理缺陷等操作。 小修：不拆部件，只做缺陷处理、清洗、紧固螺栓等。 临时性检修：影响安全运行时的检修。 5 安全及预控措施
按照《电业安全工作规程》等相关规定编写出与本作业相应的安全措施，并根据安全生产风险管理体系的相关要求，对本作业的危险点进行分析，提出预控措施
表1 危险点及预控措施表 作业项目 危险点 预控措施 执行人 吊车进入带电区域 误碰带电设备 专人引道 起重负责人 设备吊装过程中 保持与带电设备的安全距离 工作监护人 搬运长物 两人放到搬运 工作人员 登高过程中极高处作高空坠落 梯子搭靠牢固、正确使用安全工器工作监护人 业 机械转动伤人 具 工作监护人 调试中分和隔离开关 相互呼唱、听从指挥、离开转动范围 6 作业准备 6.1 人员配置
6.1.1人员数量要求
工作负责人1人，工作班成员至少2人。 6.2检修工具准备
表2 检修所需工具表 型号规格（精度） 位 8＂～24＂ 套 8＂～30＂ 套 6＂～24＂ 套 3.5＂、4＂、6＂、8＂ 套 4＂、6＂、8＂ 套 80～400 套 20～100 套 100 台 2500 只 常规 只 个 付 把 付 张 套 把 把 套 台 把 名 称 开口扳手 套筒扳手 梅花扳手 一字螺丝刀 十字螺丝刀 力矩扳手N·m 力矩扳手N·m 回路电阻测试仪A 兆欧表V 万用表 移动线盘 临时接地保安线mm² >25 小锤 2 lb 吊索kg 最小载荷 ≥2000 绝缘梯m 3 塞尺mm 0.02-1.0 直尺cm 50 开口扳手 17`19＂ 起吊机具 电焊机 油漆平铲 注：可根据实际情况增减 6.3消耗性材料及主要备品备件
数量 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 各1 用户自定 1 1 2 1 1 1 1 1 1 检修类型 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 名 称 白布 汽油 漆刷 漆刷 塑料薄膜 表3 消耗性材料及主要备品备件表 型号规格 单位 数量 / m 2 kg 5 1.5寸 把 4 2寸 把 4 m 6 检修类型 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 名 称 型号规格 油漆 红、绿、黄相色漆 中性凡士林 松动剂 WD-40 清洗剂 钢丝刷 调节垫 8kA. 950 .185 开口销 420 防锈油 螺栓 备注：可根据实际情况增减 7 作业周期
略 ８ 工期定额
单位 数量 kg 0.5 瓶 1 听 1 瓶 1 把 1 片 20 只 20 克 25 套 若干 检修类型 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大修 大修 大修所需工作日为10个, 小修所需工作日为5个,临时检修所需工作日按工作量确定。 ９ 设备主要参数 9.1主要技术参数
表4 主要技术参数表 出 厂 标 准 参 数 户外柱式 3 110 630/1250 50 210 185 520 450 500 4000 2000 2000次 31.5 名 称 型 式 断口数 额定电压kV 额定电流A 额定频率Hz 额定工频1min耐断口 受电压 kV 对地 额定雷电冲击耐断口 受电压(1.2/50μs)峰对地 值kV 接线端额定水平拉力N 瓷瓶的抗弯强度 N 瓷瓶的抗扭强度 Nm 机械寿命 额定短时耐受电流kA 备 注 名 称 热稳定电流(4S) kA 额定峰值耐受电流kA 合闸时间s 分闸时间s 电动机构大修周期 年 支拄瓷瓶爬电比 主刀操作方式 地刀操作方式 ＜6 ＜6 5 防污型mm 普通型mm 出 厂 标 准 参 数 20/31.5 50/80 具体以出厂试验报告为准 具体以出厂试验报告为准 3740,5500,6300 三相联动 三相联动 备 注 9.2主要机械调整参数
表5 主要机械调整参数表 标 准 参 备 注 数 30 动触头到静触头的距离 50 动触头到静触头的距离 名 称 三相同期mm 地刀同期mm
10 工作流程
工作开始 工作准备 办理开工相关手续 引流线拆除 修前检查、分析 传动连杆解脱 隔离开关 本体检修 操动机 构检修 机构、隔离开关 本体配合调试 辅助开关检查 电气试验 针对不合格项 目作相关处理 操动试验 试验合格与引流线恢复 收尾及清扫 验收 填写检修记录 工作终结
11 作业项目、工艺要求和质量标准 11.1 作业项目
11.1.1小修项目
11.1.1.1三相导线线夹紧固检查； 11.1.1.2 检查及清洁瓷套；
11.1.1.3 机构箱清洁检查：有无渗水情况，控制箱内照明及加热器工况；
11.1.1.4 电气接线检查：二次端子接线及电气回路接线的紧固情况检查； 11.1.1.5辅助开关检查：动作的可靠性，切换的灵活性，位置的正确性； 11.1.1.6断路器功能检查；
11.1.1.7如需要进行信号上传检查； 11.1.1.8. 二次回路绝缘检查；
11.1.1.9进行手动操作、电动操作试验； 11.1.2 大修修项目
11.1.2.1 包括小修的所有项目； 11.1.2.2清洗触头；
11.1.2.3 检查导电部分紧固情况； 11.1.2.4传动部分加润滑油； 11.1.2.5.刷相色漆；
11.1.2.6 预防性试验：一次回路电阻，必要时进行； 11.1.2.7机构、构架防腐处理 11.1.2.8 闭锁功能检查； 11.2 工艺要求和质量标准
11.2.1技术准备工作
11.2.1.1 收集需检修隔离开关的运行、检修记录和缺陷情况；
11.2.1.2 从档案室调出需检修隔离开关的相关资料信息：操作说明书、电气原理图、出厂试验报告；
11.2.1.3 核实隔离开关使用年限，以此制定断路器的检修方案； 11.2.2检查隔离开关检修前的状态
11.2.2.1确认隔离开关处在分闸位置；
11.2.2.2 确认隔离开关已与带电设备隔离并两侧接地；
11.2.2.3确认隔离开关操作电源和加热器电源已断开：在需检修隔离开关的电源箱内拉开相关的开关；
11.2.2.4断开断路器控制电源和信号电源：在主控制室完成相关操作； 11.2.2.5 记录隔离开关信息：
(1). 隔离开关铭牌：隔离开关出厂编号；额定电压、电流；控制电压； (2). 隔离开关的操作次数：见控制箱内的动作计数器；
当检修工作不能在一天内完成时，当天工作结束后应将加热器电源投入，以避免机构箱内积聚潮气。
11.2.3总体检查 检 修 工 艺 隔离开关外观检查 11.2.4清洁检查瓷套 检 修 工 艺 清洁、检查瓷套：使用登高机具，用毛巾或抹布挨个擦拭瓷套的伞裙并仔细检查； 质量标准 绝缘瓷套外表无污垢沉积，法兰面处无裂纹，与瓷套胶合良好 检修类型 小修 小修 质量标准 目检无异常、无破损 检修类型 小修 检查法兰面连接螺栓：使用登高机具， 检查瓷套法兰面的连接螺栓； 连接应无松动，如有松动， 检查一次导电部分； 用相应的力矩紧固 11.2.5.机构箱检查、维修 检 修 工 艺 质量标准 检修类型 检查端子排短接片和接线：检查隔离开关机构箱内所有的接线端子排和短接片； 检查接触器接线： 照明、加热回路检查： 打开控制箱门，检查控制箱内的照明灯工作情况； 断开加热器电源后，用万用表测量加热器电阻值（电气箱内的加热器是否正常工作可以检查加热器是否发热进行简单检查）； 检查分合闸线圈接线： 11.2.6.电气试验
必要时进行接触电阻试验 12 作业后的验收和交接
检修类型 接头无松动，接触良好 接头无松动，接触良好 插接件连接紧密，接触良好 小修 小修 小修 检 修 工 艺 1．防腐情况检查：检查所有的须作防腐处理部位的防腐情况，在需要重新处理部位作防腐处理； 2．收尾工作：清理、清点现场所使用的工器具，材料及备品备件回收清点，将检修设备的状态恢复至工作许可时状态； 3．断路器的验收； 质量标准 符合防腐要求 小修 废弃物按相关规定处理 由局生计部牵头会同运行、检修部门按标准进行验收 13 大修的判断标准和检修项目 检修工艺 需进行大修的判断标准 检修项目 隔离开关操控性能时间和速度等参数超标且超出调判断问题所在，作相应处理 测试 整范围，并排除线圈的原因 隔离开关操动机构如不能合闸或分闸等 判断问题所在，作相应处理 存在其他故障 阻值超标，并在短时内有异常升测量断路器一次回高的现象（结合历史纪录如往年必要时进行 路电阻 的小修数据，中期维修数据等作综合判断）
第三部分 金属氧化物避雷器检修及试验
1.目的和适用范围
本措施适用于金属氧化物避雷器试验作业。制定本措施的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。 2.编制依据 序号 1 2 标准及规范名称 GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 3.工作程序 3.1试验项目
避雷器试验包括以下内容:
（1）测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻
（2）测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流
（3）检查放电计数器动作情况及监视电流表指示 3.2试验方法及主要设备要求
3.2.1测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻
3.2.1.1使用2500V兆欧表测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻，可以初步判断避雷器内部是否受潮、底座的绝缘电阻是否良好。
3.2.1.1检查兆欧表是否正常。
3.2.1.2接线，并检查接线是否正常。
3.2.1.3进行试验，并记录数据。 3.2.1.4试验结束后，应对被试品进行充分放电。 3.2.1.5分析与判断
（1）测试结果应符合规程要求。
（2）试验结果异常时，应综合分析，是否由于引线电阻引起。 （3）被试品表面污秽等，需处理后再次测量，必要时在表面加屏蔽线。
3.2.2测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流
3.2.2.1为了检查氧化锌阀片是否受潮或是否劣化，确定其动作性能是否符合产品性能要求。
3.2.2.2采用直流高压发生器进行试验，检查接线回路是否正确；选用的试验设备的额定电压应高于被试设备的直流1mA电压。缓慢升压，待高压侧电流表升到1mA时读取电压值。再在0.75倍1mA参考电压下读取泄漏电流值，并记录试验结果。 3.2.2.3试验结束后，应对被试品进行充分放电。 3.2.3检查放电计数器动作情况及监视电流表指示
3.2.3.1该试验能判断放电计数器是否状态良好可靠动作。 3.2.3.2采用专门的放电计数器测试仪或采用并联电容充放电法进行测量
3.2.3.3 进行试验，测试应不少于10次，观察放电计数器动作情况
及监视电流表指示，并记录试验结果。 4.安健环控制措施 4.1 控制措施
4.1.1凡试验区域应设置安全围栏，无关人员不得进入。 4.1.2 要注意安全施工用电。
4.1.3 每次试验开始前，必须指定专人负责监护，并通知在附近工作的其他人员。
4.1.4试验中应做好灰尘、噪音等的控制。 序号 1 2 3 4 危险点 预控措施 加装漏电保护开关 牢固接地线 派专人监护 带好安全帽 派专人监护 保持安全距离 加强对试验人员安全教育 试验电源无漏电保护开关 接地不良 就地无人监护 不带安全帽 随意（未经同意）拆除安全5 防护设施 6 离带电体太近 7 试验人员中途离开 5.质量控制措施及检验标准
5.1测量绝缘电阻值：应符合规程和厂家技术要求。
5.2金属氧化物避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电压，整节或分支进行测试值，不应低于现行国家标准GB11032《交流无间隙金属氧化物避雷器》的规定，并符合产品技术条件的规定。实测值与制造厂规定值比较，变化不应大于±5%；
5.3 0.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50μA，或符合产品技术条件的规定。
第四部分 电流、电压互感器的检修及试验
1． 总则 1．
1使用范围
本规程适用于企业电气装置中6KV~220KV系统中电流互感器和电压
互感器的维护与检修。 1．2编写依据
本规程依据(DL/596－1996)规程和（SHSO6002－92）规程和部分互感器生产厂家使用说明中，并结合企业实际情况编写而成。 1．
3检修前的准备
1．3．1根据设备状况，确定检修内容，编制检修计划进度和方案。 1．3．2组织好检修人员进行技术交流，讨论完善检修方案，明确检修任务。
1．3．3备好检修所用设备、材料、工具、仪表、备品配件和文明、安全检修所用物品。
1．3．4做好安全防护措施，办好工作票、动火证等。 1．
4交接与验收
1．4．1交接内容
检修人员在工作结束后向运行人员交待检修情况，现设备状态及尚存在的问题，检修调试有关数据等。
主管部门对重大设备检修缺项目应组织有关人员按完好设备标准和检修质量标准进行检查和验收，做出是否投运的明确结论。 2．
检修周期和项目
2．1检修周期 2．1．1小修：
每年一次。
2．1．2大修（110KV及以上送专业厂家或部门）
A．一般10－15年1次。
B．根据设备运行状况及预防性试验结果确定。 2．2检修项目 2．2．1小修项目
A． B．
清扫各部及套管，检查瓷套管有无裂纹及破损； 检查引线接头和串并接头有无过热，接触是否良好，螺
栓有无松动，紧固各部螺栓； C．
检查（可看到的）铁芯、线圈有无松动、变形、过热、
老化、剥落现象； D． E．
检查接地线是否完好、牢固；
检查清扫油位指示器、放油阀门及油箱外壳，紧固各部
螺栓，消除渗漏油。 F． G．
更换硅胶和取油样试验，补充绝缘油。 进行规定的测量和试验。
2.2.2大修项目
A． 完成小修项目； B． 解体检查； C． 检修铁芯；
D． 检修线圈；
E． 检修引线、套管、瓷套、油箱； F． 更换密封垫；
G． 检修油位指示器、放油阀、吸湿器等附件； H． 补充或更换保格绝缘油； I． 油箱外壳及附件进行防腐； J． 检查接地线；
K． 必要时对绝缘进行干燥处理； L． 进行规定的测量和试验。 3 检修质量标准
3.1螺栓应无松动，附件齐全完整。
3.2无变形、且清洁紧密、无锈蚀，穿芯螺栓应绝缘良好。 3.3线圈绝缘应完好，连接正确、紧固，油路应无堵塞现象。 3.4绝缘支持物应牢固，无损伤。 3.5互感器内部应清洁，无油垢。
3.6二次接线板完整，引出端子连接牢固，绝缘良好，标志清晰。 3.7所有静密封点均无渗油。
3.8具有吸湿器的互感器，期吸湿剂应干燥，其油位应正常。 3.9电容式电压互感器必须根据产品成套供应的组件编号进行回装，不行互换，各组件连接处的接触面无氧化锈蚀，且润滑良好。 3.10互感器的下列部位接地应良好。 A．
分级绝缘的电压互感器，其一次线圈的接地引出端子；
B． 电容型绝缘的电流互感器，其一次线圈末屏蔽的引出端子及铁
芯引出接地端子； C． D．
互感器的外壳；
暂不使用的电流互感器的二次线圈应短接后接地。
4. 电气试验 4.1电流互感器
4.1.1电流互感嚣的试验项目、周期和标准见（表1） 4.1.2各类试验项目
A. 定期试验项目见（表1）中序号1、2、3、4、5项。 B. 大修后试验项目见（表1）中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、22项。（不更换绕组的，可不进行6、7、8项）
4.2电压互感器
4.2.1电磁式和电容式电压互感器的试验项目周期和要求分别见（表2）和（表3） 4.2.2各类试验项目
A. 定期试验项目见（表2）中序号1、2、3、4、5项。 B. 大修时或大修后试验项目见（表2）中序号1、2、3、4、
5、6、7、8、9、10、11项。（不更换绕组可不进行9、10项）和（表2）中序号1、2、3项。
表1 电流互感器的试验项目、周期和要求 序号 项目 1 绕组及末周期 1） 投运要求 1） 绕组绝缘电阻与初始值及历次数据 说明 屏的绝缘电阻 前 2） 1－3年 3） 大修后 4） 必要时 1）投运前 2）1－3年 3）大修后 4）必要时 比较，不应有显著变化 2） 电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ 采用2500兆欧表 2 tgδ及电容量 1） 主绝缘tgδ（%）不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化： 1） 绝缘tgδ试验电压为10KV，末屏对地tgδ试验电压为电压等级 2066220 3302KV KV －－－ 35 110 500 2） 油纸电容型tgδ一般不大油纸－1.0 0.7 0.6进行温度换修电容3.0 2.0 － － 算，当tgδ后 型充2.5 2.0 － － 值与出厂值油型或上一次试胶纸验值比较有电容明显增长型 时，应综合运油纸－1.0 0.80.7分析，tgδ行电容3.5 2.5 － － 随温度、电中 型充3.0 2.5 － － 压的关系，油型当tgδ随温胶纸度明显变化电容或试验电压型 由10KV升2） 电容型电流互感器主绝缘电容量与到Uｍ/3初始值或出厂值差别提出±5%范围时，tgδ增时应查明原因 量超过±3） 当电容型电流互感器末屏对地绝缘0.3%，不应电阻小于1000MΩ时，应测量末屏继续运行 对地tgδ，其值不大于2% 3） 固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 3 油中溶解气体色谱分析 1）投运前 2） 1－3年（66KV及以上） 3） 大修后 4）必要时 1） 1－3年（20KV及以下） 2） 大修后 3）必要时 油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值时应引起注意： －总烃 100×106 －H2 150×106 －C2H2 2×106（110KV及以下） －1×106（220~500KV） 1） 新投运互感器的油中不应含有C2H2 2） 全密封互感器按制造厂要求（如果有） 4 交流耐压试验 1） 一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不明的按下列电压进行试验： 电压等级 KV 3 6 10 15 20 35 66 试15 21 30 38 47 72 120 验电压 KV 2） 二次绕组之间及末屏对地为2KV 3） 全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 试验按GB55831） 固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3进行 时，放电量不大于100ｐC，在电压为1.1Um时（必要时），放电量不大于500ｐC 2） 110KV及以上油浸式互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于20ｐC 5 局部放电测量 1） 1－3年（20－35KV固体绝缘互感器） 2） 大修后 3）必要时 6 极性检查 1） 大修后 2） 必要时 与铭牌标志相符 7 各分接头的变比检查 校核励磁生气勃勃发现曲线 密封检查 1） 大修后 2） 必要时 必要时 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 继电保护有要求时进行 试验方法按制造厂规定 8 与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别 应无渗漏油现象 9 1） 大修后 2） 必要时 1） 大修后 2） 必要时 1） 大修后 2） 必要时 10 一次绕组直流电阻测量 绝缘油击穿电压 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 11 见第13章 注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运前，及库存的新设备投运之前
表2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 绝缘电阻 周期 1） 1~3年 2） 大修后 3） 必要时 自行规定 要求 说明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表 串级式电压互感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定 2 tgδ（20KV及以上） 1） 绕组绝缘； ａ）1－3年 ｂ）大修后 ｃ）必要时 2） 66~220KV串级式电压互感器支架 ａ）投运前 ｂ）大修后 ｃ）必要时 1） 绕组绝缘tgδ（%）不应大于下表中的数值 温度℃ 35KV及以下 5 10 20 30 40 大1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 修后 运2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 行中 35KV及以上 大1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 修后 运1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 行中 2） 支架绝缘tgδ一般不大于6% 3 油中溶解气体色谱分析 1） 投运前 油中溶解气体组分含量（体积分数）超过2） 1－3年下列任一值时应引起注意： －（66KV 总烃 100×106 －及以上） H2 150×106 －3） 大修后 C2H2 2×106 4） 必要时 1） 新投运互感器的油中不应含有C2H2 2） 全密封互感器按制造厂要求（如果有）进行 1） 级式或分级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验 2） 进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压 3） 倍频耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤 4 交流耐1） 3年1） 一次绕组按出厂值的85%进行，出厂压试验 （20KV值不明的，按下列电压进行试验： 及以下） 电3 6 10 15 20 35 66 2） 大修后 压3） 必要时 等级KV 试验电压KV 15 21 30 38 47 72 120 2） 二次之间及末屏对地为2KV 3） 全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 5 6 局部放1）投运前 1） 固体绝缘相对地电压互感器在电压1） 试验按电测量 2）1－3年（20为1.1Um/3时，放电量不大于100pC,GB5583进－35KV固体在电压为1.1Un时（必要时），放电量行 绝缘互感器） 不大于500pC。固体绝缘相对相电压2） 出厂时有3） 大修后 互感器，在电压为1.1Um时，放电量试验报告4） 必要时 不大于100pC。 者投运前2） 110KV及以上油浸式电压互感器在电可不进行压为1.1Um/3时，放电量不大于20pC。 试验或只进行抽查试验 空载电1） 大修后 1） 在额定电压下，空载电流与出厂数值 流测量 2） 必要时 比较无明显差别 2） 在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流 中性点非有效接地系统1.9Uｎ/3 中性点接地系统1.5Un/3 7 8 密封检查 铁芯夹紧螺栓（可接触到的绝缘电阻） 联接组别和极性 1） 大修后 2） 必要时 大修时 应无渗漏油现象 自行规定 试验方法按制造厂规定 采用2500V兆欧表 9 1） 更换绕组后 2） 接线变动后 与铭牌和端子标志相符 10 电压比 1） 更换绕组后 2） 接线变动后 11 绝缘油1） 大修后 击穿电2） 必要时 压 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前 表3 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 电压比 周期 1） 大修后 2） 必要时 1） 大修后 2） 必要时 1） 大修后 2） 必要时 要求 与铭牌标志相符 说明 2 中间变压器的绝缘电阻 自行规定 采用2500V兆欧表 3 中间变压器的tgδ 与初始值相比不应有显著变化 注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见
5 试投运
5.1试运前应进行下列检查
A. 外观完整无缺损
B. 油浸式互感器应无渗油，油位指示正常； C. 保护间隙的距离应符合规定； D. 油漆完整，相色正确，接地良好。 5.2试运行时进行下列检查：
A. 表面及内部均应无放电或其它异声；
B. 表计指示正常，装有三相表计时三相表计指示平衡，无缺相或不平衡现象； C. 油温油位正常，无渗油。 6 维护检查与故障处理 6.1维护检查周期 6.1.1专业检查应每周一次 运行人员检查应每班至少2次。
6.1.2天气恶劣时，对于安装于室外的互感器应缩短检查周期，每小时1次。
6.1.3有互感器接头发热异常现象时，应缩短检查周期，加强跟踪测。 6.1.4当系统内有过电压或单相接地故障时，应对故障系统内的互感器进行检查。
6.2维护检查项目与标准：
A. 瓷件部分应清洁完整，无袭纹、破损及放电；
B. 接线牢固，各接头应无松动及过热； C. 油位、油色应正常，无渗油； D. 接地应良好；
E. 带有呼吸器的互感器，吸湿剂不应失效； F. 表面及内部均应无放电或其它异声； G. 表计指示正常。
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