DLT 727-2013 标准规范下载简介：

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DLT 727-2013 互感器运行检修导则

g） 金属部件油漆完整，三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完善。 h) 引线连接可靠，极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求。 i） 各接地部位接地牢固可靠。 1） 互感器外绝缘爬电距离应达到有关规定的要求，如不能满足时，可加装合成绝缘伞裙。应注 意消除变电站构架及引线对互感器雨闪的影响。 6.1.3互感器检修后的验收，按第14章的要求进行。

6.2运行中巡视检查周

NY/T 2034-2011 热带观赏植物种质资源描述规范 非洲菊6.2运行中巡视检查周期

有人值班变电站由值班人员进行定期巡视，每值不少于1次；无人值班变电站按有关部门批雅的 巡视规定周期进行

a）新投产设备，应缩短巡视周期，运行72h后转入正常巡视。 b） 夜间闭灯巡视：有人值班变电站每周不少于1次；无人值班变电站每月不少于1次。 C 高、低温季节，高湿度季节，气候异常时，高峰负荷，季节性电压波动期间，设备异常时， 应适当加强巡视。

6.2.3红外热像检测

6.3运行中巡视检查项目

6.3.1互感器运行中巡视检查，应将发现的设备异常及时汇报，并做好记录，随时注视其发 6.3.2互感器运行中通过红外热像检查，检测高压引线连接处、本体等，红外热像图显示应 升、温差和相对温差。

6.3.3油浸式互感器的巡视检查项如下：

a 设备外观是否完整无损，各部连接是否牢固可靠，有无锈蚀现象； b） 外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象； 油色、油位是否正常，膨胀器是否正常： 吸湿器硅胶是否受潮变色： e） 有无渗漏油现象，防爆膜有无破裂； f) 有无异常振动、异常音响及异味； g) 各部位（含备用的二次绕组端子）接地是否良好； h) 电流互感器是否过负荷，引线端子是否过热或出现火花，接头螺栓有无松动现象； i) 电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等：次元件是否正常； j) 特殊巡视补充的其他项目，视运行工况要求确定。 3.4 电容式电压互感器。除与6.3.3相关项目相同外，还应注意巡视检查如下项目： a） 330kV及以.上电容式电压互感器电容分压器各节之间防晕罩连接是否可靠； b) 电容分压器低压端子N（8、J）是否与载波回路连接或直接可靠接地； C 电磁单元各部分是否正常，阻尼器是否接入并正常运行； d) 电容分压器及电磁单元有无渗漏油。

d）电容分压器及电磁单元有无渗漏油。

6.3.5SF。气体绝缘互感器。除与6.3.3相关项目相同外，还应注意巡视检查如下项目： a）检查压力表指示是否在正常规定范围，有无漏气现象，密度继电器是否正常； b）复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良女 6.3.6合成薄膜绝缘的互感器。除与6.3.3相关项目相同外，还应注意巡视检查如下项目： a）复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良女

6.3.5SF。气体绝缘互感器。除与6.3.3相关项目相同外，还应注意巡视检查如下项目：

6.3.5SF.气体绝缘互感器。除与6.3.3相关项

b）对安装了巡查绝缘监视器的产品，应对其进行定期检查

6.3.7树脂浇注互感器的巡视检查项目如下

DL/T7272013

a）互感器有无过热，有无异常振动及声响； b）互感器有无凝露，外露铁心有无锈蚀； c）外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。

5.4.1互感器、二次回路作业，必须严格按DL408及有关规程、规定和相应作业指导书办理 和操作票，并做好安全措施，

6.4.2电压互感器停用前应注意下列事项

a）按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护误动； b）将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。 6.4.366kV及以下中性点非有效接地系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开关或高压熔 断器拉、合电压互感器。 6.4.4严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉开有故障（油位异常升高、喷油、冒烟、内部放电等）的 电压互感器。 6.4.5为防止串联谐振过电压烧损电压互感器，倒闸操作时，不宜使用带断口电容器的断路器投切带 电磁式电压互感器的空母线。 6.4.6停运半年及以上的互感器，应按DL/T596重新进行有关试验检查合格后，方可投运。 6.4.7在带电的电流互感器二次回路上作业，应严格遵守DL408的规定。若保护与测量共用一个二次 绕组，当在表计回路工作时，应先将表计端子短接，以防止电流互感器开路或误将保护装置退出。 6.4.8电容式电压互感器投运前，应先检查电磁单元外接阻尼器是否接入，否则严禁投入运行。 6.4.9电容式电压互感器断开电源后，在接触电容分压器之前，应对电容分压器单元件逐个接地放 电，直至无火花放电声为止，然后可靠接地。 6.4.10分别接在两段母线上的电压互感器，二次并列前，应先将一次侧经母联断路器并列运行

7.1按DL/T596对互感器进行定期预防性试验，并将试验结果、发现缺陷及处理情况记

.1按DL/T596对互感器进行定期预防性试验，并将试验结果、发现缺陷及处理情况记入档案 2根据系统发展情况，及时对电流互感器进行动、热稳定电流校核。 .3定期对互感器设备状况进行运行状态分析，内容应包括：

b）故障或事故原因分析、处理情况及采取对策； C 根据系统变化、环境情况等作出事故预想； d）对关口计量的互感器，按DL/T448要求定期进行误差性能试验。 4定期检查互感器反事故技术措施执行情况，定期对互感器密封性能、防雨受潮情况进行检 5对互感器在线监测装置，及时做好运行记录分析。 6绝缘油监督应包括下列内容

7.6绝缘油监督应包括下列内容：

b） 当油中溶解气体色谱分析异常，含水量、含气量、击穿强度等项目试验不合格时，应分析原 因并及时处理： C 互感器油位不足时应及时补充试验合格的同油源同品牌绝缘油，对倒立式互感器进行补油 时，应在制造厂家技术人员的指导下进行。如需混油时，必须按规定进行有关试验，合格后 方可进行

7.7SF。气体监督应包括下列内容：

SF。气体监督应包括下列

6气体监督应包括下列内容： SF气体按GB/T8905管理，应符合GB/T12022和DL/T596的规定； 当互感器SF。气体含水量超标或气体压力下降，年泄漏率大于0.5%时，应分析原因并及时 理； 补充的气体应按GB/T8905规定进行试验，合格后方可补气。

8.2互感器应立即停用的情况

8.2.1电压互感器高压熔断器连续熔断23次。 8.2.2高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时。 8.2.3互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。 8.2.4油没式互感器严重漏油，看不到油位：SF。气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零：电容式 电压互感器电容分压器出现漏油时。 8.2.5互感器本体或引线端子有严重过热时。 8.2.6膨胀器永久性变形或漏油。 8.2.7压力释放装置（防爆片）已被冲破。 8.2.8电流互感器末屏开路，：次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、次短路不能消除时。 8.2.9树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。

8.3电压互感器常见的异常判断与处理

8.3.1三相电压指示不平衡：一相降低，另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互 感器高压或低压熔断器熔断。 8.3.2中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：·一相降低，另两相升高，或指针摆动，可能是 单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电压，则可能是分频或高频谐振。 8.3.3高压熔断器出现多次熔断，可能是内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障。 8.3.4中性点有效接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振；若 无任何操作、突然出现相电压异常升高或降低，则可能是互感器内部绝缘损坏，如绝缘支架、绕组层 间或匝间短路故障。 8.3.5中性点有效接地系统，电压互感器投运时出现电压表指示不稳定，可能是高压绕组N（X）端 接地接触不良或出现谐振等，

3.3.6电压互感器回路断线处理： a 根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作。 b） 检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，应套明原因立即更换，当再次熔 断时则应慎重处理。 C 检查电压回路接头有无松动、断线，切换回路有无接触不良现象。 8.3.7电容式电压互感器常见的异常判断： a) 二次电压波动。次连接松动，分压器低压端子N（8、J）未接地或未接载波线圈。如果阻 尼器是速饱和电抗器，则有可能是参数配合不当。 b) 二次电压低。二次连接不良；电磁单元故障或电容单元C2损坏。 c） 二次电压高。电容单元C1损坏；分压电容接地端未接地。 d 电磁单元油位过高。下节电容单元漏油或电磁单元进水。

8.3.6电压互感器回路断线处理：

时有异音。电磁单元中电抗器或中压变压器螺

8.4电流互感器常见异常判断与处理

DL /T 727 2013

8.4.1电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路。 8.4.2电流互感器产生异声，可能是铁心或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开 路及绝缘损坏放电。 8.4.3绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按GB/T7252进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超 标，且无明显增加趋势，其他组分正常，可判断为正常。当油中乙炔超过1uL/L时应引起注意，进行 全面检测和分析。

8.4.4电流互感器：次回路开路处理：

a）立即报告调度值班员，按继电保护和自动装置有关规定执行： b）查明故障点，在保证安全的前提下，如不能消除开路，应考虑停电处理。 3.4.5电容量变化超标，可能是电容层损坏，应查明原因或返厂处理。

应立即切断电源，火器灭火。

9.1.1小修：互感器不解体进行的检查与修理，一般在现场进行。 9.1.2大修：互感器解体、暴露器身，对部件进行的检查与修理，一般在检修车间域返厂进行。 9.1.3临时性检修；发现有影响互感器安全运行的异常现象届，针对有关项目进行的检查、修理或更换。

9.1.1小修：互感器不解体进行的检查与修理，一般在现场进行。 9.1.2大修：互感器解体、暴露器身，对部件进行的检查与修理，一般在检修车间域返厂进行。 9.1.3临时性检修：发现有影响互感器安全运行的异常现象届，针对有关项目进行的检查、修理或更换，

9.2.1小修1～3年1次，一般结合预防性试验进行。运行在污移场所的互感器应适当缩短小修周期。

9.2.1小修1～3年1次，一般结合预防性试验进行。运行在污移场所的互感器应适当缩短小修周期。 9.2.2大修根据互撼器预防性试验结果及运行状态评估结果，进行综合分析判断，认为确有必要时 进行。 9.2.3临时性检修针对运行中发现的严重缺陷及时进行， 9.2.466kV及以上互感器：般不在现场进行解体人修或改造

10.1.1油浸式互感器

a 外部检查及清扫； b) 检查维修膨胀器、储油柜（正立式）； c) 检查紧固·次和二次引线连接件； d) 渗漏处理； e) 检查紧固电容屏型电流互感器及油箱式电压互感器未屏接地点，电压互感器N（X）端接地点； f) 必要时进行零部件修理与更新； g) 必要时调整油位； h) 必要时补漆： i) 必要时加装金属膨胀器进行密封改造； j) 必要时进行绝缘油脱气处理。 0.1.2 干式互感器 a) 外部检查及清扫； b）检查紧固一次及二次引线连接件，

c）检查铁心及夹件； 必要时补漆。 10.1.3 SF。气体绝缘互感器（独立式） a) 外部检查及清扫； b) 检查气体压力表、阀门及密度继电器： c) 必要时检漏或补气； d) 必要时对气体进行脱水处理： e) 检查紧固一次与二次引线连接件； f) 必要时补漆。 10.1.4 电容式电压互感器 a) 外部检查及清扫； 6) 检查紧固一次与二次引线及电容器连接件； c) 电磁单元渗漏处理，必要时补油； d）必要时补漆。

10.2.1油浸式互感器

外部检查及修前试验； b) 检查金属膨胀器； c) 排放绝缘油： d) 一、二次引线接线柱瓷套分解检修； e) 吊起瓷套或器身，检查瓷套及器身； f) 更换全部密封胶垫； g) 油箱清扫、除锈； h) 压力释放装置检修与试验； i) 绝缘油处理或更换； j) 呼吸器检修，更换干燥剂： k) 必要时进行器身干燥处理； 1) 总装配； m) 真空注油； n) 密封试验； o) 绝缘油试验及电气试验； p) 金属表面喷漆。 0.2.2 SF。气体绝缘互感器（独立式） a) 外部检查及修前试验； b) 、二次引线连接紧固件检查； c) 回收并处理SF。气体； d) 必要时更换防爆片及其密封圈； e) 必要时更换二次端子板及其密封圈； f) 更换吸附剂： g) 必要时更换压力表、阀门或密度继电器； h) 补充SF6气体； i) 电气试验； j) 金属表面喷漆。

10.2.3电容式电压互感器

a）外部检查及修前试验； b) 检查电容器瓷套，测量电容值及介质损耗因数； c） 检查电磁单元； d) 电磁单元绝缘干燥（必要时）； e) 电磁单元绝缘油处理； f) 更换密封胶垫； g) 电磁单元装配： h) 电磁单元注油或充氮； 电气试验： i）金属表面喷漆。

a）外部检查及修前试验； b） 检查电容器瓷套，测量电容值及介质损耗因数； c） 检查电磁单元； d) 电磁单元绝缘干燥（必要时）； e) 电磁单元绝缘油处理； f) 更换密封胶垫； g) 电磁单元装配： h) 电磁单元注油或充氮； i) 电气试验； i 金属表面喷漆。

11小修工艺及质量要求

表1油浸式互感器部件检修工艺及质量标准

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11.1.2处理渗漏油

11.1.2处理渗漏油

11.1.2.1工艺不良的处理

因密封垫圈压紧不均匀引起渗漏油时，可先将压缩量大的部位的螺栓适当放松，然后拧紧压 缩量小的部位，调整合适后，再依对角位置交叉地反复紧固螺母，每次旋紧约1/4圈，不得 单独一拧到底。弹簧垫圈以压平为准，密封圈压缩量约为1/3。 b） 法兰密封面凸凹不平、存在径向沟痕或存在异物等情况导致渗漏时，应将密封圈取开，检查 密封面，并进行相应处理。 C 因装配不良引起的渗漏，如密封圈偏移或折边，应更换密封圈后重新装配

11.1.2.2部件质量不良的处理

a）膨胀器本体焊缝破裂或波纹片永久变形，应更换膨胀器。 b） 小瓷套破裂导致渗漏油，应更换小瓷套。 C 铸铝储油柜砂眼渗漏油，可用铁榔头，样冲打砸砂眼堵漏。 d） 储油柜、油箱、升高座等部件的焊缝渗漏，可采用堵漏胶临时封堵处理，待大修解体时再予 补焊。 e） 密封圈材质老化，弹性减弱，应更换密封圈。更换时在密封圈两面涂抹密封胶（如801密封胶）。

11.1.3检查油位及补油

限，应打开放油阀放油至正常油位。 b） 带隔膜储油柜的油位偏低，可打开上盖，取掉隔膜，直接补油后再复原装好隔膜和上盖。 膨胀器缺油，可参见附录A或用普通真空补油方法进行补油。 d） 如互感器油面低于器身绝缘包扎部位，应检查器身无受潮方可补油。若器身受潮，应按大修 处理。 e） 补油应使用与原互感器同品牌、经试验合格的变压器油，品牌不同的油应先做混油试验，合 格后才能使用

11.1.4检查接线端子

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查互感器储油柜、膨胀器外罩、油箱、升高座、底箱等表面油漆状况，如发现局部脱漆，应险 净后，用相同（或相近）颜色的油漆进行局部补漆

11.1.6加装膨胀器进行密封改造

a）未装有金属膨胀器的高压互感器，检修时可安装金属膨胀器进行密封改造。 b） 改造前互感器应试验合格，若绝缘受潮或内部存在故障，应查明原因消除缺陷，复试合格后 再进行改造。 C 根据互感器油量和膨胀器技术参数选择膨胀盒（节）数，并确定油位线。 d）加装金属膨胀器密封改造工艺参见附录B。

干式互感器小修工艺及质量标准见表2。

表2干式互感器小修工艺及质量标准

11.3SF气体绝缘互感器

SF。气体绝缘互感器小修工艺及质量标准见表3

11.4电容式电压互感器

电容式电压互感器小修工艺及质量标准见表4

11.5互感器零部件小修工艺及质量标准

互感器零部件小修工艺及质量标准见表5。

表5互感器零部件小修工艺及质量标准

12绝缘油和SF.气体的处理

2.1油处理的一般要求

12.1.1注入互感器内的变压器油，其质量应符合GB/T7595规定。

12.1.1注入互感器内的变压器油，其质量应符合GB/T7595规定。

12.1.2混用不同品牌的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。 12.1.366kV及以上互感器应进行真空注油或充气，换油或油处理后均需真空脱气。 12.1.4注油后，应从互感器底部的放油阀取油样，进行油简化分析、电气试验、气体色谱分析及微水

12.2.1用压力滤油机或真空滤油设备清除油中的杂质和水分等。 12.2.2采用压力式滤油机时，若有条件可将油加温至60℃～70℃，以提高滤油的工艺效果。必要时 可采用高效吸附滤纸。 12.2.3使用内装加热器加温时，开机应先启动滤油机，待油路畅通后再投入加热器。停机操作顺序 相反。 12.2.4采用真空滤油机进行油处理时，应按设备使用说明书进行操作。

12.3互感器换油工艺

3.1互感器换油是指将互感器的油全部放掉，重新进行真空注油。 3.2换油工艺要点如下： a）打开放油阀，放尽变压器油。 b) 拆下金属膨胀器。 用合格油注满互感器，然后再放掉，根据油质情况重复充放油多次。 d） 装上带有真空注油阀的临时盖板，接好管路。 e) 预抽真空，真空残压不大于133Pa，35kV互感器抽真空时间2h，66kV及110kV互感器抽真 空时间4h，220kV及以上互感器抽真空时间6h。 f) 真空注油，至浸没器身约10cm。 g) 真空浸渍脱气，抽真空残压不大于133Pa，35kV互感器抽真空时间4h，66kV和110kV互感 器抽真空时间8h，220kV及以上互感器抽真空时间16h。 h 拆除临时盖板，装上金属膨胀器。 i) 按11.1.3c）的规定对膨胀器充油，其要点是预抽真空残压133Pa，维持30min，然后真空注 油至规定油位指示。 换油后静置24h，取样进行绝缘油的简化、由气、色谱、微水试验

3.2换油工艺要点如下： a）打开放油阀，放尽变压器油。 b） 拆下金属膨胀器。 c） 用合格油注满互感器，然后再放掉，根据油质情况重复充放油多次。 d） 装上带有真空注油阀的临时盖板，接好管路。 e) 预抽真空，真空残压不大于133Pa，35kV互感器抽真空时间2h，66kV及110kV互感器抽真 空时间4h，220kV及以上互感器抽真空时间6h。 f) 真空注油，至浸没器身约10cm。 g） 真空浸渍脱气，抽真空残压不大于133Pa，35kV互感器抽真空时间4h，66kV和110kV互感 器抽真空时间8h，220kV及以上互感器抽真空时间16h。 拆除临时盖板，装上金属膨胀器。 i) 按11.1.3c）的规定对膨胀器充油，其要点是预抽真空残压133Pa，维持30min，然后真空注 油至规定油位指示。 换油后静置24h，取样进行绝缘油的简化、电气、色谱、微水试验

12.4油浸互感器脱气工艺

2.4.1对互感器非故障性油色谱氢超标可选用直接脱气法、外循环脱气法和换油法。 2.4.2直接脱气法。 a) 将互感器油放至膨胀器内无油即可。 b） 拆下膨胀器，装上带有脱气阀的临时盖板。 c 直接进行真空脱气，真空残压不大于133Pa，35kV互感器抽真空时间6h，66kV和110kV互 感器抽真空时间12h，220kV及以上互感器抽真空时间24h。若尚未达到要求，可继续抽真空 至指标合格。 d) 拆下临时盖板，安装复原膨胀器。 e）按11.1.3c）的规定对膨胀器真空注油至规定油位。 2.4.3外循环脱气法。 a) 将真空滤油机的进油阀与互感器底部的放油阀接通，滤油机的出油阀接至互感器顶部的注 油阀。 b) 打开互感器的放油阀与注油阀，再按真空滤油机使用说明书操作，使互感器内的变压器油经 真空滤油机进行加热及脱气处理。 c） 外循环脱气至油色谱合格。

2.4.1对互感器非故障性油色谱氢超标可选用直接脱气法、外循环脱气法和换油法。 2.4.2直接脱气法。 a） 将互感器油放至膨胀器内无油即可。 b 拆下膨胀器，装上带有脱气阀的临时盖板。 c 直接进行真空脱气，真空残压不大于133Pa，35kV互感器抽真空时间6h，66kV和110kV互 感器抽真空时间12h，220kV及以上互感器抽真空时间24h。若尚未达到要求，可继续抽真空 至指标合格。 d） 拆下临时盖板，安装复原膨胀器。 e） 按11.1.3c）的规定对膨胀器真空注油至规定油位。 2.4.3外循环脱气法。 a） 将真空滤油机的进油阀与互感器底部的放油阀接通，滤油机的出油阀接至互感器顶部的注 油阀。 b） 打开互感器的放油阀与注油阀，再按真空滤油机使用说明书操作，使互感器内的变压器油经 真空滤油机进行加热及脱气处理。 外循环脱气至油色谱合格。

DL/T727—2013表6(续)序号项目要求说明（1）油中水分（mg/L）（1）尽量在顶层油温高于50℃时采修修样，按GB/T7600或GB/T7601的要求进行试验。66kV~110kV:≤3566kV~110kV:≤20（2）小修对油有220kV:≤25220kV:≤15怀疑时进行。330kV~750kV；≤15330kV~750kV:≤10（3）大修时进行（2）击穿电压（1）按GB/T507小修大修的要求进行试验。（2）小修对油有66kV~220kV：≥35kV66kV~220kV≥40kv怀疑时进行。绝缘油试验330kV:≥45kV330kV:≥50kV（3）大修时进行6（从互感器本体取油样)500kV~750kV:≥50kV500kV~750kV:≥60kV(3)tan（%)90℃（1）按GB/T5654小修大修的要求进行试验。（2）小修对油有330kV及以下：≤4330kV及以下：≤1怀疑时进行。（3）大修时进行500kV及以上：≤2500kV及以上：≤0.7（1）注入新油时进行。（4）注入互感器的变压器油应按GB2536的要求（2）更换油种和品牌时进行混油试验（1）用1000V或二次绕组之间2500V绝缘电阻表及对地绝缘>500MQ测量。电阻测量（2）大、小修均进行8密封检查应无渗漏大、小修均检查9金属膨胀器检查应无渗漏，油位指示正确大修必要时进行（1）一次绕组按出厂值的85%进行试验，出厂值不明的按下表中电压进行试验电压等级361015203566（1）20kV及以下kV互感器小修时进10交流耐压行。试验电压kV152130384772120（2）大修时进行（2）二次绕组之间及末屏对地为2kV。（3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行16

13.2油浸式及干式电压互感器

油浸式及于式电压互感器试验项目及要求见表

表7油浸式及干式电压互感器试验项目及要求

DL/T727—2013表7（续）序号项目要求说明（1）绕组绝缘tan（%）不大于下表中的数值温度510203040（1）串级式电压互感器的大修1.52.53.05.07.0tanS试验方法采用末端屏蔽35kV及tano测量法。以下小修2.02.53.55.58.0（2）固体绝缘不进行tang大修5.0测量。35kV1.01.52.03.5（3）大、小修均进行以上小修1.52.02.54.05.5（2）支架绝缘tang不大于6%油中溶解气体组分含量应不大于下表中的数值（1）从互感器本体取油氢总烃乙炔样。油中溶解气体项目μL/LμL/LμL/L（2）小修时发现乙炔从无色谱分析到有变化，要引起注意，按小修1501002GB/T7252的要求进行。大修50400（3）大、小修均进行8绝缘油试验见表6之6（1）大修时。（2）小修必要时（1）一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明时按下列电压试验电压等级3610kv15203566（1）20kV及以下小修时进交流耐压试验行。试验电压152130384072120（2）大修时进行（2）二次绕组之间及对地为2kV。（3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行1998年5月后产品，执行标准GB 1207。1998年5月前的（1）Um≥7.2kV油浸式互感器产品，按原试验方法在电压为1.2Um（中性点非有效进行。110kV及以上接地系统）或Um（中性点有效油浸式互感器在电压接地系统）时，放电量不大于10局部放电测量为1.1U/V3时，放10pC；固体绝缘互感器不大于大修时进行电量不大于20pC；50pC。6kV35kV固体绝缘（2）U.≥7.2kV油浸式互感器互感器，放电量不大在电压为1.2U/V3（中性点有于250pC效或非有效接地系统）时，放电量不大于5pC；固体绝缘互感器不大于20pC（1）额定电压下，空载电流与出厂值差别不大于30%。11空载电流测量（2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许（1）大修时进行。电流：中性点非有效接地系统：1.9Up/V3；中性点有效（2）小修必要时进行接地系统：1.5U,/V3（1）更换绕组后进行。12连接组别和极性与铭牌和端子标志相符（2）接线变动后进行18

DLW/T727—2013

13.3电容式电压互感器

电容式电压互感器试验项图及要求见表8。

式电压互感器试验项目

13.4SF.气体绝缘互感

SF。气体绝缘互感器试验项目及要求见表9。

表9SF.气体绝缘互感器试验项目及要求

a）油浸电流互感器小修后试验按表6之1、4、5、7、8进行，必要时增加表6之6。 b）干式电流互感器小修后试验按表6之1、7、10、11进行，SF6电流互感器小修后试验按 之 1、2、4 及 5 进行。

14.1.2电压互感器

a） 油浸式电压互感器小修后试验按表7之4、5、6、7及14进行， 1、Z 和15。 干式电压互感器小修后试验按表7之4、9及10进行。 SF电压互感器小修后试验按表9之1、2、4及5进行。 & 电容式电压互感器小修后试验按表8之1、2、3、4、7及16进行，必要时增加表8之5、6 及8。

油浸式电压互感器小修后试验按表7之4、5、6、7及14进行， 、 和15。 干式电压互感器小修后试验按表7之4、9及10进行。 SF电压互感器小修后试验按表9之1、2、4及5进行。 电容式电压互感器小修后试验按表8之1、2、3、4、7及16进行GB/T 27794-2011 电力电缆用承插式混凝土导管，必要时增加表8之5、6 及8。

装金属膨胀器前应按制造厂规定进行压力密封试验。 b）干式电流互感器大修后试验按表6之1、7、10～12进行。 c）SF.电流互感器大修后试验按表9之1～5进行，并按制造厂规定进行压力密封试验。

14.2.2电压互感器

a）油浸式电压互感器大修后试验按表7之4～10、12～14进行，必要时增加表7之 15。更换绕 组应按表7之12、13、15进行。加装金属膨胀器前应按制造厂规定进行压力密封试验。 b）电容式电压互感器大修后试验按表8之4～7、11及16进行，必要时增加表8之14。 c）SE.电压互感器大修后试验按表9之1～5进行，并按制造厂规定进行压力密封试验。

WS/T 780-2021 儿童临床常用生化检验项目参考区间氮静压真空注油补油工艺可用于各种220kV及以下油浸式互感器的注油、补油及金属膨胀器的 注油。

A.2氮静压真空注油工艺

A.2.1氮静压真空注油原理