110千伏电流互感器现场试验。
一般情况下是15项。
在变电站的设备检测现场，技术人员正对电流互感器开展现场试验。
1.首先进行CT结构检查，他手持强光手电仔细观察瓷套表面是否有裂纹、破损，法兰连接是否牢固，放油阀密封是否完好。
2.随后使用数显游标卡尺测量外绝缘爬电距离，沿着瓷裙表面的最短路径逐段测量并记录数据，接着测量两电极间的最短空气距离得到干弧距离，将两组数值输入计算器得出比值，与规程要求值进行比对。
3.极性检查采用直流法，他将1.5V干电池正极接一次绕组L1端，负极瞬间触碰L2端，同时用万用表直流毫安档跨接二次绕组K1、K2端，观察表针偏转方向判断极性是否正确。
端子标志校核时，他对照图纸核对设备本体的端子标志，确保一次侧L1、L2与二次侧K1、K2标志清晰无错，相序标识与图纸一致。
4.进行绝缘电阻测量，他用2500V兆欧表分别对一次对二次及地、二次绕组间的绝缘电阻进行测试，测量前先对设备充分放电，摇测时保持每分钟120转的速度，读取1分钟时的稳定数值，并记录环境温度和湿度，确保测量结果准确有效。
5.试验人员检查CT二次绕组的绝缘状况，进行对地及绕组间工频耐压试验，将二次绕组短接后施加2kV工频电压，持续1分钟未出现击穿或闪络现象。
6.随后采用双臂电桥精确测量各绕组直流电阻，数据与铭牌值偏差控制在5%以内。
7.最后开展保护绕组伏安特性试验，缓慢调节调压器，记录不同电压下的励磁电流，绘制完整的伏安特性曲线，确保拐点电压满足保护装置整定要求。试验过程中严格执行安全规程，各项数据均符合规程标准，设备绝缘及电气性能良好。
8.在变电站的设备检测现场，技术人员正细致开展电力设备绝缘状态诊断试验。
他们首先聚焦电流互感器（Ct），将介损仪测试线精准连接至Ct高压绕组与低压端子，施加额定试验电压后，仪器迅速采集到电容量数据与介质损耗因数数值——这两项参数是判断Ct主绝缘是否受潮、老化的核心依据，数值异常往往预示绝缘性能劣化。
9.随后，技术人员移至设备末屏引出端，拆除临时接地装置，对末屏对地的介质损耗因数进行专项测量，末屏作为绝缘结构的薄弱环节，其介损值升高常提示局部绝缘分层或气隙缺陷。
10.紧接着的绝缘介质性能试验中，他们通过检测绝缘电阻、极化指数等参数，全面评估介质的整体绝缘强度与极化特性。
11.最后，从充油设备中抽取的油样被送往实验室，绝缘油色谱分析试验将通过测定油中溶解的氢气、乙炔、一氧化碳等特征气体含量及产气速率，精准定位设备内部是否存在过热、电弧放电等潜伏性故障。
这些试验层层递进，共同织就设备绝缘状态的“诊断网络”，为电网安全稳定运行筑牢防线。
检测室内，技术人员正有条不紊地对电流互感器进行出厂前的关键试验。
12.首先开展密封性检查，手持氮气检测仪的工程师仔细探查瓷套与金属法兰的结合面，确保在0.2MPa气压下漏气速率低于0.5%/年。
13.随后移至高压试验大厅，一次绕组工频耐压试验正式开始，红色警示灯亮起时，升压变压器通过金属均压环向绕组施加38kV工频电压，示波器屏幕上的正弦波形始终稳定，直到1分钟计时结束。
14.耐压试验后，局部放电测量随即展开，超高频传感器紧贴外壳，在1.73倍额定电压下，检测仪显示放电量稳定控制在5pC以下。
15.最后的CT误差测量环节，标准电流互感器与被试品通过升流器形成闭环，当通入100%额定电流时，校验仪显示比差-0.21%、角差-12，完全满足0.5级精度要求。从宏观绝缘到微观缺陷，从工频耐压到误差特性，一系列严苛检测确保设备安全投运。
所有项目检测完成后，技术人员在试验记录本上逐项填写数据，签字确认检测结论。
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