互感器运行检修导则精品版.docx

互感器运行检修导则精品版.docx

《互感器运行检修导则精品版.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《互感器运行检修导则精品版.docx（17页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

互感器运行检修导则精品版

输变电标准讲解资料

《互感器运行检修导则》

（DL/T727-2000）

2008年8月

目　　录

一、导则编制的依据

二、导则的应用范围及引用标准

三、运行基本要求

四、运行检查与操作

五、技术监督

六、异常运行与处理

七、检修分类与周期

八、检修项目

九、关于检修时试验的几点说明

十、有关专业名词术语

一、导则编制的依据

互感器在变电站中属于高压配电装置，称为四小器（电流互感器、电压互感器、耦合电容器和避雷器）。

虽然是小型电器，但由于一次侧直接联在母线上，一旦发生事故，往往造成全厂或全站停电，甚至引起系统故障。

高压互感器爆炸，是一种威胁很大的恶性事故，往往引起大火，瓷片乱飞打坏其他设备，甚至威胁人身安全。

针对互感器制造质量和运行维护中存在问题，原电力部早在1981年即发文提出《110Kv－220kV电压、电流互感器预防事故的技术措施》，后来根据电网出现的新设备，新情况多次进行修订。

措施对提高产品制造质量和运行水平有一定的指导促进作用。

以往各电力生产企业和供电企业在现场运行规程中是将互感器的少数条文纳入高压配电装置中的，内容较少，概念陈旧。

对于新产品如SF6绝缘互感器，电容式电压互感器以及膨胀器全密封器件等未列入。

对于互感器的正确使用、操作、防谐振问题，动热稳定问题，接地问题以及反事故措施的一些要求也未得到充分的反映。

至于检修方面，大多数地区缺乏成文的检修标准，少数地区曾编写过互感器检修导则，但也只有油浸式互感器的一些内容，因此原电力部安生司与国调中心提出，以电力工业部电综[1995]第44号文发布的电力行业标准制订计划，由中电联标准化部委托国调中心、武高所、东北电管局负责，组织包括全国电力系统共8个单位参加的编制小组，并邀请部分互感器主导制造厂参加，用４年多时间，完成中华人民共和国电力行业标准DL/T727-2000《互感器运行检修导则》的编写任务，由中华人民共和国经贸委批准发布，2001年1月1日实施。

本标准主要针对国内互感器而提出的，国外引进的互感器参照执行。

二、导则的应用范围及引用标准

导则是针对交流高压互感器制定的，最低电压限定到３kV，低压互感器（如0.5kV）不属于本导则范围。

最高电压在当前国内为５００kＶ，故标准也限定为此电压，以后全国出现更高电压时，本标准也该到修订之时了。

目前，根据国际惯例，凡注明标准日期的引用文件，在引用后的所有修改单（不包括勘误）或修订版本均不适合本标准。

但有条件时，应探讨使用最新版本的可能性。

凡不注明标准日期的引用文件，其最新版本（应无条件）适用于本标准。

标准号中带Ｔ的应理解为推荐性标准。

此外下列通用标准也常被引用：

GB/T4705-92耦合电容器及电容分压器

GB16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求

GB17201-1997组合互感器

JB7068-93互感器金属膨胀器

三、运行基本要求

我国目前的互感器制造标准GB1207、GB1208、GB/T4703均已与国际标准IEC接轨，有很多新概念、新规定是我们不够熟悉的，导则的运行基本要求对此作了表述，在此作重点介绍。

1、基本技术要求

本部分按互感器的共同要求，电流互感器、电压互感器的要求（含功能、安全等）顺序编排，以便于阅读。

现将其分别介绍如下：

（1）3.3.1互感器铭牌技术参数应满足运行工况要求。

国家标准规定，所有互感器至少应在铭牌上标出下列内容（以电磁式互感器为例）：

电压互感器电流互感器

a、国名（出口产品）a、国名（出口产品）

b、制造厂名b、制造厂名

c、互感器名称c、互感器名称

d、互感器型号d、互感器型号

e、标准代号、计量许可标志及批号e、标准代号、计量许可标志及批号

f、电压互感器额定一次和二次电压和剩f、电流互感器额定一次和二次电流，（额定电流比）

余电压绕组（如有）额定电压（kV）表示为额定一次电流／额定二次电流（Ａ）

（额定电压比）

g、额定频率g、额定频率

h、户内或户外，允许使用的海拔高度h、户内或户外，允许使用的海拔高度

i、每个二次绕组的额定电压，输出范围i、每个二次绕组额定输出和相应准确

和相应准确级，极限输出。

级。

准确限值系数和仪表保安系数。

（二次组合）

j、设备最高电压j、设备最高电压（Um）

k、额定绝缘水平k、额定绝缘水平〔设备最高电压/工频耐压

（操作冲击）/雷电全波冲击耐压〕

l、额定电压因数及相应额定时间l、额定短时热电流和额定动稳定电流（峰值）。

m、绝缘耐热等级（A级不标出）m、绝缘耐热等级（A级不标出）

n、每个二次绕组的用途和其相应端子,串级n、每个二次绕组的用途和其相应端子，二次绕组排

式和特殊结构互感器原理结线图列示意图（Ｕ型结构）

o、互感器的总质量和油质量（或气体质量）o、互感器的总质量和油质量（或气体质量）

p、出厂序号p、出厂序号

q、制造年月q、制造年月

铭牌已将互感器的主要技术参数标明，因此安装和运行部门必须严格按照铭牌技术参数来使用，互感器技术参数必须满足装设地点运行工况的要求。

如额定电压、设备最高电压、额定绝缘水平、电压互感器的额定电压因数及时间、电流互感器的额定电流、短时热电流和动稳定电流等应完全符合高压系统要求，否则将影响互感器的正常使用，甚至引发故障。

二次输出及准确级，电流互感器的准确限值系数和仪表保安系数应完全符合计量、测量和继电保护等专业要求。

对于电能计量绕组，其准确级按DL/T448-2000规定，如对于Ⅰ、Ⅱ类计量装置，电压互感器准确级不应低于0.2级，电流互感器准确级不应低于0.2Ｓ级，对于Ⅲ类以下计量装置，电压互感器不低于0.5级、电流互感器不低于0.5Ｓ级。

Ｓ级互感器标准规定在一次额定电流的20％～120％时电流误差都应达到准确级要求。

有关专业名词述语在本宣讲稿第10节进行了介绍。

（2）3.1.2互感器二次绕组应有保护接地。

互感器二次接地属于保护接地，以防止传递过电压和一次绝缘损环击穿，二次侧出现高电压，对人身和设备造成危害。

但只许一点接地，以防误接分流或引发故障。

根据管理分工，从电流互感器或电压互感器二次端子开始的回路，由继电保护和测量、计量专业维护，因此其二次回路接地应由其相应专业规程予以规定。

对保护回路在GB/T14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》有明确规定，对于有几组电流互感器连接在一起的保护，应在保护屏上经端子排接地，对电压互感器接地点宜设在控制室内，并应牢固焊接在接地小母线上。

电流互感器对于备用绕组，应毫无例外地在安装处短路接地。

（3）3.1.3设备（底座）接地应可靠。

本条与国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第十七章防止接地网事故中的要求是一致的。

该文件１７.７条指出：

重要设备（如变压器、断路器、电压及电流互感器）及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合故障短路电流通过时热稳定的要求。

连接引线应明敷并应便于定期进行检查测试，要严防失地运行。

随着经济的发展，电网容量不断增大，一些变电站原设计的接地装置（包括设备接地引下线）热稳定容量愈来愈不能满足电网实际短路容量的要求，同时，随着运行年限增加，在土壤湿度和酸度较大地区，接地装置局部范围腐蚀严重，致使接地装置热稳定能力下降。

当短路电流通过时，造成接地网和接地引下线烧断，引起局部接地网和设备地电位升高，高电位窜入二次系统，引发一系列事故，甚至造成主变压器损坏，全站停电等。

此类事故在上世纪80年代中期全国造成了灾害。

正由于此，必须将此条列入基本技术要求。

安装时应注意从互感器本体接地螺栓处接地，而不宜通过基础安装螺栓接地。

同时应要求制造厂在本体设置两个接地连接点。

（4）3.1.4互感器二次绕组的额定输出应与实际负荷匹配。

GB1207-1997电压互感器标准规定，对电压误差和相位差限值，是指在二次负荷为额定负荷的25％～100％之间的任一值时。

GB1208-1997电流互感器标准也规定，对测量绕组电流误差和相位差限值，是指二次负荷为额定负荷的25％～100％之间的任一值时，对保护绕组复合误差当采用直接法试验时，二次绕组为额定负荷。

制造厂就是按照此规定调试出厂的。

根据以上规定，若要求运行中互感器的准确级为我们所要求的值，实际接入互感器的负荷值，至少为铭牌额定负荷的25％，否则准确级将不能保证。

因此在工程设计选用互感器二次额定输出时，应根据二次侧实际负荷大小来选择，并不是额定输出越大越好，此点请设计院注意。

调查表明，失误尚多，如有的标称350VA（0.2级）电压互感器实际负荷不到30VA。

电压互感器二次回路电压降，按DL/T448-2000规定，对Ⅰ、Ⅱ类贸易结算的计量装置应不大于额定二次电压的0.2％，对其他计量装置应不大于０.5％。

（5）3.1.5互感器一次绕组端子机械强度及允许载荷应符合要求。

标准规定一次端子任意方向（垂直、水平）机械强度如下表，单位为Ｎ。

设备最高电压

kV

电压互感器

电流互感互器

Ⅰ类载荷

Ⅱ类载荷

72.5～100

500

1250

2500

123～170

1000

2000

3000

245～362

1250

2500

4000

≥420

1500

4000

6000

在正常运行条件，实际所加载荷的总和应不超过表中所列数据的50％，即安全系数n≥２。

电流互感器应能承受罕见的极限动态载荷（如短路时）,其值不超上表所列数据的1.4倍。

互感器端子受力问题，往往不被人注意，铭牌上也未标明，由于端子受力过载，造成端子损坏，互感器漏油情况并不少见，应引起重视，首先制造厂应提供强度保证，其次安装检修时引线不能过紧，避免上人、以免端子超载发生问题（漏油和发热）。

（6）3.1.6互感器应安装过电压保护。

互感器属于配电装置，应有雷电过电压保护，包括直击雷保护应在避雷针（线）保护范围内和雷电侵入波过电压保护应在阀型避雷器保护允许最大电气距离内，详见DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准的规定。

（7）3.1.7电流互感器二次侧严禁开路，电压互感器二次侧严禁短路。

运行中电流互感器，当一次绕组有电流情况下将二次开路，则二次反磁势不再存在，一次磁势全部用来励磁，励磁磁势为Ｉ。

Ｎ１＝I１Ｎ１，铁心磁感应急剧增加，达到饱和状态，此时磁通波形将成为平顶波，在一个周波内，当磁通由正变到负或反此时，二次感应电势急剧上升，可达到数千伏，（GB1208-1997就提到电压峰值达到4.5kV）。

将危及人身及二次设备的安全。

因此电流互感器在运行中绝不许开路。

对备用绕组（抽头除外）也应如此，不可以疏漏。

（还存在剩磁影响误差问题）。

电压互感器标准中虽然规定有一定的短路承受能力，即在额定电压下励磁时，应能承受t=ls外部短路的机械效应和热效应而无损伤。

但决不是允许运行中可以任意短路。

（8）3.1.8电流互感器的最高运行电压和最大运行电流不得超过铭牌值规定。

按国标GB1208-1997规定互感器的绝缘设计是按设备最高电压为设计的根据的，电流互感器的温升设计是以额定连续热电流（标准值为额定一次电流）的温升不超过规定限值而考虑的。

同时标准规定对设备最高电压252kV及以上的电流互感器应通过绝缘热稳定试验，即对互感器施加额定连续热电流和1/√3的设备最高电压，直至达到稳定状态（例如介质损耗因数达到稳定），全部试验不少于36h，其中达到稳定状态时间至少连续8h。

运行中不能超过以上铭牌值规定。

（9）3.1.9电容屏型电流互感器末屏必须可靠接地。

如果末屏开路，末屏对地就形成一个等值电容，它与电流互感器主电屏电容相串联，末屏对地就会由地电位上升为高电位，造成事故。

如220kV电流互感器，主屏11个对地电容c＝726pF，故障后实测电容为c’=426pf，计算可得末屏（开路）对地电容C2=CC’/（C-C’）＝1031pF，末屏承受电压（对地）U2＝C’Um/C2√3=426*146/1031＝60.3Kv。

显然此电压对末屏绝缘是不能承受的，将造成击穿放电，并使绝缘油在电弧高温下裂解，进而引起互感器爆炸等事故。

（末屏绝缘：

220kV及以下为3kV，500kV为5kV）。

（10）3.1.11电流互感器保护绕组的伏安特性应符合要求。

从差动保护装置要求出发提出，伏安特性相差过大，穿越短路时将出现较大的不平衡电流，影响保护动作的可靠性。

一般认为伏安特性试验目的有二，除检查电流互感器的磁化特性外，还可以发现二次绕组有无匝间或层间短路故障，继电保护装置的反事故措施曾明确规定，新安装及解体检修后的电流互感器应作变比及伏安特性试验，并作三相比较。

伏安特性试验应在额定准确限值电流下不明显饱和（极限电压U2＝ALFI2nZ2Σ）。

必须指出测量绕组不作此类试验，在仪表保安电流下应明显饱和。

（11）3.1.12电压互感器允许最高运行电压及持续时间不得超过铭牌规定。

根据国标GB1207-1997电压互感器和GB/T4703－2001电容式电压互感器的规定，在中性点有效接地系统中相与地之间1.5倍额定电压下允许运行时间30S。

在中性点非有效接地系统中带有自动切除对地故障装置时相与地之间1.9倍额定电压下允许运行30S；无自动切除对地故障时相与地之间1.9倍额定电压允许运行8h。

上述过电压倍数称为额定电压因数，相当于系统单相接地故障时，健全相的电压升高，在这些条件下，互感器温升应符合要求，即不超过限值10K。

为表明是否满足上述要求，应进行型式试验。

（12）3.1.13电压互感器一次低压端子应可靠接地。

电磁式电压互感器一次绕组准备接地的低压端子对箱壳或底座绝缘时，其能承受额定短时工频耐受电压，标准规定对设备最高电压为40.5kV以下为3Kv，设备最高电压为40.5kV及以上时为5kV（均方根值）。

电容式电压互感器电磁单元中压回路的接地端子对地之间的绝缘标准为工频3Kv（均方根值）的试验电压，历时1Min。

电容分压器的低压端子对地绝缘标准为10kV历时1Min，不暴露在风雨中为4kV，1Min（均方根值）。

根据以上规定，设备一次低压端子必须可靠接地标准不得悬空。

（13）3.1.14中性点非效接地系统中，作单相接地监视用的电压互感器应采取有效消谐措施。

常用的10千伏户内式浇注单相三绕组和35千伏户外式油浸单相三绕组（除基本二次绕组外还带有剩余电压绕组）〕电压互感器。

这种互感器Ａ端为全绝缘，N（x）端为接地端，其绝缘水平为3～5kV。

由三相构成星形结线，首端分别接在Ａ、Ｂ、Ｃ三相上，接地端N（x）则都联在一起构成中性点并接地，这种结线可得到线电压，相对地电压，开口三角两端则可取得零序电压。

供测量、计量和继电保护装置之用。

在中性点不接地系统中，频繁发生电压互感器（TV）饱和引起的铁磁谐振，这在中性点不接地系统过电压事故中占很大比例。

多年来，国内外众多专家对限制TV铁磁谐振过电压的措施做了大量研究，积累了丰富的经验。

目前现场防止铁磁谐振过电压的措施有：

a）采用励磁特性好，不易饱和的TV；

b）三相TV开口三角绕组两端接入电阻或消谐器；（不能抑制XCO/XLe<<0.01时，单相接地消失后流经TV的过电流）；

c）TV高压侧中性点串联电阻消谐；（宜采用全绝缘互感器）

d）4TV接线方式抑制谐振；（宜应采用全绝缘互感器）

e）系统中性点经消弧线圈接地抑制谐振。

（14）3.1.15电压互感器的高压熔断器断流容量应满足母线短路要求。

35kV以下电压互感器一般设有高压限流熔断器，以便及时将互感器内部及引线故障切除，避免电网受到影响。

引线故障相当于母线故障，故高压熔断器应具有相应的断流容量。

断流容量不足时，如目前35kV电压互感器的角形熔断器之前通常装有相应的限流电阻。

（15）3.1.17油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式。

设备最高电压40.5kV（相应额定电压为35kV）及以上的互感器，应有保证绝缘油与外界空气不直接接触或完全隔离的装置（例如金属膨胀器），或其他防油老化措施，并应装有油面（油位）指示装置，应有最低允许油面（油位）的标志。

事故统计和障碍统计表明，110kV及以上互感器因进水受潮而引起事故的百分比仍很高（1990-1994年为24%，1995-1999年为11.3%），试验发现本体介损超标（与受潮相关）高达23.7%（1990-1994）和21.2%（1995-1999年）。

因此电力部预防110-500kV互感器事故措施明确提出应选用全密封型产品即金属膨胀器密封结构。

运行中的非全密封型（胶垫与隔膜密封）互感器，应分期分批逐步改造为金属膨胀器全密封结构，必须指出膨胀器并无防爆作用。

必须指出，关于对互感器的结构要求，IEC标准并无明确规定（我国标准根据国内运行经验提出此项要求），订货时应予明确。

如近年来有些工程从国外引进的500kV电流互感器中，仍在采用橡胶制品胶囊密封结构。

该产品1993年投运后，运行到1999年8月开始发生爆炸事故，以后2000年7月，2001年8月接连发生爆炸，造成附近设备大量损坏。

分析认为产品质量差，产品结构，密封性能等存在严重缺陷。

检修人员检查发现有头部胶囊周边破裂现象，且有油渗漏。

为避免同类事故再次发生，只好把该类型产品逐步淘汰更换。

这种教训，应引起我们充分注意。

此外，根据新版反事故措施要求，500kV油浸式电流互感器出厂时的局部放电试验，予加电压应提高到740kV，以提高试验有效性。

应要求制造厂加强油务管理，提供油源，油牌号，禁止使用混合油或劣质油。

（16）3.1.18加强对SF6气体绝缘互感器的产品监造、安装试验、运行维护等工作。

为了保证SF6互感器正常运行，必须使产品内部的SF6气体压力始终保持在规定绿色区范围内，当SF6气体压力低达报警压力（0.35Mpa）时应予补充。

应注意在现场补气或气体置换时，所补气体必须符合标准，充气工艺应按制造厂要求进行，充气管路要除潮，以防充气后含水量超标，如补气较多时，应对互感器进行工频耐压试验，合格后方可投运。

SF6气体比变压器油更容易泄漏，因此制造厂应特别注意密封结构设计和工艺控制。

运行中应监测SF6气体含水量不超过300μL/L。

必须指出目前SF6互感器质量不够稳定，故障率较高，应加强产品全过程管理，提高运行监督水平。

（17）3.1.19电容式电压互感器应重视选型、防止自身铁磁谐振发生。

为了保证电容式电压互感器运行中总误差符合国家标准要求，制造厂出厂试验中，是将实物优选组合后的电容分压器和电磁单元进行调配的（如改变补偿电抗器的气隙及调节绕组和改变中间变压器的调节绕组等），将电压误差和相位差减小到最低程度。

因此在现场安装时，应按制造厂调配时的组合编号对号入座，否则将无法保证电容式电压互感器的误差特性。

电容式电压互感器内部有电容和非线性电感元件，在一次侧突然加压、二次侧突然短路又消除的强电冲击瞬变作用下，可能发生自身低次谐波谐振，为此通常必须在产品上配装有阻尼器件，常见的阻尼器的种类有固定电阻型，谐振型、速饱和型等。

运行中阻尼器必须接入，否则将造互感器发热损坏。

上述各种阻尼器均能有效地抑制谐振的发生，但固定电阻阻尼器有影响测量准确度和二次输出的缺点，谐振型阻尼器则对瞬变响应有不利影响，而速饱和型阻尼器则能较好的解决瞬变响应问题，从而满足了超高压电网快速保护的要求。

问题是制造厂采用速饱和型阻尼器后，由于阻尼器的电抗器制造不良，在正常接入的情况下，仍经常发生自身谐振现象，造成电磁单元损坏。

典型事例如河北省某变电站18台220kVCVT于1997年10月投运中9台异音，后厂家换上新产品于11月投运12台又有8台有异常响声，开口三角电压达70V。

由于目前采用电容式电压互感器的数量越来越大，故对此应预以充分重视。

订货时应要求制造厂提供阻尼方式并经用户同意，并进行一次侧电压分别为0.8U1n，1.0U1n，1.2U1n和1.5U1n而二次侧负荷实际为零的情况下，互感器的二次端子短路又突然消除短路的铁磁谐振试验，该试验项目应列入例行（出厂）试验，以确认产品台台过关。

全国近年来事故统计表明，CVT事故率比电磁式电压互感器高（约为3.6倍），电容分压器与电磁单元故障均不少，应加强产品全过程管理。

加强检测，提高运行监督水平。

我国35kV系统是中性点不接地系统，在不投入消弧线圈运行方式下，易发生单相接地造成系统过电压，引发CVT产品自身谐振（1/3fn），阻尼电阻作用消谐，但频繁的接地会使阻尼电阻长期消谐而最终发热烧断，失去阻尼后，电磁系统就会发热损坏。

因此35kV系统对CVT应慎用。

（18）3.1.20户内用树脂浇注互感器应重视环境湿度、凝露、污秽等条件的要求。

户内电器产品过去我国没有爬电比距的要求，但经常出现树脂浇注产品，由于外绝缘不足，造成户内开关柜事故，火烧连营，其中互感器也是引发事故的根源之一。

因此GB1207、GB1208根据我国国情增加了户内型互感器表面最小爬电距离的要求。

如浇注互感器不凝露型爬电比距1.4cm/kV，凝露型爬电比距1.6cm/kV（DL/T539-93）。

同时原电力部颁发了DL/T539-1993《户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件》，明确元部件包括电流互感器、电压互感器等应进行凝露及污秽型式试验，凝露试验条件为：

空气温度10～40℃，试验室内相对湿度为100%HR，当试品表面形成并保持凝露状态下进行试验。

按试验程序升至规定的工频耐受电压保持1Min，试品不得闪络，施加规定的雷电冲击电压，应预通过。

明确人工污秽试验采用固体层法，试验雾室温度为5-30℃，施加交流电压为设备最高电压Um，维持15min。

近年来，电力系统因无油化要求而大量采用户外干式互感器，越来越多地区发现干式户外互感器绝缘存在问题，事故率比油浸式互感器要高许多，通过大量现场解体的干式电压互感器来看，几乎所有国内制造产品树脂没有渗透到一次绕组内部，也就是说一次绕组的层间绝缘是纸（或薄膜），而不存在树脂。

为促进产品质量提高，应要求浇注产品台台通过局放试验过关，不允许只作抽样试验。

2、3.2设备档案管理规定

本部分内容属于技术管理，与部颁《变电所运行管理制度》要求基本一致。

供电企业生技部门与变电所实行分级管理，应建立的技术档案有所不同。

应注意的是技术资料应齐全、正确、与现场实际相符。

它是安全性评价的重要组成部分。

四、运行检查与操作

1、4.1互感器投产前的检查应补充新的内容

本条实际上是指工程交接验收时，进行的全面检查，确认其符合运行条件后，方可投入运行。

除按GBJ148－1990施工及验收规范进行外，还应补充部颁反事故措施及国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的要求。

如：

（1）出厂局部放电试验指标是否符合要求，尤其是固体绝缘互感器（10－110kV），应有局放试验报告。

（2）介损是否正常，出厂时应提供高电压下介损值（35kV及以上互感器）。

（3）绝缘油油源及牌号，各项指标是否正常，色谱分析各项指标是否正常，H2含量是否过高。

（4）电流互感器的动、热稳定是否符合要求。

（5）电容式电压互感器是否通过自身谐振试验（应列为出厂试验）。

（6）户内互感器有无通过凝露污秽试验考核。

（7）互感器底座接地是否通过专用接地螺栓接地，（不应利用基础安装螺栓接地，因易造成接触不良）。

（8）油浸式互感器（66kV及以上）应采用金属膨胀器全密封结构，非全密封结构（胶垫与隔膜密封结构）应预以改造。

（9）SF6气体绝缘互感器硅橡胶外绝缘的浇注质量。

（10）电压互感器在三相平衡电压下，剩余电压绕组开口三角端子电压是否在允许值（一般允许1～3V）及以下。

（11）当前瓷外绝