110千伏電流互感器現場試驗。
一般情況下是15項。
在變電站的設備檢測現場，技術人員正對電流互感器開展現場試驗。
1.首先進行ct結構檢查，他手持強光手電仔細觀察瓷套表面是否有裂紋、破損，法蘭連接是否牢固，放油閥密封是否完好。
2.隨後使用數顯游標卡尺測量外絕緣爬電距離，沿著瓷裙表面的最短路徑逐段測量並記錄數據，接著測量兩電極間的最短空氣距離得到干弧距離，將兩組數值輸入計算器得出比值，與規程要求值進行比對。
3.極性檢查采用直流法，他將1.5V干電池正極接一次繞組L1端，負極瞬間觸踫L2端，同時用萬用表直流毫安檔跨接二次繞組K1、K2端，觀察表針偏轉方向判斷極性是否正確。
端子標志校核時，他對照圖紙核對設備本體的端子標志，確保一次側L1、L2與二次側K1、K2標志清晰無錯，相序標識與圖紙一致。
4.進行絕緣電阻測量，他用2500V兆歐表分別對一次對二次及地、二次繞組間的絕緣電阻進行測試，測量前先對設備充分放電，搖測時保持每分鐘120轉的速度，讀取1分鐘時的穩定數值，並記錄環境溫度和濕度，確保測量結果準確有效。
5.試驗人員檢查ct二次繞組的絕緣狀況，進行對地及繞組間工頻耐壓試驗，將二次繞組短接後施加2kV工頻電壓，持續1分鐘未出現擊穿或閃絡現象。
6.隨後采用雙臂電橋精確測量各繞組直流電阻，數據與銘牌值偏差控制在5%以內。
7.最後開展保護繞組伏安特性試驗，緩慢調節調壓器，記錄不同電壓下的勵磁電流，繪制完整的伏安特性曲線，確保拐點電壓滿足保護裝置整定要求。試驗過程中嚴格執行安全規程，各項數據均符合規程標準，設備絕緣及電氣性能良好。
8.在變電站的設備檢測現場，技術人員正細致開展電力設備絕緣狀態診斷試驗。
他們首先聚焦電流互感器（ct），將介損儀測試線精準連接至ct高壓繞組與低壓端子，施加額定試驗電壓後，儀器迅速采集到電容量數據與介質損耗因數數值——這兩項參數是判斷ct主絕緣是否受潮、老化的核心依據，數值異常往往預示絕緣性能劣化。
9.隨後，技術人員移至設備末屏引出端，拆除臨時接地裝置，對末屏對地的介質損耗因數進行專項測量，末屏作為絕緣結構的薄弱環節，其介損值升高常提示局部絕緣分層或氣隙缺陷。
10.緊接著的絕緣介質性能試驗中，他們通過檢測絕緣電阻、極化指數等參數，全面評估介質的整體絕緣強度與極化特性。
11.最後，從充油設備中抽取的油樣被送往實驗室，絕緣油色譜分析試驗將通過測定油中溶解的氫氣、乙炔、一氧化碳等特征氣體含量及產氣速率，精準定位設備內部是否存在過熱、電弧放電等潛伏性故障。
這些試驗層層遞進，共同織就設備絕緣狀態的“診斷網絡”，為電網安全穩定運行築牢防線。
檢測室內，技術人員正有條不紊地對電流互感器進行出廠前的關鍵試驗。
12.首先開展密封性檢查，手持氮氣檢測儀的工程師仔細探查瓷套與金屬法蘭的結合面，確保在0.2mpa氣壓下漏氣速率低于0.5%\/年。
13.隨後移至高壓試驗大廳，一次繞組工頻耐壓試驗正式開始，紅色警示燈亮起時，升壓變壓器通過金屬均壓環向繞組施加38kV工頻電壓，示波器屏幕上的正弦波形始終穩定，直到1分鐘計時結束。
14.耐壓試驗後，局部放電測量隨即展開，超高頻傳感器緊貼外殼，在1.73倍額定電壓下，檢測儀顯示放電量穩定控制在5pc以下。
15.最後的ct誤差測量環節，標準電流互感器與被試品通過升流器形成閉環，當通入100%額定電流時，校驗儀顯示比差-0.21%、角差-12，完全滿足0.5級精度要求。從宏觀絕緣到微觀缺陷，從工頻耐壓到誤差特性，一系列嚴苛檢測確保設備安全投運。
所有項目檢測完成後，技術人員在試驗記錄本上逐項填寫數據，簽字確認檢測結論。