风电绝缘监督导则

风电绝缘监督导则
1. 概述
本导则提出了风力发电场绝缘技术监督工作的具体要求，它包含绝缘监督的对象、监督项目、技术条件和检验标准。

2. 适用范围
本导则适用于龙源集团所属各风电场变电站电气设备、风电场集电线路及风力发电机组。

3. 定义与术语
3.1. 电力变压器 power transformer
具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流和电压的值是不同的。

3.2. 油浸式变压器 oil-immersed type transformer
铁心和绕组都浸入油中的变压器。

3.3. 干式变压器 dry-type transformer
铁心和绕组都不浸入绝缘液体中的变压器。

3.4. 中性点端子 neutral terminal
对三相变压器或由单相变压器组成的三相组，指连接星形联结或曲折型联结公共点（中性点）的端子，对单相变压器指连接网络中性点的端子。

3.5. 绕组winding
构成与变压器标注的某一电压值相对应的电气线路的一组线匝。

3.6. 分接tapping
在带分接绕组的变压器中，该绕组的每一个分接连接，均表示该分接的绕组，有一确定值的有效匝数，也表示该分接绕组与任何其他匝数不变的绕组间有一确定值的匝数比。

3.7. 并联电抗器 shunt reactor
并联连接在系统上的电抗器，主要用于补偿电容电流。

3.8. 消弧线圈 arc-suppression coil
接于系统中性点和大地之间的单相电抗器，用以补偿因系统发生单相接地故障引起的接地电容电流。

3.9. 互感器 instrument transformer
是指电流互感器、电磁电压互感器、电容式电压互感器和组合互感器（包括单相组合互感器和三相组合互感器）的统称。

由于组合互感器是以电流互感器和电磁式电压互感器组合而成，相关试验参照电流互感器和电压互感器项目。

3.10. 接地极 grounding electrode
埋入地中并直接与大地接触的金属导体。

3.11. 接地导体（线） grounding conductor
电气装置、设施的接地端子与接地极连接用的金属导电部分。

3.12. 接地装置 grounding connection
接地线和接地极的总和。

3.13. 接地网 grounding grid
由垂直和水平接地极组成的供发电厂、变电站使用的兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。

3.1
4. 中性点接地电阻器 neutral grounding resistor
一种其主要元件为电阻的中性点接地装置。

当系统出现故障中性点产生偏移时，电阻器将系统中性点强制接地并限制其故障电流，以避免系统中的线路和设备遭受损坏。

4. 执行标准和引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

如引用标准被新标准替代，其最新版本适用于本标准。

GB 1094 《电力变压器》
GB 1207-2006 《电磁式电压互感器》
GB 1208-2006 《电流互感器》
GB 16847-1997 《保护用电流互感器暂态特性技术要求》GB 50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接性试验标准》
GB 50169-2006 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
GB/T 4703-2007 《电容式电压互感器》
GB/T 6451-2008 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T 13499-2002 《电力变压器应用导则》
GB/T 17468-2008 《电力变压器选用导则》
DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》
DL/T 620-1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
DL/T 621-1997 《交流电气装置的接地》
DL/T 725-2000 《电力用电流互感器订货技术条件》
DL/T 726-2000 《电力用电压互感器订货技术条件》
DL/T 727-2000 《互感器运行检修导则》
DL/T 729-2000 《户内绝缘子运行条件》
DL/T 797-2012 《风力发电场检修规程》
DL/T 804-2002 《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》
5. 绝缘监督范围
风电场电气设备绝缘监督范围包括：发电机、变压器、电抗器、电容器、开关设备、互感器、避雷器、母线、套管/
绝缘子、接地装置、消弧线圈、电力电缆、输电线路等。

6. 监督内容与要求
6.1. 发电机绝缘监督
6.1.1. 发电机设备的设计选型及采购验收发电机设备的设
计选型及采购验收过程中，除对发电机的一般要求外，还应关注发电机
轴承、发电机转速编码器、冷却器、发电机联轴器等部件参数的要求。

6.1.2. 发电机运行监督
风电机组发电机应遵循《DL/T 797 风力发电场检修规程》及制造厂技术要求按期进行检测。

风电机组发电机技术改造应依据行业标准、反事故措施要求和发电机运行情况、绝缘
状况制定检修和技改项目计划进行，技改工作完成后，设备台帐等技术资料应同步更新。

主管部门应进行技改项目评审和
改造效果的评估工作。

6.1.3. 发电机预防性试验的周期
6.1.3.1.风电机组发电机绕组每1～3 年进行一次直流电阻测试工作。

6.1.3.2.风电机组发电机绕组每1～3 年进行一次绝缘电阻测试工作。

6.1.3.3.风电机组发电机集电环每年进行一次绝缘测试。

6.1.3.4.发电机绕组阻抗出现缺陷的机组应缩短监测周期并根据缺陷级别安排大修计划。

6.2. 变压器及电抗器绝缘监督
6.2.1. 变压器类设备的设计选型及采购验收
6.2.1.1. 变压器设计、选型应符合《GB/T 17468 电力变压器选用导则》、《GB/T 13499
电力变压器应用导则》和《GB 1094 电力变压器》、《GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求》、《GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求》等技术标准和相关反事故措
施要求。

6.2.1.2. 订购前，应向制造厂商索取突发短路试验变压器的试验报告和承受短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的承受短路能力计算报告。

6.2.1.3. 设备采购时，应要求制造厂有可靠的密封措施。

若运行中的设备密封不良，应
采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水受潮。

6.2.1.4. 由于变压器在制造过程中工艺分散性较大，为保证产品质量，有必要派专业人员按监造大纲对220kV 及以上电压等级变压器的制造过程进行监造。

6.2.1.5. 严格按照有关规定进行对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

6.2.1.6. 对110kV 及以上电压等级变压器在出厂和投产前应测试绕组变形，在交接及大修后，必须进行现场局部放电试验。

6.2.1.
7. 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检测报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装。

6.2.2. 变压器类设备运行监督
6.2.2.1. 防止水分及空气进入变压器
a) 变压器在运输和存放时，必须密封良好。

b) 变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用
优质耐油橡胶或其他材料。

c) 检查呼吸器的油封、油位是否正常，切实保证畅通，
干燥剂应保持干燥有效。

d) 对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行
真空处理和注油，其真空度、抽真空时间、进油速度
等均应达到要求。

e) 变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中
的死区、冷却器顶部等处的残存气体。

6.2.2.2. 防止异物进入变压器
a) 除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时应进入油箱检
查清扫，必要时应吊芯检查、清除箱底及油管道中的异
物。

b) 变压器安装或更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲
洗油管道、冷却器和潜油泵
内部，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。

c) 要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变
压器，应定期检查滤网和更换吸附剂。

d) 潜油泵应采用性能较好的E 级或D 级轴承。

禁止使用无铭
牌、无级别的轴承。

潜油
泵应选用转速不大于1000rpm 的低速泵。

e) 变压器内部故障跳闸后，立即切除油泵，避免故障中产
生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部
位。

f) 在安装、大修吊罩或进入检查时，应尽量缩短器身暴露于
空气的时间，还要防止工
具、材料等异物遗留在变压器内。

进行油真空处理时，
要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属粉
末或异物进入变压器。

g) 运行中的瓦斯继电器指示异常时，注意检查瓦斯继电器
挡板是否脱落。

6.2.2.3. 防止变压器绝缘机械破坏
a) 在安装变压器穿缆式套管时应防止引线扭结，不得过分
用力吊拉引线而使引线根部和线圈绝缘损伤。

如引线
过长或过短应查明原因予以处理。

检修时严禁蹬踩引线
和
绝缘支架。

b) 变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝
缘支架的螺栓，防止变压器在运行中受到电流冲击时
发生绕组变形和损坏。

c) 安装或检修中需要更换绝缘部件时，应采用符合制造厂
要求，并检验合格的材料和部件，并经干燥处理。

6.2.2.4. 防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损
a) 对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行
温升试验来确定负荷能力。

b) 强油循环变压器的冷却系统故障时，变压器允许的负荷
水平、持续时间和顶层油温等均应符合变压器运行规
程或制造厂规定。

c) 强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装
有自动的切换装置，要定期进行切换试验。

d) 冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护
保证正常运行。

对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。

e) 冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器散热效果降
低时，要适当缩短允许过负荷时间。

冷却器每1～2 年
用压缩空气或水进行一次外部清洗，保证冷却效果。

f) 运行15 年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛
含量测定，以确定绝缘老化程度，必要时进行绝缘纸
板聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。

g) 运行中变压器的热点温度不得超过规定的限制和特定
限制。

在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监
控。

6.2.2.5. 防止变压器过电压击穿
a) 有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运、
停运和跳闸过程中，为防止出现中性点位移过电压，必
须装设可靠的过电压保护，采用氧化锌避雷器；在投切
空载变压器时，其中性点必须接地。

b) 变压器中性点应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符合热稳定要求。

6.2.2.6. 防止变压器工作电压下击穿
a) 新安装和大修后的220kV 及以上变压器，应在现场进行
局部放电试验。

b) 新变压器油要加强质量控制，试验合格后，方能注入设
备。

c) 110kV 及以上变压器油中出现乙炔，应缩短检测周期，跟
踪变化趋势。

当绝缘油中可燃气体增加，并伴有少量乙炔气体产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，
d) 运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，
应进行局部放电试验。

e) 薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督，如发现严
重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，换下的变
压器报废。

f) 对变电设备进行红外成像测温检查。

6.2.2.
7. 预防变压器铁心多点
接地和短路故障
a) 在检修时应测试铁心的绝缘。

如存在多点接地，应查清
原因，消除故障。

b) 穿芯螺栓绝缘应良好，注意检查铁心穿芯螺栓绝缘套外
两端的金属座套，防止因座套过长触及铁心造成短路。

c) 线圈压紧螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁
心短路。

铁心和铁轭静电屏蔽引线应紧固好，防止出现
悬浮放电。

d) 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线
引至适当位置，以便在运行中监视接地线中是否有环
流。

当有环流又无法及时消除时，作为临时措施可在接
地
回路中串入限流电阻，电流一般控制在100mA 以下。

6.2.2.8. 预防变压器套管
闪络及爆炸
a) 当发现套管中缺油时，应查找原因并进行补油。

对有渗
漏油的套管应及时处理，防止内部受潮而损坏。

b) 注意油纸电容式套管的介损、电容量和绝缘油色谱分析
结果的变化趋势。

发现问题及时处理。

c) 电容型套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部线，
如有损坏应及时处理，运行中应保证小套管接地良好。

d) 运行、检修中应注意检查引出线端子的发热情况并定期
用红外检测。

e) 110kV 及以上电压等级的套管上部注油孔的螺栓胶垫容
易老化开裂，应结合小修予以更换，防止进水。

6.2.2.9. 预防变压器
引线烧损
a) 在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘，以防止杂
物引起短路。

b) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘带以防止裸电缆与套
管导杆相碰烧坏引线。

6.2.2.10. 预防变压器分
接开关故障
a) 变压器安装完毕准备投运前及无载分接开关改变分接
位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后
方能投入运行。

b) 对有载调压开关，应按出厂说明书规定在安装时及运行
中定期对操作机构、切换开关及过渡电阻和选择开关
等进行检查和调试。

6.2.2.11. 防止变压
器油劣化
a) 加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和
简化分析，保持变压器油质良好。

b) 装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，注油应严格按厂家
说明书规定的工艺要求进
行注油，防止进入空气和出现假油位。

并结合大修对胶囊
和隔膜的完好性进行检查。

c) 对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊
缝渗漏，应通知制造厂更换处理；运行时要防止异物卡
涩导轨，保证呼吸顺畅。

6.2.3. 变压器类设备预防
性试验的周期
6.2.3.1. 主变压器（包括有载分接开关）、电抗器、消弧线圈等变压器类设备应按相关标准定期检测油色谱、交流耐压、绝缘电阻、介损tanδ、吸收比或极化指数、绕组泄漏电流以及局放等试验。

6.2.3.2. 箱式变压器绕组直流电阻测
试，周期为1 年；
6.2.3.3. 箱式变压器绝缘油应定期试
验，周期为1 年；
6.2.3.4. 箱式变压器绝缘电阻测
试，周期为1 年；
6.2.3.5. 箱式变压器绝缘油色谱，测试
周期为3～5 年。

6.3. 互感器绝
缘监督
6.3.1. 互感器设计选型
及采购验收
6.3.1.1. 所选用电流互感器的动热稳定性能，应满足安装地点系统短路容量的要求。

6.3.1.2. 互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构，应满足安装
地点的污秽等级及防污闪要求，对重污秽区宜选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷瓶。

6.3.1.3. 互感器的设计、选型应符合《DL/T 725 电力用电流互感器订货技术条件》、
《DL/T 726 电力用电压互感器订货技术条件》等标准和相关反事故措施要求；电压互感器和电流互感器技术参数和性能满足《GB 1207 电磁式电压互感器》、《GB 1208 电流互感器》有关要求，电容式电压互感器满足《GB/T 4703 电容式电压互感器》有关要求；保护用电流
互感器满足《GB 16847 保护用电流互感器暂态特性技术要求》。

6.3.1.4. 对于110kV 及以上电压等级电流互感器，应要求制造厂在出厂时进行10kV 和额定电压下的介损和电容量测
量。

220～500kV 电流互感器除应进行上述测量外，还应测取tanδ=f(U)的关系曲线，同时注意相应电容量的变化。

对电容式电压互感器应要求制造厂在
出厂时进行铁磁谐振试验。

6.3.1.5. 试验结果应与出厂值一致，差别较大时应分析并查明原因，不合格的互感器不得投入运行。

对于用于计量的互
感器，在交接试验时应进行误差试验。

6.3.1.6. 油浸式互感器不应有渗漏情况，有渗漏油的互感器不得投运。

6.3.1.
7. 已安装完成的互感器若一年及以上时间未带电运行，在投运前应进行检查，进行本体绝缘试验、绝缘油色谱
测试及简化分析，合格后方可投入运行。

6.3.1.8. 电流互感器的一次端子接头部位要有足够的接触面积，其电气连接应接触良好，防止产生过热性故障。

对二次线引出端子有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。

6.3.1.9. SF6 电流互感器安装时，密封检查合格后方可对互感器充S F6 气体至额定压力，静置1h 后进行SF6 气体微水测量。

气体密度表、密度继电器必须经校验合格。

6.3.1.10. SF6 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。

老炼试验后进行耐压
试验，试验电压为出厂试验值的80%。

条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。

6.3.2. 互感器运行监督
6.3.2.1. 定期检查互感器外绝缘表面有无放电现象，如有放电现象应及时处理。

6.3.2.2. 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况，对运行中渗漏油的互感器，应依据情况限期处理，必要时进行
油样分析；对于含水量异常的互感器要加强监视或进行绝缘
油处理；油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油应立即停止运行。

6.3.2.3. 如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行；当互感器出现异常响声时应退出运行；当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。

6.3.2.4. 应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要
求。

若互感器所在变电站短路
电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时安排更换。

6.3.2.5. 进行红外成像测温等带电监测工作，及时发现运行中互感器的缺陷。

6.3.2.6. 防止电容式电压互感器故障。

对电磁单元部分进行认真检查，当发现有异响时，互感器应退出运行，进行详细试验、检查，并立即予以处理。

6.3.2.
7. SF6 互感器运行中应巡视检查气体密度表，年漏气率应小于1%。

若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6 新气，一般应停
电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。

补气较多时（表压小于0.2Mpa）,
应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80%～90%）。

6.3.2.8. 运行中SF6 气体含水量不应超过300mg/L，若超标应尽快退出运行。

6.3.2.9. SF6 互感器设备故障跳闸后，应先使用SF6 气体分解产物快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电，避免带故障强送再次放电。

6.3.3. 互感器的检修
6.3.3.1. 220kV 及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。

6.3.3.2. 油浸式互感器检修时，应严格执行《DL/T 727-2000 互感器运行检修导则》，要注意器身暴露时间不得超过规定，
复装时必须真空注油，注油速度应按规定进行。

6.3.3.3. 带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。

现场密封改造应在晴好天气进行。

对尚未改造的互感器应在例行试验或停电检修时，检查顶部密封
状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。

6.3.4. 互感器预防性试验的周期
6.3.4.1. 电流互感器、电压互感器的绕组、末屏绝缘电阻试验周期为1～3 年。

6.3.4.2. 电流互感器、电压互感器的介损tanδ
试验周期1～3 年。

6.3.4.3. 66kV 及以上电流互感器、电压互感器的油色
谱分析周期为1～3 年。

6.3.4.4. 电流互感器、电压互感器的交流
耐压试验1～3 年。

6.3.4.5. 电流互感器、电压互感器的局放测
量周期为1～3 年。

6.4. 开关设备绝
缘监督
6.4.1. 高压开关（断路器）设备的设
计选型及采购验收
6.4.1.1. 所选用的高压开关设备应满足相关国家
标准和电力行业标准。

6.4.1.2. 设计选型应参考运行、检修部门对高压开关设备运行情况的评估和故障情况的统计，不应选用故障频发和存在重大缺陷的产品，尤其是具有家族性缺陷而未彻底解决的产品。

6.4.1.3. 断路器选用无油化产品。

真空断路器选用本体和机构一体化设计制造的产品，断路器的灭弧室要考虑地域差异，随机附带该断路器的型式试验报告。

6.4.1.4. 高压开关柜选用“五防”功能完备
的加强绝缘型产品。

6.4.1.5. 高压开关设备有关参数选择还应考虑开断电流、外绝缘配置等技术指标应留有裕度。

6.4.1.6. 新装及检修后的开关设备必须严格按照《GB 50150-2006 电气装置安装工程电
气设备交接试验标准》、产品技术条件及有关检
修工艺的要求进行检验。

6.4.1.
7. 断路器在新装和大修后必须测量机械特性，测量相间和同相各断口间的动作时间和同期差，应满足产品技术条件规定。

6.4.2. 开关设备
运行监督
6.4.2.1. 预防断路器设备
运行操作故障
a) 运行中，真空断路器真空度低、SF6 断路器气体压力异
常、液压操动机构压力异常分合闸闭锁时，严禁进行
断路器操作。

b) 故障跳闸线路实施强送后，无论成功与否，必须仔细检
查断路器。

c) 断路器在开断故障电流后，运行、检修人员应对其进行
巡视、检查。

d) 断路器发生拒分时，应立即将其停用，查明并消除缺陷
后方可投入。

e) 断路器分合闸操作后应到运行现场核查机械位置，根据
电压、电流及带电显示装置确认触头状态，防止发生非
全相并网和非全相解列事故。

f) 室外SF6 开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，运
行、检修人员应穿戴防毒面具和穿防护服，从上风侧
接近设备。

g) 隔离开关倒闸操作中，注意观察隔离开关转、动部件，
发现卡、滞，停止操作并进行处理，严禁强行操作。

6.4.2.2. 预防断路器
灭弧室事故
a) 每年必须根据调度部门提出的最大运行方式校核开关
设备的断流容量。

校核开关设备短路容量还应至少校核
5 年内的发展情况，以便于更换断路器等设备。

b) 除按计划检修外，还应按累计短路开断次数和累计开
断电流结合状态评估安排检查、检修；灭弧室接触电
阻超标时，必须解体大修。

c) SF6 开关设备大修时，必须进行现场耐压试验、测量弧
触头烧伤程度。

必要时对灭弧室进行解体或返厂处理。

d) 真空断路器真空度测试必须合格，否则不能投运。

6.4.2.3. 预防开关设备绝
缘闪络、爆炸
a) 充胶（油）电容套管发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱
内油质变黑时及时进行处理或更换。

b) 大修时检查电容套管的芯子有无松动现象，耐压试验前
后做介损和电容量试验。

6.4.2.4. 预防断路器
拒动、误动
a) 操动机构箱门关闭严密，防水、防尘、防小动物进入，
内部干燥清洁。

机构箱有隔热防寒措施。

经常检查加
热设备和温控装置的完好性。

b) 断路器在投运前、检修后及试验中，必须检查操动机构分
合闸脱扣器电压动作特性。

c) 断路器大修时检查液压机构分、合闸阀针是否松动或变
形。

d) 检查开关设备接头部、隔离开关的导电部分（重点部位
是触头、出线座等）。

测试时机选大负荷方式，高温季
节缩短测试周期。

e) 定期检查开关设备铜铝过渡接头。

6.4.2.5. 预防开关设备机械损伤开关设备的连接拐臂、联
板、轴、销等部件要有防锈蚀措施，发现弯曲、变形或
断
裂应分析原因并及时处理。

6.4.2.6. 预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障
a) 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈的
通电时的端子电压不低于标准要求。

对电磁操动机构
合闸线圈的端子电压，当关合电流小于 50kA（峰值）
时
不低于额定操作电压的85%，并均不高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重
合闸的动作可靠性。

b) 220kV 及以上电压等级变电站应有两路可靠直流电源，
不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。

c) 应定期检查各级直流熔丝或直流空气开关配置和状态，
检查操作箱内分、合闸线圈
有无烧损现象。

6.4.2.
7. 预防隔离开关故障
a) 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，积
极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。