DL/T 1220-2013.Code for hand-over tests of series capacitor installation.
1范围
DL/T 1220规定了串联电容器补偿装置(简称串补装置)现场交接试验应遵循的基本原则、试验项目、验收标准等。
DL/T 1220适用于220kV~500kV电压等级的串联电容器补偿装置，其他电压等级可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB311.1 绝缘配合第1 部分:定义、原则和规则
GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设 备交接试验标准
GB 50171-2012 电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范
GB/T6115.1- 2008 电力系统用串联电容器第1部分:总则
GB/T6115.2- 2002 电力系统用串联电容器第2部分:串联电容器组用保护设备
GB/T 8905-2012 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
GB/T 15145-2008 输电线路 保护装置通用技术条件
GB/T 16927.2 高电压试验技术 第2部分:测量系统
3术语和定 义
下列术语和定义适用于本标准。
3. 1 串联电容器补偿装置 series capacitor installation (SC)
串联在输电线路中，由电容器组及其保护、控制等辅助设备组成的装置，简称串补装置或串补，主要有固定串联电容器补偿装置(简称固定串补)和晶闸管控制串联电容器补偿装置(简称可控串补)。

ICS29.240.01
备案号：40050-2013
中华人民共和国电力行业标准
DL/T1220—2013
串联电容器补偿装置
交接试验及
验收规范
Code for hand-over tests of series capacitor installation2013-03-07发布
国家能源局
2013-08-01实施
规范性引用文件
术语和定义
总则·
一次设备交接试验
二次设备交接试验
分系统试验·
系统试验
DL/T1220
—2013
DL/T1220—2013
为规范串联电容器补偿装置交接试验和验收等技术环节，促进串联电容器补偿装置的技术进步，提高装置的设计、制造、运行和维护水平，特制定本标准。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电能质量及柔性输电标准化技术委员会归口。本标准起草单位：国网智能电网研究院、国家电网公司华北分部、国网湖北省电力公司电力科学研究院、中国南方电网有限责任公司超高压输电公司、国网冀北电力有限公司检修分公司、中国南方电网有限责任公司超高压输电公司柳州局、国网江苏省电力公司检修分公司徐州分部、中国南方电网有限责任公司超高压输电公司百色局、中国电力工程顾问集团西北电力设计院。本标准主要起草人：石泽京、牛晓民、康健、戴朝波、黄雄辉、祁胜利、李庆光、王邵闽、熊斌、韦宇、项力恒。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。
1范围
DL/T1220—2013
事联电容器补偿装置
交接试验及验收规范
本标准规定了串联电容器补偿装置（简称串补装置）现场交接试验应遵循的基本原则、试验项目、验收标准等。
本标准适用于220kV～500kV电压等级的串联电容器补偿装置，其他电压等级可参照执行，2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB311.1绝缘配合第1部分：定义、原则和规则GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50171一2012电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB/T6115.1一2008电力系统用串联电容器第1部分：总则GB/T6115.2一2002电力系统用串联电容器第2部分：串联电容器组用保护设备GB/T8905一2012六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T15145一2008输电线路保护装置通用技术条件GB/T16927.2高电压试验技术第2部分：测量系统GB/T28565—2012高压交流串联电容器用旁路开关DL/T365一2010串联电容器补偿装置控制保护系统现场检验规程DL/T366一2010串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程DL/T478—2010继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T995一2006继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T1010.4一2006高压静止无功补偿装置第4部分：现场试验3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准，3.1
串联电容器补偿装置seriescapacitorinstallation（SC）串联在输电线路中，由电容器组及其保护、控制等辅助设备组成的装置，简称串补装置或串补，主要有固定串联电容器补偿装置（简称固定串补）和晶闸管控制串联电容器补偿装置（简称可控串补）。3.2
（电容器的）额定电容ratedcapacitance（ofacapacitor）GN
设计电容器时所采用的电容值。［GB/T6115.1—2008，定义3.22]3.3
触发型间隙triggeredgap
在规定时间内承载被保护部分的电流，以防止电容器过电压或金属笔化物限压器（MOV）过负荷1
DL/T1220—2013
的受控触发间隙。
［DL/T365—2010，定义3.10]
阻尼装置dampingdevice
用来限制电容器相组保护设备旁路操作时产生的电容器放电电流的幅值和频率，并使之快速衰减的设备。
［DL/T366—2010，定义3.10]
串联隔离开关seriesdisconnecton为了维护等，使被旁路的串联电容器与线路隔离的设备。［GB/T6115.2—2002，定义1.3.523.6
设备最高电压highestvoltageforequipmentU
相间最高电压的方均根值，设备在其绝缘以及在相关设备标准中涉及此电压的其他性能方面均按此电压进行设计。
注：此电压是设备可以使用的系统最高电压的最大值。［GB/T6115.1—2008，定义3.13]3.7
系统试验systemtest
在串补装置主要设备、分系统试验验收合格的基础上，进行带电验证试验，检验串补装置的功能和性能是否满足要求。
4总则
4.1事补装置中的电气一次设备在交接试验时应按本标准进行，交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间，无特殊说明时应为60s4.2对地绝缘与相间绝缘为非标准电压等级的电气设备，其交流耐压试验电压值，当本标准没有规定时，可根据GB311.1中规定的相邻电压等级按比例采用插入法计算确定。注：对地的绝缘水平不仅适用于平台绝缘子，也适用于在相与地间的串补装置其他设备，如旁路断路器、光纤柱、旁路隔离开关和串联隔离开关等。绝缘试验时，宜将连接在一起的各种设备分离开来单独进行试验。为便于现场试验工作，对已有出厂试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设备，如单独试验困难，可连在一起进行试验，试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。4.3当电气设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应按下列原则确定其交流耐压的试验电压：
采用额定电压较高的电气设备以加强绝缘时，应按设备的额定电压确定其试验电压：a)
采用额定电压较高的电气设备作为代用设备时，可按实际使用的额定工作电压确定其试验电b）
为满足高海拨地区的要求而采用较高电压等级的电气设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。
4.4在进行与温度、湿度和电磁环境有关的各种试验时，应考虑上述因素对试验结果的影响；绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5℃、空气相对湿度不宜高于80%的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件情况下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断电气设备是否可投入运2
4.5本标准规定的常温范围为10℃～40℃。DL/T1220—2013
4.6设备的交接试验可按产品技术条件规定的标准执行，但不应低于本标准的规定。5一次设备交接试验
5.1电容器
5.1.1电容器的试验项目，应包括下列内容：a）外观检查；
b）电容器单元极对外壳绝缘电阻测量：c
电容器单元极对外壳交流耐压试验；d)
电容器单元和电容器组的电容测量。5.1.2电容器表面应无可见油渍现象，无破损、鼓肚等。对于电容器电极出线端子采用锡焊密封的焊接处应平整、光滑，无砂眼。5.1.3测量电容器单元绝缘电阻应在极对外壳之间进行，应采用1000V绝缘电阻表测量，绝缘电阻不应小于2000Mg。
注：当电容器单元有一个端子永久地与箱壳连接（单套管）时，不必进行此项试验，但不包含其中一个端子拟与箱壳连接的电容器单元。
5.1.4交流耐压试验应在极对外壳之间进行，交接试验电压可按出厂试验电压值的75%进行。注：当电容器单元有一个端子永久地与箱壳连接（单套管）时，不必进行此项试验，但不包含其中一个端子拟与箱壳连接的电容器单元。
5.1.5在参考温度下实测电容与额定电容之偏差不应超过下列限值：a）对电容器单元取土3%
b）对电容器组取土3%。
此外，任何两个相间或同一级中的任何两段之间的电容偏差应符合下列规定：a）对额定容量小于30Mvar的电容器组不应大于2%；b）对额定容量为30Mvar及以上的电容器组不应大于1%。注1：参考温度—般为20℃。
注2：根据电容器单元的额定值计算得到百分比的基值，注3：产品技术条件中对电容器偏差值另有规定的除外。5.2金属氧化物限压器
5.2.1金属氧化物限压器的试验项目，应包括下列内容：外观检查；
探伤试验（仅适用于瓷套式）；c
绝缘电阻测量；
直流参考电压测量：
0.75倍直流参考电压下泄漏电流测量。e
金属氧化物限压器的表面应无划伤、破损等。应进行探伤检查，金属氧化物限压器瓷套应无裂纹。5.2.4
金属氧化物限压器的绝缘电阻测量，应符合下列规定：直流1mA/柱下参考电压为75kV或交流1mA/柱下参考电压为75//2kV以上电压：用5000Va)
绝缘电阻表，绝缘电阻不应小于2500M。直流1mA/柱下参考电压为75kV或交流1mA/柱下参考电压为75//2kV及以下电压：用2500Vb)
绝缘电阻表，绝缘电阻不应小于1000Mz3
DL/T1220—2013
5.2.5金属氧化物限压器直流参考电压应整支或分节进行测试，试验电流值宜取1mA/柱，该电流应在温度为（20土15）℃下进行测量，实测值与设备制造厂规定值比较，差值不应大于土5%。5.2.60.75倍直流参考电压下的泄漏电流应符合产品技术条件的规定，如产品技术条件中未规定，则不宜大于50>A/柱。
5.3阻尼装置
阻尼装置的试验项目，应包括下列内容：a)
外观检查；
阻尼电阻器绝缘电阻测量：
阻尼电阻器直流参考电压测量：阻尼电阻器0.75倍直流参考电压下的泄漏电流测量；阻尼电阻器直流电阻测量：
阻尼电抗器工频电抗测量：
阻尼电抗器直流电阻测量。
注1：电抗型按照f）、g）进行。注2：电抗+电阻型按b）、e），f）、g）进行。注3：电抗+间隙串电阻型按b）、e）、f）、g）进行，间隙距离应符合产品技术条件规定，将标准件塞进间隙中应不紧也不松，以稍感拖滞为宜。注4：电抗+MOV串电阻型按b）、c）、d）、f）、g）进行，适用时，应进行e）。5.3.2阻尼装置表面应无划伤、破损等。5.3.3测量阻尼电阻器绝缘电阻时宜用2500V绝缘电阻表测量，绝缘电阻不应小于500Ms。5.3.4阻尼电阻器的直流参考电压参照本标准5.2.5。5.3.5阻尼电阻器0.75倍直流参考电压下的泄漏电流应符合产品技术条件的规定，如产品技术条件中未规定，则不宜大于50>A/柱。5.3.6阻尼电阻器实测直流电阻值与额定直流电阻值之偏差不应超过土5%，同时应满足产品技术条件的规定。
5.3.7现场测量阻尼电抗器直流电阻时应远离强磁场源，电抗器绕组温度应与环境温度基本平衡，电阻测量值应换算到75℃，铝导线阻尼绕组的换算公式为：22575
Ral 75~225t
式中：
t一一测量时的环境温度；
R一一测量的直流电阻值。
铜导线阻尼绕组的换算公式为：23575
Re25=235t
阻尼电抗器实测直流电阻值与额定直流电阻值之偏差不应超过土10%。(1)
5.3.8现场测量电感宜采用异频电压电流法，实测电感值与额定值之偏差不宜超过土5%，同时应满足产品技术条件的规定。
5.4触发型间隙
5.4.1触发型间隙的试验项目，应包括下列内容：a）外观检查：
b）限流电阻器直流电阻测量；
c）套管绝缘电阻测量；
d）套管交流耐压试验：
e）20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tan^和电容值测量；f）
触发型间隙触发功能试验。
注1：其他类型间隙可参照执行，但应满足产品技术条件的要求。DL/T1220—2013
注2：触发型间隙设备试验项目只列出部分主设备的试验项目，其他常规设备按照相应标准和产品技术条件的规定进行试验，特殊设备由用户和制造商另行商议。5.4.2
检查安装后的间隙附件外观及距离是否有异常。测量限流电阻器直流电阻，应符合产品技术要求，其差值应在土5%范围内。测量套管主绝缘的绝缘电阻，用2500V绝缘电阻表，绝缘电阻不应小于10000M。套管交流耐压试验值按照GB311.1要求进行。测量20kV及以上非纯瓷套管的主绝缘介质损耗角正切值tan户和电容值应符合表1的规定：试验环境温度不低于10℃时，套管的介质损耗角正切值tan户不应大于表1的规定：电容型套管的实测电容量值与产品铭牌值或出厂值相比，其差值应在土5%范围内。表1套管主绝缘介质损耗角正切值tan户（%）的标准套管主绝缘类型
油浸纸
胶浸纸
电容式
非电容式
其他套管
胶粘纸
浇铸树脂
有机复合绝缘
浇铸树脂
复合绝缘
由商定确定
所列的电压为系统标称电压。
tan（%）最大值
0.7（500kV套管0.5）
1.0（66kV及以下电压等级套管1.5）1.5
由商定确定
对20kV及以上电容式充胶或胶纸套管的老产品，其tan户（%）值可为2或2.5。有机复合绝缘套管的介质损耗试验，宜在干燥环境下进行。5，4，7间隙触发监控系统正常，与串补控制保护系统通信功能正确时，间隙触发监控系统的控制触发功能应正确。火花间隙二次触发回路试验应至少进行连续5次的可靠触发动作及5次的可靠不触发试验。
电流互感器
电流互感器的试验项目，应包括下列内容：外观检查；
绕组绝缘电阻测量：
35kV及以上电压等级电流互感器的介质损耗角正切值tan户测量；局部放电试验：
交流耐压试验：
绝缘介质性能试验；
绕组直流电阻测量：
接线组别和极性检查；
DL/T1220
变比测量：
电流互感器的励磁特性曲线测量；密封性能检测；
测量精度测试。
注1：穿心式电流互感器按照b）、g）、h）、i）、j）进行，适用时，进行f）、k）。注2：本项目不适用于全光纤式电流互感器以及带光电转换装置的电流互感器。注3：其他类型电流互感器应满足产品技术条件的要求。电流互感器的外观应无损伤、无异常。5.5.2
绕组绝缘电阻的测量应符合下列规定：5.5.3
测量一次绕组间、一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，其值不应小于1000M；
注：由于结构原因无法测量一次绕组间、一次绕组对二次绕组及外壳的绝缘电阻时可不进行。b）绝缘电阻测量应使用2500V的绝缘电阻表。注：对于有末屏引出的电流互感器，还应测量末屏对外壳（地）的绝缘电阻，绝缘电阻不宜小于1000M。若末屏对地绝缘电阻小于1000M_时，应测量其tan一。电压等级为35kV及以上电流互感器的介质损耗角正切值tan一测量，应符合下列规定：5.5.4
电流互感器绕组的tan一测量应在10kV电压下进行，tan一不应大于表2中的数据。当对绝缘a)
性能有怀疑时，可采用高压法进行试验，在（0.51）UJ/V3范围内进行，tan一变化量不应大于0.2%，电容变化量不应大于0.5%。b）末屏tan一测量电压为2kV。
注1：本条适用于油浸式电流互感器，不适用于SF.绝缘和环氧树脂绝缘结构的电流互感器。注2：硅脂等干式电流互感器可参照执行。表2tan（%）限值
额定电
油浸式电流互感器
充硅脂及其他干式电流互感器
油浸式电流互感器末屏
电流互感器的局部放电测量，应符合下列规定：局部放电测量宜与交流耐压试验同时进行：66~110
电压等级为35kV110kV的电流互感器的局部放电测量宜全部测试；局部放电测量时，应在高压侧监测所施加的一次电压；局部放电测量的测量电压及视在放电量应满足表3中的规定。表3允许的视在放电量水平
测量电压
允许的视在放电量水平免费标准bzxz.net
环氧树脂及其他干式
油浸式和气体式
1.2U（必要时）
电流互感器交流耐压试验，应符合下列规定5.5.6
应按出厂试验电压值的80%进行：6)
二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2kV；DL/T1220—2013
电压等级为110kV及以上的电流互感器末屏对地的工频耐压试验电压标准应为3kV。注：由于结构原因无法测量一次绕组间、一次绕组对二次绕组及外壳的绝缘电阻时可不进行。5.5.7对绝缘性能有怀疑的电流互感器，应检测绝缘介质性能，并符合下列规定：绝缘介质的性能应符合GB50150一2006中表20.0.1与表20.0.2的要求；a)
SF.气体的性能检测应在SF.气体充入设备24h后取样，SF.气体水分含量不应大于250>L/Lb）
（20℃体积分数）；
电压等级在66kV以上的油浸式电流互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体组分含量（>L/L）不宜超过下列任意一值：总烃为10，H为50，CH为0。5.5.8绕组直流电阻测量，同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%。当有怀疑时，应增加测量电流，测量电流（直流值）不宜超过额定电流（方均根值）的50%。
5.5.9电流互感器的接线组别和极性应符合设计要求，并与铭牌和标志相符。5.5.10电流互感器的变比应符合设计要求，并与铭牌和标志相符。5.5.11当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验，试验结果应符合产品技术条件规定。试验方法按照GB50150一2006中附录E进行。5.5.12密封性能的检测，应符合下列规定：a）油浸式电流互感器外表应无可见油渍；b）SF气体绝缘电流互感器定性检测无泄漏点，有怀疑时进行定量检测，年泄漏率应小于1%。5.5.13测量精度测试，测试结果应符合产品设计要求，满足产品技术条件的规定5.6旁路断路器
5.6.1旁路断路器的试验项目要求参照GB/T28565一2012中第6章、第7章进行，试验项目应包括下列内容：
外观检查；
辅助回路和控制回路绝缘电阻检查；b）
主回路的电阻测量：
打压和零起打压及弹簧储能的运转时间检查：d)
气压、液压泄漏检查：
交流耐压试验；
旁路断路器的分、合闸时间测量：旁路断路器的分、合闸速度测量；旁路断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间测量：旁路断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻测量；旁路断路器操动机构的试验；
旁路断路器内SF，气体的含水量测量；SF。气体成分分析；
密封性试验；
气体密度继电器、压力表和压力动作阀的检测。5.6.2
旁路断路器的外观应无损伤、无异常。DL/T1220 — 2013
辅助回路和控制回路绝缘电阻测量，应使用1000V绝缘电阻表，绝缘电阻不应小于10Mz。5.6.3
5.6.4主回路的电阻值测量，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果符合产品技术条件规定打压和零起打压及弹簧储能的运转时间应符合产品技术条件的要求。5.6.5
5.6.6对于气压、液压机构的旁路断路器，应进行操动机构在分闸、重分闸下的操作压力（气压、液压）下降值（泄漏）检查；检查结果应符合产品技术条件的要求。5.6.7交流耐压试验应进行合闸对地和断口间（定开距）耐压试验，在SF。气体压力为额定值时，试验电压按出厂试验电压值的80%进行试验。当现场条件不满足时，可只进行断口间耐压试验；SF罐式断路器应进行断口交流耐压试验和对地交流耐压试验。5.6.8旁路断路器的分、合闸时间测量，应在旁路断路器的额定操作电压、气压下进行，实际测量数值应符合产品技术条件规定。
5.6.9旁路断路器的分、合闸速度测量，应在旁路断路器的额定操作电压、气压下进行，实测数值应符合产品技术条件规定。现场无条件安装采样装置的旁路断路器，可不进行本项试验。5.6.10测量旁路断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术条件规定。
除制造厂另有规定外，旁路断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不应大于5ms；
相间分闸不同期不应大于3ms：
同相各断口间合闸不同期不应大于3ms；同相各断口间分闸不同期不应大于2ms：在额定操作电压下进行。
5.6.11旁路断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值测量，应使用1000V绝缘电阻表，测量值不应小于10M：直流电阻值与产品出厂值应相符。5.6.12旁路断路器操动机构的试验，应符合下列规定：合闸操作。当操作电压、气压在表4范围内时，操动机构应可靠动作。a）
表4旁路断路器操动机构合闸操作试验电压、气压范围电压
（65%~110%）U
（85%110%）
注：当电压小于额定电源电压U的30%时，不应动作。气压
按产品规定的最低及最高值
分闸操作。当操作电压、气压在表5范围内时，操动机构应可靠动作。表5旁路断路器操动机构分闸操作试验电压、气压范围电压
（80%~110%）U
（85%~110%）
注：当电压小于额定电源电压U的30%时，不应动作。气压
按产品规定的最低及最高值
c）操作试验。当具有可调电源时，可在不同电压、气压条件下，对旁路断路器进行就地或远控操作，每次操作时旁路断路器均应正确、可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路应符合产品技8
DL/T1220—2013
术条件规定；当无可调电源时，可只在额定电压下进行试验。操作试验应按表6的规定进行。
表6弹簧机构的操作试验
操作类别
分、合
合、分、合
操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值（%）110
直流65：交流85
注：对于具有双分、合闸线圈的回路，应分别进行模拟操作试验操作次数
对于旁路断路器机构本身具有三相不一致自动合闸功能的，应根据需要做投入或退出处理。油压低自动重合闸闭锁、合闸闭锁、分合闸闭锁的动作特性检验应符合制造厂规定。SF气压低告警、分合闸闭锁的动作特性检验应符合制造厂规定。5.6.13测量旁路断路器内SF气体的含水量（20℃的体积分数），应符合下列规定：a）与灭弧室相通的气室，应小于150>L/L；b）不与灭弧室相通的气室，应小于250>L/L：SF。气体含水量的测定在旁路断路器充气48h后进行。5.6.14SF，气体分析应符合GB50150—2006中表20.0.1与表20.0.2的要求。5.6.15密封性试验可采用下列方法进行：采用灵敏度不低于1×10<6（体积比）的检漏仪对旁路断路器各密封部位、管道接头等处进行a)
检测时，检漏仪不应报警。
必要时可采用局部包扎法进行气体泄漏测量。以24h的漏气量换算，按照GB/T8905一2012中8.2.2，每一个气室年漏气率不应大于1%。泄漏值的测量应在旁路断路器充气24h后进行。c
5.6.16SF密度监视器（包括整定值）的检验，应符合产品技术条件规定。对于气动及液压机构，压力表校验（或调整）及机构压力值校验，应符合产品技术条件规定：压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的充允许误差范围内。对气动机构应校验各级气压值（减压阀及机械安全阀）。在充气过程中检查密度继电器及压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件规定。对于单独运到现场的设备，应进行校验。
5.7隔离开关
5.7.1隔离开关、接地开关的试验项目要求参照GB50150一2006中第15章进行，应包括下列项目：a）回路电阻测量；
b）操动机构试验；
c）操动机构线圈的最低动作电压试验。回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。5.7.2
操动机构试验时，在操作电压范围（80%～110%）U内，操动机构应可靠地进行分、合操作。5.7.3
机械或电气闭锁装置应正确可靠。5.7.4操动机构线圈的最低动作电压应符合产品技术条件的规定，且应大于30%U。5.8绝缘子
5.8.1绝缘子的试验项目，应包括下列内容：a）外观检查；
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