DB45／T 2526-2022  城市轨道交通变电所运行检修规程

6.5.2新设备上线试运行前应进行风险评估，并制定相关的预案和措施。 6.5.3设备管理部门承接新设备试运行任务后应及时组织实施。试运行期间应按规定加强监测、检查 和维护，对电力设备设施和系统安全、质量、环保、经济运行有关的重要参数、性能指标开展检测和评 介，待试运行期满后提交新产品试运行报告。 6.5.4设备管理部门出具的试运行报告应经运营单位审批后，方能交给研制单位。 6.5.5新设备试运行期宜不少于1年。遇有产品质量缺陷危及安全时应立即拆除，同时做好记录并通 知研制单位。

6.6.1设置有人值守的变电所应安排2人进行值班，实行昼夜值班制度。

6.6.2变电所值班人员工作职责

掌握设备现状，监视设备运行； 按规定进行倒闸作业，做好作业地点的安全措施，办理准许及结束作业的手续，并参加有关 的验收工作； 及时、正确地填写运行日志和有关记录： 及时发现和准确、迅速处理故障，并将处理情况报告电力调度及有关部门； 保持所内整洁，禁止无关人员进入设备区

5.7.1变电所值班人员应严格执行交接班制度，未苏完交接手续前园林设计图纸、效果图，不应擅离职守。 6.7.2在处理故障或进行电气操作时，不应进行交接班。交接班时发生故障，应立即停止交接班，并 由交班人员处理，接班人员应听从交班人员指挥，协助处理故障。 6.7.3交接班中，应由交班人员逐项说明设备运行情况、供电方式、设备故障及处理进度、应急工器 具和配件储备情况等。 6.7.4办完交接班手续时，由交接班人员分别在值班日志上签字，由接班人员向电力调度报告交接班 情况。 6.7.5 交接双方应在交接班记录本上签字后，交接班方视为结束。

3.8.1设置无人值守的变电所应定期安排运行检修人员视。 6.8.2变电所运行检修人员每日巡视变电所内设备运行情况至少1次（不包括交接班巡视）；每周至 少进行1次夜间熄灯巡视：每次断路器跳闸后均须对有关设备进行巡视。 6.8.3处于较大污染环境的变电所或室外安装的设备，应根据污源性质、污染影响情况制定相应的巡 视周期。

3.8.1设置无人值守的变电所应定期安排运行检修人员视，

6.8.4特殊位置的变电所（如位于正线区间内）巡视周期应视具体情况而定。

设备过负荷或负荷显著增加； 新安装或大修后的设备； 长期故障停运且经维修后重新投入运行的设备； 发生雷、雨、雪等恶劣天气后； 设备发生故障跳闸或运行中有异响； 改变供电系统运行方式后； 重大节假日（活动）

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6.8.6遇有下列情况，要停止或减少户外巡

最高气温达到39℃及以上时； 发生雷、雨、雪等恶劣天气及风力达8级及以上，或在过去的3h降雨量已达50mm及以上且 雨势可能持续时，停止户外巡视； 一一灰霾天气时，宜减少户外巡视，如因需要必须进行户外巡视时，应做好防护措施。 6.8.7巡视设备时应注意保持足够的安全距离，禁止移开或跨越护栏、触碰带电设备或私自打开带开 门报警或跳闸的柜门。 6.8.8在巡视密闭空间设备时，应提前做好通风，待有毒气体检测数据合格后方可开始巡视工作。 6.8.9巡视发现设备缺陷，应按要求逐级上报，对威胁设备运行或可能造成严重后果的，条件允许的 情况下应采取必要的临时措施，确保设备运行安全。 6.8.10设备巡视规程由各运营单位自行制定。

6.9.1变电所设备倒闸操作应遵循GB26860和DL/T969的有关规定。 6.9.2变电所倒闸作业，一般由电力调度通过远动操作完成。 6.9.3所有设备倒闸操作均由电力调度发令后方可执行，未经电力调度许可，严禁私自操作设备。 6.9.4变电所运行检修人员接受倒闸任务后，操作前先在模拟盘上进行模拟操作，确认无误后方可进 行倒闸。在执行倒闻任务时，监护人要手执倒闻操作记录与操作人共同核对设备位置，进行呼唤应答 手指眼看，准确、迅速操作。 6.9.5采用遥控倒闸操作时，变电所运行检修人员接到电力调度通知后，应在站级电力监控系统监视 设备动作情况并就地核实，及时向电力调度汇报并做好记录

6.10设备运行监测与分析

6.10.1设备管理单位应定期对设备运行状况进行监测与分析，及时发现存在的问题，找出薄 并采取相应对策避免设备故障的发生，

各电压等级设备用电量； 钢轨电位数据； AC126kVGIS、40.5kVGIS开关柜SF.气体气压值； 油色谱监测数据； 新投运设备相关运行数据； 变压器负荷率： DC1500V/DC750V开关馈线电流、电压数据； 供电系统故障率； 时钟同步功能。

7.1变电所检修分为小修、大修、故障修和专项修， 7.2小修是维持性的修理。指对变电所设备进行检查、清洁、电气机械调整、涂油，更换或修整磨损 到限的零部件，以保持设备正常技术状态的检修工作。

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7.3大修是恢复性的彻底修理。指对变电所设备进行解体检修，或对设备进行全面的检查、维修或更 换不符合标准的设备部件，必要时进行更新改造，使设备具有优良电气机械性能、达到优良的运行状态 的检修工作。大修前由运营单位组织对设备状态进行评估。 7.4故障修是临时性的修理。指某设备发生故障后，经检测、维修、更换等各方法措施使其恢复到正 常质量状态所进行的检修工作。 7.5专项修是针对性的修理。指当某一类型设备经试验检查不能达到相应标准，或已达到国家标准、 电力行业标准等提出的明确使用寿命、报废年限，或同类设备批量出现故障、缺陷等情况，对该类型设 备进行特定的、针对性的专项检修工作， 7.6运营单位可根据设备性能、运行条件、设备管理划分情况，适当调整小修、大修周期和范围。 7.7设备管理部门应制定变电所检修、试验的生产计划，生产计划包括年度检修计划和月度检修计划。 丰度检修计划于前一年由设备管理部门编制完成，并报运营单位审批后执行；月度检修计划由设备管理 部门根据项目、周期和范围编制后组织实施。 7.8设备小修、大修的周期应符合附录B规定

8.1.1检查清洁所有电气设备外观，必要时局部涂漆。 8.1.2柜体安装牢固，无明显变形、倾斜、下沉、锈蚀、脏污等现象，柜门开、合操作无卡滞，且各 种标识标牌正确、清晰。 8.1.3柜内各元部件连接牢固，无变形、松动，无放电痕迹，各孔洞封堵密实、无空隙。 8.1.4充油（气）设备的油位（气压）、油（气）色均要符合规定，油管路畅通，油位计（气压表、 密度表）指示正确，无渗、漏油（气）。 3.1.5杆塔、电缆支架、柜体框架的锈蚀面积应不超过总面积的5%。杆塔、钢筋混凝土基础、构架应 完好，安装牢固，无破损、无裂纹、下沉， 8.1.6紧固件要固定牢靠、无松动，并有防松、防锈措施，各螺栓无锈蚀且力矩应符合附录C规定， 3.1.7 绝缘件应无脏污、裂纹、破损和放电痕迹，瓷釉剥落面积应不超过300mm。 3.1.8 母线无破损、无烧伤，各部件安装牢固。 8.1.9 所有引线无松股、断股，连接牢固，接触良好，张力、弛度适当。 3.1.10 温湿度控制器加热除湿功能正常。 3.1.11 电源模块输出电压范围符合相关规范要求。 8.1.12对各系统设备进行校时功能测试，误差在标准范围内。 8.1.13各系统通讯设备工作正常，状态指示灯显示正确。 8.1.14交流电气设备带电部分安全净距离应符合附录D规定

8. 2. 1油浸式变压器:

检查压力释放阀无渗油、无破裂，检查油位，必要时补油； 检查呼吸器硅胶变色不应超过60%，超过60%时更换失效的干燥剂及油封内的油； 检查瓷套清洁无油垢、裂纹和破损； 检查冷却装置各个管路畅通； 检查温度计、油位计各部零件和连线完好，指示正确：

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检查分接开关各部件完好、无烧伤，接线牢固，接触、绝缘良好，操作机构工作正常、指示 正确； 检查有载调压开关装置机械位置指示与电气位置指示一致； 检查瓦斯继电器内应无气体； 检查套管（包括互感器）各零、部件完好，油位正常，无受潮、无脏污，绝缘合格，必要时 对套管进行解体检修和干燥，套管及注油孔密封胶垫应作用良好，必要时更换胶垫； 根据试验结果对变压器本体及有载调压开关进行滤油或换油； 检查中性点电阻柜内无异常，绝缘子和套管无破损，电阻元件完好无表面变色； 检查进线、出线电缆接头处无异常发热； 一检查避雷器泄漏电流在允许范围之内，放电计数器显示应正常。 2.2干式变压器： 检查紧固件、连接件无松动，导电零件无生锈、腐蚀痕迹，铁芯、绕组、引线、套管分接板 及外箱等无损伤及局部变形； 检查绕组绝缘表面无爬电痕迹、无凝露和碳化现象； 检查低压抽头引线之间、高压引线绝缘子及支持夹绝缘良好，无放电痕迹； 检查铁芯应无变色、放电烧伤痕迹，无卷边、翘角、缺角现象，接地引出点连接片连接可靠 无发热、断裂现象，垫块应无位移、松动； 检查高压分接头无开裂、过热变色、松动、烧蚀； 检查温控器温度显示正常，温控头无移位、松动，传感电缆无损伤、绑扎牢固； 检查带电显示装置工作正常。 注：含整流变，动力变、SVC变、能馈变

8. 2. 2 干式变压器:

8.2.3126kV气体绝缘组合电器：

检查断路器储能及分合闸测试正常，计数器、位置信号正确，机构内所做标记位置应无变化， 各连接部件无弯曲、变形或断裂现象，对轴销、轴承、齿轮、弹簧筒等应润滑良好、无卡涩； 检查转换开关、中间继电器、时间继电器、接触器、温控器等元器件工作正常； 检查SF。气体密度继电器指示正确，压力告警、闭锁功能正常； 检查各气室SF。气体压力在规定范围内，阀门及气管无泄漏； 检查防爆膜应无严重锈蚀、氧化、裂纹及变形等异常现象； 检查机构箱内无烧糊或异味，断路器分、合闸线圈直流电阻在规定范围内； 检查汇控柜内电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，保护装置无异常信号显示； 检查带电显示装置工作正常： 避雷器泄漏电流在允许范围之内，放电记录器显示正常； 检查所有电缆及芯线应无机械损伤，绝缘层及铠装应完好无破损

8.2.440.5kV气体绝缘组合电器：

检查断路器储能及分合闸测试正常，计数器、位置信号正确，机构内所做标记位置应无变化 各连接部件无弯曲、变形或断裂现象，对轴销、轴承、齿轮、弹簧筒等应润滑良好、无卡涩； 检查转换开关、中间继电器、时间继电器、接触器、温控器等元器件工作正常； 检查气室SF。气体压力在规定范围内，阀门及气管无泄漏，压力告警、闭锁功能正常； 检查防爆膜应无严重锈蚀、氧化、裂纹及变形等异常现象； 检查机构箱内无烧糊或异味，断路器分、合闸、闭锁线圈直流电阻在规定范围内： 检查电缆室高压电缆无鼓包、过热、破损，绑扎良好，电缆头屏蔽层和铠装层接地良好； 检查所有电缆应无机械损伤，绝缘层及铠装应完好无破损； 测试母联备自投功能正常。

2.5静止无功发生器！

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检查冷却装置工作正常，风机运行良好，风道畅通，进气口滤网清洁； 检查水冷装置工作正常，水管回路畅通； 检查电力电缆、控制电缆、端子无损伤及松动； 检查断路器、刀闸机械操作试验过程无卡滞，各部件转动灵活； 检查清洁功率单元、无放电痕迹，二次接线正确、牢固； 检查控制柜显示屏、指示灯和表计显示正常，核对压板投退状态、系统参数正确，控制主机 系统运行正常，无异常告警信息，闭锁功能正常。 8.2.6电抗器： 一检查底座、构架、基础牢靠，无锈蚀，电抗器安装牢固，无倾斜变形，支持绝缘子无破损， 接地端接触良好； 检查排水设施功能正常： 一检查电抗器清洁完好，连接部分螺栓紧固，接触良好； 检查铁芯外观无损伤、变形、锈蚀、脱漆，铁芯紧固、接地良好； 检查电抗器线圈导线无损伤，线圈无变形，匝间绝缘垫块完好，间隙均匀，绝缘无破损、受 潮，必要时进行处理； 检查测温装置工作正常； 一 检查吊装金属构件无损伤、变形、锈蚀。 8.2.7牵引整流器柜： 检查电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息； 检查整流元件无过热和放电痕迹、电容器无膨胀和渗油； 测量分压电阻值不低于出厂值90%、吸收电容值不低于出厂值95%； 检查各指示灯、表计、显示屏数值显示正常； 检查熔断器、整流二极管、压敏电阻、绝缘子无破损、无烧伤，熔断器报警功能正常； 检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象； 检查霍尔传感器输出电压范围符合相关技术要求

8. 2.7 牵引整流器柜

8.2.8直流成套开关设备和控制设备：

核对保护装置电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息，数字量、模拟量与现 场一致； 检查断路器动静触头本体安装牢固，外观无破损、烧伤，表面光滑平整； 分合断路器各3次，分闸、合闸位置指示正确； 检查小车导轨无偏移、无松脱，外观无锈蚀，轴承滑轮转动无卡滞： 检查机械解锁操作杆安装牢固，操作无卡滞； 检查左、右隔弧板剩余厚度要求大于10mm； 检查引弧电极剩余截面积要求大于1/2原截面积； 断路器动作计数器显示功能正常； 检查绝缘挡板操动机构润滑良好、无锈蚀，升降联动功能正常； 检查断路器机械参数值符合规定范围； 检查小车运行位、试验位、隔离位位置指示正确，动作过程无卡滞、声音无异常； 检查保护装置、大电流脱扣保护装置整定值正确； 检查线路测试装置电阻值在规定范围内（仅适用于馈线柜）； 检查小车航空插头接触良好、无松脱、无锈蚀、无变形，卡扣紧固功能正常； 检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象，

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8.2.9钢轨电位限制装置

核对电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息，数字量、模拟量与现场一致； 检查接触器本体安装牢固，外观无积尘、无破损、无烧伤，重点部位润滑良好、无锈蚀； 一 操作一段、二段电压保护试验转换开关后，装置合闸、闭锁功能正常； 一 检查动作计数器功能正常； 检查晶闸管无放电痕迹，二次接线正确、牢固； 检查各指示灯、表计数值显示正常。 2.10 负极柜： 核对电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息，数字量、模拟量与现场一致； 检查隔离开关安装牢固，外观无破损、烧伤，分合闸正常，分闸、合闸位置指示正确； 一 检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象； 检查隔离开关联锁功能正常： 一 检查各指示灯、表计数值显示正常。 2.11逆变型再生制动能量回收装置： 检查功率单元清洁、无放电痕迹，二次接线正确、牢固： 检查控制柜显示屏、指示灯和表计显示正常，核对压板投退状态、系统参数正确，控制主机 系统运行正常，无异常告警信息，闭锁功能正常： 检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象； 检查充放电电阻无开裂，阻值应在规定范围内； 检查检查主电路电容无裂纹、鼓包； 检查冷却装置运行正常，风机运行良好，风道畅通，清洁进气口滤网； 核对系统保护功能配置及参数设定符合厂家要求； 检查系统启动、停机时序正常： 检查断路器、隔离开关机械操作试验过程无卡滞，各部件转动灵活。 .2.12蓄电池： 检查蓄电池外观无烧损、破损、漏液、鼓包，运行温度正常； 一 检查蓄电池正、负极接线牢固，端子无氧化、爬碱； 一测量蓄电池内阻（或电导）值正常； 检查蓄电池监控系统、充电装置系统、绝缘监察系统、电池巡检系统、预告系统功能正常。 2.13电力电缆及电缆夹层、电缆沟： 一 检查电缆中间头、终端头、接地箱、护层保护器等附件固定牢靠，外观无异物覆盖，无放电 痕迹、烧焦味，绝缘良好，引线相间和距接地物的距离符合规定； 检查电缆局部绑扎固定，绑扎带无脆化、硬化、断裂等现象； 检查电缆排列整齐，无侵入线路、限界情况，弯曲半径符合规定，外护套绝缘良好； 检查电缆沟盖板应齐全、无严重破损，电缆沟、电缆廊道及电缆夹层内应无积水、杂物，电 缆支架无锈蚀、无变形，电缆盖板齐全、无破损，电缆夹层内排风、照明设施良好； 检查电缆桩和标示牌完整、清晰，且安装牢靠； 电缆及电缆支架固定可靠，轨旁、过顶电缆无侵入限界； 检查电缆的敷设路径，覆盖的泥土无下陷和被冲刷的异状； 检查电缆敷设路径周围无影响电缆安全运行的施工； 检查高架段电缆防护罩是否有裂纹、破损、松脱情况； 检查电缆外皮无破损、无锈蚀，其裸露部分无损伤； 检杰中型 R

检查电缆接地箱门锁完好，接地箱内接头无过热、放电情况 一检查电缆无被盗痕迹，电缆桩及标识齐全，字迹清楚； 检查电缆支架接地可靠，

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3.2.14避雷器： 一一检查电气连接应接触良好，无烧伤、无放电痕迹； 检查绝缘部件表面应无异物、老化、变色、表层剥落、开裂和破损现象； 检查引线和紧固件应安装牢固，无损伤、松脱，引线的弛度应符合设计规定； 检查底座、构架、基础牢靠，无锈蚀； 检查动作计数器指示正确，功能完好； 一检查接地线连接牢固，对锈蚀部位进行除锈涂漆： 一检查避雷器泄漏电流在允许范围之内，带有监测装置的放电记录器显示应正常。 3.2.1512kV开关柜： 一一清扫电缆室各部件，表面应整洁，无裂痕和放电痕迹； 检查断路器、隔离开关、接地刀闸的操作机构各部分零件完好，无破损、变形生锈，动作灵 活可靠，分、合闸各3次，位置指示正确，分、合闸线圈直流电阻在规定范围内，闭锁功能 正常； 检查储能装置储能功能正常，储能指示正确，电机运转正常； 检查断路器真空泡外观完整，无裂纹、损伤及放电痕迹； 一 检查小车导轨无变形，小车推进、推出顺畅，活门开启、关闭正常； 检查母线无发热、变色、氧化，螺栓及垫片应齐全； 一检查触头及其接触面无腐蚀、损伤、发黑、变形等： 检查辅助开关安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好。 3.2.16低压开关柜（含有源滤波柜）： 检查框架断路器触指表面光滑、平整，灭弧罩灭弧栅片外观无烧损、破损 测量框架断路器分、合闸线圈直流电阻在规定范围内； 检查框架断路器工作位置状态正确； 检查框架断路器储能装置本体安装牢固，储能功能正常； 分合框架断路器、塑壳断路器各3次，分闸、合闸位置指示正确； 核对保护整定值与保护整定值通知单一致； 一检查进线、母联开关自投自复功能正常； 检查电气火灾主机无异常告警信息，电气参数设置正确，剩余电流、温度检测功能正常； 检查能源管理系统无异常报警信号，电量报表生成、导出功能正常； 检查UPS主机各部件、内部板卡无积尘，各状态指示灯显示正常，散热风扇运转、逆变输出 功能、静态旁路供电功能正常，电源输出电压在220V土5%范围内； 检查有源滤波器参数设置正确，谐波抑制、补偿功能正常，散热功能完好 一 检查各断路器电流、电压、功率因数等显示正常。 3.2.17交直流屏： 检查交流屏交流进线电压、电流显示正常，进线、母联开关位置正常，各负荷开关位置正常； 检查充电屏充电电流、充电电压显示正常，充电机工作正常； 检查蓄电池巡检仪工作正常，各蓄电池电压显示正常； 检查直流馈线屏各负荷开关位置正常，直流母线电压显示正常； 一 检查蓄电池间连接线安装牢固、接触良好，蓄电池表面清洁，无漏液现象； 检查指示灯和表计显示正确：

8. 2.14 避雷器:

8.2.1512kV开关柜：

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检查监控单元运行正常，系统参数正确，无异常告警信息； 检查各类熔断器、避雷器、浪涌保护器工作正常； 清除直流充电装置、散热片和散热风扇上的尘垢； 一 检查交流输入与蓄电池供电切换功能测试正常； 一检查进线、母联开关自投自复功能正常； 一 检查自投装置“投入/退出”切换开关应在“投入”位。 2.18接地装置： 一检查接地线、接地端子、接地母排无锈蚀、损伤、断裂及其他异状，与设备连接牢固，接 良好； 一 检查回流线、综合地线、N线、中性线与地网汇流母排间的连接接头，连接牢固，接触截 合规定； 一检查接地线、接地端子无脱漆： 一一检查电缆支架的接地线与电缆支架连接可靠。 2.19电力监控系统： 一 检查屏柜前调度管理权转换开关位置正确： 检查屏柜前面板上网隔离开关分、合闸按钮指示灯状态与监控软件一次主接线图一致； 检查屏柜散热风扇可正常启动，无堵转，无异常声响： 检查屏柜内光纤、网线弯曲半径符合要求： 一检查设备运行指示灯状态正常； 测量设备电源电压在标准值的土20%范围内； 一测量设备温度在规定范围内： 检查系统软件、监控软件、数据库运行正常，实时数据上传正常，报警、日志、SOE、报 表、曲线、历史数据查询等功能正常； 检查鼠标、键盘、打印机能正常使用，检查电铃电笛能正常发声； 检查系统时钟与主站应同步； 测试双网切换、双机穴余功能，切换时间符合设计要求，切换完成后数据无异常； 备份操作系统、数据库、程序、配置等文件。 2.20SF。气体监测装置： 检查显示屏及声光报警指示正确； 检查SF。气体浓度在线监测功能正常，无异常报警； 核对系统参数正确； 检查室内风机联动功能正常： 一 检查红外探测、语音提示功能正常。 2.21 杂散电流监控主机： 检查系统运行正常，无异常告警信息； 一 检查系统参数设置正确，数据显示正常。 2.22排流柜： 检查系统无异常告警信息，系统参数设置正确，数据显示正常； 检查IGBT、二极管、熔断器、限流电阻等元件无过热、放电痕迹； 检查霍尔传感器输出电压范围符合厂家要求； 检查塑壳断路器分、合功能正常，分闸、合闸位置指示正确； 一一检查排流控制功能正常。 2.23控制、保护及自动装置：

8.2.19电力监控系统

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检查各类指示仪表正确无误，各控制、保护及自动装置运行正常； 检查监视指示灯正确，无灯泡损坏现象； 检查压板及转换开关的位置与运行要求一致； 一 检查各种继电器、接触器无异响，线圈无过热烧焦的味道； 检查警铃、蜂鸣器、电笛、信号灯运行良好； 检查继电器整定值的位置无变动； 检查保护装置通讯接口状态良好，并对通讯光缆进行光衰测试； 检查联跳功能完好。 .2.24110kV架空线： 检查防护区内树木、新建建筑物、施工机械、新建通道及管道对线路运行未产生影响，检查 辅助设施无损坏和失窃； 检查杆塔倾斜、横担歪斜及各部件无锈蚀和变形，杆塔各部件固定牢固，塔身与基础的连接 良好，基础周围土壤无突起或沉陷现象，基础无裂痕； 检查杆塔1.5m范围内无开挖作业； 检查导线和地线无断股、损伤和闪络烧伤、腐蚀现象，导线弧垂满足要求，塔上、导线、地 线上无悬挂物： 检查绝缘子无脏污、无裂痕、无闪络或局部放电情况，金具无锈蚀、磨损、裂纹、开焊、松 动现象； 一一检查地线的放电间隙无变化、无烧损，检查绝缘地线的跳线间隙和换位处的交叉距离满足要 求，检查地线、接地引下线、接地网间的连接可靠，检查接地引下线无严重锈蚀、丢失，埋 入地下部分无外露； 一 检查防震锤无移位、偏斜，钢丝无断股，线路名称、杆塔号、警告牌、相序牌及防护标志完 好； 检查导线、地线无电晕闪络现象。 2.25 再生制动储能装置： 检查设备无异声、异味，温度显示正常； 检查直流进线电压、直流输出电压等显示正常； 检查设备运行编号、安全警示标识清晰、无脱落； 检查柜体上各指示灯、表计指示正常，保护装置无报警； 一检查控制柜各开关位置指示正常； 检查设备散热风机工作正常； 检查超级电容模块电压正常： 检查超级电容总线电流、电压正常。 2.26电阻型列车再生制动能量吸收装置： 检查各单位模块清洁、无放电痕迹，二次接线正确、牢固； 一 检查显示屏、指示灯和表计显示正常，系统状态参数值正确，控制主机系统运行正常，无异 常告警信息，闭锁功能正常； 检查斩波模块电容无开裂，电容值应在规定范围内； 检查吸收电阻无开裂，阻值应在规定范围内； 检查制动电阻柜顶层电阻带是否有烧损、开裂、扭曲现象； 检查检查主电路电容无裂纹、鼓包； 检查冷却装置运行正常，风机运行良好，风道畅通，清洁进气口滤网； 核对系统保护功能配置及参数设定符合厂家要求

8.2.24110kV架空线

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一检查隔离开关机械操作试验过程无卡滞，各部件转动灵活。

9.1.1电气设备的绝缘试验，应将连接在一起不同试验标准的设备分解开，单独进行试验。对分开有 困难或已装配的成套设备必须连在一起试验时，其试验标准应采用其中的最低标准。 9.1.2当设备的出厂额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压的标 准：

当采用额定电压较高的设备用以加强绝缘者，应按照设备的额定电压标准进行试验； 采用额定电压较高的设备用以满足产品通用性的要求时，可以按照设备实际使用的额定工作 电压或出厂额定电压的标准进行试验。 9.1.3所有电气设备预防性试验周期，除特别规定者外均为1年1次。设备检修时的试验如能包括预 防性试验的内容要求，则在该周期内可以不再做预防性试验。 9.1.4设备试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备或不同相别的试验结果相 比较，参照相关的试验结果，结合试验仪器可能不同的情况，根据环境的情况进行换算，然后进行综合 分析和判断后作出正确结论。 9.1.5在进行与温度及湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损失角、泄漏电流等） 应同时测量被试物周围的温度及湿度。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。 9.1.6110kV设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前 应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、介质损耗角正切值（tan8）、绝缘油的水分和击穿电压、绝 缘气体湿度等（35kV及以下设备按1年执行）。对进口或合资设备的预防性试验应按合同或维护手册 执行，未规定者按本文件执行。 9.1.7126kV气体绝缘组合电器设备试验在交接时、大修后、必要时进行，其中电流互感器、电压互 感器和避雷器分别按照电流互感器、电压互感器、避雷器单项设备试验要求执行，断路器的试验按照 SF断路器试验要求执行。 9.1.8电气设备的试验要求除本文件规定外，均按DL/T596执行。工程交接验收试验除进行本文件全 部项目外，其他要求按有关规定执行。在国家或行业预防性试验或相关标准、规程变动时，执行本文件 时应作相应调整，

9. 2 试验项目、周期和要求

9.2.1油浸式变压器

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表1油浸式变压器试验项目、周期和要求（第1页/共3页）

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表1油浸式变压器试验项目、周期和要求（第2页/共3页）

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表1油浸式变压器试验项目、周期和要求（第3页/共3页）

9. 2. 2 干式变压器

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表2干式变压器试验项目、周期和要求

9.2.3干式电流互感器

表3干式电流互感器试验项目、周期和要求

3王式电流互感器试验项目、周期和要求（续

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9.2.4电磁式电压互感器

2.4电磁式电压互感器

DB45/T2526—2022见表4。表4电磁式电压互感器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明绕组绝缘电阻与出厂试验值及上次试验数据比较，应无显著变化，且绝缘电阻应不低于上次试验值的70%，最小值应符合以下要求（换算为20℃时）：(1)修后：①绝缘电阻：6kV~10kV:≥100MQ;(1)1～3年35kV:≥2000MQ;绝缘电阻(2)大修后110kV~220kV:≥3000MQ;(3)必要时②二次绝缘电阻：≥1000MQ。(2)预防性试验：①绝缘电阻：6kV~10kV:≥300M2;35kV:≥1000MQ;110kV~220kV:≥2000MQ;②二次绝缘电阻：≥10MQ。(1)串级式或分级绝(1)一次绕组按出厂值的80%进行，出厂值不明的，按缘式的互感器用倍下列电压进行试验：频感应耐压试验；(1)1～3年（20电压等31015203566(2)进行倍频感应耐交流耐压试kv及以下）级(kV)2压试验时应考虑互验(2)大修后试验电1521384772120感器的容升电压；(3)必要时压(kv)(3)倍频耐压试验前(2)二次绕组之间及末屏对地为2kV：后，应检查有否绝(3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行缘损伤。(1)在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别;空载电流测(1)大修后(2)在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电3量(2)必要时流：中性点非有效接地系统1.9Un/3；中性点接地系统1.5Un/3。密封(1)大修后试验方法按制造厂4检查(2)必要时应无渗漏油现象。规定。铁芯夹紧螺栓（可触到5的）绝缘电自行规定自行规定。阻表4电磁式电压互感器试验项目、周期和要求（续）20

DB45/T2526—2022序号项目周期要求说明联接组别(1)更换绕组后与铭牌和端子标志相符。和极性(2)接线变动后(1)更换绕组后更换绕组后应测量电压比与铭牌标志相符。(2)接线变动后比值差和相位差。允许的视在放电(1)局部放电测量宜量水平（pC)与交流耐压同时进行;测量电压环氧树油浸式种类(kv)脂及其和气体(2)接时电压等级它干式为35kV~110kv式电流互感器的局部1.2Um/35020放电测量可按10%≥66 kV1.2Um（必10050进行抽测，若局部要时)(1)投运前放电量达不到规定全绝1.2Um/V310050(2)1～3年(20要求应增加抽测比缘结1.2Um（必局部放电kV~35kV固体50 20例。交接时若有出8电构要时)测量绝缘互感器）厂试验值可不进行压半绝1.2Um/V35020(3)大修后或只进行个别抽互(4)必要时缘结试;感35构(3)预加电压为出厂器kV工频耐压值的次绕1.2Um（必1005080%。测量电压在组一要时)两值中任选其一进端直行;接接(4)必要时，如：对地)绝缘性能有怀疑时。9.2.5干式电压互感器见表5。表5千式电压互感器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明(1)1～6年1绝缘电阻(2)大修后一般不低于出厂值及初始值的70%。3)必要时(1)1～6年（10(1)二次绕组按出厂值的80%进行交流耐压kV)22)二次绕组之间及末屏对地的工频耐压试验电压为2试验(2)必要时（35kV及以上）kV，可用2500V兆欧表替代，21

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表5王式电压互感器试验项目、周期和要求（续）

9.2.6气体绝缘组合电器

表6气体绝缘组合电器试验项目、周期和要求

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表6气体绝缘组合电器试验项目、周期和要求（续）

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表6气体绝缘组合电器试验项目、周期和要求（续）

DB45/T2526—20229.2.7真空断路器见表7。表7真空断路器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1)体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定：2)断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值（MQ）：1)1~3年试验额定电压（kV)1绝缘电阻(2)大修后类别<2424~40.555~72.5大修后100030006000运行中30010003000(1)更换或干燥后的绝交流耐压试验1)1～3年（12kV缘提升杆必须进行耐（断路器主回以下）断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按DL/T压试验，耐压设备不2对地、相间及(2)大修后593规定值执行，能满足时可分段进断口）3)必要时（40.5行；

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9. 2. 8隔离开关

表 8 隔离开关试验项目、周期要求

9.2. 9 牵引整流器柜

2.2. 9 牵引整流器柜

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表9牵引整流器柜试验项目、周期和要求

注1：整流器试验应符合GB50255的规定。 注2：保护功能校验应符合GB/T14285的规定

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9.2.10直流成套开关设备和控制设备

表10直流成套开关设备和控制设备试验项目、周期和要求

2.11钢轨电位限制装置

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表11钢轨电位限制装置试验项目、周期和要求

表12负极柜试验项目、周期和要求

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9.2.13逆变型再生制动能量回收装置

表13逆变型再生制动能量回收装置试验项目、周期和要求

建筑标准规范范本注：试验应符合GB/T37423规定要求。

表14蓄电池试验项目、周期和要求

.2.15支柱绝缘子和悬式绝缘子

.2.15支柱绝缘子和悬式绝缘子

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表15支柱绝缘子和悬式绝缘子试验项目、周期和要求

矿山标准规范范本9.2.16橡塑绝缘电力电缆

表16橡塑绝缘电力电缆试验项目、周期和要求

DB45/T2526—2022表165橡塑绝缘电力电缆试验项目、周期和要求（续）序号项目周期要求说明(1)交接时：优先采用20Hz～300Hz交流耐压试验。橡塑电缆20Hz300Hz交流耐压试验电压和时间见下表：额定电压U/U耐压时间试验电压(1)110kV及以上一端为空(kv)(min)气绝缘终端，另一端为GIS的电缆或两端均为空气绝2. 5U。缘终端的电缆应进行定期(1)投运前18/30及以下5 (60)电缆主绝缘(或2U.)试验。(2)重做终端头或3交流耐压试(2)两端均为密闭式终端的中间接头后21/35~64/1102U.60验电缆可不进行定期试验。(3)必要时(2)预防性试验(3)不具备上述试验条件或耐压时间有特殊规定时，可采用施加电压等级试验电压正常系统相对地电压24h(kv)(min)方法代替交流耐压。18/30kV及以下1. 6U。521/35~64/1101. 36U,注：橡塑绝缘电力电缆是指塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆。9.2.17套管见表17。表17套管试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明主绝缘及电k1)大修后容型套管末(1)绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MQ；(2)1～3年屏对地绝缘(2)屏对地的绝缘电阻不应低于1000MQ。(3)必要时电阻32