电力变压器交接试验标准.docx

1、电力变压器交接试验标准第六章 电力变压器 第6.0.1条 电力变压器的试验项目，应包括下列内容： 一、测量绕组连同套管的直流电阻； 二、检查所有分接头的变压比； 三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性； 四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg； 六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 七、绕组连同套管的交流耐压试验； 八、绕组连同套管的局部放电试验； 九、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻； 十、非纯瓷套管的试验； 十一、绝缘油试验； 十二、有载调压切换装置的检查和试验； 十三、额定电压下的冲击合闸试

2、验； 十四、检查相位； 十五、测量噪音。 注：1600kVA以上油浸式电力变压器的试验，应按本条全部项目的规定进行。 1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十四款的规定进行。 干式变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十二、十三、十四款的规定进行。 变流、整流变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十一、十二、十三、十四款的规定进行。 电炉变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十三、十四款的规定进行。 电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。

3、第6.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 一、测量应在各分接头的所有位置上进行； 二、1600kVA及以下三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的 1%； 三、变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%； 四、由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第三款进行比较。 第6.0.3条 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；电压等级在220kV

4、及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为0.5%。 第6.0.4条 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。 第6.0.5条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定： 一、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。 二、当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。 表 6.0.5 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 换算系数A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3

5、.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2 注：表中K为实测温度减去20的绝对值。 当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算： (6.0.5-1) 校正到20时的绝缘电阻值可用下述公式计算： 当实测温度为20以上时： (6.0.5-2) 当实测温度为20以下时： (6.0.5-3) 式中 R20校正到20时的绝缘电阻值(M)； Rt在测量温度下的绝缘电阻值(M)。 三、变压器电压等级为35kV及以上，且容量在4000kVA及以上时，应测量吸收比。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3。 四、变压器电压等级为22

6、0kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。 第6.0.6条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg，应符合下列规定： 一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tg； 二、被测绕组的tg值不应大于产品出厂试验值的130%； 三、当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表6.0.6换算到同一温度时的数值进行比较。 表 6.0.6 介质损耗角正切值tg(%)温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 换算系数A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9

7、 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 注：表中K为实测温度减去20的绝对值。 当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算： (6.0.6-1) 校正到20时的介质损耗角正切值可用下述公式计算： 当测量温度在20以上时： (6.0.6-2) 当测量温度在20以下时： (6.0.6-3) 式中 tg20校正到20时的介质损耗角正切值； tgt在测量温度下的介质损耗角正切值。 第6.0.7条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定： 一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流； 二、试验电压标准应

8、符合表6.0.7的规定。当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过本标准附录三的规定。 表6.0.7 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准 绕组额定电压(kV) 610 2035 63330 500 直流试验电压(kV) 10 20 40 60 注：绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按20kV级标准。 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。 第6.0.8条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定： 一、容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验； 二、容

9、量为8000kVA及以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，在有试验设备时，可按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验。 第6.0.9条 绕组连同套管的局部放电试验，应符合下列规定： 一、电压等级为500kV的变压器宜进行局部放电试验，实测放电量应符合下列规定： 1.预加电压为 。 2.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于300pC。 3.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于500pC。 4.上述测量电压的选择，按合同规定。 注：Um均为设备的最高电压有效值。 二、电压等级为220kV及330kV的变压器，当有试验设备时宜进行局部放电试验。 三、局部放电试

10、验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准电力变压器中的有关规定进行。 第6.0.10条 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，应符合下列规定： 一、进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻； 二、采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象； 三、当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验； 四、铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。 第6.0.11条 非纯瓷套管的试验，应按本标准第十五章“套管”

11、的规定进行。 第6.0.12条 绝缘油的试验，应符合下列规定： 一、绝缘油试验类别应符合本标准表19.0.2的规定；试验项目及标准应符合表19.0.1的规定。 二、油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定： 电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。试验应按现行国家标准变压器油中溶解气体分析和判断导则进行。 三、油中微量水的测量，应符合下述规定： 变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；220330kV的，不应大于15ppm；500

12、kV的，不应大于10ppm。 注：上述ppm值均为体积比。 四、油中含气量的测量，应符合下述规定： 电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。 第6.0.13条 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定： 一、在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。 二、在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。 三、检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；电气和机械限位动作正确且符合产品要求；在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。

13、 四、在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。 五、绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合本标准表19.0.1的规定。 第6.0.14条 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验。 第6.0.15条 检查变压器的相位必须与电网相位一致。 第6.0.16条 电压等级为500kV的变压器的噪

14、音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A)，其测量方法和要求应按现行国家标准变压器和电抗器的声级测定的规定进行。 第七章 电抗器及消弧线圈 第7.0.1条 电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容： 一、测量绕组连同套管的直流电阻； 二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 三、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg； 四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 五、绕组连同套管的交流耐压试验； 六、测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻； 七、绝缘油的试验； 八、非纯瓷套管的试验； 九、额定电压下冲击合闸试验； 十、测量噪音； 十一、测量箱壳的振动； 十二、测量箱壳表面

15、的温度分布。 注：干式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、九款规定进行。 消弧线圈的试验项目可按本条第一、二、五、六款规定进行；对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第三、四、七、八款。 油浸式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、六、七、九款规定进行；对35kV及以上电抗器应增加第三、四、八、十、十一、十二款。 电压等级在35kV及以上的油浸电抗器，还应在交接时提交电抗器及非纯瓷套管的出厂试验记录。 第7.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 一、测量应在各分接头的所有位置上进行； 二、实测值与出厂值的变化规律应一致； 三、三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值

16、的2%； 四、电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。 第7.0.3条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合本标准第6.0.5条的规定。 第7.0.4条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg，应符合本标准第6.0.6条的规定。 第7.0.5条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合本标准第6.0.7条的规 定。 第7.0.6条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定： 一、额定电压在110kV以下的消弧线圈、干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压试验，试验电压应符合本标准附录一的规定； 二、对分级绝缘的耐压试验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的

17、电压等级来进行。 第7.0.7条 测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻，应符合本标准第6.0.10条的规定。 第7.0.8条 绝缘油的试验，应符合本标准第6.0.12条的规定。 第7.0.9条 非纯瓷套管的试验，应符合本标准第十五章“套管”的规定。 第7.0.10条 在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5min，应无异常现象。 第7.0.11条 测量噪音应符合本标准第6.0.16条的规定。 第7.0.12条 电压等级为500kV的电抗器，在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100m。 第7.0.13条 电压等级为330500kV的电抗

18、器，应测量箱壳表面的温度分布，温升不应大于65。 第八章 互感器 第8.0.1条 互感器的试验项目，应包括下列内容： 一、测量绕组的绝缘电阻； 二、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 三、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tg； 四、油浸式互感器的绝缘油试验； 五、测量电压互感器一次绕组的直流电阻； 六、测量电流互感器的励磁特性曲线； 七、测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性； 八、检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性； 九、检查互感器变化； 十、测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻； 十一、局部放电试验； 十二、电容分压器单元件的试验。 注：套管式电流互

19、感器的试验，应按本条的第一、二、六、九款规定进行；其中第二款可随同变压器、电抗器或油断路器等一起进行。 六氟化硫封闭式组合电器中的互感器的试验，应按本条的第六、七、九款规定进行。 第8.0.2条 测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定： 一、测量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； 二、电压等级为500kV的电流互感器尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时可不进行； 三、35kV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别； 四、110kV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不

20、宜小于1000M。 第8.0.3条 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，应符合下列规定： 一、全绝缘互感器应按本标准附录一规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。 二、对绝缘性能有怀疑时，串级式电压互感器及电容式电压互感器的中间电压变压器，宜按下列规定进行倍频感应耐压试验： 1.倍频感应耐压试验电压应为出厂试验电压的85%。 2.试验电源频率为150Hz及以上时，试验时间t按下式计算： (8.0.3-1) 式中t试验电压持续时间(s)； f试验电源频率(Hz)。 3.试验电源频率不应大于400Hz。试验电压持续时间不应小于20s。 4.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次额定电压时的空载电流

21、及空载损耗测量，两次测得值相比不应有明显差别。 5.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别。 6.倍频感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。高压端电压升高容许值应符合制造厂的规定。 7.对电容式电压互感器的中间电压变压器进行倍频感应耐压试验时，应将分压电容拆开。由于产品结构原因现场无条件拆开时，可不进行倍频感应耐压试验。 三、二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2000V。 第8.0.4条 测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tg，应符合下列规定： 一、电流互感器： 1.介质损耗角正切值tg(%)不应大于表8.0.4-

22、1的规定。 表8.0.4-1 电流互感器20下介质损耗角正切值tg(%) 额定电压(kV) 35 63220 330 500 充油式 3 2 充胶式 2 2 胶纸电容式 2.5 2 油纸电容式 1.0 0.8 0.6 2.220kV及以上油纸电容式电流互感器，在测量tg的同时，应测量主绝缘的电容值，实测值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值宜在10%范围内。 二、电压互感器： 1.35kV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tg(%)，不应大于表8.0.4-2的规定。 表8.0.4-2 35kV油浸式电压互感器介质损耗角正切值tg(%) 温度() 5 10 20 30 40 tg(%) 2.0

23、2.5 3.5 5.5 8.0 2.35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tg值不应大于出厂试验值的130%。 第8.0.5条 对绝缘性能有怀疑的油浸式互感器，绝缘油的试验，应符合下列规定： 一、绝缘油电气强度试验应符合本标准第十九章表19.0.1第10项的规定。 二、电压等级在63kV以上的互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体含量与产品出厂值相比应无明显差别。 三、电压等级在110kV及以上的互感器，应进行油中微量水测量。对电压等级为110kV的，微量水含量不应大于20ppm；220330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10pp

24、m。 注：上述ppm值均为体积比。 四、当互感器的介质损耗角正切值tg(%)较大，但绝缘油的其它性能试验又属正常时，可按表19.0.1第11项进行绝缘油的介质损耗正切值tg测量。 第8.0.6条 测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。 第8.0.7条 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。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。 第8.0.8条 测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，应符合下列规定： 一、应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流。

25、空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。 二、电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。 第8.0.9条 检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。 第8.0.10条 检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。 第8.0.11条 测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，应符合下列规定： 一、在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁芯夹紧螺栓进行测量。 二、采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象。 三、穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量

26、时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。 第8.0.12条 局部放电试验，应符合下列规定： 一、35kV及以上固体绝缘互感器应进行局部放电试验。 二、110kV及以上油浸式电压互感器，在绝缘性能有怀疑时，可在有试验设备时进行局部放电试验。 三、测试时，可按现行国家标准互感器局部放电测量的规定进行。测试电压值及放电量标准应符合表8.0.12的规定。 表8.0.12 互感器局部放电量的允许水平 接地方式 互感器型式 预加电压 (t10s) 测量电压 (t1min) 绝缘型式 允许局部放电水平 视在放电量(pC) 中性点绝缘系统或中性点共振接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 1.3Um 液体浸

27、渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 中性点有效接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 0.81.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 注：Um为设备的最高电压有效值。 四、500kV的电容式电压互感器的局部放电试验，可按本标准第18.0.4条的规定进行。 五、局部放电试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析。 第8.0.13条 电容分压器单元件的试验，应符合下列规定： 一、电容分压器单元件的试验项目和标准，应按本标准第18.0.2、18.0.3、18.0.4条的规定

28、进行； 二、当继电保护有要求时，应注意三相电容量的一致性。 第九章 油 断 路 器 第9.0.1条 油断路器的试验项目，应包括下列内容： 一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻； 二、测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tg； 三、测量35kV以上少油断路器的直流泄漏电流； 四、交流耐压试验； 五、测量每相导电回路的电阻； 六、测量油断路器的分、合闸时间； 七、测量油断路器的分、合闸速度； 八、测量油断路器主触头分、合闸的同期性； 九、测量油断路器合闸电阻的投入时间及电阻值； 十、测量油断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻； 十一、油断路器操动机构的试验； 十二、断路器电容器试验；

29、十三、绝缘油试验； 十四、压力表及压力动作阀的校验。 第9.0.2条 由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻值在常温下不应低于表9.0.2的规定。 表 9.0.2 有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准 额 定 电 压 (kV) 315 2035 63220 330500 绝缘电阻值 (M) 1200 3000 6000 10000 第9.0.3条 测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tg，应符合下列规 定： 一、在20时测得的tg值，对DW2、DW8型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tg(%)值增加2后的数值；对DW1型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tg(%)值增加

30、3后的数值。 二、应在分闸状态下测量每只套管的tg。当测得值超过标准时，应卸下油箱后进行分解试验，此时测得的套管的tg(%)值，应符合本标准表15.0.3的规定。 第9.0.4条 35kV以上少油断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆以及灭弧室每个断口的直流泄漏电流试验电压应为40kV，并在高压侧读取1min时的泄漏电流值，测得的泄漏电流值不应大于10A；220kV及以上的，泄漏电流值不宜大于5A。 第9.0.5条 交流耐压试验，应符合下列规定： 一、断路器的交流耐压试验应在合闸状态下进行，试验电压应符合本标准附录一的规定； 二、35kV及以下的断路器应按相间及对地进行耐压试验； 三、对35kV及以下户

31、内少油断路器及联络用的断路器，可在分闸状态下按上述标准进行断口耐压。 第9.0.6条 测量每相导电回路电阻，应符合下列规定： 一、电阻值及测试方法应符合产品技术条件的规定； 二、主触头与灭弧触头并联的断路器，应分别测量其主触头和灭弧触头导电回路的电阻值。 第9.0.7条 测量断路器的分、合闸时间应在产品额定操作电压、液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。 第9.0.8条 测量断路器分、合闸速度，应符合下列规定： 一、测量应在产品额定操作电压、液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定； 二、电压等级在15kV及以下的断路器，除发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应进行速 度测

32、量外，其余的可不进行。 第9.0.9条 测量断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。 第9.0.10条 测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，应符合产品技术条件的规定。 第9.0.11条 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10M，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。 第9.0.12条 断路器操动机构的试验，应符合下列规定： 一、合闸操作。 1.当操作电压、液压在表9.0.12-1范围内时，操动机构应可靠动作； 表9.0.12-1 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围 电 压 液 压 直 流 交 流 (85%110%)Un (85%110%)Un 按产品规定的最低及最高值 注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%110%)Un。Un为额定电源电压。 2.弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。 二、脱扣操作。 1.直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。 2.附装失压脱扣器的，其动作特性应符合表9.0.12-2的规定。 表9.0.12-2 附装失压脱扣器的脱扣试验