1000kV交流系统电气设备预防性试验规程

ICS29.240

F24

中华人民共和国国家标准

GB/T24846—201X

1000kV交流电气设备预防性试验规程

Preventiveteststandardsof1000kVACelectricalequipments

（征求意见稿）

201X--发布201X--实施

中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局发布

中国国家标准化管理委员会

GB/T24846-201X

前言

本标准是根据国家标准委《关于下达2015年第一批国家标准制修订计划的通知》（国标委综合

[2015]30号）的要求，由中国电力科学研究院会同有关单位，在《1000kV交流电气设备预防性试验规

程》GB/Z24846-2009的基础上修订的。

本标准在修订过程中，认真总结了原标准执行以来，对1000kV交流电气设备预防性试验的新要求

以及相关科研和现场实践经验，广泛征求了全国有关单位的意见。在认真处理征求意见稿反馈意见后

提出送审稿，最后经审查定稿。

本标准共分13章和5个附录，主要内容包括：术语和定义、符号；总则；电力变压器及电抗器；

互感器；开关设备；套管；绝缘子；金属氧化物避雷器；固定串联电容器补偿装置；架空电力线路；

接地装置。

本标准本次修订的主要内容包括：

1.将标准号GB/Z24846修改为GB/T24846；

2.删除了“引言”；

3.增加了“固定串联电容器补偿装置”章节；

4.修改了其他章节部分试验项目、周期和要求。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由国家电网公司特高压建设部、特高压交流输电标准化技术工作委员会归口并负责解释。

本标准主要起草单位：中国电力科学研究院。

本标准参加起草单位：

本标准主要起草人：

Ⅰ

GB/T24846-201X

1000kV交流电气设备预防性试验规程

1范围

本标准规定了1000kV交流电气设备预防性试验的项目、周期、方法和判断标准。

本标准适用于1000kV交流电气设备。

2规范性引用文件

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。凡是注日期的引用文件，其随后所有

的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研

究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB/T261石油产品闪点测定法

GB/T264石油产品酸值测定法

GB/T507绝缘油击穿电压测定法（GB/T507-2002，eqvIEC156:1995）

GB/T511石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）

GB1094.3电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙（GB1094.3–2003,）

IEC60076–3:2000,MOD）

GB2536电工流体变压器和开关用未使用过的矿物绝缘油(GB2536-2011,IEC60296:2033，MOD)

GB/T5654液体绝缘材料相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量(GB/T5654–2007,

IEC60247:2004,IDT)

GB/T6541石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)(GB/T6541-1986,eqvISO6295:1983)

GB/T7598运行中变压器油水溶性酸测定法

GB7600-1987运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)

GB7601-2008运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)

GB/T11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法（GB/T11023-1989，IEC60056：1987；

60298:1990;60517:1990,MOD）

GB/T11142–1989绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法

GB12022工业六氟化硫(GB/T12022-2006,IEC376:1971;IEC376A:1973;IEC376B:1974,MOD)

GB/T16434高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准

DL/T345带电设备紫外诊断技术应用导则

DL/T432电力用油中颗粒污染度测量方法

DL/T506六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法

DL/T626劣化盘形悬式绝缘子检测规程

DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则

DL/T703绝缘油中寒气量的气相色谱测定法

DL/T916六氟化硫气体酸度测定法

DL/T917六氟化硫气体密度测定法

DL/T918六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法

DL/T919六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱测定法）

DL/T920六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法

DL/T1400油浸式变压器测温装置现场校准规范

IEC60815-2污染环境中所用高压绝缘子的选择和尺寸测定第2部分：交流系统用陶瓷和玻璃

绝缘子（Selectionanddimensioningofhigh-voltageinsulatorsintendedforuseinpolluted

conditions--Part2:Ceramicandglassinsulatorsfora.c.systems）

SD306:1989六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）

DIN51353:1985绝缘油检验、对腐蚀性硫的检验、银带检验

1

GB/T24846-201X

SH/T0804:2007电器绝缘油腐蚀性硫试验银片试验法

3术语和定义、符号

3.1术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1.1

预防性试验preventivetest

为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测。

3.1.2

在线监测on-linemonitoring

在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。

3.1.3

带电测量livelinemeasurement

对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。

3.1.4

初值initialvalue

指能够代表设备原始状况的试验值。初值可以是出厂试验值、交接试验值、早期试验值、设备核

心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。

3.1.5

主体变压器maintransformer

当1000kV油浸式单相自耦电力变压器采用变压器本体与调压补偿变压器分箱布置时变压器的本

体部分。

3.1.6

调压补偿变压器voltageregulatingandcompensatingtransformer

与主体变压器分箱布置的变压器的调压补偿部分。补偿变压器的作用是在中性点调压过程中减小

变压器第三绕组的电压波动。

3.1.7

整体试验integraltest

把变压器本体、调压部分、补偿部分全部连接完成后进行的试验。

3.1.8

主体变试验testofmaintransformer

单独对主体变压器进行的试验。

3.1.9

调压补偿变试验testofvoltageregulatingandcompensatingtransformer

对调压补偿变压器进行的试验。

3.1.10

气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)gas-insulatedmetal-enclosedswitchgear

全部或部分采用气体而不采用处于大气压下的空气作为绝缘介质的金属封闭开关设备。

3.1.11

复合电器(HGIS)

GIS和敞开式高压电器的组合。

3.2符号

Ur——设备额定电压；

Um——设备最高电压；

U8mA——避雷器直流8mA下的参考电压；

tanδ——介质损耗因数。

4总则

2

GB/T24846-201X

4.1本标准所规定的各类设备试验的项目、周期、方法和判断标准，是电气设备绝缘监督工作的基本

要求，也是电气设备全过程管理工作的重要组成部分。

4.2对试验结果应参照该设备的出厂试验、交接试验及历次预防性试验结果进行全面地、历史地综合

分析和比较，既要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋

势，经全面分析后做出判断。

4.3在相近的运行和检测条件下，同一家族设备同一试验结果不应有明显差异，否则应进行显著性差

异分析，分析方法见附录D，受环境条件影响的试验结果的显著性差异分析参考附录E。

4.4工频交流耐受试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐受试验的

持续时间在有关设备的试验要求中规定。电气设备的绝缘水平见附录A。

对于油浸式电气设备，在真空注油和热油循环后应有足够的静置时间，才可进行绝缘耐受试验。

1000kV充油电气设备的静置时间应不少于于96h。

4.5进行绝缘耐受试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配的成套设备

不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的

电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的

最低试验电压。

4.6在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等)时，应

同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

进行绝缘试验时，户外试验应在良好的天气进行，被试品及环境温度不宜低于+5℃。

4.7在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

4.8有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测

发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经现场实际应用证实，采用带电测试或在线监测技术能达

到停电试验的效果，可以延长停电试验周期。

4.91000kV交流电气设备红外测温工作每月进行一次。应对变压器（高压并联电抗器）套管及接头、

油箱壳、油枕、冷却器及其进出口、GIS罐体、互感器本体、避雷器本体等部位进行测量。测温时应记

录运行电压、负荷电流、环境温度和湿度等，具体要求按DL/T664执行。

4.101000kV交流电气设备紫外电晕检测工作每6个月进行一次。应对变压器（高压并联电抗器）套

管及接头、油箱壳、油枕、冷却器及其进出口、GIS罐体、互感器本体、避雷器本体等部位进行测量。

检测时应记录运行电压、负荷电流、环境温度和湿度等，具体要求按DL/T345执行。

4.11如不拆引线不影响对试验结果的分析及相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。

4.12预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择。重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短。交

接试验后6个月未投入运行的设备，在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。

4.13对已安装的备用设备，应按运行设备要求进行预防性试验。

5电力变压器及电抗器

5.1主体变压器

主体变试验项目、周期和要求见表1。

表1主体变压器试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明

1)溶解气体组分含量

1）投运前1)运行设备的油中H2与烃类气体含量(μL/L)有增长趋势时，可结合产

2)新装、大修气速率判断，必要时缩短

后的1、2、3、4、总烃含量：150周期进行追踪分析；

油中溶解

7、10、30天。H2含量：1502)总烃含量低的设备

气体分析

3)运行中：3个C2H2含量：1不宜采用相对产气速率

月2)烃类气体总和的产气速率大于6ml/d，或相进行判断；

4)必要时对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。3)新投运的变压器应

有投运前的测试数据。

3

GB/T24846-201X

表1（续）

1)高压绕组测量电流

不大于5A，低压绕组测

量电流不大于20A

2）在直阻测量后宜进

1）投运前1)各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相行铁心去磁;

2)1年平均值的2%；3)不同温度下的电阻

绕组直值按下式换算

23)大修后2)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下

流电阻

4)必要时的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应Tt

RR2

大于2%，当超过1%时应引起注意。21

Tt1

式中：R1、R2分别为在

温度t1（℃）、t2（℃）

时的电阻值；T为计算用

常数，铜导线取235。

1)采用5000V兆欧表；

2)测量前被试绕组应

充分放电；

3)测量温度以顶层油

温为准，尽量使每次测量

1)绝缘电阻换算至同一温度下，与初值相比应

的温度相近；

绕组绝1)投运前无明显变化；

4)尽量在油温低于

缘电阻、2)1年2)在10℃～30℃范围内，吸收比一般不低于

350℃时测量，不同温度下

吸收比和3)大修后1.3，极化指数不低于1.5，绝缘电阻大于10000

的绝缘电阻值一般可按

极化指数4)必要时MΩ

下式换算

(t1t2)/10

R2R11.5

式中R1、R2分别为温度

t1、t2时的绝缘电阻值；

5)吸收比和极化指数

不进行温度换算。

1)非被试绕组应短路

接地或屏蔽，被试绕组应

短路；

2)同一变压器各绕组

tanδ的要求值相同；

3)测量温度以顶层油

绕组连1）投运前1)20℃时，tanδ≤0.006；温为准，尽量在相近的温

同套管的2)1年2)tanδ值和电容量与初值比较不应有显著变

4度下试验；

电容量和3)大修后化；4)尽量在油温低于

tanδ4)必要时3)试验电压10kV。50℃时测量。

5）不同温度下的tgδ

值一般可按下式换算

(tt21)/10，式

tg21tg1.3

中tgδ1、tgδ2分别为温

度t1、t2时的tgδ值。

电容式1）投运前

1)用正接法测量；

套管的2)1年

5见第8章。2)测量时记录环境温

tanδ和3)大修后

度及变压器顶层油温。

电容值4)必要时

1）投运前

绝缘油2)1年

6见第10章。

试验3)大修后

4)必要时

1）投运前工频耐压时间1min,倍

交流耐

72)大修后耐压值：出厂试验值的80%。频感应电压按GB1094.3

压试验

3)必要时执行。

4

GB/T24846-201X

表1（续）

序号项目周期要求说明

采用2500V兆欧表进

行测量。

铁心、1)1年运行中铁心及夹件接

8夹件绝缘2)大修后1)与初值相比无显著差别；地电流一般不大于

电阻3)必要时300mA。因变压器结构原

因造成接地电流超过

300mA的，应进行说明。

油中含

9见第10章。

水量

油中含

10见第10章。

气量

绕组频1）投运前

必要时指短路后等情

11率响应分2）大修后与历史测试结果比较无明显变化。

况。

析3）必要时

1)试验电压一般如下：

绕组额定电压

1105001000

绕组直kV

1)投运前应读取1min时的泄漏

12流泄漏电直流试验电压

2)必要时406060电流值。

流kV

2)与初值相比没有明显变化。

绕组电1)大修后每次测量时，变压器外

13允许偏差为±0.5%，

压比2)必要时部接线状态应相同；

空载电

1)大修后试验应在额定电压下

14流和空载测量结果与上次相比，不应有明显差异；

2)必要时进行。

损耗

试验电流可用额定值

或较低电流值(如制造厂

短路阻1)大修后

15初值差不超过±3%。提供了较低电流下的测

抗2)必要时

量值，可在相同电流下进

行比较)。

1)试验方法符合

GB1094.3的规定；

1.3U/3

绕组连在线端电压为m时，放电量一般为：2)预加电压为

同套管局1)大修后高压绕组≤300pC；1.5U/3

16m，测量电压为

部放电测2)必要时中压绕组≤300pC；

量低压绕组≤500pC。；

3)预加电压时间应进

行频率换算。

1）绕组温度计环境温

测温装1)密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂度影响量快速试验按照

1)3年

置及其二值相符；DL/T1400-2015中6.6

172)大修后

次回路试2）绕组温度计环境温度影响量快速试验；条款进行试验；

3)必要时

验3)绝缘电阻一般不低于1MΩ。2）测量绝缘电阻采用

2500V兆欧表。

1)1年(二次回

气体继路)

电器及其2）3年（气体1)整定值符合运行规程要求，动作正确；测量绝缘电阻采用

18

二次回路继电器）2）绝缘电阻一般不低于1MΩ。2500V兆欧表。

试验3)大修后

4)必要时

5

GB/T24846-201X

表1（续）

序号项目周期要求说明

压力释1)大修后动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按

19

放阀校验2）必要时制造厂规定。

试验时带冷却器，在压

整体密在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时

20大修后力释放装置锁死的情况下

封检查间24h无渗漏。

进行。

1)投运前

冷却装

2)1年(二次回

置及其二1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏；采用2500V兆欧表测量

21路)

次回路检2)绝缘电阻一般不低于1MΩ。绝缘电阻。

3)大修后

查试验

4)必要时

套管式

电流互感1)大修后

22见表5。

器绝缘试2)必要时

验

1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，

需跟踪检测：

建议在以下情况进行：

运行

1～55～1010～1515～201)油中气体总烃超标或

年限

油中糠CO、CO2过高；

23必要时糠醛量

醛含量0.10.20.40.752)投运3～5年后；

mg/L

3)需了解绝缘老化情

2)跟踪检测时，注意增长率；

况。

3)测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比

较严重。

绝缘纸1)试样可取引线上绝缘

24(板)聚合必要时当聚合度小于250时，应引起注意。纸、垫块、绝缘纸板等数

度克；

绝缘纸可用所测绕组的tanδ

25(板)含水必要时含水量(质量分数)一般不大于1%。值推算或取纸样直接测

量量。

特高频在其它手段发现异常时

27必要时无典型放电图谱

局放可用于辅助诊断

超声波在其它手段发现异常时

28必要时无典型放电图谱

局放可用于辅助诊断。

5.2调压补偿变压器

调压补偿变压器试验项目、周期和要求见表2。

表2调压补偿变试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明

1)溶解气体组分含量

1)运行设备的油中H2与烃类气体含量

有增长趋势时，可结合

1）投运前(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注

产气速率判断，必要时

2)新装、大修

缩短周期进行追踪分

后的1、2、3、4、总烃含量＞150；

油中溶解气体析；

17、10、30天。H2含量＞150；

分析2)总烃含量低的设备

3)运行中：3C2H2含量＞1。

不宜采用相对产气速率

个月2)烃类气体总和的产气速率大于

进行判断；

4)必要时6ml/d(开放式)和12ml/d(密封式)，或相对

3)新投运的变压器应

产气速率大于10%/月则认为设备有异常。

有投运前的测试数据。

6

GB/T24846-201X

表2（续）

序号项目周期要求说明

1)如电阻相间差在出厂时超

1）投运前过规定，制造厂已说明了这种

2)1年偏差的原因，按要求中2)项执

3)无励磁调行；

压变压器变换2)不同温度下的电阻值按下

1)各相绕组电阻相互间的差别不

分接位置后式换算：

应大于三相平均值的2%；

2绕组直流电阻4)有载调压Tt

2)与以前相同部位测得值比较，其RR2

变压器的分接21Tt

变化不应大于2%。1

开关检修后(在式中R1、R2分别为在温度t1、

所有分接侧)t2时的电阻值；T为计算用常

5)大修后数，铜导线取235。

6)必要时3)无励磁调压变压器应在使

用的分接锁定后测量。

1)采用2500V或5000V兆欧

表；

2)测量前被试绕组应充分放

电；

1)绝缘电阻换算至同一温度下，与3)测量温度以顶层油温为

1投运前前一次测试结果相比应无明显变化；准，尽量使每次测量温度相近；

绕组绝缘电

2)1年2)在10℃～30℃范围内，吸收比一4)尽量在油温低于50℃时测

3阻、吸收比和极

3)大修后般不低于1.3，极化指数不低于1.5，量，不同温度下的绝缘电阻值

化指数

4)必要时绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比一般可按下式换算：

(t1t2)/10

和极化指数可仅作为参考。