GB∕T 24846-2018 1000kV交流电气设备预防性试验规程 GB∕T24846-2018 标准压缩包解压密码：www.bzxz.net

ICS29.240
中华人民共和国国家标准
GB/T24846—2018
代替GB/Z24846—2009
1000kV交流电气设备预防性试验规程Preventive test standards of 1 o00 kV AC electrical equipments2018-07-13发布
国家市场监督管理总局
中国国家标准化管理委员会
2019-02-01实施
GB/T24846—2018
规范性引用文件
术语和定义、符号.
电力变压器及电抗器
互感器
开关设备
绝缘子
绝缘油和六氟化硫气体
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
附录A（规范性附录）显著性差异分析法目
附录B（资料性附录）（易受环境影响）测量值的纵横比分析附录C（规范性附录）1000kV交流电气设备的额定绝缘水平，附录D（规范性附录）现场污移度等级…16
本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草。GB/T24846—2018
本标准代替GB/Z24846—2009《1000kV交流电气设备预防性试验规程》，与GB/Z24846—2009相比主要变化如下：
增加了术语和定义*初值差”和\固定串联电容器补偿装置”（见3.1.5和3.1.13）；增加了“固定串联电容器补偿装置”章节（见第12章）；修改了“总则”“电力变压器及电抗器”“开关设备”“绝缘子”“绝缘油和六氟化硫气体”和“金属氧化物避雷器”章节部分试验项目、周期和要求（见第4章、5.1、5.2、5.3、7.19.2、第10章和11.1，2009年版的第4章、5.1、5.2、5.3、7.1、9.2、第10章和11.1)；删除了“气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法”（见2009年版的附录C)。本标准由中国电力企业联合会提出本标准由全国特高压交流输电标准化技术委员会（SAC/TC569）归口。本标准起草单位：国家电网公司、中国电力科学研究院有限公司、国网运行分公司、国网冀北电力科学研究院、国网山西省电力公司、国网河南省电力公司、国网湖北省电力有限公司、国网上海市电力公司、国网福建省电力有限公司、国网山东省电力公司本标准主要起草人：李金忠，孙岗、刘雪丽，邓春张书琦、高飞、陕华平、寇晓适、王健一郭锐、陈玉峰辜超、付晨钊、连建华、金涛、林一泓、赵志刚、吴超、蔡巍。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：GB/2248462009
1范围
1000kV交流电气设备预防性试验规程GB/T24846—2018
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。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，仅注甘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。GB/T261闪点的测定法宾斯基-马丁闭口闪点杯法GB/T264石油产品酸值测定法
绝缘油击穿电压测定法
GB/T507
GB/T 511
石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB/T1094.3
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GB2536
电工流体变压器和开关用未使用过的矿物绝缘油GB/T5654
GB/T6541
GB/T7598
GB/T7600
GB/T11023
GB/T 11142
GB/T12022
DL/T345
DL/T376
DL/T423
DL/T432
DL/T506
DL/T626
DL/T664
DL/T703
DL/T864
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石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）运行中变压器油水溶性酸测定法运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法（库仑法）高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法工业六氟化硫
带电设备紫外诊断技术应用导则复合绝缘子用硅橡胶绝缘材料通用技术条件绝缘油中含气量测定方法真空压差法电力用油中颗粒污染度测量方法六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法劣化盘形悬式绝缘子检测规程
带电设备红外诊断应用规范
绝缘油中含气量的气相色谱测定法标称电压高于1000V交流架空线路复合绝缘子使用导则六氟化硫气体酸度测定法
DL/T9162
DL/T917
DL/T918
DL/T919
六氟化硫气体密度测定法
六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱测定法）六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法DL/T920
2015油浸式变压器测温装置现场校准规范DL/T1400
SH/T 0804
电器绝缘油腐蚀性硫试验
银片试验法
GB/T24846—2018
IEC/TS60815-2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(Selectionanddimensioning of high-voltage insulators intended foruse in polluted condi-tions-Part 2: Ceramic and glass insulators for a.c. systems)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文件。3.1.1
预防性试验
preventive test
为了发现运行设备的隐患，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
Jon-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
带电检测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initial value
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解体检修后的首次试验值等3.1.5
初值差initial valuedifference当前测量值与初值的差值除以初值，结果用百分数表示。3.1.6
main transforme
主体变压器
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。
调压补偿变压器
voltage regulating and compensating transformer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。
整体试验
integral test
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。3.1.9
test of main transformer
主体变试验
单独对主体变压器进行的试验。3.1.10
调压补偿变试验
test of voltage regulating and compensating transformer单独对调压补偿变压器进行的试验。2
气体绝缘金属封闭开关设备gas-insulatedmetal-enclosed switchgear；GISGB/T24846—2018
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。3.1.12
复合电器hybrid gas insulated switchgearHGISGIS和散开式高压电器的组合。
固定串联电容器补偿装置fixed seriescapacitorinstallation；FSc将电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等辅助设备组成的装置，简称固定串补。3.2符号
下列符号适用于本文件。
U.设备额定电压；
U设备最高电压；
UsmA—避雷器直流8mA下的参考电压；tano介质损耗因数。
4总则
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。
4.2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，对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，同一制造商、同型、同批设备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A，受环境条件影响的试验结果的显著性差异分析参考附录B。4.4工频交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其他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C的规定。4.5油浸式电气设备的绝缘耐受试验，应在真空注油和热油循环后，静置足够的时间进行。1000kV充油电气设备的静置时间不应少于120h；有绝缘件更换，则按制造商规定执行。4.6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连在一起进行试验。对试验电压不同的设备，在单独试验有困难时，也可连在一起进行试验，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。4.7在进行与温度和湿度有关的试验（如测量直流电阻，绝缘电阻、tans、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十5℃，相对湿度不宜高于80%。
4.8在进行直流高压试验时，应施加负极性电压。4.9有条件进行带电检测或在线监测的设备应积极开展带电检测或在线监测，当带电检测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，采用带电检测或在线监测技术能达3
GB/T24846—2018
到停电试验的效果，可以延长停电试验周期4.101000kV交流电气设备红外测温工作应每月进行一次。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。4.111000kV交流电气设备紫外电晕检测工作应每6个月进行一次。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。4.12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。4.13交接试验后6个月未投人运行的设备，在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前周期内容。4.14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
主体变压器
主体变试验项目，周期和要求应符合表1的规定表1主体变压器试验项目、周期和要求序号
油中溶解气
体分析
绕组直流
1）投运前；
2）新装、大修后的
1天、2天、3天、
4天、7天、
10天、30天；
3）运行中：3个月：
4）必要时
1）投运前；
2）1年；
3）大修后；
4）必要时
1）运行设备的油中H与烃类气体含量(μuL/L)超过下列任何一项值时应引起注意：
总烃含量：150；
H含量：150；
CHa含量：1
2）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d，或相对产气速率大于
10%/月则认为设备有异常
1）各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；
2）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意
1）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析：
2）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断：
3）新投运的变压器应有投运前的测试数据
1）高压绕组测量电流不大于5A，低压绕组测量电流不大于
2）在直阻测量后宜进行铁心
去磁；
3）不同温度下的电阻值按下式
式中：R1、R2分别为在温度t1
(℃）、t（℃）时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235
绕组绝缘电
阻、吸收比
和极化指数
绕组连同套
管的电容量
和tand
电容式套管
的tano和
电容值
绝缘油试验
交流耐压
铁心-地、夹
件地及铁
心夹件的
绝缘电阻
1）投运前；
2）1年，
3）大修后；
4）必要时
1）投运前；
2）1年；
3）大修后；
4）必要时
1）投运前；
2）1年；
3）大修后；
4）必要时
1）投运前；
2）1年；
3）大修后：
4）必要时
1)投运前；
2）大修后；
3）必要时
1）投运前：
2）1年；
3）大修后：
4）必要时
表1（续）
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与初值相比应无明显变化：
2）在10℃～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3.极化指数不低于1.5，绝缘电阻大于10000MQ时，吸收比和极化指数可仅作为参考
1)20℃时，tan0.006；
2）tano值和电容量与初值比较不应有显著变化；
3）试验电压10kV
见第8章
见第10章
耐压值：出厂试验值的80%
与初值相比无显著差别
GB/T24846—2018
1）采用5000V兆欧表进行测量；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，使每次测量的温度相近：
4）在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按
下式换算
R2=RIX1.51-*2/10
式中Ri.R分别为温度tit2
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tan的要求值相同：
3）测量温度以顶层油温为准，在相近的温度下试验；
4）在油温低于50℃时测量；
5）不同温度下的tan值一般可按下式换算tand=tandX
1.32-1/式中tangi,tang2
分别为温度tvt2时的tano值
1）用正接法测量；
2）测量时记录环境温度及变压器顶层油温
工频耐压时间1min，倍频感应电压按GB/T1094.3执行
1）采用2500V兆欧表进行测量
绝缘电阻：
2）运行中铁心及夹件接地电流
般不大于300mA。因变压器
结构原因造成接地电流超过
300mA的，应进行说明
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油中水含量
油中含气量
绕组频率响
应分析
绕组直流泄
漏电流
绕组电压比
空载电流和
空载损耗
短路阻抗
绕组连同套
管局部放电
测温装置及
其二次回路
气体继电器
及其二次回
路试验
见第10章
见第10章
1）大修后：
2）必要时
必要时
1）大修后；
2）必要时
1）大修后；
2）必要时
1）大修后；
2）必要时
1）大修后；
2）必要时
1）3年；
2）大修后；
3）必要时
1）1年（二次回
路)；
2）3年（气体继电
器）：
3）大修后；
4）必要时
表1（续）
与历史测试结果比较无明显变化1）试验电压一般如下：
绕组额定
电压/kv
直流试验
电压/kv
2）与初值相比没有明显变化
允许偏差为土0.5%
测量结果与上次相比，不应有明显差异初值差不超过土3%
在线端电压为1.3U.//3时，放电量一般为：
高压绕组≤300pC；
中压绕组≤300pC;
低压绕组≤500pC
1）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符；
2）绕组温度计环境温度影响量快速试验；
3）绝缘电阻一般不低于1MQ
1）整定值符合运行规程要求，动作正确；
2）绝缘电阻一般不低于1MQ
必要时包含遣受额定短路电流的60%及以上的冲击后等情况
应读取1min时的泄漏电流值
每次测量时，变压器外部接线状态应相同
试验应在额定电压下进行
试验电流可用额定值或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较
1）试验方法符合GB/T1094.3的
规定：
2）预加电压为1.5Um//3，测量电压为1.3Um//3；
3）预加电压时间应进行频率换算1）绕组温度计环境温度影响量快速试验按照DL/T1400—2015
中6.6进行试验；
2）采用2500V兆欧表测量绝缘
采用2500V兆欧表测量绝缘
压力释放阀
整体密封
冷却装置及
其二次回路
检查试验
潜油泵绕组
的绝缘电阻
套管式电流
互感器绝缘
油中糠醛
绝缘纸（板）
聚合度
绝缘纸（板）
含水量
局部放电带
电测量（高
频、特高频、
超声）
1）大修后；
2）必要时
1）大修后；
2）必要时
1）投运前：
表1（续）
动作值与铭牌值相差应在士10%范围内或按制造厂规定
在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏
2）1年（二次回
1）投运后，流向、温升和声响正常，无路）；bzxZ.net
3）大修后；
4）必要时
必要时
1）大修后；
2）必要时
必要时
必要时
必要时
必要时
渗漏；
2）绝缘电阻一般不低于1Mn
见表5
1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
年限/年
糠醛量
5~1010~1515~20
2）跟踪检测时，注意增长率；
3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重
当聚合度小于250时，应引起注意含水量（质量分数）一般不大于1%无典型放电图谱
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试验时带冷却器，在压力释放装置锁死的情况下进行
采用2500V兆欧表测量绝缘
采用500V兆欧表测量绝缘电阻
建议在以下情况进行：
1）油中气体总烃超标或CO.CO
过高：
2）投运3年～5年后：
3）需了解绝缘老化情况
试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克
可用所测绕组的tana值推算或取纸样直接测量
在其他手段发现异常时可用于辅助诊断
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调压补偿变压器
调压补偿变压器试验项目、周期和要求应符合表2的规定。表2
油中溶解气体
绕组直流电阻
绕组绝缘电阻
吸收比和极化
1）投运前；
调压补偿变试验项目、周期和要求要求
1）运行设备的油中Hz与烃类气体含量(μL/L)超过下列任何一项值时应引2）新装、大修后的
1天、2天，3天
4天、7天、
10天、30天；
3）运行中：3个月；
4）必要时
1）投运前；
2）1年；
3）无励磁调压变压
器变换分接位
置后；
4）变压器的有载分
接开关检修后
（在所有分接
侧）：
5）大修后；
6）必要时
1）投运前；
2）1年；
3）大修后；
4）必要时
起注意：
总烃含量>150
H2含量>150
CH含量>1，
2）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d（开放式）和12mL/d（密封式），或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常
1）各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；
2）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化；2）在10℃～30℃范围内，吸收比一般
不低于1.3，极化指数不低于1.5，绝缘电阻大于10000M2时，吸收比和极化指数可仅作为参考
1）溶解气体组分含量有增长
趋势时，可结合产气速率
判断，必要时缩短周期进
行追踪分析：
2）总烃含量低的设备不宜采
用相对产气速率进行
判断：
3）新投运的变压器应有投运
前的测试数据
1）如电阻相间差在出厂时超
过规定，制造厂已说明了
这种偏差的原因，按要求
中2)项执行；
2）不同温度下的电阻值按下
式换算：
R:=R(F+)
式中R1Rz分别为在温度
ti、ta时的电阻值；T为计
算用常数，铜导线取235：
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
兆欧表测量；
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，使每次测量温度相近；
4）在油温低于50℃时测量，
不同温度下的绝缘电阻值
一般可按下式换算：
R2=RX1.5f1-2/10
式中R1R分别为温度
t1、t:时的绝缘电阻值；
5）吸收比和极化指数不进行
温度换算
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