【国家标准(GB)】 1000kV交流电气设备预防性试验规程

ICS29.240
中华人民共和国国家标准化指导性技术文件GB/Z24846-2009
1000kV交流电气设备预防性试验规程Preventive test standards of 1 000 kV AC electrical equipments2009-11-30发布
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中国国家标准化管理委员会
2010-05-01实施
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
套管·
绝缘子
绝缘油和六氟化硫气体
金属氧化物避雷器
架空电力线路
13接地装置
附录A（规范性附录）
附录B（规范性附录）
附录C（资料性附录）
附录D（规范性附录）
附录E（资料性附录）
1000kV交流电气设备的额定绝缘水平现场污移度等级
气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法显著性差异分析法
(易受环境影响）测量值的纵横比分析GB/Z24846--2009
GB/Z24846—2009
本指导性技术文件的附录A，附录B和附录D为规范性附录，附录C和附录E为资料性附录。本指导性技术文件由中国电力企业联合会提出。本指导性技术文件由中国电力企业联合会归口。本指导性技术文件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。
本指导性技术文件主要起草单位：中国电力科学研究院。本指导性技术文件参加起草单位：国网运行公司、华北电力科学研究院有限责任公司，湖北省电力试验研究院，山西电力科学研究院，河南电力试验研究院。本指导性技术文件主要起草人：李光范、李金忠、阎春雨、张海燕、邓春、金涛、胡晓岑、阮羚、闫东、韩金华、连建华、张书琦、刘锐、陈隽。GB/Z24846—2009
制定本指导性技术文件，为规范1000kV交流电气设备的预防性试验及判断准则提供技术指导，对保证设备的安全可靠运行具有重要意义。S
1范围
1000kV交流电气设备预防性试验规程GB/Z24846-2009
本指导性技术文件规定了1000kV交流电气设备预防性试验的项目、周期、方法和判断标准。本指导性技术文件适用于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指导性技术文件的引用而成为本指导性技术文件的条款。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指导性技术文件，然而，鼓励根据本指导性技术文件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指导性技术文件。GB/T261闪点的测定宾斯基-马丁闭口杯法（GB/T261-2008，ISO2719：2002，MOD）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，eqvIEC60156：1995）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（GB1094.3一2003，IEC60076-3:2000,MOD)
GB2536变压器油（GB2536—1990，eqvIEC60296：1982）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/T5654一2007，IEC60247:2004,IDT)
石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）（GB/T6541-1986，eqvISO6295：1983）GB/T6541
运行中变压器油水溶性酸测定法GB/T7598
GB/T7600—1987
运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）GB/T7601--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；60298:199060517:1990,MOD)
GB/T11142绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法（GB/T11142一1989，ASTMD2300：1981,NEQ)
GB/T12022
工业六氟化硫（GB/T12022-2006，IEC60376：1971；IEC60376A：1973；IEC60376B: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/T432电力用油中颗粒污染度测量方法DL506一1992六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法DL/T664—1999带电设备红外诊断技术应用导则DL/T703绝缘油中含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1
GB/Z24846—2009
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SH/T0804：2007电器绝缘油腐蚀性硫试验银片试验法ASTMD1275：2003电绝缘油中腐蚀性硫的标准试验方法（standardtestmethodforcorrosivesulfur in electrical insulating oil)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指导性技术文件。3.1.1
preventive test
预防性试验
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
on-line ngnitoing
在线监测
择下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。在不影响设备运行的条进
带电测量
liveine
easurement
对在运行电压青的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。3.1.4
初值initial
指能够代表设
初值可以是出厂试验值交接试验值、早期试验值、设备核心惊始状况的试验值。
部件或主体进行解情
主体变压器
检修之后的首次试验值等。初值差定为：（当前测量值一辉
一韧值初值×100%。
transformer
当1000kV油髪
本体部分。
调压补偿变压器
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regulating and compensating transforme与主体变压器分箱布置的垂器的调压补偿部分。补偿变压器的作用是在串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。3.1.8
test of main transformer
主体变试验
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gas-insulatedmetal-enclosedswitchgear；GIS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。2
复合电器（HGIS）
GIS和散开式高压电器的组合。
本指导性技术文件所用的符号如下：U.—设备额定电压；
U.设备最高电压；
UgmA避雷器直流8mA下的参考电压；tang——介质损耗因数。
4总则
GB/Z24846—2009
4.1本指导性技术文件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，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168h。4.5进行绝缘耐受试验时，应尽量将连在起的各种设备分离开来单独试验（制造广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、tano、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十5℃。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并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。应对套管及接头、油箱壳、油枕、冷却器及其进出口、GIS罐体、高压并联电抗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。4.10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。4.11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。交接试验后一年未投人运行的设备，在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。3
GB/Z24846—2009
4.12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
油中溶解
气体分析
绕组直流
绕组绝缘
电阻、吸收比
和极化指数
1）投运前
2）新装、大修后的
1、2、3、4、7、10、
30天。
3）运行中：1个月
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
要歡求
1）运行设备的油中H.与烃类气
体含量（μL/L）超过下列任何项值时应引起注意：
总烃含量大于150
Hz含量大于150
C.Hz含量大于0.5
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）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）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；Www.bzxZ.net
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20A；
2）如电阻相间差在出厂时
超过规定，制造厂已说明了这
种偏差的源因，按要求中2)项
执行；
3）不同温度下的电阻值按
下式换算
(T+ti）
式中Ri、R2分别为在温度
、tz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，尽量使每次测量的温度
相近；
4）尽量在油温低于50℃时
测量，不同温度下的绝缘电阻
值一般可按下式换算
R2 = R×1. 51~2)/10
式中R1、R2分别为温度t、
t2时的绝缘电阻值；
5）吸收比和极化指数不进
行温度换算
绕组连同
套管的电容
量和tano
电容式套
管的tano和
电容值
绝缘油
交流耐压
铁芯、夹件
绝缘电阻
油中含
油中含
绕组频率
响应分析
绕组直流
泄漏电流
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）1年
2）大修后
3）必要时
见第10章
见第10章
1）投运前
2）大修后
3）必要时
1）投运前
2）1年
3）必要时
表1（续）
1）20C时tan不大于0.006；
2）tan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%
1）与初值相比无显著差别；
2）运行中铁芯接地电流一般不大于300mA
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
直流试验电压
2）与初值相比没有明显变化
GB/Z24846--2009
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，尽量在相近的温度下
试验；
4）尽量在油温低于50℃时
1）用正接法测量
2）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GB1094.3执行
采用2500V兆欧表进行
应读取1min时的泄漏电
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