1000kV 交流电气设备预防性试验规程 · iec 60815-2...

ICS 29.240

F 24

中华人民共和国国家标准

GB/T 24846—201X

1000kV 交流电气设备预防性试验规程

Preventive test standards of 1000kV AC electrical equipments

（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/T 24846-201X

GB/T 24846-201X

目次

前言 ............................................................................... Ⅰ

1 范围 ............................................................................... 1

2 规范性引用文件 ..................................................................... 1

3 术语和定义、符号 ................................................................... 2

4 总则 ............................................................................... 2

5 电力变压器及电抗器 ................................................................. 3

6 互感器 ............................................................................ 13

7 开关设备 .......................................................................... 14

8 套管 .............................................................................. 17

9 绝缘子 ............................................................................ 17

10 绝缘油和六氟化硫气体 ............................................................. 19

11 金属氧化物避雷器 ................................................................. 21

12 固定串联电容器补偿装置 ........................................................... 22

13 架空电力线路 ..................................................................... 26

14 接地装置 ......................................................................... 27

附录 A （规范性附录）1000kV交流电气设备的额定绝缘水平 ............................... 28

附录 B （规范性附录）现场污秽度等级 .................................................. 29

附录 C （资料性附录）气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法 ............................ 30

附录 D （规范性附录）显著性差异分析法 ................................................ 31

附录 E （规范性附录）(易受环境影响)测量值的纵横比分析 ................................ 32

GB/T 24846 -201X

Ⅰ

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/Z 24846-2009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/Z 24846 修改为 GB/T 24846；

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：

GB/T 24846-201X

1

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/T 261 石油产品闪点测定法

GB/T 264 石油产品酸值测定法

GB/T 507 绝缘油击穿电压测定法（GB/T 507-2002，eqvIEC156:1995）

GB/T 511 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）

GB 1094.3 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,）

IEC 60076 –3:2000,MOD）

GB 2536 电工流体变压器和开关用未使用过的矿物绝缘油(GB 2536-2011,IEC 60296:2033，MOD)

GB/T 5654 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/T 5654–2007,

IEC60247:2004,IDT)

GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)(GB/T 6541-1986,eqvISO 6295:1983)

GB/T 7598 运行中变压器油水溶性酸测定法

GB 7600-1987 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)

GB 7601-2008 运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)

GB/T 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法（GB/T 11023-1989，IEC 60056：1987；

60298:1990;60517:1990,MOD）

GB/T 11142–1989 绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法

GB 12022 工业六氟化硫(GB/T 12022-2006,IEC 376:1971;IEC 376A:1973;IEC 376B:1974,MOD)

GB/T 16434 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/T 345 带电设备紫外诊断技术应用导则

DL/T 432 电力用油中颗粒污染度测量方法

DL/T 506 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法

DL/T 626 劣化盘形悬式绝缘子检测规程

DL/T 664 带电设备红外诊断技术应用导则

DL/T 703 绝缘油中寒气量的气相色谱测定法

DL/T 916 六氟化硫气体酸度测定法

DL/T 917 六氟化硫气体密度测定法

DL/T 918 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法

DL/T 919 六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱测定法）

DL/T 920 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法

DL/T 1400 油浸式变压器测温装置现场校准规范

IEC 60815-2 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（Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted

conditions -- Part 2: Ceramic and glass insulators for a.c. systems）

SD 306:1989 六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）

DIN 51353:1985 绝缘油检验、对腐蚀性硫的检验、银带检验

GB/T 24846 -201X

2

SH/T 0804:2007 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 preventive test

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-line monitoring

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 live line measurement

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

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 main transformer

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 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。

3.1.7

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

主体变试验 test of main transformer

单独对主体变压器进行的试验。

3.1.9

调压补偿变试验 test of voltage regulating and compensating transformer

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-insulated metal-enclosed switchgear

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

GB/T 24846-201X

3

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。

4.9 1000kV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/T 664执行。

4.10 1000kV 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/T 345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

油中溶解

气体分析

1）投运前

2)新装、大修

后的 1、2、3、4、

7、10、30 天。

3)运行中：3 个

月

4)必要时

1)运行设备的油中 H2与烃类气体含量(μL/L)

总烃含量：150

H2含量：150

C2H2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)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。

GB/T 24846 -201X

4

表 1（续）

2

绕组直

流电阻

1）投运前

2) 1 年

3)大修后

4)必要时

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)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

行铁心去磁;

3)不同温度下的电阻

值按下式换算

1

212

tT

tTRR

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。

3

绕组绝

缘电阻、

吸收比和

极化指数

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

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 10000

MΩ

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 10/)(

12215.1

ttRR

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。

4

绕组连

同套管的

电容量和

tanδ

1）投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

1)20℃时，tanδ≤0.006；

2)tanδ值和电容量与初值比较不应有显著变

化；

3)试验电压 10kV。

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；


温为准，尽量在相近的温

度下试验；

4)尽量在油温低于

50℃时测量。

5）不同温度下的 tgδ

值一般可按下式换算2 1( )/10

2 1 1.3t ttg tg

，式

中 tgδ1、tgδ2分别为温

度 t1、t2时的 tgδ 值。

5

电容式

套管的

tan δ 和

电容值

1）投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

见第 8 章。

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。

6 绝缘油

试验

1）投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

见第 10 章。

7 交流耐

压试验

1）投运前

2)大修后

3)必要时

耐压值：出厂试验值的 80%。

工频耐压时间 1min,倍

频感应电压按 GB 1094.3

执行。

GB/T 24846-201X

5

表 1（续）

序号项目周期要求说明

8

铁心、

夹件绝缘

电阻

1)1 年

2)大修后

3)必要时

1)与初值相比无显著差别；

采用 2500V 兆欧表进

行测量。

运行中铁心及夹件接

地电流一般不大于

300mA。因变压器结构原

因造成接地电流超过

300mA 的，应进行说明。

9 油中含

水量

见第 10 章。

10

油中含

气量

见第 10 章。

11

绕组频

率响应分

析

1）投运前

2）大修后

3）必要时

与历史测试结果比较无明显变化。必要时指短路后等情

况。

12

绕组直

流泄漏电

流

1)投运前

2)必要时

1)试验电压一般如下：

应读取 1min 时的泄漏

电流值。

绕组额定电压

kV 110 500 1000

直流试验电压

kV 40 60 60

2)与初值相比没有明显变化。

13 绕组电

压比

1)大修后

2)必要时允许偏差为±0.5%，

每次测量时，变压器外

部接线状态应相同；

14

空载电

流和空载

损耗

1) 大修后

2)必要时

测量结果与上次相比，不应有明显差异；

试验应在额定电压下

进行。

15 短路阻

抗

1)大修后

2)必要时初值差不超过±3%。

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)。

16

绕组连

同套管局

部放电测

量

1)大修后

2)必要时

在线端电压为 3/3.1m

U 时，放电量一般为：

高压绕组≤300pC；

中压绕组≤300pC；

低压绕组≤500pC。

1) 试验方法符合

GB1094.3 的规定；

2) 预加电压为

3/5.1m

U ，测量电压为

3/3.1m

U ；

3) 预加电压时间应进

行频率换算。

17

测温装

置及其二

次回路试

验

1)3 年

2)大修后

3)必要时

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 1MΩ。

1）绕组温度计环境温

度影响量快速试验按照

DL/T 1400-2015 中 6.6

条款进行试验；

2）测量绝缘电阻采用

2500V 兆欧表。

18

气体继

电器及其

二次回路

试验

1)1 年(二次回

路)

2）3 年（气体

继电器）

3)大修后

4)必要时

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 1MΩ。

测量绝缘电阻采用

2500V 兆欧表。

GB/T 24846 -201X

6

表 1（续）序号项目周期要求说明

19

压力释

放阀校验

1)大修后

2）必要时

动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按

制造厂规定。

20

整体密

封检查

大修后

在油枕顶部施加 0.035MPa 压力，试验持续时

间 24h 无渗漏。

试验时带冷却器，在压

力释放装置锁死的情况下

进行。

21

冷却装

置及其二

次回路检

查试验

1)投运前

2)1 年(二次回

路)

3)大修后

4)必要时

1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏；


采用 2500V 兆欧表测量

绝缘电阻。

22

套管式

电流互感

器绝缘试

验

1)大修后

2)必要时

见表 5。

23

油中糠

醛含量

必要时

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：

1)油中气体总烃超标或

CO、CO2过高；

2)投运 3～5 年后；

3)需了解绝缘老化情

况。

运行

年限

1～5 5～10 10～15 15～20

糠醛量

mg/L

0.1 0.2 0.4 0.75

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。

24

绝缘纸

(板)聚合

度

必要时当聚合度小于 250 时，应引起注意。

1)试样可取引线上绝缘

纸、垫块、绝缘纸板等数

克；

25

绝缘纸

(板)含水

量

必要时含水量(质量分数)一般不大于 1%。

可用所测绕组的 tanδ

值推算或取纸样直接测

量。

27 特高频

局放必要时无典型放电图谱

在其它手段发现异常时

可用于辅助诊断

28 超声波

局放必要时无典型放电图谱

在其它手段发现异常时

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

油中溶解气体

分析

1）投运前

2)新装、大修

后的 1、2、3、4、

7、10、30 天。

3)运行中：3

个月

4)必要时

1)运行设备的油中 H2 与烃类气体含量

(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注

总烃含量＞150；

H2含量＞150；

C2H2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。


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；



进行判断；

3)新投运的变压器应


GB/T 24846-201X

7

表 2（续）


2 绕组直流电阻

1）投运前

2) 1 年

3)无励磁调

压变压器变换

分接位置后

4)有载调压

变压器的分接

开关检修后(在

所有分接侧)

5)大修后

6)必要时

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)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：

1

212

tT

tTRR

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。

3)无励磁调压变压器应在使

用的分接锁定后测量。

3

绕组绝缘电

阻、吸收比和极

化指数

1 投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

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 10000 MΩ 时，吸收比

和极化指数可仅作为参考。

1)采用 2500V 或 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： 10/)(

12215.1

ttRR

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。

4

绕组连同套管

的电容量和 tan

δ

1）投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

1)20℃时，tanδ≤0.006；

2)tanδ值和电容量与历年的数值

比较不应有显著变化；


1)非被试绕组应接地或屏

蔽；

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。

5 电容式套管的

tanδ和电容值

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

见第 8 章。


2)测量时记录环境温度及变

压器顶层油温。

6 绝缘油试验

1)1 年

2)大修后

3)必要时

见第 10 章。

7 交流耐压试验 1)大修后

2)必要时耐压值：出厂试验电压的 80%。

可采用倍频电源，并按

GB1094.3 进行频率时间换算。

8

铁心、夹件绝

缘电阻

1)1 年

2)大修后

3)必要时

与以前测试结果相比无显著差别。

采用 2500V兆欧表进行测量。

运行中铁心、夹件接地电流一

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。

9 油中含水量见第 10 章

GB/T 24846 -201X

8


10 油中含气量见第 10 章

11 绕组直流泄漏

电流

1）投运前

2)必要时

1)试验电压一般如下：

应读取 1min时的泄漏

电流值。

绕组额定

电压 kV 35 及以下 110

直流试验

电压 kV 20 40

2) 与初值相比没有明显变化。

12 绕组所有分接的

电压比

1)分接开关

引线拆装后

2)大修后

3)必要时

1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不

应有显著差别，且符合规律；

2)额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其

它分接的电压比应不得超过±1%。

13 变压器极性 1）大修后

2）必要时

必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相

一致。在整体试验时进行。

14 空载电流和空

载损耗

1)大修后

2)必要时与前次试验值相比，无明显变化。

试验应在额定电压下

进行。

15 短路阻抗 1)大修后

2)必要时与前次试验值相比，无明显变化。

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)。

16 绕组连同套管

的局部放电测量

1)大修后

2)必要时

在线端电压为时 173kV 和 150kV，放电量

一般为：110kV 绕组端不大于 500pC。

1) 试验方法符合

GB1094.3 的规定或协商

确定；

3)预加电压时间应进

行频率换算。

17 测温装置及其

二次回路试验

1)3 年

2)大修后

3)必要时

1）密封良好，指示正确，测温电阻值应和

出厂值相符；



2500V 兆欧表。

18 气体继电器及

其二次回路试验

1)1 年(二次

回路)

2）3 年（气

体继电器）

3)大修后

4)必要时

1）整定值符合运行规程要求，动作正确；



2500V 兆欧表。

19 压力释放器校

验

必要时

动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或

按制造厂规定。

20 整体密封检查大修后

在油枕顶部施加 0.035MPa 压力，试验持续

时间 24h 无渗漏。

试验时带冷却器，在

压力释放装置锁死的情

况下进行。

21

冷却装置及其

二次回路检查试

验

1)投运前

2)1 年(二次

回路)

3)大修后

4)必要时

1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗

漏；

2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂

规定；



2500V 兆欧表。

22 套管式电流互

感器绝缘试验

1)大修后

2)必要时

见表 5。

采用 2500V 兆欧表进

行测量。

GB/T 24846-201X

9


23

有载调压装置的

试验和检查

1)储油柜、呼吸

器和油位指示器检

查。

2）在线滤油机检

查，加热器检查。

3)电动机构箱检

查。

4)检查记录动作

次数。

5）如有可能，检

查电机和计数器的

功能。

1)1 年或按

制造厂要求

1)储油柜、呼吸器和油位指示器应按其技术

条件要求检查。

2) 在线滤油机应按其文件要求检查滤芯。

3）打开电动机构箱，检查是否有任何松动、

生锈；检查加热器是否正常。

4）记录动作次数是否正确。

5）电动机、位置指示器、计数器等工作正

常,符合制造厂的技术要求。

6）电动和远方

操作。

7）检查紧急停

止功能以及限位装

置。

8）测量切换时

间和过渡电阻。

9）绝缘油试验。

2）3 年

6）在手摇操作正常的情况下，就地电动和

远方各进行一个循环操作，无异常。

7）紧急停止功能以及限位装置是否正常运

行。

8）在绕组电阻测试之前检查动作特性，测

量切换时间；有条件时测量过渡电阻，电阻值

的初值差不超过±10%。

9）绝缘油击穿电压不低于 30kV，如装备在

线滤油机，绝缘油击穿电压不低于 40kV；不满

足要求时，需要对绝缘油进行过滤处理，或者

换油。

无励磁分接开关试

验和检查：

1）操作循环试

验。

2）检查电动机

构。

1 年

1）进行一个操作循环的无励磁操作，擦洗

触头表面。

2）检查电动机构与变压器断路器之间的互

锁是否可靠。

24 油中糠醛含量必要时


需跟踪检测：

建议在以下情况进

行：

1)油中气体总烃超标

或 CO、CO2过高；


况。

运行

年限

1～5 5～10 10～15 15～20

糠醛

量

mg/L

0.1 0.2 0.4 0.75



较严重。

25 绝缘纸(板)聚合

度必要时当聚合度小于 250 时，应引起注意。

1)试样可取引线上绝

缘纸、垫块、绝缘纸板

等数克；

2)对运行时间较长的

变压器尽量利用吊检的

机会取样。

26 绝缘纸(板)含水

量必要时含水量(质量分数)一般不大于 2%。 26

GB/T 24846 -201X

10

5.2 变压器整体试验

变压器整体试验的试验项目试验项目、周期和要求见表 3。

表 3 整体（主体变+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 电压比

测量

1)分接开关

引线拆装后

2)大修后

3)必要时

1)各相应分接头的电压比与铭牌值相比，不应有

显著差别，且符合规律；

2)额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接

的电压比不应超过±1%。

在直阻测量前后须进

行铁心去磁。

2 变压器

极性大修后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。

3

全电压

下空载合

闸

大修后

1)全部更换绕组，空载合闸 5次，每次间隔 5min；

2)部分更换绕组，空载合闸 3次，每次间隔 5min。

1)在额定分接上进

行；

2)由变压器高压或中

压侧加压。

注：如果条件允许，可对整体变进行局放试验，代替主变和调补变的局放试验。

5.4 1000kV电抗器（含中性点小电抗）

1000kV电抗器试验项目、周期和要求见表 4。

表 4 1000kV电抗器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

油中溶

解气体分

析

1）投运前

2)新装、大修

后的 1、2、3、4、

7、10、30 天。

3)运行中：3

个月

4)必要时

1)运行设备的油中 H2 与烃类气体含量(μL/L)

超过下列任何一项值时应引起

总烃含量＞150；

H2含量＞150；

C2H2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。


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；



进行判断；

3)新投运的电抗器应


2

绕组直

流电阻

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

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)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

1

212

tT

tTRR

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。

3

绕组绝

缘电阻、

吸收比和

极化指数

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

1)绝缘电阻与上一次试验结果相比应无明显变

化，一般不低于上次值的 70%；（10000 MΩ以上

可不考核）；

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 10000 M

Ω 时，吸收比和极化指数可仅作为参考。

1)采用 5000V兆欧表；

2)测量前被试绕组应

充分放电；


温为准，尽量使每次测

量温度相近；

GB/T 24846-201X

11


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： 10/)(

12215.1

ttRR

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。

4

绕组连

同套管的

tanδ

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

1)20℃时，tanδ≤0.006；

2)tanδ值与历年的数值比较不应有显著变

化(一般≤30%)；


1)测量温度以顶层油温

为准，尽量使每次测量的

温度相近；

2)尽量在油温低于 50℃

时测量。

5

电容式

套管的 tan

δ和电容

值

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

见第 8 章。


2)测量时记录环境温度

及电抗器顶层油温。

6 绝缘

油试验

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

见第 10 章。

7 交流耐

压试验

1)大修后

2)必要时试验电压为出厂试验电压的 80%。

仅对中性点进行可采用倍

频电源并按 GB1094.3 进

行频率时间换算。

8

铁心、夹

件绝缘电

阻

1)1 年

2)大修后

3)必要时

1)与以前测试结果相比无显著差别；

2)运行中铁芯接地电流一般≤0.1A。

采用 2500V 兆欧表进行

测量。

9 油中含

水量见第 10 章。

10 油中含

气量见第 10 章。

11

绕组直

流泄漏电

流

1)1 年

2）大修后

3)必要时

1)直流试验电压 60kV；

2) 与初值相比没有明显变化。

应读取 1min 时的泄漏电

流值。

12

测温装

置及其二

次回路试

验

1)1 年

2)大修后

3)必要时

1）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出

厂值相符；



2500V 兆欧表。

13

气体继

电器及其

二次回路

试验

1)1 年(二次

回路)

2）3 年（气

体继电器）

3)大修后

4)必要时

1）整定值符合运行规程要求，动作正确；



测量。

14 压力释

放阀校验必要时

动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或


15 整体密

封检查大修后

在油枕顶部施加 0.035MPa 压力，试验持续

时间 24h 无渗漏。

试验时带冷却器，在压

力释放装置锁死的情况下

进行。

GB/T 24846 -201X

12


16

冷却

装置及

其二次

回路检

查试验

1)投运前

2)1 年(二次回

路)

3)大修后

4)必要时

1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏；



测量。

17

套管

式电流

互感器

试验

1)大修后

2)必要时见表 5。

18

油中

糠醛含

量

必要时


需跟踪检测：建议在以下情况进行：

1)油中气体总烃超标或

CO、CO2过高；

2)1000kV 电抗器投运

3～5 年后；


况。

运行

年限

1～5 5～10 10～15 15～20

糠醛量

mg/L

0.1 0.2 0.4 0.75



较严重。

19

绝缘

纸 (板 )

聚合度

必要时当聚合度小于 250 时，应引起注意。

1)试样可取引线上绝缘

纸、垫块、绝缘纸板等数

克；

2)对运行时间较长的电

抗器尽量利用吊检或进入

检查的机会取样；

20

绝缘

纸 (板 )

含水量

必要时含水量(质量分数)一般不大于 1%。

可用所测绕组的 tanδ

值推算或取纸样直接测

量。

21 振动必要时峰-峰值不超过 100μm。

22 噪声必要时与初值相比无明显变化。

23

中性点

小电抗

绕组对

地的绝

缘电阻

1)1 年

2)大修后＞1000MΩ。

24

中性点

小电抗

绕组各

抽头的

直流电

阻

1)1 年

2)必要时与出厂值相差不超出±2%范围。换算到 75℃。

25

中性点

小电抗

交流耐

压试验

1）大修后

2）必要时耐压值：出厂试验电压的 80%。

26

中性点

小电抗

绝缘油

击穿电

压

1)1 年

2)大修后

3)必要时

＞40kV。

GB/T 24846-201X

13

6 互感器

6.1 GIS用电流互感器和套管式电流互感器

GIS用电流互感器和套管式电流互感器的试验项目、周期和要求见表 5。

表 5 GIS 用电流互感器和套管式电流互感器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 二次绕组

的绝缘电阻

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

二次绕组间及对地（外壳）的绝缘电阻不

小于 1000MΩ。

1)用 2500V 兆欧表进行

测量；

2)测量时非被试绕组、外

壳应接地。

2 变比和极

性检查

1)大修后

2)必要时与铭牌标志相符

更换绕组后应测量比值

差和相位差。

3

保护绕组

伏安特性测

量

1)大修后

2)必要时

与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的

特性曲线相比较，应无明显差别，拐点电压

相差不超过 30%

在继电保护有要求时进

行。

5 二次绕组

直流电阻

1）投运前

2)大修后

3)必要时

与初值比较，变化不应大于 2％。

6

二次绕组

交流耐压试

验

必要时试验电压 2000V。

6.2 电容式电压互感器

电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表 6。

表 6 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

电磁单元

一、二次绕

组直流电阻

1)投运前

2)大修后

3)必要时

与初值比较，应无明显差别。

2 电磁单元

的绝缘电阻

1)投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时

1）一次绕组对二次绕组及地应大于 1000M

Ω。

2）二次绕组之间及对地应大于 1000MΩ。

采用 2500V兆欧表进行测

量。

3

电磁单元

的绕组联接

组别、极性

和变比检查

1)大修后

2)必要时与铭牌标志相符。

4

中间变压

器的交流耐

压

1)大修后

2)必要时试验电压为出厂试验电压的 80%。

6 阻尼器检

查

1)大修后

2)必要时

1)阻尼器对地的绝缘电阻应大于 1000MΩ；

2)阻尼器的特性要求（阻尼电阻、电感参

数）和检测方法按制造厂的规定进行。

1)用 2500V 兆欧表进行

测量

2)电容式电压互感器在

投入前应检查阻尼器已接

入规定的二次绕组的端子。

7 电容器极

间绝缘电阻

1)投运前

2)1 年

3)必要时

在常温下的绝缘电阻应不低于 10000MΩ。用 5000V 兆欧表进行测

量。

GB/T 24846 -201X

14


8

电容分压器

低压端对地

绝缘电阻

1)投运前

2)1 年在常温下的绝缘电阻应大于 1000MΩ。

1)用 2500 兆欧表进行测

量；

2)低压端指“N”或“E”

或“δ”等。

9 电容值

1)投运前

2)1 年

3)极间耐压

前后

4)必要时

1) 电容值与初值比较变化量不大于±2%；

2)一相中任两节实测电容值差不应超过

5%。

1）上节电容器测量电压

10 kV，中压电容的试验电

压按制造厂要求进行；

2)一相中任两节实测电

容值之差是指实测电容之

比值与这两单元额定电压

之比值倒数之差；

3）电容式电压互感器的

电容分压器的电容值与出

厂值相差超出±2%范围时，

或电容分压比与出厂试验

实测分压比相差超过 2%时，

应进行准确度校验。

10 tanδ

1)投运前

2)1 年

3)极间耐压

前后

4)必要时

膜纸复合绝缘≤0.002。

11

电容分压

器的交流耐

压和局部放

电测量

必要时

1）交流耐压试验电压应为出厂试验电压值

的 75%；

2）当电压升至耐压试验电压 1min 后，降

至 1.2×Um/ 3 保持 1min，局部放电量不大

于 10pC。

分压电容器的试验，可分

别对每节电容器进行交流

耐压试验。

12

保护间隙

（或避雷

器）工频放

电动作试验

必要时保护间隙（或避雷器）的工频放电动作电

压不应大于 2000V 或与出厂试验值相同。

指电容分压器低压端子

与接地端子间的保护间隙

（或避雷器）。

13

电磁单元

绝缘油中溶

解气体分析

1)大修时

2)必要时

运行设备的油中 H2 与烃类气体含量(μ

L/L)超过下列任何一项值时应引起注意：

总烃含量：150；

H2含量：150；

C2H2含量：5。

14

电磁单元

绝缘油中含

水量

1)大修时

2)必要时油中含水量不应大于 20mg/L；

7 开关设备

7.1 GIS（HGIS）

GIS（HGIS）的试验项目、周期和要求见表 7。

表 7 GIS（HGIS）的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

SF6 气体

的湿度

1 年

1)断路器灭弧室气室：

大修后≤ 150μL/L；

运行中≤ 300μL/L 。

2) 其他气室：

大修后≤ 250μL/L；

运行中≤ 500μL/L。

2

SF6 气体

泄漏试验

1)大修后

2)必要时

年漏气率不大于 0.5%。按 GB11023 方法进行

GB/T 24846-201X

15


3

辅助回路

和控制回路

绝缘电阻

1)1 年

2)大修后

绝缘电阻不低于 2MΩ。


测量。

4

交流耐压

试验

1)大修后

2)必要时

交流耐压试验电压为出厂试验电压值的

100%。

1)试验在 SF6气体额定压

力下进行；

2)对 GIS 试验时不包括

其中的避雷器。

5 冲击耐压试

验必要时

操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压

值的 80%以上。

对 GIS 试验时不包括其

中的避雷器。

6

辅助回路

和控制回路

交流耐压试

验

必要时试验电压为 2000V。

7

断口间并

联电容器的

绝缘电阻、电

容量和 tanδ

必要时与初值相比，tanδ 应无明显变化。

GIS（含 HGIS）中断路

器断口间并联电容器试验

按照制造厂规定。

8

合、分闸电

阻值及接入

时间

1)大修后

2）必要时

1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围

不应大于±5%；

2)合、分闸电阻的有效接入时间按制造厂规

定校核。

隔离开关的分、合闸电阻

不测量接入时间。

9

断路器的

速度特性

1）大修后

2）必要时

1）测量断路器的分、合闸速度；

2）测量行程曲线，判断断路器是否卡涩或

传动部件是否变形；

3）测量方法和测量结果应符合制造厂规定。

10

断路器的

时间参量

1）投运前

2）一年

3 )大修后

4)机构大

修后

除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同

期性应满足下列要求：

1）合、分闸及合分时间应符合制造厂规定；

2）相间合闸不同期不大于 5ms；

3）相间分闸不同期不大于 3ms；

4）同相各断口间合闸不同期不大于 3ms；

5）同相各断口间分闸不同期不大于 2ms。

10

分、合闸脱

扣器的动作

电压

1)1 年

2)大修后

3)机构大

修后

操动机构分、合闸脱扣器端子上的最低动作

电压应在操作电压额定值的 30%～65%之间。

11

导电回路

电阻

1)1 年

2)大修后

回路电阻测量值应符合制造厂的规定，且

不应超过型式试验时测量值的 1.2 倍。

用直流压降法测量，电流

不小于 300A。

12

分、合闸脱

扣器直流电

阻

1)大修后

2)机构大

修后

应符合制造厂规定。

13

SF6 气体密

度继电器(包

括整定值)检

验

1）投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时


14

机构压力

表校验(或调

整)，机构操

作压力 ( 液

压)整定值校

验，机械安全

阀校验

1)必要时

2)大修后


15 SF6 气体分

解物检测必要时 SO2≤5μL/L，H2S≤2μL/L

GB/T 24846 -201X

16


15

操动机构

在分闸、合

闸、重合闸

下的操作压

力(液压)下

降值

1)大修后

2)机构大修

后


16

液(气)压

操动机构的

泄漏试验

1)1 年

2)大修后

3)必要时

按制造厂规定。应在分、合闸位置下分别试验。

17

油(气)泵

补压及零起

打压的运转

时间

1）投运前

2)1 年

3)大修后

4)必要时


18

液压机构

的防失压慢

分试验

1)大修后

2)机构大修

时


19

闭锁、防

跳跃及防止

非全相合闸

等辅助控制

装置的动

作性能

1)大修后

2)必要时


20

GIS 中的

电流互感器

和避雷器

1)大修后

2)必要时

按制造厂规定，或分别按第 6 章、

第 11 章进行。

21

隔离开关、

接地开关时

间特性试验

1)大修后

2)必要时

1）合、分闸时间符合制造厂要求；

2）隔离开关合分闸电阻投入、退

出时间及与主触头的配合符合制造

厂的要求。

24 特高频局放必要时无典型放电图谱在其它手段发现异常时可用于辅

助诊断。

25 超声波局放必要时无典型放电图谱在其它手段发现异常时可用于辅

助诊断。

7.2 隔离开关

隔离开关的试验项目、周期和要求见表 8。

表 8 隔离开关的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 二次回路

的绝缘电阻

1)1 年

2)大修后

3)必要时

绝缘电阻不低于 2MΩ。采用 1000V 兆欧表进行

测量。

2 交流耐压

试验

1）大修后

2）必要时

1)试验电压值按 GB/T 11022 规定；

2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔

离开关进行整体耐压有困难时，可对各胶合元

件分别做耐压试验，其试验周期和要求按第 9

章的规定进行。

在交流耐压试验前、后应

测量绝缘电阻；耐压后的阻

值不得降低。

3

二次回路

交流耐压试

验

1）大修后

2）必要时试验电压为 2000V。 3

4

操动机构

的最低动作

电压

1）大修后

2）必要时

最低动作电压一般在操作电源额定电压的

30%～80%范围内。

GB/T 24846-201X

17

表 8 (续)

5

导电回路

电阻测量

1）大修后

2）必要时

测量结果不大于制造厂规定值的 1.5 倍。

用直流压降法测量，电流

值不小于 300A。

6 瓷支柱绝

缘子探伤

1）大修后

2）必要时无缺陷采用超声法。

7 操动机构

的动作情况

1）大修后

2）必要时

1)操动机构在额定的操作电压下分、合闸 5

次，动作正常；

2)手动操动机构操作时灵活，无卡涩；

3)闭锁装置应可靠。

8 套管

1000kV 油浸电容式套管的试验项目、周期和要求见表 9。

表 9 1000kV油浸电容式套管的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

主绝缘及

末屏绝缘电

阻测量

1）投运前

2)1 年

3)大修 (包

括主设备大

修)后

4)必要时

1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于 10000MΩ；

2)末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MΩ。

1)采用 2500V 兆欧表进

行测量；

2)若有电压测量抽头，

则应测量其绝缘电阻，并

不应低于 1000MΩ。

2

主绝缘及

套管末屏对

地 tanδ与

电容量

1）投运前

2)1 年

3)主设备大

修后

4)必要时

1)20℃时的 tanδ值：主绝缘应不大于

0.006；末屏对地应不大于 0.01；

2)电容量与初值比不超过±2%。

1)油纸电容式套管的

tanδ一般不进行温度换

算，当 tanδ与出厂值或上

一次测试值比较有明显增

长或接近规定数值时，应

综合分析；

2)测量套管 tanδ时，与

被试套管相连的所有绕组

端子连在一起加压，其余

绕组端子均接地，末屏接

电桥，正接线测量；

3) 测量末屏对地介质

损耗角正切值 tanδ时的

试验电压为 2000V，采用反

接线进行测量。

3

油中溶解

气体色谱分

析

1)投运前

2)主设备大

修后

3)必要时

油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任

一值时应引起注意：

H2含量：100；

C2H2含量：0.5；

总烃含量：100。

4 交流耐压

试验必要时试验电压值为出厂值的 80%。

9 绝缘子

9.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子

支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表 10。

表 10 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

悬式绝缘

子劣化检测

1～5 年应符合 DL/T 626 的规定。

可根据绝缘子的劣化率

调整检测周期。

GB/T 24846 -201X

18

表 10 （续）序号项目周期要求说明

2 绝缘电阻

1)悬式绝缘

子 1～5 年

2)支柱绝缘

子 1～5 年

支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子

的绝缘电阻不低于 500MΩ。

采用 5000V 及以上兆欧

表。

3

交流耐压

试验

更换时悬式绝缘子交流耐压试验电压值取 60kV。支柱绝缘子不进行。

4 绝缘子表

面污秽度 3 年

按照附录 B 污秽等级与对应附盐密度值检

查所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合

运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和

监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定

时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施。

应在户外能代表当地污

染程度的至少一串悬垂绝

缘子上取样，测量在当地积

污最重的时期进行。

5 支柱绝缘子

探伤必要时无缺陷。

有下列情形之一，对瓷质

支柱绝缘子及瓷护套进行

探伤检查：

a）若有断裂、材质或机械

强度方面的家族缺陷，对该

家族瓷件进行一次探伤抽

查；

b）经历了有明显震感的地

震后要对所有瓷件进行探

伤。

注：运行中支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。玻璃悬式

绝缘子不进行序号 1、2、3 项中的试验。

9.2 复合绝缘子

复合绝缘子的试验项目、周期和要求见表 11。

表 11 复合绝缘子试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 憎水性试

验

1)1 年抽样

一次

2)必要时

HC1～HC2 检测周期为 3～5 年；

HC3～HC4 检测周期为 2～3 年；

HC5 检测周期为 1 年；

HC6 退出运行。

每条线路的每个厂家的

每批产品均选择一支复合

绝缘子作为测量点，该绝缘

子应为该批绝缘子中运行

环境最为恶劣的一支。“环

境最为恶劣”指当地污染状

况最为严重及(或)阴雨潮

湿天气相对最多等。

2 工频湿耐

受电压试验

1)3～5 年抽

样 1 次

2)必要时

耐受：合格；

闪络：不合格。

3 水煮试验

1)3～5 年抽

样 1 次

2)必要时

外观有明显破损为不合格，否则应继续做陡

波冲击耐受电压试验。

4

陡波冲击

耐受电压试

验

1)3～5年抽样

1 次；

2)必要时

伞裙、护套及芯棒发生局部或整体击穿的为

不合格。

5 密封性能

试验

1)3～5年抽样

1 次；

2)必要时

端部密封破坏，渗透剂进入绝缘子内部的为

不合格。

GB/T 24846-201X

19

表 11 (续)

6

机械

破坏负

荷试验

1)1～5 年抽样 1 次

＞0.75 SML：继续运行

0.65SML～0.75 SML：继续运

行，须跟踪检测；

＜0.65 SML：退出运行。

机械破坏负荷值

kN 检测周期（年）

0.85SML 3～5

（ 0.75～ 0.85）

SML

1～3

（ 0.65 ～ 0.75）

SML

1

2）必要时

注：SML 定义：额定的机械负荷（kN）。

9.3 RTV涂料

RTV涂料试验项目、周期和标准见表 12。

表 12 RTV涂料试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明

1 憎水性试

验

1)1 年抽样

一次

2)必要时

1）HC1～HC4：继续运行；

2）HC5：继续运行，须跟踪检测；

3）HC6：取样做标准的憎水性迁移试验，以

确定是否复涂。

每站的每个厂家的每批

涂料产品均选择一个设备

作为测量点。

10 绝缘油和六氟化硫气体

10.1.1 新绝缘油的验收，应按 GB2536的规定。

10.1.2 运行中绝缘油的试验项目和要求见表 13，试验周期如下：

a) 互感器、套管油的试验结合油中溶解气体色谱分析试验进行，项目按第 6 和 8 章有关规定；

b) 试验周期为 1 年的项目有 1、2、3、5、6、7、8、9、10、14；

c) 新变压器、电抗器投运前、大修后的试验项目有 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10；

d) 试验项目 11、12、13 在必要时进行。

注 1：对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应根据具体情况决定是否采样。

注 2：有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。

10.1.3 设备和运行条件的不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的 pH 值接近 4.4或颜色

骤然变深，其它指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。

表 13 绝缘油的试验项目和要求

序号项目

要求说明

投入运行前的油运行油

1 外观透明、无杂质或悬浮物

将油样注入试管中冷却至 5℃在光线

充足的地方观察。

2 水溶性酸 pH 值 ≥5.4 ≥4.2 按 GB/T 7598 规定进行试验。

3 酸值 mgKOH/g ≤0.03 ≤0.1 按 GB 264 规定进行试验。

4 闪点(闭口)℃ ≥135

1)不应比左栏要求低 5℃；

2)不应比上次测定值低

5℃。

按 GB 261 规定进行试验。

5 水含量 mg/L ≤10 ≤15

运行中设备，测量时应注意温度的影

响，尽量在顶层油温高于 50℃时采样，

按 GB/T7600或 GB/T7601 进行试验。

6 击穿电压 kV ≥70 ≥60 按 GB/T507 方法进行试验。

7 界面张力

(25℃) mN/m ≥35 ≥19 按 GB/T 6541 规定进行试验。

GB/T 24846 -201X

20

表 13（续）

序号项目

要求说明

投入运行前的油运行油

8 tanδ

(90℃)% ≤0.6 ≤2 按 GB 5654 规定进行试验。

9

体积电阻率

(90℃)Ω·m

≥6×1010 ≥1×10

10 按 GB/T 5654 规定进行试验。

10

油中含气量

( 体积分

数)%

≤1 一般≤3 DL/T 432 或 DL/T 703 规定进行试验。

11

油泥与沉淀

物 (质量分

数)%

— 一般≤0.02

按 GB/T 511 试验，若只测定油泥含量，

试验最后采用乙醇—苯(1∶4)将油泥洗于

恒重容器中称重。

12 析气性 — 报告按 GB/T 11142 规定测量。

13 腐蚀性硫 — 非腐蚀性按 SH/T 0804 规定测量。

14 油中颗粒度 ≤1000

1）主体变压器：≤3000；

2）1000kV 电抗器：≤3000；

3）其它不做规定。

按 DL/T 432 测量。

10.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用规定如下：

a) 补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设

备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和 tanδ试验。

试验结果无沉淀物产生且 tanδ不大于原设备内油的 tanδ值时，才可混合；

b) 不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测

的凝点决定是否可用；

c) 对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油

混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验；

d) 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用 1∶1比例混合。

10.2 SF6气体

10.1.5 SF6新气到货后，充入设备前应按 GB 12022验收。抽检率为 30%。同一批相同出厂日期的，只

测定含水量和纯度。

10.1.6 SF6气体在充入电气设备 24h后，方可进行试验。

10.1.7 关于补气和气体混合使用，应符合下列规定：

a) 所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥；

b) 符合新气质量标准的气体均可混合使用。

10.1.8 运行中 SF6气体的试验项目、周期和要求见表 14。

表 14 运行中 SF6气体的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

湿度 (20 ℃

体积分数)10-6

1)1 年

2)大修后

3)必要时


大修后≤150；

运行中≤300。

2）其它气室：

大修后≤250；

运行中≤500。

1)按 GB/T 12022、SD306 和 DL 506 进行；

2)新装及大修后 1 年内复测 1 次，如湿度符

合要求，则正常运行中 1 年 1次；

3)周期中的“必要时”是指新装及大修后 1

年内复测湿度不符合要求或漏气超过表 7 中

序号 2 的要求和设备异常时，按实际情况增加

的检测。

2 湿度 (20 ℃

体积分数)10-6

1)1 年

2)大修后

3)必要时


大修后≤150；

运行中≤300。

2）其它气室：

大修后≤250；

运行中≤500。

1)按 GB/T 12022、SD306 和 DL/T 506 进行；

2)新装及大修后 1 年内复测 1 次，如湿度符

合要求，则正常运行中 1 年 1次；

3)周期中的“必要时”是指新装及大修后 1

年内复测湿度不符合要求或漏气超过表 7 中

序号 2 的要求和设备异常时，按实际情况增加

的检测。

GB/T 24846-201X

21

表 14（续）


3

密度

(标准状态下)

kg/m3

必要时 6.16 按 DL/T 917 进行。

4 酸度μg/g 必要时 ≤0.3 按 DL/T 916 或用检测管进行测量。

5

四氟化碳

(质量分数)%

必要时

1)大修后≤0.05

2)运行中≤0.1

按 DL/T 920 进行。

6

空气

(质量分数)% 必要时

1)大修后≤0.05

2)运行中≤0.2

见序号 4

7

可水解氟化物

μg/g

必要时 ≤1.0 按 DL/T 918 进行。

8 矿物油μg/g 必要时 ≤10 按 DL/T 919 进行。

11 金属氧化物避雷器

11.1 金属氧化物避雷器

金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表 15。

表 15 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 绝缘电阻

1)投运前

2)每年雷雨

季节前

3)必要时

1)≥2500MΩ。

采用 2500V 及以上兆欧表进

行测量。

2

直流 8mA 电压

(U8mA)及 0.75

U8mA下的泄漏电

流

1)投运前

2)1 年

3)必要时

1) U8mA实测值与初值比较，变化不应

大于±5%；

2) 0.75U8mA 下的泄漏电流与初值比较，

变化不应大于 30%且小于 200uA。

1)0.75U8mA中的 U8mA使用出厂

值；

2)可以分单元进行。

3 运行电压下的

泄漏电流

1)投运 3 个

月后带电测量

一次，以后每

个雷雨季前、

后各测量一次

2)必要时

1) 测量运行电压下的全电流、阻性

电流或功率损耗，测量值与初始值比较

，不应有明显变化，当阻性电流增加一

2)当阻性电流增加到初始值的 50%或

全电流增加到初始值的 20%时，应适当

缩短监测周期。

测量时应记录环境温度，相

对湿度，和运行电压，应注意

瓷套表面状况的影响及相间干

扰影响的。

4 工频参考电压必要时测量值与初值比较变化不大于 5%。

1) 测量环境温度 20 ℃

±15℃；

2)测量可分单元进行，整相

避雷器有一节不合格，应更换

该节避雷器(或整相更换)，使

该相避雷器为合格。

5 底座绝缘电

阻

1)每年雷雨

季前

2)必要时

≥2000MΩ 采用 2500V 及以上兆欧表进

行测量。

6 检查放电计

数器动作情况

1)每年雷雨

季前

2)必要时

测试 3～5 次，均应正常动作。

GB/T 24846 -201X

22

11.2 GIS用金属氧化物避雷器

GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求如下：

a) SF6 气体按表 14 的规定；

b) 避雷器运行中的密封检查按表 7 的规定；

c) 其它有关项目按表 15 中序号 3、5、6 规定。

12 固定串联电容器补偿装置

12.1 电容器

电容器的预防性试验项目、周期和要求见表 16。

表 16 电容器的预防性试验项目、周期和要求


1 渗漏油及其他外观检查每年或必要时渗漏油或其他异常时，停止使用。观察法。

2 电容器单元电容测量

1)投运后 1 年

2)3 年或必要时（根

据不平衡电流确

定）

电容值与初始值比较，偏差应不大于

±3%。

用电桥法或其他

专用仪器测量。

3 电容器组桥臂电容值测量 1）3 年

2）必要时

每臂电容值偏差不超过不平衡电流初

始整定值要求。

用电桥法或其他

专用仪器测量。

4 电容器极对壳绝缘电阻测量

1)投运后 1 年

2)3 年或必要时（根

据不平衡电流确

定）

要求逐台进行测量，绝缘电阻应不小

于 2500MΩ。

采用 2500V绝缘电

阻表测量。

5 电容器组不平衡电流测量 1)更换电容器后

2)必要时应满足产品技术条件要求。

用电流电压法进

行测量。

12.2 金属氧化物限压器

金属氧化物限压器的预防性试验项目、周期和要求见表 17。

表 17 金属氧化物限压器的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 外观检查每年或必要时。外观完好，外套表面应清洁。

2 绝缘电阻测量

1)投运 3 年内：每年 1

次；

2)以后每3年或必要时。

≥2500MΩ。采用 5000V 绝缘电阻表进行

测量。

3

直流参考电压及

0.75 倍参考电压

下的泄漏电流检测

1)最初的 3 年：每年 1

次；

2)3 年以后：每 3 年 1

次；

3)15 年以后：每年 1 次；

4)必要时。

1)直流参考电压实测值与

初始值比较，变化不大于±

5%。

2)0.75 倍直流参考电压下

的泄漏电流符合产品技术条

件要求。

3)同一平台上的 MOV 单元

直流参考电压实测值与平均

值之比不大于 1.03。

当发现某限压器单元不合格

时，应核算其余合格限压器单

元总容量是否满足设计要求。

若满足设计要求，合格限压器

单元可继续运行，对于不合格

的限压器单元，若电压偏低，

应拆除，若电压偏高，可继续

运行。若不满足设计要求，则

应整组更换。

注：采用直流高压发生器检查 MOV 的直流参考电压及 0.75 倍直流参考电压下的泄漏电流。测量时将试品的一

端与其余并联在一起的限压器解开，如果电压较高，则还需要在施加高电压端周围采取绝缘隔离措施（如用环氧板

隔离等）。

12.3 触发型间隙

触发型间隙的预防性试验项目、周期和要求见表 18。

GB/T 24846-201X

23

表 18 触发型间隙的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 外观检查每年或必要

时

电容器无漏油现象，电极表面应清洁，

其余零部件外观应完好。

2 放电间隙距离检查 1）3 年

2）必要时符合制造厂规定。符合制造厂规定。

3 分压电容器的电容值测

量

1）3 年

2）必要时

通过测量电容值计算均压电容器的分

压比，并与原计算值对比，若偏差大于±

5%，则应重新调整间隙距离。

用电桥法或其他专

用仪器测量。

4 触发管绝缘电阻测量 1）3 年

2）必要时绝缘电阻应不小于 2500MΩ。

采用 2500V 绝缘电

阻表进行测量。

5 触发管闪络放电电压检

测必要时

记录触发管放电电压，和出厂值相比

较，放电电压偏差不超过额定值。符合制造厂规定。

6 套管绝缘电阻测量 1）3 年

2）必要时

66kV 及以上的电容型套管，应测量套管

末屏对法兰的绝缘电阻。绝缘电阻应不小

于 1000MΩ。

采用 2500V 绝缘电

阻表进行测量。

7 套管电容测量 1）3 年


8 限流电阻器的直流电阻

值测量

1）3 年


9 触发回路试验 1）3 年

2）必要时可靠触发。

从保护出口到脉冲

变出口。

10 电压同步回路测量 1）3 年


注 1：利用交流电压发生器或直流电压发生器，对触发管进行自放电试验。试验时，将触发管与其他部件的电

气连接解开。

注 2：在电压同步回路的输入端施加 50Hz 交流电压，并进行点火试验。当施加电压低于触发门槛电压值时，

点火试验时触发装置应可靠不点火；当施加电压高于触发门槛电压值时，点火试验时触发装置应可靠点

火。

12.4 阻尼装置

12.4.1 阻尼电阻支路

间隙串电阻型阻尼电阻支路和 MOV 串电阻型阻尼电阻支路的预防性试验项目、周期和要求分别见

表 19和表 20。

表 19 间隙串电阻型阻尼电阻支路的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 所有部件外

观检查

1）1 年

2）必要时无破损、无异常。

2 电阻值测量 1）3 年

2）必要时

与出厂值偏差应不大于

±5%。适用于“线性电阻+间隙”型。

3

阻尼电阻器

间隙外观检查

及间隙距离测

量

1）3 年

2）必要时

外观无烧蚀，距离变化不超

过±5%。

适用于“线性电阻+间隙”型。如有需要，

打磨电极烧痕。

表 20 MOV串电阻型阻尼电阻支路的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 所有部件外

观检查

1）1 年


2 绝缘电阻测

量

1）3 年

2）必要时不应低于 500 MΩ。

适用于“线性电阻+非线性电阻”型，采用

2500V 绝缘电阻表测量。

注：阻尼装置中 MOV 的直流参考电压及 0.75 倍直流参考电压下的泄漏电流的试验仪器和方法参考金属氧化物

限压器的试验执行。

GB/T 24846 -201X

24

12.4.2 阻尼电抗器

阻尼电抗器的预防性试验项目、周期和要求见表 21。

表 21 阻尼电抗器的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 外观检查 1）1 年


2 绕组电感值

测量必要时

与初始值偏差应不大于

±5%。

可采用电流电压法，测量时应远离强磁场

源。

3 绕组直流电

阻测量必要时

与初始值偏差应不大于±

2%。

测量时应远离强磁场源，绕组温度应与环

境温度基本平衡，电阻测量值应换算到

75℃。换算公式为：

75

75t

TR R

T t

式中：T 为计算用常数，铜导线取 235、铝

导线取 225；t 为测量时的温度(℃)；Rt 为

在 t（℃）时的电阻值绕组直流电阻实测值。

12.5 旁路断路器

旁路断路器的预防性试验项目、周期和要求见表 22。

表 22 旁路断路器预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 SF6气体的湿

度

1)1年；

2)大修后；

3)必要时

1）大修后≤150μL/L；

运行中≤300μL/L。

2 SF6气体泄漏 1)大修后；

2)必要时

年漏气率不大于 0.5%或按

制造厂要求。

1)按 GB/T 11023 方法进行；

2)可用局部包扎法检漏，每个密封部位包

扎后历时 24 h，测得的 SF6 气体含量(体积

比)不大于 30μL/L 每个包扎点)

3

辅助回路和

控制回路绝缘

电阻

1)3年

2)大修后 ≥2MΩ。采用2500V兆欧表进行测量

4

辅助回路和

控制回路的交

流耐压

必要时试验电压为 2000V。 1)可用 2500V 兆欧表代替；

2)耐压试验后的绝缘电阻值不应降低。

5

断口间并联

电容器的绝缘

电阻、电容量

和 tanδ

1)大修后；

2)必要时

断路器断口间并联电容器

试验按照制造厂规定。与初始值相比，tanδ应无明显变化。

6 速度特性试

验

1)大修后；

2)必要时

速度特性测量方法和测量

结果应符合制造厂规定。

7 时间参量

1)3年；

2)大修后；

3)必要时

1) 断路器的合、分闸时间

及合分(金属短接)时间，主、

辅触头的配合时间应符合制

造厂规定；

2) 除制造厂另有规定外，

断路器的分、合闸同期性应满

足下列要求：

相间合闸不同期不大于 5ms；

相间分闸不同期不大于 3ms；

同相各断口间合闸不同期不

大于 3ms；

同相各断口间分闸不同期

不大于 2ms

GB/T 24846-201X

25

表 21 （续）


8

操作机构

分、合闸的动

作电压

1)3年；

2)机构大修

后；

3)必要时

1)当操作电压低于 30%额定

操作电压时，不应分、合闸；

2)当操作电压大于 65%额定

操作电压时，应可靠分闸；

3)当操作电压大于 80%时，

采用突然加压法

9 导电回路电

阻

1)3年；

2)大修后；

3)必要时

测量值应符合产品技术条

件的规定应采用直流压降法测量，电流不小于 300A

10 分、合闸线

圈的直流电阻机构大修后

直流电阻应符合制造厂规

定采用 2500V 兆欧表

11

SF6气体密度

继电器检查及

压力表校验

1)3年；

2)大修后；

3)必要时

应符合制造厂规定

12

机构压力表

校验 ( 或调

整)，机构操作

压力(气压、

液压 )整定值

检查，机械安

全阀检查

1)机构大修

后

2)必要时

按制造厂规定

13

操动机构在

分闸、合闸及

重合闸下的操

作压力(气压，

液压)下降值

机构大修后应符合制造厂规定

14

液(气)压操

动机构的泄漏

试验

1)机构大修

后

2)必要时

按制造厂规定应在分、合闸位置下分别试验

15

油(气)泵补

压及零起打压

的运转时间

1)3年

2)大修后

3)必要时

应符合制造厂规定

16

液压机构及

采用差压原理

的气动机构的

防失压慢分试

验

1)机构大修

后按制造厂规定

17

闭锁、防跳

跃及防止非全

相合闸等辅助

控制装置的动

作性能

1)大修后

2)必要时按制造厂规定

12.6 隔离开关

隔离开关的预防性试验项目、周期和要求见表 23。

表 23 隔离开关的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 辅助回路和控

制回路绝缘电阻

1)3年

2)大修后绝缘电阻不低于 2MΩ 用 2500V 兆欧表。

2

辅助回路和控

制回路的交流耐

压

大修后试验电压为 2000V 1)可用 2500V 兆欧表代替；

2)耐压试验后的绝缘电阻值不应降低。

GB/T 24846 -201X

26


3 操动机构的最

低动作电压

1)大修后

2)必要时

电动操作机构的电动机端子

的电压在其额定电压值85％～

110％范围时保证隔离开关可

靠。的合闸和分闸

4 操动机构的动

作情况

1)大修后

2)必要时

1)操动机构在额定操作电压

下分、合5次，动作正常；

2)手动操动机构操作时灵活

无卡涩；

3)闭锁装置应可靠；

5 导电回路电阻

测量

1)大修后

2)必要时不大于制造厂规定值的 1.5倍用直流压降法，电流值不小于 300A。

6 瓷支柱绝缘子

探伤 1)必要时无缺陷超声法。

12.7 电流互感器

电流互感器的预防性试验项目、周期和要求见表 24。

表 24 电流互感器的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 外观检查每年或必要时外观无损伤，无异常。

2 绕组绝缘电阻测量 3 年或必要时绕组间及其对地绝缘电阻应不小于 1000MΩ。采用 2500V 绝缘电阻

表测量

3 变比检查必要时与制造厂提供的铭牌标志相符合。

注：电子式电流互感器的预防性试验内容参考 GB/T 20840.8。

12.8 绝缘子

a) 支柱瓷绝缘子

支柱瓷绝缘子的预防性试验项目为支柱瓷绝缘子探伤，周期为 6年或必要时，要求无缺陷。

b) 斜拉复合绝缘子

斜拉复合绝缘子的预防性试验项目、周期和要求见表 25。

表 25 斜拉复合绝缘子的预防性试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1 外观检查必要时伞裙无脆化，无电灼伤，其它按照 DL/T 864 执行。

2 憎水性试验 1 年抽样 1 次或必要时参照 DL/T 376 执行。

3 红外测温 1)2 年；

2)必要时无异常发热。

13 架空电力线路

架空电力线路的试验项目、周期和要求见表 26。

表 26 架空电力线路的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

检查导线连接

管的连接情况

1)2 年

2)线路检修时

1)外观检查无异常

2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要

求

铜线的连接管检查

周期可延长至 5 年

2

悬式绝缘子串

的零值绝缘子检

测

必要时在运行电压下检测

玻璃绝缘子不进行

此项试验，自破后应及

时更换

4 检查相位

线路连接有变

动时

线路两端相位应一致

GB/T 24846-201X

27


5 间隔棒检查 1)3 年

2)线路检修时状态完好，无松动无胶垫脱落等情况

6 阻尼设施的检

查

1)1 年

2)线路检修时无磨损松动等情况

7

绝缘子表面污

秽度

见表 10。

注：关于架空电力线路离地距离、离建筑物距离、空气间隙、交叉距离和跨越距离的检查，杆塔和过电压保护装置

的接地电阻测量、杆塔和地下金属部分的检查、导线断股检查等项目，应按架空电力线路和电气设备接地装置有关

规程的规定进行。

14 接地装置

14.1 接地装置的试验项目、周期和要求

接地装置的试验项目、周期和要求见表 27。

表 27 接地装置的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

1000kV 变电

站、开关站的接

地阻抗、跨步电

压和接触电压测

量

1)不超 6 年

2)可以根据

该接地网挖开

检查的结果斟

酌延长或缩短

周期

符合设计要求。

2

1000kV 设备接

地引下线导通试

验

1 年不得有开断、松脱现象，且必须

符合设计要求。

采用导通测试仪逐级对设备

引下线与地网主干线进行导通

试验；

3

1000kV 线路杆

塔的接地电阻

1)进出线1～

2km 内的杆塔

1～2 年

2)其它线路

杆塔不超过 5

年

接地电阻值小于下表

当土壤电阻率大于 2000Ω·m，

接地电阻难以达到 15Ω时可增

加至 20Ω

土壤电阻率Ω·m 接地电阻Ω

100 及以下 5

100～500 7.5

500～1000 10

1000～2000 12.5

2000 以上 15

14.2 接地装置的检查项目、周期和要求

接地装置的检查项目、周期和要求见表 28。

表 28 接地装置的检查项目、周期和要求序号项目周期要求说明

1

检查有效接地系统的

电力设备接地引下线与

接地网的连接情况

不超过 3 年

不得有开断、松脱或

严重腐蚀等现象。

如采用测量接地引下线与

接地网(或与相邻设备)之间

的电阻值来检查其连接情

况，可将所测的数据与历次

数据比较和相互比较，通过

分析决定是否进行挖开检

查。

2

抽样开挖检查 1000kV

变电所地中接地网的腐

蚀情况

1)本项目只限于已经

运行 10 年以上(包括改

造后重新运行达到这个

年限)的接地网；

2)以后的检查年限可

根据前次开挖检查的结

果自行决定。

不得有开断、松脱或

严重腐蚀等现象。

可根据电气设备的重要性

和施工的安全性，选择 5～8

个点沿接地引下线进行开挖

检查，如有疑问还应扩大开

挖的范围。

GB/T 24846 -201X

28

附录 A

（规范性附录）

1000kV交流电气设备的额定绝缘水平

表A.1 1000kV交流电气设备的额定绝缘水平单位：kV

系统电压

设备名称

雷电冲击耐受电压(峰值) 操作冲击

耐受电压

(峰值)

工频耐受电压

(/时间) 标称

电压

最高

电压全波截波

1000 1100

电力变压器 2250 2400 1800 1100/5min

并联电抗器 2250 2400 1800 1100/5min

断路器 2400 1800 1100/1min

电压互感器 2400 1800 1100/5min

隔离开关及其它电器 2400 1800 1100/1min

开关断口/ 隔离断口 2400(+900) 1675(+900) （1100＋635）/1min

避雷器 2400 1800 1100/1min

套管(变压器类) 2400 2760 1950 1200/5min

套管（开关类） 2400 1950 1200/1min

注：表中的数值适用于安装地点海拔高度不大于 1000m 的电气设备。

GB/T 24846-201X

29

附录 B


现场污秽度等级

从标准化考虑，现场污秽度从非常轻到非常重分为 5个等级：

a 级— 非常轻

b 级— 轻

c 级— 中等

d 级— 重

e 级— 非常重

以上字母表示的污秽等级与GB/T 16434中以数字表示的污秽等级不一一对应。

选择绝缘子时，需考虑现场污秽度的具体数值。

图 B.1 给出了普通盘形悬式绝缘子与每一现场污秽度等级相对应的等值盐密/灰密值的范围，该

值是根据现场测量、经验和污秽试验确定的，是 3年至 5年积污的测量结果。

图 B.1中数值是基于我国电网参照绝缘子表面自然积污实测结果和 IEC 60815“第 2部分”规定

的各级污区所用统一爬电比距并计及自然污秽与人工污秽的差别计算而得，而不是简单由人工污秽试

验所得。现场污秽度从一级变到另一级不表明突变。

图 B.1 普通盘形绝缘子现场污秽度与等值盐密/灰密的关系

E1～E7 对应表 1 中的 7 种典型污秽示例，a-b、b-c、c-d、d-e 为各级污区的分界线。

三条直线分别为灰密盐密比值为 101、51、21 的等灰盐比线

变电站的现场污秽度，同样由盘形绝缘子的等值盐密和灰密来确定。

E4

E6

E7

E1 E2 E3 E5

GB/T 24846 -201X

30

附录 C

（资料性附录）

气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法

C.1 老练试验定义

老练试验是指对设备施加逐步升高的交流试验电压，其目的是：

a) 将设备中可能存在的活动微粒杂质迁移到低电场区域里去，在此区域，这些微粒对设备的危

险性减低，甚至没有危害；

b) 通过放电烧掉电极表面的毛刺、细小的金属颗粒或附着的尘埃等。

C.2 老练试验的基本原则

老练试验的基本原则是既要达到设备净化的目的，又要尽量减少对被试设备的损害，即减少设备

承受较高电压作用的时间，所以逐级升压时，在低电压下可保持较长时间，在高电压下不允许长时间

耐压。

C.3 老练试验的程序及基本要求

试验程序可根据气体绝缘金属封闭开关设备状况和现场条件，由用户和制造厂商定。试验电源可

采用工频或变频串联谐振装置，交流电压频率应在 10Hz-300Hz范围内。

现场交流耐受电压值应为例行试验电压的 80%，时间为 1min。

老练试验应在现场耐压试验前进行，加压程序为：0→Ur持续 10min→1.2Ur/ 3 持续 5min→0。加

压程序如图 C.1所示。老练试验结束后，电压降至零。

图 C.1 主回路老练试验加压程序示意图

C.4 试验电压的施加

规定的试验电压应施加到每相导体和外壳之间，每次一相，其他的导体应与接地的外壳相连。

每个不见都至少加一次试验电压。在制定试验方案时，必须同时注意要尽可能减少固体绝缘的重

复试验次数。

如怀疑断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受损，或经过解体，应做断口间的耐压试验。

C.5 试验判据

如果气体绝缘金属封闭开关设备的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击

穿放电，则认为整个气体绝缘金属封闭开关设备通过试验。

在试验过程中如果发生击穿放电，应采取下列步骤：

a) 进行重复试验，如果设备还能经受规定的试验电压时，则认为是自恢复放电，耐受试验通过。

如果重复耐压失败，则按本条2）项程序进行；

b) 设备解体，打开放电间隔，仔细检查绝缘损坏情况，采取必要的修复措施，再进行规定的耐

压试验。

GB/T 24846-201X

31

附录 D


显著性差异分析法

在相近的运行和检测条件下，相同设计、材质和工艺的一批设备，其测量值不应有显著差异，若

某台设备某个测量值与其它设备有显著性差异，即使未超过标准值要求，也应引起注意。该分析方法

作为本规程对测量值要求“没有明显变化”或类似要求的判断依据。

显著性差异分析方法如下：设 n（n≥5）台同一家族设备（如同制造商同批次设备），某个状态

量 X的当前试验值的平均值为 X ，样本偏差为 S（不含被诊断设备）；被诊断设备的当前试验值为 x ，

则有显著性差异的条件为：

劣化表现为测量值减少时（如绝缘电阻）： kSXx

劣化表现为测量值增加时（如介质损耗因数）： kSXx

劣化表现为偏离初值时（如绕组电阻）： ),( kSXkSXx

上列各式中 k 值根据 n 的大小按表 D1选取。

表 D.1 k值与 n的关系

n 5 6 7 8 9 10 11 13 15 20 25 35 ≥45

k 2.57 2.45 2.36 2.31 2.26 2.23 2.20 2.16 2.13 2.09 2.06 2.03 2.01

易受环境影响的测量值，本方法仅供参考；设备台数 n＜5 时，不适宜应用本方法。若不受试验

条件影响，显著性差异分析法也适用于同一设备同一状态量历年试验结果的分析。

GB/T 24846 -201X

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附录 E

（资料性附录）

（易受环境影响）测量值的纵横比分析

本方法可作为辅助分析手段。如 a、b、c 三相（设备）的上次试验值和当前试验值分别为 a1、b1、

c1、a2、b2、c2,在分析设备 a 当前试验值 a2 是否正常时，根据 )/( 222 cba 与 )/( 111 cba 相比有无明

显差异进行判断，一般不超过±30%可判为正常。

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