01 发电机绝缘试验文件包Word格式.docx
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1.6本文件包的不符合项管理按照厂颁《不符合项管理程序》执行。
1.7本文件包需经设备管理部审定，由生产厂长或总工批准后方可使用。
2.编制目的：
2.1规范检修行为、程序化管理，实行检修全过程监督。
2.2为检修提供安全、质量、组织、管理程序。
2.3为各级质量验收、管理人员提供参考依据。
3.确保目标
3.1确保绝缘试验过程无不安全因素发生。
3.2确保绝缘试验项目的验收率、合格率为100％，质量评价为“优秀”。
3.3实现发电机试验后一次性启动成功。
4.发电机概述：
发电机有功：
功率因数：
发电机额定电压：
发电机额定电流：
发电机冷却方式：
发电机上次试验数据
工作票号：
发电机
设备型号：
设备编码：
地理位置：
上次试验报告编号：
上次试验状况：
1、发电机上次各项试验结果：
2、发电机运行情况：
检查人：
检查时间：
本次工作批准时间：
年月日时分--年月日时分
工作负责人签字：
点检员签字：
发电机试验准备
工作名称
发电机试验
所需备品材料准备情况
编号
名称
单位
数量
落实情况（√）
1.
9V干电池
只
4
2.
#1干电池
9
3.
绝缘胶带
卷
2
4.
检查人
日期
所需工器具准备情况
工具编号
工具名称
型号
2500V兆欧表
ZC-7/ZC37
1
交流试验仪（套）
TDM轻型变压器/操作箱XCJH3/5/220
3
直流试验仪（套）
TDM轻型变压器调压器TDGC-4
数字式万用表
VC890D
5
双臂电桥
QJ44
6
电流互感器
HL1
7
多用电源插座（带有漏电保护器）
/
8
电流表
D26-mA
电压表
T19/1-V
10
功率表
D34/1-W
11
手套
12
其他工具
13
图纸、资料准备情况
名称
图号
份数
发电机技术说明书、图纸
试验规程
《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996
上次试验记录
相关仪器使用说明书
日期
系统隔离措施
文件编号：
DQSY-01-AQ-CS-1
序号
工作票执行措施
执行情况
断开发电机出口开关。
断开发电机出口开关操作、储能直流电源。
将发变组电源开关拉至试验位置。
断开发电机出口刀闸。
危害因素辨识及风险预控措施学习记录
开工前教育学习人员确认签名
教育实施人
教育实施时间
危害因素辨识及风险预控措施执行确认记录
本次作业活动危险控制措施由（工作负责人）确认已全部执行。
危害因素辨识及风险预控
DQSY-01-AQ-BS-1
本次发电机预防性试验执行电气试验班危险源辨识与风险评价清单作业活动危险控制。
发电机试验控制实施计划
试验性质
检修负责人
质量控制点
技术监督
三级验收
验收单编号
监督单编号
检修项目
质量技术要求
说明
零星
分段
厂部
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因
2）各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%
3）吸收比或极化指数：
沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；
环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0；
水内冷定子绕组自行规定
1）额定电压为1000V以上者，采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ
2）水内冷定子绕组用专用兆欧表
3）200MW及以上机组推荐测量极化指数
定子绕组的直流电阻
汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%。
超出要求者，应查明原因
1）在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±
3℃
2）汽轮发电机相间（或分支间）差别及其历年的相对变化大于1%时，应引起注意
W-1
√
DQSY-01-ZL-W-1
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
1）大修前试验电压为2.5Un小修时及大修后为2.0Un
2）在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；
最大泄漏电流在20μＡ以下者，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化3）泄漏电流不随时间的延长而增大
1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。
处于备用状态时，可在冷态下进行。
氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验
2）试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min
3）不符合2）、3）要求之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行
4）泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析
5）试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏蔽。
水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；
汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。
冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求：
对于开启式水系统不大于5.0×
102μS/m；
对于独立的密闭循环水系统为1.5×
102μS/m
H-1
√
DQSY-01-ZL-H-1
DQSY-01-JD-1
定子绕组交流耐压试验
大修前试验电压为1.5Un
1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。
处于备用状态时，可在冷状态下进行。
氢冷发电机试验条件同本表序号3的说明1）
2）水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机组按厂家规定，水质要求同本表序号3说明5）
3）有条件时，可采用超低频（0.1Hz）耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍
H-2
DQSY-01-ZL-H-2
DQSY-01-JD-2
转子绕组的绝缘电阻
1）绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ
2）水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5kΩ
1）采用1000V兆欧表测量。
水内冷发电机用500V及以下兆欧表
2）对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2kΩ，或在20℃时不小于20kΩ，允许投入运行
3）对于300MW及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在10～30℃时不小于0.5MΩ
转子绕组的直流电阻
与初次（交接或大修）所测结果比较，其差别一般不超过2%
1）在冷态下进行测量
2）显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量
转子绕组的交流阻抗和功率损耗
阻抗和功率损耗值自行规定。
在相同试验条件下与历年数值比较，不应有显著变化
1）隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。
显极式转子对每一个转子绕组测量
2）每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压（显极式转子自行规定）
3）本试验可用动态匝间短路监测法代替
W-2
√
DQSY-01-ZL-W-2
轴电压
1）汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压
2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V
测量时采用高内阻（不小于100kΩ/V）的交流电压表
空载特性曲线
1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量误差的范围以内
2）在额定转速下的定子电压最高值：
汽轮发电机为1.3Un（带变压器时为1.1Un）
3）对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min
新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的1.3Un空载特性曲线试验；
一般性大修时可以带主变压器试验
H－3
DQSY-01-ZL-H－3
DQSY-01-JD-3
三相稳定短路特性曲线
与制造厂出厂（或以前测得的）数据比较，其差别应在测量误差的范围以内
新机交接未进行本项试验时应在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验
H－4
DQSY-01-ZL-H－4
DQSY-01-JD-4
发电机试验整体验收
发电机各项试验数据均符合规程要求。
DQSY-01-YS
发电机试验工序及质检点
发电机绝缘试验
目录
1.开工前准备工作确认及注意事项
2.检修工序
1.开工前准备工作确认：
1.1工作票办理完毕，发电机已经停电，接地刀已投入、地线已装设。
1.2所有的安全、技术措施已全部执行完毕。
工作负责人签字
2.试验工序及关键点
□应在试验开始之前详细记录试品的铭牌参数。
检查、了解试品的状态及其历史运行有无异常情况，并进行记录。
□应根据交接试验或预防性试验等不同的情况依据相关规程规定，从设备检修质量及控制实施计划项目中确定本次试验所需进行的试验项目和程序。
□一般情况下，应按先低电压后高电压试验、先直流后交流的顺序进行试验。
应在绝缘电阻测量无异常后再进行耐压试验。
交流耐压试验后还应重复测量绝缘电阻，以判断耐压试验前后试品的绝缘有无变化。
□定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
□测试方法
如果各绕组的首末端单独引出，则应分别测量各绕组对机壳及绕组相互间的绝缘电阻，这时所有其它绕组应同机壳做电气连接。
当中性点不易分开时，则测量所有连接在一起的绕组对机壳的绝缘电阻。
□试验步骤
a）测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次熔断器。
b）测量并记录环境温度和湿度，如果绕组温度于环境温度相差较大，应测量定子膛内平均温度作为绕组温度。
c）将所有绕组充分放电。
d）被测如果是水内冷发电机，将汇水管用导线引至试验场地。
把汇水管所用引下线拧在一起，用万用表测量汇水管对地电阻，通常应达到30KΩ以上方可以进行步骤e）。
将汇水管引线接至专用兆欧表的屏蔽端子上。
e）分相或分支测量时，每相或每个分支的绕组必须头尾短接，并将非被试绕组、转子绕组连接至机壳，而测量绕组整体的绝缘电阻（如起机时不能分相测量）一般在发电机中性点接地变压器或电抗器隔离开关上口进行。
f）将地线端子有接地线和发电机的外壳连接好，用绝缘把手将相线接触到被测量绕组的引出端头上，开始测量，记录15、60、600s的绝缘电阻值。
g）将被测绕组回路对地的机壳作电气连接5min以上使其充分放电。
h）测量其它绕组。
□定子绕组的直流电阻（质量控制点W-1）
□测试方法
a）冷态测量，绕组表面温度于周围空气温度之差不应大于±
2℃。
b）如果各分支的首末端单独引出，则应分别测量各分支的直流电阻。
□试验步骤
a）在定子膛内放置3～5支温度计15min以上，记录并计算平均值作为绕组平均温度，如果温度大于2℃，应找出原因并排除。
b）其他非被测的绕组短路接地，测量各相或分支的直流电阻值，每一电阻应测3次，每次应在电桥平衡破坏后重新进行测量，每次读数于3次读数平均值之差在0.5％以内时，取平均值作为测量值。
□定子绕组泄漏电流和直流耐压（质量控制点H—1）
a）根据相关规程和发电机的额定电压确定试验电压，并根据试验电压和发电机容量选择合适电压等级的电源设备、测量仪表和保护电阻。
b）尽量在停机后清除污垢前热态下进行，交接或处于备用时可在冷态下进行。
c）对水内冷发电机汇水管直接接地者，应在不通水和饮水管吹净条件下进行试验，试验方法（包括设备、接线图、步骤等）与空冷和氢冷发电机相同。
d）对水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线。
a）转子绕组在滑环处接地，发电机出口电流互感器二次绕组短路接地，埋置检温元件在接线端子处电气连接后接地，对绕组进行充放电。
b）按接线图准备试验，保证所用试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确。
c）记录绕组温度、环境温度和湿度。
d）如低压屏蔽法测量水冷绕组的泄漏电流，在空载条件下，按试验电压的1.05～1.1倍调整保护铜球间隙。
e）确认一切正常后开始试验，先空载分段加压至试验电压已检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确。
f）将直流电源输出加在被试相或分支绕组上，从零开始升压，试验电压按0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min，并记录每阶段电压开始和1min时微安表的电流值。
g）该相或分支试验完毕，将电压降为零，切断电源，必须等到10kv以下充分放电后再进行改变接线对另一绕组进行试验或进行其它操作（特别是非水内冷发电机）。
□定子绕组的交流耐压（质量控制点H—2）
□测量方法
a）根据相关规程或制造厂家的规定值确定试验电压，并根据试验电压和发电机容量选择适合电压等级的电源设备、测量仪表和保护电阻。
推荐采用串联谐振或并联谐振以降低试验电源的容量，试验前应根据相关数据计算电抗器、变压器的参数，以保证谐振回路能够匹配谐振以达到所需的试验电压和电流。
b）尽量在停机后清除污垢前的热态下进行，交接或处于备用时可在冷态下进行。
c）水内冷发电机应在绕组通水的情况下进行，水质要求同4.3.5第a）条，在试验变压器容量不够时可在不通水的情况下进行，但必须将绝缘引水管中的水吹干。
氢冷发电机的试验条件同4.3.5b）条。
d）试验前先进型绝缘电阻和吸收比、直流泄漏等试验，各项试验合格后再进行本项试验。
试验后再进行一次绝缘电阻和吸收比测量，比较试验前后的变化。
e）如果试验设备容量允许，可以同时对各项或各分支同时试验。
a）转子绕组在滑环处接地。
发电机出口电流互感器二次绕组短路接地。
埋置检温元件在接线端子处电气连接后接地。
水内冷发电机汇水管接地。
检查试验电源、调压器和试验变压器正常。
按接线图准备试验，保证所有试验设备、仪器仪表接线正确、指示正确。
b）一切设备仪表连接好后，在空载条件下调整保护间隙，其放电电压为试验电压的110％～120％范围内（如采用串联谐振需要另外的变压器调整保护间隙）。
并调整试验电压在高于试验电压5％下维持2min后将电压降至零，拉开电源。
c）经过限流电阻R在高压侧短路，调整过流保护跳闸的可靠性。
d）非被试绕组电气连接后接地。
被试绕组首尾连接后引出。
e）记录绕组温度，环境温度和湿度。
f）电压和电流保护调试检查无误，各种仪表接线正确后，即可将高压引线接到被试绕组上进行试验。
g）升压必须从零开始，升压速度在40％试验电压以内可不受限制，其后应均匀升压，速度约每秒3％的试验电压。
升至试验电压后维持1min。
h）将电压降至零，拉开电源，该试验绕组试验结束。
i）对其他相或分支绕组进行试验。
□转子绕组的绝缘电阻
分静态和动态空转两种情况。
兆欧表的火线接于转子滑环上、接地接与转子轴上。
a）静态测量前将滑环接地放电，提起炭刷测量。
b）动态空转测量时，断开灭磁开关到炭碳刷架的励磁母线或电缆，将碳炭刷提起，测量不同转速下的绝缘电阻。
该项目试验结束后发电机加励磁前恢复接线。
□转子绕组的直流电阻
冷态测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±
a）测量绕组表面温度（困难时可用转子表面温度代替），测点不少于3点，取平均值作为绕组的冷态温度。
对水内冷绕组在通水情况下，可在绕组进出口水温差不超过1K，铁心温度与环境温度温差不超过2K时，取进出口水温的平均值作为绕组的冷态温度。
b）将测量设备或仪表接到滑环上进行测量。
转子滑环光滑不易接线，应注意把测量线接牢，否则读数不稳定。
c）当采用电桥测量时，每一电阻应测量3次，每次应在电桥平衡被破坏后重新进行测量。
每次读数与3次读数平均值之差在0.5%以内时，取平均值作为测量值。
□转子绕组的交流阻抗和功率损耗（质量控制点W-2）
a）隐极式转子在膛内或膛外以及不同转速下测量，显极式转子对每个磁极转子绕组测量。
b）每次试验应在相同条件和相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压（显极式转子自行规定）。
c）交接时超速试验前后进行测量；
d）对于转子绕组有一点接地，或对水内冷转子绕组测量时，必须用隔离变压器加压，并在转子轴上加装接地线。
a）接好试验接线，励磁侧回路断开，电压表要用最短的粗导线直接接与滑环1、2上。
b）用调压器TR分级升压，测量并记录电压U、电流I和功率P。
□轴电压
被试发电机在额定电压、额定转速下空载和带不同负载运行时，测量发电机大轴间的交流电压；
对于端盖式轴承可仅测汽侧轴对地电压。
对静态励磁的发电机，建议同时用示波器或录波仪测量轴电压波形。
a）检查轴承座的绝缘电阻。
b）将轴上原有的接地保护电刷抬起。
c）对于座式轴承，将两侧轴与轴承用铜刷接地，测量轴电压。
□空载特性曲线（质量控制点H—3）
发电机在保持在额定转速下，投入励磁系统，由零开始升电压，直至额定电压的1.3倍（如果带变压器升电压，可升至额定电压的1.1倍），然后降电压至零。
记录升压及降压过程中的励磁电流和机端电压值（取8～10点）。
a）在集控室（电子间）相关屏柜接励磁电流二次线至直流电压表，机端电压至电压表。
b）在发电机升电压和降电压过程中，同时记录励磁电流及机端电压值。
升压至最高点时，保持5分钟。
同时检查发电机电压二次回路是否正常。
c）将记录的数据绘制成发电机空载试验特性曲线，与上次试验结果进行比较，判断结果是否合格。
□三相稳定短路特性曲线（质量控制点H—4）
发电机在保持在额定转速下，投入励磁系统，由零开始升电流，直至额定电流，然后降电流至零。
记录升电流及降电流过程中的励磁电流和发电机电流值（取8～10点）。
a）在集控室（电子间）相关屏柜接励磁电流二次线至直流电压表，发电机电流接电流表。
b）在发电机升电流和降电流过程中，同时记录励磁电流及发电机电流值。
升电流至0.2倍额定电流时，检查发电机所有电流二次回路是否正常。
c）将记录的数据绘制成发电机短路试验特性曲线，与上次试验结果进行比较，判断结果是否合格。
设备检修数据记录
标识与编号
试验日期
安装地点
运行编号
试验负责人
试验参加人
审核人
记录人
铭牌
额定功率
额定电压
额定电流
励磁电压
励磁电流
额定转速
功率因数
接线方式
冷却方式
定子绕组绝缘
转子绕组绝缘
制造厂
出厂号
出厂日期
备注
1.定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
环境温度
环境湿度
是否带母线
是否通水
水质
水电导率
测量方式
R（15秒）
R（60秒）
R（10秒）
吸收比
极化
升级会员 