2021电力设备预防性试验规程.docx

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1、电力设备预防性试验规程目次前言II1 范围12 引用标准13 定义、符号34 总则45 旋转电机56 电力变压器137 电抗器228 互感器299 开关设备4010 有载分接开关5711套管5812 绝缘子6013 电力电缆线路6314 电容器6815 绝缘油和六氟化硫气体7316 避雷器7617母线7918 1kV 及以下的配电装置和电力布线8019 1kV 以上的架空电力线路及杆塔8020 接地装置8221 串联补偿装置8422 电除尘器90附录A (资料性附录) 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压和老化鉴定、铁心磁化试验修正折算和硅钢片单位损耗92附录B (资料性附录) 绝缘子的交

2、流耐压试验电压标准97附录C (资料性附录) 参照盘形悬式绝缘子现场污秽度与等值盐密/灰密的关系98附录D (资料性附录) 憎水性分级（HC 值）的典型状态100附录E (资料性附录) 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法101附录 F (资料性附录) 橡塑电缆附件中金属层的接地方法102附录G (资料性附录) 金属氧化物避雷器的直流参考电压103附录H (资料性附录) 金属氧化物避雷器不拆引线试验方法106附录 I (资料性附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值107附录J (资料性附录) 有效接地系统接地网安全性状态评估的内容、项目和要求109 I交流电力设备预防性试验规程1 范围

3、本标准规定了各种交流电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件， 预防设备损坏，保证安全运行。 本标准适用于 750kV 及以下的交流电力设备。 本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。 从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB 2612008 闪点的测定 宾斯基-马丁

4、闭口杯法 GB 2641983 石油产品酸值测定法 GB/T 5072002 绝缘油 击穿电压测定法 GB/T 5112010 石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法 GB/T 10292005 三相同步电机试验方法 GB 1094.11996 电力变压器 第 1 部分 总则 GB 1094.21996 电力变压器 第 2 部分 温升 GB 1094.32003 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 GB/T 1094.42005 电力变压器 第4 部分 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则 GB/T 1094.62011 电力变压器 第 6 部分 电抗器 GB

5、 1094.102003 电力变压器 第 10 部分 声级测定 GB 1094.112007 电力变压器 第 11 部分 干式变压器 GB 12072006 电磁式电压互感器 GB 12082008 电 流 互 感 器 GB 25362011 电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油 GB/T 56542007 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量 GB/T 64512008 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 65411986 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 72522001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 75952008

6、运行中变压器油质量 GB/T 75982008 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB 76001987 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB/T 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 85642003 水轮发电机组安装技术规范 GB/T 9326.152008 交流 330kV 及以下油纸结缘自容式充油电缆及附件 GB 110322010 交流无间隙金属氧化物避雷器 1 GB/T 120222006 工业六氟化硫 GB/T 16927.11997 高电压试验技术 第一部分：一般试验要求 GB/T 176231998 绝缘油中溶

7、解气体组分含量的气相色谱测定法 GB/T 201402006 透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法和及评定 GB/T 201602006 旋转电机绝缘电阻测试 GB/T 208352007 发电机定子铁心磁化试验导则 GB 50065-2011 交流电气装置的接地设计规范 GB 501502006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 DL/T 366-2010 串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程 DL/T 3742010 电力系统污区分布图绘制方法 DL/T 3932010 输变电设备状态检修试验规程 DL/T 4022007 高压交流断路器订货技术条件 DL/T 4042

8、0073.6kV40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备 DL/T 4212009 绝缘油体积电阻率测量法 DL/T 4232009 绝缘油中含气量测量-真空压差法 DL/T 429.91991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法 DL/T 4322007 电力用油中颗粒污染度测量方法 DL/T 4501991 绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 4592000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 474.1200 现场绝缘试验实施导则 第 1 部分：绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 DL/T 474.32006 现场绝缘试验实施导则 第 3 部分：介质损耗因

9、数(tan)试验 DL/T 474.42006 现场绝缘试验实施导则 第 4 部分：交流耐压试验 DL/T 474.52006 现场绝缘试验实施导则 第 5 部分：避雷器试验 DL/T 4752006 接地装置特性参数测量导则 DL/T 4862000 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件 DL/T 4922009 发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则 DL/T 5062007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法 DL/T 580-1995 用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法 DL/T 5932006 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 6172010 气体绝缘

10、金属封闭开关设备技术条件 DL/T 6211997 交流电气装置的接地 DL/T 6272012 绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料 DL/T 6642008 带电设备红外诊断应用规范 DL/T 7222000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 8152002 交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器 DL/T 8402003 高压并联电容器使用技术条件 DL/T 8642004 标称电压高于 1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则 DL/T 8872004 杆塔工频接地电阻测量 DL/T 9112004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 9182005 六氟化碳气体中

11、可水解氟化物含量测定法 DL/T 9202005 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法 DL/T 9412005 运行中变压器用六氟化硫质量标准 2 DL/T 9842005 油浸式变压器绝缘老化判断导则 DL/T 10932008 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则 DL/T 10942008 电力变压器用绝缘油选用指南 DL/T 10952008 变压器油带电度现场测试导则 DL/T 10962008 变压器油中颗粒度限值 SH 00401991 超高压变压器油 SH 03511992 断 路 器 油 JB/T 62042002 高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范 J

12、B/T 62282005 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定 JB/T 84462005 隐极式同步发电机转子匝间短路测定方法 JB 105492006 SF6 气体密度继电器和密度表 通用技术条件 3 定义、符号3.1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，也包括取油样或气样进行的试验。3.2 在线监测 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。3.3 带电测量 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。3.4初值 可以是出厂值、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

13、后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。 3.5 绝缘电阻 在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压 1min 时的测得值。3.6 吸收比 在同一次试验中，1min 时的绝缘电阻值与 15s 时的绝缘电阻值之比。3.7 极化指数在同一次试验中，10min 时的绝缘电阻值与 1min 时的绝缘电阻值之比。3.8 径向电场电缆 每根绝缘线芯都带有金属屏蔽或挤压金属套（铅套或铝套）的油浸纸绝缘电缆，又称分相铅（铝） 包电缆。3.93 非径向电场电缆 将多根纸绝缘缆芯绞合成缆并用麻或纸

14、填充成圆形，在圆形绞合缆芯外再包绕纸绝缘层，干燥浸油后挤压金属套（铅套或铝套）的油浸纸绝缘电缆，又称带绝缘电缆或统包电缆。3.10 本规程所用的符号 Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)； Um 设备最高电压； U0/U 电缆额定电压(其中 U0 为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U 为导体与导体之间的设计电压)； U1mA 避雷器直流 1mA 下的参考电压； tg 介质损耗因数。4 总则4.1 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。4.2 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求

15、时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。4.3 在进行电气试验前，应进行外观检查，保证设备外观良好，无损坏。 4.4 110kV 以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV 及以上的电力设备， 在必要时应进行耐压试验。 50Hz 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；其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。 非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制

16、造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求： 500kV 72h 220 及 330kV 48h 110kV 及 以 下 24h4.5 进行耐压试验时，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 当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压： a)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压； b)当采用额定电压较

17、高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压； c)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。4.7 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、tg、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，被试品温度不应低于+5，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于 80%。4.8 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。44.9 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。4.10 带电检测是常规停电检测的补充，对停电检测起参考及指导作用

18、。带电检测无法将设备的所有缺陷表征出来，必要时，部分常规项目仍需要进行停电检测。对于成熟的带电检测技术能达到停电试验的效果，经批准可以适当延长停电试验的周期。4.11 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。4.12 检测周期中的“必要时”是指当怀疑设备可能存在缺陷需要进一步跟踪诊断分析，或鉴于设备的重要性而加强监视，测试人员可在特定时间和周期内进行的检测项目。5 旋转电机5.1 同步发电机和调相机5.1.1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表 1，6000kW 以下者可参照执行。 表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周

19、期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 1) 1 年或小修时 2) 大修前、后 3) 必要时 1)绝缘电阻值可自行规定。 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：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；其它绝缘材料参照制造厂规定；汇水管直接接地的水内冷发电机在吹水状态下测量时可参考制造厂规定或自行规定。 1)额定电压为 1000V 以上者， 采用 2500V 兆欧表，额定电压为20000V 及以上者，可采用 5000V 兆欧表，量程一般不低于 10000M 2)水内冷发电机汇水管

20、有绝缘者应使用专用兆欧表，汇水管对地电阻应满足专用兆欧表使用条件 3)200MW 及以上机组推荐测量极化指数 2 定子绕组的直流电阻 1) 大修时 2) 必要时 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 2%。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)相间(或分支间)差别及其历年的相对变化大于 1%引起注意 3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 1) 不超过 3 年 2) 大修前、后 3) 更换绕组后 4) 必要时 1)额定电压为 24000V 及以下的发电机

21、试验电压如下， 1)检修前试验，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。氢冷发电机在充氢条件下试验时， 氢纯度应在 96%以上，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)试验应采用高压屏蔽法接线，微安表接在高压侧；必要时可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 全部更换定子绕组并修好后 3.0Un 局部更换定子绕组并修好后 2.5Un 大修前 运行

22、 20 年及以下者 2.5Un 运行 20 年以上与架空线直接连接者 2.5Un 运行 20 年以上不与架空线直接连接者 (2.02.5)Un 小修时和大修后 2.0Un 额定电压为 24000V 以上发电机按制造厂规定或专门协议 5表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 2)在规定的试验电压下，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 20以下者，各相泄漏电流的差别可不考虑，对水内冷发电机，最大泄漏电流在 50以下者，各相泄漏电流的差别可不考虑； 3)泄漏电流不随时间的延长而增大 接接地者，应尽可能在不

23、通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应满足制造厂技术说明书中相应要求 6)应将试验结果与历次试验结果比较，不应有显著的变化 7)对汇水管直接接地的发电机在不具备做直流泄漏试验的条件下，可在通水条件下进行直流耐压试验，只监视总电流，不测量泄漏电流 4 定子绕组工频交流耐压试验 1) 大修前 2) 更换绕组后 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下： 1)检修前的试验，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。氢冷发电机在充氢条件下试验时，氢纯度应在 96%以上，严禁在置换过程中进行试验 2)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，冷却水质应满足制造厂技术说明书中

24、相应要求 3)在采用变频谐振耐压时，试验频率应在 4565 Hz 范围内 4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录 A 额 定 电 压Un(V) 试验电压 V 600024000 2 Un +1000 24000 以上 按制造厂规定或专门协议 2)大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为： 运行 20 年及以下者 1.5 Un 运行 20 年以上与架空线路直接连接者 1.5 Un 运行 20 年以上不与架空线路直接连接者 (1.31.5) Un 5 转子绕组的绝缘电阻 1) 小修时 2) 大修中转子清扫前、后 3) 必要时 1)绝缘电阻值在室温时一般不小于 0.5M 2)水内冷

25、转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于 5k 1)采用 1000V 兆欧表测量。转子水内冷发电机用250500V 电压的兆欧表 2)对于300MW 以下的隐极式电机，如果转子绕组的绝缘电阻值在 75时不小于 2k，或在20时不小于 20k，在排除转子绕组有接地的前提下，允许转子绕组投入运行 3)对于300MW 及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在1030时不小于 0.5M 6 转子绕组的直流电阻 大修时 与初次(交接或大修)所测结果比较，换算至同一温度下其差别一般不超过 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 7 转子绕组交流耐压试验 1)显极

26、式转子大修时和更换绕组后2)隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后 试验电压如下： 1) 隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替 2) 隐极式转子若在端部有铝鞍， 则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V 3) 全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定 显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后 额定励磁电压 500V 及以下者为 10Un，但不低于 1500V；500V 以上者为 2 Un +4000V 显极式转子大修时及局部更换绕组 并修好后 5Un,但不低于 1000V，不大于 2000

27、V 6表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修 好后 5Un,但不低于 1000V，不大于 2000V 8 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备( 不包括发电机转子和励磁机电枢) 的绝缘电阻 1) 小修时 2) 大修时 绝缘电阻值不应低于 0.5M，否则应查明原因并消除 用 5001000V 兆欧表 9 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备( 不包括发电机转子和励磁机电枢) 的交流耐压试验 大修时 试验电压为 1000V 可用2500V 兆欧表测绝缘电阻代替 10 定子铁心磁化试

28、验 1)重新组装或更换、修理硅钢片后2)必要时 1) 汽轮发电机磁密在 1.4T 下、水轮发电机磁密在 1T 下铁心相同部位(齿或槽)的最高温升不大于 25K、最大温差不大于 15K， 单位损耗不大于 1.3 倍参考值 2)单位损耗参考值见附录 A 3)对运行年久的电机自行规定 1)在磁密为 1T 下持续试验时间为 90min,在磁密为 1.4T 下持续时间为 45min。当试验时的磁密与要求的磁密不相等时，应改变试验持续时间，持续试验时间与磁密折算方法见附录 A。对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差 2)用红外热像仪测温 3)对于铁心局部故障修理后或者需查

29、找铁心局部缺陷的电机，可采用局部通小电流励磁的方法法对铁心局部进行检测。 11 发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻 大修时 1)汽轮发电机组的轴承不得低于 0.5M 2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于 100M；油槽充油并顶起转子时，不得低于 0.3M 3)所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100M 汽轮发电机组的轴承绝缘，用1000V 兆欧表在安装好油管后进行测量 12 灭磁电阻器( 或自同期电阻器) 的直流电阻 大修时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过 10% 非线性电阻可不测量电阻值 13 灭磁开关的并联电阻 大修时 与初始值比较应无显

30、著差别 电阻值应分段测量 7表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 14 转子绕组的交流阻抗和功率损耗 大修时 阻抗和功率损耗值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在额定转速下测量。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，试验电压为220V(交流有效值)或者参考出厂试验和交接试验电压值，但峰值不超过额定励磁电压 3) 与历年数值比较，如果变化较大可采用动态匝间短路监测法或者有条件时采用脉冲法查明转子绕组是否存在匝间短路 4)本试验可用动态匝间短路监测

31、法代替 15 检温计绝缘电阻和温度误差检验 大修时 1)绝缘电阻值自行规定 2)检温计指示值误差不应超过制造厂规定 1)用 250V 及以下的兆欧表 16 定子槽部线圈防晕层对地电位 必要时 不大于 10V 1)运行中检温元件电位升高、槽楔松动、防晕层损坏或者检修时退出过槽楔时测量 2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值，用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值 3)有条件时可采用超声法探测槽放电 17 汽轮发电机定子绕组端部固有振动频率测量和模态分析 1) 大修时 2) 必要时 定子绕组端部整体椭圆固有频率：绕组端部是刚性支撑的，应避开 95110Hz 频率范围，对于绕组端部是柔性支撑的，应避

32、开 95112Hz 频率范围。 1) 适用于 200MW 及以上发电机，200 MW 以下的参照执行 2) 水内冷发电机应尽可能在通水条件下测量 1)直流试验电压值为 Un 2)测试结果一般不大于下表中的值 手 包 绝缘引 线接头，20A；100M 1)本项试验适用于 200MW汽机侧 降值为 2000V 及以上的定子水内冷汽轮发电 定子绕组端隔相接 机 18 部手包绝缘施加直流电压测1) 大修时 2) 必要时 头 2)绕组端部为绝缘盒结构部分或端部裸露结构可不测量 端 部 量 接头(包 3)应尽可能在通水条件下进括引水 行试验，以发现定子接头漏水缺管锥体 30A；100M电阻上的电压降陷 绝

33、缘)和值为 3000V 过渡引 线并联 块 19 定子绕组内冷水流通性检测 1) 大修时 2) 必要时 用超声波流量法：线棒、引线和出线套管的水流量分别不小于整台机线棒、引线和出线套管平均水流量的-15，用热水流法可参照制造厂规定。 1)本项试验适用于200MW 及以上的水内冷汽轮发电机 2)测量时定子内冷水按正常(运行时的)压力循环 8表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 20 轴电压 大修后 1)汽轮发电机大轴接地端(汽端)的轴承油膜被短路时，大轴非接地端(励端)轴承与机座间的电压应接近等于轴对机座的电压 2)汽轮发电

34、机大轴非接地端(励端)的轴对地电压一般小于 10V 3)水轮发电机只测量轴对机座电压 1)应在额定转速和额定电压下空载运行时测量，测量时采用高内阻(不小于 100k/V)交流电压表 2)，如果测得的大轴非接地端(励端)轴承与机座间的电压与轴对机座的电压相差较多，应查明原因。 3)端盖轴承的轴瓦处未引出线时可不测量该轴承对机座电压 21 环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定 1) 累计运行时间 20 年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时 2) 必要时 见附录A 新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，取得初始值 22 空载特性曲线 1) 大修后 2) 更换绕组后 1)与制造厂(或以前测得的)

35、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： a)水轮发电机为 1.3 Un(以不超过额定励磁电流为限) b)汽轮发电机为 1.2 Un(带变压器时为 1.05Un) 3)对于有匝间绝缘的电机最高电压为1.3 Un，持续时间为 5min 1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验 2)对于发电机变压器组，一般可以只作带主变压器的整组空载特性试验 23 三相稳定短路特性曲线 1) 更换绕组后 2) 必要时 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 1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验 2)对于发电机变压器组，一般可以只作带主变压器的整组短

36、路特性试验 24 发电机定子开路时的灭磁时间常数 更换灭磁开关后 时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异 25 温升试验 1) 增容改造 2) 必要时 应符合制造厂规定 5.1.2 各类试验项目： 定期试验项目见表 1 中序号 1、3。大修前试验项目见表 1 中序号 1、3、4。大修时试验项目见表 1 中序号 2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。大修后试验项目见表 1 中序号 1、3、19、21。5.2 直流电机(建议取消，需在征求意见稿着重提出，征求意见)5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表 2。 表 2 直流电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周

37、期 要 求 说 明 9表 2 直流电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绕组的绝缘电阻 1) 小修时 2) 大修时 绝缘电阻值一般不低于 0.5M 1)用 1000V 兆欧表 2)对旋转的电枢绕组应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 2 绕组的直流电阻 大修时 1)与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组自行规定 2)100kW 以下电机自行规定 3 电枢绕组片间的直流电阻 大修时 各对应的整流片相互间的差值不应超过正常最小值的 10% 1) 由于均压线产生的有规律变化，应在各相应的片间进行比较判断 2)对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实

38、际节距测量电阻值 4 绕组的交流耐压试验 大修时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为 1000V 100kW 以下直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用 2500V 兆欧表试验代替 5 磁场可变电阻器的直流电阻 大修时 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于 10% 应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性 6 磁场可变电阻器的绝缘电阻 大修时 绝缘电阻值一般不低于 0.5M 1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行 2)用 2500V 兆欧表 7 调整碳刷的中心位置 大修时 核对位置是否正确，应满足良好换向要求 必要时可做无火花换向试验 8 检查绕组的极性及其连接的正确性 接线变动时 极性和连

39、接均应正确 9 测量电枢及磁极间的空气间隙 大修时 各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围： 3mm 以下气隙 10% 3mm 及以上气隙 5% 10 直流发电机的特性试验 1) 更换绕组后 2) 必要时 与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内 1)空载特性：测录至最大励磁电压值 2)负载特性：仅测录励磁机负载特性；测量时，以同步发电机的励磁绕组作为负载 3)外特性：必要时进行 4)励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行 11 直流电动机的空转检查 1) 大修后 2) 更换绕组后 1)转动正常 2)调速范围合乎要求 空转检查的时间一般不小于 1h 5.2.2 各类试验项目： 定期试验项目见表 2 中序号 1。大修时试验项目见表 2 中序号 1、2、3、4、5、6、7、9。大修后试验项目见表 2 中序号 11。5.3 交流励磁机5.3.1 中频发电机的试验项目、周期和要求见表 3。 表 3 中频发电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绕组的绝缘 1)小修时 绝缘电阻值不